книги / Сырье и продукты промышленности органических и неорганических веществ. Ч. 1

Процесс «Тайлокс». В этом процессе применяют­ ся растворы тиомышьяковых солей. На стадии очист­ ки в абсорбере протекает реакция:

Na4As2S502 ■!" H2S —►Na4As2S60 + Н2О.

На стадии регенерации при продувке насыщенного абсорбента воздухом выделяется элементарная сера:

Na4As2S60 + I/2O2 —►Na4As2S50 2+ S.

Степень регенерации раствора влияет на глубину очистки. При хорошей регенерации содержание серо­ водорода 5-10 мг/нм3.

Поглотительный раствор процесса «Тайлокс» об­ ладает коррозионной активностью. Применяемое обо­ рудование, насосы и арматура с облицовкой нержа­ веющей сталью.

Процесс «Такахакс». В этом способе сероочистки в состав поглотительного раствора входит натриевая соль — 1,4-нафтохино-2-сульфокислоты. Раствор ак­ тивно поглощает H2S, не окрашивает серу, полностью регенерируется воздухом.

Процесс идет по следующим основным реакциям: а) абсорбция H2S

NH4OH + H2S -> NH4SH + н 2о

Na2C03+ H2S NaSH + NaHC03

б) окисление гидросульфидов:

Серу получают в виде фильтрпрессованной лепешки с влажностью 25-35 %.

Очищенный газ в противоточном абсорбере кон­ тактирует со щелочным поглотителем при pH = 8-9, содержащем 1,4-нафтохинон-2-сульфонат натрия в качестве катализатора окисления-восстановления. H2S реагирует со щелочной составляющей раствора и да­ лее окисляется с образованием мелкодисперсной серы. Нафтохинон сульфонат восстанавливается до нафтогидрохинон сульфоната.

В регенераторе при продувке воздухом катализатор окисляется до нафтохиноновой формы. Часть раствора фильтруют для выделения серы, некоторая доля пере­ ходит в тиосульфат по реакции:

2NaHS + 202- » Na2S20 3 + Н20.

Для предотвращения его накопления часть рас­ твора выводят из системы и утилизируют для реге­ нерации накопившихся солей.

Схема процесса «Такахакс» представлена на рис. 11.7. Достоинство схемы — простота и, как следствие, низкие капиталовложения.

При содержании H2S в газе 2-3 г/м3 концентрация катализатора в растворе около 1 моль/м3.

При содержании H2S в газе 10-15 г/м3 концентра­ ция катализатора 3 моль/м3.

Общее содержание Na2C 03 и NaHC03 в поглоти­ тельном растворе 60-70 г/м3 при pH = 9-9,1.

Процесс «Такахакс» широко используется в прак­ тике очистки газов от H2S. Степень удаления серово­ дорода составляет 99-100 %.

В табл. 11.14 приведены данные по некоторым способам очистки от сернистых соединений и С 02.

Получаемая сера не флотируется, как в процессе «Тайлокс», не отстаивается. Размер частиц — 2 мкм.

Остаточное содержание примесей

В одну ступень: H2S — 50 мг/м3 С02— 1об. % В две ступени:

H2S — 12-20 млн' 1 С02— 5 млн' 1

H2S < 1 • 10^ об. % С02— 5 10^ об. % COS < 1 10"*об. %

С02 < 1 10' 3об. % H2S — 10' 5об. %

H2S < 2 • Ю-4 об. %

H2S — 1 • 10-4 об. % С02— 1 • 10' 3об. %

H2S — 4- 10"4 об. % С02— 5 10' 3об. %

H2S — 20-50 мг/м3

H2S < 2 мг/м3

RSH < 2 мг/м3

H2S < 0,5 мг/м3

H2S — 5-10 мг/м3

673

Продолжение таблицы 11.14

Остаточное содержание примесей

H2S < 0,5 мг/м3

11.1.2.4. Очистка газов на мембранах

Применение мембранной технологии для очистки газов от примесей часто оказывается эффективнее тра­ диционных методов. Наибольшее распространение по­ лучили мембранные аппараты с использованием поло­ волоконных и рулонных элементов. Материалом мемб­ ран чаще всего служит ацетат целлюлозы, обладающий высокими значениями фактора разделения по приме­ сям:

С02: СН4 = 30; H2S : СН4= 50ч-60; Н20 : СН4 = 500.

