Forbedret forbehandling i LNG anlegg

• Main Author: Bernhardsen, Mari Mortensen
• Other Authors: Owren, Geir Asle, Nordstad, Knut, Svenes, Sigbjørn, Norges teknisk-naturvitenskapelige universitet, Fakultet for ingeniørvitenskap og teknologi, Institutt for energi- og prosessteknikk
• Format: Master Thesis
• Language: Norwegian Bokmål
• Published: Institutt for energi- og prosessteknikk 2013
• Subjects: Finnes; Føre; Gass; Arktis*
• Online Access: http://hdl.handle.net/11250/235046

Verdens energibehov øker og frem mot 2035 forventes det en økning på omkring 40 % i forhold til dagens nivå. Olje og gass vil også i fremtiden prege energisektoren hvor naturgass tar en stadig økende markedsandel. I dag blir gassen som produseres i Norge sendt til det europeiske kontinentet gjennom rør eller på skip som LNG til fjernere strøk. LNG er en fleksibel måte å transportere store mengder energi på. Det er flere utfordringer knyttet til LNG anlegg. Dette inkluderer krav om kapasitet i anlegget, ønske om å utvinne gassen i arktiske strøk og varmeverdien på sluttproduktet. Forbehandling av gassen er sentralt for å forhindre utfrysning av komponenter som kan skape blokkeringer i de kryogeniske delene av prosessen og for å tilfredsstille andre spesifikasjoner. Utfordringer knyttet til ytelse og drift av forbehandlingsprosessene kan i verste fall føre til redusert regularitet og tilgjengelighet i LNG anlegget. Hovedfokuset i denne masteroppgaven er å analysere forbehandlingen med fokus på massestrømmen av tyngre hydrokarboner og dermed komme med forslag til forbedringer. Det er fra simuleringene opplagt at en optimalisering og reduksjon av tyngre hydrokarboner krever en optimalisering av den ikke-reflukse kondensatstabilisatoren. Det er etablert fire simuleringsmodeller med forbehandling av LNG i denne rapporten; Existing Pretreatment Facilities, Modification of Existing Stabilizer I, Modification of Existing Stabilizer II og New Stabilizer with Reflux. Hver modell har blitt simulert med tre ulike fødegasser, Case A, Case B og Case C som inneholder ulik komposisjon. Massestrømmen av tyngre hydrokarboner har blitt analyser fra kondensatstabilisatoren, tilbake til innløpsprosessen og opp til den tyngre hydrokarbon scrub kolonnen. Modellen Existing Pretreatment Facilities er basert på flytskjemaer for prosessen. Resultatet viser at strømmen av tyngre hydrokarboner fra kondensatstabilisatoren bidrar til 1,1 %, 1,03 % og 1,39 % for Case A, Case B and Case B, av den totale massestrømmen i hovedstrømmen ved innløpet, etter slug catcheren. Det er derfor gunstig å utføre en modifikasjon av stabilisatoren eller endre rørføring fra metantårnet for å redusere denne massestrømmen. Ved å senke temperaturen i bunnen av kondensatstabilisatoren har en liten reduksjon av de tyngre hydrokarbonene blitt oppnådd. De tyngre hydrokarbonene fra stabilisatoren utgjør nå 1,06 %, 0,97 % og 1,13 % for Case A, Case B and Case C, av den totale massestrømmen i hovedstrømmen. Det er oppnådd enda bedre resultater ved å endre rørføringen fra metantårnet ved å direkte føre denne til kompressor- og seperasjonsenhetene ved å unngå stabilisatoren. Massestrømmen av tyngre hydrokarboner bidrar med 0,51 % for Case A og Case B og 0,75 % for Case C av den totale massestrømmen i hovedstrømmen. Det beste resultatet er oppnådd ved å installere en ny kolonne med refluks. Kolonnen gir en skarp komponentsplitt og massestrømmen av tyngre hydrokarboner fra kolonnen bidrar med 0,00036 %, 0,00016 % og 0,0011 % for Case A, Case B og Case C, av den totale massestrømmen i hovedstrømmen, oppstrøms av slug catcheren. For å kunne verifisere simuleringsmodellen for det eksisterende anlegget er det gitt typiske data for en stabil driftsperiode for anlegget. Dataene bekrefter at simuleringsmodellen er robust og nær virkelig drift. Det forventes derimot at topproduktet fra kondensatkolonnen inneholder noe mindre tyngre hydrokarboner enn forventet fra resultatene i simuleringsmodellen. Dette er på bakgrunn av noe lavere temperatur på denne strømmen enn antatt. På bakgrunn av disse dataene er det umulig å si noe om mengden av tyngre hydrokarboner da det ikke finnes noen målestasjon som måler komposisjon i dette området. Basert på simulering med modellen New Stabilizer with Reflux har innledende dimensjonering av destillasjonskolonnen, kokeren, kondenser og refluks akkumulatoren blitt utført. Det er valgt en packed kolonne med pall rings, noe som resulterer i en pakkehøyde på 13,66 m med en diameter på 3,353 m. En Kettle koker er valgt hvor varmevekslingsområde er funnet til 1 240,2m2. Kondenseren er en Shell and Tube- type hvor resulterende varmevekslerområde er 6 738.3 m3. En horisontal refluks akkumulator er valgt med en lengde på 8,534 og en diameter på 2,438 m.