Природный газ в качестве сырьевого газа перед сжижением должен быть тщательно очищен. То есть удаление кислого газа, воды и примесей из исходного газа, таких как H2С, Колорадо2, Ч2 O, Hg и ароматические углеводороды, чтобы предотвратить их замерзание при низкой температуре, а также блокировку и коррозию оборудования и трубопроводов. В Таблице 3.1-1 указаны стандарты предварительной очистки сырьевого газа на заводе СПГ и максимальное содержание примесей.
Таблица максимально допустимого содержания примесей в сырьевом газе СПГ
| Примесь | Ограничение контента | Основа |
| ЧАС2О |
| А (допускается превышение предела растворения без ограничения производства) |
| СО2 | 50～100ppmВ | B (предельная растворимость) |
| ЧАС2С |
| C (технические требования к продукту) |
| Общее содержание серы | 10～50мг/м.м.3 | С |
| ртуть | 3 | А |
| Ароматический углеводород | ≤10ppmВ | А или Б |
| Всего нафтеновых углеводородов | ≤10ppmВ | А или Б |
Судя по данным по сырьевому газу, содержание углекислого газа в сырьевом газе превышает норму и подлежит очистке.
Процесс получения жидкого амина МДЭА является наиболее подходящим процессом с точки зрения энергопотребления, масштаба обработки, инвестиций и эксплуатационных затрат. Поэтому в этой схеме в качестве процесса раскисления газа выбран жидкий амин МДЭА.
Б) Выбор процесса обезвоживания
Наличие воды в природном газе часто приводит к серьезным последствиям: при определенных условиях вода и природный газ образуют гидраты, блокирующие трубопровод и влияющие на процесс охлаждения и сжижения; Кроме того, наличие воды также приведет к ненужному расходу энергии; Из-за низкой температуры сжижения природного газа и наличия воды оборудование будет замерзать и блокироваться, поэтому его необходимо осушить.
Процесс осушки природного газа обычно включает три категории: низкотемпературная осушка, адсорбция твердым осушителем и абсорбция растворителя. Сепарация замораживанием в основном используется для предотвращения образования гидратов при низкой температуре природного газа. Однако низкая температура, которую он допускает, ограничена и не может удовлетворить требования сжижения природного газа; Абсорбция растворителем обычно включает концентрированную кислоту (обычно органическую кислоту, такую как концентрированная фосфорная кислота), гликоль (обычно используемый ТЭГ) и т. д., но эти методы имеют низкую глубину обезвоживания и не могут быть использованы в криогенных установках; Обычными методами обезвоживания твердого влагопоглотителя являются метод силикагеля, метод молекулярного сита или комбинация этих двух методов.
Для осушки природного газа при сжижении необходимо использовать метод твердой адсорбции. Поскольку молекулярное сито обладает такими преимуществами, как высокая селективность адсорбции, высокие характеристики адсорбции при низком парциальном давлении водяного пара и дальнейшее удаление остаточного кислого газа, в этой схеме в качестве адсорбента для обезвоживания используется молекулярное сито 4А.
В) Выбор процесса удаления ртути
В настоящее время существует два основных процесса удаления ртути: метод адсорбции на молекулярных ситах HgSIV компании UOP в США и активированный уголь, пропитанный серой, который заставляет ртуть реагировать с серой с образованием сульфида ртути и адсорбцией его на активированном угле. Первый имеет высокую стоимость и подходит для случаев с высоким содержанием ртути; Последний имеет низкие эксплуатационные расходы и подходит для случаев с низким содержанием ртути.
С одной стороны, эксплуатационные расходы молекулярного сита HgSIV очень высоки; С другой стороны, содержание ртути в сырьевом газе установки относительно низкое. Таким образом, компания имеет успешный опыт использования активированного угля, импрегнированного серой, для удаления ртути.
Время публикации: 14 января 2022 г.