Поэтому применение ацетатцеллюлозных мембран позволяет проводить одновременно очистку газов от H2S, С02 и Н20. При удалении H2S удельные затраты энергии на мембранный процесс на 75-80 % ниже, чем

вметоде абсорбции газа диэтаноламином.

Втабл. 11.15 приведены результаты очистки при­ родного газа на установках фирмы «Грейс системе». Применение на установках от 6 до 36 элементов удов­ летворяют требованиям к продукционному природному газу. Эффективная работа рулонных мембранных эле­ ментов требует предварительной очистки газовой смеси от пыли, золы, смол, капель насыщенных паров воды, легкоконденсируемых углеводородов и т. д.

11.1.3. Осушка газов

Некоторые углеводороды (СН4, С2Н6, С3Н8, С4Ню) способны образовывать с водой так называемые гидра­ ты. Это соединения включения (клатраты), в которых молекулы газов размером не более 0,69 нм заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, обра­ зованной молекулами воды.

Условия их образования:

-температура 50-350 К;

-давление 2 Па — 1,7 МПа. Плотность гидратов 900-1100 кг/м3.

Один объем воды в гидратном состоянии связывает

от 70 до 300 объемов газа.

Состав некоторых кристаллогидратов:

СН4 • 5,75Н20 — прямолинейная структура кристал­ логидрата;

С3Н8 • 17Н20 — разветвленная структура кристалло­ гидрата.

В образовании гидратов участвуют и не углеводо­ родные компоненты газов. Например, известны гидраты:

CH3SH • 7,66Н20; H2S • 5,75Н20; С02• 8Н20 и др.

Кристаллогидраты углеводородов могут иметь различное строение. На рис. 11.8 приведены структу­ ры кристаллической решетки газового гидрата.

Гидраты при благоприятных условиях могут обра­ зовывать залежи в земной коре (Мессояхское месторо­ ждение).

Большинство компонентов природных газов явля­ ются гидратообразующими. Поэтому кристаллогидраты природных 1Лзов — смешанные. В табл. 11.16 приведены состав газа и гидратов Оренбургского месторождения.

а

Рис. 11.8. Кристаллическая решетка газового гидрата структуры I (а) и структуры II (б)

Таблица 11.16

Состав (об. %) природного газа и гидрата Оренбургского месторождения

Рис. 11.9. Установка осушки природного газа гликолями:

/ — сепаратор; 2 — абсорбер; 3 — регуляторы уровня;

4 — каплеуловитель; 5 — вы ветриватель; 6 — фильтр; 7 — десор бер ; 8 — сборник конденсата; 9 — эжектор;

I — сы рой газ; II — осуш енны й газ; III — регенерированны й гликоль; IV — охлаж даю щ ая вода; V — насы щ енны й гликоль; VI — орош ение десорбера; VII — водяной пар

Таблица 11.17

Температуры регенерации гликолей

Таблица 11.18

Адсорбционная способность промышленных адсорбентов по парам воды при 25 °С

В образовании гидратов участвуют компоненты га­ зовой смеси. Гидраты, накапливаясь в скважинах, магистральных трубопроводах, подземных хранилищах газа, при переработке газов, затрудняют и усложняют работу оборудования. Осушка газов — важное звено в схеме подготовки газа к транспорту по магистральным газопроводам, при получении олефинов пиролизом, при охлаждении природных газов и т. д.

Применяют абсорбционные и адсорбционные мето­ ды. Абсорбентами являются этиленгликоль (ЭГ), ди­ этиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ). Адсор­ бентами являются силикагели, оксид алюминия и цеолиты.

11.1.3.1. Метод абсорбции

Абсорбционные методы эффективны при осушке больших потоков природных газов под высоким давле­ нием и депрессии точки росы до 28 °С.

