ТЕХНОЛОГИИ СЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА НА БАЗЕ ЦИКЛОВ СМЕШАННЫХ ХЛАДАГЕНТОВ

NATURAL GAS LIQUEFACTION PROCESSES BASED ON MIXED REFRIGERANT CYCLES

Mensura Muradova

student, department of Oil and Gas Tecknologies, Far Est Federal University,

Russia, Vladivostok

Valeriy Ten

student, department of Oil and Gas Tecknologies, Far Est Federal University,

Russia, Vladivostok

Anastasia Glinskaya

student, department of Oil and Gas Tecknologies, Far Est Federal University,

Russia, Vladivostok

АННОТАЦИЯ

В последние десятилетия наблюдается тенденция увеличения мирового потребления природного газа. Его использование в качестве топлива экологичнее, чем сжигание других видов топлива. Увеличение потребления газа привело к необходимости активного наращивания производства сжиженного природного газа (СПГ) и создания более эффективных технологий сжижения. В данной статье приведен обзор основных технологий производства СПГ на базе циклов смешанных хладагентов и их модификаций.

ABSTRACT

In recent decades, there has been an upward trend in the global consumption of natural gas. Its use as a fuel is more environmentally friendly than burning other fuels. The increase in gas consumption has led to the need for an active increase in the production of liquefied natural gas (LNG) and the creation of more efficient liquefaction technologies. This article provides an overview of the main LNG production technologies based on mixed refrigerant cycles and their modifications.

Введение

Использование природного газа в качестве топлива и в быту экологичнее, чем угля или нефти. Природный газ производит низкие выбросы углерода (при сгорании выделяется примерно на 70% меньше углекислого газа, чем у других видов топлива). Природный газ является популярным топливом и основным источником энергии для многих потребителей, но в чистом виде газ транспортировать не удобно, поэтому его сжижают.

Сжиженный природный газ (СПГ) — природный газ (преимущественно метан, CH₄), искусственно сжиженный путём охлаждения до -162°C для удобства хранения или транспортировки.

Для сжижения газа существуют различные технологии, в данной статье рассмотрены способы сжижения газа с использованием смешанного хладагента.

Способ сжижения природного газа по двухконтурной системе Газпром ВНИИГАЗ

Общий принцип работы технологии сжижения газа по двухконтурной системе (рисунок 1) включает в себя предварительную очистку и осушку сырьевого газа.

Рисунок 1. Принципиальная схема процесса сжижения газа

Смешанный хладагент в левом контуре состоит из смеси азота, метана, этана, пропана, бутана и пентана. Циркуляция холодильного агента происходит благодаря компрессорам и насосам. После компрессора холодильный агент охлаждается в аппаратах воздушного охлаждения, и новая газожидкостная смесь направляется в сепараторы на разделение.

Холодильный агент в жидкой фазе из сепараторов единым потоком подается в теплообменник Т-1, в нем переохлаждается и после дросселирования возвращается в теплообменник в качестве холодильного агента.

Правый азотный контур обеспечивает охлаждение СПГ высокого давления за счет ступенчатого сжатия азота в компрессорах с последующим расширением в турбодетандере (ТДА).

Данный холодильный цикл установки сжижения характеризуется высокой энергетической эффективностью и оптимальной степенью переохлаждения СПГ, что положительно влияет на условия хранения и минимизацию потерь товарной продукции из-за испарения в резервуарах.

Под вопросом находится применимость данной технологии в условиях арктического климата при большой производительности, так как хладагент контура предварительного охлаждения включает в себя множество компонентов его регулирование становится проблемным. Также данная технология включает в себя большое количество оборудования, это негативно скажется на надежности и приведет к повышенному риску при эксплуатации.

Технология одноконтурного цикла APCI SMR

Процесс SMR - Single Mixed Refrigerant - недорогой, высокоэффективный процесс SMR с использованием простой, проверенной технологии. Процесс, проиллюстрированный на рисунке 2, основан на простом однократном цикле смешанного хладагента, но производительность значительно повышается за счет добавления традиционной комбинированной теплоэнергетической технологии и обычного промышленного охлаждения аммиака.

Рисунок 2. Принципиальная схема технологии SMR (APCI)

Улучшенный процесс называется оптимизированным процессом с одним смешанным хладагентом (OSMR). Суть процесса заключается в очень простом одиночном цикле, который состоит из всасывающего скруббера, компрессора, охладителя и холодильной камеры. Он использует стандартный одноступенчатый центробежный компрессор, который не требует коробки передач, вспомогательного двигателя или межступенчатых компонентов, как это делают большинство других заводов по производству СПГ.

Преимуществами технологии APCI SMR стали простота, малое количество оборудования, а следовательно, и простота в эксплуатации, также пониженное потребление углеводородов в холодильном цикле. Эта технология подходит для средне- и малотоннажного производства СПГ (0,5-1,5 млн т в год) и для плавучих заводов СПГ.

Но есть недостаток – термические потери, вызванные конденсацией смеси компонентов с большими разницами в температуре кипения, способствуют уменьшению термодинамической эффективности. Именно поэтому лучше использовать технологию APCI C3MR.

Технология сжижения смешанным хладагентом с предварительным охлаждением пропаном C3MR (APCI)

Этот цикл сжижения, разработанный Air Products and Chemicals Inc. (APCI), состоит из многоступенчатой системы предварительного охлаждения пропаном (C₃) с последующим сжижением с использованием MR-системы азота, метана, этана и пропана. Сердцем процесса APCI C3MR, который имеет тепловой КПД более 93%, является запатентованный спирально-навитый теплообменник (SWHE). Её принципиальная схема изображена на рисунке 3.

В этой технологии существует два основных цикла хладагента. Цикл предварительного охлаждения, в котором используется чистый компонент пропана, и цикл сжижения и переохлаждения с использованием смешанного хладагента (MR), состоящего из азота, метана, этана и пропана. В цикле предварительного охлаждения используется пропан с тремя или четырьмя уровнями давления, и он может охлаждать технологический газ до (-40 °C). Он также используется для охлаждения и частичного разжижения смешанного хладагента.

Хладагент используется для сжижения и переохлаждения технологического потока от -35 °C до диапазона температур от -150 до -160 °C. Это выполняется в запатентованном теплообменнике со спиральной намоткой, известном как главный криогенный теплообменник (ГКТ). Технологический газ проходит через все пучки и выходит сжиженным вверху. Полный поток испаренного холодильного агента из нижней части теплообменника восстанавливается и сжимается компрессором до 45-48 бар. Он охлаждается и частично сжижается сначала водой или воздухом, а затем пропановым хладагентом и рециркулируется в теплообменнике.

Рисунок 3. Принципиальная схема процесса APCI C3MR

Достоинствами данного процесса являются применимость для природного газа с различными составами, минимальное число единиц оборудования, эффективность, оперативная гибкость и надежность. Данной технологией охлаждения можно получить сжиженный природный газ производительностью 5 млн т/год, причем выработка продукта равномерная на всем протяжении года.

Также для технологии сжижения природного газа методом C3MR характерно неравномерное распределение мощности компрессорной линии в течение года. Недостатком процесса AP-C3MR в условиях арктического климата является неполное использование холода окружающей природной среды. Если для экваториального климата отвод тепла от газа и смешанного хладагента в пропановом контуре совершается в диапазоне температур от +45°С до -34°С, то в арктическом климате этот диапазон может начинаться с +10°С и ниже.

Есть модификации данной технологии, такие как APCI C3MR/SplitMR и APC-X^ТМ.

Основное отличие процесса APCI C3MR/SplitMR от процесса APCI C3MR – оптимизированная конфигурация компрессоров и приводных газовых турбин.

Процесс сжижения природного газа АРС-ХТМ базируется на технологии APCI C3MR/SplitМRTM, но, в отличие от базовой технологии, к двум первым циклам охлаждения и сжижения добавлен третий азотный цикл переохлаждения. На стадии переохлаждения вместо смешанного хладагента используется азотный холодильный цикл с детандером.

