Производство сжиженного природного газа (СПГ) является бурно развивающейся отраслью мировой энергетики. Заметное место СПГ должен занять и в структуре энергопотребления нашей страны, учитывая потребности транспортной отрасли и необходимости распределенного обеспечения энергией (топливом) коммунальных и промышленных потребителей на территории многих субъектов РФ. Рынок требует также распределенного производства СПГ вблизи от потребителей с минимальным транспортным плечом. Такие производства могут быть привязаны к газотранспортной сети или газоконденсатным месторождениям. Обеспечение экономики страны дешевым и экологичным топливом требует применения современных высокоэффективных технологий производства СПГ. При этом известные мировые технологии, хотя и задают высокий уровень техники и экономической эффективности, имеют целый ряд особенностей, ограничивающий возможность и целесообразность их применения в России.
Мировой рынок СПГ за последние 10 лет вырос более чем на 60%, и темпы роста продолжают увеличиваться
Технология MR PEGAZ ®, вошедшая в перечень наилучших доступных технологий РФ, представляет собой комплекс уникальных технических решений для высокоприбыльного производства сжиженного природного газа (СПГ). Это единственная технология, которая использует при охлаждении природного газа гибридный холодильный цикл, сочетающий в себе тригенерационное бескомпрессионное предохлаждение природного газа и его доохлаждение с помощью компрессионного цикла со смешанным хладагентом.
Простота, энергоэффективность и универсальность разработанных технических решений позволяют решать весь спектр задач по сжижению природного газа, обеспечивая при этом снижение объема капиталовложений на 10–15 % и энергопотребления до 30 % относительно других известных технологий. В результате себестоимость СПГ снижается на 10–15 % в зонах умеренного и холодного климата и до 25 % в условиях тропического климата по сравнению с известными крупнотоннажными технологиями сжижения природного газа, не говоря уже о малотоннажных технологиях, для которых характерны высокие удельные капитальные и операционные затраты.
Преимущества технологии MR PEGAZ ® перед решениями известных мировых лидеров строительства СПГ-заводов может быть проиллюстрировано на примере сравнения с технологией AP C3MR фирмы AIR PRODUCTS (США). Последняя является де-факто стандартом отрасли СПГ, занимая в различных модификациях две трети мирового рынка [1]. На рис. 1 а, б показаны упрощенные принципиальные технологические схемы установок СПГ по указанным технологиям, заимствованные из открытых источников (патенты US 10935312 и RU 2767848).
Обе схемы предусматривают использование двух холодильных циклов: первый цикл — для предохлаждения подготовленного (очищенного и осушенного) природного газа, второй — для его дальнейшего охлаждения и переохлаждения перед редуцированием, которое осуществляют для дополнительного охлаждения природного газа. При этом давление снижается до давления, близкого к давлению СПГ при хранении и транспортировке (обычно не выше 0,02 МПа), что соответствует температурам от минус 156 °С до минус 162 °С в зависимости от состава сжижаемого газа («холодный» СПГ). При малотоннажном производстве часто получают «тёплый» СПГ с давлением 0,3–0,4 МПа и температурой от минус 135 до минус 140 °С. С уменьшением содержания азота и увеличением содержания углеводородов C2+ температура СПГ повышается.
В технологии AP C3MR оба цикла являются компрессионными, в которых хладагенты циркулируют с помощью компрессоров, приводы которых потребляют электроэнергию (или механическую энергию в случае прямого привода, например, газотурбинного). Хладагентом в первом цикле является пропан, во втором — смешанный (смесевой) хладагент (СХА), представляющий собой, как правило, смесь азота и углеводородов C1–C5.
В отличие от технологии AP C3MR, в технологии MR PEGAZ ® предохлаждение реализовано с помощью тригенерационного цикла, в котором: во-первых, электроэнергию (механическую энергию) для работы компрессоров производит энергопроизводство (привод или привод плюс электрогенератор), во-вторых, тепло (остаточное) производит привод, а, в-третьих, холод генерирует бескомпрессионная абсорбционная холодильная машина, потребляющая остаточное тепло выхлопных газов привода.
