[实用新型]再生装置和一步脱酸脱水系统

说明书

技术领域

本实用新型涉及一种再生装置以及一步脱酸脱水系统。

背景技术

在能源、石油化工与环保领域内，有一些气体(如天然气、页岩气、合成气、煤制气、干气等)通常含有一定量的酸性组分(如H₂S、CO₂、SO₂等)和水，为了环保和使用要求，需要将这些气体中的酸性组分和水脱除到一定程度之后才能满足后续使用或深加工工艺的要求。

目前，气体中的酸性组分和水是分成两个步骤脱除的，通常是脱除酸性组分之后再脱除水。脱除酸性组分和水的基本工作流程是类似的，其包括在吸收塔中用吸收剂吸收酸性组分或水，然后富吸收剂输送到再生装置中解吸再生，得到贫吸收剂，贫吸收剂返回到吸收塔中重新使用。因为吸收酸性组分和水的吸收剂不同以及解吸温度的不同，目前工业上还没有在一个步骤中同时脱除酸性组分和水的方法。

以天然气为例，从井口开采出来的天然气含有一定量的CO₂、H₂S和水。为了满足运输和使用的要求，必须将天然气中的H₂S和水脱除到一定的程度，才能满足天然气出厂的质量标准要求。目前，天然气脱除H₂S和水的工艺过程是分开的，通常采用先脱硫后脱水的工艺流程。

天然气脱硫通常采用有机胺法脱硫、生物脱硫、络合铁法脱硫、栲胶法脱硫等。脱硫剂各有不同，常用的有机胺脱硫剂包括乙醇胺(MEA)、二乙醇胺(DEA)、N-甲基二乙醇胺(MDEA)、二甘醇胺、四甲基乙二胺、哌嗪等；生物脱硫法常用碳酸钠和碳酸氢钠的混合溶液作为脱硫剂；络合铁法采用铁的络合溶剂作为脱硫剂；栲胶法采用混合单宁组分作为脱硫剂。各脱硫方法工艺各有不同，其中最为常用的是有机胺法脱硫，当然，不同配方的有机胺脱硫剂可以在脱除硫化氢的同时不同程度地脱除二氧化碳和其它硫化物。

在天然气有机胺法脱硫过程中，天然气在吸收塔中与脱硫剂(如MDEA水溶液)逆流接触，使其中的硫化氢被MDEA吸收，脱硫后的天然气进入下一工序，而吸收H₂S的MDEA水溶液进入闪蒸罐闪蒸脱除其中溶解的烃类，然后进入再生塔中再生，再生温度一般在116-120℃之间，再生温度低会导致H₂S解吸不完全，影响贫液吸收H₂S效果，而温度过高则会导致MDEA溶液的热降解(例如超过140℃)，使得脱硫效果下降。

天然气脱水的方法主要有冷却法、溶剂吸收法和固体吸附法三种。其中，溶剂吸收法中常见的脱水剂有三甘醇、二甘醇、乙二醇等。采用溶剂吸收法对天然气脱水的工艺包括：将待脱水的天然气送入吸收塔中与脱水剂逆流接触，使其中的饱和水被吸收脱除，脱水后的天然气引入下一个工艺，而吸水后的脱水剂富液需要进行再生。在此过程中，脱水剂的浓度与待脱水的气体露点降有直接关系。脱水剂的浓度越高，气体露点降低得越多。在实际生产过程中，一般要求脱水剂的浓度高于99重量％。

以三甘醇脱水剂为例，传统的脱水再生方法为先将吸水后的脱水剂富液引入闪蒸罐中闪蒸，分离出部分烃类，然后再将脱水剂富液进行过滤，去除降解产物和杂质，最后再将过滤物料引入再生塔内进行精馏再生，得到脱水剂贫液。上述脱水剂再生工艺过程比较复杂，能耗较高，并且三甘醇浓度很难达到99重量％以上(一般只有98.5重量％)。如果要使再生后的脱水剂的浓度更高，需要增加其他手段。此外，在脱水剂如三甘醇的再生过程中，一般需要将再生塔塔底的温度控制在204℃以下，否则三甘醇很容易过热分解，而操作温度低于190℃又会导致三甘醇贫液中的水分较高(高于1.5重量％)，所以加热过程中温度控制范围小，在实际操作过程中不可避免地会有局部过热情况发生，导致脱水剂质量劣化，主要表现在含水量增大、热降解、氧化、发泡、pH降低、淤渣结垢等。

综上所述，气体(例如天然气、页岩气等)脱除酸性组分的工艺过程与脱除水的工艺过程相同，如果将两个工艺过程合并为一个工艺过程，无疑将会极大地减少气体脱酸和脱水过程的投资和运行费用，节约成本，有效提高气体净化处理效率。然而，脱酸和脱水过程的工艺参数有着很大的区别，具体表现在：(1)采用不同的吸收剂，例如脱硫常采用有机胺脱硫剂例如MDEA，脱水常采用醇类例如三甘醇；(2)再生温度相差大，MDEA再生温度为116-120℃，而三甘醇再生温度却高达195-204℃。因此，脱酸和脱水虽然工艺相同，但是因为吸收剂和再生温度的差异很难合并到一个工艺中。

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