DsТЕХНОЛОГИЯ ПОЛУЧЕНИЯ СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА НА МИНИ-ЗАВОДАХ ПО ПРОИЗВОДСТВУ СПГ

Лилия Лунькова

DsТЕХНОЛОГИЯ ПОЛУЧЕНИЯ СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА НА МИНИ-ЗАВОДАХ ПО ПРОИЗВОДСТВУ СПГ

В работе рассмотрены основные способы сжижения природного газа в малотоннажном производстве. Актуальность данной темы обусловлена малым внедрением заводов по производству СПГ вследствие недостаточной изученности и отсутствия доказательной базы по энергоэффективности процессов. В общей части описаны методы и устройства для получения глубокого холода. Также были рассмотрены виды циклов, построенные на основе идеального, которые применяются в малотоннажном производстве. Научная глава посвящена обзору существующих технологий производства сжиженного природного газа, их сравнительному анализу и выявлению энергоэффективных циклов для малотоннажного производства. В расчетной части показана технологическая схема разработанного цикла, а также произведен тепловой расчет холодильной установки для предлагаемой технологии. В технологической части рассмотрена схема составных элементов мини-завода по производству СПГ, производители и возможные поставщики оборудования для осуществления производства. В пятой главе представлено технико-экономическое обоснование строительства мини-завода производительностью 2 т/час СПГ. Основные производственные опасности и вредности, с которыми может столкнуться обслуживающий персонал при эксплуатации завода по производству СПГ, описан в главе «Промышленная и экологическая безопасность». Работа состоит из 65 страниц, 13 таблиц, 37 формул и 25 рисунков. Список литературы включает в себя 82 источника.

Энергетика

Дипломы

Вуз: Дальневосточный федеральный университет (ДВФУ)

ID: 5eaa9bb5ca23590001ca93fc

UUID: c04c1a40-6cf3-0138-33df-0242ac180006

Язык: Русский

Опубликовано: около 4 лет назад

Просмотры: 346

16.92

Лилия Лунькова

Дальневосточный федеральный университет (ДВФУ)

Комментировать 0

Рецензировать 0

Скачать - 1,7 МБ

Поделиться работой

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Дальневосточный федеральный университет» Инженерная школа Кафедра нефтегазового дела и нефтехимии Лунькова Лилия Геннадьевна ТЕХНОЛОГИЯ ПОЛУЧЕНИЯ СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА НА МИНИ-ЗАВОДАХ ПО ПРОИЗВОДСТВУ СПГ ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА БАКАЛАВРСКАЯ РАБОТА по образовательной программе подготовки бакалавров по направлению подготовки 21.03.01 «Нефтегазовое дело» профиль «Сооружение и ремонт объектов систем трубопроводного транспорта» г. Владивосток 2019

Студент ___________________ _________ подпись Руководитель ВКР _д.т.н., профессор__ ФИО «_____» ________________ 20____г. (должность, ученое звание) _____Гульков Александр Нефедович_____ _____________________________________ (подпись) «Допустить к защите» (ФИО) «______»________________20___г. Руководитель ОП __________________________ ( ученое звание) ___________ ____________________ _________ (подпись) (фио) «______»________________ 20____г Зав. кафедрой _____________________________ ( ученое звание) ___________ ______________________________ (подпись) (фио) «______»________________ 20____г В материалах ВКР не содержатся/содержатся (нужное подчеркнуть) сведения, составляющие государственную /коммерческую тайну и подлежащие экспортному контролю Уполномоченный по экспортному контролю ___________________________________________ (подпись) (ФИО) «______»________________20___г. Защищена в ГЭК с оценкой___________________ Секретарь ГЭК ____________ _________________ подпись И.О.Фамилия «_____» ________________ 20____г.

Содержание Обозначения и сокращения ........................................................................................ 4 Введение ....................................................................................................................... 5 1 Общая часть .............................................................................................................. 7 1.1 Понятие и классификация холодильных машин ............................................. 7 1.2 Методы получения глубокого холода .............................................................. 7 1.3 Виды циклов ....................................................................................................... 8 1.3.1 ЦиклЛинде .................................................................................................... 9 1.3.2 Цикл Клода ................................................................................................. 10 1.3.3 Цикл Капицы .............................................................................................. 11 1.3.4 Сравнение холодильных циклов .............................................................. 13 2 Научная глава ......................................................................................................... 14 2.1 Анализ технологий сжижения природного газа ........................................... 14 2.1.1 Технологии на смесевых хладагентах...................................................... 14 2.1.2 Зарубежные технологии сжижения в малотоннажном производстве .. 19 2.1.3 Технологии сжижения в малотоннажном производстве в России ....... 21 3 Расчетная часть ....................................................................................................... 28 3.1 Тепловой расчет установки сжижения природного газа ............................. 28 4 Технологическая часть .......................................................................................... 39 4.1 Состав завода СПГ ........................................................................................... 39 4.2 Оборудование для завода СПГ ....................................................................... 42 5 Технико-экономическое обоснование строительства малотоннажного завода по производству СПГ ................................................................................................ 45 5.1 Оценка капитальных затрат на строительство завода .................................. 45 5.2 Оценка годовых эксплуатационных затрат ................................................... 44

5.2.1 Оплата труда ............................................................................................... 44 5.2.2 Отчисления во внебюджетные фонды ..................................................... 44 5.2.3 Амортизационные отчисления ................................................................. 45 5.2.4 Материальные затраты .............................................................................. 45 5.2.5 Прочие затраты ........................................................................................... 45 5.3 Оценка экономических показателей .............................................................. 46 6 Промышленная и экологическая безопасность .................................................. 49 Заключение ................................................................................................................ 53 Список литературы ................................................................................................... 55 4

Обозначения и сокращения ПГ – природный газ; СПГ – сжиженный природный газ; ХМ – холодильная машина; ХА – холодильный агент; КПД – коэффициент полезного действия; СХА – смешанный хладагент; ГТО – главный теплообменник; АВО – аппарат воздушного охлаждения; УВ – углеводород; КГМ – криогенная газовая машина; ГРС – газораспределительная станция; КС – компрессорная станция; АГНКС – автомобильная газонаполнительная компрессорная станция; МГ – магистральный газопровод; МТ – магистральный трубопровод; УСПГ – установка сжижения природного газа; ХУ – холодильная установка; КИПиА – контрольно-измерительные приборы и автоматика; ЧДД – чистый дисконтированный доход. 5

Введение С ростом мирового спроса на энергию природный газ будет играть ключевую роль не только для производства энергии, но и для транспорта. Поскольку этот ценный ресурс локализуется в виде скоплений в отдельных и, чаще всего, отдаленных районах, возникает проблема транспортирования его к пунктам газопотребления. Строительство трубопроводной сети не всегда рентабельно, особенно от месторождений с малым запасом. Путем производства СПГ значительно упрощается решение вопроса о его транспорте. Более того, хранить СПГ выгоднее с точки зрения экономии пространства, т.к. в жидком виде газ в 600 раз плотнее газообразного. Использование заводов малотоннажного производства позволяет решать задачи по газоснабжению регионов в кратчайшие сроки и с минимальными капитальными вложениями. Решающим фактором для внедрения мини-заводов является нужда в обеспечении доступности ПГ для удаленных населенных пунктов. Но производство СПГ – энергозатратный процесс, требующий внушительных капитальных и эксплуатационных затрат, что объясняет малую скорость внедрения заводов. В последнее десятилетие компании активизировались вследствие роста спроса ПГ, а также в рамках программы повышения реализации сырья на внутреннем рынке в целях газификации населения. Малотоннажный СПГ обеспечивает большую гибкость и скорость реализации проектов, но использует простые малоэффективные технологии сжижения. Изучение и выбор оптимальной технологии производства СПГ определяет эффективность работы завода и, соответственно, затраты и прибыль. Проблема рационального выбора технологического решения на сегодняшний день является одной из самых актуальных, т.к. требует глубокого 6

анализа факторов производства и перспективных решений с их сравнительным анализом. Цель данной работы – создание энергоэффективного цикла сжижения ПГ для его применения в малотоннажном производстве. Задачи: 1) обзор существующих технологий производства СПГ; 2) их сравнительный анализ; 3) выявление энергоэффективных циклов для малотоннажного основе анализа производства; 4) разработка технологии на изученных технологических решений; 5) выполнение теплового расчета холодильной установки; 6) экономическое обоснование применения предложенной технологии на мини-заводе СПГ. Данная работа может послужить опорой для фундаментальных исследований в области производства сжиженного природного газа. В ходе исследования написаны две статьи по этой тематике и апробированы на конференции и в виде статьи в журнале. 7

1 Общая часть 1.1 Понятие и классификация холодильных машин В основе получения умеренного холода лежит испарительный метод, основанный на испарении сжиженного газа при низких давлениях. Система, осуществляющая замкнутый термодинамический цикл, называется холодильной машиной. Холодильная машина (ХМ) – категория тепловых машин, которые, поглощая энергию, имеют своей целью изъятие тепла от тел с низкой температурой и передачу его телам с более высокой температурой. С позиции термодинамики ─ это машина, осуществляющая перенос теплоты с низкого температурного уровня на более высокий с целью охлаждения и содержащая минимально необходимое число элементов для осуществления холодильного цикла. Перенос тепла с более низкого температурного уровня на более высокий осуществляет рабочее вещество (холодильный агент), циркулирующее обычно в замкнутом контуре ХМ, реализуя обратный термодинамический цикл. Один из основных вопросов, возникающих при создании ХМ, является выбор холодильных агентов, которые способствовали бы надёжной и экономичной работе установок в заданном температурном диапазоне. Термодинамический цикл ХМ состоит из последовательных процессов: 1) испарение (кипение) или нагрев холодильного агента при низкой температуре и низком давлении; 2) повышение давления (сжатие) парообразного или газообразного холодильного агента; 3) конденсация или охлаждение холодильного агента (ХА) при более высоких значениях температуры и давления; 4) понижение давления (расширение) ХА. 1.2 Методы получения глубокого холода В технике глубокого охлаждения при расширении сжатого реального газа происходит изменение (понижение либо повышение) его температуры. Само же расширение газа можно осуществлять двумя основными методами: 8

1) дросселированием, т.е. пропусканием сжатого газа через отверстие вентиля при отсутствии теплообмена с окружающей средой (изоэнтальпийное расширение). При этом поток газа при дросселировании не производит внешней работы; 2) адиабатическим расширением газа в цилиндре поршневого двигателя (детандера) или в каналах направляющего аппарата и на лопатках рабочего колеса турбины (турбодетандера) с производством внешней работы (изоэнтропийное расширение) [37]. 1.3 Виды циклов На основании эффекта дросселирования газов и их изоэнтропийного расширения с совершением внешней работы разработан ряд способов получения низких температур и сжижения газов. Данные процессы основаны на осуществлении обратного кругового процесса, называемого холодильным циклом. Холодильный цикл представляет собой замкнутый процесс, состоящий из процессов последовательного сжатия и расширения газа, сопровождающихся его нагреванием и охлаждением. На сжатие газа затрачивается внешняя механическая работа, которая частично отдаётся газом обратно при его расширении. Перенос теплоты с одного температурного уровня на другой, более высокий, осуществляется в цикле с помощью какого-либо рабочего газа (хладагента). По способу охлаждения циклы могут быть классифицированы следующим образом: 1) циклы с применением эффекта дросселирования (цикл Линде и циклы с промежуточным аммиачным или фреоновым охлаждением); 2) циклы с применением адиабатического расширения и отдачей внешней работы газа в расширительных машинах (циклы Клода, Капицы); 3) комбинированные циклы с дросселированием и расширением газа в детандерах (С. Я. Герша, И. П. Усюкина). Цикл, в котором на охлаждение затрачивается минимальная работа, называется идеальным циклом. Затраты энергии будут минимальны в процессе 9

