Aus der Eiszeit kommen

Als Leseliste speichern Veröffentlicht von Lydia Woellwarth, Redakteurin LNG Industry, Donnerstag, 06. Mai 2021, 10:00 Uhr

Margaret Greene (USA), William Dolan (USA), Justin Pan (USA), Al Maglio (USA), Tobias Eckardt (Deutschland), BASF und Harold Boerrigter (Niederlande), Marco Smaling (Niederlande) und Imelda Rusli (Großbritannien). ), Shell, detailliert eine Adsorptionstechnologie mit doppeltem Verwendungszweck für die kombinierte Entfernung schwerer Kohlenwasserstoffe und Wasser aus magerem Speisegas in LNG, um ein Einfrieren der Cold-Box zu verhindern.

Abbildung 1. Typische Aufstellung einer konventionellen LNG-Anlage.

Mageres Speisegas für LNG-Anlagen wird immer häufiger eingesetzt, da mehrere aktuelle LNG-Projekte auf Pipelinegas basieren, das überwiegend Methan mit einem geringen Anteil an flüssigem Erdgas (C2-C5) und einem geringeren Gehalt an schweren Kohlenwasserstoffen (C5+) als typisches konventionelles Erdgas enthält.1 Allerdings Die magereren Zusammensetzungen, insbesondere Taupunkt-Pipelinegas, können einen kleinen, aber signifikanten „schweren Schweif“ aus schweren Kohlenwasserstoffen und BTX aufweisen, dessen Definition und Entfernung schwierig sein kann.

Die Entfernung schwerer Kohlenwasserstoffe (C8+ HHCs) und aromatischer (BTX) Komponenten aus Erdgas vor der Verflüssigung ist für die kontinuierliche LNG-Produktion von entscheidender Bedeutung. Selbst Spurenkonzentrationen bestimmter HHCs und Aromaten können zur Ausfällung von Feststoffen (Gefrieren) und zur Verschmutzung der Hauptverflüssigungswärmetauscher führen. Beispielsweise stehen selbst bestehende LNG-Anlagen, die mit relativ magerem Einsatzmaterial versorgt werden oder bei denen die Zusammensetzung des Einsatzgases schwankt, häufig mit der derzeit installierten Technologie vor Herausforderungen, um mit Spuren schwerer Stoffe im mageren Einsatzgas umzugehen.

Abbildung 2. Entfernung schwerer Kohlenwasserstoffe (HHC) mit einer Waschkolonne in der Kühlbox.

Ein mageres Speisegas stellt viele Herausforderungen an die herkömmlichen Methoden zur Entfernung schwerer Kohlenwasserstoffe, wie z. B. eine Waschkolonne und eine Einheit zur Extraktion von Erdgasflüssigkeiten. Die Erdgas-Flüssigkeitsextraktionsanlage ist eine kapitalintensive Anlage mit einer hohen Ausrüstungsanzahl und erfordert während des Betriebs erhebliche Versorgungsanforderungen. Bei geringen Erträgen wird eine Erdgas-Flüssigkeitsextraktionsanlage unwirtschaftlich. Die integrierte Waschkolonne kann aufgrund des geringen Gehalts an C2-C5-Komponenten ungeeignet sein, da der Flüssigkeitsverkehr innerhalb der Waschkolonne nicht ausreicht, um die Einheit bei den verfügbaren Kondensationstemperaturen stabil zu betreiben.

In diesem Artikel wird eine Aufstellungsstudie vorgestellt, in der die Dual-Purpose-Temperaturwechseladsorptionstechnologie (TSA) (Durasorb Cryo-HRU) mit herkömmlichen Verfahren zur Entfernung von C8+-HHCs aus magerem Speisegas verglichen wird. Die Analyse wird die Vorteile der Adsorptionstechnologie unter bestimmten Einsatzgas- und Betriebsbedingungen hervorheben. Es wird argumentiert, dass die Dual-Purpose-TSA-Technologie erhebliche Vorteile bietet, auch für Dehydrierungs-Nachrüstanwendungen, und zwar im Hinblick auf reduzierte Komplexität, verbesserte Investitionsausgaben, einfache und flexible Bedienung sowie Zuverlässigkeit. Die Neuheiten der Technologie werden anhand von Ergebnissen umfangreicher Tests diskutiert, die zeigen, dass die kombinierte HHC- und Wasserentfernung in einem System robust ist. Die Spezifikationen für die Zufuhr zum Hauptkryogenwärmetauscher (MCHE) der Verflüssigungseinheit – wie in diesem Artikel erwähnt – sind in Tabelle 1.2 zusammengefasst

