Диссертация (1172966), страница 34
Текст из файла (страница 34)
При дальнейшем понижениитемпературы снижение энергозатрат в процессе AP-C3MR™ происходит с болеенизкой скоростью по сравнению с процессом Shell DMR™. Это связано с тем, чтотемпература предварительного охлаждения чистым пропаном при атмосферномдавлении ограничена температурами от минус 30 °C до минус 35 °С. Спонижениемвнешнейтемпературыснижениеэнергозатратвциклепредварительного охлаждения происходит за счет снижения расхода пропана.При этом расход пропана через компрессор имеет минимальное значение, закоторым наступает помпаж.
Чтобы обеспечить нормальную работоспособностькомпрессора в пределах рабочих параметров (избежать помпажа), расход пропанав цикле сохраняют постоянным даже при дальнейшем снижении температурывоздуха. Дальнейшее снижение удельных энергозатрат происходит за счетповышения эффективности газовых турбин. При этом объем производства СПГможно сохранять практически постоянным в течение года.
[145]Вариант 2. Использование в цикле предварительного охлаждения смесипропана с этаном или этиленом вместо чистого пропана снижает температуруприродного газа на выходе из данного цикла, но требует постоянногорегулирования состава смеси. По мере снижения температуры окружающей средысоотношение пропана и этана в смеси меняется в пользу этана, что вызываетпонижение температуры газа на выходе. (см. рисунок 3.44)Снижениетемпературыпредварительногоохлажденияпозволяетперераспределить нагрузки между предварительным охлаждением и сжижением,262тем самым можно снизить нагрузку на основной криогенный теплообменник иповысить производительность технологической линии.
В качестве примераможно привести завод по производству СПГ на острове Сахалин, который хоть ине находится в Арктической зоне, но тем не менее имеет зимние среднемесячныетемпературы в районе минус 20 °C. Реализованная на заводе технологиясжижения Shell DMR™ при проектной мощности завода в 9,6 млн тонн в год (двепроизводственные линии по 4,8 млн тонн в год каждая) позволяет выходить науровень производства более 10 млн тонн ежегодно.Как отмечено в работе [146], оптимизация состава хладагента циклапредварительного охлаждения на заводе Snøhvit в Норвегии (технологическийпроцесс MFC) также приводит к увеличению производительности на 10 % взимнее время.Однако,увеличениеобъемапроизводимогоСПГтребуеткакдополнительных объемов сырьевого газа, так и реализации дополнительныхобъемов продукта. Это не всегда может быть возможным, если, к примеру,производительность установок подготовки газа ограничена или отсутствуеткоммерческий спрос на дополнительные партии СПГ.Несмотря на то, что система СХА является более сложной, чемоднокомпонентная система охлаждения, она обеспечивает дополнительнуюгибкость, поскольку состав СХА может быть скорректирован в соответствии ссезонными изменениями температуры окружающей среды для минимизацииэнергопотребления.
[140, 144]Выбор внешнего источника охлаждения холодильных циклов ограниченвоздухом и водой. Вода, как пресная, так и морская, имеет температурузамерзания выше, чем среднегодовая температура воздуха в Арктике. Системаиспользования морской воды требует больших капитальных вложений в системыочистки и в оборудование в коррозионностойком исполнении. Воздушноеохлаждение, хотя и требует большой территории для размещения аппаратоввоздушного охлаждения (АВО) и постоянного регулирования технологическихпараметров холодильных циклов, является более вероятным выбором в263арктических условиях.
Авторы работы [146] предлагают использовать гибриднуюсистему охлаждения: в летний период охлаждать и конденсировать хладагентыморской водой с температурой около 2 °C, а в зимний период – окружающимвоздухом.Как отмечается в работе [144], при выборе драйверов компрессоров (газоваятурбина, паровая турбина или электродвигатель) следует руководствоватьсяразмеромоборудования,требуемоймощностьюиудаленностьюместарасположения производства СПГ.