сжижения газа путем его изотермического сжатия и адиабатического расширения. На диаграмме S – T идеального цикла сжижения газа (рисунок 1) линия 1 – 2 характеризует изотермическое сжатие газа до необходимого давления Р 2, линия 2 – 3 – адиабатическое расширение с совершением внешней работы, при котором газ постепенно охлаждается и в точке 3 полностью сжижается, линия 3 – 4 соответствует испарению жидкости при постоянном давлении Р 1 и температуре Т2, линия 4 – 1 – нагреванию газа (пара) до начального состояния за счет теплообмена с охлаждаемой средой [37]. Рисунок 1 - Идеальный цикл сжижения газов Основные циклы, применяемые для сжижения ПГ – Линде, Клода и Капицы. Остальные существующие – их производные, поэтому в этой главе рассмотрены только базовые. 1.3.1 ЦиклЛинде Цикл Линде – цикл с однократным дросселированием, не подразумевает наличие вспомогательных расширительных устройств [25, 54]. На рисунке 2 сжатый в компрессоре К воздух от давления Р1 до давления Р2 (линия 1 – 2 на диаграмме S – Т) последовательно охлаждается в холодильнике Х водой до первоначальной температуры Т1 и теплообменнике ТО потоком холодного расширенного воздуха до температуры Т2 (линия 2 – 3). Затем воздух дросселируется в сборник жидкости С (линия 3 – 4), охлаждаясь до температуры сжижения Тж. Точка 4 представляет собой состояние влажного пара после дросселирования; соотношение отрезков х = (4 – 5)/(0 – 5) соответствует доле сжиженного газа [37]. 10

Рисунок 2 – Схема цикла Линде 1.3.2 Цикл Клода В статьях [48, 81] рассмотрены модернизированные циклы среднего давления с детандером (циклы Клода). На рисунке 3 показана схема и диаграмма Т-S цикла Клода. Газ сжимается в компрессоре К до давления 4 – 6 МПа и охлаждается в теплообменнике Т1 . Выходящий из теплообменника газ делится на две части: одна часть в количестве (1– М) кг поступает в детандер Д и расширяется до атмосферного давления (линия 3 – 4), совершая внешнюю работу. При этом газ сильно охлаждается. Другая часть газа М кг охлаждается в теплообменниках Т2 и Т3 (линия 3 – 6), дросселируется (линия 6 – 7) и поступает в отделитель жидкости О. Пары, образующиеся в количестве (М – х) кг, проходят теплообменник Т3 и, соединившись с газом из детандера, поступают в теплообменники Т2 и Т1 , отдавая свой холод сжатому газу (по линии 8 – 1) [37]. Рисунок 3 – Схема цикла Клода 11

1.3.3 Цикл Капицы Цикл Капицы – это цикл низкого давления с турбодетандером [64]. Основная идея предложения заключается в возможности применения в крупных установках только турбомашин и регенераторов. На рисунке 4 представлена схема процесса и Т-S диаграмма. Рисунок 4 –Схема цикла Капицы Газ сжимается в компрессоре К до давления 0,6 – 0,7 МПа (линия 1 – 2), затем поступает в теплообменник–регенератор (обычно их 2 и более) Т, где охлаждается несконденсировавшимся газом (линия 2 – 3). После регенератора газ разделяется на два потока. Большая часть газа (М = 95%) направляется в турбодетандер ТД, в котором расширяется до давления 0,13 МПа с производством внешней работы. Причем линия 3 – 4΄ соответствует адиабатическому процессу расширения, а линия 3 – 4 – действительному. Расширившийся газ подается в межтрубное пространство конденсатора С, где охлаждает и сжижает оставшуюся часть сжатого газа в количестве (1–М) кг, проходящего в межтрубном пространстве. Конденсация этой части газа протекает по линии 3 – 5 – 6. Сжиженный газ из межтрубного пространства через дроссельный вентиль В дросселируется с 0,6 до 0,13 МПа (линия 6 – 7) и поступает в сборник О. Образующиеся при дросселировании пары газа смешиваются с потоком газа из турбодетандера и через трубки конденсатора и поступают в регенератор Т, охлаждая его насадку. При этом этот поток газа нагревается до первоначальной температуры Т1 по линии 7–4–1 постоянного давления Р1 [37]. 12

1.3.4 Сравнение холодильных циклов Экономичность циклов глубокого охлаждения определяется следующими показателями: 1) сжижаемой долей газа х, кг/кг; 2) расходом энергии на 1 кг перерабатываемого газа (на его сжатие), N, (кВт·ч)/кг; 3) расходом энергии на получение 1 кг СПГ, Nж, (кВт·ч)/кг; 4) расходом энергии на получение единицы холода, Nх, кДж/кДж; 5) расходом энергии на получение 1 м3 (газообразного) СПГ, Nк, кВт/м3 ; 6) КПД цикла, равный отношению минимальной работы сжижения 1 кг газа к действительно затраченной работе, кпд равен 0,205/lж [37]. В таблице 1 представлены показатели рассмотренных циклов сжижения. Из таблицы можно сделать следующий вывод: наиболее эффективным практически по всем показателям является цикл Клода. Это значит, есть основания полагать, что технологии, основанные на данном цикле, окажутся более эффективными. Тем не менее, стоит учесть особенность: при различном масштабе и условиях производств показатели будут существенно меняться. Кпд цикла Дж/Дж на единицу холода Nх, на 1 м3 СПГ, lк, кВт/м3 (кВт∙ч)/кг наожижение, Nж, (кВт∙ч)/кг на сжатие, N, кг/кг Ожижаемая доля газа х, Удельный расход энергии ь цикла, q0, кДж/кг Холодопроизводительност МПа Давление сжатого газа Р, Циклы Таблица 1 – Показатели циклов сжижения Линде 20 35,7 0,056 0,215 3,84 1,42 21,7 0,053 Клода 3 61,8 0,118 0,123 1,4 0,82 7,2 0,197 Капицы 0,6 33,8 0,052 0,0623 1,2 0,41 6,7 0,171 13

2 Научная глава 2.1 Анализ технологий сжижения природного газа 2.1.1 Технологии на смесевых хладагентах В крупно- и среднетоннажном производстве СПГ наиболее эффективными являются установки сжижения с использованием внешней холодильной установки, работающей на углеводородах, азоте или смесевых хладагентах [63]. К таким относят одно- и многоконтурные системы, сжижение в которых осуществляется за счет внешних охладителей – хладагентов. Но в последние годы наблюдается тенденция к использованию технологий такого рода в малотоннажном производстве СПГ, поэтому возникает необходимость к их рассмотрению. 1. Цикл SMR и его производные Один из простейших циклов этой категории – SMR (Single Mixed Refrigerant) - одноконтурное охлаждение смесевым хладагентом. Нужно отметить, что цикл PRICO [78] является разновидностью этого процесса и осуществляется в одну стадию (и, соответственно, в одном диапазоне давлений). В работах [69, 74] исследуются простейшие схемы циклов с одним замкнутым контуром. Расчеты проведены для простого дроссельного цикла со смесевым хладагентом. Схема установки представлена на рисунке 5. В [66] и [75] циклы сжижения природного газа оптимизированы по давлению, расходу и составу хладагента и по температуре природного газа на выходе из теплообменников. Наибольшие «потери» в цикле сжижения природного газа происходят при сжатии в компрессоре, поэтому в работе было предложено использовать многоступенчатое сжатие, снижающее затраты энергии на 16%. 14

Рисунок 5 - Одноступенчатый цикл со смесевым хладагентом Данная технология широко распространена в мировой практике. Например, рядом патентов на цикл SMR обладает компания Black & Veatch (США). Компания Air Products & Chemicals Inc. использует процесс в нескольких проектах в Ливии и Китае [55]. 2. DMR цикл С каждым годом технология двухконтурного охлаждения смесевым хладагентом (Dual mixed refrigerant (DMR) цикл) становится все более достойной внимания, поэтому ее оптимизированных версий довольно много, особенно в зарубежной практике [72]. Рисунок 6 - Технологическая схема процесса сжижения DMR (Shell) Т1,2,3 – теплообменники, С1 – сепаратор смешанного хладагента, Д1,2,3,4,5 – дроссели, Х1,2,3 – воздушное охлаждение, К1,2,3 – компрессоры Например, в работе [70] описаны и проанализированы экспериментальное устройство и многофазная программа для спиралевидного теплообменника. На рисунке 6 представлена технологическая схема процесса сжижения [73]. 15

В качестве смесевых хладагентов использовались по большей мере метан, этилен и пропан в различных соотношениях. В работе [71] видоизменили технологию сжижения и подкорректировали состав хладагента во избежание образования газовых гидратов на подверженных этому этапах процесса. В патенте [29] (Франция, IFP Energies nouvelles) представлен двухконтурный способ сжижения ПГ. Первый контур состоит из этиленпропановой смеси, второй из метан-этиленовой. Данный способ гораздо проще для внедрения, так как использование ненасыщенных углеводородов по меньшей мере в охлаждающих смесях позволяет обойтись без компрессора для сырья и без теплообменника в первом контуре охлаждения. В патенте [31] (ПАО «НОВАТЭК») предлагается сконденсировать этан, а затем использовать его в первом контуре охлаждения. Второй контур включает в себя только азот. Таким образом, максимально упрощена система сжижения, а экономия энергозатрат достигается за счет изъятого этана. В [65] (ПАО «Газпром») схема протекает аналогично, но с использованием жидкостного детандера. Компания Shell использует технологию DMR с трехступенчатым сжатием. В качестве хладагентов выступают тяжелые углеводороды С2-С4. Данная технология получила распространение в крупнотоннажном производстве СПГ. Но процессы постоянно модернизируют, т.к. каждое предприятие имеет свои цели и ресурсы. Так, например, в рамках проекта «Сахалин-2» была оптимизирована технология DMR с целью увеличения производительности и экономии энергозатрат [56]. 3. AP-C3MR процесс AP-C3MR– это цикл, включающий предварительное пропановое охлаждение и трехконтурный цикл со смешанным хладагентом. Компания Air Products & Chemicals осуществляет ряд проектов с использованием данной технологии в нескольких странах: Бруней, ОАЭ, Алжир и Индонезия [55]. Широкое распространение технологии обосновано ее высокой эффективностью 16

и рядом преимуществ. Пропан охлаждает не только ПГ (до -35℃) , но и сам хладагент, при этом сводится к минимуму количество единиц оборудования и контуров управления в системе (рисунок 7) [76]. Рисунок 7- Принципиальная схема процесса C3MR 4. Технология AP-X Данный цикл произошел от технологии С3MR и имеет аналогичную схему в начале процесса сжижения. Так, на рисунке 8 контуром обозначена зона, совпадающая с процессом С3МR. Но окончательное охлаждение не производится в многопоточном теплообменнике: температура на выходе из него составляет около -115℃. Заключительным этапом является дополнительный азотный контур с детандером (обратный цикл Брайтона) [76]. Рисунок 8 - Схема процесса AP-X 5. Оптимизированные каскадные циклы Пожалуй, самый известный цикл в мировой практике – каскадный. Известность он приобрел за счет своей высокой энергоэффективности, т.е. при использовании данной технологии минимизированы 17 эксплуатационные

затраты. Этот процесс считают эталоном, к которому нужно стремиться при разработке подобных циклов на смесевых хладагентах. Технология подразумевает трехконтурное охлаждение смесевыми хладагентами, и многие авторы работают над оптимизацией составов контуров [24, 26]. В работе [65] разработан новый каскадный цикл - цикл CryoMan Cascade который является конкурентоспособным с точки зрения энергоэффективности. В качестве хладагента для предварительного охлаждения здесь используют углеводороды С2-С4. Для последующего охлаждения используют легкие УВ С1С2 и N2. Сжижение происходит в две ступени (по давлениям) в три этапа с использованием многопоточного теплообменника (рисунок 9). Также в данной работе был произведен сравнительный анализ четырех технологий по нескольким параметрам. Одна из технологий (Phillips Cascade) также является модификацией классического каскадного цикла. Но, так как данная технология энергозатратна вследствие наличия восьми ступеней сжатия и использования трех уровней давления, распространить ее весьма трудно. Рисунок 9 - Принципиальная схема цикла CryoMan Cascade Также в данной работе был произведен сравнительный анализ четырех технологий по нескольким параметрам. Одна из технологий (Phillips Cascade) также является модификацией классического каскадного цикла. Но, так как данная технология энергозатратна вследствие наличия восьми ступеней сжатия и использования трех уровней давления, распространить ее весьма трудно. 18

