WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 | 4 |

Существенными недостатками технологии сжижения газа, реализованной на первых двух заводах и на нескольких мелких установках, построенных в 60-х гг. является наличие разнотипных по характеристикам и мощности компрессорных агрегатов, большое число теплообменников и, как следствие, разветвленная система межцеховых коммуникаций. По данным французской фирмы Air-Liquid, капиталовложения в систему межцеховых коммуникаций (трубопроводов обвязки) завода сжижения в Арзеве составили более 25% от общей стоимости завода. В этой связи усилия исследователей и проектантов были направлены на разработку технологий, позволяющих уменьшить типаж компрессорного оборудования, сократить число теплообменных аппаратов, а также протяженность и металлоемкость технологических трубопроводов. Решение, удовлетворяющее всем перечисленным требованиям, было впервые найдено советским ученым А.П. Клименко, который задолго до строительства завода сжижения газа в Алжире разработал (1956 г.) технологию сжижения газа на основе однопоточного холодильного цикла. Эти схемы нашли широкое применение за рубежом. Сущность предложенной технологии заключается в использовании многокомпонентной смеси углеводородов (от бутанов до метана) с азотом в качестве рабочего тела холодильной установки, обеспечивающей требуемый для сжижения природного газа диапазон выработки холода. Сжатие смешанного холодильного агента производится в одном компрессоре. На рисунке 6 показан модифицированный одноконтурный цикл со смешанным хладагентом, представляющим собой смесь вводимых в контур газов азота, метана, этана, пропана и бутана. Преимущества этой технологии, основанной на использовании однопоточных холодильных циклов, оказались столь значительными, что все последующие заводы сжижения природного газа были реализованы на различных модификациях этого цикла.

Рисунок 6– Одноконтурный цикл со смешанным хладагентом для сжижения природного газа.

Очередной ступенью совершенствования технологии сжижения явился предложенный французскими фирмами «Аir-Liquid» и «Technip» так называемый процесс «Теаларк с двумя ступенями давления». Отличительной особенностью процесса является наличие двух групп теплообменных аппаратов, одна из вторых используется для получения хладагентов, а другая – для охлаждения и сжижения природного газа. На базе процесса «Теаларк с двумя ступенями давления» был построен технологический цикл завода сжижения газа в Скикде (Алжир, 1972-73 гг.). Опыт эксплуатации завода подтвердил высокую эффективность процесса, его хорошую управляемость и обоснованность выбора принципа регулирования (поддержания оптимального режима работы) блока сжижения газа. Решение, обеспечивающее повышение термодинамической эффективности цикла на многокомпонентном хладагенте, было предложено американской фирмой «Air Products». Оно заключалось во введении дополнительного пропанового контура, обеспечивающего предварительное охлаждение многокомпонентного хладагента и природного газа. Для предварительного охлаждения можно использовать пропан-этановую смесь вместо чистого пропана (предложение фирм «Linde» и «Tealurk»). Термодинамическая эффективность этих циклов выше, чем у классического каскадного и однопоточного циклов. Начиная с 1971 г. все крупные заводы СПГ строились на основе процессов со смешанными агентами.

Технология Liquefin (цикл на двух смешанных холодильных агентах) (рисунок 7) фирмы «Axens»

Рисунок 7– Процесс Liquefin

Объединение двух систем смешанного хладагента и модульных теплообменников с ребристыми пластинами в общую крупную линию охлаждения позволяет сократить капиталовложения и эксплуатационные затраты в сравнении с системами, использующими однокомпонентные хладагенты или имеющими несколько линий охлаждения, подключенных к общему сжижающему теплообменнику. Детальные исследования, которые провели международные нефтяные и проектно-строительные фирмы, сравнивая обычные (мощностью 4,5-8 млн. т/год) линии сжижения на смешанном хладагенте пропан и выше с системами сжижения природного газа Liquefin, показали, что системы Liquefin характеризуются сниженными на 15-20 % удельными капиталовложениями.

Технология процесса MCR фирмы «Air Products and Chemicals, Inc» (рисунок 8).

Рисунок 8– Оборудование и технология процесса «MCR»

Процесс «MCR» включает стадию предподготовки газа, за которой следует сжижение с использованием охлаждения хладагентом, содержащим смесь компонентов (mixed component refrigerant - MCR). Чаще всего применяется процесс «MCR» c предварительным охлаждением смесью пропана с другими углеводородами (C3-MR). Многоступенчатая система охлаждения пропаном обеспечивает предварительное охлаждение смешанного хладагента и исходного природного газа. Систему можно проектировать с паровыми турбинами, промышленными газовыми турбинами и/ или электроприводом. Процессы «MCR» фирмы «Аir Products» относятся к самым широко используемым в мире циклам получения СПГ. В разных странах действуют или находятся в стадии строительства более 60 линий получения СПГ с использованием процесса «MCR»

Технология «Dual MR» (цикл на двух смешанных хладагентах) (рисунок 9). Предварительное охлаждение природного газа и частичная конденсация второго смешанного хладагента осуществляется так же, как и в технологии «Liquefin». Разделение в сепараторе второго хладагента на два потока и их дальнейшее дросселирование осуществляются так же, как и в технологии MCR.

