CC BY
180
УДК 665.725::622.279
Проблемные вопросы разработки и реализации проектов СПГ
Д.В. Люгай1, А.З. Шайхутдинов1, Ю.Г. Мутовин1, Г.Э. Одишария1*
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 * E-mail: [email protected]
Ключевые слова: Тезисы. Обосновывается возможность компоновки технологической схемы сжижения природного
сжиженный газа (разработка ООО «Газпром ВНИИГАЗ», патент № 2538192 с приоритетом от 07.11.2013) агрега-
природный газ, тами отечественного производства, а именно: компрессорами для сжатия природного газа, много-
технология компонентного холодильного агента и азота, а также высокоэффективными теплообменными аппа-
сжижения, ратами витого типа. Рассмотрены варианты создания технологических линий сжижения газа произ-
холодильный водительностью 1 и 3 млн т СПГ в год путем комплектации компрессорными агрегатами с газотур-
компрессор, бинным приводом мощностью 8-10, 25 и 32 МВт для сжатия природного газа, поступающего в уста-
газовая турбина. новку сжижения, азота и холодильного агента соответственно.
Постановка вопроса о создании комплексов сжиженного природного газа (СПГ) собственными силами предполагает:
• наличие собственной запатентованной технологии производства СПГ;
• разработку проектной документации на основе указанной технологии;
• строительство объектов и комплекса СПГ в целом с использованием материалов и оборудования собственного производства.
Указанные ограничения создают большие трудности в части поиска оптимальных решений, учитывающих реальные возможности отечественных производителей специальных видов оборудования - прежде всего, компрессорного и теплообменного.
Следует подчеркнуть, что мировой опыт развития СПГ-промышленности свидетельствует о полном отказе от копирования ранее реализованных проектов. Каждый новый объект имел отличительные признаки. Это приводило к тому, что ключевые виды оборудования, такие как компрессоры холодильных циклов и особенно многопоточные теплообменники для циркуляционных контуров на смешанном холодильном агенте, специально разрабатывались под конкретные условия проектируемого комплекса СПГ. Нам в России также придется столкнуться с этой проблемой.
Далее с учетом зарубежной практики рассмотрим возможности разработки требуемых видов материалов и оборудования под конкретные условия проектирования и строительства завода СПГ в районе Владивостока и применения отечественной технологии сжижения газа, разработанной в ООО «Газпром ВНИИГАЗ».
Технология сжижения природного газа
Принципиальная схема процесса сжижения газа (рис. 1) предусматривает предварительную глубокую очистку и осушку сырьевого газа [1]. После обработки газ высокого давления1 подается в установку сжижения, где подвергается ступенчатому охлаждению в теплообменных аппаратах Т-1 и Т-2. В Т-1 газ охлаждается до температуры минус (54-52) °С, что позволяет при необходимости сконденсировать содержащиеся в сырьевом газе тяжелые углеводороды и выделить их в сепараторе С-1.
Жидкая фаза тяжелых углеводородов используется для производства компонентов смешанного холодильного агента, циркулирующего в левом (синем) контуре
1 Давление сжиженного газа уточняется на стадии оптимизации параметров процесса с учетом компонентного состава и обычно находится в интервале 6,5-7,5 МПа.
-
и «
и
и щ
Я е а
и и и
№
а В
и Я Р-
холодильного цикла, а также товарной продукции - пропан-бутановой смеси.
Паровая фаза из С-1 направляется в Т-2, где доохлаждается и переводится в жидкое состояние. СПГ высокого давления выводится из теплообменника Т-2 при температуре минус (125-120) °С. Далее он доохлаждается в теплообменнике Т-3 правого (красного) азотного контура установки сжижения газа до минус (160-150) °С и подается в жидкостной детандер Д-1, где расширяется до 0,11-0,13 МПа и в результате этого охлаждается еще на несколько градусов. Переохлажденный СПГ отделяется от остатков паровой фазы в сепараторе С-5 и направляется в резервуарный парк на хранение и для последующей отгрузки в танкеры через отгрузочный терминал.
В левом контуре циркулирует многокомпонентный холодильный агент, состоящий из смеси азота, метана, этана, пропана, бутана и пентана. Циркуляция холодильного агента осуществляется за счет компрессоров К-1, К-2 и К-3 и насосов Н-1 и Н-2. После сжатия в указанных компрессорах газообразный холодильный агент охлаждается в аппаратах воздушного охлаждения ВО-1, ВО-2 и ВО-3, и образовавшаяся газожидкостная смесь направляется в соответствующие сепараторы С-2, С-3 и С-4 на разделение. Паровая фаза холодильного агента сжимается в указанных компрессорах, объединяется в единый поток, который подается в многопоточный теплообмен-ный аппарат Т-1 на охлаждение и конденсацию и используется в качестве холодильного агента в теплообменнике Т-2.
Жидкая фаза холодильного агента из сепараторов С-2, С-3 и С-4 также объединяется в единый поток и с помощью насосов Н-1 и Н-2 подается в теплообменник Т-1, в нем переохлаждается и после дросселирования возвращается в теплообменник Т-1 в качестве холодильного агента, обеспечивающего охлаждение природного газа, паровой и жидкой части холодильного агента.
Правый (красный) азотный контур обеспечивает охлаждение СПГ высокого давления за счет ступенчатого сжатия азота в компрессорах К-4 и К-5 с последующим расширением в турбодетандере (ТДА).
В целом холодильный цикл установки сжижения характеризуется высокой энергетической эффективностью (на уровне передовых технологий, реализованных в мире)
и оптимальной степенью переохлаждения СПГ, что весьма благоприятно сказывается на условиях хранения и минимизации потерь товарной продукции из-за испарения в резервуарах.
На рис. 2 представлена модифицированная принципиальная схема (см. рис. 1) процесса сжижения природного газа. Модификация схемы заключается в детализации узлов (блоков) предварительной обработки сырьевого газа и его сжатии (дожимной компрессор К-1) до оптимального уровня (около 7,5 МПа) с целью снижения нагрузки на компрессоры холодильного цикла левого контура. Кроме этого, модифицированная схема дополнена блоками вспомогательных систем завода СПГ, относящихся к объектам общезаводского назначения.
Расцветка узлов схемы сжижения газа имеет определенный смысл:
• желтый цвет объектов общезаводского назначения указывает на возможность их серийной поставки отечественными предприятиями;
• зеленый цвет указывает на возможность разработки и поставки блоков отечественной промышленностью по обычной схеме проектирования и строительства предприятий нефтега-зоперерабатывающего назначения, за исключением компрессоров холодильного цикла и тур-бодетандерных агрегатов2;
• красным обозначены отдельные виды оборудования (многопоточные витые теплообменники, жидкостной детандер и погружной криогенный насос для откачки СПГ из хранилищ, а также криогенные стендерные устройства для отгрузки СПГ в танкеры), разработка и изготовление которых представляет значительную сложность для нашей промышленности.
Потенциальные возможности отечественных производителей материалов и оборудования для комплексов СПГ
Рассмотрим данную проблему с привязкой к структурной схеме технологического комплекса по производству, хранению и отгрузке СПГ (см. рис. 2), которая предусматривает комплектацию завода СПГ по объектам (а) общезаводского назначения (желтый цвет) и (б) предварительной обработки сырьевого газа, включая дожимной компрессор К-1, модулями полной или частичной заводской готовности, что является следствием наличия опыта
2 О разработке и поставке указанного оборудования см. далее.
Подготовка теплоносителя
Факельная система
Ректификация
Прием и замер газа
Удаление кислых газов
Осушка
К-2 К-3 К-4
Вспомогательные системы завода СПГ
Очистные сооружения сточных вод
Установки сжатого воздуха КИПиА
Система подготовки воды
Установка получения инертного газа (азота)
Система подготовки топливного газа
Пожарное водоснабжение
Установка утилизации кислых газов
Удаление ртути
Выделение ШФЛУ
К-1
\ Система ^ ^ / отгрузки
-е
Выработка электричества
Аварийное электроснабжение
возможно произвести в РФ требуется зарубежная поставка производится в РФ
Рис. 2. Структурная схема технологического комплекса по производству хранению и отгрузке СПГ:
КИПиА - контрольно-измерительные приборы и аппаратура; ШФЛУ - широкая фракция легких углеводородов
го го
Рис. 3. Общий вид компрессорной станции с газоперекачивающими агрегатами в блочно-модульном исполнении
строительства заводов нефтегазоперерабаты-вающего профиля. Комплектация правого и левого холодильных контуров собственно установки сжижения газа может осуществляться отдельными технологическими блоками заводского изготовления, требующими выполнения на месте монтажных работ по объединению блоков в единую технологическую линию (холодильный контур).
Блоки компрессоров левого холодильного контура (К-2, К-3 и К-4) на смеси газов и правого азотного холодильного контура (К-5 и К-6) могут поставляться по аналогии с компрессорными станциями магистральных газопроводов в модульном исполнении со своей обвязкой, укрытием и блоком аппаратов ВО (рис. 3).
Компрессорное оборудование технологической линии сжижения газа
Анализ особенностей развития мировой промышленности СПГ свидетельствует о технико-экономической целесообразности строительства крупных заводов сжижения с использованием технологической линии предельно возможной производительности. Наибольший успех в этом направлении достигнут в 2009 г. в Катаре при строительстве 4-й и 5-й технологических линий сжижения газа производительностью по 7,8 млн т СПГ
в год на заводе компании «Катаргаз»3. Эти линии (всего 6) относятся к категории уникальных. На большинстве реализованных в мире проектов СПГ применяются технологические линии производительностью 2-5 млн т в год. При этом в целях минимизации капитальных вложений и площади застройки комплектация технологических линий любой производительности осуществляется с использованием компрессорного и теплообменного оборудования строго заданных параметров по мощности привода и характерным показателям компрессоров холодильного цикла, а также поверхности теплообменных аппаратов. Установка резервных агрегатов не применяется. В частности, рассматриваемый нами проект завода СПГ во Владивостоке предусматривает использование технологической линии сжижения газа производительностью 5 млн т в год на основе весьма эффективного и широко используемого в мировой практике производства СПГ процесса C3MR компании АРС1. Технологическую линию предполагается оснастить двумя однотипными газотурбинными установками (ГТУ) Frame 7 компании «Дженерал электрик» номинальной мощностью 88,2 МВт. На выходной вал каждой турбины подключаются отдельные ступени нагнетателей обоих
3 Проект реализован с участием компаний Exxon Mobil и Total.
холодильных контуров (пропана и смешанного холодильного агента). Компонуемые таким образом компрессорные агрегаты не являются взаимозаменяемыми, поскольку содержат различные ступени нагнетателей пропана и смешанного холодильного агента (СХА). Это означает, что выход из строя любого элемента цепочки «ГТУ - пропановый компрессор - компрессор СХА» будет приводить к полной остановке технологической линии сжижения газа. Указанные решения нашли отражение в обосновании инвестиций в проект строительства завода СПГ в районе Владивостока (разработчик - ПАО «ВНИПИгаздобыча»), что позволяет рассматривать их в качестве базы сравнения для предлагаемых альтернативных технико-технологических решений.
Проблему производительности технологической линии сжижения газа и ее комплектации машинным оборудованием отечественного производства следует решать с использованием существующих или находящихся в разработке ГТУ большой мощности для газовой промышленности (объекты промыслового обустройства и магистрального транспорта газа). Далее потребуется разработка новых компрессоров (нагнетателей холодильного агента), согласующихся с параметрами выбранных ГТУ и представленного процесса сжижения газа (см. рис. 1, 2).
Газотурбинные установки для компрессоров СХА и азота
К сожалению, отечественная промышленность не производит ГТУ, удовлетворяющих требованиям строительства технологических линий сжижения газа большой производительности (5 млн т СПГ в год, как принято ПАО «ВНИПИгаздобыча»). Из серийно выпускаемых и планируемых к разработке и выпуску в ближайшей перспективе ГТУ для контура технологической линии сжижения газа (см. рис. 2) наибольший интерес представляют:
• ГТУ М885002Е мощностью 32 МВт от ГПА-32 «Ладога» производства ЗАО «РЭП Холдинг» (РЭПХ) (табл. 1);
• перспективная ГТУ-32П на базе авиационного двигателя Д-30Ф6 разработки АО «ОДК-Авиадвигатель» (табл. 2, рис. 4).
Возможность использования каждой из них сопряжена с необходимостью решения ряда организационных вопросов. В частности, ГТУ М885002Е производит РЭПХ по лицензии «Дженерал электрик». В конце 2014 г. подписан договор о 100%-ной передаче документации из «Дженерал электрик» в РЭПХ, а именно:
• технической документации и информации на все элементы ГТУ;
• ноу-хау: спецификаций, инструкций, чертежей, патентов, авторских прав, торговых секретов и соответствующей интеллектуальной собственности, позволяющей осуществлять
Таблица 1
Основные параметры газовой турбины ГТУ М885002Е для ГПА-32 «Ладога»
Параметр Расчетный режим Развитие по мощности
Мощность на валу, МВт 32,0 34,0
КПД, % 36,0 37,0
Температура перед турбиной, °С 1206 1230
Расход воздуха, кг/с 102 102
Степень сжатия 17 17,5
Температура на выхлопе, °С 508 518
Частота вращения ротора, об./мин 5714 5714
Эмиссия КОх, мг/мЗ, не более 40 40
Таблица 2
Основные параметры перспективной газовой турбины ГТУ-32П на базе авиационного двигателя Д-ЗОФ6
Параметр Расчетный режим Развитие по мощности
Мощность на валу, МВт 34,0 40,0
КПД, % 39,0 40,2
Температура перед турбиной, °С 1239 1274
Расход воздуха, кг/с 123,3 131
Температура на выхлопе, °С 413 432
Частота вращения ротора, об./мин 5500 5500
0,45 3
0,40
0,35
0,30
0,25
0,20
§ 50
£
Ц45 40 35 30 25
-50 -30 -10 0 10 20 30 40
Температура, °С
Рис. 4. Зависимость мощности и КПД турбины ГТУ-32П от температуры воздуха
производство компонентов, сборку, тестирование, обслуживание и капитальный ремонт ГТУ;
• перечень поставщиков материалов и комплектующих.
В том числе передается вся документация:
• на камеры сгорания;
• лопатки газовых турбин;
• программу обучения персонала МАЯК 6.
В части аттестации и обучения предусматривается:
• техническая аттестация и аудит РЭПХ для подготовки к производству всех компонентов турбин;
• реализация программы обучения персонала РЭПХ.
Это позволит обеспечить полный цикл производства и сервисного обслуживания ГТУ в РЭПХ независимо от внешних факторов.
Одновременно с этим компания «ОДК-Авиадвигатель» ведет разработку полностью отечественного ГТУ на базе современного высокоэффективного двигателя Д-30Ф6 мощностью 34 МВт с возможностью дальнейшего наращивания мощности до 40 МВт. Сравнительный анализ показателей указанных ГТУ свидетельствует о существенных преимуществах авиационной турбины ГТУ-32П разработки «ОДК-Авиадвигатель» (КПД составляет 39 %). Кроме этого, на заводах СПГ, как правило, не имеющих резервных компрессорных мощностей, особое значение придается ремонтопригодности ГТУ, продолжительности периода ремонтно-восстановительных работ, а также диапазону
развития мощности агрегата. По этим показателям авиационная турбина имеет существенные преимущества перед стационарной.
На основании изложенного можно сделать вывод о наличии в РФ серийно производимой (ЗАО «РЭП Холдинг») газотурбинной установки М85002Е мощностью 32 МВт, удовлетворяющей требованиям отечественной технологии сжижения газа. Кроме этого, имеется возможность создания в ближайшей перспективе более совершенной высокоэффективной ГТУ-32П авиационного типа.
С использованием любой из этих ГТУ можно разработать технологическую линию сжижения газа классической комплектации4 производительностью 1,1-1,8 млн т СПГ в год. При этом контур линии сжижения газа на смешанном холодильном агенте оснащается одной ГТУ мощностью 32 МВт (на валу три последовательно обвязанных компрессорных агрегата), а азотный контур - турбиной мощностью 16 МВт (на валу два последовательно обвязанных компрессорных агрегата). Также технологические линии сжижения газа могут найти широкое применение при решении задач регулирования пиковых нагрузок газопотребления или при переводе транспортных средств (автомобильных, железнодорожных, водных и даже авиации) на СПГ.
Для крупных заводов СПГ (типа владивостокского) производительностью 10-15 млн т в год необходимы линии сжижения газа большей мощности. С позиций имеющегося богатого опыта строительства и эксплуатации компрессорных станций различной мощности и компоновки, а также учета особенностей функционирования заводов СПГ с резер-вуарными парками большего объема можно рекомендовать следующую компоновку технологической линии сжижения газа (рис. 5):
• циркуляционный контур на смешанном холодильном агенте оснащается тремя параллельно работающими компрессорными агрегатами К-1, К-2, К-3 мощностью по 32 МВт. К-1 и К-2 можно объединить в один корпус. К-2 и К-3 оснащены концевыми холодильниками (ВО) (температура потока после ВО составляет +30 °С; после ВО имеется жидкая фаза);
• циркуляционный контур на азоте оснащается двумя параллельно работающими
4 Один компрессорный агрегат в каждом холодильном контуре.
Прием и замер газа Удаление кислых газов Осушка Удаление ртути
Ректификация
п
Выделение
ШФЛУ
Рис. 5. Структурная схема технологического комплекса по производству, хранению и отгрузке СПГ:
К-1 (3) - в скобках указаны номера компрессорных линий
компрессорными агрегатами (К-4, К-5) мощностью по 25 МВт (рекомендуемое значение) с приводом от авиационного типа ГТУ ПС-90ГП-25.
В этом случае мы получим линию сжижения газа производительностью 3,3-3,6 млн т СПГ в год, позволяющую строить крупные комплексы СПГ мощностью 10-15 млн т СПГ в год и больше.
ГТУ для привода дожимного компрессора природного газа
Дожимной компрессор устанавливается на линии природного газа после установок очистки и осушки сырьевого газа перед подачей его в установку сжижения. Дожатие сырьевого газа до 70-75 МПа является весьма эффективным мероприятием, позволяющим снизить нагрузку на холодильный контур установки сжижения газа и тем самым укомплектовать ее ГТУ отечественного производства мощностью 32 и 25 МВт.
Дополнительный расход энергии на дожа-тие газа с 5,5 до 7,45 МПа, составляющий около 7 МВт, обеспечивает снижение энергозатрат в верхнем (или левом, см. рис. 1-3) контуре холодильного цикла примерно на 15 % с соответствующим снижением нагрузки
на многопоточные теплообменные аппараты Т-1 и Т-2. В качестве дожимного агрегата (см. К-1 на рис. 2) можно использовать серийный ГПА-10 «Урал» с приводом от авиационной турбины ПС-90ПГ-3. ГПА-10 «Урал» может быть изготовлен ПАО НПО «Искра» и поставлен на площадку завода в блочно-модульном или блочно-контейнерном исполнениях. Таким образом обеспечивается комплектация технологической линии сжижения производительностью 3,3-3,5 млн т СПГ в год газотурбинными двигателями требуемых параметров из числа серийно выпускаемых в РФ.
В перспективе существует возможность замены ГТУ типа М885002Е мощностью 32 МВт на более совершенные агрегаты, разрабатываемые компанией «ОДК-Авиадвигатель», с поставкой их в сроки, согласующиеся с планами наращивания объема производства СПГ (развития) на заводе сжижения в районе Владивостока.
Список литературы
1. Патент РФ № 2538192. Способ сжижения природного газа и установка для его осуществления / А.В. Мамаев, С.А. Сиротин, Д.П. Копша и др.; ПАО «Газпром»; заявка 2013149401/06 от 07.11.2013 // Бюл. № 1. -10.01.2015.
Topical issues in development and implementation of LNG projects
D.V. Lugay1, A.Z. Shaykhutdinov1, Yu.G. Mutovin1, G.E. Odishariya1*
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Est. 15, Proyektiruemyy proezd # 5537, Razvilka village, Leninskiy district, Moscow Region, 142717, Russian Federation * E-mail: [email protected]
Abstract. Authors substantiate possibility to configure a flowsheet of natural gas liquefaction (Gazprom VNIIGAZ LLC project, patent no. 2538192 (RU) with priority on November 7, 2013) with account of domestically produced aggregates such as compressor units for compression of natural gas, multicomponent cooling agent and nitrogen, and high-performance spiral heat exchangers. Several variants to create gas liquefaction lines with production capacity of 1T06 and 3-106 t of LNG per year are suggested. It could be done by integrating these lines with compressor units equipped with gas turbine drives of 8-10, 25 and 32 MW power for compression of input natural gas, nitrogen and cooling agent respectively.
Keywords: liquefied natural gas, technology of liquefaction, refrigerant compressor, gas turbine. References
1. GAZPROM PJSC. Method of natural gas liquefaction and device for its implementation [Sposob szhizheniya prirodnogo gaza i ustanovka dlya yego osushchestvleniya]. Inventors: A.V. MAMAYEV, S.A. SIROTIN, D.P. KOPSHA et al. Application no. 2013149401/06 dated November 7, 2013. Bull. no. 1. January 10, 2015. RU 2538192.