Из таблицы 2 можно сделать вывод: экономия годовых эксплуатационных расходов с использованием CryoMan Cascade цикла значительна. Таблица 2 - Сравнение характеристик циклов на основе каскадной технологии сжижения 6 Phillips Cascade 8 CryoMan Cascade 6 38,48 33,48 38,52 29,01 30,09 27,32 34,80 25,97 - +9,20% -15,65% +13,71% - +1,07 млрд -0,24 млрд +1,59 млрд Параметр\цикл C3MR DMR Кол-во ступеней сжатия Работа сжатия начальная (MW/MTPA LNG) Оптимизированная работа сжатия (MW/MTPA LNG) Экономия энергии Ежегодная экономия эксплуатационных расходов 6 В работе [80] предлагается оптимизированная версия каскадного процесса, подразумевающая удаление углекислого газа в цикле. Как известно, перед сжижением газ подвергают очистке, осушке и удалению нежелательных компонентов, поэтому состав газа регламентирован и должен соответствовать требованиям (таблица 3) [49]. Таблица 3 - Основные параметры СПГ по ТУ 51-0303-85 Параметр Метан Этан Пропан и более тяжелые УВ Азот Температура кипения Плотность Соотношение объемов газ/жидкость Объем газа/масса жидкости Значение 92%+6% 4%±3% 2,5%±2,5% 1,8%±1,5% -161℃ 420 кг/м3 600/1 3 1400 м /1000 кг Среди продемонстрированных циклов есть фавориты: C3MR и DMR. Эти циклы просты и имеют широкое распространение за рубежом (в основном, в виде модификаций). Некоторые циклы можно применить и в малотоннажном производстве СПГ: чаще всего встречается комбинация этих циклов в оптимизированной форме. Благодаря безопасности и энергоэффективности эти процессы еще долго будут использоваться в крупнотоннажном производстве СПГ по всему миру. 19

2.1.2 Зарубежные технологии сжижения в малотоннажном производстве Несмотря на выявленных фаворитов циклов на смешанном хладагенте, в малотоннажном производстве применяются они крайне редко. Чаще всего используют более простые циклы: PRICO и SMR (рисунок 10). Рисунок 10 – Структура использования технологий в малотоннажном производстве СПГ за рубежом За рубежом эффективность установок по сжижению магистрального ПГ существенно повышается за счет применения технологий с использованием криогенных газовых машин, работающих по циклу Стирлинга [67]. При использовании КГМ Стирлинга сжижение осуществляется при постоянном давлении за счет работы рефрижератора и отвода теплоты от сжижаемого газа. Таким образом, процесс основан целиком на внешнем охлаждении, при этом влага, CO2 и другие примеси вымораживаются на стенках устройства (вымораживателя) в конденсаторе КГМ, что позволяет не применять дорогостоящие системы предварительной очистки газа. Особенностью КГМ Стирлинга является возможность сжижения 100% подаваемого газа как высокого, так и низкого давления [30]. В таблице 4 представлен перечень некоторых находящихся в эксплуатации зарубежных мини-заводов СПГ [56, 57, 82]. Перечисленные технологии просты и надежны, а самое главное – минимизируют затраты на производство при наличии соответствующего оборудования [79]. Отечественное производство не в силах наладить его 20

поставки вследствие санкций, поэтому в России применять эти циклы будет невыгодно. Таблица 4 – Зарубежные малотоннажные заводы по производству СПГ Завод Мощность, Компания Канада Gaz Métro 80 Linde 1969 Kollsnes 2 Gasnor (Shell) 84 - 2007 Kollsnes 1 Gasnor (Shell) 40 - 2003 Gasnor (Shell) 20 - 2003 AGA (Linde) 12 КГМ 2017 (местоположение) Montreal, QC Норвегия Snurrevarden (Karmøy) Tjeldbergodden Tilbury Island, BC Канада Elmworth, AB Tianjin тыс. т/год 33 Fortis BC 81 США Cove Point LNG PRICO 85 Шотландия Transco 102 Air Products запуска 1971 2016 2017 88 Black&Veatch США Pinson, AL SMR 30 Китай Lanzhou Технология Год Страна 109 2010 2002 2006 AP-SMR 1994 2.1.3 Технологии сжижения в малотоннажном производстве в России В установках сжижения небольшой производительности в качестве холодильного агента используется сжижаемый природный газ. В этом случае применяют более простые циклы: с дросселированием, детандером, вихревой трубой и др. [47]. На мини-заводах СПГ чаще используют два технологических решения: 1) технология «открытого цикла»; 2) технология «цикла расширения азота». К технологиям «открытого цикла» относят циклы Линде, Клода [34], Капицы и эффект Ранка-Хильша (а также их модификации [27]). Использование технологий такого типа характерно для применения их на ГРС [32], КС[33], АГНКС благодаря простоте эксплуатационным расходам [52]. 21 и относительно малым

Основой технологии является использование давления подаваемого газа в качестве источника энергии для его охлаждения (эффект Джоуля-Томпсона), т.е. часть потока природного газа выступает в роли хладагента [18, 20]. Газ под высоким давлением пропускается через турбины, расширяется, охлаждается, и на выходе из системы имеем СПГ. Пример технологии, основанной на цикле Линде и предлагаемой для ГРС (КС), приведен в работе [40]. Поступающий из газопровода ПГ подвергают компримированию до 20 МПа, осушке и очистке с последующей подачей на регенеративный теплообменник и дросселированием в сборник-сепаратор. В последнем происходит отделение паров от жидкости (СПГ). Принципиальная схема представлена на рисунке 11 [40]. Рисунок 11 – Технологическая схема цикла Линде: 1 – источник газа высокого давления; 2 – блок очистки; 3,5 –теплообменники; 4 – холодильная машина;; 6 – сборник-сепаратор; 7 – обратный поток; 8 – СПГ В России специалисты ОАО «СИГМА-Газ» спроектировали дроссельный цикл на ГРС «Никольская» Тосненского района Ленинградской области (рисунок 12). Технология работает аналогично циклу Линде, но т.к. давление перед ТО1 низкое для такого процесса коэффициент сжижения достигает лишь 2-3% [50]. 22

Рисунок 12 - Схема технологии на ГРС «Никольская» На АГНКС в г. Первоуральске (рисунок 13) ООО НПК «НТЛ» применили модифицированный цикл Линде: перед дросселем газ предварительно охлаждают фреоном. Рисунок 13– Технологическая схема производства СПГ на АГНКС г. Первоуральска На ГРС-1 в Калининграде используется такая же система сжижения (рисунок 14). К недостаткам схемы можно отнести большие энергозатраты при сравнительно невысоком коэффициенте ожижения, зависимость работы комплекса от работы ГРС и сезонного потребления газа, а также необходимость дросселирования газа с давления в МГ до давления всаса компрессора. Рисунок 14 - Схема производства СПГ на ГРС-1 г. Калининград 23

В статьях отображающая [68, эффект 77] представлена Ранка-Хильша. оптимизированная Интеграция вихревой система, трубы с турбодетандером значительно снизила общее энергопотребление до 68,5% для процесса сжижения ПГ. В результате предложенная конфигурация показала превосходную производительность, в отличие от существующих технологий. На рисунке 15 показана схема вихревой трубы. Рисунок 15 – Схема вихревой трубы В России эта технология впервые апробирована на ГРС «Выборг» (ОАО «СИГМА-Газ»). Газ из МТ (рисунок 16) поступает в вымораживатель, где одновременно с охлаждением происходит его очистка от CO2 и осушка. После этого газ поступает в вихревую трубу, где расширяется и охлаждается. Парожидкостная смесь разделяется на СПГ и газ, направляемый обратным потоком в распределительный трубопровод. Технологический поток, расширенный в вихревой трубе, соединяется с обратным потоком на входе в вымораживатель. Электроэнергия на такой установке расходуется только для средств контроля и автоматики и хозяйственных нужд. Надостаток системы - необходимость экспериментального определения параметров ее работы в каждом конкретном случае. Рисунок 16- Схема установки сжижения на ГРС «Выборг»: В1, В2 – вымораживатели, Вихр. – вихревая труба 24

Для повышения холодопроизводительности основного дроссельного цикла в установке сжижения на АГНКС-8 «Петродворец» и АГНКС-500 «Развилка» был применен контур внешнего охлаждения газа высокого давления на базе оригинальной двухступенчатой фреоновой холодильной машины К-127 московского завода «Компрессор» (рисунок 17). Рисунок 17- Схема установки сжижения на АГНКС-500 «Развилка» Сжатый до 20 МПа исходный газ после осушки направляется в блок ожижения, где он последовательно охлаждается в теплообменниках ТО1, ТО3 и испарителе холодильной машины ТО2 и направляется на расширение в эжектор в качестве рабочего потока, в котором давление газа снижается до 1,2 МПа. Главные преимущества предложенной схемы – ее простота, надежность и солидный опыт эксплуатации установок, реализующих данную схему. Авторским коллективом ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург» была разработана технология малотоннажного производства СПГ на ГРС-4 с применением дроссельно-детандерного цикла сжижения ПГ (рисунок 18). ПГ высокого давления разделяют на два потока. Первый поток идет на блок очистки и осушки, второй служит для утилизации тепла от агрегатов комплекса. Газ сжимают в компрессоре. Связанные единым валом и размещенные в одном корпусе компрессор и детандер образуют детандеркомпрессорный агрегат. Далее сжатый газ охлаждают в теплообменнике ТО1, после чего его разделяют на две линии: технологический поток (для выработки холода) и продукционный поток (для сжижения ПГ). Технологический поток через теплообменник ТО2 направляется в детандер, приводит во вращение 25

турбину детандера. Очищенный продукционный поток пропускают через теплообменники, потом через дроссель, после которого продукт попадает в емкость в виде парожидкостной смеси. Здесь СПГ отделяют от холодных паров, которые сбрасывают в распределительный трубопровод. Преимущество – низкие энергозатраты. Основным недостатком данной схемы является расположение детандера в прямом потоке газа, что влечет за собой ограничение по степени ожижения [28, 50]. Рисунок 18– Схема установки сжижения на ГРС-4 в Екатеринбурге Проект мощностью 1,5 т СПГ/ч с применением азотного цикла (цикл Брайтона) был реализован в Пермском крае (рисунок 19). ПГ с давлением 3,4 МПа проходит через теплообменник ТО1, где охлаждается жидким азотом, после чего дросселируется и поступает в сепаратор, где от СПГ отделяется паровая фаза. Рисунок 19- Технологическая установка сжижения в Пермском крае 26

Азот, охладив поток природного газа в теплообменнике ТО1, ступенчато сжимается до 2 МПа, охлаждаясь после каждой ступени. После этого часть азота поступает в испаритель ТО2, где охлаждается в ХМ, затем потоки объединяются. Далее азот проходит через теплообменник ТО1, где происходит его охлаждение, и поступает в детандер, получаемая энергия в котором используется для сжатия на одной из ступеней [50]. Недостаток - относительно высокий уровень потребления электроэнергии: в зависимости от размера завода он варьируется от 0,42 до 0,5 кВт/ч на каждый нм3/ч производительности [35]. Свод технологий и их расчетные показатели представлен в таблице 5. Таблица 5- Расчетные показатели работы малотоннажных производств СПГ России Тип схемы Дроссельный цикл Объекты реализации Коэффициент т/ч ожижения,% 0,1 2 10 0,8 47 590 40 870 4 10 48 360 ГРС «Никольская» АГНКС, г. Дроссельный Первоуральск цикл высокого АГНКС, г. Кингисепп 1,0 давления ГРС-1, Калининград 2×1,5 КСПГ, г.Псков 2×1,5 ГРС «Выборг» 0,5 Цикл с вихревой трубой Дроссельноэжекторный цикл Удельные Мощность АГНКС-8 1,0 «Петродворец» энергозатраты, кВт∙ч/т СПГ АГНКС-500 «Развилка» 1,5 ГРС-4, Екатеринбург 3,0 11 10 УСПГ Пермский край 1,5 99 840 Дроссельнодетандерный цикл Азотный цикл 27

