RU2528689C1

RU2528689C1 - Gas separation

Info

Publication number: RU2528689C1
Application number: RU2013120874/05A
Authority: RU
Inventors: Александр Ильич Быстров; Вячеслав Николаевич Деменков; Ильдар Рашидович Хайрудинов; Урал Булатович Имашев
Original assignee: Государственное унитарное предприятие "Институт нефтехимпереработки Республики Башкортостан" (ГУП ИНХП РБ)
Priority date: 2013-05-06
Filing date: 2013-05-06
Publication date: 2014-09-20

Abstract

FIELD: oil-and-gas industry.

SUBSTANCE: proposed process includes gas feed to absorber. Cooled absorbent is fed to absorber top, dry gas being diverted therefrom and saturated absorbent being discharged from absorber bottom to rectifier tower. Propane-butane fraction is diverted the rectifier top and used as reflux. Gas gasoline is diverted is off-stream via evaporation section while absorbent is discharged from rectifier bottom. After cooling, said absorbent is fed to absorber top and, then, heat is fed to its bottom, rectifier bottom and heat evaporation section bottom. Fluid at absorber lower trays is heated by rectifier column residue preheated in boiler and fed to absorber bottom.

EFFECT: power savings.

2 dwg, 2 tbl

Description

Изобретение относится к способам разделения газа и может быть использовано в нефтеперерабатывающей и газоперерабатывающей промышленности.The invention relates to methods of gas separation and can be used in the oil refining and gas processing industries.

Известен способ разделения газа в двух ректификационных колоннах (И.А. Александров. «Перегонка и ректификация в нефтепереработке». М.: Химия, 1981, с.283, рис.V-10a).A known method of gas separation in two distillation columns (I. A. Alexandrov. "Distillation and distillation in oil refining." M: Chemistry, 1981, p. 283, Fig. V-10a).

Недостатком данного способа является использование искусственного холода в качестве хладагента.The disadvantage of this method is the use of artificial cold as a refrigerant.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разделения газа, включающий ввод газа в абсорбер, на верх которого подают охлажденный абсорбент, с отбором с верха абсорбера сухого газа и выводом насыщенного абсорбента с низа абсорбера в ректификационную колонну, с верха которой отбирают пропан-бутановую фракцию, которую также используют в качестве флегмы, боковым погоном через отпарную секцию выводят газовый бензин и с низа колонны выводят абсорбент, который после охлаждения возвращают на верх абсорбера, с подачей в низ абсорбера, ректификационной колонны и отпарной секции тепла (A.M. Чуракаев. «Переработка нефтяных газов». М.: Недра, 1983, с.116, рис.33).The closest to the proposed invention in terms of technical essence and the achieved effect is a gas separation method, comprising introducing gas into the absorber, to the top of which a cooled absorbent is fed, taking dry absorber from the top of the absorber and withdrawing the saturated absorbent from the bottom of the absorber to the distillation column, from the top of which the propane-butane fraction, which is also used as a reflux, is taken, gasoline is removed through a stripping section through the stripping section, and absorbent is removed from the bottom of the column, which after cooling return to the top of the absorber, with the bottom of the absorber, distillation column and stripping section of heat (A.M. Churakaev. "Processing of petroleum gases." M .: Nedra, 1983, p. 116, Fig. 33).

Недостатком известного способа являются высокие энергозатраты в связи со значительным подводом тепла в низ абсорбера.The disadvantage of this method is the high energy consumption in connection with a significant supply of heat to the bottom of the absorber.

Задачей настоящего изобретения является снижение энергозатрат.The objective of the present invention is to reduce energy consumption.

