Технологии производства СПГ на ГРС в условиях ограничений по расходу газа Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

ТЕХНОЛОГИИ ПРОИЗВОДСТВА СПГ НА ГРС В УСЛОВИЯХ ОГРАНИЧЕНИЙ ПО РАСХОДУ ГАЗА

УДК 661.91+622.691.4

С.П. Горбачев, д.т.н., проф., ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, РФ), s_gorbachev@vniigaz.gazprom.ru И.С. Медведков, К.Т.Н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ», i_medvedkov@vniigaz.gazprom.ru

В статье представлены основные методы стабилизации и увеличения производительности установок сжижения на газораспределительных станциях, дано описание различных технологий, использующих перепад давлений между магистральным и распределительным газопроводами. Отмечена особенность разработки подобных технологий, связанная с необходимостью сезонных изменений расхода газа через газораспределительную станцию. Показано, что для стабилизации производительности по сжиженному природному газу необходимо поддерживать постоянные расход и давление в установке сжижения газа за счет использования дожимающего и циркуляционного компрессоров. Выявлена относительно низкая эффективность такого подхода, вызванная существенными затратами на рециркуляцию несжиженной части и значительными габаритными размерами компрессорных аппаратов.

Приведен анализ технологических схем частичного сжижения природного газа на газораспределительной станции с дополнительными энергозатратами, в том числе дроссельного открытого цикла, циклов с внешним азотным и каскадным охлаждением. Представлено сравнение показателей установок, включая установки с высокоэффективными циклами полного сжижения. Указаны расчетные значения удельных энергозатрат на сжижение природного газа для циклов частичного сжижения в зависимости от коэффициента сжижения. Отмечена высокая эффективность двухкаскадного цикла частичного сжижения на базе пропанового и этиленового контура для производства сжиженного природного газа с докритическим давлением на газораспределительной станции.

КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: СЖИЖЕННЫЙ ПРИРОДНЫЙ ГАЗ, ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНАЯ СТАНЦИЯ, ЦИКЛ ЧАСТИЧНОГО СЖИЖЕНИЯ, КАСКАДНЫЙ ЦИКЛ.

Производство сжиженного природного газа(СПГ) на газораспределительной станции (ГРС)предполагает, что газ сжижается за счет использования в детандере перепада давлений между магистральным и распределительным газопроводом [1-3]. При этом практически отсутствуют затраты энергии на сжижение газа (рис. 1).

Недостаток данной технологии состоит в низком коэффициенте сжижения, который обычно равен 0,12-0,18, т. е. для сжижения 1 т природного газа через установку надо пропустить 8-6 т/ч (11-8 тыс. м3/ч). Эта технология может быть реализована на ГРС при достаточно больших расходах газа. При этом, поскольку в летний период сокращается потребление газа, расход газа через ГРС может снижаться в несколько раз.

Сезонные изменения расхода газа через ГРС представлены на

рис. 2. У 65 % ГРС расход в летний период составляет <10 % от расхо -да в зимний период, у 20 % ГРС отношение минимального расхода к максимальному значению <30 %. Таким образом, потенциальная возможность производства СПГ по наиболее эффективной технологии резко сокращается.

Одна из задач малотоннажного производства СПГ состоит в обеспечении постоянной производительности установки сжижения газа на ГРС в условиях сезонного изменения расхода. В качестве возможного решения по стабилизации производительности СПГ выступает поддержание постоянного расхода и давления газа на входе в установку с помощью компрессоров [4] (рис. 3).

Для привода компрессора может использоваться энергия расширения детандера, а если этой энергии не хватает, то необходимо

подводить энергию извне. Энергозатраты на сжатие газа относительно велики, и применение этой схемы целесообразно, если компрессор работает несколько месяцев в году. Вместе с тем вы -сокая стоимость дополнительного оборудования (компрессор, привод, газоэлектрогенератор) при его низкой загрузке ограничивает возможности применения данной схемы.

Другой путь поддержания постоянной производительности установки - сжижение газа за счет постоянного подвода энергии извне с возможностью дополнительного использования энергии расширения газа на ГРС.

ОТКРЫТЫЙ ДРОССЕЛЬНЫЙ ЦИКЛ

Самым простым решением представляется использование открытого дроссельного цикла высокого давления [5] (рис. 4).

S.P. Gorbachev, Doctor of Sciences (Engineering), Professor, Gazprom VNIIGAZ LLC (Moscow, Russian

Federation), s_gorbachev@vniigaz.gazprom.ru

I.S. Medvedkov, Candidate of Sciences (Engineering), Gazprom VNIIGAZ LLC, i_ _medvedkov@vniigaz.gazprom.ru

Technology of the liquefied natural gas production at the gas-distribution station in the conditions of the gas flow limitations

The article presents the main methods of stabilization and increase in productivity of liquefaction plants at the gas distribution stations, describes some technologies using the differential pressure between the main and distribution gas pipelines. The main feature of the development of these technologies is associated with the need for seasonal changes in gas consumption through the gas distribution station. It is shown that in order to stabilize the performance of liquefied natural gas, it is necessary to maintain the constant flow rate and pressure in the gas liquefaction plant by using booster and circulating compressors. Relatively low efficiency of this approach was revealed, which is caused by significant costs for recycling the non-liquefied part and significant overall dimensions of the compressor units.

The analysis of technological schemes for the partial liquefaction of natural gas at the gas distribution station with additional power consumption is given, including the throttle based open cycle, cycles with external nitrogen and cascade cooling. The comparison of plant performance, including plants with highly efficient complete liquefaction cycles, is presented. The calculated values of specific energy consumption for liquefaction of natural gas for cycles of partial liquefaction, depending on the liquefaction coefficient, are given.

The high efficiency of a two-stage partial liquefaction cycle based on the propane and ethylene circuit for production of liquefied natural gas with subcritical pressure at the gas distribution station is noted.

KEYWORDS: LIQUEFIED NATURAL GAS, GAS DISTRIBUTION STATION, PARTIAL LIQUEFACTION CYCLE, CASCADE CYCLE.

35

30

W сп с О 25

<_>■ S? о_ СП То 20

к о Щ F с о 15

1—[ ш сп -О 10

5

0

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,0 0,9 1,0

a la

miir max

Рис. 2. Распределение ГРС по существующим значениям сезонного изменения

расхода на них (отношение минимального к максимальному расходу)

Fig. 2. Distribution of the gas distribution stations on the existing values

of the seasonal change in their consumption (ratio of the minimum consumption Qm

to maximum one Q )

Рис. 1. Общая схема цикла сжижения газа с детандером: 1 - компрессор;

2 - блоки осушки; 3 - блок очистки;

4 - продукционный поток;

5 - детандерный поток;

6 - предварительный теплообменник;

7 - детандер; 8 - концевой теплообменник; 9 - сборник-сепаратор; 10 - СПГ; 11 - обратный поток;

12 - промежуточный (детандерный)

теплообменник

Fig. 1. General scheme of the gas

liquefaction cycle with expander:

1 - compressor; 2 - drying units;

3 - cleaning unit; 4 - production flow; 5 - expander flow; 6 - preliminary heat exchanger; 7 - expander;

8 - end heat exchanger; 9 - separator; 10 - liquefied natural gas; 11 - reverse flow; 12 - intermediate (expander) heat exchanger

Газ из магистрального газопровода осушается и очищается, а затем сжимается в компрессо-

ре от давления в магистральном газопроводе (3-5 МПа) до 15 МПа, охлаждается холодильной машиной до -40 °С. После охлаждения обратным потоком газ дросселируется до давления распределительного газопровода.

Коэффициент сжижения в цикле равен 0,3-0,5, а энергозатраты -около 0,4 кВтч/кг. Это простой и надежный цикл с низкими капитальными затратами и удовлетворительной эффективностью.

К недостаткам цикла следует отнести: необходимость использования компрессоров на давление 15 МПа с относительно большой производительностью для сжатия газа; превышение расхода газа на

установку в 2,5 раза к номинальной производительности. Таким образом, эта технология может быть использована в установках небольшой производительности (до 3 т/ч) и с минимальным летним расходом газа через ГРС >12 тыс. м3/ч.

ПОЛУОТКРЫТЫЕ ЦИКЛЫ

Для стабилизации производительности СПГ на ГРС наиболее перспективным является использование полуоткрытых циклов с внутренним и внешним охлаждением.

На рис. 5 представлен полуоткрытый цикл с внешним газовым азотным охлаждением и предва-

Магистральный газопровод Main gas pipeline

Сеть низкого давления Low pressure system

Обратный поток из установки Reverse flow from unit

Рис. 3. Схема для поддержания постоянного расхода на установку сжижения СПГ на ГРС: 1 - регулирующий вентиль основного потока из газопровода высокого давления; 2 - регулирующий вентиль основного потока из газопровода высокого давления на всас дожимающего компрессора; 3 - смеситель циркуляционного и основного потоков; 4 - дожимающее компрессорное устройство; 5 - циркуляционное компрессорное устройство; 6 - регулирующий вентиль циркуляционного потока; 7 - система осушки; 8 - регулирующий вентиль обратного потока перед подачей в сеть низкого давления; 9 - установка частичного сжижения природного газа (см. рис. 1)

Fig. 3. Scheme to maintain a constant flow rate for the natural gas liquefaction unit at the gas distribution station: 1 - main flow control valve from the high pressure gas pipeline; 2 - main flow control valve from the high-pressure gas pipeline to the inlet of the booster compressor; 3 - circulation and main flow mixer; 4 - booster compressor unit; 5 - circulation compressor unit; 6 - control valve of the circulation flow; 7 - drying system; 8 - backflow control valve before supplying to the low pressure system; 9 - unit of partial liquefaction of natural gas (see Fig. 1)

Газопровод высокого давления High-pressure gas pipeline

Редуцирующие устройство Reducing device

-DXh

T«

-tXh

^ < V < >

< > < > ^ < >

Рис. 4. Схема дроссельного открытого цикла для производства СПГ на ГРС: 1 - компрессор; 2 - блок осушки и очистки от СО2; 3 - теплообменник; 4 - сборник-сепаратор; 5 - обратный поток; 6 - выход СПГ Fig. 4. Throttle based open-circuit scheme for the liquefied natural gas production at the gas distribution station: 1 - compressor; 2 - unit for drying and CO2 removal; 3 - heat exchanger; 4 - collection separator; 5 - reverse flow; 6 - liquefied natural gas output

Рис. 5. Цикл частичного ожижения на ГРС (детандерный азотный с предварительным пропановым охлаждением): 1 - контур природного газа; 2 - контур предварительного охлаждения; 3 - контур окончательного охлаждения Fig. 5. Partial liquefaction cycle at the gas distribution station (nitrogen expander cycle with preliminary propane cooling): 1 - natural gas circuit; 2 - pre-cooling circuit; 3 - final cooling circuit

рительным охлаждением прямого потока пропаном.

Газ из магистрального газопровода поступает в контур при-родного газа, последовательно охлаждается в теплообменниках и дросселируется в сборник-сепаратор. Пары СПГ из сборника-сепаратора возвращаются обратным потоком в распределительный газопровод. Для регулировки величины коэффициента ожижения размещен циркуляционный компрессор, в котором можно частично или полностью дожимать неожиженный обратный поток газа, возвращая газ в цикл, путем смешения его после дожатия с поступающим потоком газа. Это позволяет увеличивать коэффициент сжижения пропорционально увеличению производительности циркуляционного компрессора.

Такой технический прием позволяет сократить отбор газа из магистрального газопровода и избежать снижения производительности установки в целом (или снижения ее коэффициента использования), связанного с возможным снижением газопотребления в сети низкого давления.

В приведенной схеме в качестве предварительного охлаждения используется пропановая холодильная машина. Для окончательного охлаждения газа применяется внешний азотный газовый цикл с детандером.

На рис. 6 приведены показатели удельных энергозатрат для цикла с внешним азотным охлаждением. Эффективность цикла составляет 0,2-0,3 кВтч/кг при коэффициенте сжижения 20-40 % (расход газа через установку в 2,5-5 раз превышает номинальную производительность) и 0,45-0,50 кВтч/кг при коэффициенте сжижения 100 % (расход газа через установку равен номинальной производительности) при давлении газа в магистральном газопроводе 3,0-4,5 МПа.

При размещении установки на ГРС высокая эффективность цикла

частичного сжижения природного газа с низкоэффективным внешним газовым азотным циклом по сравнению с современными высокопроизводительными циклами полного сжижения (см. табл.) объясняется [6]: повышенным давлением СПГ, производимого на ГРС (0,5-0,8 МПа); увеличенным расходом газа и повышенным суммарным дроссель-эффектом при расширении газа, наблюдающимися при частичном сжижении газа через установку.

В данной схеме азотный цикл может работать при постоянных параметрах, а регулирование коэффициента сжижения и энергозатрат осуществляется за счет изменения величины отбора газа из магистрального газопровода. Чем больше отбирается газа из газопровода,тем ниже значение коэффициента сжижения и меньше затраты энергии на сжижение.

Существует ряд возможных путей по совершенствованию подобного полуоткрытого цикла, в частности можно применять предварительное охлаждение прямого потока смешенным холодильным агентом (СХА), что позволит снизить необратимость в области с наибольшей разницей температур между потоками. Применение СХА позволит сократить удельные энергозатраты цикла еще на 20-30 %.

КАСКАДНЫЕ ЦИКЛЫ

Достаточно эффективным представляется использование для производства СПГ на ГРС каскадных циклов, например двухкаскадного [7] (рис. 7).

Особенность данной схемы заключается в том, что конденсация газа производится при давлении 3-4 МПа на уровне температур около 170 К. Затем жидкость дросселируется до давления 0,5 МПа, при этом образуется около 40 % пара, который направляется обратным потоком в предварительный теплообменник, где охлаждает прямой поток, и возвращается в распределительный газопровод.

ё i. I

0,7

-If 0,6 IS

=1 = 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 О

20 40 60

Коэффициент сжижения, % Liquefaction ratio, %

100

3,0 МПа с утилизацией энергии 3.0 МРа with energy utilization 3,0 МПа без утилизации энергии 3.0 МРа without energy utilization

4,5 МПа с утилизацией энергии 4.5 МРа with energy utilization 4,5 МПа без утилизации энергии 4.5 МРа without energy utilization

Рис. 6. Удельные энергозатраты при частичном сжижении метана на ГРС с различными давлениями магистрального газа при использовании внешнего газового азотного цикла с предварительным пропановым охлаждением с утилизацией энергии расширения в азотном детандере и без нее Fig. 6. Specific energy consumption at partial liquefaction of methane at the gas distribution station with different main gas pressures using an external gas nitrogen cycle with preliminary propane cooling with utilization of the expansion energy in the nitrogen expander and without it

Сравнение основных показателей установок полного сжижения, реализующих различные технологии внешнего охлаждения

Comparison of the main indicators of complete liquefaction plants implementing different external cooling technologies

Критерий сравнения Comparison criterion Смесевые Mixed Однокомпонентные Single component

Производитель и процесс Manufacturer and process Linde LIMUM, Kryopak SCMR, Kryopak PCMR, Chart IPSMR, PRICO Kryopak EXP, Hamworthy, «Криогенмаш» УСПГ, GE Micro LNG Kryopak EXP, Hamworthy, Cryogenmash USPG, GE Micro LNG

Потребность в площади Space requirement Средняя Medium Низкая Low

Опасность хранения хладагентов Refrigerant storage hazard Да Yes Нет No

Простота эксплуатации Ease of operation Средняя Medium Высокая High

Простота пуска- останова Ease of start-stop Низкая Low Высокая (выход на режим около 30 мин) High (process stabilization approximately 30 minutes)

Энергетическая эффективность Energy efficiency Высокая (0,2-0,6 кВтч/кг СПГ) High (0.2-0.6 kWh/kg of liquefied natural gas) Низкая (0,3-1,0 кВтч/кг СПГ) Low (0.3-1.0 kWh/kg of liquefied natural gas)

Общие капитальные затраты Total capital costs Средние Medium Низкие Low

Рис. 7. Каскадный цикл с двумя холодильными контурами [4]: 1 - источник газа высокого давления; 2, 3 - теплообменники; 4 - обратный поток; 5, 6 - испарители-конденсаторы; 7 - сборник-сепаратор; 8, 13,14 - расширяющее устройство; 9 - СПГ; 10,11 - компрессор; 12 - агрегат воздушного охлаждения; 15 - контур внешнего охлаждения; 16 - контур предварительного охлаждения Fig. 7. Cascade cycle with two refrigerant circuits [4]: 1 - source of high pressure gas; 2, 3 - heat exchangers; 4 - reverse flow; 5, 6 - evaporators-condensers; 7 - collection separator; 8, 13, 14 - expanding unit; 9 - liquefied natural gas; 10,11 - compressor; 12 - air cooler; 15 - external cooling circuit; 16 - pre-cooling circuit

3 .2

¡5 Ц.

f « S g

0,30

0,25

0,20

0,15

0,10

0,05

10

3,0 МПа 3.0 MPa

20 30 40 50 Коэффициент сжижения, % Liquefaction ratio, %

60

70

3,5 МПа 3.5 MPa

4,0 МПа 4.0 MPa

4,5 МПа 4.5 MPa

Рис. 8. Удельные энергозатраты при частичном сжижении метана на ГРС с различными давлениями основного потока; охлаждение холодильным каскадным циклом на базе пропана и этилена

Fig. 8. Specific energy consumption at partial liquefaction of methane at the gas distribution station with different pressures of the main stream; cooling with refrigeration cascade cycle based on propane and ethylene

Конденсация природного газа осуществляется за счет кипения этилена,который предварительно сжижается в пропановой холодильной машине, а затем дросселируется в конденсатор-испаритель. Пары этилена также направляются обратным потоком как в предварительный теплообменник природного газа, так и в предварительный теплообменник этилена, и возвращаются на всас этиленового компрессора.

По сравнению с традиционной каскадной схемой сжижения газа здесь отсутствует метановая ступень охлаждения и предварительное охлаждение газа осуществляется парами СПГ и этилена. Удельные энергетические затраты при коэффициенте сжижения 0,6 составят около 0,25 КВтч/кг. Если на ГРС имеется избыточное количество газа, то через установку можно пропускать большее количество газа, при этом, с одной стороны, за счет дроссель-эффекта потока природного газа увеличивается холодопроизводительность цикла, а с другой, уменьшается коэффициент сжижения.

Чем ниже температура кипения хладагента внешнего контура охлаждения, тем более высокое значение максимального коэффициента сжижения может быть достигнуто. Максимальному коэффициенту сжижения будут соответствовать максимальные удельные энергозатраты в каскадной установке.

На рис. 8 представлены расчетные значения удельных энергозатрат на сжижение СПГ с использованием двухкаскадных циклов. Во всех рассмотренных вариантах давление распределительной сети и СПГ принято равным 0,5 МПа. Видно, что каскадные установки позволяют сжижать природный газ с давлением от 3,0 до 4,5 МПа с коэффициентом сжижения от 0,1 до 0,6, что в несколько раз выше, чем в существующих аналогах установок частичного сжижения на ГРС. При этом величина

удельных энергозатрат составляет 0,10-0,25 кВтч/кг СПГ, что соответствует показателям наиболее энергоэффективных циклов полного сжижения с внешним охлаждением.

ВЫВОДЫ

В условиях колебания расхода газа в магистральной трубе на ГРС технологическая схема, обладающая минимальными

энергетическими затратами на производство СПГ (цикл среднего давления с использованием детандера), или сильно ограничена по своей максимальной производительности, или должна быть отключена в период сильного снижения расхода и давления на ГРС.

Эффективным способом повышения и стабилизации производительности установок частич-

ного сжижения на ГРС в условиях сезонного изменения расхода газа выступает применение циклов частичного сжижения. В работе показаны варианты циклов частичного сжижения и их основные параметры.

Наиболее эффективным циклом частичного сжижения природного газа с докритическим давлением на ГРС является каскадный цикл.■

ЛИТЕРАТУРА

1. Гайдт Д.Д. Малотоннажное производство СПГ и область его применения: опыт ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург» // Газовая промышленность. 2015. № S3 (728). С. 52-57.

2. Удут В.Н. Криогенная техника и технологии для малотоннажного производства и использования СПГ на транспорте и автономной газификации // Газовая промышленность. 2011. № S668. С. 16-19.

3. Горбачев С.П., Люгай С.В., Самсонов Р.О. Технология производства СПГ на газораспределительных станциях при повышенном содержании диоксида углерода в сетевом газе // Технические газы. 2010. № 3. С. 48-52.

4. Патент № 2626615 РФ. Способ повышения и стабилизации производительности установки частичного сжижения природного газа на газораспределительной станции / С.П. Горбачев, И.С. Медведков, С.В. Люгай. Заявл. 11.01.2016, опубл. 31.07.2017 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www1.fips.ru/fips_servl/fips_servlet?DB=RUPAT&rn=3742&DocNumber=2626615&TypeFile=html (дата обращения: 28.01.2019).

5. Горбачев С.П., Медведков И.С. Особенности малотоннажного производства СПГ на газопроводах на основе дроссельных циклов высокого давления // Технические газы. 2016. Т. 16. № 1. С. 29-36.

6. Горбачев С.П., Дроздов Ю.В., Кириенко К.И. и др. Методические подходы к формированию программ малотоннажного производства и использования сжиженного природного газа // Научно-технический сборник «Вести газовой науки». 2017. № 1. С. 227-240.

7. Патент РФ № 2645095. Способ частичного сжижения природного газа / С.П. Горбачев, И.С. Медведков. Заявл. 03.04.2017, опубл. 15.02.2018 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www1.fips.ru/fips_servl/fips_servlet (дата обращения: 28.01.2019).

REFERENCES

1. Gaydt D.D. Low-Tonnage LNG Production and Its Application Area: the Experience of Gazprom transgaz Ekaterinburg. Gazovaya promyshlennost' = Gas Industry, 2015, No. S3 (728), P. 52-57. (In Russian)

2. Udut V.N. Cryogenic Equipment and Technologies for Low-Tonnage Production and Use of LNG in Transport and Autonomous Gasification. Gazovaya promyshlennost' = Gas Industry, 2011, No. S668, P. 16-19. (In Russian)

3. Gorbachev S.P., Lyugay S.V., Samsonov R.O. Technology of LNG Production at Gas Distribution Stations with Increased Carbon Dioxide Content in Pipeline Gas. Tekhnicheskie gazy = Technical Gases, 2010, No. 3, P. 48-52. (In Russian)

4. Patent No. 2626615 RF. Method for Increase and Stabilization of the Productivity of the Natural Gas Partial Liquefaction Unit at the Gas Distribution Station. S.P. Gorbachev, I.S. Medvedkov, S.V. Lyugay. Submit January 11, 2016, published July 31, 2017 [Electronic source]. Access mode: http://www1.fips.ru/fips_servl/fips_servlet?DB=RUPAT&rn=3742&DocNumber=2626615&TypeFile=html (access date: January 28, 2019). (In Russian)

5. Gorbachev S.P., Medvedkov I.S. Features of Low-Tonnage Production of LNG on Gas Pipelines Based on High-Pressure Throttle Based Cycles. Tekhnicheskie gazy = Technical Gases, 2016, Vol. 16, No. 1, P. 29-36. (In Russian)

6. Gorbachev S.P., Drozdov Yu.V., Kirienko K.I., et al. Methodological Approaches to the Formation of Programs for Low-Tonnage Production and Use of Liquefied Natural Gas. Nauchno-tekhnicheskiy sbornik "Vesti gazovoy nauki" = Scientific and Technical Collection "News of Gas Science", 2017, No. 1, P. 227-240. (In Russian)

7. Patent No. 2645095 RF. Method of Partial Liquefaction of Natural Gas. S.P. Gorbachev, I.S. Medvedkov. Submit April 3, 2017, published February 15, 2018 [Electronic source]. Access mode: http://www1.fips.ru/fips_servl/fips_servlet (access date: January 28, 2019). (In Russian)

ПСК0ВТЕХГАЗ

^^ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ РАБОТЫ С СПГ 1

хрекламы ©+7 (800) 250-07-79. Звонок по России бесплатный, QLNG@PSKOVTEHGAZ.RU # WWW.PSKOVTEHGAZ.RLI