Из таблицы можно сделать вывод: очевидно, самый эффективный из представленный – это азотный цикл. Даже несмотря на значительные энергозатраты данный цикл лидирует практически по всем показателям: - низкие капитальные затраты. Ввиду того, что 100% подаваемого газа сжижается, на заводе устанавливаются относительно небольшая холодильная установка и система предварительной подготовки газа; - безопасность. По существу, азот только сжимается и расширяется. Таким образом, цикл работы газа представляет собой его циркуляцию через теплообменный аппарат. Требования по обеспечению безопасности минимальны; - простота технологии; - надежность; - простота в эксплуатации; - быстрый ввод в эксплуатацию; - минимальные требования по занимаемым площадям. В конечном счете, выбор технических решений и принципиальных схем установок по производству СПГ для мини-заводов должен проводиться на основе комплексного технико-экономического анализа, учитывающего все особенности и условия осуществления проекта. 28

3 Расчетная часть 3.1 Тепловой расчет установки сжижения природного газа Как уже выяснилось, самым эффективным циклом по коэффициенту сжижения оказался азотный. Но в условиях ГРС (КС) такой цикл применять не эффективно, поэтому используют оптимизированные технологии, основанные на цикле Клода. В расчетной части будет произведен тепловой расчет установки сжижения ПГ, работающей по циклу расширения азота с предварительным его охлаждением контуром СО2, на мини-заводе по производству СПГ производительностью 2 т/ч. На УСПГ в Пермском крае применяют детандер-компрессорный агрегат и двухступенчатое сжатие азота с применением двух теплообменников (840 кВт∙ч/т СПГ). В данной работе предлагается использовать схему, показанную на рисунке 20. Рисунок 20 - Схема сжижения по предлагаемой технологии: КМ – компрессор; ТО – теплообменник; АВО – аппарат воздушного охлаждения; ДТ – детандер; ДР - дроссель Для расчета зададимся следующими данными: 𝑡пг = +10℃, Рпг = 6 МПа. 29

Предлагается охладить ПГ азотным контуром в ТО2 до -161℃. Для осуществления этого необходимо, чтобы температура азота была минимум 165℃ (с учетом недорекуперации). Для эффективного охлаждения и возврата части энергии решено применить детандер ДТ, который может охладить азот на 139℃. Но, т.к. температура азота на выходе из АВО3 +30℃, а перепад температур в ДТ недостаточен для глубокого охлаждения азота, необходимо охладить N2 перед детандером минимум до -26℃. Это достигается путем охлаждения азотного контура контуром СО2. В расчетах применяем диаграмму i-lgp для метана, т.к. он близок по свойствам к ПГ. На рисунке 21 представлена схема сжижения ПГ по рассчитываемой технологии. На рисунке 22 показан азотный цикл в координатах i-lgp, а в таблице 6 – параметры этого цикла. Рисунок 21– Расчетная схема сжижения ПГ в координатах i-lgp: 1-2 – охлаждение азотным контуром, 2-3 – дросселирование ПГ в ДР2 30

Рисунок 22- Холодильный цикл ХУ N2 в координатах i-lgP 1-2, 3-4, 5-6 – сжатие N2 в КМ1,2,3; 2-3, 4-5,6-7 – охлаждение N2 АВО1,2,3; 7-8 – охлаждение N2 контуром СО2; 8-9 – расширение N2 в ДТ, 9-1 – охлаждение ПГ азотным контуром Таблица 6 – Параметры для расчета азотной ХУ Параметры Номер точки Температура t, о C Давление Р, Бар (МПа) Энтальпия i, кДж/кг Удельный объем v, м3/кг 1 +5 5 (0,5) 285 0,130 2 +147 20 (2) 440 - 3 +30 20 (2) 305 0,070 4 +152 60 (6) 438 - 5 +30 60 (6) 300 0,015 6 +157 200 (20) 434 - 7 +30 200 (20) 280 - 8 -26 200 (20) 210 - 9 -165 5 (0,5) 85 - 31

Расчет цикла N2: [43,44,45] Холодопроизводительность ХУ N2 соответствует производительности установки сжижения ПГ, равной 2-м тоннам в час (0,55 кг/с), учитывая, что ХУ N2 охлаждает ПГ от +10 до -161оС. 1) Определяем требуемую холодопроизводительность N2 ХУ исходя из заданной мощности производства СПГ: Q o ХУ N2 = 𝑀пг ∙ (i2 − i1 ), где (1) 𝑀пг − произодительность установки, кг/с; i1 , i2 −значения энтальпий в точках 1 и 2 (определяем по рисунку 21), кДж/кг. Q o ХУ N2 = 0,56 ∙ (900 − 100) = 444,4 кВт. 2) Число ступеней компрессора выбираем исходя из отношения конечного и начального давления: 𝑃к /𝑃0 = 40 ≥ 8, где 𝑃к − давление перед компрессором; 𝑃0 − давление после компрессора. Определяем промежуточное давление: 𝑃пр = √𝑃к ∙ 𝑃0 = √200 ∙ 5 ≈ 32 бар = 3,2 МПа Проверяем: 𝑃пр ⁄𝑃 = 6,4 ≤ 8; 𝑃к⁄𝑃 = 6,25 ≤ 8. 0 пр Но, в расчете нужно учесть температуру нагнетания компрессоров, что также определяет количество ступеней сжатия. При наличии двух ступеней температура нагнетания и после первой, и после второй ступени значительно превышает допустимую (170℃). Это означает, что необходимо производить сжатие с добавлением еще одной ступени. 3) Удельная теоретическая работа сжатия в KM 1-й, 2-й и 3-й ступени: 𝑙км1 = 𝑖2 − 𝑖1 , 𝑙км2 = 𝑖4 − 𝑖3 , 𝑙км3 = 𝑖6 − 𝑖5 , 32 (2)

𝑙км1 = 440 − 285 = 155 кДж/кг, 𝑙км2 = 438 − 305 = 133 кДж/кг, 𝑙км3 = 434 − 300 = 134 кДж/кг. 4) Удельная тепловая нагрузка на охладитель 1-го, 2-го и 3-го компрессора: 𝑞охл1 = 𝑖2 − 𝑖3 , 𝑞охл2 = 𝑖4 − 𝑖5 , (3) 𝑞охл3 = 𝑖6 − 𝑖7 , 𝑞охл1 = 440 − 305 = 135 кДж/кг, 𝑞охл2 = 438 − 300 = 138 кДж/кг, 𝑞охл3 = 434 − 280 = 154 кДж/кг. 5) Удельная холодопроизводительность ХА: 𝑞0 = 𝑖1 − 𝑖9 , (4) 𝑞0 = 285 − 85 = 200 кДж/кг. 6) Удельная теоретическая работа ДТ: 𝑙Т ДТ = 𝑖8 − 𝑖9 , (5) 𝑙Т ДТ = 210 − 85 = 125 кДж/кг. 7) Требуемый массовый расход ХА в ТО, охлаждающий ПГ: Мип𝑁2 = Мип𝑁2 = 𝑄0 , 𝑞0 (6) 444,44 = 2,22 кг/с. 200 Массовый расход ХА в системе: Мкм1 = Мкм2 = Мкм3 = Мип𝑁2 = Мдт = 2,61 кг/с. 8) Тепловая нагрузка на теплообменник охлаждения КМ: 𝑄то пг = Мип𝑁2 ∙ 𝑞0 , (7) 𝑄то пг = 2,22 ∙ 200 = 444,44 кВт. 9) Требуемая объемная производительность: 𝑉км = Мкм ∙ 𝜐 , 𝜆 33 (8)

где 𝜐 − удельный объем, м3/кг; 𝜆 − коэффициент подачи холодильных компрессоров, определяемый величиной Р2/Р1 по графику (рисунок 23, таблица 7). Рисунок 23 - Коэффициент подачи компрессоров: 1,2,4 – поршневых для хладона и фреона, 3 – винтовых Таблица 7– Коэффициент подачи компрессоров № 1 2 3 Р2/Р1 4 3 3,33 𝑉км1 = 2,22 ∙ 0,13 = 0,333 м3 /с (1200 м3 /ч), 0,8 𝑉км2 = 2,22 ∙ 0,07 = 0,192 м3 /с (692 м3 /ч), 0,81 𝑉км3 = 2,22 ∙ 0,015 = 0,0414 м3 /с (149 м3 /ч). 0,805 𝜆 0,800 0,810 0,805 В соответствии с требуемой производительностью (и давлением) подбираем компрессоры для азотного контура: 1 – поршневой компрессор DALGAKIRAN марки PET MASTER 300 производительностью до 20 м3/мин (1380 м3/ч) и рабочим давлением до 40 бар [51]; 2 - КСВД-М 4-600/20-60 производительностью 600 м3/ч и давлением 60 бар [50]; 3 – КСВД-М 3-200/60-200 производительностью 200 м3/ч и давлением 200 бар [50]. 10) Тепловая нагрузка на охладители КМ: 𝑄охл км = 𝑀км ∙ 𝑞охл , 𝑄охл км1 = 2,22 ∙ 135 = 300 кВт, 34 (9)

𝑄охл км2 = 2,22 ∙ 138 = 307 кВт, 𝑄охл км3 = 2,22 ∙ 154 = 342 кВт. Суммарная тепловая нагрузка на охладители: ∑𝑄охл = 300 + 307 + 342 = 949 кВт. 11) Мощность привода компрессоров 1-3 ступени: Теоретическая: 𝑁т км = 𝑀км ∙ 𝑙км . (10) Индикаторная: 𝑁и км = где 𝑁т км . 𝜆и (11) 𝜆и − индикаторный кпд (принимается 𝜆и = 0,8). Механическая (𝜆мех = 0,9): 𝑁м км = 𝑁и . 𝜆мех (12) 𝑁эл км = 𝑁м км . 𝜆мех (13) Электрическая: Таблица 8 – Расчет мощности привода компрессоров Теоретическая, Индикаторная, Механическая Электрическая, кВт кВт ,кВт кВт 1 344 431 478 532 2 296 369 410 456 3 298 372 414 460 Суммарная электрическая мощность компрессоров: Ступень ∑𝑁эл км = 1447 кВт. 12) Полезная мощность детандера: Теоретическая: 𝑁т дт = 𝑀дт ∙ 𝑙т дт , (14) 𝑁и дт = 𝑁т дт ∙ 𝜆и дт , (15) 𝑁т дт = 2,22 ∙ 125 = 278 кВт. Индикаторная (𝜆и дт = 0,85): 𝑁и дт = 278 ∙ 0,85 = 236 кВт. 35

Механическая (𝜆м дт = 0,9): 𝑁м дт = 𝑁и дт ∙ 𝜆м дт , (16) 𝑁м дт = 236 ∙ 0,9 = 212,5 кВт. Полезная механическая мощность детандера от механической мощности компрессоров составляет 212,5/1302,5 = 16,3 %. 13) Потребляемая электрическая мощность установки N2: ∑𝑁эл 𝑁2 = 1447 − 0,163 ∙ 1447 = 1211 кВт. 14) 𝜀т = Теоретический холодильный коэффициент цикла: 𝑞0 𝜀т = , ∑𝑙км 200 = 0,47. 422 15) Действительный холодильный коэффициент ХУ: 𝜀д = 𝜀д = (17) 𝑄0 , ∑𝑁эл 𝑁2 (18) 444,44 = 0,37. 1211 На рисунке 24 изображен цикл CO2 в координатах i-lgp, а в таблице 9 – параметры этого цикла. Таблица 9 – Параметры цикла CO2 Номер точки Параметры t, оC Р, Бар i, кДж/кг v, м3/кг 1 +20 15 785 0,035 2 +165 80 905 - 3 +30 80 590 - 4 -30 15 590 - 36

Рисунок 24 - Холодильный цикл ХУ СО2 в координатах i-lgP: 1-2 – сжатие СО2 в КМ4; 2-3 – охлаждение СО2 АВО4; 3-4 – дросселирование СО2 в ДР1; 4-4’ – доля пара; 4-4” – доля жидкости Расчет цикла СО2: 1) ХУ СО2 охлаждает N2 от +30 до -26оС. Исходя из этого, определяем требуемую холодопроизводительность СО2 с учетом найденного расхода N2: Q o ХУ СО2 = 𝑀𝑁2 ∙ (i7 − i8 ), где (19) 𝑀𝑁2 −массовый расход азота в цикле 𝑁2 , кг/с; i8 , i7 −значения энтальпий в точках 8 и 7 (определяем по рисунку 22), кДж/кг. Q o ХУ СО2 = 2,22 ∙ (280 − 210) = 155,56 кВт 2) Число ступеней компрессора выбираем исходя из отношения конечного и начального давления: 𝑃к /𝑃0 = 5,33 ≤ 8, где 𝑃к − давление перед компрессором КМ4 (рисунок 20); 𝑃0 − давление после компрессора КМ4 (рисунок 20). 3) Удельная теоретическая работа сжатия в KM4: 𝑙км4 = 𝑖2 − 𝑖1 , (20) 𝑙км4 = 905 − 785 = 120 кДж/кг. 4) Удельная тепловая нагрузка на охладитель компрессора: 𝑞охл4 = 𝑖2 − 𝑖3 , 37 (21)