Указанная задача решается тем, что в способе разделения газа, включающем ввод газа в абсорбер, на верх которого подают охлажденный абсорбент, с отбором с верха абсорбера сухого газа и выводом насыщенного абсорбента с низа абсорбера в ректификационную колонну, с верха которой отбирают пропан-бутановую фракцию, которую также используют в качестве флегмы, боковым погоном через отпарную секцию выводят газовый бензин и с низа колонны выводят абсорбент, который после охлаждения возвращают на верх абсорбера, с подачей в низ абсорбера, ректификационной колонны и отпарной секции тепла, согласно изобретению жидкость с нижних тарелок абсорбера нагревают остатком ректификационной колонны, предварительно нагретым в кипятильнике, и подают в низ абсорбера.This problem is solved by the fact that in the method of gas separation, which includes introducing gas into the absorber, to the top of which a cooled absorbent is fed, taking dry absorber from the top of the absorber and transferring the saturated absorbent from the bottom of the absorber to a distillation column, from the top of which a propane-butane fraction is taken , which is also used as a phlegm, gasoline is removed through a stripping section through a stripping section and an absorbent is removed from the bottom of the column, which, after cooling, is returned to the top of the absorber, with rectifier fed to the bottom of the absorber of the column and the stripping section of heat, according to the invention, the liquid from the lower plates of the absorber is heated by the remainder of the distillation column, previously heated in a boiler, and fed to the bottom of the absorber.

За счет нагрева жидкости с нижних тарелок абсорбера остатком ректификационной колонны и подачи в низ абсорбера удается снизить количество тепла, подаваемого в низ абсорбера, и это решение позволяет снизить энергозатраты.By heating the liquid from the lower plates of the absorber with the remainder of the distillation column and supplying the bottom of the absorber, it is possible to reduce the amount of heat supplied to the bottom of the absorber, and this solution allows to reduce energy consumption.

На фиг.1 представлена схема осуществления предлагаемого способа по варианту 1.Figure 1 presents a diagram of an implementation of the proposed method according to option 1.

Нагретый сырьевой газ по линии 1 подают в абсорбер 2. С верха абсорбера 2 по линии 3 отводят сухой газ. На верх абсорбера 2 по линии 4 подают охлажденный в холодильнике 5 абсорбент. Из абсорбера 2 по линии 6 отводят жидкость, нагревают в теплообменнике 7 горячим абсорбентом, подаваемым по линии 8, и по линии 9 вводят в куб абсорбера 2. Остаток абсорбера 2 по линии 10 подают в кипятильник 11. Пары с верха кипятильника 11 по линии 12 возвращают в низ абсорбера 2. Жидкость с низа кипятильника 11 по линии 13 подают в ректификационную колонну 14. Пары с верха ректификационной колонны 14 конденсируют в конденсаторе 15 и по линии 16 подают в рефлюксную емкость 17. С низа рефлюксной емкости 17 отводят жидкость и по линии 18 возвращают на орошение ректификационной колонны 14. Балансовый избыток фракции C₃-C₄ по линии 19 отводят с установки. Из ректификационной колонны 14 по линии 20 отводят боковой погон и подают на верх отпарной секции 21. Пары с верха отпарной секции 21 по линии 22 возвращают в ректификационную колонну 14. Жидкость с низа отпарной секции 21 по линии 23 подают в кипятильник 24. Пары с верха кипятильника 24 по линии 25 возвращают в низ отпарной секции 21. Жидкость с низа кипятильника 24 по линии 26 отводят в качестве газового бензина. Жидкость с низа ректификационной колонны 14 по линии 27 подают в кипятильник 28. Пары с верха кипятильника 28 по линии 29 возвращают в низ ректификационной колонны 14. Жидкость с низа кипятильника 28 по линии 8 подают в теплообменник 7, а затем по линии 30 подают в холодильник 5. Туда же по линии 31 подают свежий абсорбент.The heated feed gas is fed through line 1 to the absorber 2. Dry gas is removed from the top of the absorber 2 via line 3. To the top of the absorber 2, line 4 serves the absorbent cooled in the refrigerator 5. Liquid is drawn off from the absorber 2 through line 6, heated in the heat exchanger 7 with a hot absorbent supplied through line 8, and through line 9 is introduced into the cube of the absorber 2. The remainder of the absorber 2 through line 10 is fed into the boiler 11. Vapors from the top of the boiler 11 through line 12 return to the bottom of the absorber 2. The liquid from the bottom of the boiler 11 via line 13 is fed to the distillation column 14. Vapors from the top of the distillation column 14 are condensed in the condenser 15 and fed through the line 16 to the reflux tank 17. Liquid is taken from the bottom of the reflux tank 17 and 18 return for irrigation re casing column 14. The balance excess of the fraction C ₃ -C ₄ along line 19 is removed from the installation. A side stream is taken from the distillation column 14 along line 20 and fed to the top of the stripping section 21. Vapors from the top of stripping section 21 are returned to line 14 through line 22. The liquid from the bottom of stripping section 21 is fed into boiler 24 through line 23. Vapors from the top the boiler 24 via line 25 is returned to the bottom of the stripping section 21. The liquid from the bottom of the boiler 24 via line 26 is withdrawn as gas gasoline. The liquid from the bottom of the distillation column 14 via line 27 is fed into the boiler 28. The vapor from the top of the boiler 28 via line 29 is returned to the bottom of the distillation column 14. The liquid from the bottom of the boiler 28 via line 8 is fed to the heat exchanger 7, and then fed to the refrigerator through line 30 5. There, fresh absorbent is supplied via line 31.