Точка росы определяет глубину осушки газа и ха­ рактеризуется температурой, охлаждаясь до которой газ при постоянном влагосодержании становится насы­ щенным водяными парами.

На рис. 11.9 приведена схема осушки природного газа гликолями.

Установка состоит из абсорбера с числом тарелок 15-20 и узла регенерации гликоля.

Влажный газ после отделения капельной влаги и углеводородного конденсата поступает в абсорбер, где контактирует с раствором гликоля, подаваемым в верх­ нюю часть абсорбера. Осушенный газ через каплеуло­ витель поступает в газопровод. Насыщенный гликоль подают на регенерацию (табл. 11.17). При нагреве гли­ коля из него отгоняется влага.

Регенерация при атмосферном давлении позволяет достичь концентрации гликолей 96-97 %.

Регенерация под вакуумом, либо подача в систему десорбции нейтрального агента — природного газа, снижающего парциальное давление водяных паров, обеспечивает концентрацию гликолей 98-99,95 масс. %.

В табл. 11.18 приведена характеристика адсорбци­ онной способности промышленных адсорбентов.

11.1.3.2. Метод адсорбции

Адсорбционные методы осушки газов имеют пре­ имущества перед абсорбционными: точка росы -70 °С и ниже, простота по технологическому оформлению, экономичность при осушке малых количеств газов.

Выбор осушителя определяется его стоимостью. Оксид алюминия — наиболее дешевый адсорбент, он дает точку росы до минус 50 °С со средней адсорбци­ онной способностью.

Силикагель — более дорогой продукт, дает низкую точку росы (-35 °С) с высокой адсорбционной способ­ ностью.

Синтетические цеолиты — самый дорогой адсор­ бент. Они дают очень низкую точку росы при высокой адсорбционной способности, которая не меняется с изменением влажности осушаемого газа.

Для осушки газа рекомендуют применять цеолиты NaA, размер пор 0,4 нм. Цеолиты типа NaX с большим размером пор одновременно с влагой адсорбирует не­ которые углеводородные компоненты.

На цеолите NaA содержание влаги в газе 0,0001 %, то есть точка росы минус 90 — минус 100 °С.

Высокая избирательность цеолитов позволила соз­ дать процесс одновременного удаления из газовых сме­ сей влаги, сероводорода, диоксида углерода и меркап­ танов.

Эффективными адсорбентами для глубокой осушки и очистки газов являются цеолиты NaX и СаА.

Основным аппаратом схемы осушки газа является адсорбер. Его работа состоит из трех периодов: осушки газа, регенерации и охлаждения адсорбента. Варианты технологических схем адсорбционной осушки пред­ ставлены на рис. 11.10.

Влажный газ вводится в сепаратор 1, где удаляется капельная влага, жидкие углеводороды и механические примеси. В адсорбере 2 из газа удаляется влага, и он направляется на дальнейшую переработку. После «про­ скока» влаги в газ, выходящий из адсорбера, его пере­ ключают на регенерацию. Последнюю проводят горя­ чим газом в адсорбере 4, а охлаждение — сырым газом в адсорбере 3.

Регенерацию можно проводить «открытым» циклом (рис. 11.10, а и 6) или «закрытым» циклом (рис. 11.10, в). В «закрытом» цикле газ регенерации циркулирует в сис­ теме при помощи газодувки 8 по замкнутому контуру.

По схемам б и в получают газ с более низким со­ держанием влаги.

Твердые адсорбенты, особенно цеолиты, весьма эф­ фективны при осушке:

а) сжиженных углеводородных газов; б) адсорбента на газобензиновых заводах; в) трансформаторного масла;

г) циркулирующего водородсодержащего газа на ус­ тановках каталитического риформинга;

д) сырья для алкилирования.

