От теории — к реальным проектам. Сжиженный природный газ на практике. Установка сжижения природного газаЗавод СПГ - цикл сжижения природного газа.
Эксперты всех мастей и главы компаний прогнозируют значительный рост потребления газа в ближайшие десятилетия и даже годы. А нефтегазовые державы стремятся захватить долю в растущем на глазах пироге не считаясь с затратами. Зачем сжижать газ?Сжиженный газ занимает в 600 раз меньше места и в таком виде его легче и дешевле транспортировать в тех случаях когда постройка газопроводов не рентабельна, или не возможна в виду климатических, географических или иных условий. (под иными условиями тактично скрываются геополитические факторы). По той же причине его удобно в сжиженном виде хранить. Различают два типа установок по сжижению природного газа — «базовые» и «пиковые». Базовые — строят недалеко от мест добычи, они сжижают газ поступающий с месторождений и отгружают в таком виде потребителю. Пиковые — подключаются к существующей системе трубопроводов и запасают газ в сезоны с низким потреблением, а обратно в сеть отдают в моменты пиковых нагрузок. Охлаждение газаВ работе установок могут применяться разные по своему принципу системы охлаждения газа. В промышленной реализации различают три основных метода сжижения:
Очистка и сжижение газаПо сути сжижение природного газа это процесс его очистки и охлаждения. Только температура требуется — минус 161 градус цельсия. Чтобы достичь такого порядка температур используют эффект Джоуль Томпсона (изменение температуры газа при адиабатическом дросселировании — медленном протекании газа под действием постоянного перепада давлений сквозь дроссель). С его помощью температура очищенного газа опускается до значения при котором метан конденсируется. (прим. требует уточнения) Установка по сжижению должна иметь отдельные линии по подготовке и восстановлению хладагента. Причем хладагентом на разных этапах охлаждения могут выступать отдельные фракции поступающего с месторождения газа (пропан, этан, метан) . Дебутанизация это часть процесса дисциляции сырья по фракциям, в процессе которого фракции, температура конденсации которых выше, отделяются, что позволяет очистить конечный продукт от нежелательных примесей. Каждый продукт конденсации сохраняется в виде ценного побочного продукта для экспорта. Так же в конечный продукт добавляют конденсат Стабилизаторы, которые снижают давление паров топлива конденсатов делая его более удобным для хранения и транспортировки. Так же они позволяют сделать процесс перехода метана из жидкого состояния обратно в газ (регазификация) управляемым и менее затратным для конечного потребителя. СПГ — звенья одной цепиОсновные этапы СПГ цепи:
СПГ и инвестицииВысокая металлоемкость, сложность технологического процесса, необходимость серьезных капитальных вложений, а так же длительность всех процессов связанных с созданием инфраструктурных объектов такого рода: обоснование инвестиций, тендерные процедуры, привлечение заемных средств и инвесторов, проектирование и строительство, которое обычно сопряжено с серьёзными логистическими трудностями, — создают препятствия для роста производства в этой сфере. В некоторых случаях мобильные установки по сжижению могут быть неплохим вариантом. Однако их пиковая производительность весьма скромна, а энергозатратность на единицу газа выше чем у стационарных решений. Кроме того химический состав самого газа может стать непреодолимым препятствием. Чтобы снизить риски и обеспечить возврат вложенных средств разрабатывают планы по эксплуатации установок на 20 лет вперед. А решение о разработке месторождения часто зависит от того способен ли данный участок поставлять газ в течении длительного промежутка времени. Заводы разрабатываются под конкретную площадку и технические условия, определяемые во многом составом поступающего газового сырья. Сам завод организован по принципу черного ящика. На входе сырье, на выходе продукты, что требует минимального участия персонала в процессе. Состав оборудования площадки, его колличество, мощность, последовательность процедур которые требуются для подготовки газовой смеси к сжижению разрабатываются для каждой конкретного завода в соответствии с требованиями Заказачика и потребителей продукции. Основные зоны завода по производству СПГ:1. Модули переработки СПГ: природный газ поступает из трубопровода первой линии, в технологические цепочки из PAU где будут удален азот, диоксид углерода, вода, сероводород, ртуть и любых другие примеси. Газ затем охлаждают до -161 градусов по Цельсию. 2. Емкости для хранения: получившийся конденсат — СПГ, закачивается в резервуары для хранения. В процессе хранения СПГ испаряется. Требуется постоянная работа компрессоров чтобы сохранять СПГ в жидком виде. СПГ должен постоянно циркулировать, чтобы не произошло расслоения жидкости по температурным слоям. У таких слоев кроме температуры у будет разная плотность, что приведет к смещению центра тяжести всей конструкции. 3. Загрузочные линии: СПГ транспортируется по трубам из складских резервуаров на причал и оттуда поступает в танкер СПГ. Эти линии должны быть изолированы, чтобы сохранить агрегатное состояние СПГ. СПГ находится в этих линиях постоянно, и так же непрерывно циркулирует. 4. Морской терминал: причал должен быть способен принимать СПГ танкеры. Буксиры будут маневрировать рядом с газовозом и позиционировать его пока носитель СПГ не будет зафиксирован у причала. 5. Двор: Объект должен быть подключено наземной транспортной инфрастуктуре — жд и/или автомобильным дорогам. Они используются для отгрузки побочных нефтехимических продуктов накапливающихся в отдельных резервуарах в процессе очистки природного газа от примесей (сера, ртуть, инертные газы, углекислота и т.д.). Они хранятся в отдельных резервурах на производственной площадке, а затем транспортируются к потребителям с помощью жд или грузового транспорта. 6. Водопоготовка: Объект нуждается в воде для использования в холодильных контурах и для иных целей. Вода должна обрабатываться и очищаться при необходимости перед использованием. Чтобы уменьшить потребности объекта в воде — применяются замкнутые циклы. Частично вода выпаривается в процессах охлаждения. Вода, которая не испаряется, наряду с любыми другими стоками отправляется на станции очистки. 7. Факелы: Два факела выступают в качестве предохранительных устройств — это общая черта всех СПГ объектов. В случае выхода из строя холодильного оборудования газ будет постепенно регазифицироваться, следовательно давление в резервуарах и трубах начнет расти. Чтобы не произошло инцидента необходимо снизить давление. Выкинуть метан в атмосферу недопустимо, поскольку это парниковый газ. Но его можно сжечь, получив на выходе воду и углекислоту. Факелы всегда находятся в верхних точках газопроводных систем. 8. Линии пожаротушения: в виду удалённости объектов по производству СПГ от крупных населенных пунктов и от цивилизации вообще, в случае инцидента осуществлять оперативные мероприятия придется персоналу станции. В связи с этим системы пожаротушению монтируются заранее, на некотором удалении от основных производственных объектов. Необходимы запасы воды в отдельных резервуарах, запасы пенообразователей, автономные источники энергии, помпы и насосы.
СсылкиДанная статья начиналась как перевод материала опубликованного Джоном Ложински в сети LinkedIn LNG Liquefaction plants Written by John Lozinski | LinkedIn Однако тема оказалась интересной и требующей более глубокой проработки. В итоге от оригинала осталось не так много. В процессе написания так же были использованы материалы опубликованные на сайте lngas.ru cadsupport.ru Малогабаритная установка сжижения природного газаИзобретение относится к криогенной технике. Малогабаритная установка сжижения природного газа включает в себя участок газопровода, криогенную газовую машину (КГМ), работающую по обратному циклу Стирлинга, теплообменники вымораживатели-конденсаторы природного газа (ПГ), криогенную емкость для сжиженного природного газа (СПГ), газодувку и подогреватель азота. Охлаждение, очистка ПГ от h3O и СО2 и его ожижение производится в попеременно работающих теплообменниках вымораживателях-конденсаторах, охлаждаемых жидким азотом, сжижаемым в КГМ и циркулирующим в замкнутом контуре. Часть циркуляционного азота отбирается на газодувку с последующим подогревом в подогревателе и используется для отогрева теплообменников с последующим возвратом этого потока азота в поток циркуляционного азота. Техническим результатом является обеспечение длительной непрерывной работы установки. 1 ил.
Изобретение относится к криогенной технике и может быть использовано для ожижения небольших объемов природного газа (ПГ). Примером наиболее простой малогабаритной установки сжижения ПГ может быть установка, основанная на использовании криогенной газовой машины (КГМ). Такой установкой является установка сжижения ПГ «Газотрон» (Труды международной конференции «Сжиженный природный газ (СПГ) - универсальное топливо XXI века», Россия, СПб., 3 июля - 6 июля 2002 г., с. 168-169 [1]). Она отличается наибольшей простотой и практически состоит только из КГМ, работающей по обратному циклу Стирлинга. На головку этой машины, где располагается теплообменник нагрузки, подается ПГ, отбираемый из газопровода, где он охлаждается, конденсируется и сливается в емкость со сжиженным природным газом (СПГ). Однако недостатком данной установки является то, что в теплообменнике нагрузки КГМ одновременно с охлаждением и конденсацией ПГ из него вымерзают примеси Н2О и СО2, которые в виде снега и льда выпадают в теплообменнике, что приводит к увеличению термодинамического сопротивления и снижению производительности КГМ по СПГ, а через относительно небольшой промежуток времени производительность машины практически снижается до нуля и ее необходимо останавливать на отогрев. Наиболее близким по технической сущности к заявленной установке является криогенная автомобильная заправочная станция СПГ (Патент РФ № 2300716, F25J 1/02, опубл. 10.06.2007 [2]), использующая КГМ, работающую по обратному циклу Стирлинга. ПГ отбирается из газопровода низкого или среднего давления, проходит через вымораживатель h3O и CO2, поступает в КГМ, где охлаждается и сжижается, а затем сливается в емкость СПГ, откуда жидкостным насосом закачивается в топливную раздаточную колонку. К недостатку данной установки относится то, что в схеме установки имеется только один вымораживатель, который через определенный промежуток времени будет забит примесями h3O и CO2 в виде снега и льда, что потребует остановки установки и проведения ее отогрева. Кроме того, охлаждение вымораживателя производится парами ПГ, выходящими из криогенной емкости с СПГ. Объем этого потока непостоянен, т.к. он зависит от давления в емкости СПГ и объеме СПГ в ней, который изменяется. Недостатком установки [2] является и то, что ПГ непосредственно сжижается в теплообменнике нагрузки КГМ, что с точки зрения технической безопасности неприемлемо, т.к. работа этого теплообменника должна осуществляться только при низком давлении конденсируемого газа. Задача, на решение которой направлено заявленное изобретение, заключается в разработке установки непрерывной и длительной конденсации ПГ, отбираемого из магистрального трубопровода. Технический результат, который может быть получен при использовании заявленного устройства, заключается в применении для охлаждения и конденсации переключающихся вымораживателей-конденсаторов, охлаждаемых жидким азотом, сжижаемым в циркуляционном азотном цикле с использование КГМ. Указанный технический результат достигается тем, что в установке используется циркуляционный поток азота низкого давления, который находится в газгольдере, оттуда поступает на сжижение в КГМ, а затем используется для охлаждения и конденсации ПГ в вымораживателях-конденсаторах и после испарения в них и подогрева паров поступает для конденсации в КГМ. Достижению данного технического результата способствует и то, что в установке сжижения ПГ, содержащей КГМ, ПГ проходит периодически только через один из двух параллельно установленных вымораживателей, не соприкасаясь с другими элементами установки, что обеспечивает необходимую безопасность ее работы. Кроме того, циркуляционный азот используется и для отогрева вымораживателей-конденсаторов. При этом внешний контур автономных теплообменников вымораживателей-конденсаторов подсоединен к магистральному трубопроводу ПГ или реципиенту ПГ, а на выходе СПГ к емкости для сбора и хранения СПГ. В состав малогабаритной установки сжижения ПГ, показанной на чертеже, входят: источник природного газа 1 (магистральный трубопровод), теплообменники - вымораживатели-конденсаторы 2 и 3, КГМ 4, работающая по обратному циклу Стирлинга, вентили 5-13, 17, 18-21, 24, 25, установленные на линиях ПГ, СПГ и азота, криогенная емкость для СПГ 15 и газгольдер газообразного азота 16, газодувка 22, подогреватель азота 23. Установка для сжижения ПГ работает следующим образом: ПГ по линии 1 из магистрального трубопровода или реципиента через редуктор или дроссельный вентиль (на чертеже не показаны) поступает в теплообменник вымораживатель-конденсатор 2 при открытом вентиле 5, вентиль 6 подачи ПГ на теплообменник вымораживатель-конденсатор 3 закрыт. Каждый из теплообменников вымораживателей-конденсаторов 2 и 3 двухсекционный. В трубках верхней секции газообразный ПГ охлаждается, и из него выпадают примеси h3O и CO2. Окончательное охлаждение ПГ и его сжижение происходит в нижней секции теплообменников 2 и 3. В начале работы установки через открытый вентиль 18 газообразный азот из газгольдера 16 поступает в теплообменник нагрузки КГМ 4, где охлаждается и сжижается. Из этого теплообменника жидкий азот через вентиль 7 поступает в полость кипения теплообменника вымораживателя-конденсатора 2, где кипит, а образовавшиеся пары азота подогреваются и через вентили 11 и 13 поступают в теплообменник нагрузки КГМ 4. В полость ПГ теплообменника 2 через вентиль 5 поступает ПГ, который охлаждается в теплообменнике 2, и из него вымораживаются примеси h3O и CO2, затем после дальнейшего охлаждения и конденсации СПГ через вентиль 7 сливается в криогенную емкость 15 для СПГ. При повышении сопротивления по линии ПГ в теплообменнике вымораживателе-конденсаторе 2 за счет отложения примесей h3O и CO2 в твердом виде вентили 5 и 7 закрывают и прекращается подача жидкого азота в теплообменник 2 через вентиль 9. Теплообменник 2 ставится на отогрев, и включается в работу теплообменник 3 при открытых вентилях 6 и 8 подачи ПГ и открытых вентилях 10 и 12 подачи в теплообменник жидкого азота и отвода из него газообразного азота с последующей его подачей в КГМ 4. При остановке КГМ вентиль 18 закрывается и при открытом вентиле 17 азот отводится через газгольдер 16. При увеличении гидравлического сопротивления в секции ПГ теплообменника через вентиль 19 отбирается часть газообразного азота из газгольдера 16 на газодувку 22, а затем подогревается в подогревателе азота 23 и направляется в азотную секцию теплообменника, поставленного на отогрев, например в теплообменник 2, при закрытых вентилях 5 и 20 и открытом 21. По окончании отогрева теплообменника открывается вентиль 24 и при закрытом вентиле 7 сдувается часть ПГ с примесью h3O и CO2. Затем теплообменник 2 вводится в работу, а теплообменник 3 ставится на отогрев. Малогабаритная установка сжижения природного газа, включающая в себя участок газопровода, криогенную газовую машину (КГМ), работающую по обратному циклу Стирлинга, теплообменники вымораживатели-конденсаторы природного газа (ПГ), криогенную емкость для сжиженного природного газа (СПГ), газодувку, подогреватель азота, отличающаяся тем, что охлаждение, очистка ПГ от h3O и СО2 и его ожижение производится в попеременно работающих теплообменниках вымораживателях-конденсаторах, охлаждаемых жидким азотом, сжижаемым в КГМ и циркулирующим в замкнутом контуре, при этом часть циркуляционного азота отбирается на газодувку с последующим подогревом в подогревателе и используется для отогрева теплообменников с последующим возвратом этого потока азота в поток циркуляционного азота. www.findpatent.ru Установка по сжижению природного газа для гаражного заправочного пунктаИзобретение относится к области криогенной техники, криогенных газовых машин, работающих по обратному циклу Стерлинга, и может быть использовано при создании гаражных пунктов получения сжиженного природного газа для автомобильного транспорта. Установка по сжижению природного газа для гаражного заправочного пункта включает источник природного газа, линию подачи газообразного природного газа от источника газа с расположенными на ней регулирующим вентилем, устройством, понижающим давление газа, емкостью природного газа низкого давления. Линия подачи соединяет источник природного газа с конденсатором криогенной машины Стирлинга. Линия слива сжиженного газа соединяет конденсатор криогенной машины Стирлинга с емкостью для хранения сжиженного газа. Перемычка с обратным клапаном соединяет газовую полость емкости для хранения сжиженного природного газа с конденсатором криогенной машины. Использование изобретения позволит уменьшить массогабаритные характеристики установки по сжижению газа, снизить стоимость капитальных затрат при создании установки по сжижению газа и обеспечить возможность применения установки для сжижения как природного газа высокого давления, так и газа низкого давления. 1 ил.
Изобретение относится к области криогенной техники, криогенных газовых машин, работающих по обратному циклу Стерлинга, и может быть использовано при создании гаражных пунктов получения сжиженного природного газа для автомобильного транспорта. Известно, что трубопроводы природного газа делятся на магистральные газопроводы высокого давления (давление газа от 3 до 7 МПа) и на продукционные газопроводы низкого давления, расположенные после газораспределительных станций и пунктов, в которых давление газа колеблется от 0,3 до 7 МПа (Грезин А.К., Громов А.В. и др. Использование сжиженного природного газа в качестве энергоносителя - задача государственной важности.//"Холодильная техника. №9, 1999. - стр.6). Известны технические решения по созданию гаражных газозаправочных станций, предназначенных для размещения непосредственно на автопредприятиях и заправки транспорта природным газом (Вязенкин Г.Н., Подловченко Г.И., Бабаян А.С., Левин А.А. Гаражный тип газозаправочных станций. //Газовая промышленность., №10, 1999. - стр.52). Однако данные технические решения предназначены только для получения сжатого (компримированного) природного газа. Известна установка для сжижения магистрального природного газа с применением криогенной холодильной машины Стерлинга, включающая в себя участок магистрального газопровода, линию подачи природного газа из магистрального газопровода с расположенными на ней регулирующим клапаном, расширительной турбины, расширительной емкостью, и соединяющей магистральный газопровод с криогенной машиной Стирлинга, а также линией слива сжиженного газа с сосудом Дъюара, насосом высокого давления и обратным клапаном, соединяющей криогенную машину Стирлинга с теплоизолированной емкостью для хранения сжиженного газа (Патент РФ №2150056, F 25 J 1/00. Бюл. №15 от 27.05.2000). Однако данная установка предназначена для сжижения магистрального природного газа высокого давления. Технический результат, который может быть получен при осуществлении изобретения, заключается в уменьшении массогабаритных характеристик установки, снижении стоимости капитальных затрат при создании установки по сжижению газа и возможности применения установки для сжижения как магистрального газа высокого давления, так и продукционного газа низкого давления. Для достижения данного технического результата установка по сжижению природного газа для гаражного заправочного пункта, включающая в себя источник природного газа, линию подачи газообразного природного газа от источника газа с расположенными на ней регулирующим вентилем, устройством, понижающим давление газа, емкостью природного газа низкого давления, и соединяющей источник природного газа с конденсатором криогенной машины Стирлинга, а также линией слива сжиженного газа, соединяющей конденсатор криогенной машины Стирлинга с емкостью для хранения сжиженного газа, снабжена перемычкой с обратным клапаном, соединяющей газовую полость емкости для хранения сжиженного природного газа с конденсатором криогенной машины. Введение в состав установки по сжижению природного газа перемычки с обратным клапаном, соединяющей газовую полость емкости для хранения сжиженного природного газа с конденсатором криогенной машины, позволяет получить новое свойство, заключающееся в поддержании равного давления в газовой полости емкости для хранения сжиженного газа и в конденсаторе криогенной машины Стирлинга, обеспечивающее слив сжиженного газа самотеком из конденсатора криогенной машины непосредственно в емкость для его хранения, а также возможность долговременного хранения сжиженного газа. На чертеже изображена установка по сжижению природного газа для гаражного заправочного пункта. В состав установки входят источник природного газа 1 (например, продукционный газопровод низкого давления, емкость с газом и т.д.), линия подачи газообразного природного газа 2 от источника 1, криогенная машина Стирлинга 3, линия слива сжиженного природного газа 4 и емкость для хранения сжиженного газа 5. Линия подачи природного газа 2 включает в себя регулирующий вентиль 6, редуктор 7, емкость газа низкого давления 8 и соединяет источник природного газа 1 с конденсатором 9 криогенной машиной Стирлинга 3. Линия слива сжиженного газа 4 соединяет конденсатор 9 криогенной машины Стирлинга 3 с емкостью для хранения сжиженного газа 5. Газовая часть емкости 5 соединена с конденсатором 9 путем подсоединения перемычки 10 с обратным клапаном 11 к участку линии подачи газообразного природного газа 2, расположенному после емкости газа низкого давления 8. Установка по сжижению природного газа для гаражного заправочного пункта работает следующим образом. Природный газ из продукционного газопровода (источник природного газа) 1 через регулирующий вентиль 6 по линии подачи газообразного газа 2 подается в конденсатор 9 криогенной машины Стирлинга 3, при этом он сначала редуцируется, проходя через редуктор 7 с понижением давления в емкость газа низкого давления 8, откуда "засасывается" в конденсатор 9. В конденсаторе 9 криогенной машины 3 природный газ сжижается и самотеком по линии слива 4 сливается в емкость для хранения сжиженного газа 5. Для поддержания равного давления в газовой полости емкости для хранения сжиженного газа 5 и в конденсаторе 9, что позволяет обеспечивать слив сжиженного газа из конденсатора 9 в емкость 5 самотеком, предусмотрена перемычка 10 с обратным клапаном 11. В режиме хранения, регулирующий вентиль 6 закрывается, а переконденсация выпара сжиженного газа, образовавшегося за счет теплопритоков извне к емкости 5, осуществляется путем его "засасывания" из газовой полости емкости 5 через перемычку 10 с обратным клапаном 11 в конденсатор 9 и последующим сливом в емкость 5 по линии слива 4. Источники информации 1. Грезин А.К., Громов А.В. и др. Использование сжиженного природного газа в качестве энергоносителя - задача государственной важности.//"Холодильная техника. №9,1999. - стр.6. 2. Вязенкин Г.Н., Подловченко Г.И., Бабаян А.С., Левин А.А. Гаражный тип газозаправочных станций. //Газовая промышленность. №10,1999. - стр.52. 3. Патент РФ №2150056, F 25 J 1/00. Бюл.№15 от 27.05.2000 - прототип. Установка по сжижению природного газа для гаражного заправочного пункта, включающая в себя источник природного газа, линию подачи газообразного природного газа от источника газа с расположенными на ней регулирующим вентилем, устройством, понижающим давление газа, емкостью природного газа низкого давления, соединяющую источник природного газа с конденсатором криогенной машины Стирлинга, а также линию слива сжиженного газа, соединяющую конденсатор криогенной машины Стирлинга с емкостью для хранения сжиженного газа, отличающаяся тем, что снабжена перемычкой с обратным клапаном, соединяющей газовую полость емкости для хранения сжиженного природного газа с конденсатором криогенной машины. www.findpatent.ru Первые установки для сжижения природного газа в СШАСтроительству первых промышленных установок для сжижения природного газа предшествовали исследовательские работы. Изучались процессы сжижения, хранения и последующей регазификации сжиженного природного газа. В США эти работы проводились на небольшом резервуаре, заполненном сжиженным азотом и покрытом изоляционными пластинами толщиной 1 м. По количеству испаряемого газа и показаниям термопар, установленных в слое изоляции, судили о пригодности изолирующего материала. Одновременно изучалось поведение различных металлов в условиях низких температур. По окончании этих работ в 1939 г. при Корнуэльской исследовательской станции Американской газовой ассоциации (штат Западная Виргиния) была сооружена опытная установка для сжижения, хранения и регазификации сжиженного природного газа. В задачи исследований, проводившихся на установке, входило определение скорости испарения сжиженного газа, изучение поведения легированных сталей различных марок при низких температурах, подбор изоляции для резервуаров и трубопроводов, а также анализ методов очистки сжижаемого газа от водяных паров и углекислоты. Сжижение природного газа выполнялось по каскадной схеме с одновременным снижением давления газа и последовательным его охлаждением специальными хладоагентами. Каскадный цикл состоял из трех ступеней: на первой и второй применялся аммиак (температура кипения –31°C), на третьей — этилен (температура кипения –100°C). Пропускная способность установки составляла 11,3 тыс. м3 газа в сутки. Для очистки сжижаемого природного газа от водяных паров и углекислоты газ пропускали через серию абсорберов, содержащих моноэтаноламин и диэтиленгликоль. Удаление остатков влаги осуществлялось в емкостях, заполненных гранулированной окисью алюминия. Холодильная установка имела мощность 400 л. с. Хранение сжиженного газа осуществлялось в резервуаре диаметром 3 м и длиной 5,5 м, вмещавшем 54,88 тыс. л, что эквивалентно 28,3 тыс. м3 газа. Резервуар был изготовлен из листовой легированной стали с 2% никеля и покрыт снаружи пробковой изоляцией толщиной 75 см, пропитанной битуминозной смолой. Устанавливался резервуар горизонтально на деревянных козлах. Анализ работы опытной установки позволил прийти к выводу, что необходимо тщательное удаление из газа водяных паров и углекислоты, а из системы — азота, кислорода и других несжижающихся при низкой температуре газов. Было выяснено, что при низких температурах стали становятся хрупкими, а поэтому аппаратура, арматура и трубопроводы в установках для сжижения природного газа должны изготовляться либо из чистой меди, легированной стали и бронзы, либо из листовой легированной стали с содержанием углерода не более 0,09% и никеля не выше 3,5%. Дальнейшие опыты показали, что содержание никеля следует увеличить до 9%. Наилучшим изоляционным материалом оказалась пробка, причем было установлено, что предпочтительнее применять насыпной пробковый материал (крошку), чем прессованную пробку. Полученные в Корнуэлле данные позволили спроектировать и построить в г. Кливленде (штат Огайо, США) в сентябре 1940 – январе 1941 гг. крупную промышленную установку для сжижения природного газа для покрытия пиковых нагрузок газопотребления. Кливленд, Питсбург и другие крупные промышленные центры штатов Огайо и Западная Виргиния получали природный газ с месторождений Аппалачского района. Постепенное истощение этих месторождений вызывало опасения, особенно возросшие в период второй мировой войны в связи с резким увеличением потребления газа военными предприятиями. Это и диктовало необходимость сооружения установки сжижения природного газа в данном районе. Пропускная способность установки в Кливленде составляла 114 тыс. м3природного газа в сутки и по регазификации газа до 2 млн. м3/сутки. Газ, поступающий на установку под давлением 2 кГ/см2, сжимается компрессором мощностью 440 кВт до 40 кГ/см2. В масляном сепараторе, установленном после компрессора и заполненном активированной окисью алюминия, из газа удаляются капли масла. Затем газ поступает в скруббер, где под действием смеси моноэтаноламина и диэтиленгликоля из газа удаляются влага и углекислота. Окончательная очистка от влаги осуществляется активированной окисью алюминия. После очистки газ охлаждается до температуры –88°C в теплообменнике с кипящим сжиженным этиленом. Частично сжиженный газ поступает в горизонтальную емкость, уровень жидкости в которой поддерживается примерно на половине высоты аппарата, одновременно здесь же удаляются несконденсировавшиеся газы — кислород, азот и др. Дальнейшее охлаждение конденсата холодными парами метана, образовавшимися при дросселировании жидкости, происходит в двух теплообменниках, после чего он поступает и вертикальную емкость — первичную емкость сжиженного газа. При помощи дроссельного вентиля давление жидкости снижается с 40 до 3,7 кГ/см2. Отделившийся в этой емкости газ возвращается для компрессии, охлаждая на своем пути сжиженный газ и используемые в системе хладоагенты. Повторное сжатие газа до 40 кГ/см2 осуществляется в компрессоре мощностью 590 кВт. Этот газ снова возвращается в цикл. Сжиженный газ из первичной емкости поступает на второй дроссельный клапан, при помощи которого давление снижается с 3,7 до 0,33 кГ/см2 и в результате температура жидкости падает до –156°C. Этот сжиженный природный газ поступает в сферические резервуары для хранения. Как отмечалось выше, часть сжиженного газа при хранении испаряется. Этот газ, пройдя через теплообменники, поступает на сжатие в компрессоры мощностью 110 и 590 кВт и затем возвращается в цикл, минуя стадию очистки газа. Этилен при температуре –1,1°C и давлении 0,2 кГ/см2 после конденсатора природного газа и теплообменников поступает в компрессор мощностью 880 кВт, где он сжимается до 22,5 кГ/см2. Затем газообразный этилен подается в конденсатор, охлаждаемый аммиаком, а после этого сжиженный этилен при температуре –22,2°C поступает в сборник. Далее сжиженный этилен проходит через два теплообменника, в которых он переохлаждается до –44,4°C, дросселируется до давления 0,33 кГ/см2 и поступает в теплообменник, где подвергается кипению при температуре –98,3°C. Газообразный аммиак при давлении 0,23 кГ/см2 поступает в компрессор мощностью 370 кВт, где он сжимается до давления 7,6 кГ/см2, затем он подается в орошаемый водой конденсатор и при температуре 20°C сжижается и поступает в сборник. Далее сжиженный аммиак проходит через два теплообменника, где он охлаждается газовым потоком после этиленового цикла до температуры –7,2°C. Затем аммиак испаряется в этиленовом конденсаторе при давлении 0,27 кГ/см2 и температуре –29°C, после чего газообразный аммиак возвращается в цикл. Вода, применяемая для промежуточных холодильников и сепараторов, охлаждается в специальной градирне. Общая мощность компрессоров установки 2500 кВт. Хранение сжиженного природного газа осуществляется в трех сферических резервуарах (внутренний диаметр 17,3 м, наружный 19,2 м), представляющих собой двухстенные емкости с зазором между стенками 900 мм, заполненным изоляционным слоем пробки. Нижняя половина изоляции состоит из девяти слоев формованной пробки толщиной по 100 мм, верхнюю часть изоляции составляет гранулированная пробка. Объем внутреннего резервуара примерно 2400 м3, что эквивалентно 1430 тыс. м3 газа. Внутренний цельносварной резервуар, изготовленный из специальной стали, содержащей 0,096% углерода и 3,51% никеля, обварен снаружи прутьями из нержавеющей стали, содержащей 25% хрома и 20% никеля. Для сварки были применены специальные электроды с высоким содержанием хрома и никеля. Наружный резервуар изготовлен из обычной углеродистой стали. Достоинство сферических резервуаров заключается в том, что они занимают сравнительно мало места, что важно для городских условий. В начале 1944 г. для удовлетворения возросших потребностей в газе на установке был построен четвертый резервуар, изготовленный из того же металла, что и три предыдущих. Резервуар цилиндрической формы был выполнен двухстенным, с таким же зазором между стенками, как и в сферических резервуарах. Диаметр внутреннего резервуара 21,3 м3, что эквивалентно 2570 тыс. м3 газа. На резервуаре были сделаны специальные днища и крышки, позволяющие воспринимать растягивающие и сжимающие усилия. Пространство между внутренним и внешним резервуарами заполнялось слоем изоляции из горного льна, так как запасы пробки в то время значительно сократились. Регазификация сжиженного газа осуществляется с помощью водяного пара па специальной установке. При этом получают газ под давлением, необходимым для распределения газа по городским сетям. Оборудование установки регазификации состоит из насосов для подачи сжиженного метана и специальных подогревателей для его испарения при температуре 10°C. Производительность котельной установки, служащей для подачи пара в подогреватели, 28 т пара в час; котлы приспособлены для работы как на газообразном, так и на жидком топливе. Кливлендская установка эксплуатировалась более трех лет. На ней сжижался сухой очищенный природный газ (метан — 85, этан — 8,5, пропан — 3,6, бутан — 1,4, высшие углеводороды — 1,5%). Через полгода после пуска четвертого резервуара на нем неожиданно произошла авария, и 4 тыс. м3 сжиженного газа вытекло на площадку. Испарившийся метан воспламенился, при этом пожар распространился на соседний сферический резервуар. Размеры катастрофы усугублялись положением резервуара в центре городской зоны и отсутствием элементарных мер техники безопасности. В результате аварии 128 человек было убито и около 400 ранено. Пожар причинил материальный ущерб в 7 млн. долларов. Авария, происшедшая на единственной в мире промышленной установке, где хранился большой объем сжиженного метана при низкой температуре, задержала дальнейшие работы в этой области. Несмотря на работу нескольких групп экспертов, действительную причину аварии так и не удалось установить. Предполагалось, что в результате сейсмических толчков корпус резервуара дал трещину, так как малоуглеродистая сталь с 3,5%-ным содержанием никеля под влиянием низкой температуры сделалась хрупкой. Следует отметить, что два сферических резервуара не только не подверглись аварии, но и сохранили метан в жидком состоянии после четырехдневной борьбы с пожаром. Американское горное бюро, расследовавшее причины аварии, выработало следующие рекомендации по сооружению установок для сжижения природного газа:
Другая запроектированная в США установка для сжижения, хранения и последующего превращения сжиженного метана в газ не была построена. Проектом предусматривалось два варианта хранения сжиженного метана. По одному из них внутри медного резервуара, изолируемого пеностеклом, устанавливалось несколько цилиндрических корпусов из сплава олова, никеля и меди. Пространство между цилиндрами предполагалось заполнить изолирующим порошком из пористого кремнезема. По другому варианту хранилище проектировалось в виде резервуара с двойными стенками. Внутренний медный резервуар на заклепках должен был иметь ребристые стенки и поддерживаться деревянными перекладинами и специальными брусчатыми изоляторами, находящимися внутри второго свинцового резервуара, снаружи которого также предусматривался слой изоляции. Бетонные наружные стены резервуара и его основание предполагалось защищать от замерзания с помощью циркуляции воздуха через вытяжные трубы, вмонтированные в стены. Основания резервуаров предусматривалось установить выше уровня грунтовых вод, при этом резервуары должны были находиться в углублениях или окружаться высокими земляными валами. Выбор для сооружения резервуаров таких материалов, как сплавы меди и никеля, медь, серебро и свинец, объяснялся стремлением обеспечить безопасность эксплуатации, хотя это и привело к повышению намечавшихся затрат на 16,8 млн. долларов. Однако строительство установки не было начато, что объяснялось финансовыми затруднениями, связанными со сбытом газа. Для выяснения технической и экономической целесообразности морского транспорта больших количеств сжиженного природного газа в США был разработан проект перевозки сжиженного газа с помощью экспериментального танкера «Метейн Пайониэр». Установка для сжижения природного газа в Лейк Чарльз находится поблизости от магистрального газопровода. Газ высокого давления (56 кГ/см2), содержащий от 80 до 85% метана, подается из газопровода на установку для сжижения, смонтированную на барже. Для очистки от двуокиси углерода и сернистых соединении газ обрабатывается моноэтаноламином. Последующая осушка газа осуществляется глиноземом. Очищенный газ поступает на установку для сжижения турбодетандерного типа, способную сжижать в сутки 185 тыс. м3 газа. Сжиженный газ затем транспортируется в береговой изолированный алюминиевый резервуар емкостью 5500 м3, вмещающий 2500 тонн сжиженного природного газа. По размерам он в два раза больше крупнейшего из резервуаров для сжиженного кислорода. Этого количества газа было достаточно для загрузки всех резервуаров танкера «Метейн Панониэр», осуществлявшего экспериментальные рейсы из США в Англию. Диаметр внутреннего алюминиевого корпуса резервуара 20,4 м, высота 17,1 м. Из резервуара сжиженный природный газ по алюминиевым трубопроводам перекачивался к пристани, а отсюда непосредственно к танкеру «Метейн Пайониэр». Источник: Сорокин А.В., Черняк Л.М. - «Сжиженный метан за рубежом» (Москва, Издательство «НЕДРА», 1965)
lngas.ru Установки сжижения природного газаКоличество просмотров публикации Установки сжижения природного газа - 43 Существующие технологические схемы установок сжиженного природного газа (СПГ) работают по различным технологическим циклам. Выбор схемы зависит от назначения установки и её производительности, давления и состава СПГ. Данные показатели влияют на технологическое оборудование, ᴇᴦο эксплуатацию, определяют экономику процесса, занимаемые территории. В настоящее время до 90 % установок СПГ работают по классическому 3-х каскадному циклу холодильных машин с независимыми циклами охлаждения: пропанового (ТК = 238 К), этиленового (ТК = 163 К) и метанового (ТК = 113 К). Трехкаскадный цикл использует специальные парокомпрессорные холодильные установки, а аналогичным образом большое количество теплообменного оборудования, что влечет к увеличению капитальных и эксплуатационных затрат. В установках, построенных на базе парокомпрессорных циклов, в мировой практике сжижается 90–93 % природного газа. При ϶том несжиженный природный газ направляется ближайшим потребителям или двигателям метановозов. Повышение давления природного газа в схеме трехкаскадного цикла способствует более полнои̌ конденсации метана. Энергозатраты на таких установках составляют 0,28–0,35 кВт∙ч/кг СПГ. При непосредственном получении СПГ у потребителя, на установках смонтированных вдоль магистральных газопроводов используют схему с детандерным циклом. Понятие и виды, 2018. На рис. 17.2 представлена схема установки СПГ с предварительным охлаждением газа в двухступенчатой пропановой холодильнои̌ установке с использованием детандерного цикла. Исходный природный газ предварительно дожимают в компрессоре 1 до давления 5–7 МПа, охлаждают сначала в теплообменнике 2 водой или воздухом, а
затем в теплообменнике 3 обратными потоками циркулирующᴇᴦο газа. После ϶того газ охлаждается в теплообменниках-испарителях 4 и 6 двухступенчатого пропанового цикла охлаждения, а аналогичным образом в теплообменниках 5 и 7, затем поток газа разделяется на два: часть газа направляется на компрессорно-детандерный агрегат 10, газоконденсатная смесь разделяется в сепараторе 11, жидкая фаза дросселируется и поступает в сепаратор 12. Другая часть потока газа доохлаждается в теплообменниках 8 и 9, дважды дросселируется с подачей: сначала в сепаратор 12, затем сепаратор 13. Далее сжиженный природный газ направляют в хранилище, газовая фаза дожимается компрессором 14 и после прохождения теплообменников поступает на всасывающий патрубок первой ступени дожимаемого компрессора. Высокая термодинамическая эффективность детандерных циклов, снижение объёма теплообменнои̌ аппаратуры, высокие технологические качества установок обусловили, их широкое применение в зарубежнои̌ практике. Данные схемы начинают использовать и в условиях нашей страны. Полученный СПГ направляется в изометрическое хранилище, а затем любым видом транспорта доставляется потребителю в танкерах-метановозах, при криогенных температурах. При сжижении природного газа на заводах ᴇᴦο получения наблюдается следующая структура затрат: сырье, материалы, энергия 30–45 %, амортизационные отчисления 34–38 %, ремонт основных фондов 9–10 %, плата за кредит 14–16 %, зарплата с начислениями 3–5 %.
Вопросы для самопроверки 1. Что Вы знаете о физическом состоянии СПГ и какова величина ᴇᴦο кипения? 2. Назовите величины критических точек СПГ. 3. Представьте график состояния СПГ исходя из температуры и давления. 4. Какие схемы получения СПГ чаще всᴇᴦο применяются, и в каких условиях? 5. Представьте схему получения СПГ детандерного цикла. 6. Расскажите о статьях затрат при получении СПГ на заводе. 7. Куда направляется полученный на установке или заводе СПГ? referatwork.ru Установка сжижения природного газаУстановка сжижения природного газа включает подающую и возвратную магистрали, последовательно расположенные по прямому потоку первый и второй двухпоточные теплообменники, расширительное устройство и сепаратор, и магистраль детандирования. Установка снабжена трехпоточным теплообменником, расположенным между первым и вторым теплообменниками, первым и вторым волновыми детандерами-компрессорами и магистралью компримирования, соединяющей возвратную магистраль на участке сброса в газовую магистраль низкого давления и подающую магистраль после входа в магистраль детандирования и проходящую через компрессорные части второго и первого детандеров-компрессоров. Магистраль детандирования соединяет подающую магистраль на входе и возвратную магистраль между трехпоточным и вторым двухпоточным теплообменниками и проходит последовательно через детандерную часть первого детандера-компрессора, трехпоточный теплообменник и детандерную часть второго детандера-компрессора. Задачей изобретения является повышение надежности работы установки при гарантии получения незагрязненного маслом продукционного потока. 1 ил.
Изобретение относится к газоперерабатывающей промышленности и может быть использовано для сжижения природного газа. Известна двухкаскадная криогенная установка сжижения природного газа, содержащая компрессор, блок предварительного охлаждения газа, детандеры верхнего и нижнего температурных каскадов и теплообменники (см. а.с. СССР №823781, кл. F25J 1/02, 1981). Приведенная схема характерна для установок сжижения небольшой производительности. Наличие в схеме разветвлений прямого потока приводит к уменьшению объемного расхода через детандеры и снижению их эффективности. Наиболее близкой к заявленному изобретению является известная из патента РФ №2272971, кл. F25J 1/00, 2006, установка сжижения природного газа, включающая подающую и возвратную магистрали, последовательно расположенные по прямому потоку первый и второй двухпоточные теплообменники, расширительное устройство и сепаратор, и магистраль детандирования. Недостатками данной установки являются наличие высокооборотного (с числом оборотов 30000 об/мин) детандера-компрессора с маслосмазываемыми подшипниками. Это определяет низкую надежность всего агрегата и наличие вероятности загрязнения продукционного потока лубрикантом. Задачей предлагаемого технического решения является повышение надежности работы установки при гарантии получения незагрязненного маслом продукционного потока. Поставленная задача решается тем, что установка сжижения природного газа, включающая подающую и возвратную магистрали, последовательно расположенные по прямому потоку первый и второй двухпоточные теплообменники, расширительное устройство и сепаратор, и магистраль детандирования, снабжена трехпоточным теплообменником, расположенным между первым и вторым теплообменниками, первым и вторым волновыми детандерами-компрессорами и магистралью компримирования, соединяющей возвратную магистраль на участке сброса в газовую магистраль низкого давления и подающую магистраль после входа в магистраль детандирования и проходящую через компрессорные части второго и первого детандеров-компрессоров, а магистраль детандирования соединяет подающую магистраль на входе и возвратную магистраль между трехпоточным и вторым двухпоточным теплообменниками и проходит последовательно через детандерную часть первого детандера-компрессора, трехпоточный теплообменник и детандерную часть второго детандера-компрессора. Использование волнового детандер-компрессора в качестве расширительного устройства, число оборотов которого не превышает 3000 об/мин, и отсутствие маслосмазываемых подшипников позволяет увеличить надежность работы установки, а использование очищенного газа обратного потока для безмасляного компремирования в компресионной части волнового детандера - компрессора гарантирует чистоту получаемого продукта. Сущность изобретения поясняется чертежом, на котором представлена предлагаемая установка сжижения газа. Установка сжижения природного газа, преимущественно для установки на газораспределительных станциях, содержит подающую и возвратную магистрали 1 и 2, магистрали компримирования и детандирования в детандер-компрессоре 11 и 12, первый и третий метановые противоточные теплообменники 3 и 5, второй трехпоточный метановый теплообменник 4, сепаратор 6, состоящий из газовой и жидкостной частей, атмосферный воздушный охладитель 10, расширительное устройство на подающей магистрали 1, выполненное в виде дросселя 9, которое расположено между третьим метановым противоточным теплообменником 5 и сепаратором 6, первое и второе расширительные устройства на магистрали детандирования 12, выполненные в виде детандерных частей волновых детандеров-компрессоров 7 и 8. Возвратная магистраль 2 начинается на газовой части сепаратора 6, проходит через третий метановый противоточный теплообменник 5, второй метановый трехпоточный теплообменник 4, первый метановый противоточный теплообменник 3 и соединяется с газовой магистралью низкого давления. Магистраль компримирования 11 начинается на возвратной магистрали на участке сброса в газовую магистраль низкого давления, проходит через компрессорные части второго и первого детандеров-компрессоров 8 и 7, атмосферный воздушный охладитель 10 и соединяется с газовой магистралью. Магистраль детандирования 12 начинается на входе подающей магистрали 1, проходит через детандерную часть первого детандера-компрессора 7, второй трехпоточный метановый теплообменник 4, детандерную часть второго детандера-компрессора 8 и соединяется с возвратной магистралью 2 между третьим противоточным теплообменником 5 и вторым трехпоточным метановым теплообменником 4. Установка работает следующим образом. Природный газ из газовой магистрали подают на вход подающей магистрали 1. Основной поток последовательно проходит теплообменники 3, 4 и 5, где он охлаждается обратным потоком, расширяется в дросселе 9 и поступает в сепаратор 6. В сепараторе газ разделяется на жидкую и газообразную фазы. Жидкая фаза направляется потребителю, а газообразная подается в качестве обратного потока в теплообменник 5. Часть прямого потока на входе подающей магистрали 1 отделяют и подают в магистраль детандирования 12, где она расширяется в детандерной части волнового детандер-компрессора 7, проходит через теплообменник 4 в качестве второго обратного потока, дополнительно расширяется в детандере волнового детандер-компрессора 8 и подается в возвратную магистраль 2 после теплообменника 5. 1/4 часть потока из обратной магистрали на выходе из теплообменника 3 отводится в магисталь компремирования 11, где последовательно сжимается в компрессорной части волновых детандеров-компрессоров 8 и 7, охлаждается в воздушном охладителе 10 и поступает в подающую магистраль в точку между отводом в магистраль 12 и входом в теплообменник 3. Установка сжижения природного газа, включающая подающую и возвратную магистрали, последовательно расположенные по прямому потоку первый и второй двухпоточные теплообменники, расширительное устройство и сепаратор, и магистраль детандирования, отличающаяся тем, что установка снабжена трехпоточным теплообменником, расположенным между первым и вторым теплообменниками, первым и вторым волновыми детандерами-компрессорами и магистралью компримирования, соединяющей возвратную магистраль на участке сброса в газовую магистраль низкого давления и подающую магистраль после входа в магистраль детандирования и проходящую через компрессорные части второго и первого детандеров-компрессоров, а магистраль детандирования соединяет подающую магистраль на входе и возвратную магистраль между трехпоточным и вторым двухпоточным теплообменниками и проходит последовательно через детандерную часть первого детандера-компрессора, трехпоточный теплообменник и детандерную часть второго детандера-компрессора. www.findpatent.ru FAS — От теории — к реальным проектам. Сжиженный природный газ на практикеХотя о преимуществах использования сжиженного природного газа (СПГ) уже написано немало, его пока трудно отнести к разряду массовых технологических решений. Тем не менее, рано или поздно, СПГ станет доминирующим видом топлива. Причин, по которым использование сжиженного природного газа пока не приняло массовый характер, несколько. Первая и самая главная - дороговизна оборудования, которое должно стабильно и надежно работать при очень низких температурах и высоком давлении. Вторая - высокие эксплуатационные расходы, связанные с необходимостью повышенного контроля за криогенным оборудованием. Третья - круг решений, связанных с исключительным применением сжиженного природного газа, пока сравнительно невелик, и большинство потребителей предпочитает обходиться уже апробированными способами автономного и резервного топливообеспечения, то есть использовать мазут, дизельное топливо или пропан-бутановые смеси. И все же перейти на СПГ в массовом порядке придется: запасы легкодоступных углеводородов тают с каждым днем. Практически все крупнейшие месторождения природного газа в России находятся в удаленных районах, неблагоприятных для строительства транспортных газопроводов. Основные российские газовые месторождения располагаются именно в таких регионах (шельфы Баренцева и Карского морей, остров Сахалин, п-ов Ямал и т.д.). Это обуславливает необходимость строительства крупных заводов по производству СПГ в местах перспективных месторождений и уже с них транспортировать газ в жидком состоянии. Ориентируясь на среднесрочные перспективы, ОАО «Газпром» разработало несколько целевых программ по решению актуальных задач газификации населенных пунктов, отдаленных от магистральных газопроводов. По оценкам специалистов ВНИИПро-мгаза, около половины городов и поселков, нуждающихся в газификации, экономически целесообразней обеспечивать топливом в виде привозного СПГ. Первые шаги по использованию сжиженного природного газа в промышленности и коммунальном хозяйстве были осуществлены в Санкт-Петербурге и Екатеринбурге, а также на объектах в Ленинградской и Свердловской областях. Здесь были введены в действие опытно-промышленные установки по производству СПГ, и несколько удаленных котельных переведены на питание привозным сжиженным природным газом. Пожалуй, особый интерес вызывает использование СПГ для теплоснабжения коттеджных поселков. Один из проектов реализован в Московской области: общая котельная мощностью 2 МВт предназначена для отопления и частичного горячего водоснабжения домов общей жилой площадью около 20 тыс. м2. Варианты топливоснабжения ограничивались двумя решениями. Во-первых, можно было проложить отводной газопровод протяженностью 8 км и диаметром 160—200 мм. Во-вторых, можно было обеспечить котельную установку привозным топливом, в качестве которого рассматривались сжиженный природный газ, пропан-бутановая смесь (сжиженный углеводородный газ) и дизельное топливо. Произведенный экономический расчет капитальных вложений, эксплуатационных расходов и себестоимости 1 Гкал тепловой энергии, полученной при использовании трубопроводного природного газа и привозных энергоносителей, показал, что максимальные затраты по организации автономного теплоснабжения приходятся на природный газ и связаны с необходимостью прокладки достаточно длинного (8 км) газопровода. Они более чем в 4 раза превышают стоимость переоборудования котельной для использования сжиженного природного газа, и почти на порядок — затраты, связанные с использованием СУГ и дизельного топлива. Последнее, несмотря на то, что объем капитальных вложений при организации работы котельной на дизельном топливе значительно меньше, себестоимость 1 Гкал выработанной тепловой энергии на 7096 превышает отпускную цену. При использовании в качестве котельного топлива сжиженного углеводородного газа (пропан-бутановой смеси) себестоимость 1 Гкал также больше отпускной цены на 3096. Соответственно, применение этих видов топлива в течение отопительного сезона (около 5800 часов) может стать достаточно затратным, а в случае с соляром — еще и экологически вредным. Себестоимость 1 Гкал при использовании СПГ на 8096 больше, чем с использованием магистрального природного газа, но и капитальные вложения, как уже было сказано ранее, для обеспечения работы котельной на природном газе по проложенному газопроводу на 42496 больше. Расчетный срок окупаемости капиталовложений при работе котельной на СПГ в 1,5 раза меньше, чем на природном газе, что и может оказаться определяющим фактором при выборе энергоносителя. Решающую роль в интенсификации внедрения СПГ сыграет появление новых установок по сжижению газа малой и средней мощности. Весьма перспективными выглядят проекты переоборудования автомобильных газозаправочных компрессорных станций типа АГНКС-500, возможности которых по своему функциональному назначению в настоящее время используются только на 10-1596. На их базе монтируются установки сжижения природного газа производительностью 15—30 тонн в сутки. Такое решение имеет ряд преимуществ в части снижения капитальных вложений на оборудование, т.к. на АГНКС создана необходимая инженерная инфраструктура, включающая компрессорные установки, блок осушки сжатого газа, необходимое электросиловое и вспомогательное, а также обеспечивающее противопожарную безопасность оборудование и т.п. Удельные затраты на производство 1 тонны СПГ на АГНКС распределяются следующим образом:
Себестоимость СПГ, главным образом, зависит от принятой технологии комплексной очистки природного газа и его сжижения. Сжижение природного газа производится на уровне температур -140...160°С, и поэтому для оптимизации процесса имеются проверенные аналоги в области сжижения газов, его хранения, транспортировки и регазификации. Один из путей оптимизации производства СПГ — использование перепада давления на городских или заводских газораспределительных станциях (ГРС) или газоредуцирующих пунктах (ГРП), за счет чего уменьшаются затраты на электроэнергию и обслуживание компрессоров и электросилового оборудования. Примером плодотворного использования такого подхода стала установка сжижения природного газа, разработанная специалистами ОАО «Криоген-маш» (по заказу ООО «Лентрансгаз») на базе детандер-компрессорных агрегатов, построенная на ГРС «Никольская» (Ленинградская область) с расходом природного газа 8000 нм3/ч, с расчетным давлением на входе 3,3 МПа и на выходе — 0,28-0,60 МПа. Производительность установки по СПГ равна 24 тоннам в сутки. Установка сжижения природного газа состоит из блока теплообменников-вымораживателей, системы охлаждения компримированного газа, блока сжижения, двухступенчатого турбодетандер-компрессорного агрегата, автоматизированной системы контроля и управления работой установки (АСКУ), арматуры, в том числе управляемой, и КИП. Природный газ с расходом 8000 нм3/ч и давлением 3,3 МПа поступает на турбокомпрессоры, работающие на одном валу с турбодетандерами. В 2-ступенча-том турбокомпрессоре давление газа повышается до 4,5 МПа, затем сжатый газ последовательно охлаждается в теплообменниках и поступает в вымо fas.su |
|
|||||||||||||||||
|
|
|||||||||||||||||
|
СПГ — сжиженный природный газ. Топливо рынок которого, не смотря на общую стагнацию в нефтегазовом секторе, продолжает активно расти и развиваться. Этому способствует ряд факторов которые делают вложения в инфраструктурные объекты по добыче, сжижению и доставке газа инвестиционно привлекательными. Ключевым элементом в технологической цепочке на этом рынке по праву можно назвать завод СПГ.
