RU2820467C1 - Способ удаления нежелательных примесей из технологических потоков при производстве сжиженного природного газа - Google Patents
Способ удаления нежелательных примесей из технологических потоков при производстве сжиженного природного газа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2820467C1 RU2820467C1 RU2023116475A RU2023116475A RU2820467C1 RU 2820467 C1 RU2820467 C1 RU 2820467C1 RU 2023116475 A RU2023116475 A RU 2023116475A RU 2023116475 A RU2023116475 A RU 2023116475A RU 2820467 C1 RU2820467 C1 RU 2820467C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- methanol
- natural gas
- stage
- gases
- water
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 70
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 27
- 239000012535 impurity Substances 0.000 title claims abstract description 26
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 25
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 180
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 90
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 69
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 44
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims abstract description 32
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims abstract description 32
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 29
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 claims abstract description 25
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 claims abstract description 19
- GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N methanol;hydrate Chemical compound O.OC GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- 238000003795 desorption Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 claims abstract description 3
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 23
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 19
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 19
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 15
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 15
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 claims description 14
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims description 14
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 claims description 11
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 10
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 10
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N nitrogen oxide Inorganic materials O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims description 8
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 7
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 7
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 7
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 claims description 6
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 5
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 4
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 4
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 3
- 238000004781 supercooling Methods 0.000 claims description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 2
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 abstract description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 abstract description 6
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 17
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 12
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 10
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 8
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 8
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 7
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 6
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 5
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 5
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 5
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 4
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 3
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 3
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 231100001231 less toxic Toxicity 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 2
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N Fluorine atom Chemical compound [F] YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N Ozone Chemical compound [O-][O+]=O CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 1
- 239000011149 active material Substances 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003421 catalytic decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005202 decontamination Methods 0.000 description 1
- 230000003588 decontaminative effect Effects 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 229910001882 dioxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 1
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 description 1
- -1 for example Chemical compound 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 238000005469 granulation Methods 0.000 description 1
- 230000003179 granulation Effects 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 239000012074 organic phase Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000003608 radiolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- HYHCSLBZRBJJCH-UHFFFAOYSA-M sodium hydrosulfide Chemical compound [Na+].[SH-] HYHCSLBZRBJJCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- CMZUMMUJMWNLFH-UHFFFAOYSA-N sodium metavanadate Chemical compound [Na+].[O-][V](=O)=O CMZUMMUJMWNLFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N vanadium Chemical compound [V]#[V] GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
- 229910000166 zirconium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
Abstract
Способ удаления нежелательных примесей из технологических потоков при производстве сжиженного природного газа может быть использован в газоперерабатывающей промышленности. Способ включает стадии промывки исходного сжатого природного газа (а), абсорбционного извлечения кислых компонентов (б), адсорбционного удаления влаги из сжатого природного газа (в) и из компонентов хладагента (г). При этом водометанольный раствор после стадии (а) направляют на стадию отпарки метанола (д) из потока водометанольного раствора и его концентрирования в ректификационной колонне с образованием потока метанольного концентрата. Образовавшиеся на стадии (д) метанольный концентрат, на стадии (б) поток кислых газов и на стадиях (в) и (г) потоки газов десорбции подвергают обезвреживанию на стадии термического и/или каталитического окисления (е). Технический результат - обеспечение гибкости функционирования аппаратуры при изменении как количественного, так и качественного содержания нежелательных примесей в исходном природном газе со снижением совокупных затрат энергии на удаление нежелательных примесей из технологических потоков. 16 з.п. ф-лы.
Description
Способ удаления нежелательных примесей из технологических потоков при производстве сжиженного природного газа, обеспечивающий перевод токсичных примесей в вещества, в меньшей степени влияющих на окружающую среду, может быть использован в газоперерабатывающей промышленности.
