Аминовая очистка газа от сероводорода

3.1.1 Технология аминовой очистки

Алканоламины, будучи щелочами, легко вступают в реакцию с H2S, образуя водорастворимые соли. Процесс взаимодействия H2S с алканоламинами описывается следующими суммарными реакциями (на примере моноэтаноламина).

Процесс поглощения сероводорода сопровождается выделением теплоты (таблица 1), а процесс регенерации раствора абсорбента — поглощением теплоты.

Меркаптаны обратимо реагируют с алканоламинами с образованием водорастворимых меркаптидов, разрушающихся при регенерации раствора абсорбента. Серооксид углерода в водных растворах аминов гидролизуется:

Образовавшиеся H2S и СО2 реагируют с аминами по основным реакциям, но эти реакции из-за малого содержания СОS в исходном газе никогда не доходят до конца.

В насыщенном растворе абсорбента сероводород и другие извлекаемые компоненты газа находятся не только в связанном виде за счет химических реакций, но и в свободном, растворенном виде.

Согласно принципу Ле-Шателье понижение температуры и повышение давления способствует протеканию реакций в прямом направлении, а повышение температуры и понижение давления — в обратном направлении. Это положение является определяющим при выборе режимов очистки газа и регенерации насыщенного абсорбента.

Таблица 1 — Основные физико-химические свойства алканоламинов

Плотность при 20 0 С, кг/м 3

Температура, 0 С:

кипения при атмосферном давлении

Давление насыщенных паров при 60 0 С, Па

Динамическая вязкость при 20 0 С, 10 3 Па?с

Удельная теплоемкость при 20 0 С,

Массовая доля амина в рабочем растворе, %

Теплота реакции, кДж/кг:

Содержание основного вещества, % мас.,

Принципиальная технологическая схема однопоточной абсорбционной очистки газа растворами этаноламинов приведена на рисунке 1. Поступающий на очистку газ I проходит восходящим потоком через абсорбер 1 навстречу потоку регенерированного абсорбента V. Насыщенный кислыми газами раствор абсорбента VI, выходящий с низа абсорбера, подогревается в теплообменнике 5 регенерированным раствором из десорбера 6 и подается на верх его. После частичного охлаждения в теплообменнике 5 регенерированный раствор дополнительно охлаждается в холодильнике 3 и подается наверх абсорбера 1.

Рисунок 1. Технологическая схема однопоточной аминовой очистки газа:

1 — абсорбер; 2 — емкость регенерированного абсорбента;

3 — холодильник; 4 — экспанзер; 5 — теплообменник; 6 — десорбер;

7 — конденсатор-холодильник; 8 — сеператор; 9 — рибойлер;

I — исходный газ; II — очищенный газ; III — экспанзерный газ;

IV — кислые газы; V, VI — соответственно регенерированный

и насыщенный растворы амина

Тепло, необходимое для регенерации насыщенного раствора, сообщается последнему в рибойлерах, обогреваемых водяным паром. Кислый газ из десорбера охлаждается для конденсации содержащихся в нем водяных паров. Конденсат этих паров из сепаратора 8 возвращают в десорбер 6 несколько выше входа насыщенного раствора амина.

В схеме предусмотрен экспанзер (выветриватель) 4, в котором за счет снижения давления насыщенного раствора выделяются физически растворенные в абсорбенте углеводороды и частично сероводород и диоксид углерода. Экспанзерный газ III после очистки используется в качестве топливного газа или компримируется и подается в исходный газ I.

В представленной на рисунке 1 схеме регенерированный абсорбент подается одним потоком (поэтому схема названа однопоточной) на верхнюю тарелку абсорбера. Однако, помимо описанной, в промышленности широкое распространение получила схема с раздельными потоками подачи в абсорбер регенерированного абсорбента одинаковой степени регенерации: 70-80 % раствора абсорбента подается в середину абсорбера, а остальное количество — на верхнюю тарелку. Это позволяет снизить затраты энергии на перекачку раствора абсорбента, уменьшить металлоемкость абсорбера (абсорбер имеет меньший диаметр выше тарелки ввода абсорбента в его середине из-за меньших жидкостных нагрузок на тарелках), а также повысить степень извлечения СОS за счет подачи среднего потока раствора абсорбента с более высокой температурой и осуществления реакции гидролиза СОS.