Die vorgestellte Analyse betrachtet die verschiedenen Technologien zur Vorbehandlung von magerem Erdgas für die LNG-Produktion. Schwachgas, auch Trockengas genannt, ist als Erdgas definiert, das weniger als 5 % verflüssigbare Kohlenwasserstoffe enthält.3 Die typische Anordnung einer konventionellen LNG-Anlage mit einem nicht mageren Speisegas ist in Abbildung 1 dargestellt. Nach der Einlassanlage Das Gas durchläuft die Quecksilberentfernungseinheit (MRU), um das Quecksilber zu entfernen, gefolgt von einer Sauergasentfernungseinheit (AGRU), um CO2 (bis <50 ppmv) und H2S (bis <3,5 ppmv) zu entfernen, sowie eine Entwässerungseinheit (DeHy) zur Entfernung des Wassers (auf <0,1 ppmv). Eine alternative Möglichkeit besteht darin, die MRU stromabwärts des DeHy zu positionieren. Die C5+-Spezifikation von <500 ppmv des Gases wird in einer Waschkolonne oder im Abschnitt für Erdgasflüssigkeiten erreicht. In diesen Schritten werden die schwereren Kohlenwasserstoffe und die Aromaten bis auf deutlich unter 1 ppmv entfernt.

Abbildung 3. Turboexpander für Erdgasflüssigkeiten.

In einer Anordnung mit einer Waschkolonne wird behandeltes Gas aus der Vorbehandlungseinheit zur Waschkolonne geleitet, um HHCs mithilfe des im Verflüssigungsprozess erzeugten Rückflusses zu entfernen (Abbildung 2). Der flüssige Rückfluss besteht aus Erdgasflüssigkeiten (C2-C5), die C6+-Komponenten herunterspülen, um eine Entfernung von C6+ und BTX gemäß den Spezifikationen zu erreichen. Bei magerem Speisegas reicht die Menge des flüssigen Rückflusses nicht aus, um einen stabilen Betrieb der Kolonne zu gewährleisten und die erforderlichen Spezifikationen zu erreichen. Eine Variante wäre die Zufuhr von externer Waschflüssigkeit, aber in einer LNG-Anlage steht kein geeigneter Strom zur Verfügung (dh das LNG ist zu leicht und das Kondensat ist bereits HHC-gesättigt) und der Import einer Waschflüssigkeit würde die Option unattraktiv machen.

Zur Entfernung von Erdgasflüssigkeiten und HHCs kann vor der Verflüssigungseinheit eine Erdgas-Flüssigkeitsextraktionsanlage platziert werden (Abbildung 3). Eine Erdgas-Flüssigkeitseinheit kann bei jedem Druck betrieben werden, große Zufuhrschwankungen bewältigen und C6+ und BTX gemäß den Verflüssigungsspezifikationen mit geringem Methanverlust entfernen. Allerdings ist diese Aufstellung für Schwachgas im Allgemeinen unattraktiv, da die Kondensatausbeute zu gering ist, um die CAPEX und OPEX wirtschaftlich zu rechtfertigen.

Die in diesem Artikel betrachteten Methoden zur HHC-Entfernung aus magerem Erdgas umfassen die folgenden herkömmlichen Methoden: Hinzufügen einer TSA-Kohlenwasserstoffentfernungseinheit (HRU) vor der DeHy-Einheit und einfache Kaltverdampfung in der Verflüssigungs-Kühlbox. Im Folgenden werden die Vor- und Nachteile beider Methoden beschrieben und mit der neu entwickelten BASF Durasorb Cryo-HRU-Technologie verglichen.

