ТЕХНОЛОГИИ СЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА, ПРИМЕНЯЕМЫЕ В УСЛОВИЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА

NATURAL GAS LIQUIFACTION TECHNOLOGIES APPLIED IN THE HIGH NORTH

Alexander Potekhin

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

Russia, Vladivostok

Daniil Zotov

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

АННОТАЦИЯ

Поскольку мировая торговля сжиженным природным газом (СПГ) продолжает быстро расширяться, проблема выбора процесса сжижения - ключевого элемента проекта СПГ - становится все более важной. Выбор более универсальных и экономичных технологий сжижения, соответствующих строгим стандартам выбросов в окружающую среду, является ключевым направлением для новых проектов.

В последние годы объем исследований по выбору процесса сжижения для заводов по производству СПГ с базовой нагрузкой расширился из-за интереса как к мощностям более крупных технологических линий, так и к потенциальной экономии за счет использования более эффективных технологий сжижения природного газа, на данный момент огромные запасы газа находятся в условиях крайнего севера, технологии, используемые в столь суровом климате, отличаются от решений с более жарким климатом. Таким образом, в данной статье представлен обзор двух технологий СПГ, которые активно применяются в условиях крайнего севера.

ABSTRACT

As the global trade in liquefied natural gas (LNG) continues to expand rapidly, the issue of choosing the liquefaction process - a key element of an LNG project - becomes more and more important. Choosing more versatile and economical liquefaction technologies that meet stringent emission standards is a key focus for new projects.

In recent years, the volume of research on liquefaction process selection for base load LNG plants has expanded due to interest both in the capacity of larger process lines and in the potential savings through the use of more efficient natural gas liquefaction technologies, at the moment huge reserves. For gas that located in the far north, the technologies LNG are different from solutions in a hotter climate. Thus, this article provides an overview of two LNG technologies that are actively used in the Far North.

Ключевые слова: СПГ, крайний север, Арктический каскад, Каскадный процесс смешанной жидкости, этан, метан, этилен, пропан.

Keywords: LNG, high north, Arctic cascade, Mixed liquid cascade process, ethane, methane, ethylene, propane.

Введение

Процесс сжижения природного газа является ключевым компонентом сжиженного природного газа с точки зрения стоимости, сложности и эксплуатационной важности. Хорошее понимание конструкции и эксплуатационных требований, а также эффективности систем сжижения природного газа имеет важное значение для успеха завода по сжижению газа. Существует достаточное количество лицензированных процессов сжижения природного газа для разных условий и местонахождений заводов сжижения. Тепловой КПД и капитальные затраты для различных лицензированных процессов конкурентоспособны, но в них есть и ряд различий. Настоящие ключи к созданию успешного завода по сжижению газа - это выбор оборудования, его конфигурации, отвечающие поставленным целям мощности завода, а также выбор технологии сжижения газа. Данный выбор напрямую влияет на успех и продуктивность завода и помогает достигать поставленных задач с большей эффективностью.  В данном литературном обзоре будет проведен обзор и краткое сравнение технологий сжижения природного газа таких как, Арктический каскад и Каскадный процесс смешанной жидкости (MFC) в условиях крайнего севера.

Арктический каскад

Это технология добычи СПГ в условиях крайнего севера, запатентованная компанией ПАО «НОВАТЭК» и используемая на 4-й производственной линии завода «Ямал СПГ».   Схема процесса охлаждения и сжижения природного газа «Арктический каскад» представлена на рис. 1. Главной особенностью данной технологии является применение этана, что позволяет значительно упростить процесс сжижения, применяя простые испарители вместо многопоточных теплообменников, и расширяет перечень заводов, способных изготовить необходимое оборудование. Также снижает капительные затраты на установку фракционирования хладагента, снижает размеры склада-хранилища и исключает из схемы узел смешения чистых хладагентов. [3]

Технология «Арктический каскад» подразумевает использование одной технологической линии, что позволяет сократить размеры установки для сжижения и уменьшает затраты на оборудование.

