RU2007209C1 - Plant for cleaning gas - Google Patents
Plant for cleaning gas Download PDFInfo
- Publication number
- RU2007209C1 RU2007209C1 SU5033294A RU2007209C1 RU 2007209 C1 RU2007209 C1 RU 2007209C1 SU 5033294 A SU5033294 A SU 5033294A RU 2007209 C1 RU2007209 C1 RU 2007209C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- liquid
- heat exchanger
- absorber
- amine
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к установкам для очистки газа и может быть использовано в газовой промышленности для очистки природного газа от кислых компонентов. The invention relates to installations for gas purification and can be used in the gas industry for the purification of natural gas from acidic components.
Известна установка для очистки газа, содержащая абсорбер, холодильник, теплообменник, десорбер, сепаратор, конденсатор и печь подогрева. Перекачка жидкости осуществляется посредством насоса, а для контроля за расходами в установке предусмотрены регуляторы уровня и расхода и индикатор расхода (1). A known installation for gas purification, containing an absorber, a refrigerator, a heat exchanger, a stripper, a separator, a condenser and a heating furnace. Liquid transfer is carried out by means of a pump, and to control costs in the installation, level and flow controllers and a flow indicator are provided (1).
Недостаток известной установки заключается в низкой производительности. A disadvantage of the known installation is its poor performance.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемой установке является установка для очистки газа, содержащая магистраль природного газа с установленным в ней сепаратором и абсорбером, связанным с последним; cвязанную с выходом из абсорбера магистраль очищенного газа; магистраль насыщенного амина, выходящую из адсорбера и входящую в десорбер и включающую последовательно установленные в ней выветриватель, рекуперативный теплообменник; магистраль регенерированного амина, связывающую десорбер и абсорбер и включающую установленные в ней буферную емкость, рекуперативный, воздушный и водяной теплообменники; магистраль кислых газов и паров воды, связывающую десорбер с емкостью и проходящую через воздушный и водяной теплообменники (2). The closest technical solution to the proposed installation is a gas treatment plant, comprising a natural gas pipeline with a separator and an absorber installed in it, associated with the latter; the purified gas line associated with the outlet from the absorber; a saturated amine line leaving the adsorber and entering the desorber and including a weathering device, a regenerative heat exchanger sequentially installed therein; a regenerated amine line connecting the stripper and the absorber and including the buffer tank installed in it, recuperative, air and water heat exchangers; an acid gas and water vapor line connecting the stripper to the tank and passing through air and water heat exchangers (2).
Недостаток известной установки заключается в низкой производительности и сжигании значительного количества газа в факеле, что наносит ущерб окружающей среде. A disadvantage of the known installation is its low productivity and the burning of a significant amount of gas in a flare, which is harmful to the environment.
Целью изобретения является повышение производительности и уменьшение загрязнения окружающей среды. The aim of the invention is to increase productivity and reduce environmental pollution.
Поставленная цель достигается тем, что установка для очистки газа, содержащая магистраль природного газа с установленным в ней сепаратором и абсорбером, связанным с последним; связанную с выходом из абсорбера магистраль очищенного газа; магистраль насыщенного амина, выходящую из абсорбера и входящую в десорбер и включающую последовательно установленный в ней выветриватель, рекуперативный теплообменник; магистраль регенерированного амина, связывающую десорбер и абсорбер и включающую установленные в ней буферную емкость, рекуперативный, воздушный и водяной теплообменники; магистраль кислых газов и паров воды, связывающую десорбер с емкостью и проходящую через воздушный и водяной теплообменники, снабжена жидкостно-газовым струйным аппаратом (ЖГСА), установленным на магистрали регенерированного амина между насосом и абсорбером. This goal is achieved by the fact that the installation for gas purification, containing a natural gas pipeline with a separator and an absorber installed in it, associated with the latter; a purified gas line connected to the exit from the absorber; a saturated amine line leaving the absorber and entering the stripper and including a weathering device, a recuperative heat exchanger sequentially installed therein; a regenerated amine line connecting the stripper and the absorber and including the buffer tank installed in it, recuperative, air and water heat exchangers; the acid gas and water vapor line connecting the stripper to the tank and passing through air and water heat exchangers is equipped with a liquid-gas jet apparatus (ZhGSA) installed on the regenerated amine line between the pump and the absorber.
