Снижение стоимости системы очистки природного газа при производстве СПГ на ГРС Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

т

Транспорт на СПГ

Снижение стоимости системы очистки природного газа при производстве СПГ на ГРС

С.В. Люгай,

заместитель начальника Центра «Использование газа» ООО «Газпром ВНИИГАЗ», С.П. Горбачев,

главный научный сотрудник ООО «Газпром ВНИИГАЗ», д.т.н.

В настоящей статье представлена оценка снижения стоимости технологического оборудования адсорбционной системы очистки при использовании двухпоточной схемы в циклах Клода и Линде в сравнении с классической (однопоточной) схемой. Приведены результаты термодинамического расчета цикла с детандером при различных значениях температуры прямого потока перед детандером, а также результаты расчетов стоимости системы очистки и анализ результатов расчетов экономической эффективности для различного содержания СО2 в исходном (сетевом) газе.

Ключевые слова: сжиженный природный газ, двухпоточная схема, адсорбционная система очистки, диоксид углерода.

Reduction of cost of cleaning system for GTL production at GDS

S.V. Lyugai, S.P. Gorbachev

The present paper is devoted to the cost reduction estimation of technological equipment of adsorption cleaning system when using double-flow schemes in Claude and Linde cycles compared with traditional single-flow scheme. The paper gives results of thermodynamic calculation of reducing valve, as well as calculation results of cost of the cleaning system and analysis of cost-efficiency calculations for different СО2 content in initial gas.

Keywords: liquid natural gas, double-flow schemes, adsorption cleaning system, carbon dioxide.

В качестве технологий для производства сжиженного природного газа (СПГ) на газораспределительных станциях (ГРС) рассматриваются технологии как с внешним, так и с внутренним охлаждением. Технологии с внешним охлаждением практически не отличаются от технологий для крупнотоннажного производства. Это схемы с расширением хладагента внешнего цикла в детандере и дроссель-но-компрессорные схемы с многокомпонентным рабочим телом [1, 2].

Однако наиболее перспективными схемами для сжижения природного газа на ГРС в настоящее время представляются технологии с внутренним охлаждением и с использованием в качестве источника холода турбодетандерно-компрессорного агрегата или вихревой трубы [3-7]. Особенность этих технологий заключается в том, что частичное сжижение природного газа производится только за счет расширения газа из магистрального трубопровода, то

есть в схеме отсутствует компрессор, и не тратится энергия на сжатие газа. Специфическая особенность производства СПГ на ГРС с внутренним охлаждением газа - это необходимость осушки и очистки всего исходного газа, проходящего через установку, от диоксида углерода (СО2) с целью исключения его кристаллизации при снижении температуры как в процессе сжижения, так и при хранении и регазификации СПГ у потребителя.

Как правило, в последнее время для комплексной очистки природного газа от влаги, диоксида углерода и тяжелых углеводородов используется адсорбционный способ глубокой очистки. Особенность комплексной очистки газа на периодически работающих адсорберах состоит в том, что пока один адсорбер работает в режиме очистки, другие адсорберы (или адсорбер) находятся в режиме регенерации для удаления продуктов очистки и восстановления поглотительной способности адсорбентов. Для регенерации используется очищенный нагретый природный газ, что связано с дополнительными затратами энергии и использованием части очищенного газа на нагрев и охлаждение адсорбента. При этом производительность блока адсорбционной очистки снижается на количество газа, направляемого на регенерацию. Это количество иногда может составлять более 20% от расхода газа, подаваемого на блок очистки. Кроме того, допускаемая скорость газа в адсорберах небольшая, в пределах 0,2 л/мин-см2, что приводит к увеличению проходного сечения адсорберов и, как следствие, к увеличению металлоемкости.

Применяемые в настоящее время адсорбенты имеют избирательную способность, и если их адсорбционная способность по влаге довольно высокая, то по другим компонентам может быть очень низкой. Например, цеолит имеет адсорбционную способность по воде 7-10% по массе, а по диоксиду углерода всего 1-3%, поэтому для очистки от СО2 требуется большее количество адсорбента. Кроме того, при адсорбции СО2 для регенерации цеолита требуется природный газ с температурой 300°С. В результате стоимость блока

комплексной очистки природного газа в зависимости от состава газа и количества очищаемых компонентов может достигнуть 30-40% стоимости установки и существенно возрастает при содержании диоксида углерода более 1% в исходном газе.