Технология двухконтурного охлаждения смешанным хладагентом DMR (Shell)

Технологический процесс сжижения DMR (double mixed refrigerant - хладагент двойного смешения) был разработан в 2002 году для средне- и крупнотоннажного производства СПГ.

Данная технология состоит из двух циклов и использует два вида смешанных хладагентов для предварительного охлаждения и основного сжижения и переохлаждения природного газа. Хладагент предварительного охлаждения представляет собой смесь этана и пропана и охлаждает природный газ. Основной хладагент, состоящий из азота, метана, этана, бутана и пропана, охлаждается при прохождении через холодную камеру предварительного охлаждения. Затем хладагент сжижает, переохлаждает природный газ и сам охлаждается. Принципиальная схема процесса изображена на рисунке 4.

Рисунок 4. Принципиальная схема технологического процесса DMR

Основным достоинством процесса DMR является предварительное охлаждения смешанным хладагентом, который может охватывать более широкий диапазон температур, чем пропан, и обеспечивать лучшее распределение нагрузки между компрессорами. В холодном или арктическом климате и для более оптимальной интеграции извлечения тяжелых углеводородов необходимо увеличить минимальную температуру предварительного охлаждения. Главный недостаток такой технологии – неприменимость в любых условиях, это значит, что есть ограничения в опыте промышленного использования. Также процесс Shell DMR признан несколько более сложным, чем APCI C3MR.

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.

В цикле предварительного охлаждения поток природного газа и хладагенты циклов сжижения и переохлаждения охлаждаются примерно до –50 °C в пластинчато-ребристом теплообменнике. Проходя теплообменник цикла сжижения как природный газ, так и хладагент цикла переохлаждения. Типичная технологическая схема MFC представлена на рисунке 5. Данная технология была впервые применена в Норвегии на терминале СПГ Snøhvit, который остается единственным действующим заводом на базе MFC.

Рисунок 5. Принципиальная схема технологического процесса MFC

Несмотря на высокую капиталоемкость установок на базе MFC, они обладают значительной энергоэффективностью [4].

Заключение

Проведя анализ технологий сжижения газа, можно сделать сравнительный обзор.

Способ сжижения природного газа по двухконтурной системе Газпром ВНИИГАЗ высоко эффективен и благодаря оптимальному переохлаждению в резервуарах минимальная потеря товарной продукции. Но эта технология плохо применима в арктическом климате при большой производительности и рискованна при эксплуатации.

Технология APCI SMR одноконтурного процесса не удобна в крупнотоннажном производстве, именно поэтому ее недостатки исправили и создали технологию APCI C3MR. Данная технология является самой распространённой в СПГ-заводах. Она обладает такими преимуществами как высокая эффективность и продуктивность, также в этой технологии можно использовать различное оборудование, в том числе газовые и паровые турбины, компрессоры.

Технология Shell DMR обладает высокой гибкостью к изменению условий окружающей среды, контур предварительного охлаждения данной технологии гораздо проще, чем у APCI SMR, но сам процесс Shell DMR происходит сложнее, чем APCI C3MR.

Процесс MFC обладает как достоинствами, так и недостатками технологии DMR, однако используя 3 каскадных цикла смешанного охлаждения имеет большую энергоэффективность [4].

Список литературы:

1. 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 с.
2. Анализ технологий получения сжиженного природного газа в условиях арктического климата / И.В. Мещерин, А.Н. Настин // Труды Российского Государственного Университета нефти и газа им. И.М. Губкина. – 2016. – С. 173.
3. Никитина А. Прогноз BP до 2035 года // Национальный отраслевой журнал «Нефтегазовая вертикаль». – 2015. – № 6. – С. 15 – 16.
4. Ansarinasab H., Afshar M., Mehrpooya M. Comprehensive Multi-Criteria Comparison and Ranking of Natural Gas Liquefaction Process by Analytic Hierarchy Process (AHP) // Gas Processing Journal – 2015 – Vol. 3. №2 – [Электронный ресурс] Режим доступа: https://gpj.ui.ac.ir/article_20404_b98f6c557b3d72e7a610fdcc0a556555.pdf