Сравнительный анализ предложенного технического решения с прототипом выявил в первом наличие нового признака, заключающегося в введении в устройство жидкостно-газового струйного аппарата. A comparative analysis of the proposed technical solution with the prototype revealed in the first the presence of a new feature, which consists in introducing a liquid-gas jet apparatus into the device.
Это дает право сделать вывод о том, что заявленная установка способствует критерию "новизна". This gives the right to conclude that the claimed installation contributes to the criterion of "novelty."
Введение жидкостно-газового струйного аппарата позволяет повысить давление газа из выветривателя за счет энергии потока регенерированного амина и подать его в абсорбер (предотвратив сжигание на факеле), что повышает производительность установки и обеспечивает уменьшение загрязнения окружающей среды. The introduction of a liquid-gas jet apparatus allows increasing the pressure of the gas from the weathering unit due to the energy of the regenerated amine stream and feeding it to the absorber (preventing flaring), which increases the productivity of the installation and reduces environmental pollution.
Анализ аналогичных технических решений не выявил заявляемой совокупности существенных отличий, поэтому можно сделать вывод, что предлагаемое техническое решение соответствует критерию "существенные отличия". Analysis of similar technical solutions did not reveal the claimed combination of significant differences, so we can conclude that the proposed technical solution meets the criterion of "significant differences".
На чертеже изображена установка для очистки газа. The drawing shows an installation for gas purification.
Она содержит магистраль природного газа с установленными в ней сепаратором 1 и абсорбером 2. Из абсорбера 2 выходит магистраль очищенного газа и магистраль насыщенного амина, которая проходит через выветриватель 3 и рекуперативный теплообменник 4 и заканчивается в десорбере 5. Из десорбера 5 выходят магистраль регенерированного амина и магистраль кислых газов и паров воды. Магистраль регенерированного амина, пройдя через буферную емкость 6, рекуперативный 4, воздушный 9 и водяной 8 теплообменники, насос 7 и жидкостно-газовый струйный аппарат 15, попадает в абсорбер 2. Магистраль кислых газов и паров воды проходит через воздушный 14 и водяной 13 теплообменники и завершается в емкости 12. Из последней кислые газы удаляются на установку Клауса (на чертеже не показана), а жидкость через насос 11 поступает в десорбер 5. Испаритель 10 соединен с десорбером 5. It contains a natural gas line with a separator 1 and an absorber 2 installed in it. From the absorber 2 there is a purified gas line and a saturated amine line that passes through a weathering device 3 and a regenerative heat exchanger 4 and ends in a stripper 5. A regenerated amine line is exited from a stripper 5 and line of acid gases and water vapor. The line of the regenerated amine, passing through the buffer tank 6, regenerative 4, air 9 and water 8 heat exchangers, pump 7 and the liquid-gas jet apparatus 15, enters the absorber 2. The line of acid gases and water vapor passes through the air 14 and water 13 heat exchangers and ends in tank 12. From the latter, acid gases are removed to the Claus plant (not shown), and the liquid through the pump 11 enters the stripper 5. The evaporator 10 is connected to the stripper 5.
Природный газ с примесями H2S и CO2 направляется во входной сепаратор 1, где отделяется капельная жидкость и с давлением около 5,8 МПа поступает под нижнюю тарелку в абсорбер 2 (на чертеже не показана), где очищается от H2S и CO2 водными растворами моноэтаноламина (или диэтаноламина). Очищенный газ с верха колонны (на чертеже не показано) направляется потребителю. Из насыщенного раствора амина удаляются растворимые газы в выветривателе 3 (при давлении 0,6-2 МПа). Насыщенный раствор из выветривателя 3 через рекуперативный теплообменник 4 подается в десорбер 5, где происходит регенерация амина за счет повышения его температуры. Нагрев происходит в испарителе 10 за счет подачи туда пара. Регенерированный раствор амина из десорбера 5 поступает в буферную емкость 6, из которой через рекуперативный теплообменник 4, воздушный холодильник 9, водяной теплообменник 8 насосом 7 подается в ЖГСА 15, где служит активной (рабочей) средой. Пассивной (сжимаемой) средой служат газы из выветривателя 3. В результате передачи энергии от жидкости к газу при смешении компонентов на выходе из ЖГСА образуется двухфазная смесь с давлением более 5,8 МПа, которая подается в абсорбер 2.Natural gas with H 2 S and CO 2 impurities is sent to the inlet separator 1, where the droplet liquid is separated and with a pressure of about 5.8 MPa enters the absorber 2 under the lower plate (not shown in the drawing), where it is purified from H 2 S and CO 2 aqueous solutions of monoethanolamine (or diethanolamine). The purified gas from the top of the column (not shown in the drawing) is sent to the consumer. Soluble gases are removed from the saturated amine solution in the weathering device 3 (at a pressure of 0.6-2 MPa). The saturated solution from the weathering device 3 is fed through a recuperative heat exchanger 4 to the stripper 5, where the amine is regenerated by increasing its temperature. Heating takes place in the evaporator 10 by supplying steam there. The regenerated amine solution from stripper 5 enters the buffer tank 6, from which through a recuperative heat exchanger 4, an air cooler 9, a water heat exchanger 8, with a pump 7, it is supplied to the ZhGSA 15, where it serves as an active (working) medium. The passive (compressible) medium is gases from the weathering device 3. As a result of the transfer of energy from liquid to gas, when the components are mixed, a two-phase mixture with a pressure of more than 5.8 MPa is formed at the outlet of the GHS, which is supplied to the absorber 2.