Обычно из-за низкого потенциала (400–450 °С) тепло выхлопных газов не используется и сбрасывается в атмосферу, в то время как в технологии MR PEGAZ ® основное количество этого «бросового» тепла применяется в качестве вторичного энергетического ресурса для получения дополнительного холода с минимальными затратами электрической энергии. В целом до 80 % энергии, выделяющейся при сжигании топлива в приводах компрессоров, может быть использовано в технологии MR PEGAZ ® для сжижения природного газа, тогда как в технологии AP C3MR эта доля составляет всего 22 %. Соответственно, и «углеродный след» технологии MR PEGAZ ® меньше.
До 80% энергии, выделяющейся при сжигании топлива в приводах компрессоров, может быть использовано в технологии MR PEGAZ ® для сжижения природного газа
Основной компрессионный цикл со смешанным хладагентом в технологии MR PEGAZ ® также имеет отличия от компрессионных циклов со смешанным хладагентом других лицензиаров. При схожем компонентном составе предварительно охлажденный смешанный хладагент в технологии MR PEGAZ ® не подвергается сепарации на лёгкий и тяжёлый хладагенты, использующиеся в разных холодильных контурах, а подается в криогенный теплообменник в газо-жидкостном виде. Такое решение упрощает аппаратурное оформление, а также даёт возможность повысить энергоэффективность процесса сжижения при грамотном применении.
Абсорбционные холодильные машины с бромистолитиевым рабочим телом (АБХМ) широко распространены на рынке, где используются в основном для целей кондиционирования больших зданий, охлаждения серверного оборудования, в энергетике – для охлаждения турбин и конденсации «мятого» водяного пара. Единичная мощность АБХМ достигает 60 МВт, назначенный срок службы – 60 лет. Хладагентом при этом служит захоложенная вода с температурой плюс 5 °С или водно-гликолевая смесь с температурой до минус 5 °С. При работе АБХМ на получение 1 МВт·ч холода затрачивается (по сравнению с парокомпрессионными способами генерации холода) в 10–15 раз меньше электроэнергии, которая в АБХМ затрачивается в основном для обеспечения циркуляции хладагента.
Следует отметить, что стоимость оборудования тригенерационного цикла относительно компрессионного ниже в 1,3–1,5 раза, а стоимость 1 кВт холода – в 4 раза меньше. Таким образом, замена части «компрессионного» холода, затрачиваемого на сжижение, на холод, произведённый с помощью АБХМ, позволяет снизить как капитальные затраты на компрессионную часть, так и операционные расходы в целом.
Описанные выше технические решения обеспечивают нашим производствам СПГ, базирующихся на применении технологии MR PEGAZ ®, ряд ключевых преимуществ:
Кардинальным отличием технологических подходов НИПИ «ПЕГАЗ» при проектировании производств по сжижению природного газа является применение собственной программы многопараметрической оптимизации ОСMR-PEGAZ. Программа, на основании экономических критериев оптимизации (или минимальная себестоимость сжижения, или минимальный объём капиталовложений, или минимальные затраты на электроэнергию), анализирует одновременно 15 и более варьируемых переменных, подбирает взаимно согласованные и оптимальные значения компонентного состава смесевого хладагента, параметров технологического режима (давления сжижения, температуры переохлаждения природного газа, давлений в контуре циркуляции СХА), а также характеристики основного технологического оборудования.
Это позволяет предложить заказчикам оптимальные и наиболее эффективные технические решения в части оборудования и технологии в зависимости от состава и характеристик сжижаемого газа, логистики СПГ, выбранных поставщиков оборудования, стратегии бизнеса.
Программа многопараметрической оптимизации ОСMR-PEGAZ анализирует более 15 переменных, подбирая оптимальные параметры технологии, оборудования и состава хладагента
На рис. 2 приведено сравнение показателей удельной выработки СПГ на единицу затраченной энергии для технологий AP C3MR и MR PEGAZ ® в широком диапазоне среднегодовых температур от арктической до тропической климатической зоны. Данные для обеих технологий получены с помощью программы ОСMR-PEGAZ с использованием технологических схем из указанных выше источников, при условии оптимизации составов СХА, технологических параметров и характеристик компрессоров и криогенных теплообменников, а также при использовании минимальной себестоимости сжижения как критерия оптимизации. В качестве компрессоров в обоих случаях были приняты осевые компрессоры с газотурбинным приводом и пластинчато-ребристые криогенные теплообменники.