Eine kürzlich von BASF angebotene Option ist die Hinzufügung einer HRU vor der DeHy-Einheit, wie in Abbildung 4 dargestellt. Diese Option bietet mehrere Vorteile; Der Durasorb HRU strebt eine C8+-Entfernung auf unter 0,5 ppmv an, wenn man davon ausgeht, dass die Löslichkeit von nC8 in flüssigem Methan <0,5 ppmv beträgt (bei -162 °C und 60 bara). Die HRU entfernt auch das Hauptwasser, wodurch die nachgeschaltete DeHy-Einheit, die nur die letzten 50 ppmv Wasser entfernen muss, eine deutlich geringere Belastung hat. Durch die Entfernung des Hauptwassers durch die HRU kann die DeHy-Einheit kleiner ausfallen und eine längere Lebensdauer des Bettes erreichen, in manchen Fällen bis zu 12 Jahre zwischen dem Materialwechsel.4 Die Entfernung des Hauptwassers von C5-C7 zur Erfüllung der C5+-Spezifikation wird mit erreicht ein Blitz. Obwohl die DeHy-Einheit bis zu 40 % kleiner sein kann, fügt die Hinzufügung der HRU ein Regenerationssystem hinzu und verdoppelt die für das Gesamtsystem erforderlichen Rohrleitungen und Ventile. Dieser Nachteil kann übersehen werden, wenn die erhöhte Flexibilität und Zuverlässigkeit berücksichtigt und wertgeschätzt wird.

Abbildung 4. Hinzufügung einer TSA-HRU vor der Dehydrierungseinheit.

Der Einbau eines Kaltflashs in die Kühlbox ist eine weitere Methode zur Entfernung von HHCs (Abbildung 5). Dies ist das einfachste Dampf-Flüssigkeits-Trennschema. Das behandelte Gas aus der Vorbehandlungseinheit wird durch ein Kältemittel gekühlt und in der Verflüssigungskühlbox expandiert. Im Kaltentspannungsabscheider fallen die HHCs in der flüssigen Phase aus, werden abgetrennt und das Schwachgas weiterverarbeitet. Die beiden größten Nachteile dieses Ansatzes sind die erheblichen Verluste an Methan und leichteren Kohlenwasserstoffen an den HHC-Strom sowie die Expansion von >20 bar, die erforderlich ist, um eine sehr tiefe Kühlung zu erreichen, die zur Entfernung hochlöslicher HHCs erforderlich ist, um die Spezifikationen für Benzol zu erfüllen und nC8+. Dieser Prozess erfordert eine erneute Komprimierung, um Verluste bei der LNG-Produktion zu vermeiden. Die Expansion und Rekomprimierung sind sowohl vom Standpunkt des Druckmanagements als auch des Gerätemanagements ineffizient. Darüber hinaus ist eine Stabilisierung des HHC-Stroms erforderlich, um die Kondensat-Reid-Dampfdruck-Spezifikation (RVP) zu erfüllen, was zu zusätzlichen Investitionskosten führt.

Die neu entwickelte Durasorb Cryo-HRU-Technologie von BASF ist als einfache und effektive Lösung für die Entfernung von HHC-Spuren aus magerem Speisegas konzipiert. Die Durasorb Cryo-HRU-Technologie kombiniert die Funktionen der HRU- und DeHy-Einheit in einem System, indem sie einen Multi-Material-Ansatz nutzt, um sowohl HHC als auch Wasserentfernung gemäß den erforderlichen kryogenen Spezifikationen zu erreichen.

Die Konfiguration ähnelt Abbildung 4, wobei die HRU der DeHy-Einheit vorgeschaltet ist, aber im Fall von TSA mit doppeltem Verwendungszweck wird die DeHy-Einheit entfernt und durch die Cryo-HRU ersetzt (Abbildung 6).