Рисунок 1. Схема процесса охлаждения и сжижения природного газа «Арктический каскад»:

1 – газотурбинный двигатель; 2 – компрессор природного газа; 3 – компрессоры азотного цикла; 4 – компрессоры этанового цикла; 5, 13, 14 – аппараты воздушного охлаждения (АВО); 6 – мультипликатор; 7 – испарители этана; 8 – рекуперативные теплообменники; 9 – главный криогенный теплообменник; 10 – детандер-компрессорный агрегат, 11 – сепаратор; 12 – насос; 15 – компрессор отпарного газа.

Способ сжижения природного газа осуществляется следующим образом. На компрессор поступает подготовленный природный газ и сжимается до требуемого давления, далее охлаждается за счет окружающей среды в АВО до температуры +10 ̊C. После направляется в испарители этана для предварительного охлаждения и при температуре -84 ̊C поступает в многопоточный теплообменник переохлаждения газа, в котором переохлаждается азотом и отпарным газом до температуры примерно -137 ̊C. Далее происходит сброс давления на дросселе до 1,5 атм, и происходит уменьшение температуры примерно до -157 ̊С, после чего газожидкостной поток поступает в концевой сепаратор. Из сепаратора с помощью насоса направляется в резервуары хранения, несжиженый газ отправляется в концевой теплообменник и этот газ отдает холод контуру с сжижаемым газом, далее сжимается компрессором отпарного газа до давления 30 атм. Отпарной газ используется для отправки в топливную сеть завода и поступления на рецикл в начало процесса сжижения.

В предварительном контуре охлаждения в качестве хладагента используется этан. Этан в газообразном состоянии от испарителей с различным давлением поступает на многоступенчатый компрессор и дожимается до давления 3 МПа после чего конденсируется в АВО при температуре +10 ̊С или ниже. Следующий этап заключается в направление жидкого этана в испарители, в которых на различных уровнях давления происходит снижение температуры азота до -84 ̊С. Газообразный этан от испарителей направляется к компрессору. Компримированный компрессорами до уровня примерно 10 МПа происходит охлаждение азота в (АВО), далее проходит попеременно в испарители этана и в рекуперативные теплообменники, где происходит дальнейшее снижение температуры с помощью обратного потока азота и в этановых испарителях до температуры -84 ̊С, далее азот поступает на детандер, в качестве нагрузки которого в детандер-компрессорном агрегате служит дожимной компрессор отпарного газа. Сбрасывая давление на детандере до 2,6 МПа и охлаждаясь до -140 ̊С, азот направляется в концевой многопоточный теплообменник переохлаждения газа. Отдав холод потоку сжижаемого газа, азот проходит рекуперативные теплообменники, поступает на компрессор детандер-компрессорного агрегата, сжимается до 6 МПа, поступает на вход компрессора, дожимается до 10 МПа и направляется в цикл.

Технологическая схема работает в номинальном режиме при температуре окружающей среды +5 ̊С и ниже. При температуре выше +5 ̊С производительность технологической нитки начинает снижаться. [4]

Данная технология создавалась преимущественно для арктических и антарктических широт, в следствие чего для конденсации этана в аппаратах летом при высоких плюсовых температурах могут быть использованы пресные и соленые воды из морей или озер, водоемов, которые круглый год имеют относительно низкую температуру. [1]

Для оптимизации и снижения количества единиц вращающегося оборудования все компрессоры для компримирования газа, этана и азота могут приводиться в движение единым газотурбинным двигателем, с распределением мощности на каждый компрессор через мультипликатор.

Расчетные энергетические затраты на производство СПГ по данной технологии составляют порядка 220 кВт на тонну.

Каскадный процесс смешанной жидкости (MFC)

Эта технология, разработанная технологическим альянсом Linde и Statoil, представляет собой классический каскадный процесс, при котором происходит предварительное охлаждение, сжижение и переохлаждение природного газа с помощью трех отдельных циклов смешанного хладагента. 