В случае большого содержания в очищаемом газе кислых компонентов также целесообразно применение двухпоточного ввода абсорбента, но разной степени регенерации. Частично регенерированный абсорбент подается в среднюю часть абсорбера, а на верхнюю тарелку подается глубокорегенерированный абсорбент для тонкой очистки газа. Такая схема по сравнению с обычной однопоточной схемой (рисунок.1) позволяет на 10-15 % снизить расход водяного пара на регенерацию. Кроме того, при очистке высококислых газов необходимо осуществлять двойное выветривание насыщенного раствора абсорбента при разных давлениях: первоначально при давлении 1,5-2,0 МПа для выделения основного количества растворенных углеводородов, а на второй ступени при давлении, близким к атмосферному, без подвода тепла выделяется часть кислых газов, которая направляется непосредственно на производство серы. За счет двухступенчатого выветривания дополнительно экономится до 10 % водяного пара, подаваемого в рибойлеры десорбера, но при этом устанавливается насос для подачи насыщенного раствора абсорбента из второго выветривателя в десорбер, который работает в неблагоприятных условиях при высокой степени насыщения раствора абсорбента кислыми компонентами и высокой температуре раствора (до 65-75 0 С).

При очистке газа, содержащего СОS наряду с H2S и СО2 в абсорбере может быть предусмотрена зона поглощения и гидролиза СОS, состоящая из 5-8 тарелок, куда подается регенерированный раствор амина в количестве 10-15 % от общего объема с температурой до 70-80 0 С.

В промышленных схемах аминовой очистки газа предусматриваются также системы фильтрации раствора и ввода антивспенивателя.

На рисунке 2 приведена принципиальная технологическая схема установок аминовой очистки газов с высоким содержанием кислых компонентов, эксплуатируемых в Канаде, Франции, США и на Астраханском ГПЗ. В ней предусмотрены и раздельный ввод в абсорбер частично и полностью регенерированного раствора амина, и двухступенчатое выветривание насыщенного раствора амина, и зона поглощения и гидролиза СОS в абсорбере.

При МЭА-очистке общая степень насыщения раствора абсорбента кислыми газами составляет от 0,3-0,4 до 0,6-0,7 моль/моль МЭА.

Технологический режим в абсорбере следующий: температура исходного газа — 30-35 0 С, регенерированного МЭА — 35-45 0 С; давление 3 МПа. Десорбер работает при следующих параметрах: температура насыщенного амина на входе в десорбер — 85-95 0 С, регенерированного амина в кубе десорбера — 110-120 0 С (не более 125 0 С); давление 0,3-0,8 МПа. Количество тарелок в абсорбере и десорбере составляет 20-25 штук, тип тарелок — клапанные, ситчатые или решетчатые, коэффициент полезного действия — 0,25-0,40.

ДЭА-процесс существует в двух разновидностях — обычный ДЭА-процесс (концентрация ДЭА в растворе 20-25 % мас., поглотительная способность по кислым компонентам — 0,5-0,8 моль/моль ДЭА) и ДЭА-SNPA-процесс (концентрация ДЭА в растворе 25-30 % мас., поглотительная способность по кислым компонентам — 1,0-1,3 моль/моль ДЭА). Первая разновидность используется при наличии в исходном газе COS и СS2 и парциальном давлении кислых компонентов в нем от 0,2 МПа и выше, вторая — при парциальном давлении кислого газа выше 0,4 МПа. Технологический режим в абсорбере при ДЭА — очистке следующий: температура верхнего потока абсорбера — 35-40 0 С; среднего потока — 70-80 0 С; насыщенного абсорбента — 65-75 0 С; давление — 6,0-7,0 МПа; общий расход раствора абсорбента — 1,0-1,5 л/м 3 газа. Параметры технологического режима десорбера следующие: температура верха — 50-55 0 С; питания — 105-115 0 С; низа — 120-125 0 С; давление — 0,18-0,25 МПа. Количество тарелок в абсорбере и десорбере, их тип и к.п.д. такие же, как и при МЭА-очистке.

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%.

Читать еще:  Алюминиевые конструкции входных групп

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.

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.

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).

Читать еще:  Аккумулятор для шуруповерта патриот 12 вольт

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.