𝑞охл4 = 905 − 590 = 315 кДж/кг, 5) Удельная холодопроизводительность ХА: 𝑞0 СО2 = 𝑖1 − 𝑖4 , (22) 𝑞0 СО2 = 785 − 590 = 195 кДж/кг. 6) Требуемый массовый расход ХА в ТО, охлаждающий N2: Мип СО2 = Мип СО2 = 𝑄0 ХУ СО2 , 𝑞0 СО2 (23) 155,56 = 0,8 кг/с. 195 Массовый расход ХА в системе: Мкм4 = Мип СО2 = Мохл = 0,8 кг/с. 7) Тепловая нагрузка на теплообменник охлаждения: 𝑄то 𝑁2 = Мип 𝐶𝑂2 ∙ 𝑞0 СО2 , (24) 𝑄то пг = 0,8 ∙ 195 = 155,56 кВт. 8) Требуемая объемная производительность: 𝑉км4 = где Мкм4 ∙ 𝜐 , 𝜆 (25) 𝜐 − удельный объем, м3/кг; 𝜆 − коэффициент подачи холодильных компрессоров, определяемый величиной Р2/Р1 по графику (рисунок 23), 𝜆 = 0,79. 𝑉км4 = 0,8 ∙ 0,035 = 0,035м3 /с (127,2 м3 /ч). 0,79 В соответствии с требуемой производительностью (и давлением) подбираем компрессор для контура СО2: 4 – КСВД-М 3-150/10-160 производительностью 150 м3/ч и давлением до 160 бар. 9) Тепловая нагрузка на охладитель КМ4: 𝑄охл км = 𝑀км4 ∙ 𝑞охл4 , 𝑄охл км4 = 0,8 ∙ 315 = 251,3 кВт. 10) Мощность привода компрессора: 38 (26)

Теоретическая (формула 10): 𝑁т км4 = 0,8 ∙ 120 = 96 кВт. Индикаторная (формула 11): 𝑁и км = 96 = 120 кВт. 0,8 Механическая (формула 12): 𝑁м км = 120 = 133 кВт. 0,9 Электрическая (формула 13): 𝑁эл км = 𝑁м км = 147,7 кВт. 𝜆мех 11) 𝜀т = Теоретический холодильный коэффициент цикла: 𝑞0 СО2 𝜀т = , 𝑙км4 195 = 1,625. 120 12) Действительный холодильный коэффициент ХУ СО2: 𝜀д = 𝜀д = (27) 𝑄0 ХУ СО2 , 𝑁эл СО2 (28) 155,56 = 1,053. 147,7 Суммарная потребляемая мощность ХУ: ∑𝑁эл ХУ = 𝑁эл СО2 + 𝑁эл 𝑁2 + 𝑁вент , (29) где 𝑁вент − энергопотребление системами вентиляции и обеспечения (80 кВт). ∑𝑁эл ХУ = 147,7 + 1211 + 80 = 1438,7 кВт. Т.к. сжижается 100% ПГ, то удельные затраты составят 719,35 кВт∙ч/т СПГ. Вывод: за счет предложенной системы (в сравнении с УСПГ в Пермском крае), удалось снизить удельные энергозатраты на 14,36 %, но при этом доля сжиженного газа (рисунок 21) в данном случае 100%. Предложенную схему 39

эффективно реализовывать именно на заводах, т.к. на ГРС и КС сжижение ПГ играет роль сопутствующего производства. 40

4 Технологическая часть 4.1 Состав завода СПГ В состав комплекса СПГ должны входить следующие основное технологическое оборудование, системы, блоки и сооружения: - технологический блок подготовки газа: система очистки и осушки исходного природного газа высокого давления (в комплекте с подогревателем газа регенерации, если реализована схема с высокотемпературной регенерацией адсорбента); - установка сжижения природного газа; - криогенные насосы; - система хранения, выдачи и газификации; - система налива продукта и площадка налива; - система газоподготовки; - система дренажа и газосброса; - трубопроводы обвязки комплекса, в том числе трубопроводы подвода исходного газа к комплексу от ГРС или АГНКС и возврата несжиженной части газа; - компрессор для сжатия паров испарившегося сжиженного природного газа в случае производства СПГ под давлением ниже давления в магистрали на выходе ГРС (АГНКС); - система контроля, управления и противоаварийной защиты; - система электроснабжения; - система штатного и аварийного освещения; - система связи (в том числе телефонная); - газоанализаторная [45]. На рисунке 25 представлена схема основных компонентов мини-завода СПГ. 41

Рисунок 25– Схема основных компонентов мини-завода СПГ 1 - резервуары хранения СПГ; 2 - холодильный блок; 3 - блок очисткиосушки природного газа; 4 - блок производства электроэнергии; 5 атмосферные испарители; 6 – компрессор; 7 - модуль охлаждения; 8 – операторская; 9 - комплекс наполнения транспортных средств 4.2 Оборудование для завода СПГ Классификация оборудования для мини-завода по производству СПГ: - блок подготовки; - компрессорный блок; - блок охлаждения и блок сжижения газа; - система хранения СПГ; - система транспортирования; - система газификации. В настоящее время на рынке оборудования по производству СПГ представлены несколько российских компаний: ООО «Криомаш-БЗКМ», ОАО «Криогенмаш», ЗАО «Криогаз», ЗАО «Крионорд», ООО «КомпрессорМашСервис», ООО «Реотек», ОАО «НПО «Гелиймаш», ООО «НТК «Криогенная техника», ОАО «НГТ», НПФ «Экип», ОАО «Уралкриомаш», ОАО «Автогаз», ЗАО «НТЛ», ЗАО «Группа компаний «Сигма-Газ» и др. 42

Компания Cryonorm Projects BV, европейский лидер в производстве комплексных систем по сжижению, хранению и регазификации природного, попутного и технических газов. [61]. Российские производители полностью могут обеспечить изготовление и поставку оборудования для каждого элемента технологической схемы производства, распределения и использования СПГ. Для полноценной работы установки по производству СПГ необходимо следующее оборудование для хранения, транспортирования и использования сжиженного природного газа: 1) стационарные емкости хранения жидкости метана РКВП – 25/1,6 производитель НПО «Криотехника», г. Омск (могут применяться емкости от других производителей, например: ЦСКБ «Прогресс»); 2) криогенные автозаправщики сжиженного природного газа ППЦП – 16/1,6 (на шасси прицепа) производитель НПО «Криотехника», г. Омск; 3) газификаторы холодные криогенные ГХКП – 25/1,6 – 500; производитель НПО «Криотехника», г. Омск; 4) заправочная станция Крио ПАГЗ МС – 79 мощностью 250 заправок КПГ в сутки [43]. Состав технологического оборудования ожижителя природного газа: • компрессор (может рассматриваться использование компрессорного оборудования действующей АГНКС); • блок комплексной очистки (осушки и очистки от двуокиси углерода); • блок ожижения с холодильной машиной; • вспомогательное оборудование (для отогрева, а также для обеспечения пожаро- и взрывобезопасности). • используется существующее серийное оборудование: компрессор, запорно- регулирующая арматура; • в зависимости от производительности и содержания примесей в газе используются модульные блоки очистки, что упрощает систему управления и уменьшает стоимость; 43

• обеспечивается заправка всех видов транспорта, использующих ПГ; • предпочтительная производительность ожижителя для заправки парка автомобилей (в зависимости от типа и грузоподъемности, а также фазового состояния газа СПГ или КПГ) в количестве 200 - 800 единиц оценивается величиной 1000 кг/ч. К особенностям ожижения природного газа следует отнести тот факт, что состав природного газа может несколько отличатся в каждом регионе. Присутствие в отбираемом природном газе различного количества примесей требует индивидуальной разработки блока очистки. Поэтому ожижитель природного газа разрабатывается и изготавливается по отдельному проекту, в зависимости от производительности, давления и состава газа. Оборудование ожижителя может размещаться в двух утепленных транспортных контейнерах стандартного типа IСС (по ГОСТ 18477-79 [10]) размером 6 х 2,5 х 2,5 м, установленных на открытой площадке, а также на открытом воздухе под навесом. Оборудование выдерживает транспортировку автомобильным и железнодорожным транспортом. Масса наиболее тяжелого узла — 9 т (контейнер технологического отделения). Для работы необходимо подключение электроэнергии 380 В, 50 Гц, 1200 кВт и системы сброса продувок (газа и конденсата), которые определяются проектом. Охлаждение масла и сжатого в компрессоре газа - воздушное. Установка обслуживается одним оператором. Вмешательство его в процесс управления необходимо в случае предаварийных ситуаций по сигналу от системы управления. Ресурс ожижителя — 20 лет при замене элементов, имеющих меньший срок работоспособности. Срок службы адсорбента - 8 лет. Досыпка его каждый год [35]. 44

5 Технико-экономическое обоснование строительства малотоннажного завода по производству СПГ 5.1 Оценка капитальных затрат на строительство завода Оценка капиталовложений в строительство мини-завода осуществлялась на основании данных по аналогичным проектам и нынешних цен на предполагаемое оборудование (таблица 10) [41]. В таблице представлена оценка (по курсу 1 долл.=64,5 руб.) капиталовложений. Таблица 10 – Оценка капитальных затрат на строительство мини-завода № п/п 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 1 2 1 2 3 1 Кол- Оборудование и доп. расходы 45 Итого, единицы в единицы в тыс. долл. тыс. руб. 1 2 1442 107 157509 6901,5 157509 13803 1 81 5224,5 5224,5 1 1 1 1 1 3 1 1 1 1 1 495 200 115 50 200 217 49 1000 100 4 293 31927,5 12900 7417,5 3225 12900 41989,5 3160,5 64500 645 258 18898,5 2 4 150 100 31927,5 12900 7417,5 3225 12900 13996,5 3160,5 64500 645 258 18898,5 374358 9675 6450 45150 1 350 22575 22575 1 70 4515 4515 1 1988 128226 128226 во Холодильная установка Компрессор для ПГ Запчасти к компрессору и арматура, трубы, электропроводка Система осушки и очистки Противопожарная система Система учета Химическая лаборатория КИПиА Криоемкость для хранения (1400 м3) Блок аккумуляторов Газовый генератор Здание с коммуникациями (100 м2) Молниезащита Станция автозаправочная СПГ Итого, тыс. руб.: Перевозчик Контейнеры Итого, тыс. руб.: Проектирование с экспертизой пром. безопасности Монтаж, пусконаладка Проектирование и строительство коммуникаций, монтаж криогенного и пожарного оборудования Итого, тыс. руб.: Обучение персонала Общая сумма инвестиций, тыс. руб. Стоимость Стоимость 3-4 4 155316 258 575856 тыс.руб. 19350 25800 1032

5.2 Оценка годовых эксплуатационных затрат Эксплуатационные затраты складываются из: оплаты труда, отчислений во внебюджетные фонды, амортизационных отчислений, материальных и прочих затрат. Исходные данные для расчета представлены в таблице 11. Таблица 11 – Исходные данные для оценки эксплуатационных затрат Параметр Значение Стоимость магистрального газа 1000 нм3(1т СПГ=1410 м3)[62] Производительность мини-завода Время работы завода Потребляемая мощность холодильной установки Стоимость 1 кВт∙час электроэнергии Средняя з/п работников Кол-во работников Ед. измерения 5190 руб. с НДС 2 СПГ т/час 8000 час/год 1438,7 кВт 3,75 руб./кВт∙ч 43000 руб./мес. 14 человек 5.2.1 Оплата труда Згод зп = 12 ∙ Чппп ∙ Зср , где (30) Чппп – численность персонала, чел.; Зср − средняя заработная плата персонала, руб. Згод зп = 12 ∙ 14 ∙ 43000 = 7,224 млн. руб. 5.2.2 Отчисления во внебюджетные фонды Отчисления на социальное страхование: Звф = Згод зп ∙ ∑Свф , (31) Ставки во внебюджетные фонды: • пенсионный фонд – 22%; • фонд социального страхования – 2,9%; • фонд обязательного медицинского страхования – 5,1%. Также производится начисление платежей в фонд обязательного социального страхования от несчастных случаев на производство и профзаболеваний в зависимости от того, в какую группу риска входит данное производство [41]. Для нашего случая тарифная ставка составляет 0,2% . 46