Кислые газы вместе с парами воды с верха десорбера 5 через воздушный теплообменник 14 и водяной холодильник 13 поступают в емкость 12, откуда кислые газы поступают на печь Клауса для получения серы (на чертеже не показан), а жидкость насосом 11 подается на верх десорбера 5. Acid gases together with water vapor from the top of the stripper 5 through the air heat exchanger 14 and the water cooler 13 enter the tank 12, from which the acid gases are fed to the Claus furnace to produce sulfur (not shown), and the liquid is pumped to the top of the stripper 5 by the pump 11.
Расчет основывающийся на уравнениях эжекции, записанных в виде:
Vсрж2= ;
= (N-Vсрж2D);
; где ×;
; q= - + × T(1+KC)Kт′ж2Cж+K(1-C)C+2(1+KC) + +g(1+K)(h2-h1)-(iжо+Kiго);
N = nж1 + Кnг1 + nδ + n β 1 + nθ - nτ;
D = (1 + KC)Пж2 + К(1 - С)mvПг2;
R= ;
nж1= Пж1Vсрж1+ ;
nг1= Пг1Vсрг1+ ;
nδ= ;
nβ1= ;
nτ= ;
nθ= g cosθ1 показывает, что на газоконденсатном месторождении "Шуртан", предлагаемая установка позволит предотвратить сжигание 3,5 ˙ 106 Нм3/год природного газа (с давлением P = 0,7 МПа) и подать его потребителю. (56) Гвоздев В. А. , Грищенко А. И. и др. "Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений" справ. пособие - М. , Недра, 1988, с. 244.The calculation is based on the ejection equations written in the form:
V sr2 = ;
= (NV cf2 D);
; Where ×;
; q = - + × T (1 + KC) K t'l2 C w + K (1-C) C +2 (1 + KC) + + g (1 + K) (h 2 -h 1 ) - (i jo + Ki go );
N = n x1 + Kn g1 + n δ + n β 1 + n θ - n τ ;
D = (1 + KC) P x2 + K (1 - C) m v P g2 ;
R = ;
n x1 = P x1 V cf1 + ;
n g1 = P g1 V srg1 + ;
n δ = ;
n β1 = ;
n τ = ;
n θ = g cosθ 1 shows that at the Shurtan gas condensate field, the proposed installation will prevent the burning of 3.5 ˙ 10 6 Nm 3 / year of natural gas (with pressure P = 0.7 MPa) and supply it to the consumer. (56) Gvozdev V.A., Grishchenko A.I. et al. "Exploitation of gas and gas condensate fields" sp. allowance - M., Nedra, 1988, p. 244.