Аминовая очистка газа от сероводорода: принцип, эффективные варианты и схемы установок

В природном газе, добываемом из месторождений для поставки потребителю по магистралям, в разных пропорциях содержатся сернистые соединения. Если от них не избавиться, агрессивные вещества разрушат трубопровод, приведут в непригодность арматуру. К тому же при сгорании загрязненного голубого топлива выделяются токсины.

Для того чтобы избежать негативных последствий, производится аминовая очистка газа от сероводорода. Это самый простой и недорогой способ отделения вредных компонентов от горючего полезного ископаемого. Мы расскажем, как проистекает процесс сепарации сернистых включений, как устроена и работает установка очистки.

Цель проведения очистки горючего ископаемого

Газ – самый популярный вид топлива. Он привлекает максимально доступной ценой и нанесением наименьшего урона экологической обстановке. К неоспоримым плюсам относится простота управления процессом сгорания и возможность обезопасить все этапы переработки горючего в ходе получения тепловой энергии.

Однако природное газообразное ископаемое добывают не в чистом виде, т.к. одновременно с извлечением газа из скважины откачивают попутные органические соединения. Самый распространенный из них – сероводород, содержание которого варьирует от десятых долей до десяти и более процентов в зависимости от месторождения.

Сероводород ядовит, опасен для окружающей среды, вреден для катализаторов, применяемых в газопереработке. Как мы уже отмечали, это органическое соединение чрезвычайно агрессивно по отношению к стальным трубам и металлической запорной арматуре.

Естественно, разъедая коррозией частную систему и магистральный газопровод, сероводород приводит к утечкам голубого топлива и связанным с этим фактом крайне негативным, рискованным ситуациям. Чтобы обезопасить потребителя, вредные для здоровья соединения удаляются из состава газообразного топлива еще до поставки его в магистраль.

По нормативам сероводородных соединений в транспортируемом по трубам газе не может быть больше 0,02 г/м³. Однако по факту их бывает значительно больше. Для того чтобы добиться регламентированного ГОСТом 5542-2014 значения, требуется очистка.

Существующие методы отделения сероводорода

Кроме преобладающего на фоне других примесей сероводорода в голубом топливе могут содержаться и другие вредные соединения. Обнаружить в нем можно углекислоту, легкие меркаптаны и серооксид углерода. Но непосредственно сероводород всегда будет преобладать.

Стоит отметить, некоторое незначительное содержание сернистых соединений в очищенном газообразном топливе допустимо. Конкретная цифра допуска зависит от целей, для которых добывается газ. К примеру, для производства оксида этилена общее содержание сернистых примесей должно быть менее 0,0001 мг/м³.

Метод проведения очистки выбирают, ориентируясь на требующийся результат.

Все существующие ныне способы подразделяются на две группы:

  • Сорбционные. Заключаются в поглощении сероводородных соединений твердым (адсорбция) или жидким (абсорбция) реагентом с последующим выделением серы или ее производных. После чего выделенные из состава газа вредные примеси утилизируются или перерабатываются.
  • Каталитические. Состоят в окислении или восстановлении сероводорода с превращением его в элементарную серу. Процесс реализуется в присутствии катализаторов – веществ, стимулирующих течение химической реакции.

Адсорбция предполагает сбор сероводорода путем концентрации его на поверхности твердого вещества. Чаще всего в процессе адсорбции задействуются зернистые материалы на основе активированного угля или окиси железа. Характерная для зерен большая удельная поверхность способствует максимальному удерживанию молекул серы.

Технология абсорбции отличается тем, что газообразные сероводородные примеси растворяются в активном жидком веществе. В итоге газообразные загрязнения переходят в жидкую фазу. Затем выделенные вредные компоненты удаляют путем отпаривания, иначе десорбции, таким методом их устраняют из реактивной жидкости.

Несмотря на то, что адсорбционная технология относится к «сухим процессам» и позволяет производить тонкую очистку голубого топлива, в деле удаления загрязнений из природного газа чаще применяют абсорбцию. Сбор и устранение сероводородных соединений с применением жидких поглотителей более выгоден и целесообразен.

