Fábrica china de intercambiadores de calor de placas totalmente soldados de estructura compacta utilizados en la fraccionación de NGL.
Desulfuración en China para la producción de hidrógeno, Purificación del gas de los hornos de coque,
Proceso tecnológico
Compresión y conversión de gas natural
El gas natural fuera del límite de la batería se presuriza primero a 1,6 MPa mediante el compresor, luego se calienta a unos 380 ℃ mediante el precalentador de gas de alimentación en la sección de convección del horno reformador de vapor, y entra en el desulfurizador para eliminar el azufre del gas de alimentación por debajo de 0,1 ppm. El gas de alimentación desulfurado y el vapor de proceso (3,0 mpaa) se ajustan al precalentador de gas mixto según el valor automático de H2O / ∑ C = 3 ~ 4, se precalientan aún más a más de 510 ℃ y entran uniformemente en la tubería de conversión desde la tubería principal de recolección de gas superior y la tubería de cola de cerdo superior. En la capa catalítica, el metano reacciona con el vapor para generar CO y H2. El calor necesario para la conversión del metano lo proporciona la mezcla de combustible que se quema en el quemador inferior. La temperatura del gas convertido que sale del horno reformador es de 850 ℃, y la alta temperatura se convierte en alta temperatura. El gas químico entra en el lado de los tubos de la caldera de calor residual para producir vapor saturado de 3,0 mpaa. La temperatura del gas de conversión de la caldera de calor residual baja a 300 ℃, y luego el gas de conversión entra sucesivamente en el precalentador de agua de alimentación de la caldera, el enfriador de agua de gas de conversión y el separador de agua de gas de conversión para separar el condensado del condensado del proceso, y el gas de proceso se envía al PSA.
El gas natural, utilizado como combustible, se mezcla con el gas de adsorción-desorción por cambio de presión. A continuación, el volumen de gas combustible que ingresa al precalentador se ajusta según la temperatura del gas a la salida del horno reformador. Tras el ajuste del flujo, el gas combustible entra al quemador superior para su combustión, proporcionando así calor al horno reformador.
El agua desalinizada se precalienta mediante el precalentador de agua desalinizada y el precalentador de agua de alimentación de la caldera, y entra en el vapor de subproducto de la caldera de residuos de gases de combustión y de la caldera de residuos de gas de reformado.
Para que el agua de alimentación de la caldera cumpla con los requisitos, se añadirá una pequeña cantidad de solución de fosfato y desoxidante para mejorar la prevención de incrustaciones y corrosión. El tambor descargará continuamente parte del agua de la caldera para controlar la cantidad total de sólidos disueltos.
adsorción por cambio de presión
El PSA consta de cinco torres de adsorción. Una torre de adsorción se encuentra en estado de adsorción en todo momento. Los componentes como metano, dióxido de carbono y monóxido de carbono presentes en el gas de conversión permanecen en la superficie del adsorbente. El hidrógeno se recoge de la parte superior de la torre de adsorción como componente no adsorbido y se expulsa fuera del límite. El adsorbente saturado por componentes de impurezas se desorbe mediante la etapa de regeneración. Tras su recolección, se envía al horno reformador como combustible. Las etapas de regeneración de la torre de adsorción constan de 12 pasos: primera caída uniforme, segunda caída uniforme, tercera caída uniforme, descarga hacia adelante, descarga hacia atrás, lavado, tercera subida uniforme, segunda subida uniforme, primera subida uniforme y subida final. Tras la regeneración, la torre de adsorción vuelve a ser capaz de tratar el gas convertido y producir hidrógeno. Las cinco torres de adsorción se turnan para llevar a cabo los pasos anteriores, garantizando así un tratamiento continuo. El objetivo es convertir el gas y producir hidrógeno de forma continua simultáneamente.
Características del dispositivo
El diseño modular integral modifica el modo de instalación tradicional in situ. Mediante el procesamiento, la producción, la instalación de tuberías y el conformado de la estructura en la propia empresa, se logra un control total del proceso de producción de materiales, la detección de defectos y las pruebas de presión. Esto resuelve de manera fundamental el riesgo de control de calidad derivado de la construcción in situ por parte del usuario y garantiza un control de calidad integral del proceso.
Todos los productos se ensamblan en la empresa mediante plataformas rodantes. Se adopta el concepto de fabricación en fábrica. Tras superar la verificación de fábrica, se desmontan según el esquema de desmontaje establecido y se envían a las instalaciones del cliente para su reensamblaje. El volumen de construcción en obra es reducido y el ciclo de construcción es corto.
El grado de automatización es muy alto. El funcionamiento del dispositivo puede ser supervisado y controlado de forma totalmente automática a través del sistema superior, y los datos clave pueden cargarse al servidor en la nube en tiempo real para su detección remota, lo que permite la gestión no tripulada in situ.
La movilidad del dispositivo es muy alta. Según las necesidades específicas del proyecto, el dispositivo se puede trasladar a otro lugar y volver a montar sobre una base, lo que permite reutilizar el equipo y aprovechar al máximo su valor.
De acuerdo con la demanda de hidrógeno de la estación de hidrogenación, se lleva a cabo un diseño de proceso estándar y un principio de diseño de combinación según el módulo de proceso para lograr la producción estandarizada de productos y formar series de productos estándar, lo que facilita la gestión del equipo del usuario, el uso de repuestos comunes y reduce el costo operativo de la unidad.
En resumen, la unidad de producción de hidrógeno a partir de gas natural montada sobre patines es la fuente de hidrógeno más adecuada para el funcionamiento futuro de la estación de hidrogenación.
La unidad de desnitrificación elimina el nitrógeno del gas natural para prepararlo para su transporte por gasoducto. Según datos del Instituto de Investigación del Gas Natural, el 17% de las reservas de gas natural en Estados Unidos presentan un alto contenido de nitrógeno. La mayoría de las normas para gasoductos exigen que el contenido de nitrógeno en el gas natural sea inferior al 4%. El gas natural con alto contenido de nitrógeno queda prácticamente inutilizado, ya que no puede transportarse al mercado a través de gasoductos. Un exceso de nitrógeno en el gasoducto conlleva el riesgo de obstrucción o una combustión deficiente. El nitrógeno también reduce el poder calorífico del gas, disminuyendo así su valor en BTU.
Debido a que el nitrógeno (N2) y el metano (CH4) tienen tamaños moleculares similares y constantes dieléctricas bajas, y carecen de reactividad selectiva, como el dióxido de carbono o el sulfuro de hidrógeno en las unidades de amina, la desnitrificación es una separación técnica difícil.