Этот процесс был впервые применен на терминале СПГ Snøhvit в Норвегии в северной части Северного моря. Этот завод мощностью 4,3 млн. тонн в год остается единственным в Европе заводом по сжижению экспортного газа и единственным действующим заводом MFC. Завод пережил непростой запуск и первые несколько лет работы. Однако была введена программа исправления, и проблемы с Snøhvit были решены. Опыт, полученный при внедрении первой установки MFC, был воплощен в предлагаемых проектах и теперь Linde предлагает мощности до 10 млн тонн в год с использованием данной технологии. Схема процесса охлаждения и сжижения природного газа «MFC» на рис. 2. [2]

Рисунок 2. Схема процесса охлаждения и сжижения природного газа «MFC»

Процесс MFC состоит из трех чистых хладагентов с разными температурами кипения, таких как метан, этилен и пропан. Сначала природный газ охлаждают до -35 ̊С в пропановом цикле, а затем охлаждают до -90 ̊С в этиленовом цикле. Далее, его сжижают до -155 ̊С в метановом цикле. [5]

В каскадном процессе применяется двухступенчатое сжатие с промежуточным охладителем, далее сжиженный хладагент из конденсатора пропускается и испаряется в предохладителе после расширения. Поэтому основной хладагент, поступающий в испаритель, переохлаждается. Процесс включает в себя газо-жидкостные теплообменники, применяемые между двумя циклами. Переохлажденный жидкий хладагент, который проходит через промежуточный охладитель в этиленовый цикл и горячий газообразный хладагент на выходе компрессора высокого давления в метановом цикле, происходит теплообмен и тепло используется для сжижения газообразного метана. Другой процесс — это еще один газо-жидкостной теплообмен, который происходит в цикле между пропаном и этиленом.

Выбор процесса сжижения

Выбор подходящей технологии сжижения для завода по производству СПГ должен основываться на технических, экономических, коммерческих и экологических соображениях. Другие критерии оценки включают в себя зрелость технологии и конструктивность установки, работоспособность и ремонтопригодность. Технические соображения включают опыт процесса и оборудования, надежность, эффективность процесса, диапазон регулирования, требования для конкретной площадки и воздействие на окружающую среду. Также необходимо учитывать доступность оборудования и факторы риска. К экономическим вопросам относятся капитальные, эксплуатационные расходы и затраты на жизненный цикл. Чтобы прийти к оптимальному решению, необходимо оценить все эти аспекты.

Заключение

Выбор процесса сжижения - это ключевая деятельность, которая начинается на ранней стадии проекта СПГ. Его следует решать на этапах разработки концепции, технико-экономического обоснования и предварительного этапа разработки, поскольку он оказывает большое влияние на общую прибыльность проекта. Когда сравнение проводится тщательно, необходимо разработать достаточную информацию о процессах и коммунальных услугах, чтобы определить капитальные и операционные затраты для каждого лицензиара. Необходимо получить расценки от различных лицензиаров и поставщиков основного оборудования, чтобы выделить различия в процессах и, наконец, выбрать оптимизированную конструкцию, которая наилучшим образом соответствует целям владельца проекта СПГ.

Список литературы

1. «Потенциал газификации Арктической зоны Российской Федерации сжиженным природным газом (СПГ)», А.Ю. Климентьев, А.Ю. Книжников, WWF, 2018.
2. Материалы компаний Linde, Air Products, Air Liquide, ПАО «Газпром», ПАО «НОВАТЭК», Snøhvit, «Ямал СПГ»
3. Особенности технологии сжижения природных газов в условиях арктического климата/ И.А. Голубева, В.М. Клюев, И.А. Баканев, Е.П. Дубровина//Газовая промышленность. - 2016. - № 1. - С. 73-78.
4. Патент РФ № 2017108800, заявл. 16.03.17; опубл. 16.02.18 Минигулов Р.М., Руденко С.В., Васин О.Е., Грицишин Д.Н., Соболев Е.И. Способ сжижения природного газа по циклу высокого давления с предохлаждением этаном и переохлаждением азотом «арктический каскад» и установка для его осуществления // Патент России № 2645185. 2018. Бюл. № 5.
5. Федорова Е.Б. Современное состояние и развитие мировой индустрии сжиженного природного газа: технологии и оборудование. - М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011. – 159 c.