Добавил:

ivanov666 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Башкирский Государственный Аграрный Университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

Технологии получения сжиженного природного газа. Учебное пособие

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

07.09.2026

Размер:

1 Мб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 45 / 65 6 > Следующая >>>

3.8. АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЙ СЖИЖЕНИЯ

Моделирование процесса завода СПГ проводили с использованием программных комплексов оптимизации технологических процессов газопереработки. Термодинамические библиотеки и уравнения состояния, применяемые для подобных расчетов, подходят для реальных исследований технологических процессов [10, 11].

Принципиальный состав газа не влияет на получение итоговых результатов при сравнении данных технологий, поэтому при расчетах использовался усредненный газ месторождений Сибири (табл. 3.3) [7].

Данный газ является жирным, с пониженным содержанием метана и избытком этана и пропана. Сырье подается на установку при температуре 0 °С (в условиях арктического климата возможна и более низкая температура сырья, поступающего на установку), давлении

5 МПа. В качестве охлаждения используется окружающий воздух (наименьшие эксплуатационные затраты, экологические требования).

Таблица 3.3

Состав природного газа месторождений Сибири и СПГ

Компонент

мольн. % масс. %

Метан 87,54 75,04 86,98–99,72

Этан

Пропан

н-Бутан

изо-Бутан

н-Пентан

Природный газ

4,77 2,94 0,51 0,55 0,31

7,66 6,93 1,58 1,71 1,20

СПГ,

мольн. % *

0,06–9,35

0,0005–2,33

–

изо-Пентан

Азот

Гелий До 0,38 До 0,30 –

Примечание. * – в зависимости от производителя и требований потребителя.

0,35 3,03

1,35 4,54

–

До 1,5

Результаты расчета представлены в табл. 3.4.

Таблица 3.4

Показатели технологий сжижения газа на 1 кг

Наименование показателя

Затраты энергии в холодильных циклах Суммарная тепловая нагрузка

теплообменников Удельные капитальные затраты

Тепловая нагрузка на конденсатор Суммарная тепловая нагрузка

теплообменников и конденсатора

Долл. США/т СПГ 1,010 1,024 1,067

Единица

измерения

кВт/ч

ккал/ч 538 553 525

ккал/ч ккал/ч 816 842 747

Технологии

C3MR DMR MFC 0,2377 0,2393 0,2712

277

289

223

Принципиальное отличие каждой технологии сжижения заключается в выборе предварительного охлаждения, а также в выборе приводов для компрессорного оборудования (газотурбинный или электрический).

В технологии C3MR в качестве предварительного охлаждения используется чистый хладагент – пропан, в отличие от двух других технологий, где охлаждение осуществляется смешанными хладагентами. Такая схема охлаждения позволяет получать сжиженный природный газ производительностью 5 млн т в год, причем выработка продукта равномерная на всем протяжении года (рис. 3.21, а).

Чаще всего, в качестве привода используется газотурбинный агрегат, который в условиях арктического климата выглядит более предпочтительным, нежели электрический, в качестве привода для компрессорного оборудования. Объясняется это доступностью газа в качестве топлива для газотурбинной установки, в то время как для электропривода требуется строительство собственной электростанции (где также необходимо использование газотурбинных агрегатов) и линий электроснабжения, что увеличивает капитальные затраты на строительство завода СПГ. Для технологии сжижения природного газа методом C3MR характерно неравномерное распределение мощности компрессорной линии в течение года (рис. 3.21, б).

Рис. 3.21. Производительность завода сжиженного природного газа (а)

и мощность цикла сжижения (б) по технологии C3MR

К тому же на стадии предварительного охлаждения пропаном сырье охлаждается до температуры минус 30 °С, что приводит к фактически бесполезной работе этого блока (в зимний период работы установки).

В процессах DMR, MFC в блоке предварительного охлаждения используются смешанные хладагенты (этан, пропан, изобутан, изопентан), при этом поступающий на сжижение газ, как правило, на выходе имеет температуру минус (40–50) °С. Для этих технологий характерна разная среднемесячная производительность (рис. 3.22, а).

