RU2787770C1 - Способ удаления метанола из раствора амина - Google Patents
Способ удаления метанола из раствора амина Download PDFInfo
- Publication number
- RU2787770C1 RU2787770C1 RU2022104216A RU2022104216A RU2787770C1 RU 2787770 C1 RU2787770 C1 RU 2787770C1 RU 2022104216 A RU2022104216 A RU 2022104216A RU 2022104216 A RU2022104216 A RU 2022104216A RU 2787770 C1 RU2787770 C1 RU 2787770C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- methanol
- amine solution
- regenerator column
- carbon dioxide
- gas
- Prior art date
Links
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 88
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 title claims abstract description 39
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 35
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 19
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 18
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 18
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000002262 irrigation Effects 0.000 claims description 6
- 238000003973 irrigation Methods 0.000 claims description 6
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 abstract description 12
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 abstract description 12
- 238000000746 purification Methods 0.000 abstract description 11
- 238000010992 reflux Methods 0.000 abstract description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 6
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 abstract description 5
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 abstract description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 23
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 4
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N methanol;hydrate Chemical compound O.OC GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 101710030186 C10L Proteins 0.000 description 2
- 101710004797 C12orf57 Proteins 0.000 description 2
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 2
- 101710017568 MVA035L Proteins 0.000 description 2
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 2
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 2
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 241000183024 Populus tremula Species 0.000 description 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 1
- 150000003973 alkyl amines Chemical class 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000012047 saturated solution Substances 0.000 description 1
Images
Abstract
Изобретение относится к области абсорбционной очистки углеводородных газов от примесей диоксида углерода и метанола жидкими абсорбентами и может найти применение в газовой отрасли промышленности. Предложен способ удаления метанола из раствора амина, поступающего после абсорбционного извлечения из природного газа диоксида углерода и метанола, который включает разделение раствора амина, примесей углекислого газа и метанола в колонне-регенераторе, охлаждение полученных паров с верха колонны-регенератора и отделение кислых газов от жидкой фазы, возвращаемой в колонну-регенератор в качестве орошения. При этом в низ колонны-регенератора подается топливный газ в количестве, определяемом расчетным путем в зависимости от количества метанола в растворе амина. Технический результат заключается в снижении энергетических затрат на регенерацию раствора амина. 1 ил., 1 пр.
Description
Предлагаемое изобретение относится к способам абсорбционной очистки углеводородных газов от примесей диоксида углерода и метанола жидкими абсорбентами и может найти применение в газовой отрасли промышленности при регенерации абсорбентов.
Из уровня техники известен способ очистки природного газа (см. патент РФ №2547021, B01D 53/14, B01D 53/52, B01D 53/62, C10L 3/10, опубл. 10.04.2015), включающий проведение очистки газа последовательно двумя стадиями абсорбции, в каждой из которых имеется собственный контур циркуляции абсорбента в виде водного раствора алкиламинового основания из абсорбера и регенератора и на каждой стадии абсорбции осуществляется выделение из газа кислого газа разного состава. На первой стадии абсорбции осуществляется селективная очистка газа по отношению к диоксиду углерода с выделением кислого газа, в котором содержание диоксида углерода не превышает 30-40%, и очисткой газа на первой стадии абсорбции до содержания диоксида углерода не ниже 60% от первоначального в исходном газе и содержания сероводорода не более 5-7 мг/м3, и на второй стадии абсорбции газ после первой стадии абсорбции очищается до содержания диоксида углерода не более 50-200 мг/м3 с полным отсутствием сероводорода и выделением кислого газа с концентратом диоксида углерода с содержанием сероводорода не более 200 мг/м3.
Недостатком известного способа является то, что при наличии метанола в поступающем природном газе происходит его растворение в абсорбенте совместно с сероводородом и диоксидом углерода вследствие чего при регенерации абсорбента метанол возвращается вместе со сконденсированной водой в регенерируемый абсорбент, что приводит к постепенному увеличению концентрации метанола в регенерируемом абсорбенте и снижению абсорбирующей способности абсорбента, вследствие чего для поддержания приемлемой абсорбирующей способности раствора амина необходимо будет увеличить энергозатраты на нагрев раствора амина для удаления из него избыточного содержания метанола.
