- •Федеральное агентство по образованию
- •Предисловие
- •1. Ожижение природного газа Введение
- •1.1. Характеристика природных газов, используемых для получения сжиженного природного газа
- •Составы газовых и газоконденсатных месторождений ряда газоносных и нефтегазовых регионов России
- •Состав природных (попутных нефтяных) газов
- •Состав пг некоторых зарубежных месторождений
- •Показатели, которым должны удовлетворять газы, транспортируемые по магистральным газопроводам
- •1.2. Очистка и осушка природных газов
- •Физические свойства основных компонентов природного газа
- •Показатели качества сжиженного природного газа
- •Теплофизические характеристики адсорбентов и параметры их регенерации
- •1.3. Сжижение метана
- •Результаты расчетов теоретического цикла ожижения газа с простым дросселированием
- •Сравнение данных по хT и lT для установок ожижения метана и воздуха, работающих по теоретическому циклу с простым дросселированием и внешним источником охлаждения
- •Результаты расчета детандерного цикла ожижения метана при различных значениях Gд
- •Сводные данные расчета установки ожижения метана
- •Сводные данные расчета установки ожижения метана
- •Сводные данные расчета установки ожижения метана
- •Сравнение значений х для ряда циклов ожижения метана
- •Основные результаты расчетного анализа установок получения спг, работающих по различным циклам ожижения
- •Циклы ожижения метана
- •Значения основных параметров криопродуктов, используемых в трехкаскадной установке ожижения пг
- •Параметры узловых точек для потоков в отдельных циклах каскада
- •Сводные данные по расчету процесса прямоточной конденсации в водяном холодильнике
- •Сводные данные по определению материальных потоков, выходящих из водяного холодильника и теплообменников то1–то3
- •Параметры основных точек потоков, проходящих через аппараты ожижителя
- •Сводные данные по расчету теплообменников то2–то4 ожижителя пг
- •1.4. Ожижители природного газа и крупные заводы по производству сжиженного природного газа
- •Сравнительная характеристика ожижителей пг, работающих по дроссельному циклу с включением холодильной машины или внешнего холодильного контура на сха
- •Сравнительные технико-экономические характеристики установок производства спг на грс и агнкс, приведенные к производительности 600 кг спг/ч
- •Техническая характеристика установок ожижения пг на базе внешних холодильных циклов
- •Техническая характеристика ожижителей пг на базе детандерных циклов
- •Некоторые из ожижителей пг, созданные фирмой «Линде» и введенные в эксплуатацию в сша
- •Список литературы
- •2.Утилизация холода сжиженного природного газа при регазификации Введение
- •2.1. Основные направления утилизации холода сжиженного природного газа
- •2.2. Применение холода сжиженного природного газа для ожижения газообразных криопродуктов
- •2.3. Использование холода сжиженного природного газа для повышения эффективности работы отдельных узлов вру
- •2.4. Воздухоразделительные установки для получения жидких криопродуктов, использующие холод сжиженного природного газа
- •Основные показатели установок с азотным циркуляционным циклом, предназначенных для получения продуктов разделения воздуха в жидком виде
- •Данные, характеризующие эффективность применения процесса низкотемпературного сжатия в вру, использующих холод спг
- •Данные, характеризующие работу вру для одновременного получения жидких и газообразных криопродуктов при различных режимах работы
- •ХарактеристикаВру с использованием холода спг, эксплуатирующихся в Японии
- •2.5. Утилизация холода сжиженного природного газа в установках разделения воздуха, получающих газообразные криопродукты
- •Список литературы
- •Заключение
- •Содержание
- •196006, Санкт-Петербург, ул. Коли Томчака, дом 28
Результаты расчета детандерного цикла ожижения метана при различных значениях Gд
Доля детандерного потока Gд, кг |
Коэффициент ожижения ПГ х, |
Минимальная разность температур между потоками для тепло- обменника ТО |
0,5 0,6 0,63 0,65 |
0,291 0,311 0,320 0,325 |
10 10 10 3,5 |
Энергетический баланс установки в соответствии с обозначениями, приведенными на рис. 1.3.6, записывается в следующем виде:
i1 + qc = Gд (i1 – i2) + (1 – x) i6 + xi0.
При этом с увеличением доли Gд происходило уменьшение разности температур между потоками на холодном конце теплообменника ТО.
Для трех первых режимов минимальная разность температур между потоками для теплообменника ТО определялась принятой разностью температур на его теплом конце. Для последнего режима определяющей стала разность температур между потоками на холодном конце теплообменника. Таким образом, режимом, близким к оптимальному, является режим, когда на детандер поступает 65 % метана высокого давления, подаваемого в установку.
В работе [38] при анализе различных циклов ожижения ПГ для подобного цикла дана зависимость коэффициента ожижения от повышения давления ПГ, поступающего в ожижитель. Эти данные приводятся ниже.
-
Давление ПГ на входе
в ожижитель Рн, МПа ……………….
4,5
9
12
16
Коэффициент ожижения, % ………..
16,6
26,5
29
31,6
К сожалению, ряд параметров, принятых при расчете данного цикла, в работе [38] не приводится. Однако приведенные выше данные по зависимости Рн = f(x) достаточно хорошо согласуются с данными, приведенными в табл. 1.3.3, и результатами последующего анализа для циклов среднего давления с расширением в детандере части охлажденного природного газа. Некоторое улучшение показателей этого цикла может быть достигнуто при более высоком значении ηад детандера. Однако в этом случае при расширении метана в детандере из него будет выходить парожидкостная смесь. В этом случае поток газа после детандера так же, как и поток после дросселя, необходимо направить в отделитель жидкости ОЖ. Расчеты показывают, что при значении ηад = 0,8 при незначительном отклонении степени сухости газа после детандера от единицы может быть получено значение х, равное 35 %.
В настоящее время наибольший интерес представляют данные по детандерным циклам среднего давления. Это объясняется тем, что ожижители метана, работающие по циклу среднего давления с расширением в детандере части сжатого метана, могут работать на использовании перепада давлений на газораспределительных станциях (ГРС) магистральных газопроводов. При этом их эффективность, как будет показано ниже, значительно выше, чем эффективность ожижителей дроссельного типа или ожижителей, использующих вихревую трубу.
На рис. 1.3.7 показаны принципиальные схемы таких ожижителей и дано изображение криогенных циклов, по которым они работают в S–Т-диаграмме.
В ожижителе, показанном на рис. 1.3.7, а, метан перед ГРС отбирается из магистрального газопровода (МГ) и направляется в двухступенчатую установку, где в первой ступени часть газа при температуре окружающей среды поступает на расширение в детандер Д, а вторая часть – на охлаждение в теплообменник ТО1.
Рис. 1.3.7. Принципиальные схемы ожижителей метана, работающих по циклу среднего давления с расширением в детандере части газа, и изображение циклов в S–T-диаграмме:
а – с расширением в детандере части неохлажденного газа;
б – с расширением в детандере части охлажденного газа;
МГ – магистральный газопровод; ГРС – газораспределительная станция; ТО1, ТО2, ТО3 – теплообменники; Д – детандер; ДВ – дроссельный вентиль;
ОЖ – отделитель жидкости
Рис. 1.3.7. Принципиальные схемы ожижителей метана, работающих по циклу среднего давления с расширением в детандере части газа, и изображение циклов в S–T-диаграмме:
в – с внешним источником охлаждения и расширением в детандере части охлажденного газа;
МГ – магистральный газопровод; ГРС – газораспределительная станция; ТО1, ТО2, ТО3, ТО4 – теплообменники; Д – детандер; ДВ – дроссельный вентиль; ОЖ – отделитель жидкости
Расширенный в детандере газ смешивается с обратным потоком газа, выходящим из теплообменника ТО2 второй ступени охлаждения, и охлаждает прямой поток сжатого газа в теплообменнике ТО1, по выходе из которого поступает в трубопровод расширенного газа низкого давления, подаваемого из ГРС потребителю.
Сжатый газ по выходе из ТО1 поступает в теплообменник ТО2, где охлаждается потоком неожиженного газа, выходящего из отделителя жидкости ОЖ, и поступает на дроссель ДВ. После дросселирования этого потока в отделитель жидкости, ожиженная часть СПГ поступает потребителю, а неожиженный поток последовательно подогревается в теплообменниках ТО2 и ТО1.
Как и при анализе предыдущих циклов, количество сжатого метана, поступающего в ожижитель, принимается равным 1 кг.
При этом системы осушки и возможной очистки ПГ не рас-сматриваются и принимается, что на ожижение поступает метан в виде «сухого» газа. При анализе установок, показанных на рис. 1.3.7, было принято, что суммарный теплоприток извне составляет qc = 6 кДж/кг, температура газа, поступающего в ожижитель, T1 = 300 К, давление сжатого метана, поступающего из МГ, составляет 6,0 МПа, а давление газа, выходящего из ожижителя, Р2 = 0,6 МПа.
Рассматривалось три варианта каждой установки, для которых значения изоэнтропного КПД детандера соответственно составляли 0,70; 0,75; 0,80. Относительная недорекуперация на верхнем температурном уровне Т1принималась равной α = 0,02.
Определение неизвестных хиGдможет быть произведено решением системы уравнений:
– изоэнтропного КПД детандера
; (1.3.17)
– энергетического баланса I ступени, который по отношению к Gдзаписывается в виде
; (1.3.18)
– энергетического баланса IIступени, записанного в отношениихв виде
. (1.3.19)
В уравнениях (1.3.18) и (1.3.19) и– удельные теплопритоки извне – относятся соответственно кIиIIступеням. Принято, что= 4 кДж/кг, а= 2 кДж/кг.
При решении уравнений (1.3.17) – (1.3.19) методом последовательных приближений принималась такая недорекуперация на теплом конце теплообменника ТО2 ΔТ2 = Т2 – Т6, при которой достигалась величина приемлемой минимальной ΔТ между прямым и обратным потоками по высоте теплообменника ТО1. При этом считалось, что температура метана за детандером Д и на выходе из теплообменника ТО2 одна и та же и равна Т6. Данные, полученные в результате расчета установки (см. рис. 1.3.7, а), приведены в табл. 1.3.4.
Таблица 1.3.4