ТЕХНОЛОГИИ СЖИЖЕНИЯ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ В МАЛОТОННАЖНОМ ПРОИЗВОДСТВЕ СПГ

LIQUEFACTION TECHNOLOGIES APPLIED IN LOW-SCALE LNG PRODUCTION

Anastasia Glinskaya

student, Department of Oil and Gas Technologies, Far Eastern Federal University,

Russia, Vladivostok

Valery Ten

student, Department of Oil and Gas Technologies, Far Eastern Federal University,

Russia, Vladivostok

Mensura Muradova

student, Department of Oil and Gas Technologies, Far Eastern Federal University,

Russia, Vladivostok

АННОТАЦИЯ

Cжижение природного газа – один из самых энергоемких промышленных процессов. Таким образом, очень важно разработать новые процессы сжижения и оптимизировать существующие, чтобы снизить потребление энергии. Целью работы является обзор и изучение технологий, применяемых при малотоннажном производстве СПГ. Актуальность исследования обусловлена тем, что хорошее понимание конструктивных и эксплуатационных требований и эффективности систем сжижения природного газа играет важное значение для успеха завода по сжижению газа. Автором приведен обзор технологий, описан принцип работы установок, исследованы достоинства и недостатки циклов. Сравнение технологий позволило выяснить, что при выборе технологии необходимо руководствоваться составом газа, проектной производительностью, климатическими условиями, наличием энергоресурсов и доступной среды охлаждения.

ABSTRACT

Natural gas liquefaction is one of the most energy-intensive industrial processes. Thus, it is very important to develop new liquefaction processes and optimize existing ones to reduce energy consumption. The purpose of the work is to review and study the technologies used in low-tonnage LNG production. The relevance of the study is due to the fact that a good understanding of the design and operational requirements and efficiency of natural gas liquefaction systems is essential for the success of a gas liquefaction plant. The author provides an overview of the technologies, describes the principle of operation of the installations, and examines the advantages and disadvantages of the cycles. The comparison of technologies allowed us to find out that when choosing a technology, it is necessary to be guided by the gas composition, design performance, climatic conditions, the availability of energy resources and the available cooling medium.

Ключевые слова: СПГ, технология, цикл, теплообменник, хладагент.

Keywords: LNG, technology, cycle, heat exchanger, refrigerant.

В настоящее время природный газ привлекает все больше внимания как более чистый энергетический ресурс.  Постоянно растущий спрос на него стимулирует рынок СПГ и создает жесткую конкуренцию между старыми и новыми технологиями сжижения. При их выборе руководствуются следующими принципами: термодинамическая эффективность, безопасность, эксплуатационные затраты. Поэтому разработка новых процессов и оптимизация уже используемых технологий значительно улучшит производительность процесса сжижения природного газа.

На малотоннажных заводах СПГ целесообразно использование двух технологических методов: «технология открытого цикла» и «технология цикла расширения хладагента».

Технология открытого цикла предполагает использование давления газа для выработки энергии, необходимой при охлаждении. Газ, находящийся под высоким давлением, проходит через дроссель, расширяется, или совершает работу. [2]

Очевидным достоинством такой технологии можно считать: низкое энергопотребление, однако сжижается только до 15% метана. Помимо этого, огромные капитальные затраты и использование газовых турбин с высокими требованиями по обеспечению безопасности часто препятствуют использованию этой технологии. [1]

Технология цикла расширения хладагента построена на его циркуляции в замкнутом контуре, содержащем компрессоры и турбины. Хладагент охлаждается и подается в теплообменный аппарат параллельно с метаном. Происходит процесс теплообмена, метан охлаждается и сжижается. Далее хладагент вновь подогревается, направляется в компрессор, на турбину для охлаждения и прохождения следующего цикла. [2]

К достоинствам данного цикла можно отнести: максимальный объем сжижения (до 100%), низкие капитальные затраты, минимальные требования по безопасности, а также простота технологии, надежность, быстрый ввод в эксплуатацию и простота использования, минимальные площади. Одним из немногих недостатков является высокое энергопотребление. [1]

Технологии применяемые для малотоннажных производств СПГ

1. Установки, работающие по дроссельному циклу.