Рисунок 9– Технология Dual MR

Сжижение природного газа (с использованием холодильного цикла «Prico» фирмы «Black and Veatch Corp.» со смешанным хладагентом) для транспортировки и/или хранения представлено на рисунке 10.

Рисунок 10– Процесс «Prico»

Область применения – от крупных установок базовой нагрузки до небольших установок для снятия пиковых нагрузок. Сырье (природный газ) предварительно очищают обычными методами для снижения содержания СО2 до менее чем 0,005% и воды - до менее чем 0,0001%. В настоящее время работают 12 установок и еще 4 установки разрабатываются. Мощности установок в пределах 113 тыс. м3/сут -5,1 млн. м3/сут для базовых нагрузок, снятия пиковых нагрузок и очистки топливного газа.

Процесс «LNG-PRO» фирм «Randail Gas Technologies» и «ABB Lummus Global inc» позволяет осуществлять получение сжиженного газа (СПГ) для транспортировки или хранения (рисунок 11). Процесс подходит как для установок базовой нагрузки, так и для установок, назначение которых - снятие пиковых нагрузок. Широко используются модульные схемы, что облегчает монтаж в отдаленных местах или на морских платформах. В процессе используется гибридная схема сжижения природного газа. В частности, это пропановый турбодетандерный цикл с предварительным охлаждением природного газа.

Рисунок 11 - Процесс «LNG-PRO»

Процесс фирмы «Costain Oil, Gas and Process Ltd» обеспечивает сжижение природного газа на установках разной мощности – от небольших (для снятия пиковых нагрузок) до средних (4000 т/сут; 1,4 млн. т/год) с использованием цикла со смешанным хладагентом (рисунок 12). Цикл со смешанным хладагентом часто является самым экономичным при получении СПГ, так как он сочетает разумные капиталовложения с малым потреблением энергии.

Рисунок 12 – Установки сжиженного природного газа со смешанным хладагентом

Использование теплообменников с ребристыми пластинами позволяет спроектировать высокоэффективную установку. Для установки мощностью 1,4 млн. т/год достижимы суммарные капиталовложения (включая стоимость монтажа) 300 долл. на 1 т/год. Для небольших установок (снимающих пиковые нагрузки) экономичными могут быть детандерные циклы с азотом или метаном. Детандерные циклы могут быть также предложены для установок на морских платформах.

Процесс «АР-Х» фирмы «Air Products and Chemicals, Inc» (рисунок 13) представляет собой гибрид пропанового холодильного цикла для предварительного охлаждения и сжижения природного газа и азотного холодильного цикла для переохлаждения СПГ.

Рисунок 13 – Технология и оборудование процесса «АР-Х» сжижения природного газа

Благодаря сочетанию преимуществ обоих циклов, достигаются высокая эффективность процессов и низкие производственные затраты. Процесс «АР-Х» удовлетворяет потребностям промышленности в преимуществах, связанных с крупным масштабом производства, которые можно получить на больших установках в одну технологическую линию. Стоимость выработки СПГ на установке значительно снижается благодаря преимуществам процесса «АР-Х» В настоящее время строится шесть технологических линий, каждая мощностью около 7,8 млн. т/год СПГ.

Детандерные холодильные циклы в настоящее время нашли применение в основном в установках покрытия «пиковых» нагрузок газопотребления. Особенно эффективны детандерные циклы, работающие по принципу использования перепада между давлением в газопроводе и давлением в газораспределительной сети. Недостатком указанного варианта является малая доля сжижения, составляющая лишь 0,15-0,17 от количества перерабатываемого природного газа. В связи с этим такие установки имеют большие поверхности теплообменников. Большой эффект снижения энергозатрат может быть получен, если в схеме предусмотреть повышение давления перерабатываемого газа до 7-8 МПа и предварительное охлаждение потока, направляемого в детандер, с помощью парокомпрессионной холодильной установки. Ограничивающим фактором: здесь служит температура начала конденсации детандерного потока. За рубежом разработаны и эксплуатируются в промышленных масштабах турбодетандеры на природном газе высокого давления (до 15 МПа), допускающие конденсацию 20% весового количества потока непосредственно в машине. Энергозатраты на сжижение природного газа при использовании эффективных детандерных циклов находятся на таком же уровне, что и в современных каскадных установках. Однако для реализации таких детандерных схем необходима разработка отечественных детандерных агрегатов большой мощности (до 10 МВт), надежно и эффективно работающих в области влажного пара, содержащего до 20-25 % жидкой фазы. Работы отечественных исследователей в этом направлении в настоящее время ведутся. При использовании процесса сжижения с двумя турбодетандерами (рисунок 14) фирм «Randail Gas Technologies», «ABB Lummus Clobal Inc.» можно осуществлять получение сжиженного природного газа (СПГ) на наземных или морских установках.