Наиболее близким по технической сущности и заявляемому результату является способ удаления метанола из раствора амина, описанный в способе очистки природного газа от примесей при его подготовке к получению сжиженного метана, этана и широкой фракции углеводородов (см. патент РФ №2602908, B01D 53/04, B01D 53/14, B01D 53/26, C10L 3/10, опубл. 20.11.2016), при котором после абсорбционного извлечения из природного газа диоксида углерода и метанола раствором амина осуществляют регенерацию раствора амина с получением регенерированного абсорбента и кислого газа, часть которого после охлаждения и конденсации в виде кислой воды возвращают в регенератор, а оставшуюся часть кислой воды разделяют в дополнительной ректификационной колонне на метанол и отпаренную воду, возвращаемую в емкость подготовки раствора амина на стадии абсорбционного извлечения.
Общими признаками известного и предлагаемого способов являются:
- разделение раствора амина, примесей углекислого газа и метанола в колонне-регенераторе;
- охлаждение полученных паров с верха колонны-регенератора;
- отделение кислых газов от жидкой фазы, возвращаемой в колонну-регенератор в качестве орошения.
Основным недостатком известного способа является высокая требуемая степень очистки водометанольной смеси от метанола в связи с необходимостью достижения глубокой очистки газа от метанола для криогенной газопереработки. Поскольку очищенная от метанола вода направляется в регенерированный раствор амина, поступающего в абсорбер, то в случае превышения в ней содержания метанола выше 115 ppmv, приведенного в описании патента, необходимая степень очистки газа от метанола (2 ppmv) не будет достигаться. Необходимость достижения высокой степени очистки воды от метанола по известному способу значительно увеличивает затраты на нагрев куба дополнительной ректификационной колонны.
Технический результат заключается в снижении энергетических затрат на регенерацию раствора амина.
Указанный технический результат достигается тем, что в предлагаемом способе удаления метанола из раствора амина, поступающего после абсорбционного извлечения из природного газа диоксида углерода и метанола, включающем разделение раствора амина, примесей углекислого газа и метанола в колонне-регенераторе, охлаждение полученных паров с верха колонны-регенератора и отделение кислых газов от жидкой фазы, возвращаемой в колонну-регенератор в качестве орошения, согласно изобретению в низ колонны-регенератора подается топливный газ в количестве, определяемом расчетным путем в зависимости от количества метанола в растворе амина.
Заявляемая совокупность признаков предлагаемого изобретения позволяет выводить метанол из циркулирующего раствора амина с минимальными энергетическими затратами, поскольку при подаче топливного газа в колонну-регенератор амина снижается парциальное давление углекислого газа в газовой фазе над раствором амина, что способствует переходу углекислого газа из жидкой фазы в газообразную без дополнительных энергозатрат. При охлаждении паров с верха колонны-регенератора амина топливный газ снижает содержание в сконденсированной водной фазе, которую далее подают на орошение регенератора. Таким образом снижается количество метанола, возвращаемого в колонну-регенератор амина и, как следствие, снижаются энергозатраты на повторное испарение метанола из раствора амина.
На рисунке представлен вариант установки, на которой осуществляется предлагаемый способ.
Установка включает колонну-регенератор 1, снабженную в верхней части входом насыщенного раствора амина и выходом потока кислого газа с парами воды и метанола, а в нижней части - входом топливного газа и выходом потока регенерированного раствора амина. Также в верхней части колонна-регенератор 1 снабжена узлом орошения, включающим холодильник 2, рефлюксную емкость 3 с отводами кислых газов и жидкой фазы, и насос 4. В нижней части колонны-регенератора 1 установлен кипятильник 5.
Способ осуществляется следующим образом.
Насыщенный раствор амина подается в верхнюю часть колонны-регенератора 1. Также параллельно в колонну-регенератор 1 на нижнюю тарелку подается топливный газ. Через верхний штуцер (на фигуре не обозначен) колонны-регенератора 1 поток кислого газа с парами воды и метанола поступает в холодильник 2, где при охлаждении водой и/или воздухом происходит конденсация паров воды и метанола. Смесь кислого газа, конденсата воды и метанола далее поступает в рефлюксную емкость 3, с верха которой отводятся кислые газы и основное количество метанола, а с низа - жидкая фаза, содержащая воду и метанол. Поток жидкой фазы, сжатый насосом 4, поступает обратно в колонну-регенератор 1 на верхнюю тарелку, тогда как с глухой тарелки колонны-регенератора 1 регенерированный амин поступает на испарение в кипятильник 5 и далее возвращается в колонну-регенератор 1. Из куба колонны-регенератора 1 регенерированный раствор амина насосом 6 далее подается на охлаждение и орошение абсорбера (на фигуре не показано).
Пример.
Расчет производился в Aspen Hysys в пакете свойств Aisid Gas. Соотношение топливного газа к метанолу составляло 5,12 ст.м3 газа/кг метанола.
Топливный газ, содержащий 98,49% мол. метана, 0,23% мол. азота, 1,28% мол. углеводородов С2+выше с температурой 37,35°С и давлением 0,53 МПа изб. (далее везде давление приводится избыточное) в количестве 1400 кг/ч из топливной сети завода поступал на установку аминовой очистки под нижнюю тарелку колонны-регенератора 1, а насыщенный раствор амина, содержащий метанол в количестве 0,81% мол., с температурой 113,5°С, давлением 0,7 МПа и расходом 55210 кг/ч подавался на третью теоретическую тарелку колонны-регенератора 1 в качестве питания колонны. Пары, содержащие 77,65% мол. метанола, 12,10% мол. воды, 10,05% мол. углеводородов, 0,03% мол. кислых газов, с верха колонны-регенератора 1 с температурой 83,34°С, давлением 0,07 МПа и расходом 24490 кг/ч поступали в холодильник 2, где частично конденсировались за счет охлаждения до 30,04°С. Далее двухфазная смесь, содержащая 77,65% мол. метанола, 12,10% мол. воды, 10,05% мол. углеводородов, 0,03% мол. кислых газов, разделялась в рефлюксной емкости 3. Газовая фаза, включающая 402,5 кг/ч метанола и 10 кг/ч воды, из рефлюксной емкости 3 с температурой 30,04°С давлением 0,05 МПа и расходом 1832 кг/ч далее направлялась на установку утилизации кислых газов. Жидкая фаза, содержащая 86,28% мол. метанола и 13,63% мол. воды, из рефлюксной емкости 3 с температурой 30,17°С, давлением 0,35 МПа и расходом 22660 кг/ч насосом 4 подавалась на орошение колонны-регенератора 1 на первую теоретическую тарелку. Раствор амина с глухой тарелки колонны-регенератора 1 поступал на испарение в кипятильник 5, пары из которого возвращались обратно в колонну-регенератор 1 с температурой 121,3°С, давлением 0,105 МПа и расходом 11416 кг/ч. Регенерированный раствор амина, содержащий 82,16% мол. воды, 17,80% мол. амина и активатора, 0,04% мол. кислых газов, из колонны-регенератора 1 с температурой 121,3°С, давлением 0,7 МПа и расходом 36601 кг/ч насосом 6 подавался на охлаждение и далее на орошение в абсорбер аминовой очистки.
Таким образом, в результате расчета было установлено, что в случае подачи в нижнюю часть колонны-регенератора 1 топливного газа в количестве 294,5 м3/ч и при содержании в растворе амина метанола в количестве 403 кг/ч энергетические затраты на регенерацию раствора амина сократятся на 438,93 кВт.
Claims (1)
- Способ удаления метанола из раствора амина, поступающего после абсорбционного извлечения из природного газа диоксида углерода и метанола, включающий разделение раствора амина, примесей углекислого газа и метанола в колонне-регенераторе, охлаждение полученных паров с верха колонны-регенератора и отделение кислых газов от жидкой фазы, возвращаемой в колонну-регенератор в качестве орошения, отличающийся тем, что в низ колонны-регенератора подается топливный газ в количестве, определяемом расчетным путем в зависимости от количества метанола в растворе амина.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2787770C1 true RU2787770C1 (ru) | 2023-01-12 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2424046A1 (fr) * | 1978-04-27 | 1979-11-23 | Giammarco Giuseppe | Procede pour purifier des liquides et/ou regenerer des solutions absorbantes |
| RU2083554C1 (ru) * | 1993-07-30 | 1997-07-10 | Горловский арендный концерн "Стирол" | Способ очистки водного раствора моноэтаноламина |
| RU2547021C1 (ru) * | 2014-02-20 | 2015-04-10 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Способ и установка очистки природного газа от диоксида углерода и сероводорода |
| CN205287682U (zh) * | 2015-12-22 | 2016-06-08 | 淄博市临淄齐泉工贸有限公司 | 一种甲醇和乙二胺的分离装置 |
| RU2602908C1 (ru) * | 2015-07-31 | 2016-11-20 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Способ очистки природного газа от примесей при его подготовке к получению сжиженного метана, этана и широкой фракции углеводородов |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2424046A1 (fr) * | 1978-04-27 | 1979-11-23 | Giammarco Giuseppe | Procede pour purifier des liquides et/ou regenerer des solutions absorbantes |
| RU2083554C1 (ru) * | 1993-07-30 | 1997-07-10 | Горловский арендный концерн "Стирол" | Способ очистки водного раствора моноэтаноламина |
| RU2547021C1 (ru) * | 2014-02-20 | 2015-04-10 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Способ и установка очистки природного газа от диоксида углерода и сероводорода |
| RU2602908C1 (ru) * | 2015-07-31 | 2016-11-20 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Способ очистки природного газа от примесей при его подготовке к получению сжиженного метана, этана и широкой фракции углеводородов |
| CN205287682U (zh) * | 2015-12-22 | 2016-06-08 | 淄博市临淄齐泉工贸有限公司 | 一种甲醇和乙二胺的分离装置 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2730344C1 (ru) | Извлечение гелия из природного газа | |
| US5735936A (en) | Process and apparatus for eliminating at least one acid gas by means of a solvent for the purification of natural gas | |
| US11287183B2 (en) | Method and plant for the purification of carbon dioxide using liquid carbon dioxide | |
| US6735979B2 (en) | Process for pretreating a natural gas containing acid gases | |
| RU2597081C2 (ru) | Способ комплексного извлечения ценных примесей из природного гелийсодержащего углеводородного газа с повышенным содержанием азота | |
| CN107438475B (zh) | 从吸收剂中能量有效回收二氧化碳的方法和适于运行该方法的设备 | |
| RU2715636C1 (ru) | Способ криогенного разделения сырьевого потока, содержащего метан и газы воздуха, устройство для производства биометана путем очистки биогазов, полученных из хранилищ безопасных отходов (nhwsf), обеспечивающее осуществление способа | |
| US9206795B2 (en) | Process and apparatus for drying and compressing a CO2-rich stream | |
| KR20010066890A (ko) | 연료 및 고순도 메탄을 제조하기 위한 극저온 정류 시스템 | |
| RU2787770C1 (ru) | Способ удаления метанола из раствора амина | |
| CN111548824A (zh) | 一种炼厂干气回收分离的组合工艺 | |
| US11883778B2 (en) | Carbon dioxide and hydrogen sulfide recovery system using a combination of membranes and low temperature cryogenic separation processes | |
| RU2751635C1 (ru) | Способ очистки природного газа от примесей | |
| CN210645772U (zh) | 一种产多种纯度硫化氢的酸性气净化装置 | |
| CN112138421B (zh) | 一种油气处理装置及方法 | |
| RU2784052C1 (ru) | Способ очистки природного газа от примесей диоксида углерода и метанола | |
| CN110548370A (zh) | 一种产多种纯度硫化氢的酸性气净化工艺和装置 | |
| US11738302B1 (en) | Method of generating renewable natural gas | |
| RU2808604C1 (ru) | Адсорбционная установка газа | |
| RU2548082C1 (ru) | Установка переработки газов регенерации цеолитов | |
| US20220404095A1 (en) | Carrier Gas Stream Processing System and Method | |
| WO2023224514A1 (ru) | Способ очистки природного газа от примесей диоксида углерода и метанола | |
| KR20200097734A (ko) | 바이오메탄 스트림 내에 포함된 산소의 농도를 제한하기 위한 방법 | |
| AU2013360232A1 (en) | Separation of impurities from a hydrocarbon containing gas stream | |
| HU176795B (hu) | Eljárás és berendezés fokozott tisztaságú széndioxid előállítására |