Данные установки применяются для сжижения природного газа на газораспределительных станциях (ГРС) магистральных газопроводов, работающих при давлении 3-4 МПа.

Принцип их работы, следующий: в открытых циклах газ сжимается в компрессоре, охлаждается в регенеративных ТО, дросселируется, а затем поступает в сепаратор, где происходит отделение сжиженного природного газа и обратным потоком выводится из цикла в газопровод низкого давления.

Ограниченная база для применения, является серьёзным недостатком, данных установок, это приводит к потере их производительности, простоям и неэффективному использованию эксплуатирующего персонала. Помимо этого, установкам данного типа свойственна низкая производительность за счет низкого коэффициента ожижения (около 2%). Значительное содержание в исходном, а значит и в готовом продукте высококипящих углеводородных фракций способствует низкому качеству продукции. К достоинствам можно отнести лишь низкие энергозатраты на производство и простоту технологии. [6]

2. Установки с дроссельным циклом высокого давления с предварительным фреоновым охлаждением на АГНКС и ГРС.

Данное решение используется на технологической линии АГНКС г. Первоуральска, принципиальная схема которой изображена на рис. 1. Природный газ после компрессорных установок через аккумуляторы газа с давлением 25 МПа поступает в блок входа и выхода установки сжижения для дополнительной очистки от механических примесей и измерения расхода. Далее он поступает в блок теплообменников, где последовательно охлаждается до температуры -80 °C. в ТО1 и ТО3 охлаждение проводится обратным потоком паров СПГ, а в ТО2 – жидким фреоном от холодильной машины. Используемая холодильная машина имеет два фреоновых контура: первый служит для охлаждения фреона второго контура, а фреон из второго контура подается в теплообменник для охлаждения прямого потока. [5]

Рисунок 1. Технологическая схема установки сжижения на АГНКС г. Первоуральска:

ТО1, ТО2, ТО3, ХК – теплообменники; К ХМ1, К ХМ2 – компрессоры холодильной машины; Др – дроссель; К – компрессор АГНКС, АВО – аппарат воздушного охлаждения

Состав сжиженного газа полностью зависит от состава газа, который поступает с автомобильных газонаполнительных компрессорных станциях (АГНКС), вследствие чего невозможна его коррекция. Также к недостаткам можно отнести высокие энергозатраты при небольшом коэффициенте ожижения. Следует заметить, что такие установки являются недорогими. [6]

3. Установки дроссельного цикла с вихревой трубой.

Первый образец данной установкисмонтирован на ГРС «Выборг». Установка работает за счет перепада давления, имеющегося на ГРС, с применением вихревой трубы, принцип работы которой базируется на вихревом эффекте. Сущность его заключается в снижении температуры в центральных слоях закрученного потока газа и повышении температуры периферийных слоев. Вихрь газа удается разделить на два потока: с пониженной и повышенной температурами. [5]

Низкие энергозатраты на производство сжиженного природного газа и отсутствие зависимости качества конечного продукта от качества поступающего газа, являются решающими критериями при выборе данной установки. К сожалению, такую технологию невозможно применять вне ГРС в том числе из-за низкого коэффициента сжижения (до 4%). [6]

4. Установки с дроссельно-эжекторным циклом высокого давления и предварительным фреоновым охлаждением.

Данные установки используются в технологических линиях сжижения на АГНКС-8 «Петродворец» и АГНКС-500 «Развилка». Основа работы газового эжектора заключается в том, что газ низкого давления устремляется в камеру смешения за счет того, что в ней создана область разряжения, которая создается при прохождении высоконапорного газа с высокой скоростью и давлением через сверхзвуковое сопло. Пройдя камеру смешения, поток устремляется в диффузор, где происходит его торможение и рост давления. На выходе из эжектора смешанный поток имеет давление выше, чем давление низконапорного газа. Коэффициент ожижения природного газа в дроссельно-эжекторном цикле составляет 40–44% за один проход. [6]

Достоинствами данной установки являются низкие затраты и высокий коэффициент полезного действия. К недостаткам можно отнести узкие диапазоны оптимальной схемы и недостатки, характерные для схем сжижения на АГНКС. [6]

5. Установки с дроссельно-детандерным циклом.

