Содержание к диссертации
Введение
1 Современное состояние и применение техники и технологий производства СПГ 22
1.1 Общая характеристика индустрии СПГ 22
1.2 Крупнотоннажное производство СПГ: состояние и перспективы 27
1.2.1 Современное состояние крупнотоннажного производства СПГ 27
1.2.1.1 Крупнотоннажные заводы СПГ 28
1.2.1.2 Крупнотоннажная транспортировка СПГ 36
1.2.1.3 Крупнотоннажные регазификационные терминалы СПГ 48
1.2.2 Проблемы и перспективы крупнотоннажного производства СПГ 51
1.2.3 Производство СПГ на шельфе Мирового океана: состояние и перспективы 56
1.3 Малотоннажное производство СПГ: состояние и перспективы 60
1.3.1 Современное состояние малотоннажного производства СПГ 60
1.3.2 Роль и значение малотоннажного производства СПГ в России 71
1.3.3 Проблемы и перспективы малотоннажного производства СПГ 79
Выводы по главе 1 82
2 Термодинамические исследования фазовых переходов в многокомпонентных смесях углеводородов 84
2.1 Введение 85
2.2 Методы описания фазового состояния газожидкостных систем углеводородов 86
2.3 Исследование фазового равновесия смесей углеводородных компонентов природного газа 97
2.4 Исследование фазового равновесия смесей углеводородных компонентов природного газа с азотом 119
Выводы по главе 2 151
3 Технологические основы комплексного обоснования производства СПГ 155
3.1 Введение 156
3.2 Основные современные технологические и технические решения производства СПГ 157
3.2.1 Идеальные процессы сжижения газов 157
3.2.2 Реальные холодильные циклы 163
3.2.3 Технические и технологические решения 167
3.2.3.1 Каскадные технологии 174
3.3 Роль и значение подготовки газа для производства СПГ 199
3.3.1 Входная сепарация 201
3.3.2 Удаление кислых газов 202
3.3.3 Осушка газа 208
3.3.4 Исследование процесса адсорбционной осушки газа с целью его последующего сжижения 209
3.3.5 Удаление ртути 237
3.3.6 Подготовка газа при малотоннажном производстве СПГ 239
3.4 Роль и значение методов и технологий получения низких температур 241
3.4.1 Исследование динамики охлаждения смесей компонентов природного газа .245
3.4.2 Повышение энергоэффективности технологий сжижения природного газа на основе смесевых хладагентов 249
3.5 Взаимосвязь техники и технологий производства СПГ 255
3.5.1 Особенности проектирования производства СПГ для Арктических условий 256
3.5.2 Исследование процессов сжижения метана угольных отложений 264
Выводы по главе 3 272
4 Комплексное обоснование практического использования технологических процессов производства СПГ 277
4.1 Методика построения инфраструктуры средне- и малотоннажного СПГ 281
4.2 Логистико-математическая модель эффективности применения СПГ 291
Выводы по главе 4 299
5 Разработка системы документов по стандартизации в области производства и применения СПГ 300
5.1 Анализ современного состояния стандартизации в области сжиженного природного газа 300
5.1.1 Задачи импортозамещения в области СПГ 301
5.1.2 Состояние стандартизации в сфере СПГ в зарубежных корпоративных системах 304
5.1.2.1 Стандарт NFPA 59A (ANSI/NFPA 59A) 304
5.1.2.2 Стандарт EN 1473 307
5.1.2.3 Другие зарубежные системы стандартизации 311
5.1.3 Состояние стандартизации в сфере СПГ в Российской Федерации 312
5.2 Комплексный подход к разработке национальной системы стандартизации в области СПГ 318
5.2.1 Особенности индустрии СПГ как объекта стандартизации 318
5.2.2 Структурное деление индустрии СПГ 322
5.2.3 Построение системы документов по стандартизации 325
Выводы по главе 5 330
Заключение 332
Список сокращений 337
Список литературы 338
Приложения 358
- Общая характеристика индустрии СПГ
- Исследование фазового равновесия смесей углеводородных компонентов природного газа с азотом
- Исследование процесса адсорбционной осушки газа с целью его последующего сжижения
- Построение системы документов по стандартизации
Общая характеристика индустрии СПГ
Современное мировое состояние и развитие газовой промышленности характеризуется тем, что локализация месторождений природного газа часто не совпадает с основными рынками его потребления.
В тех случаях, когда строительство трубопровода от поставщика к потребителю является экономически или политически невыгодным, транспортировка сжиженного природного газа становится единственно возможным способом поставки газа на рынок.
Поставки газа в виде СПГ в настоящее время обеспечивают около 11 % глобального рынка природного газа, дополняя поставки газа по трубопроводам и одновременно конкурируя с ними. [1]
Мировая индустрия СПГ основана на производственно-технологических и сбытовых цепочках, включающих в различных комбинациях добычу и промысловую переработку природного газа, производство, хранение, морскую, речную и сухопутную транспортировку, регазификацию и поставку СПГ потребителям.
Важная роль в производственно-сбытовой цепи СПГ принадлежит производству сжиженного газа. СПГ получают на заводах, производительность которых варьируется от нескольких тысяч до нескольких десятков миллионов тонн в год. В зависимости от производительности различают:
- крупнотоннажные заводы с производительностью технологических линий свыше 3 млн. т СПГ в год,
- среднетоннажные заводы с производительностью технологических линий от 1 до 3 млн. т СПГ в год,
- малотоннажные заводы с производительностью технологических линий менее 1 млн. т СПГ в год.
Масштаб производства определяет назначение, размещение и размеры производственных установок, состав и термобарические параметры природного газа, технологические процессы подготовки и сжижения газа, средства транспортировки СПГ, размещение и размер установок регазификации.
Основное мировое производство СПГ сосредоточено на крупнотоннажных заводах, назначение которых – поставки СПГ на мировые рынки (рисунок 1.1). Природный газ на эти заводы поступает непосредственно с месторождений, подготовленный для транспортировки по газопроводам в соответствии с действующими нормативными документами. Крупнотоннажная транспортировка СПГ на дальние расстояния осуществляется специально построенными морскими танкерами емкостью от 60 000 до 265 000 м3.
Средне- и малотоннажное производство СПГ, главным образом, нацелено на межрегиональную торговлю, экспорт в приграничные районы соседних стран и на удовлетворение спроса на внутреннем рынке (рисунок 1.2). Малотоннажную транспортировку СПГ можно осуществить как малыми морскими или речными танкерами (емкостью до 30 000 м3), так и автомобильными или железнодорожными цистернами.
По свидетельству компании Линде Инжиниринг (Германия), появляющиеся в последнее время среднетоннажные заводы с производительностью технологических линий от 1 до 2 млн. т СПГ в год могут соединять в себе технологические признаки как малотоннажного производства, так и крупнотоннажного. Эти заводы используют в качестве сырья подготовленный трубопроводный газ, но производят СПГ для экспорта на мировой рынок. [2]
Таким образом, в зависимости от производительности производственных комплексов, мировую индустрию СПГ можно разделить на две подсистемы:
1) крупнотоннажную индустрию СПГ;
2) средне- и малотоннажную индустрию СПГ. Крупнотоннажная индустрия включает в себя:
- крупнотоннажные заводы СПГ,
- мировой флот СПГ-танкеров для транспортировки,
- регазификационные терминалы для приема СПГ и его перевода в газообразное состояние с последующей подачей газа в магистральный газопровод. Заводы СПГ и приемные терминалы, в зависимости от локализации (базирования) могут быть: - наземными, плавучими, - прибрежными, на основаниях гравитационного типа (морские платформы). Средне- и малотоннажная индустрия включает в себя:
1) средне- и малотоннажные производственные комплексы, различающиеся по назначению:
- для покрытия пиковых нагрузок газопотребления;
- общего назначения;
- для производства топлива;
2) средства транспортировки:
- малые морские и речные танкеры,
- автоцистерны,
- железнодорожные цистерны;
3) приемно-раздаточные комплексы:
- комплексы регазификации для перевода СПГ в газообразное состояние и подачи газа в магистральный газопровод («сателлитные» установки) или в газораспределительные сети,
- крио-заправочные комплексы для различных видов транспорта,
- комплексы для перегрузки СПГ с одного вида транспорта на другой.
Основываясь на проведенном анализе мировой индустрии СПГ, автором предложена структурная схема индустрии, представленная на рисунке 1.3.
Исследование фазового равновесия смесей углеводородных компонентов природного газа с азотом
К настоящему времени вопросы равновесия в двухфазных бинарных системах «пар-жидкость» компонентов природного газа достаточно хорошо изучены. [68-71] Современные исследования сосредоточены на изучении мультифазных систем, содержащих углеводороды в смеси с неорганическими веществами, такими как вода, диоксид углерода, сероводород, водород, азот, которые также являются компонентами природного газа.
Так, известно [72-75], что добавление азота к смесям взаимно растворимых углеводородов может при определенных термобарических условиях вызвать расслоение раствора на две несмешивающиеся жидкие фазы, что вносит изменение в привычную схему парожидкостного равновесия. В основе расслоения углеводородных смесей с азотом лежит частичная взаимная растворимость компонентов бинарных смесей азот-углеводород. Нами было исследовано поведение бинарных, тройных и четырехкомпонентных смесей азота с метаном, этаном, пропаном, изо- и нормальным бутаном с использованием уравнения состояния Пенга-Робинсона (2.5), которое широко используется в термодинамических исследованиях углеводородных систем. [55]
На диаграмме (рисунок 2.19) представлены результаты исследований фазового равновесия для различных составов смеси метан-азот, из которой можно отметить, что моделирование смеси азота с метаном не выявило отклонений от поведения смесей, характерных для смесей взаимно растворимых компонентов. Для смесей азота с метаном с любым содержанием азота существуют кривые кипения и конденсации, которые соединяются в точке с критическими температурой и давлением для данной смеси (критическая точка). Между кривыми кипения и конденсации лежит двухфазная область пар-жидкость.
Найденные критические параметры азота Pкр = 3,3525 МПа; Tкр = -146,96 С и метана Pкр = 4,5834 МПа; Tкр = -82,45 С достаточно хорошо соответствуют литературным данным [76]: Pкр =3,35 МПа; Tкр = -146,95 С для азота и Pкр = 4,54 МПа; Tкр = -82,55 С для метана.
Также следует отметить, что критическая линия, как совокупность критических значений температуры и давления смесей азот-метан, непрерывна в зависимости от состава и соединяет критические точки чистых компонентов данной смеси. Видно, что критическая линия, отражающая изменение критических параметров смеси в зависимости от ее состава, имеет максимум при содержании азота в смеси 37 %. Критические параметры для данной смеси: Ркр = 5,18 МПа; Ткр = -103,3 С. На рисунке 2.20 представлены изобарные температурные кривые (ИТК) при разных давлениях, а на рисунке 2.21 – изотермы жидкой и паровой фазы при разных температурах.
Исследование равновесных составов фаз, в зависимости от температуры и давления, показало, что при любых соотношениях азота и метана мольная доля азота в жидкой фазе всегда меньше, чем в газовой, т.е. константа равновесия азота всегда больше 1. С увеличением давления от 0,1 до 3,4 МПа диапазон равновесных концентраций в паровой и жидкой фазах составляет от 0 до 1. Сравнение с экспериментальными данными из работ [68, 77, 78] показывает, в целом, удовлетворительную сходимость экспериментальных и расчетных данных. При увеличении давления свыше 3,4 МПа диапазон равновесных концентраций уменьшается. Так, например, при давлении 4 МПа равновесные мольные доли азота в жидкой и паровой фазах изменяются от 0 до 0,85, в то время как температурный диапазон двухфазной области составляет от минус 136,6 до минус 87 С, а при давлении 5 МПа – от 0,17 до 0,55 при изменении температуры от минус 115 до минус 91 С.
Для построения изотерм жидкой и паровой фаз смеси азот-метан был выбран диапазон изменения температуры от минус 180 до минус 100 С. Исследования показали, что при изменении температуры смеси от минус 180 до минус 147 С равновесные концентрации в жидкой и газовой фазе находятся в диапазоне от 0 до 1. При увеличении температуры свыше минус 147 С (критическая температура азота минус 146,95 [68]) диапазон равновесных концентраций, так же, как и двухфазная область, начинают сокращаться (см. рисунок 2.21). При этом точки соединения изотерм жидкой и газовой фаз y = x, k =1 на диаграмме смещаются от оси х=у=1 влево, в область меньших концентраций. Так, например, при температуре минус 140 С и давлении 3,8 МПа равновесные концентрации в жидкой и газовой фазах равны у = х = 0,9.
Совокупность точек равных равновесных концентраций в жидкой и газовой фазах образуют линию k = 1. Данная линия также представляет собой совокупность критических параметров (давление, температура) или критическую линию для смесей азот-метан.
Исследования коэффициентов фазового равновесия показали, что с увеличением температуры константа равновесия азота в смеси азот-метан увеличивается. Однако, с ростом давления уменьшается как сам коэффициент фазового равновесия, так и степень его увеличения на один и тот же перепад температуры. Зависимость коэффициента фазового равновесия от температуры показана на рисунке 2.22.
Cмеси азота с этаном, пропаном, нормальным и изо-бутаном демонстрируют совсем другое поведение.
Проведенные исследования смеси азот-этан с применением уравнения состояния (2.5) и построение на их основе диаграмм фазового равновесия показали принципиальное отличие от диаграмм фазового равновесия для смеси азот-метан (рисунок 2.23). Как видно из диаграммы, характер кривых равновесия, аналогичный кривым смесей азот-метан, наблюдается только у смесей азот-этан с содержанием азота не более 29 %. Однако, с увеличением содержания азота кривая кипения (точечные линии на диаграмме) смеси азот-этан видоизменяется, приобретая перегиб в области температур ниже минус 100 С. При этом минимальное значение температуры перегиба увеличивается от минус 145 до минус 100 С при одновременном увеличении давления от 4,1 до 18,0 МПа и содержания азота в смеси от 30 до 69 %. Как видно из диаграммы, перегибы на кривых кипения наблюдаются в надкритической области азота, вблизи критической точки (Ркр, Ткр) и с содержанием азота в смеси 30 % и выше. Минимум на кривой кипения смеси с содержанием азота 30 % соответствует давлению 4,14 МПа и температуре минус 146,75 С.
Также следует отметить, что критическая линия смеси не соединяет критические точки чистых компонентов, входящих в данную смесь, и имеет разрыв. Критическая линия соединяет критические точки чистого этана и критические точки смесей с содержанием азота не более 69 %. Начиная с содержания азота в смеси 70 % и выше, кривые кипения не определены, следовательно, не определяются и критические точки.
Исследование процесса адсорбционной осушки газа с целью его последующего сжижения
Сравнение технологий и оборудования адсорбции паровой фазы влаги из потока газовой смеси при одновременном анализе производителей данных технологий и адсорбентов позволяет выявить наиболее перспективные направления для проведения НИОКР и модернизации существующих адсорбционных процессов.
В данном разделе представлены результаты исследований информационных материалов [107, 19-123, Интернет-сайты компаний-производителей адсорбентов] и их анализ по отечественным и зарубежным производителям технологий и адсорбентов извлечения паровой фазы влаги из потока газовой смеси применительно к их возможному использованию к модернизации и разработке адсорбционного процесса осушки природного газа в производственном комплексе СПГ.
Кроме того, представлены результаты модельного исследования, целью которого является определение оптимальных термобарических параметров процесса адсорбционной осушки природного газа с целью повышения его эффективности при подготовке природного газа к сжижению.
Эффективность процесса адсорбционной осушки газа в значительной мере определяется технологической структурой и составом применяемого оборудования, типом используемого адсорбента и оптимальными условиями проведения процесса, а также другими факторами. Выбор тех или иных технологических процессов адсорбционной осушки природного газа обосновывается составом газа, термобарическими параметрами, требованиями нормативных документов к показателям качества газа, целевым назначением и производительностью комплекса по производству СПГ и другими факторами.
Обоснование рациональной технологии адсорбционной осушки природного газа базируется на использовании теорий термодинамики фазового равновесия, адсорбции, гидрогазодинамики и массообменных процессов.
Значительная роль в эффективности технологии адсорбционной осушки принадлежит адсорбентам.
Применяемые для осушки природного газа адсорбенты должны отвечать следующим основным требованиям:
- иметь большую динамическую и статическую адсорбционную емкость;
- обладать высокой селективностью;
- быть способными к регенерации;
- иметь высокую механическую прочность;
- обладать стабильной адсорбционной активностью и селективностью в условиях длительной эксплуатации;
- обладать высокой стойкостью к растрескиванию при попадании капельной влаги;
- быть нетоксичными;
- иметь стоимость, обеспечивающую эффективность применяемого адсорбционного процесса осушки газа;
- быть способными к утилизации после использования.
Несмотря на вышеперечисленные основные требования, при выборе адсорбента для промышленного использования часто отдают предпочтение тем или иным их эксплуатационным показателям.
В нефтегазовой отрасли в промышленных процессах адсорбционной осушки газов применяются такие твердые пористые тела с высокоразвитой поверхностью, как силикагели, алюмосиликаты, активный оксид алюминия, глины, цеолиты (молекулярные сита) и некоторые другие.
Адсорбенты изготавливаются и применяются в виде экструдатов, таблеток с диаметром от 1 до 8 мм и шариков диаметром от 2 до 8 мм, которые используются в процессах адсорбции со стационарным слоем адсорбента.
Рассмотрим некоторые основные типы адсорбентов для осушки газа.
Активный оксид алюминия (алюмогель, АОА) – тип адсорбента, который широко распространен в природе и давно используется в промышленности. АОА выпускается несколькими марками и разной формы: гранулированный, цилиндрический и шариковый (рисунок 3.29). АОА – один из самых дешевых адсорбентов, – но его адсорбционная способность невысока. Достоинством АОА является высокая стойкость по отношению к капельной влаге, и поэтому он может использоваться в качестве защитного слоя для силикагеля и цеолитов, которые при попадании капельной влаги могут растрескиваться.
Характеристика зарубежных адсорбентов на основе АОА на примере компании BASF и Bayer представлена в таблицах 3.10-3.12.
Компания Bayer производит активный оксид алюминия под фирменной маркой «Alumac».
Адсорбенты на основе активного оксида (окиси) алюминия (алюмогелей) марок Alumac 1,5-3A, Alumac 2-5A и Alumac 4-8A, а также Alumac 2-5D, Alumac 2,5-5D и Alumac 4-8D производятся по технологии «Bayer» (Байер) из алюминиевой руды боксит. Производство оксида алюминия Alumac A и Alumac D в форме шариков с гладкой поверхностью, с большой адсорбционной площадью поверхности, с большим объемом пор и с высокими адсорбционными характеристиками ведется с использованием другой запатентованной и уникальной «Flash» (Флэш) технологии «Pechiney» (Пешине).
Построение системы документов по стандартизации
В основу системы документов по стандартизации должен лечь принцип иерархии в соответствии с таблицей 4.5. Чем выше уровень, тем более общим является документ по стандартизации. Так, к системным стандартам следует отнести документы по общим характеристикам и анализу СПГ, например, стандарт EN 1160 – «Installations and equipment for liquefied natural gas. General characteristics of liquefied natural gas» (Установки и оборудование для сжиженного природного газа. Общие характеристики сжиженного природного газа) или ГОСТ Р 56021-2014 «Газ горючий природный сжиженный. Топливо для двигателей внутреннего сгорания и энергетических установок. Технические условия».
Примерами подсистемных стандартов служат:
- NFPA 59А – «Production, Storage, and Handling of Liquefied Natural Gas (LNG)» (Производство, Хранение и Перекачка Сжиженного Природного Газа (СПГ)), США;
- EN 1473:2007 – «Installation and equipment for liquefied natural gas – Design of onshore installations» (Установки и оборудование для сжиженного природного газа. Проектирование наземных установок), Евросоюз.
- ГОСТ Р 55892-2013 – Объекты малотоннажного производства и потребления сжиженного природного газа. Общие технические требования.
Следует помнить, что если для производственных комплексов и производственных объектов существуют требования по проектированию, строительству, пуско-наладочным работам и эксплуатации, то для технологического оборудования должны выполняться требования по проектированию, изготовлению, испытаниям, эксплуатации, диагностике и ремонту, оформленные соответствующими документами по стандартизации. Качество узлов и деталей технологического оборудования, как правило, регламентируется требованиями к проектированию, изготовлению и испытаниям.
На рисунке 5.1 приведена система иерархии предлагаемой национальной системы стандартизации в области СПГ. Системные и подсистемные стандарты, а также требования к производственным комплексам должны, по мнению авторов, иметь статус национальных стандартов или свода правил [180]. Требования к технологическому оборудованию, узлам, деталям и материалам могут носить характер стандарта организации или технических условий. Квалификационные требования к персоналу, имеющему право работать в данной отрасли энергетики, должны быть оформлены в виде профессионального стандарта (ПС).
Организация работ по национальной стандартизации (или стандартизации в рамках ЕАЭС) должна осуществляться с учетом одной из важнейших на сегодняшний день и ближайшую перспективу целей – локализации производства при решении проблемы импортонезависимости.
Мировой опыт создания проектов СПГ основан на широкой кооперации индустриального потенциала различных стран. Международная практика такова, что автономными усилиями одного государства, по существу, нереально обеспечить все жизненные циклы проекта СПГ (включая проектирование и изготовление технологического оборудования) с соблюдением принципа конкурентоспособности. В этой связи при формировании отечественной программы локализации подсистем и оборудования (включая этап стандартизации) необходимо осуществить ранжирование объектов, выделив из общего перечня систем, подсистем и оборудования ключевые, критические объекты и именно на них сконцентрировать внимание. [181]
Как следует из приведенной выше информации, зарождение отечественной индустрии СПГ как крупнотоннажной, так и малотоннажной, возможность для России войти в узкий круг производителей СПГ-оборудования для международных проектов выявило необходимость разработки национальной системы стандартизации объектов СПГ. С другой стороны, разумный подход к составлению документов по стандартизации может стимулировать развитие в стране средне- и малотоннажного производства СПГ.
Поясним этот тезис. Известно, что автономная газификация регионов России на основе СПГ идет очень медленно. Одной из причин торможения является высокая стоимость СПГ для потребителя. Требования к качеству СПГ диктуются сферой его конечного использования: электроэнергетика, промышленность, коммунальное хозяйство, ракетно-космическая техника или транспорт. Качество сжиженного газа, предназначенного, к примеру, для выработки электроэнергии, определяется параметрами газовых турбин, для которых большую роль играет теплотворная способность газа. На теплотворную способность газа оказывает влияние его компонентный состав, а именно содержание углеводородов С2+, которое строго регламентировано. Следовательно, при производстве такого СПГ необходимо дополнительно очищать газ от углеводородов тяжелее метана. То же относится и к производству топлива для авиации и космической техники, где содержание метана должно быть на уровне 99 % (СПГ высокой чистоты марки «А»). [182] Все это ведет к строительству дополнительных блоков очистки газа, к удорожанию производственных установок, и, в конечном итоге, к повышению себестоимости СПГ и конечной стоимости газа. То есть, такой газ вообще не применим для автономной газификации в силу его высокой стоимости для конечного потребителя. И если в крупнотоннажном производстве повышение качества выпускаемого СПГ не сильно скажется на его себестоимости, то в малотоннажном производстве стоимость подготовки газа может играть решающую роль в формировании конечной цены СПГ.
В то же время, газ для котельных, применяющихся для отопления жилых и производственных объектов, допускает содержание углеводородов С2+ в больших количествах, т.е. его качество может соответствовать маркам «Б» или «В», где содержание метана определяется как соответственно 80 % или 75 %. [182] В этом случае производство СПГ становится более рентабельным, и более дешевый СПГ будет востребован для автономной газификации.
Таким образом, разработка документов по стандартизации должна учитывать разделение производственных установок СПГ по назначению. Появление спроса на более дешевый СПГ даст развитие производству СПГ в различных регионах страны. В свою очередь, строительство новых производственных установок создает не только дополнительные рабочие места, но и способствует реализации программы автономной газификации промышленных объектов и жилищно-коммунального хозяйства, что ведет к решению проблемы энергообеспечения регионов и подъему жизненного уровня населения.
Россия обладает достаточным потенциалом для локализации производства оборудования в области индустрии СПГ. Так, ПАО «Криогенмаш» уже производит модульные малотоннажные ожижители природного газа для Китая и осенью 2019 г. поставил первый спирально витой теплообменник для четвертой линии завода Ямал СПГ (технология «Арктический каскад»). Действующие на территории Свердловской области производственные комплексы СПГ – на ГРС-4 и на АГНКС г. Первоуральска – выполнены на основе отечественного оборудования, произведенного на заводах Москвы (ОАО «НПО Гелиймаш») и Урала.