Звф = 7,224 ∙ (22 + 2,9 + 5,1 + 0,2) = 2,182 млн. руб. 100 5.2.3 Амортизационные отчисления Расчет амортизационных отчислений производится по всем видам основных фондов отдельно, а потом данные суммируются [42]. В данном расчете сумма капиталовложений составлена из групп, подверженных амортизации (из таблицы 10) с усредненной нормой амортизации всех учтенных групп. А = ∑К𝑖 ∙ Н𝑎𝑖 , где (32) К𝑖 − сумма капитальных вложений; Н𝑎𝑖 − усредненная норма амортизации групп основных производственных фондов (Н𝑎𝑖 = 0,04). А = 419,508 ∙ 0,04 = 16,78 млн. руб. 5.2.4 Материальные затраты Материальные затраты складываются из затрат на электроэнергию и стоимости магистрального газа: - годовая производительность завода: 2∙8000=16000 т/год (39024,4 м3/год); - стоимость магистрального газа: 39024,4∙5190=202,54 млн. руб. - стоимость электроэнергии: 1471∙8000∙3,75=44,13 млн. руб. Зм = 202,54 + 44,13 = 246,67 млн. руб. 5.2.5 Прочие затраты Прочие затраты - это затраты по оплате услуг организации связи, транспорта, услуг банка и так далее. Они принимаются в размере 10% от всех эксплуатационных затрат. Эксплуатационные затраты: Эз = 7,224 + 2,182 + 16,78 + 246,67 = 272,86 млн. руб. Эксплуатационные затраты с учетом прочих: 272,86∙1,1=300,14 млн. руб. 47

5.3 Оценка экономических показателей По существующей международной практике при цене топлива ниже рыночной на 40% потребитель, как правило, за свой счет приобретает инфраструктуру потребления СПГ (емкости, испарители, крионасосы, газобаллонную аппаратуру для автомобилей, котельных и т.д.). Энергетический эквивалент СПГ на 10% выше, чем у дизельного топлива, следовательно: ЦДТ = 44,85 руб./л, стоимость 1 т ДТ: ЦДТ = 1000 ∙ 44,85 = 53,393 тыс. руб./т, 0,84 ∙ 1000 стоимость 1 т СПГ: ЦСПГ = 53,393 ∙ 1,1 = 58,73 тыс. руб./т. Исходя из этого, определяется цена оптовой продажи СПГ на заводе. При энергоэквивалентной цене 1 т СПГ к цене ДТ, при скидке в 40% отпускная цена на заводе составит 35,238 тыс. руб./т. При этом годовая выручка от реализации: 𝐵г = 𝐺 ∙ Цспг , где (33) 𝐺 − годовая производительность завода, т/год; Цспг − цена СПГ за тонну, тыс.руб./т. 𝐵г = 16000 ∙ 35,238 =563,808 млн.руб. Выручка без НДС: 496,151 млн.руб. Годовая прибыль: П = 𝐵г − Эз , (34) П = 496,151 − 300,14 = 196,01 млн. руб. С учетом налога на прибыль: 156,8 млн.руб. Оценка экономической эффективности проекта осуществляется по следующим критериям: чистый дисконтированный доход, динамический срок окупаемости, индекс доходности инвестиций [39]. 48

Таблица 12– Расчет экономической эффективности реализации проекта Показатели Инвестиции, млн. руб. Доход от реализации СПГ, млн. руб. Эксплуатационные затраты в т.ч. амортизационные отчисления, млн. руб. Прибыль от реализации СПГ, млн. руб. Налог на прибыль, млн. руб. Чистая прибыль от реализации СПГ, млн. руб. Чистый денежный приток, млн. руб. Денежный поток, млн. руб. Коэффициент дисконтирования Дисконтированный денежный поток, млн. руб. ЧДД нарастающим итогом, млн. руб. ЧДД, млн. руб. Дисконтированный денежный приток нарастающим итогом Дисконтированные инвестиции нарастающим итогом 1 575,9 2 0,0 0,0 3 4 0,0 5 0,0 6 0,0 7 0,0 8 0,0 9 0,0 10 0,0 0,0 496,2 496,2 496,2 496,2 496,2 496,2 496,2 496,2 496,2 0,0 300,1 300,1 300,1 300,1 300,1 300,1 300,1 300,1 300,1 0,0 18,8 18,8 18,8 18,8 18,8 18,8 18,8 18,8 18,8 0,0 196,0 196,0 196,0 196,0 196,0 196,0 196,0 196,0 196,0 0,0 39,2 39,2 39,2 39,2 39,2 39,2 39,2 39,2 39,2 0,0 156,8 156,8 156,8 156,8 156,8 156,8 156,8 156,8 156,8 0,0 175,6 175,6 175,6 175,6 175,6 175,6 175,6 175,6 175,6 -575,9 175,6 175,6 175,6 175,6 175,6 175,6 175,6 175,6 175,6 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,4 0,3 0,3 0,2 -499,7 132,2 114,7 99,5 86,4 74,9 65,0 56,4 48,9 42,5 -499,7 -367,5 -252,8 -153,2 -66,9 8,1 73,1 129,5 178,4 220,9 220,9 0,0 132,2 114,7 99,5 86,4 74,9 65,0 56,4 48,9 42,5 499,7 - - - - - - - - - Для определения динамического срока окупаемости определяются дисконтированные элементы денежного потока (ЧДД) и последовательно по годам суммируются с учетом знаков. При этом если ЧДДТ < 0, а ЧДДТ+1 > 0, то это означает, что вложенный капитал окупается в диапазоне лет от Т до Т+1, то есть: Т < ТОК < Т + 1 . (35) Динамический срок окупаемости можно вычислить по формуле (24): Tок = T − где ЧДДТ , ЧДДТ+1 − ЧДДТ (36) 𝑇 = 5 – последний год, при котором ЧДД имеет отрицательное значение (таблица 12); ЧДДТ = −66,9 млн руб. – последняя отрицательная величина ЧДД (таблица 12); 49

ЧДДТ+1 = 8,1 млн руб. – первая положительная величина ЧДД (таблица 12). Тогда динамический срок окупаемости составит: Tок = 5 − −66,9 = 5,8 лет. 8,1 − (−66,9) Индекс доходности – отношение дисконтированного денежного притока к дисконтированным инвестициям: k m ИД = ∑(ПЧИСТ 𝑖 + Аi) ∙ 𝐾д𝑖 ⁄∑(К𝑖 ∙ 𝐾д𝑖 ) , i=1 где (37) i=1 k, m – количество лет, в течение которых формируется денежный приток, и осуществляются инвестиции. ИД = 720,6 = 1,44. 499,7 Вывод: по произведенным расчетам выяснилось, что срок окупаемости завода по производству СПГ на 2 т/ч составит 5,8 лет. Индекс доходности больше единицы, что доказывает выполнение условия эффективности данного проекта. 50

6 Промышленная и экологическая безопасность Одним из основных препятствий для широкого внедрения инфраструктуры производства и потребления СПГ в России является отсутствие нормативно-технической документации на проектирование, строительство и эксплуатацию объектов СПГ [51]. В настоящее время при проектировании объектов СПГ руководствуются нормативными документами: - ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» [6]; - ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» [7]; - Общие требования к обоснованию безопасности опасного производственного объекта [9]; - ГОСТ Р Пожарная безопасность технологических процессов [13]; - ПБ 08-342-00. Правила безопасности при производстве, хранении и выдаче сжиженного природного газа (СПГ) на газораспределительных станциях магистральных газопроводов (ГРС МГ) и автомобильных газонаполнительных компрессорных станциях (АГНКС) [18]; - ПБ 09-540-03. взрывопожароопасных Общие правила химических, взрывобезопасности нефтехимических для и нефтеперерабатывающих производств [8]; - ПБ 12-529-03 Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления [19]; - ВНТП 51-1-88 Ведомственные нормы технологического проектирования установок по производству и хранению сжиженного природного газа, изотермических хранилищ и газозаправочных станций [20]; - ТУ 51-03-03-85 Газ природный сжиженный. Топливо для двигателей внутреннего сгорания [21]; - СТО Газпром 2-1.13-176-2007 Оборудование для СПГ. Бортовые топливные криогенные системы для автотранспортных средств, использующих 51

СПГ в качестве моторного топлива. Технические требования и методы испытаний [17]; - ДОПОГ Европейское соглашение о международной дорожной перевозке опасных грузов [22]; - Распоряжение ОАО «Газпром» от 29.01.2009 г. № 12 «Концепция противопожарной защиты объектов ОАО «Газпром» [23]. Т.к. на территории завода расположены резервуарные емкости для хранения СПГ, стоит предусмотреть следующие сценарии аварий: - образование пролива; - пожар в проливе; - выброс паров СПГ с последующим воспламенением (и без); - разгерметизация трубопровода при подаче в резервуар; - взрыв паров СПГ в ограниченном пространстве. Исходя из мирового опыта, можно предложить следующие основные мероприятия с целью снижения вероятности возникновения аварийных ситуаций: - проектирование резервуаров без врезок во внутренний резервуар; - оборудование резервуаров системой верхнего налива; - использование хладостойких и прочных сталей; - ужесточение требований по неразрушающему контролю сварных соединений; - повышение качества устройства резервуара путем введения дополнительных конструктивных решений для повышения надежности хранилищ; - недопущение утечки холодного продукта из внешнего резервуара в случае его утечки из внутренней емкости; - обязательный учет внешних нагрузок в расчетах железобетонных конструкций и нагрузок преднапряжения [53]. С экологической точки зрения природный газ имеет безусловные преимущества перед другими ископаемыми видами топлива, поскольку при его 52

сжигании в атмосферу выбрасывается значительно меньше СО2, SOx, NOx и твердых частиц. При этом, как и в любом другом производстве, жизненный цикл СПГ от строительства промышленных объектов, подготовки и сжижения газа до его хранения, транспортировки и регазификации оказывает воздействие на окружающую среду (таблица 12) [36]. Таблица 13 - Воздействия на окружающую среду жизненного цикла СПГ Локальные морские объекты Локальные наземные объекты Грунты и почвы Местообитания Флора и фауна Местное население Морская вода + + + + + + + + Эксплуатация завода + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + Строительство причала (при наличии) Эксплуатация причала (при наличии) Дноуглубительные работы (при наличии) Перевозка СПГ танкерами Строительство терминала приемки СПГ Эксплуатация терминала приемки СПГ грунтовые воды + + + + + + + + + + + + Морские птицы Ландшафты + + + + + + + + + + + + Морские Атмосферный воздух + цикла СПГ Атмосферный воздух Глобальный климат Строительство завода Стадии жизненного Водные объекты и Биоразнообразие воздействия млекопитающие воздействия воздействия Рыбы объекты Морское дно Глобальные Мероприятия для минимизации экологического воздействия завода СПГ: - разделение отходов и изучение возможности их вторичного применения или переработки до их удаления; - установка шумозащитных барьеров или благоустройство насаждений для снижения уровня шума; - обеспечить максимальное расчетное давление резервуаров, фактически используемых для перевозки СПГ; 53

- четкое соблюдение регламентов по проведению работ на протяжении всего жизненного цикла завода СПГ; - постоянный контроль систем сброса давлений; - проектирование заводов с минимальным потреблением энергии для снижения выбросов загрязняющих веществ. Экологическая безопасность регламентируется следующими нормативными документами: - ФЗ «Об охране окружающей среды» [2]; - ФЗ «О недрах» [5]; - ФЗ «Об экологической экспертизе» [4]; - ФЗ «Об отходах производства и потребления» [1]; - ФЗ «Об охране атмосферного воздуха» [3]; - ГОСТ Р Объекты малотоннажного производства и потребления сжиженного природного газа. Общие технические требования [14]; - СП 11-102-97 Свод правил по инженерным изысканиям для строительства. Инженерно-экологические изыскания для строительства [17]; - СанПиН 2.1.7.1322-03 Гигиенические требования к размещению и обезвреживанию отходов производства и потребления [15]; - ГОСТ Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Шум. Общие требования безопасности [11]; - ГОСТ Р Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Оценка ущерба. Термины и определения [12]; 54