Грищенко А. И. , Зиновьева Л. М. и др. "Очистка газов от сернистых соединений при эксплуатации газовых месторождений", М. , Недра, 1985, с. 106. Grishchenko A. I., Zinoviev L. M. et al. "Purification of gases from sulfur compounds in the operation of gas fields", M., Nedra, 1985, p. 106.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU5033294 RU2007209C1 (en) | 1992-02-20 | 1992-02-20 | Plant for cleaning gas |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU5033294 RU2007209C1 (en) | 1992-02-20 | 1992-02-20 | Plant for cleaning gas |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2007209C1 true RU2007209C1 (en) | 1994-02-15 |
Family
ID=21599830
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU5033294 RU2007209C1 (en) | 1992-02-20 | 1992-02-20 | Plant for cleaning gas |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2007209C1 (en) |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2464073C1 (en) * | 2011-03-15 | 2012-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газсертэк" | Method of saturated amino solutions recovery |
WO2013049114A1 (en) * | 2011-09-26 | 2013-04-04 | Eig, Inc. | Simultaneous high efficiency capture of co2 and h2s from pressurized gas |
RU2500460C1 (en) * | 2012-07-20 | 2013-12-10 | Андрей Владиславович Курочкин | Device and method for amine treatment of gas |
RU2555011C2 (en) * | 2013-05-29 | 2015-07-10 | Андрей Владиславович Курочкин | Method of regenerating saturated amine solution |
RU2658412C1 (en) * | 2017-05-29 | 2018-06-21 | Рустем Руждиевич Везиров | Method of the saturated amine solution degassing and installation for its implementation |
-
1992
- 1992-02-20 RU SU5033294 patent/RU2007209C1/en active
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2464073C1 (en) * | 2011-03-15 | 2012-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газсертэк" | Method of saturated amino solutions recovery |
WO2013049114A1 (en) * | 2011-09-26 | 2013-04-04 | Eig, Inc. | Simultaneous high efficiency capture of co2 and h2s from pressurized gas |
RU2500460C1 (en) * | 2012-07-20 | 2013-12-10 | Андрей Владиславович Курочкин | Device and method for amine treatment of gas |
RU2555011C2 (en) * | 2013-05-29 | 2015-07-10 | Андрей Владиславович Курочкин | Method of regenerating saturated amine solution |
RU2658412C1 (en) * | 2017-05-29 | 2018-06-21 | Рустем Руждиевич Везиров | Method of the saturated amine solution degassing and installation for its implementation |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN101063527B (en) | Process for controlling the moisture concentration of a combustion flue gas | |
US6726748B2 (en) | Method of converting a downflow/upflow wet flue gas desulfurization (WFGD) system to an upflow single-loop WFGD system | |
US3733777A (en) | Flue gas recovery method and apparatus | |
CN103282101A (en) | Seawater flue-as desulfurization system, and power generating system | |
CN109099451B (en) | Energy-saving emission-reducing white-eliminating five-element heat exchange system for flue gas | |
RU2371238C2 (en) | Complex method and device for smoke gas cleaning with recovery of heat, harmful impurities and carbon dioxide | |
RU2547021C1 (en) | Method and unit for stripping of natural gas from carbon dioxide and hydrogen sulphide | |
US20130000301A1 (en) | Low pressure steam pre-heaters for gas purification systems and processes of use | |
RU2007209C1 (en) | Plant for cleaning gas | |
BR112018014966B1 (en) | METHOD AND APPARATUS FOR REMOVING CARBON DIOXIDE FROM FLUE GAS | |
CN108619871A (en) | A kind of processing method and processing device of flue gas and flue gas desulfurization waste-water | |
CN102343209B (en) | Seawater flue gas desulphurization (FGD) system applying boiler blowdown water | |
JP3251883B2 (en) | Exhaust gas desulfurization method and apparatus | |
EP0690742B1 (en) | Method and apparatus for cleaning of hot gas and extraction of energy therefrom | |
CN102350174A (en) | Method for selective removal of H2S by dynamic wave scrubber | |
CN210559480U (en) | Waste water evaporation and concentration device based on low-temperature spray desulfurization | |
CN209501281U (en) | The processing unit and coal-fired flue-gas processing system of condensable particulate matter and moisture in flue gas | |
US8815187B2 (en) | Process and system for quenching heat, scrubbing, cleaning and neutralizing acidic media present in the flue gas from the firing of fossil fuel | |
CN103614509B (en) | A kind of carbon steel converter dry cloth bag dedusting process of whole process recovery waste heat and device thereof | |
EP2644254B1 (en) | Scrubber for cleaning a process gas and recovering heat | |
CN115445423A (en) | Ammonia process decarburization device and operation method thereof | |
RU2659991C2 (en) | Method of absorption distribution of carbon dioxide from gas mixtures by absorbents containing water solutions of amines | |
CN211677160U (en) | White smoke eliminating device of desulfurizing tower | |
CN109550371A (en) | The treating method and apparatus and coal-fired flue-gas processing system of condensable particulate matter and moisture in flue gas | |
CN212133402U (en) | Flue gas treatment device |