Вариант 2 работы схемы по предлагаемому способу, представленный на фиг.2, отличается от варианта 1 подачей жидкости с низа кипятильника 28 по линии 8 на теплообменные тарелки абсорбера 2, выводом ее по линии 9 и подачей в теплообменник 7 для нагрева сырьевого газа, подаваемого в теплообменник 7 по линии 1 и вводимого после нагрева по линии 6 в колонну 2.Option 2 of the circuit of the proposed method, presented in figure 2, differs from option 1 by supplying liquid from the bottom of the boiler 28 via line 8 to the heat exchanger plates of the absorber 2, outputting it via line 9 and feeding it to the heat exchanger 7 to heat the feed gas supplied to a heat exchanger 7 along line 1 and introduced after heating through line 6 into column 2.

Сравнительные показатели работы схем разделения газа по прототипу и предлагаемому способу приведены в прилагаемых таблицах.Comparative performance indicators of gas separation schemes for the prototype and the proposed method are shown in the attached tables.

Как видно из таблицы 1, предлагаемый способ по сравнению с прототипом позволяет снизить суммарный подвод тепла извне с 6,60 до 4,26-4,30 Гкал/ч, то есть в 1,54 раза, суммарный отвод тепла извне с 6,719 до 3,961-4,369 Гкал/ч, то есть в 1,54-1,70 раза.As can be seen from table 1, the proposed method in comparison with the prototype allows to reduce the total heat input from the outside from 6.60 to 4.26-4.30 Gcal / h, that is, 1.54 times, the total heat removal from the outside from 6.719 to 3.961 -4.369 Gcal / h, i.e. 1.54-1.70 times.

Таким образом, предлагаемое изобретение позволяет снизить энергозатраты.Thus, the present invention allows to reduce energy consumption.

Таблица 1Table 1 Основные показатели работы колоннKey performance indicators of the columns ПоказателиIndicators Вариант 0 (прототип)Option 0 (prototype) Вариант 1 (предлагаемый способ)Option 1 (the proposed method) Вариант 2 предлагаемый способ)Option 2 proposed method) 1one 22 33 4four Расход, т/чConsumption, t / h - сырьевого газа- feed gas 7,607.60 7,607.60 7,607.60 - абсорбента- absorbent 35,0035.00 35,0035.00 35,0035.00 - сухого газа- dry gas 3,463.46 3,463.46 3,463.46 - фр. C₃-C₄ - fr. C ₃ -C ₄ 2,732.73 2,732.73 2,732.73 - газового бензина- gas gasoline 1,411.41 1,411.41 1,381.38 - остатка K-2 из T-4- the remainder of K-2 from T-4 35,0035.00 35,0035.00 35,0335.03 - паров с верха K-1- vapor from the top K-1 3,463.46 3,463.46 3,463.46 - орошения K-1- irrigation K-1 35,0035.00 35,0035.00 35,0035.00 - жидкости с низа K-1- liquids from the bottom K-1 56,6456.64 54,7654.76 42,3042.30 - жидкости с низа T-1- bottom fluid T-1 39,1439.14 42,4142.41 47,5347.53 - паров из T-1- vapors from T-1 17,5017.50 12,3512.35 3,213.21 - жидкости с низа T-2- liquids from the bottom of T-2 -- 39,1439.14 39,1439.14 - паров из T-2- vapors from T-2 -- 3,273.27 3,163.16 - жидкости с низа T-3- bottom fluid T-3 -- -- 42,3042.30 - паров из T-3- vapors from T-3 -- -- 5,245.24 - паров в низ K-1- vapor to the bottom K-1 17,5017.50 15,6215.62 3,163.16 - питания K-2- power K-2 39,1439.14 39,1439.14 39,1439.14 - паров с верха K-2- vapor from the top K-2 31,1831.18 31,1831.18 31,1731.17 - острого орошения K-2- acute irrigation K-2 28,4528.45 28,4528.45 28,4428.44 - бокового погона в K-3- side shoulder strap in K-3 3,623.62 3,623.62 3,623.62 - паров с верха K-3- vapor from the top K-3 2,212.21 2,212.21 2,242.24 - жидкости с низа K-3 в T-5- liquids from the bottom K-3 to T-5 4,444.44 4,444.44 4,424.42 - паров в низ K-3- vapor to the bottom K-3 3,033.03 3,033.03 3,043.04 - жидкости с низа K-2 в T-4- liquids from the bottom K-2 to T-4 89,5389.53 89,5389.53 89,5489.54 - паров в низ K-2- vapor to the bottom K-2 54,5354.53 54,5354.53 54,5154.51 Температура, °CTemperature ° C - ввода сырьевого газа- input of raw gas 4040 4040 100one hundred - ввода абсорбента- input absorbent 30thirty 30thirty 30thirty - ввода орошения K-1- input irrigation K-1 30thirty 30thirty 30thirty - верха K-1- top K-1 3434 3434 3434 - низа K-1- bottom K-1 118118 107107 164164 - в T-1- in T-1 186186 164164 126126 - в T-2- in T-2 -- 187187 186186 - в T-3- in T-3 -- -- 164164 - ввода орошения в K-2- input irrigation in K-2 4040 4040 4040 - верха K-2- top K-2 5151 5151 5151