Заключение В процессе исследования был произведен обзор и анализ существующих и перспективных технологий по сжижению природного газа. Применение того или иного цикла, а также аппаратурное оформление криогенной установки зависит от большого числа факторов. Главные из них: - необходимая холодопроизводительность; - простота технологической схемы процесса сжижения; - стоимость единицы холода; - надежность работы установки. Установки с дроссельными циклами отличаются простотой и надежностью в работе, вследствие чего широко распространены в производстве холода и сжиженных газов. Однако из-за низкой экономичности эти установки пригодны лишь для получения холода в небольших количествах (доля получаемой жидкости не превышает 16,5%). Тем не менее, технологии, основанные на цикле Линде, применяются довольно активно, особенно в России на ГРС и КС. Установки преимущественно с детандерными циклами наиболее в малотоннажном производстве СПГ. эффективны, Более того, энергоэффективность установок повышается за счет применения детандерных агрегатов, что повышает привлекательность применения этой технологии. Комбинированные циклы с использованием дроссельно-детандерного цикла и предварительным охлаждением имеют особое место в практике сжижения. Эффективность таких установок достаточно оправдана. Несмотря на сложную технологическую схему процесса, такие циклы достаточно широко распространены. Самым эффективным циклом из отечественной практики оказался азотный. Поэтому, в данной работе решено было создать технологию, основанную на азотном цикле, но с добавлением контура СО 2 с целью увеличения холодопроизводительности азотного контура. 55

Отечественная технология уступает по удельным энергозатратам предлагаемой схеме, учитывая, что коэффициент ожижения примерно одинаков. Разработанная технология имеет ряд преимуществ: - сжижается 100% ПГ; - в схеме используются взрывобезопасные хладагенты; - технология может осуществляться при различных параметрах ПГ перед теплообменником; - в сравнении с аналогичными установками удельные энергозатраты в процессе минимальны. В результате работы был произведен: - анализ технологий сжижения ПГ; - патентный поиск; - тепловой расчет разработанной технологии сжижения ПГ; - подбор оборудования для завода производительностью 2 т/ч; - экономический расчет (обоснование экономической эффективности предложенного решения). Завод производительностью 2 т/час с удельным энергопотреблением 719,35 кВТ∙ч/т СПГ по расчетным оценкам требует капиталовложений в размере 575,9 млн.руб. При этом срок окупаемости составил 5,8 лет. 56

Список литературы 1. Об отходах производства и потребления:федер.закон от 24.06.1998 г. № 89-ФЗ: [принят Гос. Думой 24.06. 1998 г.: в действующей редакции от 25.12.2018] – М.: Российская газета, - 1998. -№121 – 97 с. 2. Об охране окружающей среды: федер.закон от 10.01.2002 г № 7-ФЗ (ред. от 12.03.2014) ;принят Гос. Думой 20 декабря 2001 г.//Парламентская газета.-№ 9.- 2002 – 94 с. 3. Об охране атмосферного воздуха: федер. закон от 04.05.1999 г. № 96ФЗ: [принят Гос. Думой 04.05. 1999 г.: в действующей редакции от 29.07.2018] – М.: Российская газета, - 1999. -№91 – 92 с. 4. Об экологической экспертизе: федер. закон от 23.11.1995 г. №174-ФЗ: [принят Гос. Думой 23.11. 1995 г.: в действующей редакции от 01.05.2019] – М.: Российская газета, - 1995. -№232 – 84 с. 5. О недрах: федер. закон от 21.02.1992 г. № 2395-1: [принят Верховным Советом РФ 21.02. 1992 г.: в действующей редакции от 01.01.2019.] – М.: Российская газета, - 1992. -№102 – 54 с. 6. О промышленной безопасности опасных производственных объектов: федер. закон от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ: [принят Гос. Думой 20 июля 1997 г.: в действующей редакции от 31.12.2014.] – М.: ЗАО НТЦ ПБ, 2015. – 56 с. 7. Технический регламент о требованиях пожарной безопасности: федер. закон от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ (с изм. и доп.): [принят Гос. Думой 4 июля 2008 г.: одобрен Советом Федерации 11 июля 2008 г.] – Сер. 19. – Вып. 1. – М.: ЗАО НТЦ ПБ, 2015. – 198 с. 8.Общие правила взрывобезопасности для взрывоопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств: федер. нормы и правила в обл. пром. безопасности. Серия 08. – 2-е изд., доп./-М.: – 2013. - № 37. – 126 с. 9.Общие требования к обоснованию безопасности опасного производственного объекта: федер. нормы и правила в обл. пром. безопасности: 57

утв. Приказом Ростехнадзора от 15. 07. 2013 г. № 306// Рос. Газ. – 2013. - № 196. – 44 с. 10. ГОСТ 18477-79 Контейнеры универсальные. Типы, основные параметры и размеры (с Изменениями N 1-3). - Взамен ГОСТ 18477-73; введ. 01.01.80 г.- М.:Госстандарт РФ. - ИПК Издательство стандартов. – 1980. – 20 с. (дата актуализации 01.01.2019 г.). 11. ГОСТ 12.1.003-83 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Шум. Общие требования безопасности. – введ. 1983-06-06. - Официальное издание. Сб. ГОСТов. - М.: ИПК Издательство стандартов. – 2002. – 18 с. (Актуализация 01.01.2018) 12. ГОСТ Р 22.10.01-2001. Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Оценка ущерба. Термины и определения. – Введ. 2002-01-01. – М.: ИПК Издательство стандартов, – 2001. – 8 с. (Актуализация 01.01.2019) 13. ГОСТ Р 12.3.047-2012 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля.– Введ. 2012-12-27. – М.: Изд. ФГУП «СТАНДАРТИНФОРМ». – 2014. –86 с. (Актуализация 01.01.2019) 14. ГОСТ Р 55892-2013 Объекты малотоннажного производства и потребления сжиженного природного газа. Общие технические требования.– Введ. 2012-12-17. – М.: Изд. ФГУП «СТАНДАРТИНФОРМ». – 2014. –86 с. (Актуализация 01.01.2019) 15. СанПиН 2.1.7.1322-03 Гигиенические требования к размещению и обезвреживанию отходов производства и потребления/ Главный государственный санитарный врач РФ. Минздравмедпром России. – М.: Российская газета, - 2003 - №100. – 27 с. 16. СП 11-102-97. Свод правил по инженерным изысканиям для строительства. Инженерно-экологические изыскания для строительства/Госстрой России. – М.: ПНИИИС Госстроя России, 1997. – 71 с. 17. СТО Газпром 2-1.13-176-2007 Оборудование для СПГ. Бортовые топливные криогенные системы для автотранспортных средств, использующих 58

СПГ в качестве моторного топлива. Технические требования и методы испытаний: введ. ОАО "Газпром" от 10. 03. 2008 г. № 294.- 21 с. 18. Правила безопасности при производстве, хранении и выдаче сжиженного природного газа (СПГ) на газораспределительных станциях магистральных газопроводов (ГРС МГ) и автомобильных газонаполнительных компрессорных станциях (АГНКС) (ПБ 08-342-00). Серия 08. Выпуск 5/Колл.авт. – М.:ЗАО «Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности». – 2009. – 116 с. 19. Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления (ПБ 12-529-03). Приказ Ростехнадзора от 18.03.2003 N 738. – 2006. – 80 с. 20. Ведомственные нормы технологического проектирования установок по производству и хранению сжиженного природного газа, изотермических хранилищ и газозаправочных станций (временные) (ВНТП 51-1-88). ГУПО МВД СССР 14.06.88 г. № 7/6/1232. Утв. Мингазпромом СССР: М. – 2013. -96 с. 21. ТУ 51-03-03-85 Газ природный сжиженный. Топливо для двигателей внутреннего сгорания. Технические условия (с изм. 3) от 01.08.1985 г. Утв. Мингазпромом СССР: М. - 1985– 19 с. 22. ДОПОГ. Европейское соглашение о международной дорожной перевозке опасных грузов/Введ. 01.01.2011 г.//ООН, Нью- Йорк. – 666 с. 23. Концепция противопожарной защиты объектов ОАО «Газпром». Распоряжение ОАО «Газпром» от 29.01.2009 г. - № 12. – 29 с. 24. Пат. 2014109013 Российская Федерация, МПК F 25 J 1/00. Установка для сжижения природного газа с этилен-независимой системой извлечения тяжелых фракций/Мок Джон М., Эванс Меган В., Прадерио Аттилио Дж.; патентообладатель КОНОКОФИЛИПС КОМПАНИ- № 2014109013/06; заявл. 09.08.12; опубл. 20.09.15, Бюл. № 26. – 4 с. 25. Пат. 2233411 Российская Федерация, МПК F 25 J 1/00. Способ сжижения природного газа в дроссельном цикле/Скородумов Б.А., Дарбинян Р.В., Довбиш А.Л., Ляпин А.И., Передельский В.А.; патентообладатель ОАО 59

криогенного машиностроения. - № 2002118638/06; заявл. 15.07.02; опубл. 20.01.04, Бюл. № 21. – 8 с. 26. Пат. 2307297 Российская Федерация, МПК F 25 J 1/02. Способ сжижения природного газа смесями, содержащими по меньшей мере один ненасыщенный углеводород/Робертс Марк Джулиан; патентообладатель ЭР ПРОДАКТС ЭНД КЕМИКАЛЗ, ИНК. - № 2005132173/06; заявл. 16.03.04; опубл. 27.05.06, Бюл. № 15. –6 с. 27. Пат. 2538192 Российская Федерация, МПК F 25 J 1/00. Способ сжижения природного газа и установка для его осуществления/Мамаев А.В., Сиротин С.А., Копша Д.П., Бахметьев А.П., Ишмурзин А.В. и др.; патентообладатель ОАО «Газпром». - № 2013149401/06; заявл. 07.11.13; опубл. 10.01.15, Бюл. № 1. – 8 с. 28. Пат. 2541360 РФ. Способ производства сжиженного природного газа и комплекс для его реализации / Гайдт Д.Д., Мишин О.Л. № 2014106445/06; заявл. 20.02.2014; опубл. 10.02.2015. – 5 с. 29. Пат. 2556731 Российская Федерация, МПК F 25 J 1/02. Способ сжижения природного газа смесями, содержащими по меньшей мере один ненасыщенный углеводород/Ферреро Себастьен, Пигурье Жером, Мартен Пьер-Ив, Фишер Беатрис, Фершнедер Жилль; патентообладатель ИФП ЭНЕРДЖИ НУВЕЛЛЬ. - № 2012143749/06; заявл. 25.02.11; опубл. 20.07.15, Бюл. № 20. – 5 с. 30. Пат. 2615862 Российская Федерация, МПК F 25 J 1/02, МПК F 25 J 3/08. Малогабаритная установка сжижения природного газа/Акулов Л.А., Пахомов О.В., Зайцев А.В.; патентообладатель ООО «ЗИФ». - № 2015118714; заявл. 19.05.15; опубл. 10.12.16, Бюл. № 11. – 4 с. 31. Пат. 2645185 Российская Федерация, МПК F 25 J 1/00. Способ сжижения природного газа по циклу высокого давления с предохлаждением этаном и переохлаждением азотом «арктический каскад» и установка для его осуществления/Минигулов Р.М., Руденко С.В., Васин О.Е., Грицишин Д.Н., 60

