Повышение эффективности сжижения природного газа на газораспределительных станциях магистральных газопроводов

Размещено на http://www.allbest.ru/

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ СЖИЖЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА НА ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СТАНЦИЯХ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Специальности: 25.00.19 - Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ;

05.02.13 - Машины, агрегаты и процессы в нефтяной и газовой промышленности.

Люгай Станислав Владимирович

Москва - 2010

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Научные руководители: д-р техн. наук Самсонов Роман Олегович, д-р техн. наук Казак Александр Соломонович.

Официальные оппоненты: д-р техн. наук, профессор Одишария Гурами Эрастович, канд. техн. наук Лаухин Юрий Александрович.

Ведущая организация: ОАО «Газэнергосеть»

Общая характеристика работы

Актуальность темы. Современное развитие процессов сжижения природного газа и его использования характеризуется двумя основными направлениями - крупнотоннажное и малотоннажное производство сжиженного природного газа (СПГ).

Крупнотоннажное производство СПГ осуществляется в районах добычи газа. Доставка СПГ осуществляется морским транспортом для последующей его реализации потребителям с целью обеспечения стратегических интересов экономики государства.

При малотоннажном производстве СПГ сжижение газа производится на локальных установках (производительность - не более 10 т/час), расположенных вблизи газопроводов (газораспределительные станции (ГРС), автомобильные газонаполнительные компрессорные станции (АГНКС), газокомпрессорные станции (ГКС)), с доставкой потребителям (в радиусе до 200 км) для использования в качестве газомоторного топлива для транспорта или замещения дизельного топлива, или топочного мазута на предприятиях с энергоемкой технологией. Основная проблема развития малотоннажного производства СПГ на локальных установках обусловлена необходимостью адаптации и совершенствования существующих технологий сжижения газа к особенностям эксплуатации газопроводов (регулярное изменение термобарических параметров, расхода и состава сетевого газа) и достижения конкурентоспособной стоимости производства товарного продукта с высокими потребительскими свойствами.

Организация малотоннажного производства СПГ на объектах ОАО «Газпром» возможна на ГРС, АГНКС и ГКС без ущерба их основной деятельности. Суммарный (в целом по Российской Федерации) потенциал малотоннажного производства СПГ на ГРС и АГНКС оценивается ОАО «Газпром» в объеме более 14 млн.т/год или 20 млрд.м³/год (в денежном эквиваленте - более 100 млрд. руб.). Наиболее перспективным направлением развития малотоннажного производства СПГ является технология сжижения газа на ГРС, базирующаяся на использовании перепада давлений между магистральным и распределительным газопроводом, что позволяет заметно снизить затраты энергии на сжижение газа (термодинамические циклы с внутренним охлаждением газа).

Поэтому исследование особенностей сжижения природного газа на ГРС, разработка и совершенствование технических и технологических решений, обеспечивающих повышение эффективности эксплуатации установки сжижения газа, является актуальной научной задачей, имеющей важное практическое значение.

Цель работы: разработка и совершенствование технических и технологических решений для повышения эффективности сжижения природного газа на ГРС магистральных газопроводов.

Основные задачи исследований:

1. Исследование процесса сжижения природного газа в термодинамическом цикле с внутренним охлаждением для обоснования схемно-технологических решений и определения режимных параметров установки для сжижения природного газа на ГРС с высоким содержанием диоксида углерода (СО₂).

2. Исследование режимов работы установки сжижения газа на ГРС для выбора способа стабилизации ее производительности при изменениях давления в магистральном газопроводе.

3. Исследование эффективности различных циклов сжижения для повышения температуры газа при редуцировании на ГРС.

Научная новизна.

На основе выполненных исследований предложена и обоснована усовершенствованная технологическая схема сжижения газа на ГРС, отличающаяся разделением потока газа на технологический и продукционный потоки (двухпоточная схема), с минимизацией влияния на производительность установки сжижения газа неустойчивых условий эксплуатации газопроводов.

Для эффективной реализации усовершенствованной технологической схемы сжижения газа на ГРС разработаны:

- способы стабилизации производительности установки сжижения газа в условиях изменения давления в магистральном газопроводе (до 15 % от номинального значения) как за счет имеющегося запаса по теплообменной поверхности, так и за счет повышения давления продукционного потока (для циклов с детандером) или промежуточного внешнего охлаждения (для циклов с простыми расширительными устройствами);

- способ повышения температуры газа при редуцировании (совмещенный с процессом сжижения газа) за счет эффективного использования энергии расширения газа в волновом детандере для подогрева газа в газопроводе;

- методический подход к выбору режимных параметров циклов работы установки сжижения газа.

Установлено, что при высоких содержаниях диоксида углерода в сетевом газе можно исключить очистку технологического потока или за счет снижения производительности установки (сжижение в неоптимальных режимах) или путем повышения давления продукционного потока (цикл двух давлений).

Основные защищаемые положения.

1. Усовершенствованная технологическая схема сжижения газа на ГРС с применением двухпоточной схемы, с разделением потока сетевого газа на входе в установку сжижения на два потока - продукционный и технологический, что позволяет сократить нагрузку на систему очистки от СО₂ и использовать в цикле Клода более простые расширительные машины и устройства (волновой детандер, вихревую трубу и др.), а в цикле Линде - уменьшить общую теплообменную поверхность аппаратов;

2. Способы стабилизации производительности установки сжижения природного газа на ГРС при изменении давления в магистральном газопроводе:

· для циклов с детандером - применение цикла двух давлений или использование запаса по теплообменной поверхности и производительности расширительной машины;

· для циклов с простыми расширительными устройствами - применение промежуточного внешнего охлаждения.

3. Способ повышения температуры газа при редуцировании газа на ГРС за счет эффективного использования энергии расширения газа в волновом детандере для подогрева газа в газопроводе.

Практическая значимость работы.

Усовершенствованная технологическая схема сжижения природного газа на ГРС с применением двухпоточной схемы позволяет сократить в 5 ч 6 раз потребное количество адсорбента в блоке очистки и использовать простые расширительные устройства. В результате, срок окупаемости инвестиций снижается на 20ч50 % при содержании СО₂ в сетевом газе 0,05 ч 0,5 %, соответственно. При этом цена газа у потребителя (с учетом доставки и регазификации) может быть снижена с 9 - 10 руб./м³ до 7 руб./ м³.

Разработанные способы поддержания постоянной производительности ожижительной установки обеспечивают устойчивую работу оборудования у потребителя при колебаниях давления в магистральном газопроводе до 20 %.

Использование волнового детандера в установке сжижения газа производительностью 1000 кг/час в двухпоточной схеме сжижения природного газа на ГРС позволяет поднять температуру потока газа в газопроводе на 5 ⁰С при расходе около 90 000 м³/час, что исключает необходимость подогрева этого газа в специальном огневом подогревателе.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы доложены на заседаниях Научно-технического совета ОАО «Газпром», Ученого совета ООО «Газпром ВНИИГАЗ», а также конференциях и семинарах:

· на заседании секции «Распределение и использование газа» Научно-техни-ческого совета ОАО «Газпром» «Научно-методические подходы и практическая реализация проектов альтернативного газоснабжения регионов РФ» (Екатеринбург, 10-11.12.2008);

· на Международной конференции «Криогенные технологии и оборудование для газификации объектов промышленности, ЖКХ и транспорта» (Москва, 13- 15.10.2009);

· на заседаниях Ученого совета ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и его секциях: «Газотранспортные системы, надежность и ресурс объектов ЕСГ», «Математическое моделирование и информатика», «Строительство скважин и промысловая подготовка газа», (пос. Развилка, 2008, 2009, 2010 гг.).

Публикации. Основные положения диссертационной работы опубликованы в 6 работах (в том числе в изданиях, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, -5). Общее количество публикаций автора - 10 работ.

Структура работы.

Диссертационная работа включает введение, четыре главы, основные выводы, список литературы. Работа изложена на 123 страницах машинописного текста, содержит 18 таблиц и 33 рисунков. Библиографический список включает 36 наименований.

Автор выражает искреннюю признательность д-ру техн. наук, профессору Горбачеву С.П. за обсуждение направлений исследований, ценные советы и замечания при выполнении диссертационной работы.

Автор благодарит сотрудников Центра «Использование газа» ООО «Газпром ВНИИГАЗ», ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург», ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург», ООО «Газпром трансгаз Кубань», ООО «Газпром Промгаз», Управления по газификации и использованию газа Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром», РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, Института проблем нефти и газа за оказанную помощь в проведении исследований и активное обсуждение результатов.

Содержание работы

Во введении изложены актуальность, цель и основные задачи исследований, раскрыты новизна и практическая значимость полученных результатов.

В первой главе приведены результаты анализа современного состояния и перспектив развития технологий сжижения природного газа, показаны основные проблемы малотоннажного производства СПГ на локальных установках по сжижению газа, расположенных вблизи газопроводов.

Вопросы сжижения природного газа освещены в работах Б.В. Будзуляка, А.И. Белоус, Д.М. Боброва, С.П. Горбачева, Б.Д. Краковского, И.Ф. Кузьменко, Ю.А. Лаухина, М.А. Мошканцева, Г.Э. Одишария, С.Г. Сердюкова, Е.Н. Пронина, Н.В. Пошернева., Н.И. Россеева,Р.О. Самсонова, А.М. Сиротина, В.Ю. Семенова, Б.Д. Скородумова, А.А. Седых, И.А. Саркисян, С.А.Фурсенко, Г.А. Фокина, И.Л. Ходаркова и др.

Из результатов анализа следует, что наиболее перспективной технологией малотоннажного производства СПГ представляется технология сжижения природного газа на ГРС, основу которой составляет использование перепада давлений между магистральным и распределительным трубопроводом (термодинамические циклы с внутренним охлаждением газа). В этой технологии практически отсутствуют дополнительные затраты энергии на сжижение газа и себестоимость продукта определяется, в первую очередь, стоимостью технологического оборудования. Перепад давлений может эффективно использоваться как в турбодетандерах (технологии ОАО «Гелиймаш», ОАО «Криогенмаш»), так и более простых расширительных устройствах: вихревая труба, дроссель (технология ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург»).

Одной из проблем при малотоннажном производстве СПГ на ГРС является высокая стоимость очистки газа от высококипящих компонентов. Необходимость этой очистки обусловлена, с одной стороны, требованиями к составу сжиженного газа, как товарного продукта, а, с другой стороны, возможностью забивки технологического оборудования в процессе сжижения из-за кристаллизации СО₂, метанола и следов масла. Проблема усложняется тем, что содержание этих компонентов в сетевом газе может меняться в широком диапазоне. Поэтому в технологии ОАО «Гелиймаш» предусмотрена очистка от СО₂ всего количества газа, поступающего в установку, что приводит к увеличению стоимости установки на 20 % при содержании СО₂ в исходном газе на уровне 0,05 %. В технологиях ОАО «Криогенмаш» и ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» очистка газа от СО₂ отсутствует, что позволяет снизить стоимость установок, но производится сжиженный газ низкого качества (высокое содержание СО₂ и других высококипящих примесей).

При сжижении природного газа на ГРС имеет место изменение давления газа на входе в установку - посезонно, помесячно, посуточно из-за колебаний давления в магистральном газопроводе. При этом, естественно, изменяется производительность установки и объемы поставок СПГ потребителю. Чтобы обеспечить постоянный расход при сезонном изменении давления, ОАО «Гелиймаш» предложена сезонная смена проточной части турбодетандера. Однако при этом не решается вопрос - как обеспечить постоянную производительность установки при относительно небольших колебаниях (10 ч 15 %) давления газа в магистральном газопроводе, которые имеют место в течение суток, месяца, года. Проблема усугубляется, если в качестве расширяющего устройства используется вихревая труба или волновой детандер.

Как показано в работах ОАО «Газпром трансгаз Самара», в процессе сжижения природного газа на ГРС за счет отводимой энергии можно повысить температуру сетевого газа перед дросселированием, чтобы избежать образования гидратов при снижении температуры после дросселя. Рассматривается возможность использования цикла с дросселированием для повышения температуры сетевого газа, но отсутствует оценка целесообразности этого процесса для других циклов производства СПГ на ГРС.

Во второй главе представлены результаты исследований, направленные на совершенствование технологической схемы сжижения газа на ГРС, обеспечивающей возможность производства СПГ высокого качества (с содержанием СО₂ до 0,01 %), а также особенности производства СПГ при изменении давления в магистральном газопроводе.

Предложена технологическая схема сжижения природного газа на ГРС, основанная на разделении потока газа, поступающего на установку, на две части (двухпоточная схема): на продукционный поток, который собственно сжижается, и на технологический поток, который предназначен для получения холода за счет расширения газа в детандере (рисунок 1). При этом от СО₂ очищается только продукционный поток, который составляет 10 ч 15 % от общего расхода газ на установку. Что касается технологического потока, то за счет выбора параметров цикла (давление и температура потока газа после выхода из детандера) можно исключить кристаллизацию СО₂ из газа на выходе из детандера, а значит, и во всех точках потока.

Рисунок 1. Схемы производства СПГ на ГРС на базе детандерного цикла с разделением потоков и дожимающим компрессором (цикл двух давлений) 1- магистральный газопровод; 2 - прямой (технологический) поток; 3 - блок осушки; 4 - блок очистки; 5 - предварительный теплообменник; 6 - детандер; 7 - детандерный теплообменник; 8 - дроссельный вентиль; 9 - сборник-сепаратор; 10 - слив СПГ; 11 - распределительный газопровод; 12 - блок осушки продукционного потока; 13 - дожимающий компрессор.

Как известно, для термодинамического цикла Клода (с расширением газа в детандере) имеется некоторое оптимальное значение газа перед детандером, при котором коэффициент сжижения и термодинамическая эффективность цикла имеют максимальное значение. При отклонениях от этого значения коэффициент сжижения уменьшается. Как правило, термодинамический расчет цикла заключается в определении этого оптимального значения. Поскольку для обеспечения высокой растворимости диоксида углерода в газе необходимо повышать температуру перед детандером выше оптимального значения, то необходимо провести термодинамический расчет цикла в неоптимальных режимах.

Термодинамический расчет цикла основан на уравнениях теплового и материального баланса для сечений 1,2,3, которые имеют вид:

(1)

(2)

(3)

(4)

сжижение природный газ

где

m, n - и индексы прямого и обратного потока, соответственно;

1,2,3 - индексы сечений (рисунок 2.1)

hn_s - энтальпия насыщенной жидкости;

Дh_2-3 - изоэнтропный перепад энтальпий в детандере, определяется из предварительного расчета;

М - доля детандерного потока от полного расхода газа на установку;

х - коэффициент сжижения (доля сжиженного газа от полного расхода газа установку).

Целью расчета является определение значений, hm₂, hm₃, hn₁, hn₂, hn₃, M, x, т.е. имеем 7 неизвестных при 4 уравнениях, поэтому, как правило, значениями T₁(h₁), (hm₃ - hn₃) - задаются. Затем подбирают значение температуры (энтальпии) газа перед детандером Tm_2, чтобы разность температур в детандерном теплообменнике имела минимальное значение. При выполнении этого условия коэффициент сжижения Х принимает максимальное значение, а доля детандерного потока является оптимальной.

При расчете неоптимальных режимов необходимо задаваться температурой газа перед детандером и минимальной разностью температур в детандерном теплообменнике, а результатом расчетов является коэффициент сжижения, доля детандерного потока и разность температур между прямым и обратным потоком на входе в установку.

На рисунке 2 представлены значения коэффициента сжижения при различных температурах газа перед детандером (давление прямого потока 3,5 МПа, давление обратного потока 0,6 МПа). Видно, что если при оптимальной температуре 225 К коэффициент сжижения равен 0,14, то при повышении температуры до 235 К коэффициент сжижения уменьшается до 0,105, т.е. на 2 5 %.

Рисунок 2. 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

Значения растворимости СО₂ в газе после детандера можно определить из условия:

(5)

где

С_со2 - растворимость диоксида углерода в газообразном метане, моль/моль;

Р_со2 - упругость паров диоксида углерода над кристаллом;

Р - давление газа;

F > 1 - поправочный коэффициент для действительного значения растворимости.

Упругость паров диоксида углерода над кристаллом определяется по зависимости

(90 - 140 К). (6)

Также на рисунке 2 представлены значения растворимости СО₂ в газе за детандером при различном значении температуры. Видно, что при оптимальном значении температуры 225 К значение растворимости составляет около 2000 ppm, т.е. при содержании СО₂ в исходном газе до 0,2 % нет необходимости в очистке технологического потока газа от диоксида углерода. Такое большое значение растворимости объясняется высоким давлением обратного потока (0,6 МПа), которое равно давлению в распределительном газопроводе. Если повышать температуру газа перед детандером до 235 К, то растворимость увеличится до 5000 ppm (0,5 %), но как указывалось выше, коэффициент сжижения уменьшится на 25 %. Таким образом, применение двухпоточной схемы при производстве СПГ по циклу Клода позволяет отказаться от очистки продукционного потока при содержании СО₂ в сетевом газе ниже 0,2 %, при этом значение коэффициента сжижения останется максимальным. При содержании диоксида углерода в сетевом газе свыше 0,2 % необходимо повышать температуру газа перед детандером и переходить в неоптимальные режимы работы установки. При этом наряду с повышением растворимости (до 0,5 %) происходит снижение производительности (до 25 %).

При дальнейшем повышения содержании СО₂ в сетевом газе коэффициент сжижения резко снижается из-за большой недорекуперации на входе в установку. Однако, если повысить давление продукционного потока до сверхкритического давления, то изменяется характер теплообмена в детандерном теплообменнике (рисунок 3) и растворимость СО₂ в газе может быть увеличена до 2,5 % при давлении прямого потока 3,5 МПа, давлении продукционного потока 6 МПа, давлении в распределительном газопроводе 0,6 МПа. Даже при снижении давления за детандером до 0,2 МПа растворимость СО₂ в газе остается достаточно высокой (0,2 %).

Давление продукционного потока повышается с помощью дожимающего компрессора (рисунок 1), мощность которого для данного примера составляет около 40 кВт.

Таким образом, применение двухпоточной схемы в циклах с детандером позволяет повысить эффективность (снизить себестоимость СПГ) сжижения природного газа на ГРС.

В диссертационной работе также рассмотрена целесообразность использование двухпоточной схемы в циклах с применением расширительных устройств, в частности, в цикле с дросселированием (цикл Линде). Применение дроссельных схем сжижения природного газа сдерживается тем, что из-за низкого значения коэффициента сжижения (0,03 - 0,04) расход газа в прямом потоке в 3 - 4 раза превышает расход в цикле с детандером. Кроме того, поскольку высококипящие компоненты остаются в жидкости, их концентрация при таком низком значении коэффициента сжижения возрастает в 20 - 30 раз, т.е. при концентрации СО₂ в исходном газе 0,05 % концентрация диоксида углерода в жидкости возрастет до 1 % (10000 ppm) и начинается его кристаллизация. Очистка всего потока от СО₂ адсорбционным методом приводит к увеличению стоимости установки.

Рисунок 3. Q - T диаграмма детандерного теплообменника для докритического и сверхкритического давления прямого потока

Переход к двухпоточной схеме предполагает, что прямой поток разделяется на технологический и продукционный потоки (рисунок 4), причем очистке от СО₂ подвергается только продукционный поток, который затем последовательно проходит через теплообменники 2 и 3, а технологический поток охлаждается только в предварительном теплообменнике 1, а затем дросселируется на первом дросселе с понижением температуры и обратным потоком возвращается в распределительный трубопровод, охлаждая прямой поток.

Рисунок 4. Расчетные схемы цикла Линде. А - однопоточная схема; Б - двухпоточная схема

В таблицах 1 и 2 приведены результаты расчета для однопоточной и двухпоточной схемы при давлении газа в магистральном газопроводе 4,5 МПа, а в распределительном газопроводе - 0,6 МПа.

Расчет двухпоточной схемы проводился при различных значениях температуры газа перед первым дросселем (tmm₂). Из результатов расчета видно, что коэффициент сжижения, как и следовало ожидать, не зависит от температуры перед дросселем технологического потока и остается равным значению этого коэффициента для однопоточной схемы. При температуре tmm₂ свыше 220 К эффективность двухпоточной схемы снижается из-за «засечки» в теплообменнике 2. Это означает, что разность температур между прямым и обратным потоками на выходе из установки увеличивается, и потери от недорекуперации возрастают. При значении tmm₂ менее 220 К с увеличением температуры газа перед дросселем технологического потока увеличивается растворимость диоксида углерода в газе после дросселя. Так, в предельном случае (Tmm₂=220 K) величина растворимости достигает 63000 ppm. Это означает, что можно отказаться от очистки технологического потока газа от диоксида углерода при содержании его в исходном газе до 6 %. При этом доля СО₂ в продукционном потоке также существенно снижается из-за уменьшения паросодержания в продукционном потоке после дросселирования. В нашем случае эта величина составит 0,15 % против 1,3 % для однопоточной схемы при содержании СО₂ в исходном газе - 0,05 %.

Таким образом, применение двухпоточной схемы для реализации цикла Линде позволяет отказаться от очистки газа технологического потока при объемной доли диоксида углерода в исходном газе до 6 % и снижает содержание СО₂ в жидкости примерно на порядок по сравнению с однопоточной схемой. Как видно из таблицы 2, в двухпоточной схеме на теплообменники приходится меньшая суммарная тепловая нагрузка, т.е. уменьшается поверхность (и стоимость) теплообменников. Для нашего случая, уменьшение теплообменной поверхности составит свыше 30 %.

Таблица 1. Результаты расчетов однопоточного цикла Линде

Таблица 2. Результаты расчета двухпоточного цикла Линде

Проведенная оценка эффективности применения двухпоточной схемы в цикле Линде может быть распространена и на другие циклы с применением различных расширительных устройств.

Рисунок 5. Стоимость системы очистки исходного газа от СО₂ при производстве СПГ по циклу Клода по однопоточной и двухпоточной схеме. Производительность установки 1000 кг/час

В главе 2 также проведена экономическая оценка эффективности от применения двухпоточных схем, в частности, определено снижение стоимости адсорбционной системы очистки в цикле Клода и цикле Линде (рисунки 5 и 6). Видно, что при повышении содержания диоксида углерода в исходном газе до 5000 ppm (0,5 %) экономический эффект может достигать до 0,7 - 2,0 млн. долл. на одну установку.



Рисунок 6. Стоимость системы очистки исходного газа от СО₂ при производстве СПГ по циклу Линде по однопоточной и двухпоточной схеме. Производительность установки 1000 кг/час

В главе 2 рассмотрены также вопросы поддержания постоянной производительности установки для сжижения газа на ГРС при изменениях давления в магистральном газопроводе. Проведено численное моделирование процессов производства сжиженного природного газа на ГРС по различным термодинамическим циклам с внутренним охлаждением при относительно небольших колебаниях (10 - 15 %) давления в магистральном газопроводе. По сути, моделирование представляло собой поверочные расчеты режимов работы установки при следующих условиях: объемный расход газа через установку остается постоянным при изменении давления прямого потока, термодинамические к.п.д расширительных устройств постоянны, за счет регулирования поддерживается оптимальное для данного давления значение температуры газа перед детандером. На рисунке 7 представлены результаты моделирования на примере установки (цикл Клода) производительностью 1000 кг/час при номинальных значениях давления в магистральном и распределительных трубопроводах 3,5 МПа и 0,6 МПа, соответственно.

Уменьшение производительности установки при снижении давления на входе обусловлено как уменьшением перепада давлений на детандере, так и уменьшением массового расхода через детандер. Поэтому снижение давления газа на входе в установку на 10 - 20 % приводит к уменьшению производительности установки на 15 - 30 %, что отрицательно сказывается на эксплуатационных параметрах установки сжижения газа.

Рисунок 7. Производительность установки при отклонении давления на входе в установку от номинального значения

Поддерживать постоянную производительность установки при снижении давления на входе можно двумя способами: увеличением расхода газа через установку и введением внешнего охлаждения с дополнительной затратой энергии.

Результаты моделирования показали, что в установках сжижения природного газа на базе цикла Клода для регулирования производительности целесообразно при проектировании несколько завышать теплообменную поверхность и производительность детандера. Для снижения производительности установки наиболее эффективным является снижение давления на входе в установку путем дросселирования. При этом, снижается тепловая нагрузка теплообменных аппаратов, а за счет регулирования доли расхода газа на детандер обеспечивается достаточно высокая температура газа на выходе из установки. Что касается установок с использованием расширительных устройств, то для регулирования производительности необходимо вводить промежуточное внешнее охлаждение прямого потока.

Как видно из таблицы 3, применение промежуточного охлаждения прямого потока до 270 К и 260 К позволяет увеличить коэффициент сжижения на 30 и 50 %, соответственно. Это обеспечивает поддержание постоянной производительности при снижении давления прямого потока до 20 %.

В третьей главе приведены результаты проведенных исследований вопросов стабилизации температуры в процессе сжижения природного газа.

В работе предложено использовать часть отведенной энергии от газа, при производстве СПГ на ГРС, для подогрева газа в магистральном трубопроводе и стабилизации температуры газа поле редуцирования. Что позволяет заметно ограничить (или совсем исключить) подогрев газа в специальных теплообменниках за счет огневого подогрева.

Стабилизацию температуры предложено осуществлять двумя способами:

- обратный поток газа низкого давления возвращается из установки в распределительный трубопровод при температуре на 5 ч 10 К ниже, чем температура газа в магистральном трубопроводе (при этом уменьшается количество газа, которое необходимо подогревать перед редуцирование);

- часть теплого газа высокого давления возвращается из установки в магистральный трубопровод и подогревает газ в трубопроводе, частично или полностью заменяя огневой подогрев газа перед редуцированием.

В работе исследованы варианты стабилизации температуры для трех циклов сжижения газа: для дроссельного цикла (или другого безмашинноого цикла, например, цикла с эжектором); для цикла сжижения газа с использованием детандерно - компрессорного агрегата; для цикла с волновым детандером. При этом основной целью исследований вариантов стабилизации температуры для трех циклов сжижения газа являлось определение и сопоставление (таблица 4) соответствующих величин коэффициента сжижения, тепловой нагрузки на теплообменные аппараты и количества газа, нагретого на величину Т 5 К. Величины вышеперечисленных параметров определены по следующим соотношениям:

X = (hm₁ - hn₁)/(hn₁ - hn_L) (7)

где

X - коэффициент сжижения;

hm₁ - удельная энтальпия газа прямого потока на входе в установку, кДж/кг;

hn₁ - удельная энтальпия газа обратного потока на выходе из установки, кДж/кг;

hn_L - удельная энтальпия жидкости на пограничной кривой при давлении обратного потока, кДж/кг.

Q_sum = 3600ЧGЧ(hn₁ - hn_V)/X (8)

где

Q_sum - величина нагрузки на теплообменные аппараты;

G - производительность установки, кг/час;

hn_V - удельная энтальпия пара на линии насыщения при давлении обратного потока, кДж/кг.

V_t = G/Х/ (9)

где

V_t - количество нагретого газа, прошедшего через установку, м³/ч;

- плотность газа при нормальных условиях, кг/м³.

Сопоставление результатов расчетов представлены в таблице 4.

Таблица 4. Основные параметры установок для стабилизации температуры газа

Параметры	Ед. изм.	Дроссел. установка*	Установка с ТДК	Установка с ВД
Давление газа в магистральном газопроводе	МПа	4,5	4,5	4,5
Давление газа в распределительном газопроводе	МПа	0,6	0,6	0,6
Температура газа в магистральном трубопроводе	К	283	283	283
Производительность установки по СПГ	кГ/час	1 000	1 000	1 000
Температура газа перед детандером	К		240	228
Доля детандерного газа	кг/кг	0	0,73	0,86
Изоэнтропический к.п.д. детандера		0	0,80	0,40
Коэффициент сжижения	кг/кг	0,035	0,152	0,096
Объемный расход газа через детандер	м3/ч	0	6 864	12 800
Объемный расход газа через установку	м3/ч	37000	9425	14808
Тепловая нагрузка на теплообменник 1	кВт		209,93	431,74
Тепловая нагрузка на теплообменник 2	кВт		222,33	169,69
Тепловая нагрузка на теплообменник 3	кВт		6,95	8,06
Суммарная тепловая нагрузка на теплообменники	кВт	2300	439	609
Количество нагретого газа (P = 0,6МПа, T = 278 К)	м3/ч	75 000	15 000	36 000
Стоимость установки	$ тыс.	660	650	300

* - двухпоточная установка

Анализ полученных результатов показал, что даже при относительно большом перепаде давлений, коэффициент сжижения в дроссельной установке составляет только около 3 %. Из-за низкой термодинамической эффективности цикла существенно увеличивается расход газа через установку и возрастает размер теплообменной поверхности, а это, в свою очередь, приводит к увеличению стоимости установки, которая близка к стоимости установки с турбодетандером (коэффициент сжижения 15,2 %). Однако дроссельная установка обеспечивает нагрев 50 тыс. м³/час против 19 тыс. м³/час в установке с турбодетандером.

В установке с волновым детандером вся работа расширения переходит в тепло. Количество компримированного газа относительно невелико, но за счет высокой температуры компримированного газа при его смешении с газом в магистральном трубопроводе общее количество теплого газа составляет 90 000 м³/час с учетом газа низкого давления, поступающего из установки непосредственно в распределительный газопровод. При этом стоимость установки с волновым детандером наименьшая по сравнению с другими вариантами. Преимуществом установки с волновым детандером по сравнению с дроссельной установкой является то, что через установку пропускается только часть от расхода газа на ГРС и при этом можно обеспечить стабилизацию температуры всего расхода.

Таким образом, для стабилизации температуры газа после его редуцирования на ГРС наиболее эффективным представляется использование установок сжижения природного газа на базе волновых детандеров.

В четвертой главе приведены результаты сопоставления эффективности применения современных технологических схем сжижения природного газа на ГРС, включая двухпоточную схему, с целью оценки их влияния на общую эффективность производства и применения малотоннажного СПГ в качестве альтернативного топлива.

В отличие от предыдущих работ, в качестве исходных данных при проведении технико-экономических расчетов использованы требования современной нормативной документации как для малотоннажного производства СПГ, так и для проектирования объектов газовой промышленности. В качестве критерия эффективности выбран дисконтированный срок окупаемости инвестиций (определяется ценой реализации СПГ у потребителя).

Технико-экономические расчеты проведены на примере комплекса производ-ства СПГ на ГРС производительностью 1 т СПГ в час с концентрацией СО2 в жидкости не более 0,01 % (100 ppm) (рисунок 8, таблица 5). В состав комплекса входят: станция производства СПГ, транспортные средства для доставки СПГ потребителям, 7 станций регазификации СПГ у потребителя производительностью 200 м³/час (140 кг/час) каждая. Расстояние от станции производства СПГ до потребителя составляет 100 км. Каждая станция регазификации производительностью 200 м³/час может обеспечить заправку газомоторным топливом 70 ч 100 автомобилей в сутки или производство электроэнергии мощностью 500 ч 700 кВт.

Рисунок 8. Схема комплекса производства и использования СПГ

Таблица 5. Себестоимость производства и использования СПГ по различным технологиям

Расчеты технико-экономической эффективности проведены применительно к следующим технологическим схемам сжижения газа на ГРС.

1. Технологическая схема на базе цикла с расширением газа в вихревой трубе с переключающимися теплообменниками. Очистка сжиженного газа от СО₂ не пре-дусмотрена, так как в схему установки дополнительно введена адсорбционная очистка всего потока сетевого газа, что обеспечивает концентрацию СО₂ в сжиженном газе 0,01 % (100 ppm). Коэффициент сжижения равен 0,045 при давлении прямого потока 6 МПа или 0,03 при давлении 3 МПа.

2. Технологическая схема на базе цикла с турбодетандером и комплексным блоком осушки и очистки всего потока газа, поступающего в установку, разработана ОАО «Гелиймаш». При производстве СПГ по этой технологической схеме практически исключена забивка теплообменных аппаратов и коммуникаций твердой фазой различных компонентов. Концентрация СО₂ в сжиженном газе не превышает 100 ppm.

3. Усовершенствованная технологическая схема сжижения природного газа на ГРС с разделением сетевого газа на два потока (двухпоточная схема, с разделением на технологический и продукционный потоки), с повышенным давлением продукционного потока (цикл двух давлений). Осушке подвергаются оба потока, а очистке от СО₂ только продукционный поток. В качестве расширительного устройства используется двухступенчатый криогенный волновой детандер, работающий в режиме разделителя потока. Давление продукционного потока поддерживается на уровне 6 МПа с помощью дожимающего компрессора. Коэффициент сжижения установки с волновым детандером при давлении 3,5 МПа равен 0,088, концентрация СО₂ в сжиженном газе около 100 ppm.

Основные результаты технико-экономической оценки вышеуказанных технологий малотоннажного производства СПГ на ГРС представлены в таблице 5.

На основе анализа и обобщения результатов проведенной оценки преимуществ современных технологических схем сжижения природного газа на ГРС, автором сделаны следующие основные выводы.

· Современные технологические схемы сжижения природного газа на ГРС обеспечивают окупаемость инвестиций менее чем за 6 лет при реализации газа у потребителя при цене 8 - 9 руб./м³ (на уровне 50 % от стоимости дизельного топлива). При этих ценах возможно использование газа в качестве газомоторного топлива и энергоносителя для промышленных предприятий в качестве альтернативы дизельному топливу. Применение новых технологий позволит снизить цену реализации газа у потребителя до 7 руб./м³.

· Создание системы альтернативной газификации жилищного и коммунального хозяйства на базе СПГ возможно в том случае, если капитальные затраты на производство, транспортирование и регазификацию СПГ будут компенсированы из программы на газификацию региона. Цена реализации газа населению в этом случае составит 2,3 - 3,2 руб./м³.

· Для дальнейшего снижения себестоимости СПГ необходимо, в первую очередь, снижать капитальные затраты на станциях регазификации СПГ.

В завершении диссертационной работы приведены основные выводы.

Основные выводы диссертационной работы

1. На основе анализа современного состояния развития процессов сжижения природного газа и его использования показано, что наиболее перспективным направлением развития малотоннажного производства СПГ является технология сжижения газа на ГРС, базирующаяся на использовании перепада давлений между магистральным и распределительным газопроводами. При этом основная проблема широкого внедрения технологии связана с необходимостью ее адаптации к особенностям эксплуатации газопроводов (регулярное изменение термобарических параметров, расхода и состава сетевого газа) и достижения конкурентоспособной стоимости СПГ.

2. Разработана усовершенствованная технологическая схема сжижения газа на ГРС с разделением потока сетевого газа на входе в установку сжижения на два потока - продукционный и технологический. Это позволяет сократить нагрузку на систему очистки от СО₂ и использовать в цикле Клода более простые расширительные машины и устройства (волновой детандер, вихревую трубу и др.), а в цикле Линде - уменьшить общую теплообменную поверхность аппаратов. Использование двухпоточной схемы позволяет проводить очистку от СО₂ только продукционного потока (при содержании СО₂ в сетевом газе до 5 %), в результате масса адсорбента и стоимость системы очистки уменьшаются в 5 ч 6 раз.

3. Для усовершенствованной технологической схемы сжижения газа на ГРС разработаны:

- способы стабилизации производительности установки сжижения газа в условиях изменения давления в магистральном газопроводе (до 15 % от номинального значения) как за счет имеющегося запаса по теплообменной поверхности, так и за счет повышения давления продукционного потока (для циклов с детандером) или промежуточного внешнего охлаждения (для циклов с простыми расширительными устройствами);

- способ повышения температуры газа при редуцировании (совмещенный с процессом сжижения газа) за счет эффективного использования энергии расширения газа в волновом детандере для подогрева газа в газопроводе;

- методический подход к выбору режимных параметров циклов работы установки сжижения газа.

4. При производстве СПГ на ГРС, с использованием усовершенствованной технологической схемы сжижения газа, становится экономически оправданным использование более простых расширительных устройств (вихревые трубы, дроссельные вентили и волновые детандеры), что приводит к заметному снижению стоимости установки и повышает надежность ее работы.

Реализация усовершенствованной технологической схемы сжижения газа, с использованием волнового детандера в качестве расширительного устройства, позволит снизить стоимость установки сжижения газа (производительность 1 000 кг/час) с 19 до 9,5 млн. руб. и сократить срок окупаемости инвестиций на 20 % и на 50 % при содержании СО₂ в исходном газе 0,05 % и 0,5 %, соответственно.

Список опубликованных работ по теме диссертации

1. Горбачев С.П., Попов В.П., Люгай С.В. Основные технические требования к криогенным бортовым топливным системам для автотранспортных средств

2. // Газовая промышленность, 2008, № 11/626, 2008, С.15-17.

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

4. Горбачев С.П., Попов В.П., Шапкайц А.Д., Люгай С.В., Поденок С.Е. Результаты испытаний опытных образцов криогенных бортовых топливных систем для транспортных средств //Газовая промышленность, 2008, № 11/626, С.17-20.

5. Горбачев С.П., Люгай С.В. Совершенствование технологии производства СПГ на газораспределительных станциях при повышенном содержании диоксида углерода в сетевом газе // Нефтегазхиммаш, 2009, № 12, С. 17-20.

6. Люгай С.В., Попов В.П., Подосинников В.В., Федотов И.В., Дьяченко И.Л., Демидов В.А Сравнение экономической эффективности газификации удаленных потребителей газа при снабжении их компримированным природным газом (КПГ) и сжиженным природным газом (СПГ) // Газовая промышленность, 2009, № 640, С. 34-37.

7. Люгай С.В., Горбачев С.П. Снижение стоимости очистки при производстве СПГ на ГРС // Транспорт на альтернативном топливе.- 2010 - № 2 (14 2010 г.).- С.70-73.

Размещено на Allbest.ru

...