- вывода бокового погона в К-3- output side shoulder strap in K-3 9999 9999 100one hundred - низа К-2- bottom K-2 241241 241241 241241 - в Т-4- in T-4 246246 246246 246246 - верха К-3- top K-3 105105 105105 106106 - низа К-3- bottom K-3 147147 147147 147147 - в Т-5- in T-5 157157 157157 156156 - абсорбента из Т-1- absorbent from T-1 210210 135135 150150 - абсорбента из Т-3- absorbent from T-3 -- -- 190190 Давление, атаPressure, ata - верха К-1- top K-1 14,0014.00 14,0014.00 14,0014.00 - низа К-1- bottom K-1 14,4614.46 14,4614.46 14,4614.46 - в Т-1- in T-1 14,5614.56 14,5614.56 14,4314.43 - в Т-2- in T-2 -- 14,6614.66 14,6614.66 - в Т-3- in T-3 -- -- 14,4514.45 - в Е-2- in E-2 10,8010.80 10,8010.80 10,8010.80 - верха К-2- top K-2 11,0011.00 11,0011.00 11,0011.00 - низа К-2- bottom K-2 11,6011.60 11,6011.60 11,6011.60 - в Т-4- in T-4 11,9011.90 11,9011.90 11,9011.90 - верха К-3- top K-3 11,3811.38 11,3811.38 11,3811.38 - низа К-3- bottom K-3 11,5711.57 11,5711.57 11,5711.57 - в Т-5- in T-5 11,8811.88 11,8811.88 11,8811.88 Тепло, Гкал/чHeat, Gcal / h - вводимое с сырьевым газом- introduced with raw gas - вводимое с абсорбентом- administered with absorbent 0,6990.699 0,6990.699 1,0051.005 - отводимое в Х-1- allocated to X-1 0,4930.493 0,4930.493 0,4930.493 - подводимое в Т-1- brought in T-1 4,3364,336 1,9861,986 1,5781,578 - подводимое в Т-2- brought in T-2 3,3003,300 2,5302,530 0,8860.886 - подводимое в Т-3- brought in T-3 -- 0,8000,800 0,7600.760 - отводимое в Х-2- allocated to X-2 -- -- 1,3481,348 - подводимое в Т-4- brought in T-4 2,3832,383 2,3832,383 2,3832,383 - подводимое в Т-5- brought in T-5 3,3003,300 3,3003,300 3,3003,300 - суммарный подвод тепла извне в Т-1 (прототип), Т-2, Т-4, Т-5 (варианты 1 и 2)- the total supply of heat from the outside to T-1 (prototype), T-2, T-4, T-5 (options 1 and 2) 0,2000,200 0,2000,200 0,2000,200 - суммарный отвод тепла извне в Х-1 и Х-2- total heat removal from the outside in X-1 and X-2 6,6006,600 4,3004,300 4,2604,260 6,7196,719 4,3694,369 3,9613,961 Число теоретических тарелок (двухсливные клапанные)The number of theoretical plates (double-drain valve) - в 1 секции К-1- in 1 section K-1 - во 2 (отгонной) секции К-1- in 2 (distant) section K-1 14fourteen 14fourteen 14fourteen - в 1 секции К-2- in 1 section K-2 77 77 77 - во 2 секции К-2- in 2 sections K-2 77 77 77 - в 3 (отгонной) секции К-2- in 3 (distant) section K-2 99 99 9 9 - в К-3- in K-3 99 99 99