Процесс сжижения природного газа на основе детандера представляет собой разновидность обратного холодильного цикла Брайтона, использующий турбодетандер для выработки холодопроизводительности.

Рисунок 2. Технологическая схема установки сжижения на ГРС-4:

ТО1, ТО2, ТО3 – теплообменники; Др – дроссель; К – компрессор; Д – детандер

Данная технология применяется на технологической линии ГРС-4 города Екатеринбург, принципиальная схема которой изображена на рис. 2. Природный газ высокого давления, поступающий из ГРС, разделяют на два потока. Первый поток пропускают на блок очистки и осушки, второй служит для утилизации тепла от агрегатов комплекса. Осушенный и очищенный газ подвергают сжатию с помощью компрессора, который приводится в действие крутящим моментом, полученным в турбодетандере. Далее сжатый газ охлаждают в ТО1, и разделяют на две линии: технологический поток и продукционный поток. Технологический поток через ТО2 направляется в детандер, приводит во вращение турбину детандера. Далее холодный поток с выхода детандера добавляют в обратный поток паров из сепаратора. Полученную смесь подают противотоком в основной теплообменник ТО2 для охлаждения продукционного потока. Очищенный продукционный поток пропускают через теплообменники, где сжатый газ охлаждается обратным потоком отпарного газа, смешанного с холодным потоком из детандера. Затем продукционный поток пропускают через дроссель, после которого продукт попадает в емкость в виде парожидкостной смеси. Здесь СПГ отделяют от холодных паров, которые сбрасывают через теплообменники в распределительный трубопровод. Основным недостатком данной схемы является расположение детандера в прямом потоке газа, что влечет за собой ограничение по степени ожижения. [7]

Использование данной установки сопровождается низкими затратами. Коэффициент ожижения невелик и составляет 11%. [5]

6. Установки с азотным циклом.

В данном типе установок для ожижения применяется охлаждение азотом. Природный газ, пройдя через блок очистки и осушки, с давлением 3,4 МПа проходит через первый теплообменник, где охлаждается жидким азотом, после чего дросселируется и поступает в сепаратор. Азот же, охладив поток природного газа, сжимается до 2 МПа. После этого часть азота поступает в испаритель, где охлаждается в холодильной машине. Далее азот проходит через первый теплообменик, где охлаждается и поступает в детандер, получаемая энергия используется для сжатия на одной из ступеней. Из детандера жидкий азот поступает в теплообменник для охлаждения потока природного газа. [7]

В азотном контуре поток сжимается в циркуляционном компрессоре до среднего давления. Нагнетаемый поток из циркуляционного компрессора дополнительно сжимается в двух дожимных компрессорах, которые приводятся в действие двумя турбинами. Азот высокого давления, выходящий из дожимного компрессора, направляется на теплообменник ожижителя. Природный газ охлаждается за счет контакта с обратными потоками азота, выходящего из турбины.

Коэффициент ожижения на данной установке близок к единице и составляет 99%, что говорит о высокой её эффективности. Конечный продукт сопровождается небольшим повышением цены. [5] Принципиальная схема установки с азотным циклом приведена на рис. 3.

Рисунок 3. Установка с азотным циклом

7. Установки с каскадным циклом.

Установки с каскадным циклом предполагают последовательное охлаждение с применением сжиженных газов, которые кипят при низкой температуре. В качестве хладагентов используются пропан, этилен и метан. В цикле пропан нагнетается до высокого давления с помощью многоступенчатой компрессорной системы, а затем охлаждается с помощью воздухо-водяного охладителя. Затем низкотемпературный пропан используется для охлаждения природного газа и двух других хладагентов примерно до -30◦C. В холодильном цикле с этиленом обеспечивается охлаждение до -90◦C. В цикле с метаном газ сжижается при -160◦C. [3]

Каждый контур хладагента может управляться отдельно, что делает установку гибкой в эксплуатации, имеет наивысшую термическую эффективность, несмотря на его сложную структуру. Низкие технические риски и использование стандартного оборудования приводят к сокращению сроков строительства. Препятствиями в выборе данной технологии являются: высокие капитальные вложения, недостаточная адаптация к изменениям состава природного газа и ограниченность производственных мощностей. [6] Принципиальная схема установки с каскадным циклом показана на рис. 4.