Die Mehrzweck-Adsorptionseinheit ist der AGRU nachgeschaltet, die die Süßgaszufuhr zur Adsorptionseinheit bereitstellt. Bei der Durasorb Cryo-HRU-Technologie handelt es sich um einen Temperaturwechseladsorptionsprozess, bei dem jedes Gefäß einen Adsorptionszyklus durchläuft, gefolgt von einem Regenerationszyklus bei erhöhter Temperatur, gefolgt von einem Kühlzyklus, bevor es wieder in die Adsorption übergeht. Die Schiffe arbeiten in parallelen, aber versetzten Zyklen. In Einheiten, in denen zu einem bestimmten Zeitpunkt mehrere Behälter adsorbiert werden, wird der Auslassgasstrom als Produktgas kombiniert, das zur nachgeschalteten Kryoeinheit geleitet wird.

Das Regenerationsgas ist ein Bruchteil des behandelten Produktgases. Das Design verwendet ein serielles Wärme- und Kühlregenerationssystem. Daher strömt Regenerationsgas zunächst im Gleichstrom (nach unten) durch ein beheiztes Bett, um den Adsorber abzukühlen, bevor es zur Adsorption gebracht wird. Dabei wird das Gas vorgewärmt und dann einem Regenerationsgaserhitzer zugeführt, um es auf die erforderliche Regenerationstemperatur aufzuheizen. Die Erwärmung erfolgt im Gegenstrom (Aufwärtsrichtung). Während das heiße Gas nach oben durch das Bett strömt, desorbiert es das Adsorbat, überführt es in die Dampfphase und befördert es aus dem Bett. Das verbrauchte Regenerationsgas wird dann abgekühlt, um desorbierte Feuchtigkeit und Kohlenwasserstoffe zu kondensieren, die in einem dreiphasigen Regenerationsgasabscheider gesammelt werden. Das ausströmende Regenerationsgas wird dann durch einen Regenerations-Recyclingkompressor geleitet, um seinen Druck zu erhöhen, und vor dem Süßgaskühler mit dem Süßgasstrom vermischt. Der Dampf wird zurück zum/zu den Adsorptionstürmen geleitet. Nachdem das konditionierte Gas durch das/die Adsorptionsbett(en) geströmt ist, wird es zur kryogenen Stufe geleitet.

Abbildung 5. Einfacher Kälteblitz in der Verflüssigungskühlbox.

Der Großteil des Adsorptionsbetts besteht aus speziell entwickelten Alumosilikat-Gelmaterialien, die die Entfernung von Wasser und C8+ und aromatischen Kohlenwasserstoffen bis zur kryogenen Spezifikation durchführen (Abbildung 7). Der Boden des Bettes besteht aus einem speziell für Robustheit entwickelten Molekularsiebmaterial. Als Schutz vor einer Verschleppung aus dem vorgeschalteten AGRU-Aminsystem kann optional eine Deckschicht hinzugefügt werden. Die gleichzeitige Entfernung von HHCs und Wasser in einer einzigen Einheit macht diesen Ansatz sowohl wirtschaftlich als auch effektiv und bietet eine größere Zuverlässigkeit und Flexibilität bei sich ändernden Einsatzgasbedingungen.

Der neuartige Aspekt bei der Entwicklung der Dual-Purpose-TSA-Technologie war die Notwendigkeit, den Kurzzyklus-HRU-Prozess mit dem Langzyklus-Molekularsieb-Dehydratisierungsprozess zu kombinieren. Die Eigenschaften der verschiedenen Systeme sind in Tabelle 2 dargestellt. Für LNG-Anlagen, die mit Schwachgas gespeist werden, müssen alternative Aufstellungen mit weniger kapitalintensiven Methoden zur HHC-Entfernung in Betracht gezogen werden, die auf die Konditionierung von Schwachgasen zugeschnitten sind. Die TSA-HRU-Technologie bietet viele Vorteile im Vergleich zu konventionelleren Lösungen zur HHC-Entfernung und die TSA-HRU-Technologien von BASF haben sich bestens bewährt. Der bahnbrechende technologische Fortschritt durch die Kombination der HRU- und der DeHy-Einheit in einer einzigen Adsorptionseinheit mit doppeltem Verwendungszweck, die gleichzeitig HHCs und Wasser auf kryogene Spezifikationen entfernt, erhöht die CAPEX-Effizienz für neue Projekte und bietet eine kostengünstige Nachrüstungsoption für bestehende Pflanzen.