Как указывалось выше, в классической схеме сжижения предусматривается очистка от диоксида всего прямого потока природного газа. В то же время, если температура газа за детандером достаточно высока и нет необходимости очищать от диоксида углерода детандерный поток, то можно реализовать упрощенную схему очистки, которая заключается в том, что газ, поступающий из магистрального трубопровода в установку, разделяется на продукционный и технологический потоки (двухпоточная схема), причем продукционный поток предварительно подвергается осушке и очистке от СО2, а технологический поток только осушается. Эта технология производства СПГ основана на разделении потока газа, поступающего на установку, на две части (двухпоточная схема): на продукционный поток, который сжижается, и на технологический поток, который предназначен для получения холода за счет расширения газа в детандере. При этом от СО2 очищается только продукционный поток, который составляет 10-15% от общего расхода газа на установку. Что касается технологического потока, то за счет выбора параметров цикла (температура и давление газа за детандером) исключается кристаллизация диоксида углерода из газа во всех точках потока [8, 9].

Оценим экономическую эффективность от применения упрощенной технологии очистки газа, при этом основной целью является оценка снижения стоимости технологического оборудования адсорбционной системы очистки при использовании двухпоточной схемы в циклах Клода и Линде в сравнении с классической (однопоточной) схемой. Расчеты экономической эффективности проведены для различного содержания СО2 в исходном (сетевом) газе.

Результаты расчетов стоимости системы очистки для цикла Клода (однопоточная схема) приведены на

1000 2000 3000 4000 5000 Содержание С02 в исходном газе, кг/кг

6000

однопоточная схема

двухпоточная схема

Рис. 1. Стоимость системы очистки исходного природного газа от СО2 при производстве СПГ по циклу Клода (производительность установки 1 тыс. кг/ч)

рис. 1, 2. Видно, что для однопоточной установки производительностью 1 000 кг/ч стоимость системы очистки увеличивается от 80 тыс. до 703 тыс. долл. США при содержании СО2 в исходном газе от 500 и 5 000 ррт соответственно. При переходе к двухпоточной схеме стоимость системы очистки при тех же условиях уменьшается до 20 тыс. и 131 тыс. долл. США, то есть снижение стоимости системы очистки существенно - от 60 тыс. до 572 тыс. долл. США.

С увеличением производительности установки с 1 тыс. до 3 тыс. кг/ч стоимость системы очистки однопо-точной схемы с увеличением содержания СО2 в исходном газе возрастает с 250 тыс. до 2,1 млн. долл. США. Стоимость двухпоточной схемы в этих же условиях повысится с 72 тыс. до 402 тыс. долл. США. Таким образом, при

содержании СО2 в исходном газе на уровне 0,05% (500 ррт) и производительности 1 000 кг/ч экономический эффект относительно невелик (60 тыс. долл. США), но при повышенном содержании СО2 и высокой производительности установки сжижения природного газа экономический эффект может достигать 1,7 млн. долл. США.

Аналогичные результаты получены и при расчете экономического эффекта для цикла с дросселированием (цикл Линде). Анализ результатов экономических расчетов, приведенных на рис. 3, показал, что при производительности установки 1 000 кг/ч и содержании СО2 в исходном природном газе на уровне 500 ррт (0,05%) стоимость системы очистки в однопоточ-ной схеме составляет около 223 тыс. долл. США. При повышении содержания СО2 в исходном газе до 5 000 ррт

1000 2000 3000 4000 5000 6000 Содержание СО, в исходном газе, кг/кг

однопоточная схема

двухпоточная схема

Рис. 2. Стоимость системы очистки исходного газа от СО2 при производстве СПГ по циклу Клода (производительность установки 3 тыс. кг/ч)

2,5 2

1,5

0,5

1000 2000 3000 4000 5000 Содержание С02 в исходном газе, кг/кг

6000

однопоточная схема

двухпоточная схема

Рис. 3. Стоимость системы очистки исходного газа от СО2 при производстве СПГ по циклу Линде (по однопоточной и двухпоточной схеме). Производительность установки 1 тыс. кг/ч

(0,5%) стоимость системы очистки возрастает до 2,4 млн. долл. США. В то же время стоимость системы очистки двухпоточной схемы при тех же условиях изменяется с 23 тыс. до 146 тыс. долл. США, то есть экономический эффект составил свыше 2 млн. долл. США. Кроме того, как указывалось выше, применение двухпоточной схемы в цикле Линде наряду со снижением стоимости системы очистки

обеспечивает высокое качество СПГ в сборнике установки.

Следует обратить внимание на то, что при переходе к двухпоточ-ным схемам и повышению температуры газа перед детандером в цикле Клода параметры установки сжижения газа отклоняются от оптимальных значений, что ведет к уменьшению коэффициента сжижения. Это значит, что для обеспечения той же

производительности необходимо повышать расход газа через установку и увеличивать поверхность теплооб-менных аппаратов. Оценим, насколько увеличится стоимость теплообменников установки при переходе на упрощенную систему очистки природного газа перед сжижением при максимальном снижении производительности установки на 35%.

Как видно из таблицы ниже, при повышении температуры газа перед детандером с 225 до 240 К суммарная тепловая нагрузка на теплообменники установки производительностью 1 000 кг/ч меняется незначительно и составляет примерно 620 кВт. В этом случае для повышения производительности установки на 35% необходимо увеличить нагрузку на теплообменные аппараты на 620 х 0,35 = 217 кВт.

Если коэффициент теплопередачи в теплообменнике принять равным к = 0,2 кВт/м2 К, а среднюю разность температур 5 К, то дополнительная поверхность теплообменника составит:

ДF -

217

= 217 л*2

кДТ 0,2-5 Удельная стоимость теплообмен-

ной поверхности по данным заводов-

Таблица

Результаты термодинамического расчета цикла с детандером при различных значениях температуры прямого потока перед детандером

Давление прямого потока, МПа Рm 3,50 3,50 3,50 3,50

Давление обратного потока, МПа РП 0,60 0,60 0,60 0,60

Температура прямого потока в сечении 1, К 293,00 293,00 293,00 293,00

Температура прямого потока в сечении 2, К 215,00 225,00 230,00 240,00

Температура прямого потока в сечении 3, К 148,06 156,37 160,39 168,37

Температура прямого потока в сечении 4, К 146,59 150,56 152,54 156,77

Температура обратного потока в сечении 1, К 283,00 283,00 275,26 257,62

Температура обратного потока в сечении 2, К ^2 178,17 192,20 192,81 191,29

Температура обратного потока в сечении 3, К 143,06 151,37 155,39 163,37

Растворимость С02 в газе в сечении 3 C3 528 1705 2921 7849

Минимальная разность температур в детандерном теплообменнике, К min dt 5,00 1,74 1,22 1,24

Доля детандерного потока M1 0,86 0,84 0,86 0,89

Коэффициент сжижения X 0,124 0,130 0,117 0,084

Тепловая нагрузка на теплообменник 1, кВт Q1 454 369 379 437

Тепловая нагрузка на теплообменник 2, кВт Q2 162 173 178 189

Тепловая нагрузка на теплообменник 3, кВт Q3 1 4 5 6

0,160 -

К 0,140 -

X ш * 0,120 -

X и 0,100 -

ш 0,080 -

а- 0,060 -

■&

■& п 0,040 -

ал 0,020 -

0,000 4

225,00 230,00 235,00

Температура перед детандером, К

Коэффициент сжижения

Растворимость, ррт

Рис. 4. Коэффициент сжижения и растворимость диоксида углерода в газе при различных температурах газа перед детандером. Давление прямого потока 3,5 МПа, давление обратного потока 0,6 МПа

производителей составляет s = 200 долл. США/м2.

Тогда стоимость дополнительной поверхности равна:

С = s х AF = 200 х 217 = 43 400

то

долл. США.

При температуре перед детандером 234 К допустимое содержание СО2 в газе составит 4 000 ppm (рис. 4). При этом стоимость системы очистки для однопоточной схемы составляет около 580 тыс. долл. США, а для двухпоточной - около 100 тыс. долл. США (рис. 1). Экономический эффект от двухпоточной схемы составит 480 тыс. долл. США, что намного превышает увеличение стоимости теплообменной поверхности.

Относительную эффективность от перехода к упрощенной технологии очистки природного газа в установках, работающих по циклу Клода, можно оценить по снижению полной стоимости установки.

Стоимость установки сжижения природного газа на ГРС по циклу Клода (однопоточная схема) производительностью 1000 кг/ч (при давлении в магистральном трубопроводе 3,5 МПа) и при содержании СО2 в исходном газе 0,05% составляет около 650 тыс. долл. США. При тех же параметрах стоимость двухпоточной установки с детандером будет ниже из-за меньшей стоимости системы очистки и составит С2 = 590 тыс. долл. США, то есть экономический эффект в схеме с детандером от перехода к двухпоточной схеме составит всего 10% от стоимости установки.

Если содержание СО2 в исходном газе повысится до 0,15%, то с учетом увеличения стоимости системы очистки до 200 тыс. долл. США (рис. 1) стоимость установки составит 800 тыс. долл. Стоимость системы очистки для двухпоточной схемы составит 50 тыс. долл. США (рис. 1). Относительная экономическая эффективность равна

MZ»=(U87.

800

Очевидно, что относительная эффективность около 20% является достаточно заметной величиной, и применение в данном случае двухпо-точной схемы для цикла Клода является экономически целесообразным при содержании СО2 в исходном газе свыше 0,15%.

Стоимость однопоточной дроссельной установки с теми же параметрами, но при давлении газа в магистральном трубопроводе 4,5 МПа, составит 923 тыс. долл. США, что на 270 тыс. долл. превышает стоимость установки с детандером. Разница в стоимости обусловлена увеличенным количеством адсорбента в схеме с дросселированием. При переходе к двухпоточной системе стоимость дроссельной установки снижается до 585 тыс. долл. США, то есть становится практически одинаковой со стоимостью детандерной установки. Эти результаты расчетов подтверждают вывод о том, что переход к двухпоточной схеме цикла делает экономически оправданным применение более простых и дешевых расширительных машин и устройств.

Литература

1. Кузьменко И.Ф. Тенденции развития установок сжиженного природного газа средней производительности для распределительного газоснабжения. - АГЗК+АТ, 2008, № 4 (40). - С. 49-55.

2. Краковский Б.Д. и др. Современные технологии сжижения природного газа в установках малой и средней производительности. - Использование сжиженного природного газа на железнодорожном транспорте. Материалы заседания секции Научно-технического совета ОАО «Газпром», ООО «ИРЦ «Газпром», 2007. - С. 70-79.

3. Мошканцев М.А. Детандерно-компрессорные схемы производства сжиженного природного газа на газораспределительных станциях с низким давлением входящего газа. - Материалы научно-технического совета ОАО «Газпром» по теме «Перспективы и опыт применения сжиженного природного газа на объектах ОАО «Газпром», ИРЦ «Газпром», 2002 г.

4. Krakovskiy B.D. at all. «Natural gas liquefier», The Eighth Cryogenics 2004 IIR International Conference, Praha Czech Republic, 2004. - Р. 203-209.

5. Скородумов Б. и др. Решение проблем энергоснабжения промышленных, социальных объектов и населенных пунктов с использованием СПГ. - АГЗК+АТ, 2002, № 6. - С. 42-47.

6. Сердюков С.Г., Ходарков М.Л. Сжиженный природный газ в Санкт-Петербурге и России. - АГЗК+АТ, 2003, № 2. - С. 59-63.

7. Сердюков С.Г., Ходарков И.Л. Типовой мини-завод по производству сжиженного природного газа на газоредуцирующих станциях (ГРС) магистральных трубопроводов. -Перспективы и опыт применения сжиженного природного газа на объектах ОАО «Газпром». Материалы научно-технического совета ОАО «Газпром», ИРЦ «Газпром», 2002. - С. 28-33.

8. Горбачев С.П., Копосов А.И., Люгай С.В. Оценка эффективности малотоннажного производства СПГ на газораспределительных станциях. - Газовая промышленность, № 11/626, 2008. - С. 21-25.

9. Горбачев С.П., Люгай С.В. Совершенствование технологии производства СПГ на газораспределительных станциях при повышенном содержании диоксида углерода в сетевом газе. - Нефтегазхиммаш, № 12, 2009. - С. 25-29.