Паровым турбинам, требующим отельнуюпароводяную систему, в арктическом климате присущи проблемы, связанные стемпературой замерзания воды. Капитальные вложения в электродвигатели, какправило, выше, чем в газовые турбины. Из-за низких температур окружающеговоздуха и необходимости обеспечения высокой надежности и простотыэксплуатации,использованиегазовыхтурбинвАрктикенаиболеепредпочтительно. Кроме того, отработанное тепло от выхлопных газов турбиныможет быть использовано при производстве пара, для защиты воды от замерзанияили обеспечения теплотой процесса регенерации на установках аминовой очисткии адсорбционной осушки газа.Выбор материалов для технологических трубопроводов и оборудованиядолжен учитывать воздействие не только непосредственно технологическогопроцесса, но и внешних условий: отрицательных температур, сильного ветра идополнительной нагрузки от снега. Кроме того, должна быть предусмотренадополнительная защита от замерзания всех линий, содержащих воду илижидкости с относительно высокими температурами застывания.Низкие температуры воздуха, снегопады и сильные ветры усложняюттранспортировку персонала и оборудования, увеличивают сроки строительства иввода объектов в эксплуатацию.
Экстремальные погодные условия и длительныепериодыполярнойночииполярногодняснижаютиндивидуальнуюпроизводительность персонала.В связи с географической удаленностью строительство завода СПГпредпочтительно осуществлять по модульному принципу. Так, модули могут264монтироваться на хорошо оборудованных производственных площадках заводаизготовителя, где качество сборки легче контролировать, и далее в готовом видеони могут быть транспортированы на заводскую площадку компании-заказчикадля установки.
Динамическое оборудование, такое как насосы, компрессоры игенераторы, должно размещаться в теплых крытых помещениях.3.5.2 Исследование процессов сжижения метана угольных отложенийДобычаприродногогазаизнетрадиционныхисточников,котораянаблюдается в мире уже более двадцати лет, сильно изменила картину мировогоэкспорта и импорта природного газа. К нетрадиционным источникам природногогаза относятся плотные коллектора, сланцы и угольные месторождения.Дислокация месторождений нетрадиционного газа сильно отличается отрасположения традиционных месторождений углеводородов, и многие страны,например, США, обладая большими запасами сланцевого газа, превращаются изимпортеров в экспортеров природного газа.
Австралия за последние пять летввела в строй четыре крупнотоннажных завода СПГ, сырьем для которых служитметан угольных отложений (МУО): Австралия Пасифик СПГ (Australia PacificLNG); Фишерманс Лэндинг (Fisherman’s Landing); Глэдстоун СПГ (GLNG) иКвинслэнд Кёртис СПГ (QC LNG). Все они построены по одной модели: МУОдобывается в южных и центральных районах Квинсленда и по 400километровому газопроводу направляется на заводы СПГ в Глэдстоуне, насеверо-восточном побережье Австралии. Суммарная производительность заводовСПГ из угольного метана составляет 57-58 млн.
т в год. [147] Благодаря вводу встрой этих заводов Австралия в 2018 г. опередила Катар по суммарной годовоймощности производства СПГ и вышла на первое место в мире.Так как добыча МУО вызывает в мире все больший интерес, нами былипроведены исследования возможностей применения известных технологий дляего сжижения. Результаты исследований представлены в работах [148-150] иизложены в данном разделе.265Состав примесей в МУО может варьироваться в широком диапазоне, чтотребует разноплановых инвестиций в установки подготовки газа к сжижению.Коммерчески привлекательным считается газ с содержанием метана не менее90 % мол.К примеру, угольный природный газ из Австралии содержит 98 % метана, исовсем не содержит углекислого газа, что удешевляет его подготовку ксжижению.
В то же время силезский угольный газ имеет в качестве примесейазот, кислород, воду и углекислый газ. Удаление этих примесей из газа требуетдополнительных инвестиций в установки очистки газа. Типовые составы газа изтрадиционных и метаноугольных месторождений приведены в таблице 3.20. [151]Таблица 3.20 – Типовые составы углеводородного и угольного газа [150]Компоненты газаУглеводородный,Угольный,% мол.% мол.Метан8395Углекислый газ2,53,0Азот1,52,0Этан6,5СледыПропан3,0ОтсутствуетБутаны1,5ОтсутствуетПентаны и выше0,5ОтсутствуетСероводород1,5ОтсутствуетПри этом состав сырья может меняться от скважины к скважине, т.к.
онимогут вскрывать различные пропластки, образованные углями, имеющимиразличные степени метаморфизма, принадлежащими к различным классам,скважины подвержены затоплению пластовыми водами.СПГ из МУО может рассматриваться как сырье для потребления внутристраны, для транспортировки потребителям, удаленным от магистральных266газопроводов,дляиспользованиявкачестветопливаотечественнымжелезнодорожным и автотранспортом.В России производство сжиженного метана угольных пластов может бытьосновано на сырье из Талдинского угольного разреза в Кемеровской области.Общие запасы Кузбасса по угольному метану оцениваются в 13 трлн. м 3 газа[152], газ уже начал добываться.
Сейчас добытый МУО используется длягенерации электроэнергии, но его добыча также позволит организоватьмалотоннажное производство СПГ на месторождении.Особенностью технологической линии производства СПГ из МУО являетсяотсутствие необходимости в установках удаления тяжелых компонентов,стабилизации конденсата и фракционирования. Практически полное отсутствиесероводорода в угольном газе значительно облегчает процесс удаления кислыхкомпонентов, который в итоге сводится только к очистке от углекислого газа. Сдругой стороны, из-за большого содержания влаги в поступающем газе установкаосушки должна быть более производительной.В МУО отсутствуют компоненты СХА, широко применяемые в мировойпрактике, а также применяющиеся в каскадных процессах. В случае выборатакого процесса сжижения или технологии на основе СХА необходимопредусмотреть поставкукомпонентов СХА как для начальной загрузкихолодильных циклов, так и в процессе эксплуатации производства СПГ дляпополнения хладагента, общее количество которого уменьшается вследствиеутечек через уплотнения компрессоров.В случае исключения использования углеводородов С2+ как компонентовСХА в качестве хладагентов процесса ожижения может быть использован азотили азотно-метановая смесь, а также может быть применен дроссельный циклвысокого давления.
Данные рекомендации обоснованы проведенными расчетамисиспользованиемуравнениясостоянияPR(2.5),результатыкоторыхпредставлены в нижеследующем материале.Азотный цикл с двумя детандерами (рисунок 3.18) характеризуетсяповышенной термодинамической эффективностью за счет применения второго267детандера на более низком температурном уровне и, вследствие этого, за счетуменьшенияразноститемпературвпроцессепереохлажденияСПГ.Температурные кривые данного процесса охлаждения для природного газапредставлены на рисунке 3.51.Рисунок 3.51 – Типичные кривые охлаждения азотного холодильного цикла сдвумя детандерами [153]Был также предложен вариант использования вместо чистого азота вхолодильном цикле азотно-метановой смеси, являющейся испаренной частьюготового СПГ.Для сравнения термодинамической эффективности азотного и азотнометанового холодильных циклов был взят очищенный и осушенный природныйгаз при температуре 30 ºC и давлении 6 МПа следующего состава: метан – 98 %;этан – 0,5 %; азот – 1,5 %.
Данный состав газа соответствует газу метаноугольныхместорождений. [154]Для расчета азотного холодильного цикла за основу была взята схема,изображенная на рисунке 3.18. Для расчета азотно-метанового холодильного268цикла использовалась схема на базе азотного цикла, но в которой испарившийсяСПГпослепрохожденияобратнымпотокомтрехрекуперативныхтеплообменников Т3, Т2 и Т1 смешивается с потоком циркулирующегохладагента (рисунок 3.52).
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
