Die Denitrifikationseinheit entfernt Stickstoff aus Erdgas Zur Vorbereitung des Pipeline-Transports. Laut Daten des Erdgasforschungsinstituts weisen 17 % der Erdgasreserven in den Vereinigten Staaten einen hohen Stickstoffgehalt auf. Die meisten Pipeline-Standards fordern einen Stickstoffgehalt von unter 4 % im Erdgas. Erdgas mit hohem Stickstoffgehalt ist praktisch unbrauchbar, da es nicht über Pipelines zum Markt transportiert werden kann. Ein zu hoher Stickstoffgehalt in der Pipeline birgt die Gefahr von Verstopfungen oder unvollständiger Verbrennung. Stickstoff reduziert zudem den Heizwert des Gases, was zu einer Verringerung des Brennwerts (BTU) und damit des Heizwerts führt.
Da Stickstoff (N₂) und Methan (CH₄) ähnliche Molekülgrößen und niedrige Dielektrizitätskonstanten aufweisen und keine selektive Reaktivität wie beispielsweise Kohlendioxid oder Schwefelwasserstoff in Amineinheiten zeigen, ist die Denitrifikation eine schwierige technische Trennung.
Druckwechseladsorption (PSA), Tieftemperaturtrennung und Magerölabsorption wurden allesamt zur Entfernung von Stickstoff aus Erdgas eingesetzt.
Bei der Druckwechseladsorption (PSA) wird ein Adsorptionsmittel zur selektiven Adsorption eingesetzt. Stickstoff von Methan trennenDas Gas wird anschließend durch eine Kombination aus Druck- und Temperaturänderungen aus dem Adsorptionsmittel regeneriert. PSA wird zur Gasentwässerung, Kohlendioxidentfernung, Denitrifikation und Kohlenwasserstoff-Taupunktkontrolle eingesetzt.
Die kryogene Trennung nutzt die thermodynamische Trennung nach dem Prinzip der Kälte, basierend auf den unterschiedlichen Siedepunkten von Methan (-259 °F) und Stickstoff (-320 °F). Beim Abkühlen des Gemisches kondensiert das Methan vor dem Stickstoff, wodurch die beiden Gase getrennt werden.
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Veröffentlichungsdatum: 31. August 2022