USD 70.752

-0.35

EUR 78.5489

+0.29

BRENT 37.73

-0.11

AИ-92 42.11

+0.02

AИ-95 46.03

0

AИ-98 52.71

+0.02

ДТ 47.3

+0.01

11 мин
173
0

Особенности проектирования производства СПГ

В свете реализации Государственной программы по социально-экономическому развитию Арктической зоны РФ, в статье рассматриваются общие аспекты проектирования производства СПГ с учетом арктического климата.

В свете реализации Государственной программы по социально-экономическому развитию Арктической зоны РФ, которая потребует большого объема энергоресурсов и топлива, авторы предлагают рассмотреть в качестве экологичного и доступного энергоресурса природный газ, запасы которого в Арктике исчисляются триллионами кубических метров. Однако большая протяженность территории и низкая плотность населения предполагают транспортировку и использование природного газа преимущественно в виде СПГ. В статье рассматриваются наиболее общие аспекты проектирования производства СПГ с учетом арктического климата. Показано, что низкие температуры окружающего воздуха, помимо отрицательного воздействия на оборудование и производительность персонала, имеют неоспоримые преимущества при производстве СПГ, повышая эффективность холодильных циклов.

Арктический регион Российской Федерации характеризуется большой протяженностью с запада на восток, суровыми природными условиями, удаленностью от крупных населенных пунктов и транспортно-логистической инфраструктуры, чрезвычайно низкой плотностью населения, а также огромными запасами углеводородов. Только в Ямало-Гыданском регионе доказанные запасы природного газа составляют 15-20 трлн м3 [1].

Реализация Государственной программы по социально-экономическому развитию Арктической зоны РФ потребует большого объема энергоресурсов и топлива. Предыдущие этапы освоения Арктики были основаны преимущественно на использовании угля и нефтепродуктов. Замещение угля и нефтепродуктов на более экологичный и доступный в регионе энергоресурс – природный газ – позволит снизить транспортные расходы на энергоснабжение и экологические риски, связанные с разливами нефти и нефтепродуктов, а также с загрязнением воздуха продуктами горения угля, дизельного топлива или мазута.

Большая протяженность территории и низкая плотность населения в Арктике делает нерентабельным трубопроводный вариант газификации. Следовательно, энергообеспечение потребителей должно строиться на автономном газоснабжении за счет разработки локальных месторождений природного газа и создания на их основе крупно- и малотоннажного производства сжиженного природного газа (СПГ). Часть СПГ можно использовать в виде моторного топлива, а другую часть – для локального производства необходимой электроэнергии [2].

Размещение производства СПГ в Арктическом регионе требует нестандартного подхода к проектированию всех технологических процессов. При проектировании заводов СПГ необходимо учитывать суровые климатические условия, географическую удаленность и изолированность производственных объектов.

Особенности арктического климата заключаются в больших сезонных колебаниях температуры окружающей среды и отрицательных среднегодовых температурах. Так, например, на полуострове Ямал среднегодовая температура составляет минус 5 – минус 10 °С. Минимальная температура на полуострове, по данным правительства ЯНАО, опускалась до минус 59 °С.[1] 

На рис. 1 представлен график изменения температуры по месяцам 2017 года в пос. Сабетта.[2] Для каждого месяца приведены максимальные и минимальные значения температуры. Восемь месяцев из двенадцати в регионе преобладали отрицательные температуры. В совокупности с сильными ветрами, метелями низкие температуры воздуха усложняют транспортировку персонала на объект и непосредственно работу персонала на объекте. С другой стороны, арктический климат имеет неоспоримые преимущества по сравнению с тропическим и субтропическим климатом, где расположена большая часть мирового производства СПГ. Понижение температуры окружающего воздуха снижает затраты энергии на сжижение природного газа, независимо от выбранной технологии, и повышает эффективность использования газовых турбин за счет увеличения плотности воздуха.



РИС. 1. График изменения температуры в пос. Сабетта по месяцам в 2017 г.

Упрощенно технологическую схему завода СПГ можно представить несколькими модулями:

- подготовка газа: очистка от механических примесей, кислых газов, меркаптанов и ртути, осушка газа;

- сжижение газа: предварительное охлаждение, конденсация и переохлаждение;

- хранение СПГ;

- отгрузка СПГ в танкеры.

Наиболее значительное влияние арктический климат оказывает на первые два модуля.

Выбор технологий подготовки природного газа

Подготовка природного газа к сжижению имеет свои особенности, о чем подробно говорится в работе [3]. Сырьевой газ, поступающий на комплекс сжижения с месторождения или из магистрального газопровода, содержит в своем составе легкие углеводороды, влагу, кислые газы и другие компоненты. Для предотвращения эксплуатационных проблем в блоке сжижения (образование льда и газогидратов, коррозия оборудования) природный газ подвергается очистке и осушке. Концентрация нежелательных примесей на входе в блок сжижения должна быть снижена до значений, представленных в таблице 1. Разница в значениях для резервуаров комплекса сжижения и резервуаров потребителя объясняется выветриванием наиболее летучих компонентов СПГ во время хранения, транспортировки и операций загрузки-разгрузки транспортных емкостей.

ТАБЛИЦА 1. Спецификации товарного СПГ



Абсорбционные процессы очистки природного газа от кислых компонентов остаются экономически наиболее эффективными для крупнотоннажного производства СПГ. При выборе технологий подготовки газа в арктических условиях следует учитывать устойчивость аминовых растворителей к низким температурам. Так, например, первичные амины, такие как дигликоламин (ДГА) и моноэтаноламин (МЭА), адаптированы к применению в холодном климате. Однако абсорбент ДГА, в силу низкой точки замерзания раствора – минус 40 °С (при концентрации в растворе 65 %), особенно хорошо приспособлен к зимним условиям Арктики. Широко используемый в теплом климате монодиэтаноламин (МДЭА) имеет более высокую точку замерзания, следовательно его использование в холодном климате затруднено [4].

Традиционно после очистки от кислых примесей газ поступает на установки осушки, где на молекулярных ситах происходит извлечение воды и большинства меркаптанов. Если в технологическую линию между установкой извлечения кислых газов и установкой осушки дополнительно встроить установку низкотемпературной конденсации с использованием холода окружающего воздуха, то это позволит сконденсировать излишнюю влагу и углеводороды С4+, что приведет к снижению капитальных и эксплуатационных затрат на установке осушки.

Выбор технологий и оборудования для сжижения природного газа

Наиболее эффективными крупнотоннажными процессами сжижения в настоящее время являются процессы с предварительным охлаждением пропаном или смесевым хладагентом (СХА). Это технологический процесс Air Products AP-C3MR™ с предварительным охлаждением пропаном и конденсацией в цикле со смесевым хладагентом и процессы Shell DMR™ и Air Products AP-DMR™ с использованием смесевых хладагентов как в цикле основного, так и в цикле предварительного охлаждения. Подробное сравнение эффективности технологий AP-C3MR™ и Shell DMR™ в арктических условиях было проведено в работе [5]. Проведенные оптимизационные расчеты процессов сжижения показали, что реализация преимуществ холодного климата возможна либо через общее снижение энергозатрат (рис. 2), либо через увеличение производительности технологических линий СПГ (рис. 3).

 

РИС. 2. Зависимость удельных энергетических затрат процессов сжижения природного газа от изменения температуры окружающей среды


РИС. 3. Зависимость производительности технологических линий сжижения природного газа от изменения температуры окружающей среды

Вариант 1. Так как на арктических заводах СПГ отвод тепла в холодильных циклах возможен при очень низких температурах окружающей среды, независимо от выбранной технологии, снижается общее количество циркулирующего хладагента в цикле предварительного охлаждения, что ведет к снижению потребления энергии в компрессорах.

Однако снижение затрат энергии в цикле с пропаном происходит не линейно (см. рис. 2). Примерно до температуры минус 10 °С снижение удельных энергозатрат в обоих технологических процессах происходит с одинаковой скоростью. Далее снижение энергозатрат в процессе C3MR идет более низкими темпами, чем в процессе DMR. Это связано с тем, что температура предварительного охлаждения чистым пропаном при атмосферном давлении ограничена температурами минус 30 °C – минус 35 °С. С понижением внешней температуры снижение энергозатрат в цикле предварительного охлаждения происходит за счет снижения расхода пропана. Но расход пропана через компрессор имеет минимальное значение, за которым наступает помпаж. Чтобы сохранять компрессор в пределах рабочих параметров (избежать помпажа), расход пропана в цикле сохраняют постоянным, даже при дальнейшем снижении температуры воздуха. Дальнейшее снижение удельных энергозатрат происходит за счет повышения эффективности газовых турбин. При этом объем производства СПГ можно сохранять практически постоянным в течение года [6].

Вариант 2. Использование в цикле предварительного охлаждения смеси пропана с этаном или этиленом вместо чистого пропана снижает температуру природного газа на выходе из данного цикла, но требует постоянного регулирования состава смеси. По мере снижения температуры окружающей среды соотношение пропана и этана в смеси меняется в пользу этана, что вызывает понижение температуры газа на выходе. Так, например, на рис. 4 приведена зависимость температуры охлаждения природного газа от содержания этана в смеси с пропаном, полученная расчетным путем.


РИС. 4. Зависимость температуры природного газа на выходе из цикла предварительного охлаждения от содержания этана в смеси с пропаном

Снижение температуры предварительного охлаждения позволяет перераспределить нагрузки между предварительным охлаждением и сжижением, тем самым можно снизить нагрузку на основной криогенный теплообменник и повысить производительность технологической линии. В качестве примера можно привести завод по производству СПГ на острове Сахалин, который хоть и не находится в Арктической зоне, но тем не менее имеет зимние среднемесячные температуры в районе минус 20 °C. Реализованная на заводе технология сжижения Shell DMR™ при проектной мощности завода в 9,6 млн тонн в год (две производственные линии по 4,8 млн тонн в год каждая) позволяет выходить на уровень производства более 10 млн тонн ежегодно.

Однако увеличение объема производимого СПГ требует как дополнительных объемов сырьевого газа, так и дополнительных усилий по реализации излишков продукта. Это не всегда возможно, если, к примеру, производительность установок подготовки газа ограничена или из-за отсутствия коммерческого спроса на дополнительные партии СПГ.

Несмотря на то, что система СХА является более сложной, чем однокомпонентная система охлаждения, она обеспечивает дополнительную гибкость, поскольку состав СХА может быть скорректирован в соответствии с сезонными изменениями температуры окружающей среды для минимизации энергопотребления [4, 5].

Выбор внешнего источника охлаждения холодильных циклов ограничен воздухом и водой. Вода, как пресная, так и морская, имеет температуру замерзания выше, чем среднегодовая температура воздуха в Арктике. Система использования морской воды требует больших капитальных вложений в системы очистки и в оборудование в коррозионностойком исполнении. Воздушное охлаждение, хотя и требует большой территории для размещения аппаратов воздушного охлаждения (АВО) и постоянного регулирования технологических параметров холодильных циклов, является более вероятным выбором в арктических условиях.

Как отмечается в работе [4], при выборе драйверов компрессоров (газовая турбина, паровая турбина или электродвигатель) следует руководствоваться размером оборудования, требуемой мощностью и удаленностью места расположения производства СПГ. Паровым турбинам, требующим отельную пароводяную систему, в арктическом климате присущи проблемы, связанные с температурой замерзания воды. Капитальные вложения в электродвигатели, как правило, выше, чем в газовые турбины. Из-за низких температур окружающего воздуха и необходимости обеспечения высокой надежности и простоты эксплуатации, использование газовых турбин в Арктике наиболее предпочтительно. Кроме того, отработанное тепло от выхлопных газов турбины может быть использовано при производстве пара, для защиты воды от замерзания или для обеспечения тепла регенерации на установках аминовой очистки и осушки газа.

Выбор материалов для технологических трубопроводов и оборудования должен учитывать воздействие не только непосредственно технологического процесса, но и внешних условий: отрицательных температур, сильного ветра и дополнительную нагрузку от снега. Кроме того, должна быть предусмотрена дополнительная защита от замерзания всех линий, содержащих воду или жидкости с относительно высокими температурами застывания.

Низкие температуры воздуха, снегопады и сильные ветры усложняют транспортировку персонала и оборудования, увеличивают сроки строительства и ввода объектов в эксплуатацию. Экстремальные погодные условия и длительные периоды полярной ночи и полярного дня снижают индивидуальную производительность персонала.

В связи с географической удаленностью, строительство завода СПГ предпочтительно осуществлять по модульному принципу. Так, модули могут собираться на хорошо оборудованных производственных площадках, где качество сборки легче контролировать и откуда в готовом виде они могут быть транспортированы на заводскую площадку для установки. Динамическое оборудование, такое как насосы, компрессоры и генераторы, должно размещаться в теплых крытых помещениях.

Выводы:

Арктический климат создает серьезные проблемы при строительстве и эксплуатации производства СПГ в соответствующем регионе, которые связаны с удаленностью географического расположения, низкими температурами воздуха, сильными ветрами и снегопадами. Однако низкие температуры окружающего воздуха снижают расход хладагента в цикле предварительного охлаждения и уменьшают энергозатраты в компрессорах. Кроме того, снижение температуры воздуха повышает эффективность использования газовых турбин. Все эти обстоятельства приводят к повышению энергоэффективности производства СПГ в арктическом регионе.

Факты:

20 трлн м3

составляют доказанные запасы природного газа в Ямало-Гыданском регионе

- 59 °С

Минимальная температура на полуострове Ямал

Air Products

Наиболее эффективный технологический процесс сжижения с предварительным охлаждением пропаном или смесевым хладагентом

- 35 °С

температура предварительного охлаждения чистым пропаном при атмосферном давлении

Литература:

1. Гаврилов В.П., Лобусев А.В., Мартынов В.Г., Мурадов А.В., Рыжков В.И. Стратегия освоения углеводородного потенциала Арктической зоны РФ до 2050 г. и далее. Территория нефтегаз. 2015 г., № 3, с. 39-49.

2. Федорова Е.Б., Мельников В.Б. Роль и значение малотоннажного производства сжиженного природного газа для Российской Федерации. Газовая промышленность. 2015 г., № 8, с. 90-94.

3. Федорова Е.Б., Мельников В.Б. Особенности подготовки природного газа при производстве СПГ. Труды РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. 2015 г., № 4, с. 100-114.

4. S. Mokhatab, D. Messersmith. LNG plant design in cold climates. Gas Processing. – Режим доступа: http://gasprocessingnews.com/features/201712/lng-plant-design-in-cold-climates.aspx [дата обращения: 14/02/2018].

5. Макуха А.С., Федорова Е.Б. Оптимальная технология сжижения природного газа для арктических природных условий. Газовая промышленность. 2013 г., № 11, стр. 62-64.

6. W. P. Schmidt, C.M. Ott, Y.N. Liu, J.G. Wehrman. Arctic LNG plant design: taking advantage of the cold climate. Air Products. – Режим доступа: http://www.airproducts.com/~/media/files/pdf/industries/lng/arctic-lng-plant-design.pdf [дата обращения: 16/04/2018].

Авторы:

Макуха Андрей Станиславович,
ведущий инженер ООО «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск»

Федорова Елена Борисовна,
доцент, к.т.н., РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

Федорова Виктория Андреевна,
ассистент, РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина


 




Статья «Особенности проектирования производства СПГ» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№5, 5 2018)

Читайте также
Система Orphus