Из представленных данных следует, что технология MR PEGAZ ® достаточно эффективно работает в холодном климате, а выработка СПГ на единицу мощности компрессоров повышается в умеренном климате до 12 %, в тропическом – до 22 % и выше. На рис. 3 приведено сравнение операционных расходов и капитальных затрат (OPEX и CAPEX) на строительство заводов СПГ по указанным технологиям.
В сумме снижение OPEX и CAPEX приводит к увеличению прибыльности эксплуатации, которая, например, для завода СПГ мощностью 5–6 млн т в год увеличивается при применении технологии MR PEGAZ ® на несколько сотен миллионов евро ежегодно. В целом это позволяет прибыльно эксплуатировать газовые месторождения со сложной логистикой, а в будущем исключить риски конкуренции на депрессивных рынках, если таковые появятся.
Технология MR PEGAZ ® универсальна — от мини-заводов до крупных комплексов
Как отмечалось выше, технология MR PEGAZ ® легко адаптируется для применения в производствах СПГ различной мощности с применением универсальных технических решений, покрывая всю линейку классификации заводов СПГ: от малотоннажных (1,5–20 т/ч) до среднетоннажных (до 2 млн т в год) и крупнотоннажных (свыше 2 млн т в год) [2].
При этом ограничение интервала применимости технологии MR PEGAZ ® по минимальной производительности (от 1,5 т/ч) обусловлено снижением рентабельности производства в связи с ростом удельной стоимости вспомогательных производств и объектов общезаводского хозяйства, а ограничение по максимальной производительности (до 770 т/ч) связано с увеличением массогабаритных характеристик оборудования, запорной арматуры и трубопроводов, ограниченными возможностями машиностроительных заводов и логистики при транспортировке оборудования. По нашему мнению, вполне допустимо рассматривать варианты создания крупных производств СПГ путём строительства нескольких технологических линий, что дополнительно способствует повышению устойчивости производства и снижению капитальных затрат.
В качестве сырья может использоваться не только природный, но и попутный нефтяной газ. Из него получают СПГ марок «Б» и «В» по ГОСТ 34894-2022
Комплексы сжижения природного газа по технологии MR PEGAZ ® (КСПГ ПЕГАЗ) включают также все необходимые составляющие по подготовке газа (очистке от кислых компонентов, осушке, демеркуризации), вспомогательные производства (производство азота, подготовка воды, иногда получение серы), объекты общезаводского хозяйства.
В качестве сырьевого газа КСПГ ПЕГАЗ может быть использован природный газ низкого давления (0,4–1,2 МПа) из распределительных газотранспортных сетей, природный газ среднего (2,5–3,5 МПа) и высокого (5,5–10,0 МПа) давления из региональных газотранспортных сетей и магистральных газопроводов. При низком и среднем давлении осуществляют предварительное сжатие газа до давления сжижения, которое должно быть выше критического давления природного газа (4,5–5,6 МПа), предпочтительно в интервале 6–6,5 МПа. При таком давлении в сжижаемом потоке отсутствует фазовый переход, уменьшается его объёмный расход и повышается теплоёмкость, возрастает коэффициент теплопередачи, облегчается контроль процесса сжижения и т.п.
Типовой ряд производительности малотоннажных КСПГ ПЕГАЗ представлен мощностями 1,5, 6, 10 и 20 т/ч. При экономической целесообразности могут создаваться КСПГ промежуточной мощности. Часто эффективным решением является проектирование ряда блоков КСПГ, связанных с подготовкой, хранением и отгрузкой продукции, соответствующих заявленной мощности производства, при этом блоки, связанные с энергообеспечением и сжижением, создаются из нескольких единиц типовой (меньшей) мощности.
Как правило, чем выше давление природного газа, тем выгоднее производить СПГ в связи со снижением операционных расходов, капитальных затрат и себестоимости сжижения. Поэтому с коммерческой точки зрения привлекательным является получение СПГ в условиях промысла из сырого газа (продукции скважин), имеющего обычно давление на уровне 10,0 МПа. С учётом себестоимости добычи газа 2,5–3,5 руб. за 1 нм³ себестоимость СПГ при этом не превышает 10 тыс. руб./т, что позволяет рентабельно эксплуатировать промысловые комплексы подготовки и сжижения природного газа (КПСПГ ПЕГАЗ) даже при осложнённой логистике продукции.