14fourteen 14fourteen 14fourteen Диаметр, мDiameter m - K-1- K-1 1,21,2 1,21,2 1,01,0 - K-2- K-2 2,02.0 2,02.0 2,02.0 - K-3- K-3 0,60.6 0,60.6 0,60.6 Расстояние между тарелками, ммThe distance between the plates, mm - в K-1- in K-1 400400 400400 400400 - в K-2- in K-2 400400 400400 400400 - в K-3- in K-3 300300 300300 300300 Линейная/максимально-допустимая скорость пара, м/сLinear / maximum permissible steam speed, m / s - в K-1- in K-1 - в K-2- in K-2 0,10-0,18/0,26-0,410.10-0.18 / 0.26-0.41 0,10-0,18/0,26-0,410.10-0.18 / 0.26-0.41 0,14-0,24/0,24-0,410.14-0.24 / 0.24-0.41 - в K-3- in K-3 0,12-0,19/0,21-0,260.12-0.19 / 0.21-0.26 0,12-0,19/0,21-0,260.12-0.19 / 0.21-0.26 0,12-0,19/0,21-0,260.12-0.19 / 0.21-0.26 0,12-0,15/0,15-0,170.12-0.15 / 0.15-0.17 0,12-0,15/0,15-0,170.12-0.15 / 0.15-0.17 0,12-0,15/0,15-0,170.12-0.15 / 0.15-0.17 Высота подпора слива, ммDrain head height, mm - в K-1- in K-1 28-4128-41 28-4128-41 31-4431-44 - в K-2- in K-2 17-4317-43 17-4317-43 19-4319-43 - в K-3- in K-3 12-1312-13 12-1312-13 12-1312-13 Содержание, % масс.Content,% mass. - C₃ в сухом газе- C ₃ in dry gas 0,120.12 0,100.10 0,200.20 - абсорбента в сухом газе- absorbent in dry gas 3,313.31 3,313.31 3,303.30 - C₂ во фр. C₃-C₄ - C ₂ in French C ₃ -C ₄ 0,290.29 0,290.29 0,290.29 - C₅ во фр. C₃-C₄ - C ₅ in French C ₃ -C ₄ 0,090.09 0,090.09 0,110.11 - C₄ в газовом бензине- C ₄ in gasoline 0,090.09 0,090.09 0,060.06 - фр. >110°C в газовом бензине- fr. > 110 ° C in gasoline 2,922.92 2,922.92 2,642.64 - фр. до 100°C в остатке K-2- fr. up to 100 ° C in residue K-2 2,022.02 2,022.02 2,082.08