Рис. 3.22. Производительность завода сжиженного природного газа (а)

и мощность цикла сжижения (6) по технологии DMR, MFC

Из графика видно, что производительность сжиженного природного газа колеблется в зависимости от времени года и среднесуточной температуры окружающего воздуха. В условиях арктического климата, когда этот период будет совпадать со временем максимального спроса на энергоресурсы, а значит максимальной цены, можно получить дополнительную прибыль (спотовый рынок газа), которая при большой мощности завода (свыше 3,5 млн т в год) будет играть значительную роль в рентабельности проекта. При холодном климате в течение года процессы DMR и MFC позволяют увеличить производительность технологической линии с 5 до 5,5 млн т в год.

При использовании для компрессорного оборудования электрического привода появляется возможность регулирования производительности, поэтому мощность компрессорного блока постоянна на всем протяжении года (рис. 3.22, б).

К тому же, по нашим оценкам, минимальная стоимость капитальных вложений в строительство завода по сжижению природного газа в условиях арктического климата (см. табл. 3.2), увеличится как минимум на 10–15 %, в зависимости от различных условий. Данные представлены в табл. 3.5.

Таблица 3.5

Показатели технологий сжижения газа на 1 кг в арктическом климате

Наименование показателя

Затраты энергии в холодильных циклах кВт/ч Суммарная тепловая нагрузка теплообменников Удельные капитальные затраты

Долл. США/т СПГ 1,161 1,177 1,227

Единица

измерения

ккал/ч 485 498 473

Технологии

C3MR DMR MFC

0,214 0,215 0,244

Тепловая нагрузка на конденсатор Суммарная тепловая нагрузка теплообменников и конденсатора

ккал/ч ккал/ч 736 758 674

251 260 201

В заключение стоит отметить, что по технологии DMR работает завод по сжижению газа в России «Сахалин-2», а по технологии MFC

в 2008 г. был запущен завод в Норвегии «Snohvit», также работающий в условиях северного климата. Целесообразность использования в условиях холодного климата технологии C3MR остается под большим вопросом. Так в марте 2016 г. Kvaemer подготовил концепцию СПГ-завода для «Новатек» на Гыдане (Арктик СПГ) на основе технологий немецкой Linde и американской APCI [9]. Учитывая тот факт, что большую часть реферец-листа компании Linde составляют технологии Limum (SMR) и MFC, можно сделать вывод, что владельцы проекта имеют ряд сомнений применения технологии C3MR, в числе описанных выше.

Контрольные вопросы

1. Какие два способа сжижения ПГ существуют? В чем их принципиаль-

ные отличия?

2. В чем заключается каскадный принцип холодильных циклов?

3. Какая технология получения СПГ является сегодня наиболее распро-

страненной? В чем ее преимущества?

4. Перечислите признаки, по которым различаются процессы крупнотон-

нажного производства СПГ.

5. Что называют смешанным хладагентом? Приведите пример состава СХА.

6. Какую технологию сжижения СПГ используют на заводе «Сахалин-2»?

7. Конструкция и область применения различных типов теплообменников.

4. МАЛОТОННАЖНОЕ ПРОИЗВОДСТВО СПГ В РОССИИ

Наряду с крупными производителями СПГ существуют заводы с производительностью не более 1 млн т СПГ в год (или 125 т СПГ в час). Завода такого типа относят к малотоннажному производству СПГ.

Преимущества малотоннажного производства СПГ [10].

Во-первых, капитальные затраты на строительство значительно меньше, чем на крупнотоннажный завод. Следовательно, более реально получить финансирование.

Во-вторых, срок строительства малотоннажного завода составляет 1–3 года, а крупнотоннажного – пять лет. Малотоннажное производство СПГ использует модульный принцип строительства.

В-третьих, у малотоннажных проектов более короткий срок окупаемости. По данным аналитиков компании «BTIG» (Нью-Йорк), проект стоимостью 2,5 млрд долл. США может окупиться за 3–5 лет, тогда как срок окупаемости проекта в 60 млрд долл. США может составить 12– 15 лет [1].

Области применения продуктов производства:

– газификация регионов, удаленных от магистральных газопроводов;

– создание резервов газа (наряду с ПХГ) для компенсации пиковых нагрузок газопотребления;

– обеспечение электрической энергией малонаселенных поселений, удаленных поселков, социальных и промышленных объектов на основе применения, например, дизель-генераторов без строительства местной газопроводной сети и прокладки централизованных электросетей;

– вовлечение в разработку малодебитных, малых и средних месторождений природного газа;

– обеспечение бесперебойного газоснабжения потребителей во время проведения ремонтных работ на газопроводах и других строительных работ;

– реализация проектов плавучих заводов СПГ с целью монетизации шельфовых месторождений природного газа;

– сжижение метана угольных пластов, попутного нефтяного газа,

сланцевого и биогаза с целью их рационального использования и транспортировки;

– производство экологически чистого моторного топлива для автомобильного, железнодорожного, речного, морского и воздушного транспорта, ракетно-космической техники.

Существует две группы потенциальных потребителей СПГ:

Первая группа – потребители СПГ в его газообразной форме. В этом случае необходимым условием потребления является наличие комплекса хранения и регазификации. К потребителям первой группы относятся:

– газовые электростанции;

– промышленные и сельскохозяйственные предприятия;

– промышленные и бытовые котельные;

– население.

Вторая группа – потребители непосредственно СПГ (в жидкой форме). В этом случае необходимо только изотермическое хранилище с установками для заправки СПГ в топливные баки или цистерны. В этой группе потребителями являются:

– грузовой и пассажирский автотранспорт;

– морские и речные суда;

– железнодорожные локомотивы;

– самолетная и вертолетная техника;

– ракетно-космическая техника.

Базовыми объектами для производства СПГ могут выступать как непосредственно объекты ЕСГ (газораспределительные станции, автогазонаполнительные компрессорные станции, газовые сети низкого и среднего давления), так и крупные промышленные предприятия – газоперерабатывающие заводы, газохимические комбинаты, а также объекты далеко за пределами ЕСГ (средне- и малодебитные месторождения природного газа, для которых строительство магистрального газопровода является экономически нецелесообразно).

В малотоннажных технологических процессах сжижение природного газа осуществляется двумя способами. В первом случае, как и в крупнотоннажных процессах, используется внешний источник охлаждения в виде замкнутых холодильных циклов с использованием хладагентов. Во втором случае рабочим телом холодильного цикла является непосредственно поток или часть потока природного газа, которые подвергаются последовательному сжатию, охлаждению и расширению в одну или несколько ступеней (см. рис. 3.11). Холодильный цикл в этом случае является открытым. Также может быть использована комбинация этих двух способов. Классификация технологических процессов малотоннажного производства СПГ представлена на рис. 4.1.

Рис. 4.1. Классификация технологических процессов

малотоннажного производства СПГ

При производительности завода от 3,5 до 35 т СПГ в час в основном используются технологические процессы сжижения внешним хладаген-

том. Здесь разделяют две группы процессов: азотные циклы и циклы на смешанных хладагентах – смесях легких углеводородов и азота [2].

Технологические процессы сжижения с расширением части потока природного газа базируются на применении различных расширительных устройств, в роли которых могут выступать дроссели, эжекторы, вихревые трубы, турбодетандеры и волновые криогенераторы. Поскольку часть потока природного газа выступает в роли хладагента, коэффициент сжижения у этих процессов гораздо ниже, чем у процессов с использованием внешнего хладагента.

Наибольшей энергоэффективностью обладают процессы с применением расширительных устройств, использующие перепад давления на ГРС, а также высокое давление газа на АГНКС. Преимуществом подобных установок является относительно низкая себестоимость СПГ, так как нет необходимости затрачивать энергию на сжатие в компрессорах, а стоимость основного оборудования в последнее время становится относительно низкой.

На рис. 4.2 представлена типовая схема установки получения СПГ на ГРС. Здесь не показаны подготовка, осушка газа и удаление из него тяжелых компонентов, но эти процессы являются частью установки. Коэффициент ожижения при использовании данной технологии не превышает 20 %, но она обладает самыми низкими удельными энергозатратами. Основная энергия расходуется на процессы подготовки газа – очистку и осушку.

На рис. 4.3 представлена технология производства СПГ на АГНКС. Это дроссельно-эжекторный цикл высокого давления с фреоновой холодильной машиной. Особенность данной технологии – высокое начальное давление газа – 220–250 атм. Данная технология хорошо известна и успела зарекомендовать себя на установках в России. Она обладает более высоким коэффициентом ожижения, чем на ГРС, – до 50 % и сравнительно низкими удельными энергозатратами.

Рис. 4.2. Технология производства СПГ на ГРС:

Т1, Т2, Т3 – теплообменники; Д1 – турбодетандер;

К1, К2, К3 – компрессоры; С1, С2 – сепараторы; Др – дроссель

Рис. 4.3. Технология производства СПГ на АГНКС:

Т1, Т2, Т3 – теплообменники

<<< < Предыдущая 1 2 3 45 / 65 6 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]