В качестве дополнительной продукции при этом вырабатывается стабильный газовый конденсат, что даже для малоконденсатных газовых месторождений положительно сказывается на прибыльности производства. Дополнительной опцией является возможность значительного снижения стоимости оборудования и энергопотребления при получении СПГ на промысле за счёт использования энергии пластового газа, что возможно при параллельном получении топливного газа для нужд сторонних потребителей.
Кроме природного газа сырьём для получения СПГ марок «Б» и «В» по ГОСТ 34894-2022 может являться попутный нефтяной газ, преимущественно первой и второй ступеней сепарации, содержащий не менее 70 % об. метана. В качестве дополнительной продукции при этом вырабатывается ШФЛУ или иные, по заданию заказчика, виды сжиженных углеводородных газов.
Производство СПГ марки «А» возможно из природного газа любого состава, однако с уменьшением содержания метана будет увеличиваться количество побочной продукции (углеводороды C2+) и уменьшаться выход целевой продукции. При необходимости обеспечения локальных потребителей СПГ марки «А» последний может производиться на месте потребления на относительно недорогих установках из СПГ марок «Б» или «В». При необходимости может вырабатываться СПГ с содержанием метана 99,99 %, применяемый в качестве топлива для ракетной системы «Амур-СПГ».
Высокое содержание азота является осложняющим фактором при сжижении природного газа. В зависимости от количества азота в природном газе НИПИ «ПЕГАЗ» предлагает различные решения по деазотированию топливного газа, либо деазотированию СПГ, осуществляемому в процессе сжижения. Любое содержание азота, вплоть до 80 % мольн. не является препятствием для рентабельного производства СПГ, в том числе при поставке на экспорт, когда предъявляются более строгие требования к готовой продукции (не более 1 % мольн. азота в СПГ). Также имеется опыт разработки технологии сжижения попутного нефтяного газа с содержанием CO₂ около 80 % мольн. с получением товарного СПГ нормативного качества.
Малотоннажные КСПГ и КПСПГ ПЕГАЗ создаются в вариантах либо полной, либо частичной блочно-модульной компоновки, как объекты капитального строительства. В первом случае предлагается также перебазируемый вариант установки, не требующий капитального строительства, что особенно актуально для районов Крайнего Севера и газовых месторождений баженовской свиты (сланцевый природный газ).
Строительство среднетоннажных производств СПГ осуществляется обычно в прибрежной зоне вблизи магистральных газопроводов (КСПГ) или небольших газоконденсатных месторождений (КПСПГ). Мощность среднетоннажного производства СПГ всегда определяется характеристиками источника сырья. Место расположения площадки строительства при этом определяется, как правило, соображениями минимизации капитальных вложений на сооружения хранения, отгрузки и транспортировки СПГ. Стоимость последних в некоторых случаях может заметно превышать стоимость технологических блоков.
Поэтому для многих месторождений (шельфовых, прибрежных) экономически целесообразно размещение на морских платформах или специализированных судах. Разработка таких вариантов среднетоннажных КСПГ также ведётся в настоящее время в НИПИ «ПЕГАЗ».
Строительство крупнотоннажных производств СПГ также осуществляется в прибрежной зоне вблизи магистральных газопроводов, газоперерабатывающих заводов или крупных газовых месторождений. Мощность крупнотоннажных заводов СПГ определяется не только характеристиками источника сырья, но и логистикой продукции, и особенностями рынков сбыта.
Стандартным решением НИПИ «ПЕГАЗ» при строительстве заводов СПГ большой мощности является создание блоков, связанных с подготовкой сырья, хранением и отгрузкой продукции, соответствующих мощности завода, и дробление блоков энергообеспечения и сжижения на единицы типовой мощности с целью минимизации затрат на изготовление, транспортировку и монтаж оборудования.
В настоящее время НИПИ «ПЕГАЗ» имеет производственные площадки в РФ и за границей и гарантирует поставку в формате ЕР заводов СПГ любой производительности, на любых типах площадок, в любом климате, из природного и попутного нефтяного газов широкого состава, которые гарантированно позволят заказчику получать максимально возможную прибыль.
Литература:
