CC BY
259Развитие технологий крупнотоннажного производства СПГ
Е.Б. Федорова,
доцент РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, к.т.н.
В статье анализируются два пути развития крупнотоннажного производства сжиженного природного газа (СПГ) - экстенсивный, связанный с увеличением масштабов производства, и интенсивный, основанный на совершенствовании существующих технологий сжижения природного газа, оптимизации элементов технологических процессов. В экстенсивном развитии производства СПГ основную роль сыграли производительность компрессоров и теплообменников, мощность компрессорных приводов. Производительность отдельных технологических линий не может расти бесконечно, поэтому в настоящее время крупнотоннажное производство СПГ должно развиваться за счет внедрения энергоэффективных технологий и оборудования.
Ключевые слова: СПГ, крупнотоннажное производство СПГ, технологии сжижения природного газа.
Development of LNG Large-Scale Production Technologies
E^. Fedorova
The article analyzes two patterns of large-scale production of liquefied natural gas - an extensive, associated with increasing production scale, and intensive, based on the improvement of existing natural gas liquefaction technologies, optimization of process parts. Key factors of the extensive LNG production development is capacity of compressors and heat exchangers, the power of compressors drivers. Capacity of LNG trains can not grow indefinitely, so at present LNG large-scale production have to be developed through the introduction of energy efficient technologies and equipment.
Keywords: LNG, large-scale LNG production, natural gas liquefaction technologies.
В стоимости завода СПГ наибольшая часть затрат (30-40 %) приходится на технологический процесс охлаждения и сжижения природного газа, включающий предварительное охлаждение, выделение вы-сококипящих компонентов (С2+), охлаждение и конденсацию в основном криогенном теплообменнике. На всех заводах СПГ он объединен в технологическую линию,
оборудование которой оказывает основное влияние на формирование себестоимости СПГ, - это компрессоры с приводами, системы внешнего охлаждения циклов и многопоточные криогенные теплообменники.
Для снижения себестоимости СПГ существует два пути: экстенсивный и интенсивный. Экстенсивный путь - это рост производительности
отдельной технологической линии, увеличение масштабов производства. Интенсивный путь заключается в оптимизации существующих технологий и оборудования.
Экстенсивное развитие технологий
За пятьдесят с лишним лет существования производства СПГ прослеживается четкая тенденция экстенсивного развития. Мощность единичных технологических линий выросла с 0,3 млн т/год (Арзев в Алжире, 1964 г.) до 7,8 млн т/год (Катар, 2011 г.).
В экстенсивном развитии технологий сжижения природного газа ключевую роль сыграли три элемента:
• производительность компрессоров;
• приводы компрессоров;
• конструкции теплообменников как основных аппаратов для охлаждения и конденсации природного газа в процессе сжижения.
На первом в мире крупнотоннажном заводе в Алжире (1964 г.) использовалась технология каскадного сжижения, предложенная совместно компаниями Technip и Air Liquide. Эта технология включает три отдельных цикла охлаждения: первый на пропане охлаждает газ до -30 °С, после чего этиленовый цикл снижает температуру природного газа приблизительно до -100 °С, и, наконец, метановый цикл охлаждения конденсирует природный газ, превращая его в жидкость, готовую к транспортировке при -160 °C. На заводе в Арзеве использовались паровые турбины в качестве привода компрессоров для каждого холодильного цикла и морская вода для внешнего охлаждения конденсаторов. Для пропанового цикла охлаждения применялись теплообменники кожухотрубчатого типа, а для этиленового и метанового циклов -спирально-витые. Общая мощность
Сжиженный природный газ
завода составляла 0,9 млн т/год СПГ. Завод до настоящего времени находится в эксплуатации.
Завод СПГ на Аляске с единственной технологической линией, производивший 1,5 млн т/год, использовал технологию каскадного процесса компании Phillips (Phillips Cascade), похожую на технологию алжирского завода, но значительно большей производительности: мощность одной технологической линии на Аляске в пять раз выше, чем в Арзеве. На Аляске впервые использовались газовые одноваль-ные турбины в качестве приводов компрессоров и пластинчато-ребристые теплообменники, также разработанные компанией Phillips.