Соболев Е.И.; патентообладатель ПАО «НОВАТЭК». - № 2017108800; заявл. 16.03.17; опубл. 16.02.18, Бюл. № 5. – 3 с. 32. Пат. 2656068 Российская Федерация, МПК F 25 J 1/00, F 25 J 1/02. Способ сжижения природного газа на газораспределительной станции и установка для его осуществления/Белоусов Ю.В.; заявитель и патентообладатель Белоусов Ю. В. - № 2017123833; заявл. 06.07.17; опубл. 01.06.18, Бюл. № 16. – 8 с. 33. Пат. 2680000 Российская Федерация, МПК F 25 J 1/00. Способ производства сжиженного природного газа на компрессорной станции магистрального газопровода/Белоусов Ю.В.; патентообладатель Белоусов Ю. В. - № 2017145839; заявл. 26.12.17; опубл. 14.02.19, Бюл. № 5. – 6 с. 34. Пат. 2680285 Российская Федерация, МПК F 25 J 1/02. Станция для снижения давления и сжижения газа/Паж Гийом, Маркуччили Ффредерик; патентообладатель КРИОСТАР САС. - № 2015139854; заявл. 20.02.14; опубл. 30.03.17, Бюл. № 10. – 8 с. 35. Альтернативные технологии малотоннажного производства и переработки природных и синтетических углеводородов/- Владивосток: АНО «Центр стратегических исследований топливно-энергетического комплекса Дальнего Востока». – 2013. – 102 с. 36. Аметистова Л.Е. Экологические аспекты СПГ-проектов в арктических условиях/ Л.Е. Аметистова, А.Ю. Книжников// - М: Всемирный фонд дикой природы.- 2016. - 48 с. 37. Ануров С.А. Криогенные технологии разделения газов/С.А. Ануров//– М.: ООО «АР-Консалт». - 2017. – 233 c. 38. Бармин, И.В. Сжиженный природный газ вчера, сегодня, завтра / И.В Бармин, И.Д. Кунис// М.: МГТУ им. Н.Э. Баумана. - 2009. - 256 с. 39. Басовский, Л.Е. Экономическая оценка инвестиций: Учеб. пособие / Л.Е. Басовский, Е.Н. Басовская// - М.: ИНФРА-М. - 2012. - 241 с. 40. Гуреева, М.А. Экономика нефтяной и газовой промышленности / М.А. Гуреева//-М.: Академия. - 2012. - 240 с. 61

41. Дунаев, В.Ф. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности: учебник для вузов/В.Ф. Дунаев, В.А. Шпаков, Н.П. Епифанова и др.; под ред. В.Ф. Дунаева/- РГУ нефти и газа - 4-е изд. – М.: ЦентрЛитНефтеГаз. - 2010. – 331с. 42. Игонина, Л.Л. Инвестиции: Учебник - 2-e изд., перераб. и доп. / Л.Л. Игонина// - М.: Магистр. - 2011. - 749 с. 43.Курылев Е.С. Учебник для студентов вузов, обучающихся по специальности «Холодильные и компрессорные машины и установки». — 3-е изд., перераб. и доп. /Е.С. Курылев, Н.А. Герасимов//— Л.: Машиностроение, Ленингр. отд-ние, - 1980. — 622 с., ил. 44. Пигарев В.Е. Холодильные машины и установки кондиционирования воздуха /В.Е. Пигарев, П.Е. Архипов //-М.: Маршрут. - 2003. - 424 с. 45. Цой А.П. Холодильная техника и технология потребителей холода: Учебное пособие/А.П. Цой, И.А. Ким//Алматы, - 2012. – 510 с. 46. Баранов А.Ю. Энергоэффективные циклы сжижения природного газа/А.Ю. Баранов, К.А. Тихонов, А.М. Андреев, Н.А. Березин//Научный журнал НИУ ИТМО. Серия «Холодильная техника и кондиционирование». – 2016. - №1. – 1-8 с. 47. Бурцев С.А. Метод распределенного получения сжиженного природного газа на газораспределительных станциях/С.А. Бурцев, А.П. Карпенко, А.И. Леонтьев// Теплофизика высоких температур. – 2016. – т.54, №4. – 605-608 с. 48. Горбачев С.Л. Методические подходы к формированию программ малотоннажного производства и использования сжиженного природного газа/С.Л. Горбачев, Ю.В. Дроздов, К.И. Кириенко, О.Л. Кускова, С.В. Люгай, И.С. Медведков// Повышение надежности и безопасности объектов газовой промышленности. – 2017. - №1 (29). – 227-240 с. 49. Дорожкин В.Ю. Северные и южные заводы по сжижению природного газа. Сравнение технологий подготовки газа/ В.Ю. Дорожкин, Б.Н. Мастобаев//Башкирский химический журнал. -2013. -том 20, № 1. – 123-134 с. 62

50. Кондратенко А.Д. Российские малотоннажные производства по сжижению природного газа/А.Д. Кондратенко, А.Б. Карпов, А.М. Козлов, И.В. Мещерин//Химические технологии и продукты. – 2016. - №4. – 31 – 36 с. 51. Федорова Е.Б. Основные проблемы малотоннажного производства и потребления сжиженного природного газа/Е.Б. Федорова, В.Б. Мельников//Труды РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. – 2014. - №4(277). – 112 – 124 с. 52. Федорова Е.Б. Перспективы развития малотоннажного производства сжиженного природного газа в России/Е.Б. Федорова, В.Б. Мельников//Нефтегазохимия. – 2015.– 44 – 51 с. 53. Ханухов Х.М. Конструкционные методы снижения риска при эксплуатации изотермических резервуаров для хранения СПГ/Х.М. Ханухов, А.В. Алипов, Н.В. Четвертухин, А.В. Коломыцев, Р.Р. Шигапов//Повышение надежности и безопасности объектов газовой промышленности. – 2017. - №1 (29). - 249-258 с. 54. Шевчук Е.В. Криогенные технологии и материалы, применяемые в производстве сжиженного природного газа/ Е.В. Шевчук//Успехи современной науки и образования. – 2016. – т.5, №10. – 139-140 с. 55. Оборудование для СПГ-производств среднего размера. Технологии мирового уровня для СПГ-производств среднего размера/Air Products and Chemicals Inc. – 2018. – 4 с. Режим доступа: http://www.airproducts.ru/Industries/Energy/LNG/ (дата обращения 27.03.19 г.) 56. Официальный сайт нефтегазовой компании «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд». Годовые отчѐты/Режим доступа: http://www.sakhalinenergy.ru/ (дата обращения 01.04.2019 г.) 57. Официальный сайт компании Black & Veatch [Электронный ресурс]Режим доступа: https://www.bv.com/(дата обращения 20.05.19 г.) 58. Официальный сайт компании Air products [Электронный ресурс]Режим доступа: http://www.airproducts.ru/(дата обращения 20.05.19 г.) 63

59. Официальный сайт НПП Ковинт. Поставка компрессорного оборудования [Электронный ресурс]- Режим доступа: http://covint.ru//(дата обращения 15.05.19 г.) 60. Официальный сайт компании DALGAKIRA. Компрессорное оборудование [Электронный ресурс]- Режим доступа: http://dalgakiran.su/ (дата обращения 15.05.19 г.) 61. Официальный сайт компании Cryonorm Projects BV [Электронный ресурс]- Режим доступа: https://cryonorm.com/(дата обращения 17.05.19 г.) 62. Официальный сайт ПАО «Газпром». Отчетность за 1 квартал 2019 г. [Электронный ресурс]- Режим доступа: http://www.gazprom.ru/(дата обращения 17.05.19 г.). 63.Mayorets M. Liquefied gas is the future of world energy / M.Mayorets, К. Simonov// - M: Alpina Publisher, - 2013. - 360 p. 64. Ancona M.A. On-site LNG production at filling stations/ M. Bianchi, L. Branchini, A. De Pascale, F. Melino// Applied Thermal Engineering. – 2018. - №137. – 142-153 p. 65. Anton Friedl. Design and Optimisation of Novel Cascade Refrigeration Cycles for LNG Production/ Anton Friedl, Jiří J. Klemeš, Stefan Radl, Petar S. Varbanov, Thomas Wallek// Proceedings of the 28 th European Symposium on Computer Aided Process Engineering. – 2018. – 621 – 626 p. 66. Austbo, B. Use of Optimization in Evaluation and Design of Liquefaction Processes for Natural Gas: PhD / B.Austbo. − NTNU, 2015. − 288 p. 67. Baris Burak Kanbur . Multiobjective thermodynamic and environmental optimization of the small scale LNG cold utilization system/ Baris Burak Kanbur, Xiang Liming, Swapnil Dubey, C. F. Hoong, Fei Duan// 9th International Conference on Applied Energy . – 2017. - 997-1002 p. 68. Bazgir A. «Ranque-Hilsch vortex tube»/ A. Bazgir// 2-nd International Conference оf Science and Еngineering In the Technology Era. – 2017. – 1397-1412 p. 64

69. Chang, H.M. Effect of multi-stream heat exchanger on performance of natural gas liquefaction with mixed refrigerant / H.M.Chang, H.S.Lim, K.H.Choe // Cryogenics. − 2012. − № 52. − 642-647 р. 70. Chongzheng Sun. Experimental research on the adaptability of liquid natural gas spiral wound heat exchanger in dual mixed refrigeration liquefaction process/ Chongzheng Sun, Yuxing Li, Hui Han, Jianlu Zhu, Shaowei Wang// Experimental Thermal and Fluid Science. -2018. - №98. – 124-136 p. 71. Chongzheng Sun. Sensibility Analysis of Pre-cooling Cold Box Pipeline Blockage in DMR Liquefaction Process/ Chongzheng Sun, Yuxing Li, Hui Han, Jianlu Zhu, Yu Wang//Energy Procedia. – 2017. - №142. – 3278-3281 p. 72. Chunhe Jin. Optimization and economic evaluation of integrated natural gas liquids (NGL) and liquefied natural gas (LNG) processing for lean feed gas/ Chunhe Jin, Youngsub Lim//Applied Thermal Engineering. -2019. №149. – 12651273 p. 73. Duan Z. A dynamic model for FLNG spiral wound heat exchanger with multiple phase-change streams based on moving boundary method/ Z. Duan, T. Ren, G. Ding, J. Nat. // Gas Sci. Eng. - 2016 - №34. 691-698 p. 74. Gong, M.Q. Exergy analysis of a small-scale LNG process utilizing a commercialized refrigeration compressor/ M.Q.Gong, J.Wu, Y.Zhang, Y.Zhou // International Congress of Refrigeration. − 2007. − 6 p. 75. Khan, M.S. Knowledge based decision making method for the selection of mixed refrigerant systems for energy efficient LNG processes / M.S.Khan, S.Lee, G.P.Rangaiah, M.Lee // Applied Energy. − 2013. − № 111. − 1018- 1031 p. 76. Mark Pillarella. The C3MR liquefaction cycle versatility for a fast growing, ever changing LNG industry/ Mark Pillarella, Yu-Nan Liu, J. Petrowski, R. Bower// Air Products and Chemicals, Inc. Allentown, Pennsylvania. – 2010. – 14 p. 77. Muhammad A. Q. An innovative vortex-tube turbo-expander refrigeration cycle for performance enhancement of nitrogen-based natural-gas liquefaction process/ A. Q. Muhammad, Feng Wei, Arif Hussain, Adnan Aslam Noon, Moonyong Lee// Applied Thermal Engineering. – 2018. - 2-31 p. 65

78. Price B. Developing small-scale LNG plants / B.Price, S.Hoffart // Gas Today. − 2010. − № 10. − 6 p. 79. Qin Wang. Experimental studies on a natural gas liquefaction process operating with mixed refrigerants and a rectifying column/Qin Wang, Qi Song, Jingpeng Zhang, Rui Liu, Shaozhi Zhang// Cryogenics. – 2019. –691-682 р. 80. Wensheng Lin. Optimization and thermodynamic analysis of a cascade PLNG (pressurized liquefied natural gas) process with CO 2 cryogenic removal/ Wensheng Lin, Xiaojun Xiong, Anzhong Gu// Energy. – 2018. - №161. – 870-877 p. 81. Xiaojun Xiong. Design and optimization of offshore natural gas liquefaction processes adopting PLNG (pressurized liquefied natural gas) technology/ Xiaojun Xiong, Wensheng Lin, Anzhong Gu// Journal of Natural Gas Science and Engineering. - 2016. – 1-23 с. 82. LNG World Shipping - https://issuu.com/rivieramaritimemedia/docs/lng_mar18_issuu 20.05.19 г.) 66 2018/ (дата URL: обращения

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

- у работы пока нет рецензий -

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв