Сжиженный природный газ (СПГ): производство, хранение, перевозка. Производство сжиженного природного газа


Завод СПГ - цикл сжижения природного газа.

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.

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 газа

В работе установок могут применяться разные по своему принципу системы охлаждения газа. В промышленной реализации различают три основных метода сжижения:

  • каскадный — газ последовательно проходит через ряд теплообменников подключенных к системам охлаждения с разными температурами кипения хладагента. В результате газ конденсируется и поступает в накопительный резервуар.
  • смешанные хладагенты — газ поступает в теплообменник, туда же поступает смесь жидких хладагентов с разными температурами кипения, которые закипая последовательно снижают температуру поступающего газа.
  • турбо-расширение — отличается от вышеописанных методов тем, что используется метод адиабатного расширения газа. Т.е. если в классических установках мы снижаем температуру за счет кипения хладагента и теплообменников, то тут тепловая энергия газа расходуется на работу турбины. Для метана нашли применение установки на основе турбо-детандеров.

 

Очистка и сжижение газа

По 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 цепи

Основные этапы СПГ цепи:

  • газовое месторождения, откуда газ уходит на
  • завод по сжижению,
  • отгрузка и перевозка СПГ к потребителю, и наконец
  • регазицификация (восстановление обратно в газ) на конечных терминалах,
  • откуда газ подается в систему трубопроводов.

СПГ и инвестиции

Высокая 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.

 

Ссылки

Данная 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

Сжиженный природный газ (СПГ): производство, хранение, перевозка

Современный мировой рынок энергоносителей отличается чрезвычайной подвижностью. Он приносит огромное количество новостей и сюрпризов. Самой «сюрпризной» частью являются, конечно, новые технологии. К ним относится прежде всего сланцевая революция и все, что связано со сжиженным природным газом (СПГ).

За технологиями и процессами сектора СПГ внимательно следят и деловые, и политические сообщества всего мира. Тектонические сдвиги большой мировой политики порой обусловлены технологическим развитием добычи и логистики энергоносителей.

Технология сжижения природного газа

Сжиженный газ получают из природного с использованием двух физических процессов: сжатия и охлаждения. В финале сжиженный газ уменьшается в объеме в шестьсот раз.

Технологический процесс является многоступенчатым. Каждая ступень представляет собой сжатие в 5-10 раз с последующим охлаждением и передачей к следующей ступени. При прохождении от первой до предпоследней ступени газ остается газом. В жидкость он превращается лишь на последней ступени. Для получения одной тонны газа СПГ требуется около полутора тысяч кубометров природного газа.

Технологические ступени со сжатием и охлаждением требуют значительных энергетических затрат, вплоть до 25% от общего количества сжиженного газа.

Нюансы производства

Установки для производства СПГ различаются по природе физических процессов, на которых основано их действие:

  • дроссельные;
  • турбодетандерные;
  • турбинно-вихревые и т. д.

На сегодняшний день в мире используются два способа обработки:

  1. Конденсация или компримирование газа на фоне постоянного давления. Данный метод теперь не входит в число эффективных из-за высоких энергетических затрат.
  2. Теплообменные способы с помощью рефрижераторов или дросселей, основанных на изменении температуры газа.

Одним из важнейших технологических требований к производству газа СПГ является высокое качество теплоизоляции и теплообменного оборудования.

Если говорить о процессе производства сжиженного газа в целом, то он состоит из четырех обязательных и последовательных этапов:

  1. Добыча газа в буровых, доставка по газопроводу к заводу по сжижению.
  2. Сжижение газа, хранение СПГ в специальных установках.
  3. Отгрузка СПГ в танкеры с транспортировкой по воде.
  4. Разгрузка СПГ в терминалах, хранение, регазификация и поставка потребителю.

Свойства газа СПГ

Физические свойства сжиженного газа уникальные. Он ведет себя очень кротко: в чистом виде он не горит и не взрывается. Если его поместить в открытое пространство с обычной температурой, СПГ начнет спокойно испаряться, смешиваясь с воздухом.

Воспламенение возможно, но только при конкретной концентрации газа в воздухе: от 4,4 до 17%. Если содержание СПГ в воздухе ниже 4,4%, количества газа для возгорания будет слишком мало. Если же концентрация газа в воздухе превышает 17%, для пламени будет не хватать кислорода. На этом основан процесс регазификации. Испарение производится попросту без кислорода, то есть без воздуха.

Логистика сжиженного газа

Технологии доставки СПГ по своей динамичности и продвинутости ничуть не уступают способам его получения. Если провести, например, рейтинг современных морских судов по эстетике и дизайну, то победят вовсе не круизные лайнеры. Победят белоснежные танкеры по перевозке сжиженного газа, поражающие своими размерами, разнообразием и уникальными конструкциями.

Заводы по сжижению газа обычно локализуются недалеко от мест его добычи. На данном этапе важнейшим элементом является хранение СПГ с серьезнейшими технологическими требованиями с их обязательным выполнением. Криоцистерны строятся по принципу сосудов Дьюара, предназначенных для хранения веществ с температурой, отличающейся от обычной. Главный элемент в таких сосудах – двойные стенки. Криоцистерны для хранения и перевозки СПГ могут располагаться на морских танкерах или специальных автомобилях. Для железнодорожной транспортировки используются специальные вагоны в виде криоцистерн.

Если же газ СПГ уже подвергся регазификации, его отправляют до потребителя по классическому газопроводу.

Что выгоднее?

Давно подсчитано, что технологии перевозки СПГ выгоднее обычного трубопровода на больших расстояниях, превышающих несколько тысяч километров.

В России по поводу производства СПГ больше всего волнуется «Газпром». По мнению его ведущих специалистов, российский СПГ уже начал составлять ненужную конкуренцию трубопроводному способу. Одним из аргументов является отсутствие экспортной пошлины и налога на добычу полезных ископаемых на том же "Ямале СПГ". Такую ситуацию называют «потерей бюджетной эффективности».

Кажется, что компромиссное решение нашел Президент Владимир Путин. Он также не видит ничего хорошего в конкуренции двух видов российского природного газа. Вместе с тем технологии СПГ нужно продвигать на внутреннем рынке страны для перестройки общественного транспорта на новый вид топлива – газомоторный. Кроме автобусов, в России найдется множество потребителей СПГ, в основном это жители удаленных пунктов, где нет и не будет никаких газопроводов.

Российский СПГ

"Сахалин-2" и "Ямал СПГ" – два действующих завода сжижения газа в России на 2018 год. Первым и старейшим предприятием является сахалинский завод, долями которого владеют Shell, Mitsubishi и Mitsui, а контрольный пакет принадлежит "Газпрому".

Добыча нефти и попутного газа, а также производство СПГ происходят на условиях специального соглашения о разделе продукции. Завод по СПГ был введен в действие в 2009 году, он стал первым российским предприятием такого профиля.

Младшим собратом является второй завод, принадлежащий компании "Новатэк". Это проект "Ямал СПГ", который с самого начала был ориентирован на экспорт сжиженного газа. В его рамках будут построены и введены в действие пять наливных терминалов с огромной годовой суммарной мощностью до 58 млн тонн.

Газ США

США являются не только родиной технологии производства сниженного газа, но и самым мощным производителем СПГ из собственного сырья. Поэтому когда администрация Дональда Трампа выдвинула амбициозную программу «Энергетический план - Америка первая» с целью сделать страну главной энергетической державой в мире, к этому нужно прислушаться всем игрокам на мировой «газовой» площадке.

Такого рода политический поворот в США не был особым сюрпризом. Позиция американских республиканцев в отношении углеводородов ясная и простая. Это дешевая энергетика.

Прогнозы по экспорту американского СПГ самые разные. Самая большая интрига в торговых «газовых» решениях развивается в странах ЕС. Перед нами разворачивается картина сильнейшей конкуренции российского «классического» газа по «Северному потоку-2» и американского привозного СПГ. Многие европейские страны, включая Францию и Германию, оценивают сложившуюся ситуацию как отличную возможность для диверсификации источников газа в Европе.

Что же касается азиатского рынка, то торговая война между США и Китаем привела к полному отказу китайских энергетиков от привозного американского СПГ. Этот шаг открывает широчайшие возможности для поставок российского газа по трубопроводам в Китай в течение долгого времени и в огромных объемах.

Техника безопасности при использовании СПГ

Техника безопасности во многих производствах стала скучноватой рутиной. Такое отношение никак не относится к производству сжиженного газа, равно как и ко всему, что связано со словом «газ».

Главные риски связаны с общей горючестью газа в целом. Горючесть СПГ на порядок, конечно, ниже. Правила техники безопасности в отношении СПГ фокусируются на процессах разлива и испарения сжиженного газа. Если, к примеру, в цистерну с СПГ наливается новый газ с отличающейся плотностью (такое встречается), жидкости могут расслоиться без перемешивания. В этом случае более плотный газ осядет на дно с образованием двух полостей с независимой циркуляцией жидкостей. Жидкости в итоге перемешиваются по ходу конвективного обмена. Если оно происходит быстро, начинается стратификация: СПГ быстро и обильно испаряется. Чтобы не допустить этого, используют специальные устройства для управляемого перемешивания и особые способы заполнения резервуаров.

Достоинства СПГ: резюме

Начать нужно с преимуществ использования СПГ на внутреннем рынке. Применение сжиженного газа в котельных является самым оптимальным видом топлива: самая высокая теплота сгорания, максимальный КПД и весьма умеренная стоимость, что в итоге оказывается экономнее даже мазута.

Логистика СПГ легко привязывается к котельным любой локализации, включая самые удаленные пункты, благодаря отлично развитому производству средств перевозки СПГ в виде криоцистерн самой разной конфигурации.

Поскольку СПГ сгорает эффективнее угля или мазута, вредные выбросы в атмосферу минимальны: топочные газы не содержат твердых частиц или серные соединения.

С точки зрения экспорта СПГ и развития мирового рынка энергоносителей, СПГ и его производство становятся все более приоритетным фактором для крупнейших экономик мира, включая Францию, Южную Корею, Испанию и др. Главным же мировым потребителем сжиженного газа является Япония, чей импорт газа состоит из 100% СПГ.

fb.ru

Развитие технологий производства сжиженного природного газа

Автор: О.В. Крюков (ОАО «Гипрогазцентр»).

Опубликовано в журнале Химическая техника №1/2015

Как известно, в настоящее время и в среднесрочной перспективе природный газ остается жизненно важным компонентом в обеспечении глобальных энергетических потребностей ввиду своих преимуществ перед другими видами ископаемого топлива и в силу постоянно растущей потребности в нем.

В настоящее время большая часть газа доставляется потребителям по магистральным трубопроводам в газообразной форме [1].

В то же время в ряде случаев для труднодоступных удаленных месторождений транспорт сжиженного природного газа (СПГ) оказывается предпочтительнее, чем традиционный трубопроводный. Расчеты показали, что перевозка СПГ танкерами с учетом строительства мощностей сжижения и регазификации оказывается экономически рентабельной при расстояниях от 2500 км [2, 3] (хотя пример с Сахалинским заводом СПГ доказывает актуальность и исключений). Кроме того, индустрия СПГ является сегодня лидером в глобализации газовой индустрии и вышла далеко за рамки отдельных регионов, чего не было в начале 1990-х годов.

Пока спрос на СПГ растет, техническое обеспечение конкурентоспособных проектов СПГ в современной окружающей среде является непростой задачей. Важной особенностью заводов СПГ является то, что большинство затратных статей диктуется специфичными параметрами: качеством добываемого сырого газа, природными и климатическими условиями, топографией, объемами морских работ, доступностью инфраструктуры, экономическими и политическими условиями.

Особый интерес в связи с этим представляют технологии подготовки газа и его сжижения, которые сегодня уже используются на современных заводах СПГ и которые можно классифицировать по разным признакам. Но особенно важно, что они располагаются в комфортных южных или более суровых северных широтах [3, 4].

Исходя из этого, можно проанализировать различия этих двух групп, учесть особенности и недостатки каждой, применить опыт строительства и эксплуатации при реализации новых проектов СПГ в России, в частности в арктических условиях. Но даже с учетом имеющегося опыта перспективное развитие арктических территорий, где находится до 25% неразведанных запасов углеводородов, может быть обеспечено в дальнейшем инновациями, дающими повышение эффективности и конкурентоспособности.

История производства СПГ

Эксперименты по сжижению природного газа начались в конце 19-го века. Но только в 1941 г. был построен коммерческий завод СПГ в Кливленде (США, штат Огайо). То, что СПГ может транспортироваться судами на большие расстояния, было продемонстрировано на примере перевозки СПГ танкером «Methane Pioneer» в 1959 г.

Первым экспортным заводом СПГ с базисной нагрузкой стал проект «Camel» в Арзеве (Алжир), который был запущен в 1964 г. Первым заводом, где в 1969 г. начали производить СПГ в северных условиях, стал завод в США на Аляске. Большая часть разработок по технологиям подготовки газа к сжижению и по его сжижению выполнялась ранее и делается в настоящее время группами ученых, работающих в штатном составе коммерческих предприятий. Основные участники международного бизнеса СПГ и даты запуска заводов по годам представлены в табл. 1.

На начало 2014 г. действовало 32 завода СПГ в 19 странах мира; 11 производств СПГ в пяти странах мира находятся в стадии строительства; в восьми странах проектируется строительство еще 16 заводов СПГ. В России, кроме завода СПГ на о. Сахалине, существует проект строительства завода «Балтийский СПГ» в Ленинградской области, запланирован завод СПГ на Ямале с привлечением иностранных партнеров. Есть предложения по строительству мощностей СПГ для разработки Штокмановского, Южно-Тамбейского месторождений и для реализации проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-3».

В проектах, связанных со сжиженным газом, был задействован большой ряд российских организаций:ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Московский газоперерабатывающий завод,Сосногорский и Оренбургский ГПЗ,ОАО «Машиностроительный завод «Арсенал»», ОАО «НПО Гелиймаш»,ОАО «Криогенмаш», ОАО «Уралкриомаш», ОАО «Гипрогазцентр» и другие.

Вся система СПГ включает элементы добычи, обработки, перекачивания, сжижения, хранения, погрузки, перевозки и разгрузки, регазификации. Проекты СПГ требуют достаточного количества времени, денег и усилий на стадии дизайна, при экономической оценке, строительстве и коммерческом внедрении. Обычно проходит более 10 лет со стадии дизайна до реализации. Поэтому общепринятой является практика заключать 20-летние контракты. Запасов газа на месторождении должно быть достаточно на 20–25 лет для того, чтобы оно могло рассматриваться в качестве источника легких углеводородов для СПГ. Определяющими факторами выступают природа газа, доступное давление в пласте, связанность как свободного, так и растворенного газа с сырой нефтью, транспортные факторы, включая расстояние до морского порта.

За прошедшие годы индустрия СПГ сделала большой скачок. Если совокупность всех инноваций за это время условно принять за 100%, то 15% – это улучшение процесса, 15% – улучшение оборудования, а 70% приходится на теплоэнергетическую интеграцию. При этом капитальные затраты снизились на 30%, также произошло уменьшение расходов на транспорт газа по трубопроводам. Есть явный тренд в сторону увеличения объемов технологических линий. С 1964 г. мощность отдельно взятой технологической линии увеличилась в 20 раз. При этом по нынешнему состоянию экономики и технологий газовые ресурсы, которые считаются труднодоступными, оцениваются в 127,5 трлн. м3. Поэтому актуальная проблема заключается в транспортировки сжатого топлива на большие дистанции и через значительные водные пространства.

Таблица 1

Введение в эксплуатацию заводов СПГ в мире

 Страна  Год  Компания  Страна  Год  Компании
Алжир, г. Арзу г. Скикда  1964/1972  Sonatrach/Saipem-Chiyoda Египет, SEGAS Damietta  

2004

Union Fenosa, Eni, EGAS, EGPC
 США, г. Кенай  1969  ConocoPhillips, Marathon Египет, Idku (Egyptian LNG)  2005  BG, Petronas, EGAS/EGPC
Ливия, Марсаэль Брега  1971  Exxon, Sirte Oil  Австралия, Дарвин  2006 Kenai LNG, Conoco Phillips, Santos, Inpex, Eni, TEPCO
Бруней, Лумут 1972 Shell Экв. Гвиния, о. Биоко 2007 Marathon, GE Petrol
 ОАЭ  1977  BP, Total, ADNOC Норвегия, о. Мелкойя, Сновит  2007  Statoil, Petoro, Total
 Индонезия, Бонтанг, о. Борнео  1977  Pertamina, Total  Индонезия, Ириан–Джая, Тангу  2009 BP, CNOOC, INPEX, LNG

Japan, JX Nippon Oil

&Energy, KG Berau”, “Talisman

Индонезия, Арун, сев. Суматра  1978 Pertamina, Mobil LNG Indonesia, JILCO  Россия, Сахалин  2009  Gasprom, Shell
 Малайзия, Сату  1983  Petronas, Shell  Катаргаз 2  2009 Qatar Petroleum, ExxonMobil
 Австралия, Сев.Зап.

Шельф

 1989  Woodside, Shell, BHP, BP, Chevron, Mitsubishi/Mitsui  Йемен, Балхаф  2009 Total, Hunt Oil, Yemen Gas, Kogas, Hyundai, SK Corp, GASSP
 Малайзия, Дуа  1995  Petronas, Shell  Катар, Расгаз 2  2009 Qatar Petroleum, ExxonMobil
 Катаргаз 1  1997 Qatar Petroleum, ExxonMobil  Катар, Расгаз 3  2009 Qatar Petroleum, ExxonMobil
 Тринидад и Тобаго  1999  BP, BG, Repsol, Tractebel Норвегия, Risavika, Scangass LNG  2009  Scangass (Lyse)
 Нигерия  1999  NNPC, Shell, Total, Eni  Перу  2010 Hunt Oil, Repsol, SK Corp, Marubeni
 Катар, Расгаз  1999 Qatar Petroleum, Exxon Mobil  Катаргаз3,4  2010 ConocoPhillips, Qatar Petroleum, Shell
 Оман/Оман Калхат  2000/06 PDO, Shell, Fenosa, Itochu, Osaka gas, Total, Korea LNG, Partex, Itochu  Австралия, Pluto  2012  Woodside
 Малайзия, Тига  2003 Petronas, Shell, JX Nippon, Diamond Gas  Ангола, Soya  2013 Chevron, Sonangol, BP, Eni, Total

При неравномерном распределении ресурсов природного газа в мире задача реализации этих ресурсов по трубопроводам может оказаться невыполнимой или экономически непривлекательной. Для рынков, удаленных более чем на 1500 миль (более 2500 км), вариант СПГ оказался достаточно экономичным. Во многом по этой причине с 2005 по 2018 г. объемы глобальных поставок СПГ должны удвоиться.

Рынки СПГ находились в основном в местах с высоким индустриальным ростом. Некоторые контракты заключались по фиксированным ценам; это изменилось в 1991 г., когда стоимость СПГ начали привязывать к нефти и нефтепродуктам. Пропорция торговли на рынке спот увеличилась с 4% в 1990 г. до 18% к 2012 г.

В стоимостной цепочке СПГ сжижение природного газа является частью, требующей наибольших вложений и эксплуатационных расходов. Многие процессы сжижения отличаются только холодильными циклами. Процессы с одним смешанным хладагентом подходят для производственных линий объемом 1…3 млн. т в год. В основе технологических процессов с объемами от 3 до 10 млн. т в год лежит использование двух последовательных холодильных циклов, минимизирующих перепад давления в контуре природного газа. Применение третьего холодильного цикла позволило обойти такие «узкие» места в технологическом процессе, как диаметр криогенного теплообменника и объем холодильного компрессора для цикла с пропаном. Исследования различных процессов сжижения показывают, что каждый из них ненамного эффективнее остальных. Скорее, каждая технология имеет конкурентные преимущества при определенных условиях. Вряд ли стоит ожидать больших изменений капитальных затрат из-за небольших усовершенствований процесса, поскольку сам процесс основан на неизменных законах термодинамики. В связи с этим индустрия СПГ остается весьма капиталоемкой.

Возможно, что производство СПГ через 30 лет будет отличаться от той, которая существует сегодня. За рубежом накоплен значительный опыт в проектировании, изготовлении и эксплуатации автомобилей и судов на СПГ. Благодаря решению ряда технических задач, снижению инвестиционной активности по береговым комплексам СПГ, в силу сложности нахождения доступного газа проекты плавучих установок СПГ привлекают все большее внимание всех участников индустрии СПГ. Технические инновации и интеграция усилий могут обеспечить дальнейший успех подобных проектов; для этого требуется решение комплекса разноаспектных задач – экономических, технических и природоохранных.

Однако уже сегодня, как и в течение последних лет, индустрия СПГ заслуженно занимает свое важное место на энергетическом рынке и, скорее всего, сохранит это положение в обозримом будущем.

Подготовка газа к сжижению

Процесс обработки газа в высокой степени зависит от свойств сырого газа, а также от попадания тяжелых углеводородов через сырой газ. Для того чтобы сделать сжижение газа возможным, газ сначала подвергается обработке. При его входе на завод обычно происходит первоначальное разделение фракций и отделяется конденсат.

Поскольку большая часть примесей (вода, СО2, h3S, Hg, N2, He, карбонилсульфид COS, меркаптаны RSH и т.д.) замерзает при температурахСПГ или негативно влияет на качество продукта, соответствующее требуемой товарной спецификации, то и эти компоненты отделяются. Далее отделяются более тяжелые углеводороды для предотвращения их замерзания в процессе сжижения.

В табл. 2 представлены сводные данные по углеводородному сырью, используемому на всех рассматриваемых заводах.

Таблица 2

Составы газа на северных и южных заводах

 

 

  

Компонент

Сырой газ на южных заводах СПГ Сырой газ на северных заводах СПГ
ОАЭ

(усредненный поток)

Оман (усредненный поток)  

Катар

Иран (м. Южный

Парс)

Кенай, США Мелкойя, Норвегия (усред.)  

Сахалин, Россия

Сухой газ Жирный газ
1 C1, % 68,7 87,1 82,8 82,8–97,4 99,7 83,5 Есть Есть
2 C2, % 12,0 7,1 5,2  

 

 

8,4–11,5

0,07 1,4 То же То же
3 C3, % 6,5 2,2 2,0  

 

 

0,06

2,2 « «
4 C4, % 2,6 1,3 1,1 2,2 « «
5 C5, % 0,7 0,8 0,6 1,2 « «
6 C6+, % 0,3 0,5 2,6 8,6 « «
7 h3S, % 2,9 0 0,5 0,5–1,21 0,01 Нет «
8 CO2, % 6,1 1 1,8 1,8–2,53 0,07 0,4 5–8% 0,7
9 N2, % 0,1 0,1 3,3 3,3–4,56 0,1 0,5 0,8–3,6% <0,5
10 Hg Есть Есть Есть Есть Есть
11 He Есть
12 COS, ppm 3
13 RSH, ppm 232
14 h3O Есть Есть Есть Есть Есть Есть Есть Есть

Очевидно, что углеводородные смеси каждого из семи заводов подходят для производства СПГ, поскольку их большую часть составляют легкие соединения метана и этана. Поток газа, поступающий на каждый из рассматриваемых заводов СПГ, содержит воду, азот, углекислый газ. При этом содержание азота варьируется в пределах 0,1–4,5%, СО2 – от 0,07 до 8%. Содержание жирного газа колеблется от 1% на заводе СПГ в ОАЭ до 5– 11% на заводах СПГ Ирана и Аляски.

Кроме того, в составе газа ряда заводов присутствует ртуть, гелий, меркаптаны, другие сернистые примеси. Проблему извлечения сероводорода приходится решать на каждом заводе, кроме завода СПГ в Омане. Ртуть присутствует в газе

Сахалина, Норвегии, Ирана, Катара и Омана. Наличие гелия подтверждается только на проекте Катаргаз2. Присутствие RSH, COS подтверждено в газе проекта СПГ Ирана.

Состав и объем газа влияют не только на количество производимого СПГ, но и на объем и разнообразие побочных продуктов, что показано в табл. 3. Становится ясно, что в первую очередь состав газа влияет на выбор и применение оборудования при обработке газа, а значит, и на весь процесс подготовки газа и конечный выход продукции.

Таблица 3

Побочные продукты в составе газа на рассматриваемых заводах СПГ

Побочный продукт  ОАЭ  Оман  Катар  Иран Мелкойя, Норвегия
СНГ Нет Нет Да Нет Да
Конденсат Да Да Да Да Да
Сера Да Нет Да Да Нет
Этан Нет Нет Нет Нет Да
Пропан Да Нет Нет Да Да
Бутан Да Нет Нет Да Нет
Нафта Нет Нет Да Нет Нет
Керосин Нет Нет Да Нет Нет
Газойль Нет Нет Да Нет Нет
Гелий Да

Для удаления кислых газов на заводах СПГ используется процесс «Hi-Pure» – комбинация процесса с растворителем на основе K2CO3 для удаления основного объема СО2 и процесса с аминовым растворителем на основе ДЭА (диэтаноламин) для удаления остающейся части СО2 и h3S (рис. 1).

Рис. 1. Стандартная схема аминовой установки

На заводах СПГ в Иране, Норвегии, Катаре, Омане и на Сахалине применяется система аминовой очистки кислых газов МДЭА (метилдиэтаноламин) с активатором («aMDEA»).

У этого процесса есть ряд преимуществ перед физическими процессами и другими аминовыми процессами: лучшая абсорбционная и избирательная способность, более низкое давление паров, более оптимальные параметры эксплуатационной температуры, потребления энергии и т.д.

Сжижение газа

По большинству оценок и наблюдений, на модуль сжижения газа приходится 45% капитальных затрат всего завода СПГ, что составляет 25–35% всех затрат проекта и до 50% последующих эксплуатационных затрат. Технология сжижения основана на холодильном цикле, когда хладагент посредством последовательного расширения и сжатия переносит теплоту от низкой температуры к высокой температуре. Объем производства технологической ветки в основном определяется процессом сжижения, используемым хладагентом, наибольшими доступными размерами комбинации компрессора и привода, которые осуществляют цикл, и теплообменников, которые охлаждают природный газ.

Основные принципы охлаждения и сжижения газа предполагают подгонку кривых охлаждения–нагревания газа и хладагента настолько близкую, насколько это возможно.

Реализация этого принципа обусловливает более эффективный термодинамический процесс, требующий меньших затрат на единицу производимого СПГ, и это применимо ко всем процессам сжижения.

Основные части установки сжижения газа – это компрессоры, обеспечивающие циркуляцию хладагентов, приводы компрессора и теплообменники, используемые для охлаждения и сжижения газа и обмена теплотой между хладагентами. Многие процессы сжижения отличаются только холодильными циклами.

Таблица 4

Сводная таблица данных по заводам СПГ

 

Компонент

Северные заводы Южные заводы СПГ
Кенай Сахалин Сновит Иран Катаргаз ОАЭ Оман
Число участников производства  СПГ  

2

 

4

 

6

 

3

 

3

 

4

 

9

 

Число покупателей СПГ

 

2

³5 ³2  

 

³1 ³3
Длительность контрактов на покупку СПГ, лет  

15

 

21–25

 

30

 

 

 

25

 

15…20

Число резервуаров СПГ 3 2 2 3 5 3 2
Вместимость резервуара, тыс. м3 36 100 125 140 145 80 120
Вместимость резервуарного парка, тыс. м3  

108

 

200

 

250

 

420

 

725

 

240

 

240

Число танкеров 2 3 4 14 5
Вместимость танкеров, тыс.м3 87,5 145 145 210…270 88…125
Число технологических линий 1 2 1 2 2 3 3
Объем 1-й линии, млн. т/ год 1,57 4,8 4,3 5,4 7,8 2,3-3,0 3,3
Общий объем, млн. т/год 1,57 9,6 4,3 10,8 15,6 7,6 10
Запасы газа, млрд. м3 170…238 397…566 190…317 51000 25400
Начало эксплуатации завода 1969 2009 2007 2008 1977 2000

 

 

Компонент

Северные заводы Южные заводы СПГ
Кенай Сахалин Сновит Иран Катаргаз ОАЭ Оман
Территория завода, км2 0,202 4,9 1 1,4
Используемая технология сжижения «Optimised Cascade»  

«DMR»

 

«MFC»

 

«MFC»

 

«AP-X»

 

«C3/MR»

 

«C3/MR»

Число холодильных циклов 3 2 3 3 3 2 2
Состав 1-го хладагента.

Предварительное  охлаждение

 Пропан Этан, пропан Метан, этан, пропан, азот Метан, этан, пропан, азот Пропан  Пропан  Пропан
  Состав 2-го хладагента   Этилен  Метан, этан, пропан, азот  Метан, этан, пропан, азот  Метан, этан, пропан, азот   Смешанный 7% азот, 38% метан, 41% этан, 14% пропан   

Смешанный

 Состав 3-го хладагента  Метан  – Метан, этан, пропан, азот Метан, этан, пропан, азот  Азот  –  –
 Дополнительное  охлаждение  Вода, воздух  Воздух  Морская вода  Морская вода, вода, воздух  Вода, воздух Морская вода, воздух
Максимальная производительность 1-й технологической линии по данной технологии сжижения, млн. т/год   7,2   8   8…13   8…13   8…10  

5

  5

В табл. 4 представлены сравнительные характеристики процессов сжижения по всем анализируемым заводам. Схема технологии сжижения «С3/MR» (рис. 2), которая используется на заводах СПГ Омана и ОАЭ, является на сегодняшний день также и самой распространенной в мире.

Рис. 2. Технология сжижения «С3/MR» и подготовка газа на заводе СПГ в ОАЭ

Рассмотрение и сопоставление всех ныне действующих северных заводов СПГ и заводов СПГ Ближнего Востока позволяет сделать следующий вывод: между ними существуют различия в дизайне, выборе технологий сжижения газа и эксплуатации.

Это значит, что климат и месторасположение будут влиять на существующие и будущие арктические проекты СПГ.

Объемы производства и выбор технологии не в последнюю очередь определяются такими факторами, как природные условия. На примере норвежского и сахалинского заводов СПГ показано, что более продуктивно производить СПГ на северных территориях. Проведенный анализ не выявил причин, которые могли бы помешать использованию рассматриваемых технологий сжижения газа на заводах в климатических условиях юга и севера, за исключением новой технологии «DMR», которая была разработана специально для условий Сахалина.

Тем не менее, выбор той или иной технологии для определенного региона влияет на эффективность и энергопотребление при производстве СПГ, поскольку эти параметры процесса сжижения определяются тем, работает ли установка на холоде. Важно также отметить, что все северные проекты требовали каждый раз нового технологического решения для процесса сжижения, тогда как на Ближнем Востоке распространено применение типовых технологий.

Число участников проекта на южных заводах составляет от 3 до 9, и это в 1,5 раза больше, чем в северных проектах СПГ, где число производителей колеблется от 2 до 6.

Можно предположить, что такое различие определяется не только политикой государств и национальных компаний, но также и спецификой расположения северных производств, где необходима надежность и уверенность сильных и крупных игроков рынка. Вряд ли доступность инвестиций здесь играет определяющую роль, поскольку потенциальных рыночных игроков проектов СПГ всегда много.

Все рассмотренные заводы СПГ строились для относительно больших месторождений с запасами газа не менее 170 млрд. м3. Не выявлено зависимостей у северных и южных проектов от запасов газа, но очевидно, что у южных регионов есть большие возможности для реализации одиночных мелких проектов СПГ с меньшими объемами годового производства – до 3 млн. т в год.

Аргументом в пользу такого утверждения служит завод СПГ в г. Кенае (США), где относительно небольшие объемы производства в 1,57 млн. т/год и ожидаемое истощение запасов ставит вопрос о целесообразности продолжения проекта после 40 лет успешной эксплуатации.

Дублирование критичного оборудования – такого, как холодильные компрессоры, не распространено и имеет место только на старейшем заводе СПГ в г. Кенае. Использование дублирующего оборудования может быть не только устаревшим технологическим решением, но и частично оправдывается (при наличии только одной технологической линии в северных условиях для повышения надежности). Так или иначе, но разработки 1992 г. компании Phillips предусматривают установку одиночных турбокомпрессоров. Технология сжижения Phillips с обеспеченной двойной надежностью может быть подходящим вариантом для небольших изолированных газовых месторождений.

По таким параметрам, как сроки контрактов, рынки сбыта, запасы углеводородов на месторождениях, размеры танкерного флота и резервуарных парков, использование смешанных хладагентов и число холодильных циклов, больших расхождений между южными и северными заводами не обнаружено. Однообразие рынков сбыта (Япония, Корея, Тайвань, Европа) – независимо от времени запуска и расположения заводов СПГ – показывает выгодность импорта СПГ танкерами через большие водные пространства для развитых стран при отсутствии или нехватке у них энергоресурсов.

Использование технологий сжижения газа со смешанными хладагентами более предпочтительно, чем применение технологий с однородными жидкостями независимо от региона расположения завода, поскольку кривая конденсирования при этом точнее соответствует кривой охлаждения природного газа, повышая эффективность процесса охлаждения, а состав хладагента можно варьировать при изменении состава газа. Основное преимущество однородных хладагентов – это простота использования, но по совокупности достоинств они уступают смешанным хладагентам.

Нет прямой зависимости числа холодильных циклов от расположения заводов в южных или северных широтах. Большинство современных технологий сжижения газа предполагает использование трех циклов, поскольку при этом более совершенен процесс конденсирования природного газа. Независимо от расположения завода сроки, на которые заключаются долгосрочные контракты на поставку СПГ, увеличились с 15 до 20…30 лет.

Число производителей и покупателей СПГ– участников товарно-производственных отношений – в последнее время также увеличилось.

Расходы на транспортирование СПГ снижаются за счет внедрения больших по объему танкеров. При этом для транспортировки СПГ с северных заводов необходимо применение специальных усиленных танкеров, подходящих для использования в сложных ледовых условиях. Доказательством этого может служить следующий факт: в июле и декабре 1993 г. танкеры проекта СПГ Кенай вместимостью 71 500 м3 были заменены танкерами вместимостью 87 500 м3 под названиями «Полярный орел» и «Арктическое солнце». Они были на 15% короче первоначальных танкеров, вмещали СПГ на 23% больше. Это частично было связано с требованиями японской стороны об использовании больших по размеру и новых танкеров, частично – с увеличением пропускной способности завода. Как и предшественники, эти танкеры были спроектированы для сложных погодных условий и низких температур. На них были размещены свободно стоящие призматические емкости; танкеры имеют ледовое усиление корпуса, пропеллера, валов и приводных механизмов.

Стоит также учитывать усложненность климатических, ледовых, волновых, ветровых условий при загрузке танкеров на северных заводахСПГ. При арктических условиях для улучшения эффективности первичного холодильного цикла потребуется, скорее всего, замена пропана хладагентом с более низкой точкой кипения. Это может быть этан, этилен или многокомпонентный смешанный хладагент. Способность заводов СПГ выиграть от теоретически более высокой эффективности сжижения газа при холодных температурах зависит от проектных температур арктических заводов и их проектных эксплуатационных стратегий. Если среднегодовая температура учитывается в проектах как фиксированная проектная температура, то потери из-за температур, более высоких, чем средняя температура (с коэффициентом 1,8%/°С), могут значительно перевесить преимущества эффективного конденсирования при температурах ниже, чем средние. Это может происходить из-за того, что объемы производстваСПГ будут меняться ради достижения и выполнения производственных квот. И, наоборот, фиксирование проекта по объемам и завышение проектных температур (выше средних температур окружающей среды) для достижения необходимых объемов может привести к более высокой общей эффективности, но и к более высоким капитальным затратам.

Если будет принято решение эксплуатировать завод при меняющихся объемах, зависящих от температуры окружающей среды, то свойства сырого газа и транспортная логистика СПГ должны будут подгоняться под такие вариации.

Это не всегда возможно. Например, более холодные природные условия могут привести к задержкам судов в то время, когда завод может выдавать максимальное количество продукции. Поэтому будет необходимо сбалансировать экономические преимущества больших технологических линий, оптимальную конфигурацию дизайна с точки зрения эксплуатации, а также сложности строительства и вызовы эксплуатации завода на отдаленных локациях при меняющихся природных условиях.

Таким образом, на основании сказанного можно сделать следующие выводы.

Набор установок, их технологические параметры и ассортимент попутно вырабатываемых продуктов зависят от свойств и объемов используемого газа. Анализ не выявил существенной зависимости от месторасположения завода СПГ таких факторов, как последовательность расположения технологических установок, выбор технологий подготовки газа и их функционирования.

Любой технологический процесс подходит для специфичных свойств газа и определенных условий применения, а наиболее практичными и эффективными в использовании из рассмотренных процессов являются процесс химической очисткиМДЭА с активатором и физический процесс «Sulfinol-D».

Выявлены существенные различия в выборе и эксплуатации технологии сжижения между северными и южными заводами СПГ. Климат и место расположения заводов – факторы, которые влияют на существующие и станут фактором влияния на будущие арктические проекты СПГ.

Список литературы

  1. Пужайло А.Ф., Савченков С.В., Репин Д.Г. и др. Энергетические установки и электроснабжение объектов транспорта газа: Монография серии «Научные труды к 45-летию ОАО «Гипрогазцентр»/ Под ред. О.В. Крюкова. Т. 3. Н. Новгород: Исток, 2013. 300с.
  2. Бучнев О.А., Саркисян В.А. Перспективы сжиженного природного газа на энергетических рынках//Газовая промышленность. 2005. №2.
  3. Дорожкин В.Ю., Терегулов Р.К., Мастобаев Б.Н. Подготовка газа к сжижению в зависимости от его свойств//Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2013. №1.
  4. Изотов Н.В., Никифоров В.Н. Исследование технологий сжижения природного газа//Газовая промышленность. 2005. №1.

chemtech.ru

Производство СПГ | LNGas.ru

Производство и потребление СПГ предполагает развитие особой отдельной инфраструктуры, требующей использования специальных технологий для сжижения газа, его транспортировки в специальных емкостях при низкой температуре и регазификации.

Производственно-сбытовая цепочка СПГ содержит три основных звена: сжижение газа поставщиком, перевозку и регазификацию покупателем.

Производственно-сбытовая цепочка СПГ

Первой ступенью производства СПГ является завод по сжижению природного газа.

Процесс сжижения газа состоит из следующих элементов:

  • Подготовка сырьевого газа, включающая в себя удаление примесей и сепарацию газоконденсатных жидкостей (ШФЛУ)
  • Охлаждение до температуры сжижения
  • Помещение полученного жидкого природного газа в резервуары для хранения

Сжижение природного газа (после его очистки, дегидратации и сепарации более тяжелых, чем метан углеводородов) производится в серии теплообменников, обеспечивающих последовательное, полное сжижение и некоторое переохлаждение газа. Завод по сжижению газа, в сущности, подобен здоровенному холодильнику, который производит охлаждение и перевод обычного природного газа (предварительно очищенного) в жидкое состояние.

Процесс сжижения природного газа (получение СПГ)

Основными элементами комплекса по производству СПГ являются: завод по сжижению природного газа, резервуары для хранения СПГ и комплекс по отгрузке сжиженного газа.

Завод по сжижению газа является ключевым звеном производственно-сбытовой цепочки в сегменте СПГ. Функция хранения интегрирована в наливные сооружения. Далее танкеры-газовозы доставляют СПГ на приемный регазификационный терминал. После постановки на якорь и подсоединения наливных рукавов в порту производится разгрузка танкеров: СПГ перекачивается судовыми насосами в береговые резервуары для хранения. После чего сжиженный газ находится на хранении все еще в жидком состоянии в соответствующих резервуарах при атмосферном давлении. В регазификационных установках на принимающем терминале происходит управляемый процесс испарения, и затем природный газ в газообразном виде направляется дистрибьюторам и конечным потребителям по трубопроводам.

В целом общая технологическая цепочка производства и применения СПГ на суше состоит из следующих элементов:

  • Газопровод, соединяющий месторождение с берегом
  • Завод по сжижению газа на берегу, терминал по отправке, включающий порт, емкости для хранения СПГ, установки для загрузки судов
  • Флот танкеров-метановозов
  • Принимающий терминал и подразделение регазификации

Хотя элементы различны по своей сути, технологическая цепочка СПГ требует высокой степени взаимодействия и взаимозависимости между поставщиками и потребителями.

Кроме того, в настоящее время рассматривается возможность производства сжиженного природного газа непосредственно на месте добычи газа (на шельфовых месторождениях). Данная технология носит название FLNG (Floating Liquefied Natural Gas), что подразумевает под собой создание плавучих заводов СПГ. Концепция FLNG предполагает размещение объектов по сжижению газа прямо над скважинами, что позволяет исключить создание береговой инфраструктуры и транзитных трубопроводов. Сжижение газа происходит на борту плавучего судна, загрузка метановозов для отправки также осуществляется непосредственно в море (швартовка «бок-о-бок»).

Технология сжижения газа,  его транспортировки и хранения уже вполне освоена в мире. Поэтому производство СПГ – довольно стремительно развивающаяся отрасль в мировой энергетике.

lngas.ru

Сжижение природного газа

Технология получения LNG

            Процесс сжижения природного газа сводится к переводу в жидкое состояние основного его компонента - метана.

             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 минус 160°С. Существует несколько способов достижения холода такой глубины.

             В настоящее время для получения сжиженного природного газа применяются два процесса: конденсация при постоянном давлении (компремирование) и теплообменные: рефрижераторный с использованием охладителя и турбодетандерный/дросселирование с получением необходимой температуры при резком расширении газа. Процесс сжижения природного газа высоко энергоемкий. По этой причине в современной Мировой практике получения СПГ отказались от первоначального способа сжижения компремированием и отдали предпочтение теплообменным способам сжижения.

           В процессах сжижения природного газа особое значение приобретает эффектив-ность теплообменного оборудования и теплоизоляционных материалов. При теплообмене в криогенной области увеличение разности температурного перепада между потоками всего на 0,5ºС может привести к дополнительному расходу мощности от 2 до 5 кВт на сжатие каждых 100 тыс. м3 газа.

 

          Дросселирование позволяет получать сжиженный природный газ при малых энергетических затратах. Недостатком является низкий коэффициент ожижения - до 4% и требует многократной перегонки. Поэтому перешли к работе по компрессорно-детандерной схеме. В этой 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 все еще остается низок - до 14%. Это значит, что для реализации такой схемы, также как и для дроссельной, необходимо наличие магистрали низкого давления для сброса в нее не сжиженной части природного газа. Другими словами такая схема опять-таки наиболее эффективна на ГРС.

         Уже несколько десятков лет известны термодинамические схемы, позволяющие достичь 100% эффективности сжижения природного газа. К таковым относятся:

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 хладоагента 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.

 

 

synenergy.ru

Как сжижать газы? Производство и использование сжиженного газа :: SYL.ru

Более 30 лет в СССР, затем в России сжиженные и сжатые газы применяются в народном хозяйстве. За это время пройден достаточно трудный путь по организации учета сжиженных газов, разработке технологий по их перекачке, измерению, хранению, транспортировке.

От сжигания до признания

Исторически сложилось, что потенциал газа как источника энергии был недооценен в нашей стране. Не видя экономически обоснованных сфер применения, нефтепромышленники старались избавиться от легких фракций углеводородов, сжигали их без пользы. В 1946 году выделение газовой промышленности в самостоятельную отрасль революционно изменило ситуацию. Объём добычи этого типа углеводородов резко увеличился, как и соотношение в топливном балансе России.

Когда ученые и инженеры научились сжижать газы, стало возможным строить газосжижающие предприятия и доставлять голубое топливо в отдаленные районы, не оборудованные газопроводом, и использовать в каждом доме, в качестве автомобильного топлива, на производстве, а также экспортировать его за твердую валюту.

Что такое сжиженные углеводородные газы

Они делятся на две группы:

  1. Сжиженные углеводородные газы (СУГ) – представляют собой смесь химических соединений, состоящую в основном из водорода и углерода с различной структурой молекул, то есть смесь углеводородов различной молекулярной массы и различного строения.
  2. Широкие фракции легких углеводородов (ШФЛУ) – включают большей частью смеси легких углеводородов гексановой (С6) и этановой (С2) фракций. Их типичный состав: этан 2-5 %, сжиженный газ фракций С4-С5 40-85%, гексановая фракция С6 15-30%, на пентановую фракцию приходится остаток.

Сжиженный газ: пропан, бутан

В газовом хозяйстве именно СУГ применяются в промышленном масштабе. Их основными компонентами являются пропан и бутан. Также в виде примесей в них содержатся более легкие углеводороды (метан и этан) и более тяжелые (пентан). Все перечисленные компоненты являются предельными углеводородами. В состав СУГ могут входить также непредельные углеводороды: этилен, пропилен, бутилен. Бутан-бутилены могут присутствовать в виде изомерных соединений (изобутана и изобутилена).

Технологии сжижения

Сжижать газы научились в начале XX века: в 1913 году за сжижение гелия вручена Нобелевская премия голландцу К. О. Хейке. Некоторые газы доводятся до жидкого состояния простым охлаждением без дополнительных условий. Однако большинство углеводородных «промышленных» газов (углекислый, этан, аммиак, бутан, пропан) сжижаются под давлением.

Производство сжиженного газа осуществляется на газосжижающих заводах, расположенных либо около месторождений углеводородов, либо на пути магистральных газопроводов около крупных транспортных узлов. Сжиженный (или сжатый) природный газ можно легко доставить автомобильным, железнодорожным или водным транспортом к конечному потребителю, где его можно хранить, после чего снова преобразовать в газообразное состояние и подавать в сеть газоснабжения.

Специальное оборудование

Для того чтобы сжижать газы, используются специальные установки. Они значительно уменьшают объём голубого топлива и повышают плотность энергии. С их помощью можно осуществлять различные способы переработки углеводородов в зависимости от последующего применения, свойств исходного сырья и условий окружающей среды.

Установки по сжижению и сжатию предназначены для обработки газа и имеют блочное (модульное) исполнение либо полностью контейнеризированы. Благодаря регазификационным станциям становится возможным обеспечение дешёвым природным топливом даже самых отдалённых регионов. Система регазификации также позволяет хранить природный газ и подавать его необходимое количество в зависимости от потребности (например, в периоды пикового потребления).

Использование сжиженного газа

Большинство различных газов в сжиженном состоянии находят практическое применение:

  • Жидкий хлор используют для дезинфекции и отбеливания тканей, применяется как химическое оружие.
  • Кислород – в лечебных учреждениях для пациентов с проблемами дыхания.
  • Азот – в криохирургии, для замораживания органических тканей.
  • Водород – как реактивное топливо. В последнее время появились автомобили на водородных двигателях.
  • Аргон – в промышленности для резки металлов и плазменной сварки.

Также можно сжижать газы углеводородного класса, наиболее востребованные из которых - пропан и бутан (н-бутан, изобутан):

  • Пропан (C3H8) является веществом органического происхождения класса алканов. Получают из природного газа и при крекинге нефтепродуктов. Бесцветный газ без запаха, малорастворим в воде. Применяют как топливо, для синтеза полипропилена, производства растворителей, в пищевой промышленности (добавка E944).
  • Бутан (C4h20), класс алканов. Бесцветный горючий газ без запаха, легко сжижаемый. Получают из газового конденсата, нефтяного газа (до 12%), при крекинге нефтепродуктов. Используют как топливо, в химической промышленности, в холодильниках как хладоген, в пищевой промышленности (добавка E943).

Характеристики СУГ

Основное преимущество СУГ – возможность их существования при температуре окружающей среды и умеренных давлениях как в жидком, так и в газообразном состоянии. В жидком состоянии они легко перерабатываются, хранятся и транспортируются, в газообразном имеют лучшую характеристику сгорания.

Состояние углеводородных систем определяется совокупностью влияний различных факторов, поэтому для полной характеристики необходимо знать все параметры. К основным из них, поддающимся непосредственному измерению и влияющим на режимы течения, относятся: давление, температура, плотность, вязкость, концентрация компонентов, соотношение фаз.

Система находится в равновесном состоянии, если все параметры остаются неизменными. При таком состоянии в системе не происходит видимых качественных и количественных метаморфоз. Изменение хотя бы одного параметра нарушает равновесное состояние системы, вызывая тот или иной процесс.

Свойства

При хранении сжиженных газов и транспортировании их агрегатное состояние меняется: часть вещества испаряется, трансформируясь в газообразное состояние, часть конденсируется – переходит в жидкое. Это свойство сжиженных газов является одним из определяющих при проектировании систем хранения и распределения. При отборе из резервуаров кипящей жидкости и транспортировании ее по трубопроводу часть жидкости испаряется из-за потерь давления, образуется двухфазный поток, упругость паров которого зависит от температуры потока, которая ниже температуры в резервуаре. В случае прекращения движения двухфазной жидкости по трубопроводу давление во всех точках выравнивается и становится равным упругости паров.

www.syl.ru

Способ производства сжиженного природного газа и комплекс для его реализации

Изобретение относится к газовой промышленности, конкретно к технологиям ожижения природного газа. Способ производства сжиженного природного газа, согласно которому входящий поток газа очищают от примесей и компримируют до разделения его на технологический и продукционный потоки. Технологический поток пропускают через детандер, оборудованный газовой турбиной, вращающий момент которой используют для компримирования входящего потока газа до разделения его на технологический и продукционный потоки. Технологический поток очищают от примеси тяжелых углеводородов путем их конденсации в сопловом аппарате детандера, который выполняют из теплопроводящего материала. Жидкую фазу переохлаждают перед скачиванием в емкость потребителя. Использование изобретение позволяет повысить производительность при снижении энергопотребления. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Предлагаемое изобретение относится к газовой промышленности, конкретно к технологиям производства сжиженного природного газа (СПГ).

Известен «Способ и устройство для ожижения углеводородного потока», в котором поток углеводородов пропускают через несколько этапов охлаждения при помощи теплообменников, в которых испаряют жидкий хладагент (см. патент РФ №2499962, опубл. 27.11.2013). Известно также изобретение «Способ сжижения природного газа и устройство для его осуществления», в котором газ разделяют на два потока, очищают от примесей и охлаждают холодным газом из вихревой трубы (см. патент РФ №2158400, опубл. 27.10.2000).

Наиболее близким, на наш взгляд, к предлагаемому способу является изобретение по патенту РФ №2438081 - прототип I. В пункте 1 формулы данного патента описан способ сжижения природного газа (ПГ), включающий отбор газа из магистральной трубы газораспределительной станции (ГРС), разделение потока ПГ на продукционный и технологический потоки, осушку и сжатие продукционного потока, осушку и расширение технологического потока, охлаждение продукционного потока технологическим, дросселирование продукционного потока для получения парожидкостной смеси, отделение жидкой фазы от паровой фазы ПГ.

Недостатком прототипа I (как и других аналогов) является сложность технологического процесса, что влечет увеличение стоимости технологического оборудования и себестоимости производимого СПГ при значительных затратах электроэнергии (например, на воздушное охлаждение газа после сжатия). Отводимое от сжижаемого газа тепло никак не используется, а рассеивается в окружающую среду, что в условиях глобального потепления является вредной эмиссией. Как показывает практика, при безмашинном сжижении ПГ (т.е. с использованием дросселей, вихревых труб или других пассивных охлаждающих устройств) невозможно добиться существенного повышения производительности при умеренном энергопотреблении.

Известна установки для сжижения природного газа патент РФ на изобретение №2212600 - прототип II. В пункте 5 формулы данного патента описана установка, которая содержит входную трубу, соединенную с магистралью ГРС, линию технологического потока газа с узлом осушки, линию продукционного потока газа с узлом осушки, теплообменники, компрессор, дроссельный узел и сборник-сепаратор сжиженного газа. В данной установке предпринята попытка улучшить производительность и удельное энергопотребление установки за счет использования холода газифицируемого СПГ. Холод от СПГ передается продукционному потоку природного газа, а регазифицированный за счет тепла продукционного потока природный газ подается через распределительную сеть потребителю. К недостаткам прототипа II следует отнести зависимость производительности установки от потребления регазифицированного газа (при снижении или полном отсутствии потребления регазифицированного газа производительность установки соответственно снижается). При этом сохраняется достаточно высокое потребление энергии на охлаждение технологического потока после сжатия, эмиссия тепла в окружающую среду, а сложность и стоимость технологического оборудования увеличиваются.

Технической задачей в предлагаемом изобретении является повышение производительности при снижении энергопотребления, уменьшение стоимости технологического оборудования.

Технический результат (для способа) достигается тем, что в способе производства СПГ, в котором исходный природный газ отбирают из магистрального трубопровода ГРС, очищают от механических частиц, осушают, затем разделяют на продукционный и технологический потоки, из которых по крайней мере один компримируют и охлаждают после сжатия, продукционный поток очищают от примесей СО2, охлаждают, пропускают через дроссель для получения парожидкостной смеси, от которой отделяют СПГ в виде жидкой фазы для скачивания потребителю СПГ, технологический поток газа очищают от примесей, затем пропускают через детандер, оборудованный газовой турбиной, вращающий момент которой используют для компримирования потоков газа, причем продукционный поток очищают от примеси тяжелых углеводородов путем их конденсации в сопловом аппарате детандера, который выполняют из теплопроводящего материала, при этом жидкую фазу (СПГ) переохлаждают перед скачиванием в емкость потребителя.

В указанном способе жидкую фазу газа переохлаждают путем понижения ее давления с помощью струйного компрессора, в котором в качестве активного потока используют газ технологического потока.

В указанном способе для охлаждения системы смазки детандера используют часть обратного потока холодных паров газа, отделенных в сепараторе от жидкой фазы газа и предварительно пропущенных через теплообменники установки.

Технический результат (для устройства) достигается тем, что комплекс для реализации указанного выше способа, содержащий соединенный с магистралью газораспределительной станции трубу, с которой связаны технологическая линия, соединенная с газораспределительной сетью, и продукционная линия, соединенная с хранилищем сжиженного природного газа, включающая компрессор, дроссель, сепаратор, которая содержит детандер, оборудованный турбиной, выполненной с возможностью вращения потоком газа из технологической линии, причем турбина кинематически связана с компрессором, при этом комплекс дополнительно оборудован струйным компрессором, всас которого соединен с хранилищем сжиженного природного газа, а выход соединен с технологической линией. В комплексе сопловой аппарат детандера выполнен из теплопроводящего материала. В комплексе узел осушки выполнен в виде единого блока для осушки технологического и продукционного потоков.

Следует отметить, что производственный комплекс, сопутствующий работе ГРС, должен быть подстроен к ее работе. Комплекс должен учитывать изменения (сезонные и/или районные) параметров газа в ГРС. При этом он должен обеспечивать требуемое качество продукции, т.е. СПГ. В соответствии с перечисленными требованиями была разработана технология для производства СПГ, привязанная к ГРС-4 г. Свердловска.

Устройство комплекса поясняется чертежом, на котором показана его принципиальная схема.

В конкретном исполнении комплекс содержит соединенную с магистралью ГРС входную трубу (вход ПГ), фильтр-пылеуловитель 1, входной счетчик газа 2, блок осушки 3, фильтр 4 для очистки от частиц адсорбента. Комплекс также содержит линию 5 для утилизации тепла, теплообменник 6, регулятор давления 7, струйный компрессор 8, счетчик газа 9 на выходе, блок 10 для очистки газа от углекислоты, фильтр 11 для очистки газа от частиц адсорбента. Комплекс содержит дроссель 12, предварительный теплообменник 13, масляный бак 14 для системы смазки детандера, компрессор 15, масляный насос 16, охладитель масла 17, детандер 18. Комплекс также содержит основной теплообменник 19, дроссель 20, сепаратор 21, хранилище 22 для СПГ, криогенный насос 23, клапан 24.

Комплекс работает в следующем порядке. Природный газ высокого давления, поступающий из ГРС на вход комплекса, разделяют на два потока. Первый поток пропускают через фильтр 1, второй направляют в линию 5, которая служит линией утилизации тепла от агрегатов комплекса. После очистки от пыли в фильтре 1, первый поток подают через счетчик 2 в блок осушки 3, где из газа удаляется влага с помощью адсорбентов (цеолитов). В конкретном исполнении блок 3 содержит два адсорбера, которые работают по очереди. Когда один адсорбер работает на осушке газа, второй ставят на регенерацию адсорбента. Из блока 3 газ пропускают через фильтр 4 для очистки от частиц адсорбента. Затем осушенный и очищенный газ подвергают сжатию с помощью компрессора 15, который приводится в действие крутящим моментом, полученным в газовом турбинном детандере 18. Связанные единым валом и размещенные в одном корпусе компрессор и детандер образуют турбодетандерный агрегат.

Далее сжатый газ охлаждают в теплообменнике 6, нагревая газ линии утилизации тепла 5 перед его редуцированием. Затем газ из линии 5 подают через регулятор 7 в распределительную сеть потребителю. Таким образом, теплота сжатия в компрессоре 15 утилизируется для подогрева газа в ГРС. Отметим, что в данном варианте линия 5 является частью оборудования комплекса. В других вариантах для утилизации тепла можно использовать штатные линии ГРС. При этом экономится топливный газ ГРС.

После теплообменника 6 газ разделяют на две линии (далее - два потока): технологический поток (для выработки холода) и продукционный поток (для сжижения ПГ). Технологический поток, через теплообменник 13 направленный в детандер 18, приводит во вращение турбину детандера. Турбина детандера приводит рабочее колесо турбокомпрессора, сидящее с ней на одном валу, т.е. мощность, произведенная детандером, направляется на вал компрессора для сжатия газа. Таким образом, технологический поток газа, направленный в детандер, расширяется с совершением внешней работы, что приводит к резкому снижению его температуры (охлаждению). При этом тяжелые углеводороды из газа конденсируются на сопловом узле детандера, стекают вниз и удаляются известным способом. Далее холодный поток с выхода детандера 18 добавляют в обратный поток паров из сепаратора 21. Полученную смесь подают противотоком в основной теплообменник 19 для охлаждения продукционного потока (см. ниже). Из теплообменника 19 обратный поток пропускают через теплообменник 13, счетчик 9, подают на выход комплекса и сбрасывают в трубопровод ГРС. На основе показаний счетчика 2 и счетчика 9 производят взаиморасчеты с ГРС за газ, потребленный для производства СПГ.

Продукционный поток направляют в блок 10 для очистки от углекислоты (СО2). Затем продукционный поток пропускают через фильтр 11 для очистки от частиц цеолита. Очищенный продукционный поток пропускают через теплообменники 13 и 19, где сжатый газ охлаждается обратным потоком несжиженной части газа продукционного потока из сепаратора 21, смешанного с холодным потоком из детандера 18 (см. выше). Затем продукционный поток пропускают через дроссель 20, после которого продукт попадает в сепаратор 21 в виде парожидкостной смеси. Здесь жидкость (СПГ) отделяют от холодных паров, которые сбрасывают через теплообменники 19 и 13 в распределительный трубопровод. По мере накопления СПГ из сепаратора сливают через клапан 24 в хранилище 22. Заправку транспортной криогенной емкости СРГ производят при помощи криогенного насоса 23.

В данном комплексе реализуется цикл Клода, что позволяет обойтись одной машиной для генерации необходимого для сжижения ПГ холода и снизить стоимость технологического оборудования (повышение экономичности). Измерения показывают, что доля жидкости в продукционном потоке при входе в сепаратор составляет 84% (повышение эффективности). Это делает процесс независимым от физических параметров газа на входе в комплекс, позволяя получать СПГ стабильно высокого качества.

Поскольку давление СПГ в хранилище выше давления на выходе ГРС на величину сопротивления трубопроводов на участке от сепаратора до выхода, для выдачи потребителю СПГ из хранилища давление необходимо уменьшить. Понижение давления производят путем снижения температуры СПГ за счет откачивания паров из хранилища 22 с помощью струйного компрессора 8. В качестве активного потока в струйном компрессоре используется часть технологического потока, отбираемого с входа комплекса, что позволяет обойтись без дополнительных затрат электроэнергии. Понижение давление производят и в тех случаях, когда потребителю требуется СПГ с меньшим равновесным давлением, чем давление на выходе ГРС. Это необходимо при транспортировках СПГ на дальние расстояния или для обеспечения более длительных сроков его бездренажного хранения.

Если давление на входе ГРС достаточно высоко, сжатие продукционного потока не требуется. Тогда компрессор 15 можно использовать в режиме откачки паров СПГ из хранилища 22. Это позволит производить СПГ при более низком равновесном давлении, исключив из состава комплекса струйный компрессор 8. При этом охлаждение газа после сжатия также исключается, т.е. исключается теплообменник 6, что позволит дополнительно снизить стоимость комплекса. Исключение струйного компрессора 8 и теплообменника 6 влечет сокращение потребляемого комплексом газа (исключаются потоки линии 5 и активный поток, потреблявшийся струйным компрессором) приблизительно на 34%, что означает повышение коэффициента сжижения комплекса (отношение массы произведенного СПГ к массе вошедшего в комплекс природного газа) на 2% (дополнительное повышение эффективности).

Регенерацию адсорбента осуществляют, пропуская через адсорбер горячий газ, подогретый в нагревателе, который работает на энергии сжигания природного газа. Отработавший влажный газ добавляют в отработанный технологический поток, который направляют в распределительную сеть.

Согласно описанной выше схеме заявителем был разработан и реализован комплекс для производства СПГ, привязанный к ГРС-4 г. Свердловска. Рабочие показатели комплекса следующие:

Достигнутый коэффициент сжижения (отношение массы произведенного СПГ к массе вошедшего в комплекс природного газа) составил 10%.

Потребление газа для подогрева газа регенерации - 360 кг/сутки.

Потребление электроэнергии по блокам:

Подогреватель газа - 2 кВт,

Турбодетандерный агрегат (включая масляный насос) - 19 кВт,

Модуль азотный - 16 кВт,

Система управления (АСУТП) - 3 кВт.

Расчетное энергопотребление комплекса в зимний период составляет 85 кВт, а среднее по году составило 22 кВт. Минимальная работа сжижения метана составляет 0,307 кВт*час/кг. Т.е. мощность, необходимая для достижения проектной производительности комплекса, составляет порядка 921 кВт. Это значит, что расчетное энергопотребление комплекса примерно в 11 (а фактическое в 42) раз меньше минимальной теоретической мощности, необходимой для производства СПГ в объеме 3 т/час.

Таким образом, энергия, которая до сих пор преобразовывалась в необратимые термодинамические потери при редуцировании на регуляторах ГРС, используется для производства продукта с ценными потребительскими качествами.

Высокий КПД детандера (по сравнению с дросселем, вихревой трубой, волновым криогенератором и другими безмашинными устройствами для получения холода) позволяет получить большую холодильную мощность при переработке сравнительно малых объемов газа. Благодаря этому снижаются размеры и масса теплообменного оборудования, что важно с точки зрения снижения теплоемкости для уменьшения времени выхода на режим после останова и отогрева установки, т.к. предполагаются частые остановы и повторные пуски комплекса из-за необходимости подстраиваться под работу ГРС, о чем говорилось выше. Кроме того, именно теплообменное оборудование имеет наивысшую удельную стоимость, приведенную к единице тепловой мощности, так что снижение мощности теплообменников важно с точки зрения снижения сметной стоимости комплекса.

Технология производства СПГ за счет перепада давления между магистральным и распределительным газопроводами на ГРС является энергосберегающей технологией, преобразующей избыточно совершенную работу по транспорту газа в полезную работу по переводу природного газа в агрегатное состояние, позволяющее эффективно осуществлять его доставку потребителю транспортом, альтернативным трубопроводному, или использовать его в качестве моторного топлива.

Описанное выше техническое решение, отвечающее требованиям новизны, изобретательского уровня и промышленной применимости, предлагается к правовой защите патентом на изобретение.

1. Способ производства сжиженного природного газа, в котором природный газ отбирают из магистрального трубопровода, очищают от механических частиц, осушают, затем разделяют на продукционный и технологический потоки, из которых по меньшей мере один компримируют и охлаждают после сжатия, продукционный поток очищают от примесей CO2, охлаждают, пропускают через дроссель для получения парожидкостной смеси, от которой отделяют жидкую фазу для скачивания потребителю СПГ, технологический поток очищают от примесей, затем пропускают через детандер, отличающийся тем, что очищают от примесей и компримируют входящий поток газа до разделения его на технологический и продукционный потоки, технологический поток пропускают через детандер, оборудованный газовой турбиной, вращающий момент которой используют для компримирования входящего потока газа до разделения его на технологический и продукционный потоки, при этом технологический поток очищают от примеси тяжелых углеводородов путем их конденсации в сопловом аппарате детандера, который выполняют из теплопроводящего материала, при этом жидкую фазу переохлаждают перед скачиванием в емкость потребителя.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанную турбину вращают технологическим потоком газа.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что жидкую фазу газа переохлаждают путем понижения ее давления с помощью струйного компрессора, в котором в качестве активного потока используют газ технологического потока.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что для охлаждения системы смазки детандера используют обратный поток холодных паров газа, отделенных от жидкой фазы газа.

5. Комплекс для реализации способа по п.1, содержащий соединенную с магистралью газораспределительной станции трубу, с которой связаны технологическая линия, соединенная с газораспределительной сетью, и продукционная линия, соединенная с хранилищем сжиженного природного газа и включающая компрессор, дроссель, сепаратор, отличающийся тем, что содержит детандер, оборудованный турбиной, выполненной с возможностью вращения потоком газа из технологической линии, кинематически связанной с компрессором, при этом комплекс дополнительно оборудован струйным компрессором, вход которого соединен с хранилищем сжиженного природного газа, а выход соединен с технологической линией.

6. Комплекс по п.5, отличающийся тем, что сопловой аппарат детандера выполнен из теплопроводящего материала.

7. Комплекс по п.5, отличающийся тем, что узел осушки выполнен в виде единого блока для осушки технологического и продукционного потоков.

www.findpatent.ru