Рисунок 14 – Сжиженный природный газ – схема с двумя турбодетандерами

Избыточное давление исходного газа должно превышать 5,5 МПа. В зависимости от состава газа, потребность в электрической мощности составляет 11-16 кВт на 1 т/сут СПГ.

Процесс сжижения природного газа с помощью азотного цикла (рисунок 15) фирмы Air Products and Chemicals, Inc» обеспечивает сжижение природного газа на установках средней производительности (от 5500 до 33000 м3/ч) для удовлетворения пиковой потребности в системе распределения. В последние годы в России работы в области СПГ вновь получили свое развитие. Работы ведутся в ООО «Лентрансгаз», ООО «Уралтрансгаз», ООО «Самаратрансгаз» и многих других организациях. ООО «ВНИИГАЗ» был предложен вариант морской транспортировки газа в сжиженном виде с полуострова Ямал как альтернатива трубопроводному транспорту.

Рисунок 15 – Сжижение природного газа с помощью азотного холодильного цикла

При разработке проекта транспортировки СПГ с полуострова Ямал были проведены исследования девяти различных технологических процессов получения СПГ с целью определения наиболее эффективной технологии. Анализ показал, что определяющий критерием при выборе технологии является энергоемкость, так как основные капитальные вложения приходятся на компрессорные агрегаты. Наихудшими показателями характеризуются детандерные процессы и простейшие процессы на смешанных хладагентах. Однако они отличаются простотой, компактностью и малым количеством оборудования. Для выбора той или иной технологии в конкретных случаях необходимо использовать дополнительные критерии, такие как возможность получения из обрабатываемого газа компонентов холодильного агента или доставки их с других предприятий, возможность комплектации компрессорными агрегатами и теплообменными аппаратами для требуемой производительности, простота эксплуатации и др. В результате проведенных исследований были сделаны следующие выводы: практически все рассмотренные технологии (за исключением детандерных и «Prico») характеризуются примерно одинаковым энергопотреблением; во всех технологиях для производства 3-5 млн. т/год СПГ для привода компрессоров могут быть применены существующие газовые турбины и разработанные конструкции теплообменных агрегатов; - для холодного климата больший эффект достигается в технологиях на смешанном холодильном агенте с предварительным пропановым охлаждением, «Liquefin» и с двумя смешанными холодильными агентами; - указанные циклы наименее чувствительны к изменению составов смешанных хладагентов; - минимальными капитальными вложениями характеризуются процессы «Liquefin» и на смешанном холодильном агенте с предварительным пропановым охлаждением.

Для природного газа производство СПГ непосредственно на месторождении должно обеспечить меньшие затраты на разработку, чем в случае транспортирования природного газа на далеко отстоящую, находящуюся на суше установку для его сжижения. В 1996 г. компания «Shell» провела исследования по размещению установки по сжижению газа на плавучей барже. Концепция разработки газовых месторождений называется «FLNG» (FIoating Liquid Natural Gas - «Плавучий сжиженный природный газ»). Технология FLNG – создана на основе накопленного опыта эксплуатации установок СПГ на суше и морских плавучих судов по добыче, хранению и отгрузке продукции (FPSO), а также транспортирования СПГ. Компания «Shell» включилась в работы по проектированию и эксплуатации установок СПГ на суше более 40 лет назад. Концентрация внимания на альтернативных схемах сжижения природного газа привела к разработке компанией «Shell» процесса «DMR» (Dual Mixed Refrigerant - «Двухкомпонентный смешанный хладагент»). В 2002 году проектировалась установка мощностью 5 млн. т в год. По предложению «Shell» газ будет обрабатываться, сжижаться и храниться на плавучей установке, а затем перегружаться на танкеры и отправляться на экспорт, минуя сушу.

Другое направление использования СПГ удовлетворение пикового спроса в тех случаях, когда создаются запасы СПГ на зиму. Самый новый сектор рынка СПГ - транспортное топливо. Установки сжижения природного газа для транспортных средств такие же, как и для снятия пиковых нагрузок, но емкости СПГ для транспорта гораздо меньше, и газ из них чаще отгружается в сжиженном виде, чем в испаренном. На современных установках сжижения природного газа применяется холодильная система со смешанным, хладагентом (рисунок 16).

Рисунок 16 – Процесс сжижения с одноконтурным холодильным циклом (смешанный хладагент)

Pages:     | 1 || 3 | 4 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»