Рис. 11.11. Схема установки «Сепарекс» для осушки газа:

1 — рулонны е м одули «С епарекс»; 2 — ком прессор;

3 — теплообм енник; м асса установки с к ом прессором — 227 т;

габариты — 7,9 х 10,1 х 3,7 м

Таблица 11.19

Показатели работы установки «Сепарекс»

Рис. 11.12. Схема установки компрессионного отбензинивания газа:

С -1 — прием ник -аккум улятор газа; С -2 -С -4 — м аслоотделители; С -5 -С -7 — сепараторы п ервой -третьей ступен ей ком пр ессии;

Е -1 -Е -5 — сбор н ы е ем кости; Е -6 — реф лю ксная емкость; Г К -1-Г К -3 — первая-третья ступен и ком прессии;

Х -1 -Х - 3 — холодильники п ервой -третьей ступен ей ком прессии; Х -4 — холодильник отп ар ен н ого бензина;

К -1 — отпарная колонна; Т-1 — тепл ообм ен ни к .

I — газ с пром ы слов; II — газовы й бензин; III — загрязненны й к он ден сат на отпарку; IV - остаток отпарной колонны

и м асло и з м аслоотделителя; V — газ-бен зи н

на ф ракционирование; VI — водян ой пар;

VII — газ потребителям или на установ к у

м асляной абсор бц и и ; VIII — газы вы ветривания

11.1.3.3. Осушка с помощью мембран

Мембранное разделение основано на свойстве се­ лективной проницаемости отдельных компонентов га­ зовой смеси через перегородку, называемую мембра­ ной. Мембраны изготавливаются из различных полимерных материалов и представляют собой тонкие пленки на пористой подложке, либо полые волокна.

Наилучшими свойствами при осушке газа обладают пленочные мембраны из ацетилцеллюлозы. Избиратель­ ность такой мембраны к влаге, присутствующей в газе, по отношению к углеводородам велика. Так, например, отношение коэффициентов проницаемости воды и мета­ на (так называемый фактор разделения) равен 500.

На рис. 11.11 приведена схема установки типа «Се­ парекс», в которой используется пленочная ацетилцеллюлозная мембрана, свернутая в рулон.

Осушка газа проводилась при 38 °С. Показатели ра­ боты установки приведены в табл. 11.19.

Процесс опробован при подготовке газа морских месторождений.

11.1.4. Отбензинивание газов

В практике переработки попутных газов применяют следующие основные способы отбензинивания (выде­ ление углеводородов от Сз и выше): компрессионный, абсорбционный, адсорбционный, низкотемпературной конденсации.

Технологическая схема трехступенчатой установки ком­ прессионного отбензинивания изображена нарис. 11.12.

Газ последовательно сжимается до 0,4-0,6; 1,2-1,7 и 3,2-5,0 МПа. Конденсат после каждой ступени сжатия отделяется от газа в сепараторах С5-С7. Конденсат по­ сле первой ступени сжатия содержит в основном угле­ водороды С5и выше, после второй — пропан и бутан, после третьей — пропан и более легкие гомологи. Смесь конденсатов подают на газофракционную уста­ новку, а сжатый газ третьей ступени направляют потре­ бителю либо на масляную абсорбцию. Компрессион­ ный способ часто применяют с другими способами отбензинивания.

Масляная абсорбция является основным методом отбензинивания попутных газов. Абсорбцию применя­ ют после гликолевой осушки сырого газа от паров во­ ды. Сырой газ подвергают масляной абсорбции с целью получения сухого газа и широкой фракции жидких лег­ ких углеводородов. Технологическая схема абсорбци­ онной установки представлена на рис. 11.14.

При обычных температурах абсорбции углеводоро­ дов (20-30 °С) применяют масло с молекулярной массой 140-180.

Степень извлечения углеводородов Сз и выше дос­ тигает 80-85 %.

Для увеличении степени извлечения гомологов ме­ тана из газов масляная абсорбция сочетается со сниже­ нием температуры газа с использованием аммиачного или пропанового охлаждения до минус 45 °С. Абсор­

бент — масло с молекулярной массой 85-120. Низкотем­ пературная абсорбция позволяет достичь степени извле­ чения пропана из газа до 90-95 %, этана — 50-60 %.

На ряде заводов для отбензинивания газов применя­ ется метод низкотемпературной конденсации. Принци­ пиальная технологическая схема этого метода приведе­ на на рис. 11.13.