Рисунок 4. Установка с каскадным циклом

8. Установки на смешанном хладагенте.

Принцип работы основан на непрерывном охлаждении потока газа с использованием смешанного хладагента, который тщательно выбирается, чтобы уменьшить разрыв между холодной и горячей кривой в многопоточном теплообменнике. Хладагент сжимается двухступенчатым компрессором и затем поступает в парожидкостной сепаратор. После паровая и жидкая фазы смешиваются и поступают в водяной охладитель. Данная установка экономически эффективна для разработки морских месторождений, однако использование легковоспламеняющихся хладагентов вызывают беспокойство в морских условиях. [3]

В отличие от каскадного процесса технология смешанного хладагента находится в большей близости к рабочей температуре теплообменников. Содержит меньшее количество компрессоров, а также способна регулировать состав хладагента с учетом изменений состава газа. Помимо этого, достигается высокий коэффициент сжижения (от 98%) при низких энергозатратах. Цикл имеет низкую тепловую эффективность, поскольку состав хладагента не соответствует широкому диапазону температур охлаждения в сжижение природного газа. Процесс также занимает больше времени из-за необходимости точного смешивания хладагентов. [6] Принципиальная схема установки на смешанном хладагенте показана на рис. 5.

Рисунок 5. Установка на смешанном хладагенте

Заключение

В основе выбора технологии сжижения природного газа лежит ряд технических и экономических условий. Технические соображения включают эффективность, надежность и воздействие технологии на окружающую среду. Экономические вопросы включают затраты на жизненный цикл технологии и эксплуатационные расходы. К факторам, которые необходимо учитывать при выборе технологии сжижения, относятся состав газа, проектная производительность, климатические условия, наличие энергоресурсов и доступной среды охлаждения. При выборе технологии охлаждения и сжижения обычно руководствуются термодинамическим принципом наименьших потерь тепла в цикле. Таким образом сложно говорить о наиболее эффективной технологии, однако можно выделить наиболее часто применяющиеся методы сжижения. Анализ существующих технологий показал отсутствие системного подхода к размещению малотоннажного производства СПГ. Тем не менее можно выделить наиболее часто применяющиеся методы сжижения. Так, например для месторождений на севере России чаще выбирают установки азотного цикла или на смешанном хладогенте. При выборе технологии руководствуются следующими принципами: термодинамическая эффективность, безопасность, эксплуатационные затраты.

Список литературы:

1. Mohd Shariq Khan, I. A. Karimi, David A. Wood. Retrospective and Future Perspective of Natural Gas Liquefaction and Optimization Technologies Contributing to Efficient LNG Supply: A Review //Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2017, P. 50.
2. Optimised solutions for small to world-scale plants [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.linde-engineering.com/en/images/LNG-technology-small-to-world-scale-plants-2019_tcm19-4577.pdf (дата обращения: 22.05.2021 г.).
3. Tianbiao He, Iftekhar A. Karimi, Yonglin Ju. Review on the design and optimization of natural gas liquefaction processes for onshore and offshore applications //Energy, 2018, P. 89-114.
4. Инновационное развитие технологий производства СПГ. Сборник статей всероссийской научной конференции. М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2019 – 65 с.
5. Кондратенко А.Д., Карпов А.Б., Козлов А.М., Мещерин И.В. Российские малотоннажные производства по сжижению природного газа/Химические технологии и продукты. 2016. С. 31-36.
6. О долгосрочной программе развития производства сжиженного природного газа в Российской Федерации: распоряжение Правительства РФ от 16.03.2021 N 640-р// Приложение №8. 2021. – URL: http://www.garant.ru/products/ipo/prime/doc/400381407 (дата обращения 23.05.21)
7. Патент РФ № 2014106445/06. заявл. 20.02.14; опубл. 10.02.15. Гайдт Д.Д., Мишин О.Л. Способ производства сжиженного природного газа и комплекс для его реализации // Патент России № 2541360. 2015. Бюл. №4