Методы абсорбции, используемые в очищении газа, делятся следующие три группы:

  • Химические. Производятся с использованием растворителей, свободно вступающих в реакцию с сероводородными кислыми загрязнителями. Наивысшей поглотительной способностью среди химических сорбентов обладают этаноламины или алканоламины.
  • Физические. Выполняются посредством физического растворения газообразного сероводорода в жидком абсорбере. Причем чем выше парциальное давление газообразного загрязнителя, тем быстрее проистекает процесс растворения. В качестве абсорбера здесь используют метанол, пропиленкарбонат и др.
  • Комбинированные. В смешанном варианте извлечения сероводорода задействованы обе технологии. Основная работа производится абсорбцией, а тонкая доочистка выполняется адсорбентами.

На протяжении полувека наиболее востребованной и популярной технологией выделения и удаления из природного топлива сероводорода и угольной кислоты является химическая очистка газа с помощью аминового сорбента, использованного в виде водного раствора.

Аминовая технология больше подходит для обработки больших объемов газа, потому что:

  • Отсутствие дефицита. Реагенты всегда можно приобрести в требующемся для очистки объеме.
  • Приемлемая поглощаемость. Амины характеризуются высокой поглотительной способностью. Из всех применяемых веществ только они способны удалить из газа 99,9% сероводорода.
  • Приоритетные характеристики. Водные аминовые растворы отличаются максимально приемлемой вязкостью, плотностью паров, термической и химической стабильностью, низкой теплоемкостью. Их характеристики обеспечивают наилучшее течение процесса абсорбции.
  • Отсутствие токсичности реактивных веществ. Это немаловажный аргумент, убеждающий прибегать именно к аминовой методике.
  • Селективность. Качество, необходимое при проведении селективной абсорбции. Оно обеспечивает возможность последовательного проведения необходимых реакций в требующемся для оптимального результата порядке.

К этаноламинам, применяемым при выполнении химических методов очистки газа от сероводорода и углекислоты, относятся моноэтаноламины (МЭА), диэтаноламины (ДЭА), триэтаноламины (ТЭА). Причем вещества с приставками моно- и ди- устраняют из газа и H2S, и СО2. А вот третий вариант помогает удалить лишь сероводород.

При выполнении селективной чистки голубого топлива пользуются метилдиэтаноламинами (МДЭА), дигликольаминами (ДГА), диизопропаноламинами (ДИПА). Селективные абсорбенты в основном используются за рубежом.

Естественно, идеальных абсорбентов, удовлетворяющих всем требованиям в очистке перед поставкой в систему газового отопления и снабжения прочего оборудования, пока не существует. Каждый растворитель обладает какими-то плюсами наряду с минусами. При выборе реактивного вещества просто определяют наиболее подходящий из ряда предложенных.

Принцип действия типичной установки

Максимальной поглощающей способностью в отношении H2S характеризуется раствор моноэтаноламина. Однако у этого реагента есть пара существенных недостатков. Он отличается довольно высоким давлением и способностью во время работы установки аминовой очистки газа создавать необратимые соединения с сероокисью углерода.

Первый минус устраняется путем промывки, в результате которой пары амина частично поглощаются. Второй – редко встречается в ходе переработки промысловых газов.

способ очистки аминового раствора процесса очистки газов от сероводорода и углекислого газа

Изобретение относится к способам очистки аминового раствора, применяемого для выделения из природного газа сероводорода и углекислого газа, и может быть использовано в нефтегазоперерабатывающей промышленности. Очистку аминового раствора процесса очистки газов от сероводорода и углекислого газа ведут путем экстракции из него полифениловым эфиром пенообразующих веществ при объемном соотношении «полифениловый эфир — аминовый раствор», равном 1:50-300. Отработанный полифениловый эфир подвергают регенерации путем его смешивания с метилэтилкетоном в объемном соотношении, соответственно равном 1:1-3, с последующим выделением пенообразующих веществ в осадок. После этого полученную смесь полифенилового эфира с метилэтилкетоном разделяют в отпарной колонне для повторного использования в процессе очистки. Изобретение позволяет поддерживать допустимый уровень содержания пенообразующих веществ в циркулирующем аминовом растворе, при этом обеспечивает восстановление экстракционных свойств полифенилового эфира и его повторное использование в процессе очистки аминового раствора. 1 ил., 2 табл.

Читать еще:  100 Квадратных дециметров это сколько метров

Рисунки к патенту РФ 2366484

Изобретение относится к способам очистки аминового раствора, применяемого для выделения из природного газа сероводорода и углекислого газа, и может быть использовано в нефтегазоперерабатывающей промышленности.