Завод СПГ в Марса-эль-Бреге (Ливия) первым использовал более простой, хотя и менее эффективный, однопоточный холодильный цикл на смешанном хладагенте (SMR), разработанный компанией Air Products and Chemicals, Inc. (APCI). Основной целью разработки было сокращение числа компрессоров и теплообменников на одну технологическую линию. Завод состоял из двух технологических линий по 0,75 млн т/год, каждая из которых включала спирально-витой главный криогенный теплообменник (MCHE). Это было серьезное отступление от классической технологии сжижения природного газа. Вместо каскадного процесса, использующего отдельные холодильные циклы на чистых хладагентах со ступенчатым понижением температуры природного газа, технология SMR использует однопоточный холодильный цикл со смесью углеводородов (метана, этана, пропана и т.п.) в качестве хладагента (СХА). Конденсация компонентов хладагента так же, как и их испарение, происходит в одном холодильном цикле в широком интервале температур до необходимых -160 °C. Впервые схему однопоточного цикла глубокого
охлаждения разработал советский ученый А.П. Клименко еще в 1956 г.
На заводе СПГ в Скикде (Алжир) также использовалась технология БМК но усовершенствованная компанией ТесИшр и названная TEALARC. Здесь однопоточный цикл охлаждения использует два уровня давления хладагента. Завод состоял из трех технологических линий на 1 млн т/год каждая, что на 33 % мощнее линий в Марса-эль-Бреге.
На заводе в Лумуте (Бруней) основные инновации заключались в применении цикла предварительного пропанового охлаждения перед основным циклом охлаждения на СХА. Это было первое применение процесса С3-МСК разработанного компанией АРС1 и до сих пор являющегося самым распространенным в мире. Термодинамическая эффективность этого процесса существенно выше эффективности процесса БМК. Завод в Лумуте был вторым, где использовались новейшие спирально-витые алюминиевые теплообменники компании АРС1. Производители оборудования окончательно пришли к выводу, что предельный размер главного криогенного теплообменника (МСНЕ) определял индивидуальную производительность технологической линии. На этом заводе компрессоры приводились в движение паровыми турбинами, а в качестве внешнего охлаждения холодильных циклов использовалось водяное охлаждение.
Первые две технологические линии в Абу-Даби были по 1,25 млн т/год. В Индонезии производительность каждой из двух технологических линий выросла до 2 млн т/год за счет увеличения размеров главного криогенного теплообменника (МСНЕ) и паровых турбин.
В Аруне (Индонезия) для слегка измененной версии универсального в то время процесса АРС1 С3-МСК впервые после Аляски
использовались газовые турбины, но усовершенствованной конструкции. Первые газовые турбины типа GE Frame 5C (General Electric™) с двойным валом облегчали запуск и обеспечивали большую эксплуатационную гибкость. Подключение газовой турбины непосредственно к валу компрессора упростило конструкцию и повысило эффективность использования топлива, а также снизило капитальные вложения в результате отсутствия па-рогенерирующего оборудования и установок очистки воды в паровом цикле.
На заводе в Бинтулу (1983 г.) в последний раз использовались паровые турбины для привода компрессоров, при этом производительность отдельной технологической линии выросла до 2,1 млн т/год. Такой рост в 80-е гг. прошлого века произошел в первую очередь за счет увеличения размеров основного оборудования, что стало возможным благодаря опыту эксплуатации и обработке данных, накопленных при эксплуатации предыдущих заводов СПГ. Например, на заводе СПГ в Брунее применялись компрессоры с паровыми турбинами мощностью 20 МВт. Поставщики оборудования для первого завода СПГ в Малайзии смогли уверенно увеличить мощность паровых турбин до 35 МВт. Кроме того, компания APCI приобрела ценный опыт производства оборудования для заводов СПГ 70-х гг. и смогла увеличить размеры основных криогенных теплообменников.
Основными инновациями 80-х гг. стала полная замена водяного охлаждения на воздушное, впервые примененное в Австралии на заводе North West Shelf (NWS). Воздушное охлаждение было использовано в связи с экологическими ограничениями на применение водяного охлаждения в этом регионе и стало доминирующим в
последующих проектах. Здесь также использовались газовые турбины.
Одной из главных задач 90-х гг. стала максимизация мощности, передаваемой с вала газовой турбины на компрессор, и дальнейшее увеличение производительности технологических линий. Существенным шагом вперед стало применение на втором малазийском заводе Бинтулу MLNG II (1995 г.) массивных газовых турбин GE Frame 7 и GE Frame 6 (таблица). Один вал турбины Frame 7 передавал крутящий момент на осевой и центробежный компрессоры холодильного цикла со смешанным хладагентом. Такие же турбины использовались при строительстве заводов в Нигерии и Омане в новом четырехступенчатом цикле предварительного про-панового охлаждения. Мотивацией к использованию турбин GE Frame 7 с одним валом стало снижение на 15-20 % капитальных затрат на единицу мощности и на 10-15 % потребления топлива за счет уменьшения количества турбин.
Новые идеи были использованы на заводе в Тринидаде (1999 г.). К этому времени компания Cono-coPhillips усовершенствовала каскадный процесс сжижения, впервые использовавшийся на Аляске в 1969 г., и поставила на завод в Тринидаде свою технологию оптимизированного каскадного процесса - ConocoPhillips Optimized Cascade® [1]. Эта технология построена на концепции надежности «двух линий
в одной» и по производительности сразу сравнялась с процессом APCI C3-MCR. В то время нормой при строительстве заводов СПГ было сооружение сразу двух-трех технологических линий во избежание перебоев в поставках СПГ в случае выхода из строя какого-либо оборудования. Проект Atlantic LNG в Тринидаде показал возможность и, при определенных условиях, экономическую состоятельность завода с единственной технологической линией, обеспечивающей надежность поставок СПГ и более низкие капитальные затраты. Концепция проста: более необходимое и менее надежное оборудование (например, турбины и компрессоры) дублируется, а остальное более надежное оборудование, такое как аппараты воздушного охлаждения или пластинчатые теплообменники, - не дублируется [2].
С началом нового века технологические линии по производству СПГ продолжили наращивать свои мощности. С одной стороны, на строящихся заводах по-прежнему применяли технологию APCI C3-MCR, но в качестве приводов компрессоров цикла предварительного пропанового охлаждения стали использовать газовую турбину GE Frame 7EA. Это позволило повысить производительность технологических линий (предыдущие модели газовых турбин Frame 5 и Frame 6 обладали меньшей мощностью, см. таблицу). Так было на заводах
Мощность газовых турбин [3]
Модель GE Frame Мощность, кВт
5 B 22 300
5 C 24 200
5 D 27 900
6 37 200
7 EA 73 500
9 106200
в Малайзии - MLNG III (2003 г.), две линии по 3,8 млн т/год, в Австралии - Karratha Gas Plant (North West Shelf Australia LNG), линия 4 (2004 г.) и линия 5 (2008 г.) по 4,4 млн т/год.
В некоторых проектах этого периода перешли полностью с водяного на воздушное охлаждение.
С другой стороны, первое десятилетие нового века ознаменовалось рождением нескольких новых технологий сжижения природного газа.
В 2003 г. при строительстве двух новых производственных линий в Катаре на заводе Ras Gas II появился первый усовершенствованный вариант процесса C3-MCR компании APCI - процесс C3MR/SplitMR™ [4]. Суть инновации заключалась в том, что компрессор цикла предварительного пропанового охлаждения и один из компрессоров основного цикла со смешанным хладагентом приводились в движение приводом одной газовой турбины при полном использовании ее мощности. Это позволило приблизить производительность по СПГ одной линии к уровню 5 млн т/год.
Одновременно с компанией APCI компания ConocoPhillips работала над увеличением производительности оптимизированного каскадного процесса. Поднять производительность четвертой технологической линии в Тринидаде до 5,2 млн т/год позволили компании следующие технические решения:
• использование трех компрессоров вместо двух в пропановом и этиленовом циклах;
• добавление промежуточного охлаждения в компрессоры метанового цикла;
• включение дополнительных конденсаторов пропана в пропано-вый цикл охлаждения;
• усовершенствование конструкции лопаток компрессорных колес [5].
Сжиженный природный газ
¡1 4
№
** *
♦ А* >
и t * V**
♦ * ♦< * * ■ ♦ * *
* * * ** *
ж
1960
1970
•Сдан (Je
*АРО C3M№StMMR
♦Рта cb
1990
vAPCi SWR A,sia!oHLinde MFC ¿Shedi LWR
1990
*ЛРС1 C3-MCR •СРОСР
2000
2010
*лро лр-х хт eaiarc
Экстенсивное развитие производства СПГ*: Cascade - классический каскадный процесс охлаждения чистыми хладагентами; APCI SMR, APCI C3-MCR, APCI AP-X, APCI C3MR/SplitMR - технологии компании Air Products and Chemicals, Inc.; Statoil/Linde MFC - технология компании Linde Engineering; CPOCP - технология компании ConocoPhillips; Tealarc - технология компании Technip; PRICO - технология компании Black & Veatch; Shell DMR - технология компании Shell * Выполнено автором по интернет-источникам компаний-лицензиаров.
В свою очередь компания Linde Engineering разработала собственную конструкцию высокопроизводительных спирально-витых теплообменников, которые были использованы на заводе North West Shelf (NWS) в Австралии при строительстве четвертой и пятой линий (по 4,4 млн т/год) и на Сахалине (4,9 млн т/год) [6]. Кроме того, компания Linde Engineering на норвежском заводе СПГ Сновит, начавшем работу в 2007 г., применила свой собственный каскадный процесс Multi Fluid Cascade (MFC) и свои теплообменники. В процессе MFC - три цикла охлаждения: предварительный, основной и переохлаждение, каждый из которых использует смешанный хладагент. В качестве приводов компрессоров компания Linde Engineering впервые в истории производства СПГ использовала электродвигатели. Производительность единственной технологической линии составила 4,1 млн т/год.
Для завода СПГ на Сахалине компания Shell предложила новую
технологию сжижения Double Mixed Refrigerant Liquefaction (DMR) - со смешанными хладагентами и в цикле предварительного охлаждения, и в цикле основного охлаждения и сжижения. Производительность каждой из двух технологических линий завода составила 4,8 млн т/год.
В 2002 г компания APCI анонсировала новую модификацию процесса C3-MCR - процесс AP-X™, который сочетает технологию C3-MCR с заключительным азотным циклом переохлаждения с детандером, а в качестве приводов компрессоров используются газовые турбины Frame 9E мощностью до 126 МВт. Как одновальные турбины эти же модели требуют дополнительного устройства для запуска - стартера, который может быть электродвигателем, паровой турбиной или небольшой газовой турбиной (например, для запуска одновального Frame 9 потребуется Frame 5) [7]. Постоянное использование таких стартеров приводит к увеличению энергопотребления.
Добавление азотного цикла в процессе AP-X™ на 11 % увеличило производство СПГ [3]. Использование газовых турбин большой мощности в сочетании с дополнительным холодильным циклом позволило поднять единичную производительность технологических линий до 7,8 млн т/год на заводах RasGas (линии 6 и 7), Qatar Gas II, Qatar Gas III и Qatar Gas IV в Катаре. С запуском завода Qatar Gas IV в феврале 2011 г. Катар стал крупнейшим производителем СПГ в мире: суммарная мощность его заводов достигла 77,1 млн т/год [8].
На протяжении первых 40 лет производительность росла количественно с каждым новым проектом (рисунок), но количественный рост не может продолжаться бесконечно. Хотя линии большой производительности позволяют снизить себестоимость СПГ, с началом XXI в. их мощности стали соизмеряться с размерами газового месторождения и рынками сжиженного природного газа. Дальнейшее развитие технологий производства СПГ, помимо количественного роста единичной производительности, должно идти по интенсивному пути за счет повышения эффективности технологий и снижения энергозатрат.
Интенсивное развитие технологий
Один из основных путей интенсивного развития технологий сжижения природного газа - это оптимизация состава смешанного хладагента. Использование в процессах сжижения углеводородных смесей в качестве хладагента позволяет облегчать условия эксплуатации для компрессоров. В этом направлении ведутся работы всеми компаниями, разрабатывающими технологии производства СПГ. Оптимальный состав СХА зависит от многих факторов, среди которых - состав сырьевого газа,
климатические условия, в которых осуществляется технологический процесс, производительность технологической линии и др. Поэтому СХА подбирается для каждой технологической линии индивидуально.
В частности, при исследовании процесса APCI C3-MCR с целью его оптимизации для одного из заводов в Катаре выяснилось, что увеличение содержания метана в смешанном хладагенте снижает нагрузку на компрессор цикла предварительного пропанового охлаждения, но при концентрации метана выше некоторого значения может снизиться общая эффективность процесса [3]. Кроме того, на производительность пропанового компрессора оказывает влияние температура предварительного охлаждения, а на производительность компрессора основного цикла охлаждения - температура на выходе из главного криогенного теплообменника.
В преддверии реализаций крупных российских СПГ-проектов, таких как Штокман или Ямал, компании-лицензиары предлагают решения по адаптации существующих технологий к условиям арктического климата. Очевидно, что в процессе предварительного охлаждения пропан необходимо заменять смесью более легких компонентов, например, этана и пропилена (APCI) или этана и пропана (Shell). Замена пропана смешанным хладагентом на стадии предварительного охлаждения позволяет увеличить производительность на 5-10 % при использовании стандартного для технологического процесса оборудования [9].
Еще одним способом повышения энергоэффективности процессов сжижения является замена клапанов Джоуля-Томсона на жидкостные или двухфазные детандеры. Изначально конструкции детандеров не допускали конденсации
жидкости более 5 % в процессе расширения, но развитие инженерии позволило создать детандер с двухфазным потоком на выходе. Первые жидкостные детандеры появились на заводе СПГ MLNG Dua в Малайзии в 1996 г. На выходе из блока сжижения, где рабочее давление остается на уровне 4,0...4,5 МПа, замена дросселей высокого давления на жидкостные детандеры позволяет увеличить количество сжиженного газа и вернуть часть энергии для производства электричества.
Жидкостные детандеры могут быть размещены в двух или трех местах технологической линии сжижения газа:
• в контурах холодильных агентов перед входом в главный криогенный теплообменник (промежуточные и конечные этапы);
• в контуре СПГ на выходе из главного криогенного теплообменника.
В среднем, детандеры производят дополнительно около 4 % энергии [10].
Литература
1. The ConocoPhillips Optimized Cascade Process. ConocoPhillips Liquefied Natural Gas. [В Интернете] 2011 г. [Цитировано: 20.02.2011 г.] http://lnglicensing.conocophillips. com/EN/lng_tech_licensing/cascade_process/Pages/index.aspx.
2. Eaton A., Hernandez R., Risley A., Hunter P., Avidan A., Duty J. LOWERING LNG UNIT COSTS THROUGH LARGE AND EFFICIENT LNG LIQUEFACTION TRAINS - WHAT IS THE OPTIMAL TRAIN SIZE? ConocoPhillips Liquefied Natural Gas. Publications. [В Интернете] 2011 г. [Цитировано: 09.03.2011 г.] http://lnglicensing.conocophillips.com/EN/ publications/documents/aiche.pdf.
3. Paradowski H. PROPANE PRECOOLING CYCLES FOR INCREASED LNG TRAIN CAPACITY. Norwegian University of Science and Technology. [В Интернете] 2009 г. [Цитировано: 14.06.2009 г.]
http://www.ivt.ntnu.no/ept/fag/tep4215/innhold/LNG%20Conferences/2004/Data/ Papers-PDF/PS2-3-Paradowski.pdf.
4. Baseload Plants Using MCR Process and Equipment. Air Products and Chemicals, Inc. [В Интернете] 2011 г. [Цитировано: 22.01.2011 г.] http://www.airproducts.com/LNG/ Experience/BaseloadPlants.htm.
5. Diocee T.S., Hunter P., Eaton A., Avidan A. Atlantic LNG Train 4 "The World's Largest LNG Train". (LNG14 - 2004). ConocoPhillips Liquefied Natural Gas. Publications. [В Интернете] 2011 г. [Цитировано: 02.03.2011 г.] http://lnglicensing.conocophillips.com/ EN/publications/documents/atlantictrain.pdf.
6. Coil-Wound Heat Exchangers. Linde Engineering. [В Интернете] 2011 г. [Цитировано: 08.03.2011 г.]
http://www.linde-engineering.com/en/images/P_3_1_e_09_150dpi19-5793.pdf .
7. Meher-Homji C.B. и др. GAS TURBINES AND TURBOCOMPRESSORS FOR LNG SERVICE. TURBOLAB - Texas A&M University System Turbomachinery Laboratory. [В Интернете] 2011 г. [Цитировано: 15.03.2011 г.] http://turbolab.tamu.edu/uploads/files/papers/ t36/T36-TUT02.pdf.
8. Home page. Qatargas. [В Интернете] 2010 г. [Цитировано: 07.03.2011 г.] http:// www.qatargas.com.qa/.
9. Pillarella, Mark R. и др. LARGE LNG TRAINS: DEVELOPING THE OPTIMAL PROCESS CYCLE. Air Products and Chemicals, Inc. [В Интернете] 1996-2011 г. [Цитировано: 20.04.2011 г.] http://www.airproducts.com/NR/rdonlyres/A02F12BB-3DDC-404D-B5E5-DA229DB35DC8/0/LargeLNGTrains.pdf.
10. Morin P. The Liquefaction Plant. Technoscoop. 2005 г., Т. 29, 04.
11. Bosma P., Nagelvoort R.K.. Liquefaction Technology; Developments through History. Proceedings of the 1st Annual Gas Processing Symposium. [В Интернете] 2009 г. [Цитировано: 09.02.2011 г.] http://www.nt.ntnu.no/users/skoge/prost/proceedings/gas-processing-doha-2009/fscommand/p03.pdf.