Рис. 11.13. Схема установки отбензинивания попутного газа методом низкотемпературной конденсации:

К-1 — ректификационная колонна; Т-1 — теплообм енник; Т -2 — кипятильник; Х -1 — пропановы й холодильник газа;

Сжатый до 4,0 МПа и осушенный газ охлаждается в Т-1 отбензиненным газом и в Х-1 испаряющимся про­ паном. Образовавшийся конденсат из сепаратора С-1 направляется в ректификационную колонну К-1. Верх­ ний продукт К-1 охлаждается в пропановом холодиль­ нике — конденсаторе ХК-1 и поступает в рефлюксную емкость С-2. Газ из С-2 направляется потребителю, а жидкая фаза используется в качестве острого ороше­ ния. Нижний продукт К-1 — деэтанизированный неста­ бильный газовый бензин — подается на газофракционирование. При включении в схему колонны-деме­ танизатора можно достичь степени извлечения этана 87 %, пропана — 99 %.

Адсорбционный метод отбензинивания газа эконо­ мически выгоден при отбензинивании так называемых «тощих» газов, содержащих не более 50 г/нм3пропана и высших гомологов, а также газов, содержащих воздух. В присутствии воздуха происходит постепенное окис­ ление адсорбента, что увеличивает его расход и образо­ вание шлама.

Широко применяемый адсорбент — активирован­ ный уголь (АР-3, АГ-2, СКТ-3).

Углеадсорбционные установки работают по четы­ рехстадийному циклу: адсорбция — десорбция — суш­ ка — охлаждение. Используют не менее четырех ад­ сорберов для непрерывного извлечения углеводородов.

11.1.5. Разделение природных газов

Выделение индивидуальных углеводородов из не­ стабильного газового конденсата осуществляется на газофракционнных установках (ГФУ).

Современные установки разделения газов работают по разным технологическим схемам: с нисходящим и восходящим режимом давления.

По схеме с нисходящим режимом давления первой по пути сырья является этановая колонна, с верха кото­ рой отбираются углеводороды Ci~C2. Кубовый продукт этой колонны поступает в следующую колонну, с верха которой отбирается пропан, и так далее. Наивысшее давление поддерживается в первой колонне (3,0 МПа), затем оно постепенно снижается в последующих ко­ лоннах. Схема с нисходящим режимом давления требу­ ет меньшего числа насосов, так как кубовый продукт самотеком проходит из колонны в колонну. Если в по­ ступающем на ГФУ сырье немного пропана и бутана, то экономические преимущества оказываются на сто­ роне схемы с восходящим режимом давления. На рис. 11.15 приведена принципиальная технологическая схема газоразделения с нисходящим режимом давления.

Газ, содержащий предельные углеводороды через сепаратор С-1 подается на сжатие компрессором и за­ тем охлаждается в водяном холодильнике и холодиль­ нике, охлаждаемом испаряющимся аммиаком. Выделяю­ щийся в сепараторах конденсат совместно с головками стабилизации установок перегонки нефти и риформинга подается в блок ректификации. В колонне К-1, назы­ ваемой деэтанизатором, удаляются метан и этан.

Для охлаждения паров, поднимающихся из К-1, используется аммиачный холодильник ХК-3. Нижний продукт К-1 подвергается разделению в депропанизаторе К-2. Сверху выделяется пропан. А из кубового остатка в колонне К-3 отгоняется смесь бутанов, которая в К-4 разделяется на изо- и нормальный бутан. Нижний про­ дукт К-3 подвергается депентанизации в К-5. Пентаны в К-6 разделяются на нормальный и изопентан. Выхо­

дящий с низа К-5 жидкий поток углеводородов Сб и выше используется как компонент бензинов.

Существуют различные схемы газофракционирую­ щих установок, отличающиеся приведенными затрата­ ми на разделение газа. Реализация разделения газовых смесей по схеме: депропанизация с последующей деэтанизацией пропана, дебутанизация и депентанизация является более предпочтительной.

11.2. Состав и характеристика нефтезаводских газов

Нефтяные газы образуются в результате термиче­ ских и каталитических методов переработки нефтяных фракций на нефтеперерабатывающем заводе или неф­ техимическом комбинате. Ценные компоненты газовых смесей выделяют на газофракционирующих установ­ ках. Нефтезаводские газы часто в своем составе кроме парафинов содержат большие количества олефинов (табл. 11.20). Поэтому схема установки газоразделения

вэтом случае намного сложнее установок разделения низших парафинов. На рис. 11.16 приведена схема раз­ деления газа пиролиза с использованием усовершенст­ вованного деметанизатора.

Как видно из схемы, газ пиролиза перед разделени­ ем предварительно очищается от тяжелых углеводоро­ дов, or H2S и С02, органических соединений серы и влаги. Эти методы очистки были описаны выше. После подготовки газ с давлением 3,2-4,0 МПа охлаждается за счет испарения пропилена (хпадоагент) до -35-45 °С. В деметанизаторе 6 сверху выделяется метано­ водородная фракция, используемая как топливный газ. Температура верха деметанизатора составляет -98 °С, что уменьшает потери этана с метаном. Газы пиролиза

вкачестве примесей содержат ацетилен, удаляемый вместе с этаном и этиленом из колонны 7 и метилацетилен (и пропадиен), выделяющийся из колонны 11 вместе с пропаном и пропиленом. Эти примеси препят­ ствуют получению низших олефинов высокой степени чистоты (колонны 9 и 13).

Рис. 11.16. Разделение газов пиролиза с использованием усовершенствованного деметанизатора:

1 — бл ок п и р ол и за и п ер в и ч н ого ф ракционирования; 2 — блок

сж атия и удал ен и я к он д ен сата; 3 — блок удал ен и я п р и м есей к и сл от н ого характера и осуш к и газа; 4 — блок п одготов к и сы рья

для дем ет ан и зац и и ; 5 — устан ов к а очистки в од о р о д а ;

На установках пиролиза удаление ацетиленовых уг­ леводородов производят двумя способами:

1) гидрированием, при котором ацетилен превраща­ ется в этилен;

2) абсорбцией селективным растворителем (W-метил пирролидон) с выделением ацетилена.

Если олефины получают пиролизом бензина или более высококипящих нефтяных фракций, то гидриру­ ют ацетиленовые углеводороды в узких фракциях, на­ пример этан-этиленовой (ЭЭФ) и пропан-пропиленовой (ППФ), дозируя водород.

При получении этилена пиролизом этана ацетилен из ЭЭФ удаляют гидрированием с использованием во­ дорода, содержащегося в газе пиролиза (рис. 11.17).

Таблица 11.20

Компоненты

газа

н2+ с о 2

сн 4

с2н 4

с 2н 6

С3н 6

С3н 8

изо-С4Н8

н-С4Н8

изо-С4Ню н-С4Ню с 4н 6

Сумма непредельных

Выход газа, масс. % на сырье

0,2

16,0

2,5

17,0

9,0

21,5

4,5

9,8

5,0

14,5

—

25,8

7

Коксование

Каталитический

крекинг

—1,0

48,0 53,5

17 30

Пиролиз бензина при 750 °С

16,0

34,4

29,3

5,0

10,5

0,2

1,3

1,2

—

0,5

1,5

43,8

77

Каталитический

риформинг

обыч­ жесткий ный режим режим

8,5 5,5

5,0 12,5

——

9,5 24,5

——

38,0 32,0

——

——

лого тяже­Гидрокрекинггазойля

—

27,0

—

21,0

—

41,0

—

—

} п,о

—

—

1,8

Гидроочистка ди­ зельных фракций

—

34,0

—

24,5

—

20,5

—

—

>21,0

—

—

0,8

Подогретый в теплообменнике 1 и паровом подог­ ревателе, газ последовательно проходит два реактора. Выделяющаяся теплота гидрирования снимается пода­ ваемым холодным очищенным газом в пространство между слоями катализатора, в качестве которого при­ меняют А1—Со—Мо либо Ni—Со—Сг контакты. Тем­ пература гидрирования около 200 °С. Содержание аце­ тилена в очищенном газе 0,005-0,006 об. %.

Более перспективно двухступенчатое гидрирование, применяемое для ЭЭФ и ППФ (табл. 11.21).

Используют палладиевые катализаторы на носителях (МА-15, ПК-25). Температура на каждой ступени не пре­ вышает 60 °С, что способствует уменьшению потерь ацетилена в виде С2Нб и снижению расхода водорода.

Двухступенчатая очистка ЭЭФ и ППЭ применяется на крупных пиролизных установках, например ЭП-300. Процесс проводят при 10-3,5 МПа, температуре 2060 °С и объемной скорости подачи 800-10000 ч 1.

При невысоком содержании ацетилена используют колонные реакторы, при высоком — трубчатые реак­ торы.

Очистку олефинов от ацетиленовых углеводородов методом гидрирования на палладиевых катализаторах можно применять, если в газе отсутствует СО и С02. Удаление СО осуществляют на никелевых катализато­ рах, стабилизированных оксидом алюминия. Иногда в состав катализатора вводят оксид хрома.

Превращение оксидов углерода протекает с боль­ шим тепловым эффектом по следующим реакциям:

СО + ЗН2 = СН4 + 2Н20 + 206 кДж/моль

С02 + 4Н2 = СН4 + 2Н20 + 165 кДж/моль

Винтервале 200-400 °С константы равновесия их имеют порядок величины 102-Ю 10 и при этих темпера­ турах их можно считать необратимыми, то есть можно достичь полной очистки газа. На практике степень очи­ стки газа определяется активностью применяемых ка­ тализаторов.

Для метанирования оксидов углерода в России ис­ пользуют катализаторы НКМ-1 и ТО (табл. 11.22). Ката­ лизатор ТО с добавкой Сг20 3 более активен, чем НКМ-1. Метанирование СО протекает с большей скоростью, чем С02. После метанирования содержание оксидов угле­ рода в очищенном газе 20 см3/м3.

Процесс гидрирования экзотермичен. Адиабатиче­ ское увеличение температуры на каждый процент про­ реагировавшего СО и С02 составляет соответственно 74 и 60 °С. Для достижения максимальной очистки процесс целесообразно вести при максимально низкой температуре, которую определяет катализатор.

Недостаток процесса метанирования — расходова­ ние водорода и разбавление метаном очищенного газа.

Более перспективен метод окисления СО кислоро­ дом на Pt-катализаторе, ликвидирующий отмеченные выше недостатки.

11.3.Состав и характеристика газов термической переработки твердых горючих ископаемых

игазификации

Впроцессе термической переработки твердых го­ рючих ископаемых выделяется значительное количест­ во газов, которые могут использоваться в качестве топ­ лива либо в качестве сырья для синтеза (см. раздел «Твердые горючие ископаемые»).

Литература

1.Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М.: Недра, 1979. 324 с.

2.Гриценко А.И., Александров И.А., Галанин И.А. Физические методы переработки и использования газа. М.: Недра, 1981. 223 с.

3.Гвоздев Б.П., Гриценко А.И., Корнилов А.Е. Эксплуатация газовых и газоконденсатных место­ рождений: Справочное пособие. М.: Недра, 1988. 574 с.

4.Гриценко А.И., Галанин И.А., Зиновьев Л.М. и др. Очистка газов от сернистых соединений при экс­ плуатации газовых месторождений. М.: Недра, 1985. 270 с.

5.Очистка технологических газов / Под ред. Т.А. Се­ меновой и И.Л. Лейтеса. М.: Химия, 1977. 487 с.

6.Кемпбелл Д.М. Очистка и переработка природных газов. М.: Недра, 1977.

7.Жданова Н.В., Халиф А.Л. Осушка углеводород­ ных газов. М.: Химия, 1984. 188 с.

8.Черный И.Р. Производство сырья для нефтехими­ ческих синтезов. М.: Химия, 1983. 333 с.