Вспенивание аминовых растворов — одна из серьезных 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. Основной причиной вспенивания являются примеси, поступающие с сырым газом и попадающие в абсорбент (жидкие углеводороды, пластовая вода, механические примеси, ингибиторы коррозии, различные ПАВ, смолистые вещества и др.). Пенообразователями также являются смазочные масла, продукты коррозии и деградации амина.

Наиболее надежным способом борьбы со вспениванием является вывод примесей из системы. Этот метод более надежен, чем применение антивспенивателей, действие которых кратковременно. Некоторые антивспениватели хорошо гасят пену в момент ее образования, но при добавлении их в раствор до образования пены могут приводить к ее стабилизации. Иногда чрезмерное количество антивспенивателя также может привести к вспениванию.

В настоящее время задача очистки растворов аминов (вывода пенообразуюших веществ) в основном решается путем установки узла фильтрации. Как правило, он состоит из двух патронных и одного угольного фильтра. Патронные фильтры предназначены для очистки циркулирующего раствора от механических примесей, к которым можно отнести продукты коррозии оборудования и трубопроводов и частицы угля, уносимого раствором из угольного фильтра-адсорбера. Объем раствора, выводимого на фильтрацию от пенообразующих веществ, составляет 15-20% объема циркуляции в зависимости от типа применяемого амина и технологической схемы процесса. Часть аминового раствора подвергается очистке от растворимых примесей (балластовых соединений) на угольном фильтре-адсорбере, которые удаляют из раствора тяжелые углеводороды [Н.М.Бутина, Г.С.Широкова. Эффективное использование аминных ресурсов — ключ к рентабельности производства. Наука и прогресс. 2006, № 9, с.95-96].

Основными недостатками данного способа являются недостаточно высокая степень извлечения пенообразующих примесей в случае резкого повышения вспенивания аминового раствора, что обусловлено заданными значениями пропускной способности угольных фильтров, достаточно быстрая деактивация используемого активированного угля, приводящая к необходимости его регенерации путем пропарки водяным паром в атмосферу, а с истечением срока службы угля — замены на новый, что способствует образованию отходов отработанного угольного адсорбента (отвалов), загрязняющих окружающую среду.

Наиболее перспективным методом, по мнению авторов, является экстракционный, позволяющий оперативно реагировать на поступление в раствор пенообразующих веществ путем увеличения соотношения «аминовый раствор — экстрагент», а также за счет увеличения доли поглотительного раствора, подаваемого на экстракционную очистку.

Наиболее близким к заявляемому по совокупности существенных признаков и достигаемому результату является способ очистки аминового раствора процесса очистки газов от сероводорода и углекислого газа путем экстракции из него полифениловым эфиром пенообразующих веществ [А.М.Спасенков, О.П.Лыков, В.И.Лазарев. Экстракционный метод устранения вспенивания алканоламиновых растворов на установках очистки газов от H2S и CO2 . Нефтепереработка и нефтехимия. 2005, № 11, с.37-39]. Авторами экспериментально подтверждена эффективность полифенилового эфира по удалению из циркулирующего аминового раствора веществ, способствующих образованию пены. Полифениловый эфир марки 5Ф-4Э [(C6H5OC6H 5)n, плотность 1,2 г/см 3 , температура кипения 200°С] обладает высокой селективностью, достаточно высокой разностью плотностей с аминовым раствором (плотность раствора в среднем 1,072-1,078 г/см 3 ), минимальной растворимостью в воде и нерастворимостью в нем аминов, что позволяет четко разделять аминовый раствор от пенообразующих веществ.

Задачей заявляемого изобретения является разработка процесса регенерации полифенилового эфира для его многократного использования и определение оптимальных соотношений применяемых реагентов.

Поставленная задача решается тем, что в способе очистки аминового раствора процесса очистки газов от сероводорода и углекислого газа путем экстракции из него полифениловым эфиром пенообразующих веществ экстракцию ведут при объемном соотношении «полифениловый эфир — аминовый раствор», равном 1:50-300, отработанный полифениловый эфир подвергают регенерации путем его смешивания с метилэтилкетоном в объемном соотношении, соответственно равном 1:1-3, с последующим отделением пенообразующих веществ в осадок, после чего смесь полифенилового эфира с метилэтилкетоном разделяют в отпарной колонне для повторного использования в процессе очистки.

Метилэтилкетон (2-бутанон) CH3 COC2H5, бесцветная легколетучая жидкость, температура кипения 79,6°С, плотность при 20°С составляет 0,805 г/см 3 , смешивается с органическими растворителями. Применяют метилэтилкетон в качестве растворителя перхлорвиниловых, нитроцеллюлозных, полиакриловых лакокрасочных материалов и клеев, типографских красок, депарафинизации смазочных масел и обезмасливания парафинов.

Авторами экспериментально установлено, что при смешивании полифенилового эфира, насыщенного пенообразующими веществами, с метилэтилкетоном происходит повторная жидкостная экстракция, но теперь уже метилэтилкетон выделяет из насыщенного раствора полифениловый эфир благодаря их неограниченной взаиморастворимости, а пенообразующие вещества при этом выпадают в осадок. Образовавшаяся смесь полифенилового эфира с метилэтилкетоном легко разделяется в отпарной колонне за счет значительной разности их температур кипения.

Выбранное объемное соотношение полифенилового эфира к аминовому раствору обусловлено тем, что чрезмерное разбавление смеси ниже объемного соотношения 1:300 нерационально, поскольку экстракционная активность полифенилового эфира значительно снизится, а объемное соотношение свыше 1:50 экономически нецелесообразно.

Выбранное объемное соотношение полифенилового эфира к метилэтилкетону обусловлено тем, что объемное соотношение ниже 1:3 будет приводить к неоправданному расходу метилэтилкетона, а выше 1:1 недостаточно для их полного взаиморастворения и отделения смеси от выделившихся в осадок пенообразующих веществ.

Технический результат, получаемый от определения оптимального объемного соотношения полифенилового эфира к аминовому раствору, состоит в обеспечении возможности путем изменения объемного соотношения регулировать в широких пределах экстракционные свойства полифенилового эфира в зависимости от состава аминового раствора и концентрации присутствующих в нем пенообразующих веществ, а также в возможности при необходимости увеличения доли циркулирующего аминового раствора, подаваемого на экстракционную очистку, до 50% от всего объема (против 15-20% при очистке через угольные фильтры).

Технический результат, получаемый от того, что полифениловый эфир подвергается регенерации, включающей его смешивание с метилэтилкетоном в объемном соотношении, равном 1:1-3, последующее отделение пенообразующих веществ в осадок и разделение смеси полифенилового эфира с метилэтилкетоном в отпарной колонне, состоит в восстановлении экстракционных свойств полифенилового эфира и его повторное использование в процессе очистки аминового раствора, т.е. в создании замкнутого цикла циркуляции экстрагента, а следовательно, в увеличении длительности его использования.

На чертеже приведена схема установки, реализующей предлагаемый способ.

Установка содержит емкость хранения амина 1 с насосом 2, аппарат воздушного охлаждения 3, фильтр для очистки от механических примесей 4, емкость хранения полифенилового эфира 5 с насосом 6, теплообменник 7, разделители 8 и 9, емкость хранения метилэтилкетона 10 с насосом 11, отстойник 12, отпарную колонну 13.

Аминовый раствор с температурой 90-100°С из емкости ее хранения 1 подается насосом 2 на охлаждение в аппарат воздушного охлаждения 3, где он охлаждается до температуры 60°С, и поступает в фильтр для очистки от механических примесей 4. В поток очищенного от механических примесей раствора амина впрыскивается полифениловый эфир, подаваемый из емкости его хранения 5 насосом 6. Полученная смесь аминового раствора с полифениловым эфиром проходит сначала теплообменник 7, охлаждая раствор метилэтилкетона, и поступает в разделитель 8, снабженный внутренними перегородками, в котором из-за разности плотностей происходит разделение аминового раствора и полифенилового эфира, насыщенного пенообразующими примесями. Очищенный раствор амина из верхней части разделителя отводится в емкость его хранения 1. На этом цикл по экстракции раствора амина заканчивается.

Затем начинается цикл регенерации полифенилового эфира от пенообразущих веществ. В поток насыщенного полифенилового эфира, выводимого с низа разделителя 8, впрыскивается метилэтилкетон, подаваемый из емкости его хранения 10 насосом 11. Полученная смесь поступает в разделитель 9. В разделителе 9 полифениловый эфир растворяется в метилэтилкетоне и полученная смесь располагается в верхней части разделителя, в то время как пенообразующие примеси выпадают в осадок. Пенообразующие примеси выводятся из нижней части разделителя 9 в отстойник 14 для дальнейшей их утилизации. Смесь полифенилового эфира с метилэтилкетоном поступает в среднюю часть отпарной колонны 13. Разделение полифенилового эфира и метилэтилкетона происходит за счет изменения фазового состояния смеси. Колонна снабжена тарелками для более эффективного разделения смеси. В кубовой части колонны нагрев осуществляется раствором амина, подаваемым на очистку в установку из емкости хранения 1 с температурой 85-100°С. Отпаренный метилэтилкетон с температурой 85°С отводится из верхней части колонны 13 через теплообменник 7, где он охлаждается и конденсируется, в емкость его хранения 10 для дальнейшего использования. Полифениловый эфир стекает по тарелкам и с температурой 90°С выводится из кубовой части отпарной колонны 13 в емкость его хранения 5 для дальнейшего использования.

Пример. Проводили лабораторные исследования процесса экстракции с целью определения оптимальной температуры экстракции и объемного соотношения экстрагент — аминовый раствор. В качестве исходного аминового раствора брали пробы из регенерированного потока амина с промышленной установки 1У370. Водный аминовый раствор содержит в среднем 25-35% смеси ДЭА и МДЭА и примеси пенообразующих веществ (плотность раствора 1,072-1,078 г/см 3 ). В качестве экстрагента использовали полифениловый эфир марки 5Ф-4Э [(C6H5OC 6H5)n, плотность 1,2 г/см 3 , температура кипения 200°С], который обладает минимальной растворимостью в воде и нерастворимостью в нем аминов. В термостатированную делительную воронку вводили 10 мл исходного аминового раствора. Пробу прогревали до заданной температуры, после чего добавляли 1 мл полифенилового эфира, нагретого до той же температуры. Полученную смесь встряхивали в течение 4 минут для ускорения распределения растворенных веществ между двумя жидкостями. Затем воронку закрепили в штативе для разделения фаз. По достижении равновесия очищенный аминовый раствор находился в верхнем слое, а насыщенный примесями полифениловый эфир — в нижнем. Каждый слой сливали в отдельные пробирки.

Исследование пенообразующих свойств исходных и подвергшихся экстракции аминовых растворов проводили в стеклянном термостатируемом аппарате (барботере). Испытуемый раствор 8 мл заливали в пенную колонку на фильтр Шота и продували через него воздух. Включали секундомер в момент появления первых пузырьков воздуха над фильтром. По истечении 3 минут замеряли высоту образующейся пены в колонне с помощью измерительной шкалы. Прекращали подачу воздуха, включали секундомер и замеряли стабильность пены (время разрушения пены) до появления зеркала раствора. Операции повторяли еще 2 раза, каждый раз дожидаясь полного опадания пены. За результат измерения принимали среднее арифметическое трех полученных значений. Результаты исследования приведены в таблице 1. Из таблицы видно, что оптимальными параметрами экстракционной очистки аминового раствора являются объемное соотношение полифенилового эфира к аминовому раствору в диапазоне от 1:50 до 1:300, время контакта не более 3 минут и температура в интервале от 50 до 70°С.

В следующей серии опытов было исследовано влияние объемного соотношения полифенилового раствора к метилэтилкетону на эффективность выведения пенообразующих веществ в зависимости от температуры, времени контакта. Результаты испытаний приведены в таблице 2. Как видно из таблицы, оптимальными условиями для наиболее полного извлечения пенообразующих веществ являются объемное соотношение полифенилового эфира к метилэтилкетону, равное 1:1-3, температура 50-70°С и время контактирования 1-2 минуты.

Таким образом, использование заявляемого изобретения позволит поддерживать допустимый уровень содержания пенообразующих веществ в циркулирующем аминовом растворе путем изменения соотношения объема экстрагента к объему очищаемого раствора и/или увеличения доли циркулирующего аминового раствора, подаваемого на экстракционную очистку.

Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector