Технология получения малотоннажного СПГ с двумя контурами охлаждения

Наиболее перспективным сектором применения СПГ является его использование в качестве моторного топлива на автомобильном, морском и железнодорожном транспорте, а также на объектах тепло- и электрогенерации.

Производство СПГ является ключевым звеном в построении инфраструктуры производства, хранения, распределения и потребления сжиженного природного газа.

Источниками газа для малотоннажного СПГ могут служить как традиционные магистральные и распределительные газопроводы, так и низконапорные месторождения природного газа, а также шахтный метан, метан угольных пластов и биогаз.

Определяющими параметрами при проектировании установок по получению СПГ является не только производительность, но и состав газа, поскольку требования к его очистке очень жесткие и связаны с тем, что при криогенных температурах примеси выпадают в твердом виде и забивают арматуру. Еще большее значение играет и качество получаемого СПГ и, как следствие, свойства газа, полученного после регазификации СПГ.

Оптимизация технологий является одним из способов совершенствования эффективности в СПГ-индустрии [1]. Внедрение инноваций на установках предварительной обработки газа, обеспечивают преимущества того или иного проекта по сжижению газа. При производстве СПГ, основное внимание должно уделяться мероприятиям по подготовке газа к ожижению, т.е. по доведению природного газа до параметров, позволяющих конденсацией получить СПГ требуемого качества [2], при этом данная стадия составляет значительную часть капитальных вложений и эксплуатационных расходов завода по производству СПГ.

Наличие в газе паров воды и углекислого газа вызывает серьезные проблемы при ожижении газа. При охлаждении газа в системе происходит конденсация водяных паров и, следовательно, образование в ней водного конденсата. Последний с компонентами природного газа образует гидраты или лёд. Выпадение твердой углекислоты – «сухого льда» – также нежелательно. Такие отложения уменьшают сечение трубопроводов, ухудшают теплообмен, а при отложении на дросселях или попадании в детандер приводят к аварийным остановкам. Кроме того, наличие воды в системе усиливает коррозию оборудования, особенно при содержании в сырьевом газе кислых компонентов. Следовательно, природный газ перед подачей на ожижение необходимо подвергать глубокой осушке и очистке.

Традиционные методы обработки бедного газа для удаления тяжелых углеводородов, такие как абсорбция, низкотемпературная сепарация и конденсация, могут иметь более высокие экономические издержки, уменьшать мощность установки и усложнять процесс [3].

В таблице 1 приведено качественное сравнение методов подготовки газа к сжижению - очистки от тяжелых углеводородов (коррекция состава), кислых примесей и осушки.

Таблица 1

Процесс подготовки газа	Параметры
	Возможность глубокой очистки и осушки	Применение высоких/низких температур	Наличие сбросных газов	Изменение углеводородного состава
Нагревная адсорбция	+	+	+	-
КЦА	+	-	+	-
Абсорбция	-	+	-	-
Низкотемпературные методы	+ // -	+	+	+
Мембранное разделение	± // ±	-	+	+

Как видно из таблицы, несмотря на наличие газов регенерации, для глубокой очистки и осушки газа наиболее перспективно выглядит последовательное соединение блоков мембранного разделения и КЦА.

Помимо способа подготовки, на качество СПГ значительно влияет процесс сжижения. В настоящее время при малотоннажном производстве СПГ используются дроссельные, детандерные и комбинированные криогенные циклы – такое деление опирается на способ получения холода.

Дроссельные циклы характеризуются относительной простотой и надежностью, однако эффективность их мала, коэффициент ожижения сравнительно низок, давление рабочего тела должно быть высоким 15,0-25,0 МПа. В РФ такая установка работает на ГРС «Никольская» Тосненского района Ленинградской области [4].

При производстве СПГ высокого качества нецелесообразно использовать холодильные циклы, использующие только дросселирование, из-за малой степени ожижения и, как следствие, большой концентрации тяжёлых примесей в жидкой фазе, поэтому для производства СПГ высокого качества применимы только процессы с внешней холодильной машиной.

В России установки с дроссельным циклом высокого давления с предварительным фреоновым охлаждением на АГНКС и ГРС работают в г. Первоуральск, г. Калининграде и г. Пскове.

Недостатки дроссельного цикла создали предпосылки для перехода к созданию установок сжижения, специально оптимизированных для работы в условиях ГРС в широком диапазоне их технических характеристик и технологических параметров.

К таким установкам можно отнести установку дроссельного цикла с вихревой трубой (ГРС «Выборг») и установку с дроссельно-эжекторным циклом высокого давления и предварительным фреоновым охлаждением (АГНКС-500 «Развилка») [4].

Также в малотоннажном производстве СПГ используются детандерные циклы различных модификаций. Следует выделить два случая использования детандеров. Первый, когда детандер применяется в цикле, где рабочим телом является сам природный газ (установка сжижения на ГРС-4 в г. Екатеринбург). Второй, когда детандер устанавливается во внешнем контуре, где рабочим телом может быть чистое рабочее тело (азот), или смесь (азот-углеводороды) – в России реализована установка сжижения с азотным циклом в Пермском крае.

В некоторых случаях применение двух детандеров, установленных на разных температурных уровнях, позволяет создать ожижитель с низким удельным энергопотреблением.

В качестве энергоэффективного холодильного цикла с долей ожижения не менее 90% от объёма направляемого на ожижение природного газа для получения СПГ высокого качества с учётом минимальных эксплуатационных затрат и отсутствия необходимости использования привозных хладоагентов (фреонов или индивидуальных углеводородов) предлагается применять установку малотоннажного производства, использующую холодильный цикл с двумя детандерами (азот и метан). При этом, необходимо обеспечивать как глубокую очистку от углекислоты, осушку природного газа, так и коррекцию его состава.

Технологическая схема блока сжижения такой установки приведена на рисунке 1.

Рисунок 1

Природный газ из газопровода высокого давления после очистки от механических примесей и направляется на комбинированную установку предварительной подготовки природного газа перед сжижением с применением полупроницаемых мембран и короткоцикловой адсорбции по технологии [5], [6] (на схеме не показана).

Далее подготовленный природный газ после блока подготовки газа смешивается с природным газом открытого холодильного цикла и поступает на всас компрессора К-200. Здесь газ сжимается до 40-45 атм., после чего поток направляется на охлаждение в АВО АВО-200 и затем на вторую ступень компримирования в компрессор К-201. Давление газа в компрессоре К-201 повышается до 70 атм. Далее газ поступает на охлаждение в АВО-201.

После компримирования природный газ направляется в теплообменник Т-200, где газ охлаждается за счет работы азотного и метанового холодильных циклов. После этого от основного потока природного газа отделяется часть газа на открытый холодильный цикл, а поток газа на сжижение направляется во вторую секцию основного теплообменника (Т-200), где его температура снижается до еще более низких значений.

Природный газ открытого холодильного цикла расширяется в детандерном агрегате (Д-200), при этом его температура снижается. Работа, вырабатываемая на детандере, снимается компрессором первой ступени сжатия К-200. Далее природный газ холодильного цикла обратным потоком проходит через секции теплообменников Т -201 и Т -200, забирая при этом тепло у охлаждаемых потоков.

Природный газ на сжижение направляется в третью часть Т-202 основного теплообменника, где охлаждается до температуры минус 132 °С. Затем проходя через дроссель Др-200 давление потока снижается до давления хранения СПГ – 6 атм., при этом происходит переохлаждение жидкости до температуры минус 135 °С. Парожидкостная смесь разделяется в сепараторе Е-001: внизу сепаратора отводится СПГ из верха сепаратора отводится поток отпарного газа, который после подогрева используется в качестве топлива газопоршневыми приводами компрессоров К-201 и К-203.

Охлаждение природного газа обеспечивается за счет работы азотного холодильного цикла. Поток азота (контур показан синим цветом) сжимается сначала в компрессоре К-202, затем в компрессоре К-203. Тепло от сжатия снимается аппаратами воздушного охлаждения АВО-202 и АВО-203. Далее поток азота предварительно охлаждается в секциях теплообменника Т-200 и Т-201 и направляется на детандер Д-201, где расширяется, температура при этом снижается до минус 143 °С. Высвободившаяся при этом энергия обеспечивает работу компрессора К-202.

Далее поток азота проходит последовательно теплообменники Т-202, Т-201 и Т-200, забирая тепло у охлаждаемых потоков, и возвращается на рецикл.

Сравнение расчетных показателей работы описанной установки сжижения с показателями существующих производств (по данным [4]) приведено в таблице 2.

Таблица 2

Тип схемы	Объекты реализации	Коэффициент ожижения, %	Удельные энергозатраты, кВт·ч/т СПГ
Дроссельный цикл	ГРС «Никольская»	2	10
Дроссельный циклом высокого давления	АГНКС г. Первоуральск	47	590*
	АГНКС г. Кингисепп, ГРС-1 г. Калининград, КСПГ Псков	40	870
Цикл с вихревой трубой	ГРС «Выборг»	4	10
Дроссельно-эжекторный цикл	АГНКС-8 «Петродворец», АГНКС-500 «Развилка»	48	360*
Дроссельно-детандерным цикл	ГРС-4 г. Екатеринбург	11	10
Азотный цикл	УСПГ Пермский край	99	840
Цикл с двумя контурами охлаждения	проект	99	637

* Удельные энергозатраты установок, рассчитаны с учетом затрат энергии на сжатие газа на АГНКС

Как видно, цикл с двумя контурами охлаждения (метановй и азотный) отличает высокий коэффициент сжижения при сравнительно невысоком удельном энергопотреблении.

Несмотря на большое количество разработанных и внедрённых в промышленность процессов производства СПГ, большинство из них не предназначены для получения СПГ высокого качества на малотоннажных установках, и состав производимого на них СПГ определяется составом природного газа, подаваемого на установку.

В настоящее время энергоэффективных малотоннажных установок получения СПГ высокого качества, находящихся в эксплуатации в России, не существует. Для получения требуемого по углеводородному составу СПГ высокого качества на малотоннажных установках необходима разработка новых схемно-технологических решений.

При этом, при производстве СПГ высокого качества нецелесообразно использовать холодильные циклы, использующие только дросселирование, из-за малой степени ожижения и, как следствие, концентрации тяжёлых примесей в жидкой фазе.

В качестве энергоэффективного холодильного цикла с долей ожижения не менее 90% от объёма природного газа, направляемого на ожижение, для получения СПГ высокого качества с учётом минимальных эксплуатационных затрат рекомендуется применять малотоннажный процесс, с использованием холодильного цикла с двумя детандерами (азот и метан).

Литература:

1.	Мещерин И.В. Оптимизация технологий сжижения природного газа с целью повышения экономической эффективности процесса // Территория «НЕФТЕГАЗ», № 3, 2016. С. 146-152.
2.	Кондратенко А.Д., Жагфаров Ф.Г. Разработка технологии подготовки природного газа для малотоннажного производства СПГ // Сборник трудов 71-ой Международной молодежной научной конференции "Нефть и газ - 2017". Москва. 2017. Т. 2. С. 176-181.
3.	Жагфаров Ф.Г., Карпов А.Б., Григорьева Н.А. Инновационные технологии при подготовке природного газа в проектах производства сжиженного природного газа // Технологии нефти и газа. 2017. № 6 (113). С. 14-19.
4.	Кондратенко А.Д., Карпов А.Б., Козлов А.М., Мещерин И.В. Российские малотоннажные производства по сжижению природного газа // Нефтегазохимия, № 4, 2016. С. 31-36.
5.	Кондратенко А.Д., Карпов А.Б., Козлов А.М. Разработка комбинированного способа предварительной подготовки природного газа перед сжижением // Материалы конференции "Низкотемпературные и пищевые технологии в XXI веке". Cанкт-Петербург. 2017. С. 132-134.
6.	Кондратенко А.Д., Карпов А.Б., Мещерин И.В. Разработка технологии подготовки природного газа к сжижению для получения СПГ высокого качества // Материалы Всероссийской молодежной научно-технической конференции нефтегазовой отрасли "Молодая нефть". Красноярск. 2017. С. 239-242.