Циклы ожижения метана
Удельные затраты энергии,
Цикл высокого давления с двукратным дросселированием и циркуляцией части метана при промежуточном давлении
Цикл высокого давления с предварительным охлаждением
Цикл высокого давления с двукратным дросселированием и предварительным охлаждением
Цикл высокого давления с расширением в детандере части метана
Цикл среднего давления с расширением в детандере части предварительно охлажденного метана
Цикл высокого давления с циркуляцией детандерного потока
Цикл высокого давления с двумя детандерами и промежуточным подогревом
Цикл высокого давления с расширением в детандере в области влажного пара
Наряду с этими способами в работе [25] рассматривается детандерный цикл ожижения ПГ, предложенный Ж. Лурье. В этом варианте цикла ожижения сжатого ПГ до Р10 МПа используется циркуляционный метановый цикл.
В метановом циркуляционном цикле метан сжимается в компрессоре, затем охлаждается в пропановой компрессорной установке и направляется на расширение в детандер, где его температура понижается до 116 К. В этом состоянии поток поступает в теплообменник для охлаждения сжатого метана, ожижаемого в цикле.
По выходе из теплообменника метан циркуляционного потока поступает на сжатие в компрессор.
Сжиженный ПГ дросселируется до атмосферного давления инаправляется в хранилище СПГ.
Этот цикл имеет меньшую сложность по сравнению с рассмотренным ниже каскадным способом ожижения ПГ. Он может быть рекомендован для установок небольшой производительности.
Значение х в этом цикле достигает 80 %, а остальные 20 % перерабатываемогоПГ идут в качестве топлива для привода установки. Расчетное значение удельных энергетических затрат при давлении ПГ, поступающего на ожижение и равного ~ 4,2 МПа, составляет 0,64 кВтч/кг СПГ.
Для крупных ожижительных установок весьма эффективными являются ожижители ПГ, работающие по каскадному циклу ожижения. Как показано в работе [48], сущность этого цикла состоит в том, что газ, ожижающийся при менее низкой температуре, используется в качестве холодильного агента для второго, более трудно конденсирующегося газа.
Этот метод был использован физиком Р. Пикте для полученияжидкого кислорода, а позднее В. Кеезомом для ожижения азота, где в каскадном цикле применялись каскады, в которых в качестве рабочего газа использовались аммиак, этилен, метан и азот.
На рис. 1.3.11 приведена принципиальная схема установки ожижения ПГ (метана), работающей по трехкаскадному циклу. В данной установке так же, как и в аналогичной ей, приведенной в работах [25, 48],использован каскад «аммиак-этилен-метан (ПГ)».
В первом цикле каскада в компрессоре К1 аммиак сжимается до необходимого давления, затем охлаждается в теплообменнике ТО1, в который на охлаждение аммиака подается вода. Одновременно с охлаждением аммиака в теплообменнике ТО1 он конденсируется и жидкостьс помощью дроссельного вентиля дросселируется в конденсатор-испаритель КИ1.
Во втором цикле в компрессоре К2 сжимается этилен, который охлаждается в двух параллельно установленных теплообменниках ТО2 и ТО3.
В первом из них поток сжатого этилена охлаждается аммиаком, пары которого поступают в теплообменник ТО2 из конденсатора-испарителя КИ1. Во втором для охлаждения части сжатого этилена используется часть газообразного этилена, выходящего из конденсатора-испарителя КИ2.
Рис. 1.3.11. Принципиальная схема трехкаскадной установки ожижения ПГ: К1, К2, К3 – компрессоры; ТО1, ТО2, ТО3, ТО4, ТО5 – теплообменники; ДВ, ДВ1 – дроссельные вентили; КИ1, КИ2 – конденсаторы-испарители; ОЖ – отделитель жидкости
Конденсация потоков этилена, выходящих из теплообменников ТО2 и ТО3, осуществляется в конденсаторе-испарителе КИ1 за счет кипения в нем жидкого аммиака.
Сконденсированный в этом цикле этилен затем дросселируется с помощью дроссельного вентиля ДВ1 в конденсатор-испаритель КИ2.
В третьем цикле поток метана, состоящий из циркуляционного и ожижаемого потоков, сжимается в компрессоре К3 и затем охлаждается в двух параллельно установленных теплообменниках ТО4 и ТО5. В первом из них часть метана охлаждается частью потока этилена низкого давления, поступающего в теплообменник ТО4 из конденсатора-испарителя КИ2, а во втором – потоком циркуляционного метана, выходящего из отделителя жидкости ОЖ. Потоки низкого давления этилена, выходящие из теплообменников ТО2 и ТО3, затем поступают на сжатие в компрессор К2.
Метан, выходящий из теплообменников ТО4 и ТО5, затем поступает на конденсацию в конденсатор-испаритель КИ2 за счет кипения в этом аппарате жидкого этилена.
Ожиженный в конденсаторе-испарителе КИ2 метан затем дросселируется в отделитель жидкости ОЖ, откуда ожиженная часть метана в виде СПГ поступает потребителю.
Таким образом, в первом цикле испаряющийся аммиак используется для конденсации этилена во втором цикле, а испаряющийся этилен – для конденсации метана, циркулирующего в третьем цикле, и ожижаемого в цикле метана, отводимого в виде потока СПГ.
Определение величин потоков, циркулирующих в каждом из циклов, было проведено для значений давлений криопродуктов каждого из циклов, которые приведены в работах [25, 48] для оптимальногорежима работы такой каскадной установки.
При проведении расчетного анализа гидравлические потери по линии обратных потоков газов, выходящих из аппаратов КИ1, КИ2и ОЖ, не учитывались и принималось, что кипение аммиака, этилена и метана в них происходит приР= 0,1 МПа.
Величина удельных холодопотерь была принята равной qc = 4,0кДж/кг. Суммарный поток метанаG, состоящий из потока, циркулирующего в цикле, и ожиженной частих, отводимой из установки в виде СПГ, был принят равным 1 кг. Принятые значения температур кипения, конденсации и давлений конденсации приведены в табл. 1.3.10.
Источник
Производство сжиженного природного газа (СПГ)
Производство сжиженного природного газа основано на значительном (примерно в 600 раз) уменьшении занимаемого этим газом объема. СПГ – криогенная жидкость, получаемая из природного газа охлаждением до температуры конденсации -161,5 °C. Температура кристаллизации – -182,5 °C, плотность – 0,42 кг/л.
За счет этого достигается существенное сокращение расходов на хранение и транспортировку, которая может осуществляться специальными судами, контейнерами, автомобильным и железнодорожным транспортом и т.д., что позволяет СПГ составить серьезную конкуренцию традиционному трубопроводному газу. Кроме того, хранение СПГ обходится недорого; при этом образуются огромные “буферы энергии”, доступ к которым обеспечивается за считанные секунды.
Технологический процесс
Как правило, производство СПГ включает следующие установки:
- а) подготовка газа;
- б) сжижение газа;
- в) фракционирование;
- г) хранение сжиженного газа;
- д) системы отгрузки.
Очистка газа
Сырой природный газ на входе подвергается фильтрации для очистки от взвешенных твердых частиц. Далее поток через входные сепараторы-каплеуловители. Где газ очищается от капельных жидкостей, захваченных потоком из трубопроводов. После выхода из сепаратора-газоуловителя газ направляется на установку удаления кислых компонентов.
Существует несколько способов очистки природного газа от кислых примесей:
Большинство заводов СПГ используют аминовую очистку от углекислого газа и сероводорода – метод химической абсорбции водными растворами амина (МЭА, ДЭА, ДГА, МДЭА) и его соединениями с активаторами.
В результате взаимодействия кислых газов с аминовыми растворами в очистной системе образуется воды, содержание которой в природном газе ограничено 1 ppmv, это определяет порядок размещения в технологической цепи обезвоживающей установки адсорбционной установки.
Установки сжижения газа
В настоящее время используются различные технологические процессы, основанные на одном принципе: охлаждение и конденсация природного газа в теплообменном аппарате одним или более хладагентами.
К ключевым компонентам оборудования процесса сжижения относятся, прежде всего, теплообменники и компрессоры, а к технологическим – тип хладагента и способ охлаждения.
Процесс сжижения природного газа – перевод в жидкое состояние основного его компонента – метана. На рисунке приведен пример технологической схемы сжижения природного газа.
В промышленности применяются как процессы сжижения природного газа с целью получения сжиженного природного газа как конечного продукта, так и процессы сжижения в сочетании с процессами низкотемпературного фракционирования попутных и природных газов, позволяющие выделять из этих газов газовый бензин, бутаны, пропан и этан, а также извлекать гелий из гелиеносных природных и попутных газов.
Чтобы сжижить природный газ, его необходимо охладить до температуры порядка -160 °C, то есть температуры ниже критической. Существует несколько способов достижения холода такой глубины.
В настоящее время для получения сжиженного природного газа применяются два процесса:
- конденсация при постоянном давлении (компримирование);
- теплообменный: рефрижераторный с использованием охладителя или турбодетандерный/дросселирование с получением необходимой температуры при резком расширении газа.
Процесс сжижения природного газа является весьма энергоемким, вследствие чего в настоящее время в мировой практике зачастую отдают предпочтение теплообменным способам сжижения.
Дросселирование позволяет получать сжиженный природный газ при малых энергетических затратах. Недостатком является низкий коэффициент ожижения – до 4%, и требование многократной перегонки.
В компрессорно-детандерной схеме охлаждение газа происходит за счет совершения работы на лопатках турбины. Использование энергии вращающейся турбины позволяет сделать процесс сжатия газа энергетически более эффективным.
Коэффициент сжижения компрессорно-детандерных установок невысок – до 14%. Это значит, что для реализации такой схемы, так же как и для дроссельной, необходимо наличие магистрали низкого давления для сброса в нее несжиженной части природного газа.
Кроме того, выделяют следующие системы сжижения газа:
- классический каскадный цикл с последовательным использованием в качестве хладагентов пропана, этилена и метана путем последовательного снижения их температуры кипения;
- цикл с двойным хладагентом – смесью этана и метана;
- расширительные циклы сжижения;
- новый способ “объединенный” автохолодильный каскадный цикл (ARC), в котором производится ступенчатая конденсация углеводородов с использованием их в качестве хладагентов в последующей ступени охлаждения при циркуляции неконденсирующегося азота.
Каскадная схема, в которой раздельно используются три хладагента с последовательно снижающейся температурой кипения, требует больших капитальных, но меньших эксплуатационных затрат. Эта схема была последовательно усовершенствована; в настоящее время чаще применяется смесь хладоагентов; новая схема называется самоохлаждающей, так как часть хладоагента – этан и пропан – получаются из сжижаемого природного газа. Капитальные затраты при этом несколько ниже. В большинстве случаев в каскадных схемах используются поршневые компрессоры, сравнительно дорогостоящие как по капитальным, так и по эксплуатационным затратам.
Расширительные схемы представляют существенный интерес, так как в них могут использоваться центробежные, более экономичные, машины, но расширительные циклы требуют затрат энергии на 20 – 30% больших, чем каскадные. Охлаждение достигается изоэнтропийным расширением метана в турбодетандере. Поток газа, предварительно очищенного от воды, углекислого газа и других загрязнений, сжижается под давлением за счет теплообмена с холодным расширенным газовым потоком.
В эксплуатационных расходах на процесс сжижения природного газа, помимо стоимости природного газа, значительную долю составляют энергетические затраты, затраты на очистку и осушку газа, а также амортизационные расходы.
Лицензиары и технологии
Технологии сжижения больших заводов СПГ в мире:
- AP-C3MR — разработан Air Products & Chemicals, Inc. (APCI)
- AP-X — разработан Air Products & Chemicals, Inc. (APCI)
- AP-SMR (Single Mixed Refrigerant) — разработан Air Products & Chemicals, Inc. (APCI)
- Cascade — разработан ConocoPhillips
- MFC (mixed fluid cascade) — разработан Linde
- PRICO (SMR) — разработан Black & Veatch
- DMR (Dual Mixed Refrigerant)
- Liquefin — разработан Air Liquide
- “Арктический каскад” для ПАО “НОВАТЭК” (Ямал СПГ)
Источник