BASF verfügt über jahrzehntelange Erfahrung mit dem Sorbead HRU-Verfahren für Pipeline-Konditionierungsanwendungen. Bei diesen Anwendungen kann das Material im Laufe seines Lebens mehr als 10.000 Zyklen durchlaufen. Im Gegensatz dazu durchläuft die typische Molekularsieb-Dehydrierungsanlage im Laufe ihres Lebens etwa 1500 Zyklen. Wie kann die Anzahl der Zyklen, die das Molekularsieb aushält, erhöht werden, um sie an die des auf Aluminosilikatgel basierenden Materials anzupassen? Die größte Herausforderung für die Dual-Purpose-Technologie ist der beschleunigte Kapazitätsabbau der Molekularsiebe, da viel mehr Zyklen laufen als bei Standard-Molekularsiebanlagen, was zu einem vorzeitigen Durchbruch und der Notwendigkeit eines Adsorptionsmittelwechsels führt.

Abbildung 6. Aufstellung der Dual-Purpose-Adsorptionstechnologie zur kombinierten HHC- und Wasserentfernung.

Es werden zwei Abbaumechanismen erwartet: hydrothermale Alterung durch erhöhte Anzahl von Regenerationen und Zerfall durch Thermoschock aufgrund schneller Erwärmung. Andere Abbaumechanismen (z. B. Zusammenbacken und Koksbildung) sind in dieser Anwendung nicht zu erwarten, da das Molekularsieb durch eine große Schicht Alumosilikatgel geschützt ist und sehr „sauberes“ Gas sieht. Ein zu schneller Abbau des Alumosilikatgels wird nicht als Risiko angesehen, da Sorbead-Kohlenwasserstoff-Taupunktgeräte routinemäßig mit vielen tausend Zyklen pro Lauflänge betrieben werden.

Um diese Technologie für den Einsatz bei Shell zu qualifizieren, arbeiteten BASF und Shell zusammen, um das Material- und HRU-Wissen von BASF und die Prozesserfahrung von Shell in der Dehydrierungsanlage zu nutzen. Um diesen potenziellen Risiken zu begegnen, wurde ein gezieltes experimentelles Programm durchgeführt.

BASF führte ein hydrothermales Alterungsexperiment durch, um das Alterungsprofil von Durasorb HR4 unter Nassregenerationsbedingungen zu zeigen. In diesem Experiment wurde das Adsorptionsmittel 4.000 simulierten Zyklen lang einer kontrollierten Dampfumgebung bei 300 °C ausgesetzt, gefolgt von einem Durchbruchtest in verschiedenen Abständen während der 4.000 Zyklen. Die Ergebnisse zeigten, dass sich der Kapazitäts- und Stofftransferabbau im Laufe von 4000 Zyklen verlangsamte (Abbildung 8). Mit anderen Worten: Der Großteil der Alterung fand in den ersten 2000 Zyklen statt, wobei nach 3000 und 4000 Zyklen ein minimaler Abbau beobachtet wurde. Basierend auf diesem Test ist das Risiko, dass die Molekularsiebe im Durasorb-Kombinationsprozess zu schnell an Kapazität verlieren, gering, sofern die Molekularsiebschicht im Prozessdesign ausreichend dimensioniert ist. Diese Ergebnisse stimmten mit den Erwartungen der BASF und den Betriebserfahrungen im von Shell empfohlenen Molekularsieb-Erdgas-Dehydratisierungsdienst überein, und zwar in Anlagen, in denen es zu keiner Störung oder (Amin-)Verschleppung gekommen war. Bei in Betrieb befindlichen DeHy-Einheiten wurde beobachtet, dass der obere Abschnitt des Molekularsiebbetts den höchsten Grad an Zerfall aufweist und der Zerfall mit zunehmender Abwärtsbewegung des Betts abnimmt. Shell führte einen speziellen Test durch, um Molekularsiebmaterial Erdgas mit niedrigem Wasserpartialdruck auszusetzen, was die Bedingungen der unteren Molekularsiebschicht in der Durasorb Cryo-HRU-Technologie darstellt. Das getestete Molekularsiebmaterial zeigte einen sehr langsamen Verlust der Adsorptionskapazität, der nach 1000 Zyklen insgesamt etwa 0,5 Gew.-% betrug. Zusammenfassend lässt sich sagen, dass der Abbau von Molekularsieben hauptsächlich eine Funktion der hydrothermischen Einwirkung ist, d. h. der Kapazitäts- und kinetische Abbau ist langsam, wenn die Materialien niedrigen Wasserpartialdrücken ausgesetzt sind.