Производство сжиженного природного газа в Российской Федерации формируется на нескольких крупнотоннажных предприятиях и является крупной экспортной составляющей экономики страны. В 2022 году производство СПГ составило 32,5 млн т (45,5 млрд куб. м). Согласно государственной программе развития производства сжиженного природного газа (СПГ) вдобавок к действующим СПГ-мощностям в ближайшее десятилетие должен быть запущен еще ряд проектов, и планируется, что к 2030 году производство СПГ возрастет до 100 млн т.
Исходный природный газ, как сырье производства СПГ, содержит значительное количество примесей, которые недопустимы в процессе криогенного метода получения СПГ и которые необходимо удалить из газа до начала основной стадии производства СПГ - глубокого охлаждения газа до температуры конденсации метана минус 161,5°С. К таким примесям относятся в первую очередь диоксид углерода, сероводород, а также токсичный метанол, специально добавляемый в природный газ перед его транспортировкой от месторождения природного газа до предприятия его переработки по трубопроводам во избежание образования гидратов. Концентрация производства СПГ на предприятиях, вырабатывающих 10-20 млн. т конечного продукта, приводит к возникновению локальных источников извлекаемых примесей мощностью в сотни тыс.т, которые необходимо переводить в менее токсичную форму перед выбросом их в окружающую среду. К настоящему времени разработано большое число методов, позволяющих переводить извлекаемые из природного газа токсичные, а также неприемлемые для криогенных процессов примеси в менее токсичную форму.
На стадии исследований также предложено большое число нетрадиционных методов утилизации кислых газов. К ним можно отнести:
• очистку малосернистых газов методом жидкофазного окислительного процесса, основанные на поглощении сероводорода определенными окислительными растворами с образованием из сероводорода, например, гидросульфида натрия, который затем окисляется до серы в присутствии ванадата натрия; недостаток метода - периодичность процесса из-за необходимости окисления воздухом ванадия до пятивалентного состояния;
• диссоциацию предварительно извлеченного из природного газа сероводорода на водород и серу термическим методом при 1500-2000 К или методом радиолиза сероводорода при 250°С и γ-облучении 1,5 Мрад, однако конверсия сероводорода в этом процессе составляет всего 7-9%;
• метод плазмохимии с использованием плазмогенераторов, однако реализация этого процесса многостадийна и обеспечивает переработку всего 10 м3/ч газового потока на 1 м3 объема плазмы, что не позволяет применять этот метод в промышленных масштабах.
Высокая энергозатратность в сочетании с низкой технологичностью препятствуют широкому промышленному использованию этих методов (Обезвреживание (утилизация) кислых газов нетрадиционными способами //Universum: технические науки: электрон, научн. журн. Бобокулов Ф.Б. [и др.]. 2022. 2(95). URL: https://7universum.com/ru/tech/archive/item/13154).
Известна очистка метанольной воды на медьсодержащих оксидных катализаторах, заключающаяся в испарении метанольной воды с содержанием метанола 5% и проведении каталитического разложения метанола при 300°С до уровня 99-99,5% (Щанкина В.Г., Новикова В.Н. очистка метанольной воды - одного из продуктов получения синтетического бензина на Cu-содержащих катализаторах //Успехи в химии и химической технологии. 2010, том 24, № 11 (116), с. 127-129.). Недостатком метода является то, что основная доля энергозатрат тратится на нагрев и испарение балластного компонента - воды.
Известен способ комплексной очистки газовых выбросов, содержащих вредные компоненты, включающий последовательное пропускание очищаемых газов через слои фильтрующих, адсорбирующих и каталитически активных материалов, при этом пропускание газов через слой адсорбента-поглотителя осуществляют для удаления фторсодержащих соединений с последующим нагреванием и подачей в 1 -й каталитический слой для восстановления оксидов азота аммиаком, затем очищаемые газы подают во 2-й каталитический слой для окисления непрореагировавшего избытка аммиака, затем в 3-й каталитический слой для окисления органических веществ и оксида углерода, затем в 4-й каталитический слой для конверсии озона в молекулярный кислород (патент RU 2102124, МПК B01D 53/75, заявлен 30.01.1996, опубликован 20.01.1998). Недостатком изобретения является совмещение в одном аппарате процессов адсорбционной и каталитической очистки без учета того, что катализатор может функционировать без замены 1-2 года, тогда как адсорбент насыщается извлекаемой примесью за несколько часов, а регенерация адсорбента в способе не предусмотрена.
Известен способ утилизации кубового остатка регенерации метанола, отличающийся тем, что кубовый остаток с содержанием метанола не выше 50% подают в топку с последующим сгоранием органической фазы кубового остатка и испарением воды (патент RU 2593615, МПК F23G 7/04, С07С 31/04, заявлен 02.07.2015, опубликован 10.08.2016). Недостатком данного изобретения является высокая энергоемкость способа, связанная с низкой концентрацией метанола в кубовом остатке: с учетом того, что теплота испарения метанола и воды составляет соответственно 1084,4 и 2258,2 кДж/кг, а теплоемкость их паров - 2,16 и 14,3 кДж/(кг*град), затраты энергии на нагрев, испарение и перегрев паров воды превышают в 8 раз соответствующие затраты энергии на метанол при его концентрации в кубовом остатке 50% и в 16 раз при концентрации метанола в кубовом остатке 25%.
Известен способ переработки природного газа с повышенным содержанием кислых компонентов, последовательно включающий следующие стадии:
а) сепарация и учет расхода сырьевого природного газа,
б) абсорбционная очистка отсепарированного природного газа от кислых компонентов и меркаптанов с регенерацией абсорбента и получением серосодержащих кислых газов,
в) осушка очищенного природного газа,
г) получение элементной серы методом Клауса из серосодержащих кислых газов,
д) грануляция и хранение товарной серы,
е) учет направляемого потребителям товарного природного газа,
ж) термическая утилизация отходов,
з) получение пропанового холода,
при этом содержание в сырьевом природном газе кислых компонентов в количестве 19% мол. и более и соотношении углекислый газ: сероводород больше, чем 1,7:, стадию (б) осуществляют последовательно в две ступени, при этом на первой ступени из отсепарированного природного газа селективно извлекают сероводород, а на второй ступени - углекислый газ и меркаптаны; стадию (в) реализуют путем абсорбционной осушки или низкотемпературной сепарации природного газа с использованием стадии (з); на стадию (ж) дополнительно направляют кислые газы, отпаренные из содержащего растворенный сероводород конденсата, выделенного на стадии (а), экспанзерные газы первой и второй ступеней стадии (б), кислые газы десорбции, образующиеся при регенерации абсорбента на второй ступени стадии (б), а также газы выветривания и конденсат, образующиеся на стадии (в), причем водяной пар, образующийся в котлах-утилизаторах на стадии (г) и печи дожита отходящих газов на стадии (ж), используют в качестве теплоносителя для регенерации абсорбентов на стадиях (б) и (в).
При этом при функционировании стадии (ж) непрореагировавшие газы из блоков получения серы 301/1 и 301/2 направляют для термической утилизации отходов в котлах-утилизаторах и печах дожига отходящих газов по трубопроводам 36 и 37 на блоки термической утилизации 302/1 и 302/2. На блоки термической утилизации 302/1 и 302/2 установок получения серы 300/1 и 300/2 дополнительно направляют полученные на блоках абсорбционной очистки природного газа от кислых компонентов и меркаптанов 201/1 и 201/2 установок очистки природного газа 200/1 и 200/2 экспанзерные газы по трубопроводам 15 и 19, отделенные от конденсата на блоках отпарки кислых стоков 202/1 и 202/2 установок очистки природного газа 200/1 и 200/2 кислые газы по трубопроводам 14 и 18, газы выветривания по трубопроводам 17 и 21 и конденсат по трубопроводам 16 и 20 с установок осушки природного газа 400/1 и 400/2, соответственно (патент RU 2705352, МПК B01D 53/00, заявлен 26.06.2019, опубликован 06.11.2019). Недостатком данного изобретения является неэффективность работы блоков термической утилизации 302/1 и 302/2 при работе в холодное время года, составляющее в северных регионах более 7-8 месяцев, а в зонах вечной мерзлоты - 12 месяцев, когда к транспортируемому на предприятие сырьевому природному ежечасно неизбежно добавляют сотни килограммов метанола. Этот метанол частично будет переходить в экспанзерные газы, далее утилизируемые в блоках термической утилизации 302/1 и 302/2, однако часть метанола окажется в конденсате, подаваемом по трубопроводам 16 и 20 с установок осушки природного газа 400/1 и 400/2, что при термической утилизации конденсата в блоках 302/1 и 302/2 приведет к существенным дополнительным энергозатратам на нагрев и испарение конденсата и нагревание его паров до температуры около 1000°С. Кроме того, часть метанола попадет также в конденсат на блоках отпарки кислых стоков 202/1 и 202/2, что приведет к токсичному загрязнению сточных вод и существенно увеличит затраты на природоохранные мероприятия.
Общим недостатком рассмотренных методов очистки газа от примесей является их узкая направленность на извлечение только одного-двух примесных компонентов и высокая энергоемкость.
В ходе разработки заявляемого изобретения была поставлена задача разработки способа удаления нежелательных примесей из технологических потоков при производстве сжиженного природного газа на базе комбинирования технологических методов обезвреживания, обеспечивающего гибкость функционирования аппаратуры обезвреживания при изменении как количественного, так и качественного содержания нежелательных примесей в исходном природном газе с снижением совокупных затрат энергии на удаление нежелательных примесей из технологических потоков.
Поставленная задача решается за счет того, что способ удаления нежелательных примесей из технологических потоков при производстве сжиженного природного газа включает стадии:
а) промывка исходного сжатого природного газа водой для удаления метанола с образованием потока водометанольного раствора;
б) абсорбционное удаление сероводорода и диоксида углерода из сжатого природного газа после стадии (а) с последующей регенерацией абсорбента с образованием потока кислых газов;
в) адсорбционное удаление влаги из сжатого природного газа после стадии (б) с последующей регенерацией адсорбента с образованием потока газов десорбции с примесью углеводородов;
г) адсорбционное удаление влаги из компонентов хладагента, который используют для охлаждения, и/или сжижения природного газа, и/или переохлаждения сжиженного природного газа, с последующей регенерацией адсорбента с образованием потока газов десорбции с примесью углеводородов, при том что водометанольный раствор после стадии (а) направляют на стадию отпарки метанола (д) для массообменной отпарки метанола из потока водометанольного раствора и его концентрирования в ректификационной колонне с образованием потока метанольного концентрата и образовавшиеся на стадии (д) метанольный концентрат, на стадии (б) поток кислых газов и на стадиях (в) и (г) потоки газов десорбции подвергают обезвреживанию на стадии термического и/или каталитического окисления (е).
Работа предприятия по производству СПГ даже при постоянном поступлении исходного сырьевого природного газа существенно осложняется нестационарностью примесного состава сырья, при этом возможно как количественное, так и качественное изменение состава. Например, при закачке метанола в природный газ при транспортировке газа от месторождения до завода по производству СПГ количество закачиваемого метанола не является постоянным, а зависит от давления транспортируемого газа и его температуры, в ходе оптимизации процесса перекачки газа расход метанола может изменяться на 10-50%, а в летнее время при соответствующей температуре закачка метанола в газ прекращается. Содержание таких примесей в природном газе, как диоксид углерода, сероводород и меркаптаны, зависит от особенностей пласта конкретного участка эксплуатируемого месторождения.
Размещение аппаратуры обезвреживания отходов также может быть достаточно разнообразным: может размещаться на одной общей производственной площадке в виде аппаратов большой мощности, обрабатывающих несколько очищаемых потоков, или размещаться на территории конкретных технологических установок в виде небольших аппаратов, обрабатывающих один конкретный поток отходов. Решение этой задачи в значительной мере определяется запасом избыточного давления получаемого отхода, позволяющего транспортировать отходы в зону обезвреживания без использования дополнительных насосов или компрессоров.
Распределение одной и той же примеси по различным потокам выбросов в значительной мере также определяется особенностями технологии производства СПГ на конкретном предприятии. Например, метанол частично растворяется в воде промывки исходного газа, формируя затем поток водометанольного раствора, частично остается в очищаемом методом абсорбции от диоксида углерода и сероводорода природном газе и удаляется затем в ходе его адсорбционной осушки и очистки, переходя в газы регенерации, а также частично переходит в кислые газы при регенерации абсорбента.
Выбор технологического метода обезвреживания определяется в первую очередь его энергоемкостью с учетом расходов загрязненных потоков, и необходимо формировать такую комбинированную систему обезвреживания потоков удаленных примесей, чтобы она в целом была менее энергозатратна для предприятия. Например, основная часть отходов метанола находится в водометанольном растворе в результате промывки сырьевого природного газа водой. Концентрация метанола в потоке водометанольного раствора меньше или равна 10% масс, и определяется величиной концентрации метанола в очищаемом природном газе и соотношением природный газ:вода. Этот отход можно утилизировать методом каталитического окисления при относительно низких температурах (100-600°С), но с использованием дорогостоящего катализатора, требующего периодической замены, или термического окисления при более высокой температуре (700-1500°С) в более простом аппарате. В обоих случаях основная доля энергозатрат (от 80 до 95%) непроизводительно расходуется на испарение водной части водометанольного раствора. Предлагаемое решение рекомендует массообменную отпарку метанола из потока водометанольного раствора и его концентрирование в ректификационной колонне при температуре 90- 110°С с образованием потока метанольного концентрата с небольшим содержанием воды, который более эффективно можно далее утилизировать методом термического или каталитического окисления или использовать в качестве топлива в топочном пространстве окислительных аппаратах. Возможен также вариант, когда в ректификационной колонне при наличии большого числа контактных устройств будет получен метанол высокой степени чистоты (99-99,9%), который далее может быть использован как товарный продукт производства СПГ.
Концентрация метанола в потоке метанольного концентрата может составлять от от 50 до 99,9% масс, в зависимости от конкретных особенностей работы ректификационной колонны (число контактных устройств и их эффективности, давление и температурный режим) и метода дальнейшего обезвреживания метанола с учетом минимизации затрат на концентрирование и обезвреживание метанола.
Концентрация диоксида углерода в потоке кислого газа может составлять от 1 до 98% масс, и определяется величиной концентрации диоксида углерода в исходном природном газе, качеством предварительной абсорбционной очистки исходного природного газа и качеством регенерации абсорбента в десорбере установки аминовой очистки природного газа.
Концентрация сероводорода в потоке кислого газа может составлять от 98 до 0,01% масс, и определяется величиной концентрации сероводорода в исходном природном газе, качеством предварительной абсорбционной очистки исходного природного газа и качеством регенерации абсорбента в десорбере установки аминовой очистки природного газа.
Необходимо при термическом окислении потока метанольного концентрата дополнительно использовать для горения органической части метанольного концентрата атмосферный воздух или подготовленный атмосферный воздух, или подогретый атмосферный воздух, или атмосферный воздух с повышенным содержанием кислорода, при этом необходимо обеспечить подачу теоретически необходимого расхода воздуха 6,5 кг/кг метанола с коэффициентом избытка воздуха 1,05-1,10, так как при меньшем коэффициенте избытка воздуха не обеспечится глубокая очистка выбросов в атмосферу от метанола, а при большем коэффициенте избытка воздуха возрастут энергозатраты на обезвреживание.
Целесообразно термическое окисление потока метанольного концентрата осуществлять при температурах от 800 до 1300°С, так как уменьшение температуры приводит к уменьшению скорости окисления и существенному увеличению размеров и стоимости аппарата, а проведение процесса при чрезмерно высокой температуре увеличит энергозатраты на обезвреживание.
Необходимо при каталитическом окислении потока кислого газа и газов десорбции дополнительно использовать для горения органической части потока атмосферный воздух или подготовленный атмосферный воздух, или подогретый атмосферный воздух, или атмосферный воздух с повышенным содержанием кислорода, при этом необходимо обеспечить подачу теоретически необходимого расхода воздуха 6,1 кг/кг сероводорода с коэффициентом избытка воздуха 1,05-1,10, так как при меньшем коэффициенте избытка воздуха не обеспечится глубокая очистка выбросов в атмосферу от сероводорода, а при большем коэффициенте избытка воздуха возрастут энергозатраты на обезвреживание.
Целесообразно каталитическое окисление потоков кислого газа и газов десорбции осуществлять при температурах от 150 до 550°С, так как уменьшение температуры приводит к уменьшению скорости окисления сероводорода, увеличению толщины слоя дорогостоящего катализатора и существенному увеличению размеров и стоимости технологического аппарата, а проведение процесса при чрезмерно высокой температуре увеличит энергозатраты на обезвреживание.
Целесообразно тепло дымовых газов термического окислителя использовать для нагрева масляного теплоносителя и/или для производства водяного пара, что позволяет за счет частичной рекуперации тепла высокотемпературных дымовых газов (800-1300°С) в 2-3 раза снизить потери тепла от термического окислителя в атмосферу.
Осуществление отпарки метанола из водометанольного раствора и его концентрирование за счет тепла масляного теплоносителя и/или водяного пара, которое рекуперируется из дымовых газов, позволяет уменьшить энергозатраты на обеспечение теплоподвода в ректификационную колонну получения метанольного концентрата.
Возможен также вариант использования внутренних резервов тепла, как нагрев потоков кислого газа и газов десорбции до требуемой температуры реакции перед подачей в реактор каталитического окислителя, осуществляемый за счет тепла масляного теплоносителя и/или водяного пара, которое рекуперируется из дымовых газов.
Также в термическом окислителе возможно комбинированное окисление потоков метанольного концентрата, кислого газа и газов десорбции в тех случаях, когда эти потоки формируются на близко расположенных стадиях производства СПГ или транспортировка этих потоков до общего термического окислителя экономически выгоднее, чем обеспечение их очистки в отдельно стоящих термических окислителях непосредственно на стадиях производства, где формируются эти потоки.
Как вариант возможно в каталитическом окислителе также осуществлять комбинированное окисление потоков метанольного концентрата метанола, кислого газа и газов десорбции.
В зависимости от взаимного расположения реакторов термического и каталитического окисления сброс дымовых газов термического окислителя и каталитического окислителя может выполняться как в общую дымовую трубу, так и в раздельные дымовые трубы.
Возможен вариант конструктивного оформления процессов окисления токсичных выбросов, в котором процессы термического окисления и каталитического окисления выполняются в разных секциях одного технологического аппарата.
Для повышения уровня экологической безопасности производства СПГ целесообразно, чтобы блок, реализующий технологический метод термического окисления, был дополнен блоком удаления оксидов азота (NOx) из дымовых газов термического и каталитического окислителей.
Заявляемое изобретение решает задачу разработки способа удаления нежелательных примесей из технологических потоков при производстве сжиженного природного газа на базе комбинирования технологических методов обезвреживания, обеспечивающего гибкость функционирования аппаратуры при изменении как количественного, так и качественного содержания нежелательных примесей в исходном природном газе со снижением совокупных затрат энергии на удаление нежелательных примесей из технологических потоков.
Claims (21)
1. Способ удаления нежелательных примесей из технологических потоков при производстве сжиженного природного газа, включающий стадии:
а) промывка исходного сжатого природного газа водой для удаления метанола с образованием потока водометанольного раствора;
б) абсорбционное удаление сероводорода и диоксида углерода из сжатого природного газа после стадии (а) с последующей регенерацией абсорбента с образованием потока кислых газов;
в) адсорбционное удаление влаги из сжатого природного газа после стадии (б) с последующей регенерацией адсорбента с образованием потока газов десорбции с примесью углеводородов;
г) адсорбционное удаление влаги из компонентов хладагента, который используют для охлаждения, и/или сжижения природного газа, и/или переохлаждения сжиженного природного газа, с последующей регенерацией адсорбента с образованием потока газов десорбции с примесью углеводородов, отличающийся тем, что водометанольный раствор после стадии (а) направляют на стадию отпарки метанола (д) для массообменной отпарки метанола из потока водометанольного раствора и его концентрирования в ректификационной колонне с образованием потока метанольного концентрата и образовавшиеся на стадии (д) метанольный концентрат, на стадии (б) поток кислых газов и на стадиях (в) и (г) потоки газов десорбции подвергают обезвреживанию на стадии термического и/или каталитического окисления (е).
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что концентрация метанола в потоке водометанольного раствора меньше или равна 10% масс.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что концентрация метанола в потоке метанольного концентрата составляет от 50 до 99,9% масс.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что концентрация диоксида углерода в потоке кислого газа составляет от 1 до 98% масс.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что концентрация сероводорода в потоке кислого газа составляет от 98 до 0,01% масс.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при термическом окислении потока метанольного концентрата используют атмосферный воздух, или подготовленный атмосферный воздух, или подогретый атмосферный воздух, или атмосферный воздух с повышенным содержанием кислорода.
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что термическое окисление потока метанольного концентрата осуществляют при температурах от 800 до 1300°С.
8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при каталитическом окислении потоков кислого газа и газов десорбции используют атмосферный воздух, или подготовленный атмосферный воздух, или подогретый атмосферный воздух, или атмосферный воздух с повышенным содержанием кислорода.
9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что каталитическое окисление потоков кислого газа и газов десорбции осуществляют при температурах от 150 до 550°С.
10. Способ по п. 1, отличающийся тем, что тепло дымовых газов термического окислителя используют для нагрева масляного теплоносителя и/или для производства водяного пара.
11. Способ по п. 1, отличающийся тем, что отпарка метанола из водометанольного раствора и его концентрирование осуществляют за счет тепла масляного теплоносителя и/или водяного пара, которое рекуперируют из дымовых газов.
12. Способ по п. 1, отличающийся тем, что нагрев потоков кислого газа и газов десорбции до требуемой температуры реакции перед подачей в реактор каталитического окислителя осуществляют за счет тепла масляного теплоносителя и/или водяного пара, которое рекуперируют из дымовых газов.
13. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в термическом окислителе возможно комбинированное окисление потоков метанольного концентрата, кислого газа и газов десорбции.
14. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в каталитическом окислителе возможно комбинированное окисление потоков метанольного концентрата метанола и кислого газа и газов десорбции.
15. Способ по п. 1, отличающийся тем, что сброс дымовых газов термического окислителя и каталитического окислителя выполняют как в общую дымовую трубу, так и в раздельные дымовые трубы.
16. Способ по п. 1, отличающийся тем, что процессы термического окисления и каталитического окисления выполняют в разных секциях одного технологического аппарата.
17. Способ по п. 1, отличающийся тем, что на стадии (е) блок, реализующий термическое окисление дополнен блоком удаления оксидов азота (NOx) из дымовых газов термического и каталитического окислителей.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2820467C1 true RU2820467C1 (ru) | 2024-06-04 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1330123A1 (ru) * | 1986-01-06 | 1987-08-15 | Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт по добыче и переработке сероводородсодержащих газов | Способ регенерации метанола процесса предотвращени гидратообразовани природного газа |
| WO2008095258A1 (en) * | 2007-02-09 | 2008-08-14 | Cool Energy Limited | Process and apparatus for depleting carbon dioxide content in a natural gas feedstream containing ethane and c3+ hydrocarbons |
| RU104553U1 (ru) * | 2010-11-15 | 2011-05-20 | Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" | Установка для очистки сжиженных углеводородных газов |
| RU2744415C1 (ru) * | 2020-08-06 | 2021-03-09 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Комплекс по переработке магистрального природного газа в товарную продукцию |
| RU2774546C1 (ru) * | 2021-12-02 | 2022-06-21 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа увеличенной производительности |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1330123A1 (ru) * | 1986-01-06 | 1987-08-15 | Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт по добыче и переработке сероводородсодержащих газов | Способ регенерации метанола процесса предотвращени гидратообразовани природного газа |
| WO2008095258A1 (en) * | 2007-02-09 | 2008-08-14 | Cool Energy Limited | Process and apparatus for depleting carbon dioxide content in a natural gas feedstream containing ethane and c3+ hydrocarbons |
| RU104553U1 (ru) * | 2010-11-15 | 2011-05-20 | Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" | Установка для очистки сжиженных углеводородных газов |
| RU2744415C1 (ru) * | 2020-08-06 | 2021-03-09 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Комплекс по переработке магистрального природного газа в товарную продукцию |
| RU2774546C1 (ru) * | 2021-12-02 | 2022-06-21 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Комплекс сжижения, хранения и отгрузки природного газа увеличенной производительности |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Jafarinejad | Control and treatment of sulfur compounds specially sulfur oxides (SOx) emissions from the petroleum industry: a review | |
| Yildirim et al. | Reactive absorption in chemical process industry: A review on current activities | |
| US5059405A (en) | Process and apparatus for purification of landfill gases | |
| CA2311200C (en) | Carbon dioxide recovery from an oxygen containing mixture | |
| US6592829B2 (en) | Carbon dioxide recovery plant | |
| KR100490936B1 (ko) | 희박 공급물로부터 이산화탄소를 회수하는 장치 | |
| CN102408098A (zh) | 处理酸性气体的方法和装置 | |
| KR20110088511A (ko) | 탈황 방법 및 장치 | |
| CN109482049B (zh) | 一种焦炉烟气干法脱硫脱硝净化一体化工艺 | |
| CN110267729B (zh) | 从排放流中去除温室气体和重金属 | |
| US5830423A (en) | Waste gas treatment system | |
| WO2022220892A1 (en) | Process for purification and conversion of carbon dioxide using renewable energy | |
| RU2820467C1 (ru) | Способ удаления нежелательных примесей из технологических потоков при производстве сжиженного природного газа | |
| RU2705974C2 (ru) | Удаление ароматических углеводородов из бедного кислого газового сырья для получения серы | |
| US5690482A (en) | Process for the combustion of sulphur containing fuels | |
| RU2070423C1 (ru) | Установка для комплексной очистки нефтяного и природного газов | |
| Ismagilov et al. | Development of Catalytic Technologies for purification of gases from Hydrogen Sulfide based on direct selective Catalytic Oxidation of H2S to elemental Sulfur | |
| NO169335B (no) | Fremgangsmaate for omdannelse eller reduksjon av svovelforbindelser til elementaert svovel | |
| JP2022027600A (ja) | 後燃焼ｃｏ２捕集のためのガス状排出物の前処理方法およびシステム | |
| CA2830498C (en) | Process and system for removing sulfur from sulfur-containing gaseous streams | |
| CN219314735U (zh) | 胺液降解物无害化处理装置 | |
| RU2804617C1 (ru) | Комплекс по производству товарной продукции из углеводородов с низким углеродным следом | |
| JPS6128446A (ja) | 不活性ガスの製法 | |
| CN215403099U (zh) | 一种焦炉煤气脱硫废液及硫泡沫制硫酸的生产*** | |
| Jexenov et al. | BLOCK PLANT FOR PURIFICATION OF STRIPPING GAS OF MERCAPTAN-CONTAINING OIL |