Природный газ, используемый в качестве сырья, перед сжижением должен быть тщательно очищен. Это означает удаление из исходного газа кислых газов, воды и примесей, таких как водород.2С, КО2, H2O, Hg и ароматические углеводороды, чтобы предотвратить их замерзание при низких температурах, а также засорение и коррозию оборудования и трубопроводов. В таблице 3.1-1 приведены стандарты предварительной обработки подаваемого газа на заводе СПГ и максимально допустимое содержание примесей.
Таблица максимально допустимого содержания примесей в подаваемом СПГ газе
| Примесь | Ограничение на контент | Основа |
| ЧАС2ТЕ |
| А (допускается превышение предела растворимости без ограничения производства) |
| CO2 | 50–100 ppmV | B (предельная растворимость) |
| ЧАС2С |
| C (технические требования к продукту) |
| Общее содержание серы | 10–50 мг/НМ3 | С |
| Hg | 3 | А |
| Ароматический углеводород | ≤10 ppmV | А или В |
| Общее содержание нафтеновых углеводородов | ≤10 ppmV | А или В |
Согласно данным анализа подаваемого газа, содержание диоксида углерода в нем превышает допустимые нормы и требует очистки.
Процесс с использованием аммиака MDEA является наиболее подходящим с точки зрения энергопотребления, масштабов обработки, а также инвестиционных и эксплуатационных затрат. Поэтому в данной схеме для деацидификации газа выбран именно процесс с использованием аммиака MDEA.
Б) Выбор процесса обезвоживания
Наличие воды в природном газе часто приводит к серьезным последствиям: при определенных условиях вода и природный газ образуют гидраты, которые закупоривают трубопровод и влияют на процесс охлаждения и сжижения; кроме того, наличие воды также приводит к излишнему потреблению электроэнергии; из-за низкой температуры сжижения природного газа и наличия воды оборудование замерзает и забивается, поэтому его необходимо обезвоживать.
Процесс обезвоживания природного газа обычно включает три категории: низкотемпературное обезвоживание, адсорбцию твердых осушителей и абсорбцию растворителями. Замораживающее разделение в основном используется для предотвращения образования гидратов при низкой температуре природного газа. Однако допустимая низкая температура ограничена и не может соответствовать требованиям сжижения природного газа; абсорбция растворителями обычно включает концентрированную кислоту (обычно органическую кислоту, такую как концентрированная фосфорная кислота), гликоль (обычно используется ТЭГ) и т. д., но эти методы имеют малую глубину обезвоживания и не могут использоваться в криогенных установках; распространенными методами обезвоживания с использованием твердых осушителей являются метод силикагеля, метод молекулярных сит или комбинация этих двух методов.
Для обезвоживания при сжижении природного газа необходимо применять метод твердой адсорбции. Поскольку молекулярное сито обладает преимуществами высокой селективности адсорбции, высокими адсорбционными характеристиками при низком парциальном давлении водяного пара и возможностью дальнейшего удаления остаточных кислых газов, в данной схеме в качестве адсорбента для обезвоживания используется молекулярное сито 4А.
C) Выбор процесса удаления ртути
В настоящее время существует два основных процесса удаления ртути: метод адсорбции на молекулярных ситах HgSIV компании UOP (США) и метод с использованием активированного угля, пропитанного серой, при котором ртуть реагирует с серой, образуя сульфид ртути и адсорбируя его на активированном угле. Первый метод имеет высокую стоимость и подходит для случаев с высоким содержанием ртути; второй метод имеет низкую стоимость эксплуатации и подходит для случаев с низким содержанием ртути.
С одной стороны, эксплуатационные расходы молекулярного сита HgSIV очень высоки; с другой стороны, содержание ртути в подаваемом газе установки относительно низкое. Поэтому компания имеет успешный опыт использования активированного угля, пропитанного серой, для удаления ртути.
Дата публикации: 14 января 2022 г.