Cтраница 3
При абсорбции углеводородных газов в качестве абсорбента применяют керосин или бензин. В этих случаях наряду с абсорбцией углеводородов внизу колонны происходит десорбция легких фракций абсорбента и возможен их унос. [31]
Эти процессы могут быть реализованы как в колонных аппаратах, так и в схемах с одно - и многоступенчатой сепарацией. Здесь рассмотрим лишь способы ступенчатой отпарки и абсорбции углеводородов. [32]
При замене воды нефтепродуктом кроме конденсации происходит абсорбция углеводородов. Результаты абсорбции неконденсирующегося потока газа дизельным топливом, приведенные ниже, доказывают, что с подачей абсорбента происходит более полное поглощение углеводородов из газов, покидающих КВС. [33]
Максимальное содержание некоторых углеводородов в конденсате ( II1 - 3. [34] |
Степень очистки природного газа зависит от температурного режима установки. В вихревой трубе происходит не только конденсация, но и абсорбция углеводородов конденсатом, поэтому степень очистки газа здесь значительно выше, чем при простой конденсации. [35]
Снижение выбросов паров углеводородов в атмосферу достигается также совершенствованием технологического процесса. Так, на Рязанском НПЗ на установках АВТ внедрен бескомпрессорный метод получения сжиженных газов абсорбцией пропан-бу-тан-пентановых углеводородов бензином атмосферной колонны, дальнейшим выделением сжиженных газов в колонне стабилизации и откачкой их на ГФУ. [36]
Принципиальная схема компрессорной установки 7ВКГ - 50 / 7. [37] |
При проведении стабилизации нефти путем горячей сепарации из нее выделяется газообразная фракция, в составе которой находится до 40 - 50 % углеводородов С5 высшие. При сжатии таких газов винтовыми компрессорами происходит разжижение смазки вследствие растворения в смазочном масле мелкодисперсной нефти и частичной абсорбции углеводородов ( С5 высшие), находящихся в газе в парообразном состоянии. Снижение вязкости смазочного масла приводит к частой его замене, что на сегодня сдерживает применение компрессоров этого типа для сжатия нефтяных газов высокой плотности. [38]
Блок разделения коксового газа для получения водорода, метана и этилена.| Блок разделения конвертированного водяного газа.| Получение водорода из газов каталитического риформинга нефти. [39] |
Выделение водорода из газов риформинеа, содержащих GO-95 % водорода и 5 - 40 % предельных углеводородов, осуществляется комбинированием процессов конденсации высокошшлщих компонентов с абсорбцией остаточных углеводородов пропаном. Получаемый водород содержит 0 05 % метана, а также исходные количества окиси углерода и азота, которые пропаном не поглощаются. При принятых параметрах процесса давление нарой пропана незначительно, что облегчает регенерацию пропана п исключает большие потери его с отходящими газами в процессах абсорбции и десорбции. В теплообменнике 2 газы охлаждаются до 188 К; при этом конденсируется основное количество бутана и пропана. Сжиженные углеводороды отделяются в сепараторе о и после рекуперации холода выводятся из агрегата. [40]
Блок разделения конвертированного водяного газа.| Получение водорода из газов каталитического риформинга нефти. [41] |
Выделение водорода из газов риформинга, содержащих 60 - 95 % водорода и 5 - 40 % предельных углеводородов, осуществляется комбинированием процессов конденсации вырококипящих компонентов с абсорбцией остаточных углеводородов пропаном. Получаемый водород содержит 0 05 % метана, а также исходные количества окиси углерода и азота, которые пропаном не поглощаются. При принятых параметрах процесса давление парой пропана незначительно, что облегчает регенерацию пропана и исключает большие потери его с отходн-щими газами в процессах абсорбции и десорбции. В теплообменнике 2 газы охлаждаются до 188 К; при этом конденсируется основное количество бутана и пропана. Сжиженные углеводороды отделяются в сепараторе 3 и после рекуперации холода выводятся из агрегата. [42]
Одними из широко используемых на практике, процессов фракционирования смеси являются процессы отпарки низкокипящих углеводородных фракций из жидкости инертным газом, например, водяным паром, и извлечение высококипящих углеводородов из газа жидким абсорбентом. Эти процессы могут быть реализованы как в колонных аппаратах, так и в схемах а одно - и многоступенчатой сепарацией. Здесь рассмотрим лишь способы ступенчатой отпарки и абсорбции углеводородов. [43]
Необходимо учитывать, что при измерении концентрации окиси углерода из-за находящихся в газе углеводородов значения получаются завышенные. На практике такое отклонение только повышает гарантию безопасности. Для научных измерений необходимо использовать дополнительно трубки для абсорбции углеводородов. Благодаря простоте конструкции и удобству в работе прибор пользуется большой популярностью для определения мест утечки, контроля концентрации на рабочих местах и в других случаях. [44]
Разбавление масла можно уменьшить, если установить перед пылеуловителем обычный сухой скруббер, однако это ухудшает экономические показатели. В некоторых случаях в пылеуловителях применяют жидкости, которые не смешиваются с углеводородами и имеют малую упругость паров, например диэтиленгликоль. Накопившиеся углеводороды периодически дренируют из аппарата, однако применять для этих целей гликоль сравнительно дорого. Разбавление масла из-за абсорбции углеводородов из газа отрицательно влияет на показатели работы пылеуловителя только при очистке очень жирных газов. При очистке других газов абсорбция очень мала и практически не снижает эффективности очистки газа. Причины вспенивания масла могут быть самыми различными, однако чаще всего оно происходит из-за наличия в газе ароматических углеводородов и ингибиторов коррозии. Вынос жидкости из газопроводов и попадание ее в пылеуловители можно значительно уменьшить, эксплуатируя газопровод на проектном режиме. На время продувки газопровода рекомендуется отключать пылеуловители от потока газа с помощью обводных линий. При пиковых отборах газа давление в газопроводе может изменяться, поэтому пылеуловители должны рассчитываться на максимальные и минимальные давления и скорости газа, возможные при эксплуатации газопровода. Например, на одной из станций очистки газа повышенные потери масла имеют место при давлении газа, на 12 % превышающем проектное, и при скорости газа, на 16 5 % превышающей проектную. На другой станции, где давление газа превысило проектное на 37 7 %, а пропускная способность при этом увеличилась только на 2 5 %, потери масла возросли до 68 л на 1 млн. м3 очищенного газа. Из-за уноса масла из пылеуловителей многие эксплуатационники предпочитают применять для очистки газа от пыли скрубберы сухого типа, хотя жидкостные пылеуловители имеют хорошие показатели в работе и также широко применяются. [45]