Десульфуризация газа нефтеперерабатывающих заводов и десульфуризация природного газа
Thread Content
Давайте поговорим о различиях между десульфуризацией газа, получаемого на нефтеперерабатывающих заводах, и десульфуризацией природного газа. После десульфуризации газа нефтеперерабатывающих заводов с использованием метода MDEA содержание H2S составляет около 20 ППМ. В то же время в природном газе это значение значительно ниже — менее 1 ППМ. Как этого добиваются? Есть ли ещё другое оборудование для глубокой десульфурации?
Последнее изменение в этом посте было сделано ylb913 27.10.2015 в 11:36. Хотя норматив для десульфуризации газа на нефтеперерабатывающем заводе составляет не более 20 мг/м³, фактические значения на выходе из устройств обработки оказываются ниже предела обнаружения, равного 1 ppm. Кроме того, при высоком давлении в процессе десульфуризации газа эффективность десульфуризации, естественно, будет лучше.
При обычной десульфурации газа на нефтеперерабатывающих заводах используется метод DEA, при котором уровень сульфидов составляет примерно 20 ППм. В случае более эффективной десульфурации применяются специальные агенты для удаления сульфидов – например, оксид цинка; благодаря этому уровень сульфидов снижается до менее чем 0,2 ППм
У вас показатели такие низкие. У нас раньше был показатель 50, и мы часто его превышали.
Я видел, что используется только MDEA; оксид цинка применяется в небольших количествах для детальной десульфурации и относится к этапам последующей обработки. Никогда не видел процесса десульфуризации природного газа, не знаю, есть у них альтернатива в виде десульфуризации с использованием оксида цинка или нет
Каково применение природного газа после десульфуризации? Мы производим водород путем десульфуризации с использованием десульфуризирующих агентов, после чего он поступает в процесс преобразования
Сухой газ при коксовании имеет худшие показатели; также наблюдается недостаток аммиака в растворе (происходит регенерация концентрированного раствора аммиака). За период эксплуатации, длившийся более двух с половиной лет, уровень аммиака иногда достигал 300–500 ppm. Колонна для обработки газа загрязнилась; недавно мы заменили её на новую колонну для десульфуризации (установленную в прошлом году). На выходе уровень аммиака составляет примерно 4, 6, 8, 10 ppm; максимальный показатель — 20 ppm. У каталитического сухого газа и сжиженного газа уровень содержания составляет менее 1 ppm.
Природный газ проходит обработку для удаления серы и кислородсодержащих газов, затем регулируется по давлению перед поставкой потребителям. H2S восстанавливается с помощью специальных устройств для извлечения серы. На самом деле процессы обработки природного газа и обработки газов, содержащих серу, на нефтеперерабатывающих заводах, во многом схожи. Десульфуризация, ацидное испарение, восстановление серы и так далее! На этапе получения водорода с помощью технологии PSA предъявляются определенные требования к содержанию серы в водороде: необходимо ее полное удаление. Высокое содержание серы влияет на активность адсорбента.
Для внутренней влажной десульфуризации можно использовать отечественную технологию LO-CAT, основанную на процессе пузырькового поглощения; с её помощью уровень серы можно снизить до менее 1 ppm уже при одном процессе поглощения. Эта технология довольно проста в применении, требует небольших инвестиций и подходит для прямой обработки газа на скважинах.