Abbildung 7. Typische Adsorptionsbettkonfiguration der Durasorb-Technologie von BASF in einem Dual-Purpose-Konzept.

Die Durasorb Cryo-HRU-Technologie nutzt eine schnellere Regeneration, die erfordert, dass das Durasorb HR-Molekularsieb dem Gas mit voller Regenerationstemperatur ausgesetzt wird, ohne das typische Rampensegment, wodurch das Molekularsieb im Wesentlichen mit heißem Regenerationsgas geschockt wird. Um dieser rauen Umgebung zu begegnen, der das Molekularsieb im Cryo-HRU-Prozess ausgesetzt ist, führte BASF ein Thermoschockexperiment durch, um die Stabilität der Durasorb HR-Molekularsiebe zu beweisen. In diesem Experiment durchlief das Molekularsiebmaterial schnelle Temperaturzyklen, bei denen das Material Zyklen aus Erhitzen auf 300 °C und anschließendem Abkühlen auf 40 °C ausgesetzt wurde, bevor es erneut 5000 Zyklen lang auf 300 °C erhitzt wurde. Ein spezielles Gerät erledigte jeden Zyklus in nur 150 Sekunden. sodass die gesamten 5000 Zyklen in einem angemessenen Zeitrahmen abgeschlossen werden konnten. In regelmäßigen Abständen im Verlauf von 5000 Zyklen wurde das Material auf die Bildung von Feinanteilen gewogen. Am Ende von 5000 Zyklen wurden im Wesentlichen keine Feinstoffe (0,15 Gew.-%) beobachtet und die Wasserkapazität entsprach der von frischem Material.

Mit der Bestätigung, dass der Molekularsiebabbau bei niedrigem Wasserpartialdruck minimal ist und kein thermischer Abbau stattfindet, kann die Anzahl der Zyklen für das Molekularsieb erweitert werden, um sie an die Designanforderungen der Dual-Purpose-Cryo-HRU-Technologie anzupassen . Dieses Ziel erreichte BASF mit einem zum Patent angemeldeten Bettdesign. Das Cryo-HRU-Adsorptionsbett nutzt die proprietäre Modellierungssoftware der BASF und soll verhindern, dass überschüssige Feuchtigkeit in den Molekularsiebbereich des Bettes gelangt, indem es die Wasseradsorptionskapazität des Durasorb HD-Aluminosilikat-Gelmaterials nutzt.

Der Schlüssel zum Entwurf neuer Einheiten oder zur Verbesserung bestehender Anlagen ist ein tiefes Wissen über die Adsorptionsdynamik. Insbesondere wenn die kryogene Dehydrierung mit der Entfernung schwerer Kohlenwasserstoffe kombiniert wird, ist das Verständnis und die Simulation der Mehrkomponentenadsorption von grundlegender Bedeutung. Die Genauigkeit der Simulationsdaten in Bezug auf Modelle und replizierte reale Betriebsbedingungen unter Verwendung der Hochdruckeinheit (HPU) von BASF wird anhand der Daten in Abbildung 9 demonstriert. Das Durchbruchdiagramm der Modellsimulation wird mit dem HPU-Durchbruchdiagramm für C6 und C7 verglichen, was die hervorragende Korrelation zeigt zwischen den beiden. Dieses Ergebnis zeigt die Genauigkeit der BASF-Modelle gegenüber realen Bedingungen und unterstreicht die Präzision, mit der BASF Adsorptionseinheitsbetten entwerfen kann. Diese Präzision ermöglicht nicht nur kleinere Betten, sondern gibt den Kunden auch die Gewissheit, dass das Gerät wie vorgesehen funktioniert.

Nachdem die Bedenken hinsichtlich der Integrität des Molekularsiebs mit dem neuen Bettdesign ausgeräumt waren, erforderte die Cryo-HRU-Technologie noch weitere technologische Fortschritte, um eine zuverlässige und wirtschaftliche Lösung für die gleichzeitige Entfernung von HHC und Wasser für LNG-Vorbehandlungsanwendungen zu sein. Der erste Fortschritt erfolgte in Form einer Produktentwicklung. Basierend auf jahrzehntelanger Erfahrung mit Sorbead-Aluminosilikat-Gelmaterialien im HRU-Service hat BASF ein neues Material mit 30 % höherer Kapazität für HHCs im Vergleich zu anderen kommerziell erhältlichen Produkten, einschließlich denen des BASF-Portfolios, entwickelt. Die Auswirkungen dieser Kapazitätsverbesserung sind in Abbildung 10 zu sehen; Bei 6,2 MPa (900 psi) ist die Benzolkapazität mit Durasorb BTX im Vergleich zu kommerziell erhältlichem Material erhöht. Die Verwendung dieses neuen Materials in Kombination mit der Sulfinolamin-Technologie von Shell zur Entfernung von BTX verbessert das Design der Adsorptionseinheit weiter, indem durch die Entfernung von BTX in der vorgeschalteten Sulfinol-Einheit mehr Kapazität für HHC ermöglicht wird.

In diesem Artikel liegt der Schwerpunkt auf dem paraffinischen Normal-C8-Isomer, da dieses die Komponente mit der geringsten Löslichkeit in Methan ist und sich als erstes ablagert. Das Speisegas für LNG enthält jedoch typischerweise nicht nur Paraffinkomponenten, sondern besteht auch aus einer Mischung eines n-Paraffins mit einem verzweigtkettigen Isomer. Da C8 in diesem Zusammenhang eine entscheidende Komponente ist, führte BASF ein Experiment durch, um die Adsorptionskapazität von Durasorb HC für iC8- und nC8-Komponenten zu vergleichen. Für den Test wurde 2,2,4-Trimethylpentan berücksichtigt, das kritischste Isomer, da es unter den anderen C8-Isomeren den niedrigsten Siedepunkt aufweist. Die experimentellen Ergebnisse zeigten, dass die iC8-Komponente um 50 % schneller durchbricht als die nC8-Komponente. Bei unpolaren Komponenten ist der Siedepunkt der erste Hinweis auf die Affinität zu den Adsorbentien; Komponenten mit einem hohen Siedepunkt neigen dazu, eine höhere Affinität zu haben. Alle C8-Isomere haben einen niedrigeren Siedepunkt als nC8, wodurch die Adsorptionsaffinität verringert wird, was zu einer geringeren Adsorptionskapazität gegenüber iC8-Komponenten führt.

Abbildung 8. Gleichgewichtskapazität des Molekularsiebs beim mittleren Durchbruch.

Obwohl iC8-Komponenten schwerer zu adsorbieren sind, sind sie in LNG um mindestens eine Größenordnung besser löslich als nC8 und frieren daher im kryogenen Zustand weniger wahrscheinlich aus als nC8. Wenn iC8 entfernt werden muss, sollte es aus Vorsichtsgründen in der nC7-Komponente zusammengefasst werden, da es stärker adsorbiert wird als nC7, aber schwächer im Vergleich zu nC8.