Таблица 2table 2 Состав сырья и продуктов разделения колонн, % масс.The composition of the raw materials and separation products of the columns,% of the mass. Компоненты и фракции, °CComponents and fractions, ° C Сырьевой газFeed gas АбсорбентAbsorbent Сухой газ (вариант 0)Dry gas (option 0) Фр. C₃-C₄ варианты 0 и 1)Fr. C ₃ -C ₄ options 0 and 1) Газовый бензин (варианты 0 и 1)Gas gasoline (options 0 and 1) Остаток K-2 (варианты 0 и 1)Residue K-2 (options 0 and 1) Сухой газ (вариант 1)Dry gas (option 1) Сухой газ (вариант 2)Dry gas (option 2) Фр. C₃-C₄ (вариант 2)Fr. C ₃ -C ₄ (option 2) Газовый бензин (вариант 2)Gas gasoline (option 2) Остаток K-2 (вариант 2)The remainder of K-2 (option 2) C₁ C ₁ 27,4227.42 -- 60,2160.21 -- -- -- 60,2760.27 60.1760.17 -- -- -- C₂ C ₂ 16,6316.63 -- 36,3636.36 0,290.29 -- -- 36,3236.32 36,3236.32 0,290.29 -- -- C₃ C ₃ 21,7321.73 -- 0,120.12 60,2260.22 -- -- 0,100.10 0,200.20 60,2260.22 -- -- iC₄ iC ₄ 4,144.14 -- -- 11,4711.47 -- -- -- -- 11,4711.47 -- -- nC₄ nC ₄ 10,0410.04 -- -- 27,9327.93 0,090.09 -- -- -- 27,9127.91 0,060.06 -- iC₅ iC ₅ 2,212.21 -- -- 0,080.08 11,7611.76 -- -- -- 0,100.10 12,0512.05 -- nC₅ nC ₅ 2,672.67 -- -- 0,010.01 14,3814.38 -- -- -- 0,010.01 14,7114.71 -- 40-5040-50 1,001.00 -- -- -- 5,255.25 -- -- -- -- 5,375.37 -- 50-6050-60 1,771.77 0,010.01 -- -- 9,589.58 0,010.01 -- -- -- 9,809.80 0,010.01 60-7060-70 2,002.00 0,040.04 0,010.01 -- 11,1111.11 0,020.02 0,010.01 0,010.01 -- 11,3511.35 0,020.02 70-8070-80 2,002.00 0,140.14 0,030,03 -- 12,2012,20 0,080.08 0,030,03 0,030,03 -- 12,4012.40 0,080.08 80-9080-90 2,002.00 0,480.48 0,070,07 -- 14,0214.02 0,340.34 0,070,07 0,070,07 -- 13,9713.97 0,360.36 90-10090-100 3,283.28 1,411.41 0,160.16 -- 13,2013,20 1,571,57 0,160.16 0,160.16 -- 12,6012.60 1,611,61 100-110100-110 1,001.00 4,044.04 0,320.32 -- 5,495.49 4,004.00 0,320.32 0,320.32 -- 5,055.05 4,024.02 110-120110-120 1,001.00 10,8810.88 0,620.62 -- 2,182.18 10,9510.95 0,620.62 0,620.62 -- 1,971.97 10,9510.95 120-130120-130 1,081,08 24,0424.04 0,930.93 -- 0,650.65 24,1624.16 0,930.93 0,930.93 -- 0,590.59 24,1424.14 130-140130-140 0,010.01 26,5626.56 0,690.69 -- 0,080.08 26,5226.52 0,690.69 0,690.69 -- 0,070,07 26,4926.49 140-150140-150 0,010.01 20,9720.97 0,360.36 -- 0,010.01 20,9320.93 0,360.36 0,360.36 -- 0,010.01 20,9120.91 150- 160150-160 0,010.01 8,998.99 0,100.10 -- -- 8,988.98 0,100.10 0,100.10 -- -- 8,978.97 160-170160-170 -- 1,991.99 0,020.02 -- -- 1,991.99 0,020.02 0,020.02 -- -- 1,991.99 170-180170-180 -- 0,380.38 -- -- -- 0,380.38 -- -- -- -- 0,380.38 180-190180-190 -- 0,060.06 -- -- -- 0,060.06 -- -- -- -- 0,060.06 190-200190-200 -- 0,010.01 -- -- -- 0,010.01 -- -- -- -- 0,010.01 ZZ 100,00100.00 100,00100.00 100,00100.00 100,00100.00 100,00100.00 100,00100.00 100,00100.00 100,00100.00 100.00100.00 100,00100.00 100,00100.00

Claims

A method of gas separation, which includes introducing gas into the absorber, on top of which a cooled absorbent is fed, taking dry gas from the top of the absorber and withdrawing the saturated absorbent from the bottom of the absorber to a distillation column, from the top of which a propane-butane fraction is taken, which is also used as a reflux gas gas is withdrawn through a stripping section through a stripping section and an absorbent is removed from the bottom of the column, which, after cooling, is returned to the top of the absorber, with the absorber, distillation column and stripping section being fed to the bottom la, characterized in that the liquid from the lower plates of the absorber is heated by the remainder of the distillation column, previously heated in a boiler, and fed to the bottom of the absorber.