Das Betriebsfenster von 40 – 100 bar und 15 – 55 °C ist auf Basis der BASF-Erfahrung breit genug für LNG-Anwendungen und die meisten Erdgasverarbeitungsanwendungen. Die Durasorb-Adsorptionsmittel können jede Konzentration an HHCs und Wasser bis zur Sättigung des Speisegases verarbeiten.

Die Cryo-HRU-Technologie bietet nicht nur eine wirtschaftlichere Lösung für die HHC-Entfernung aus magerem Speisegas für neue Projekte, sondern eignet sich auch für die Nachrüstung bestehender Molekularsieb-Dehydrierungsanlagen. Für leistungsschwache DeHy-Einheiten oder Anlagen, bei denen eine Änderung der Zusammensetzung des Speisegases zu erwarten ist, kann die Cryo-HRU-Technologie eingesetzt werden und ist in einigen Fällen wettbewerbsfähiger als andere Zusatzlösungen. Obwohl es sich bei der Durasorb Cryo-HRU-Technologie um eine Drop-in-Adsorptionsmittellösung handelt, können Modifikationen an der DeHy-Einheit erforderlich sein (z. B. Änderung des Separatorbetriebs von einem Zweiphasen- auf einen Dreiphasenbetrieb).

Abbildung 9. Diagramm des Modells und des Durchbruchs der Hochdruckeinheit für C6 und C7.

Obwohl sich das Papier auf die Anwendung der Dual-Purpose-Durasorb-Technologie zur Erreichung der kryogenen Spezifikationen für Wasser, nC8+ und BTX konzentrierte, kann die Technologie auch für Einheiten entwickelt werden, deren Ziel die C7+-Entfernung ist. Das erforderliche Adsorbensvolumen (dh Gefäßabmessungen oder Gefäßanzahl) erhöht sich jedoch. Für relativ kleine LNG-Anlagen könnte dies eine attraktive Lösung sein. Bei größeren Systemen dürfte die Hinzufügung eines Flash-Behälters zur Massenentfernung von C5-C7 jedoch kosteneffektiver sein.

Abbildung 10. Vergleich der Benzoladsorption auf Sorbead vs. Durasorb BTX.

Zusammenfassend hat BASF eine neue, bahnbrechende Technologie entwickelt, die die kombinierte Entfernung schwerer Kohlenwasserstoffe und Wasser auf kryogene Spezifikationen in einer einzigen Einheit ermöglicht. Diese Technologie reduziert die Investitionskosten für neue Projekte und eignet sich als Nachrüstlösung für laufende Anlagen. Der Kunde profitiert von einer kleineren Stellfläche, einem zuverlässigen Betrieb und der Flexibilität, die Zusammensetzung des Speisegases zu ändern. Die Entwicklung dieser Technologie erforderte innovative Bettdesigns, um eine vorzeitige Zersetzung des Molekularsiebs zu vermeiden, eine Produktentwicklung zur Erzielung einer höheren HHC-Kapazität und verbesserte Simulationswerkzeuge für eine höhere Modellgenauigkeit. BASF und Shell arbeiteten zusammen und nutzten komplementäres Fachwissen, um diese Technologie für den Einsatz bei Shell zu qualifizieren. Die offene und innovative Denkweise von Shell ermöglichte es BASF, die beste und effektivste Lösung für diese schwierige Herausforderung zu finden. Die strenge Bewertung der Durasorb Cryo-HRU-Technologie unterstreicht die Robustheit und Wirksamkeit dieser Technologie.

Die angepasste Version des BASF-Artikels kann in der Mai-Ausgabe des Magazins LNG Industry gelesen werden. Registrieren Sie sich hier für eine kostenlose Testversion.

Lesen Sie den Artikel online unter: https://www.lngindustry.com/special-reports/06052021/coming-out-of-the-ice-age/

Qingdao McDermott Wuchuan Offshore Engineering Co., Ltd hat offiziell mit dem Bau des Woodfibre LNG-Projekts begonnen.

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