книги / Переработка углеводородных газов.-1

зообразном, так и в жидком виде. При нормальных условиях (101,2 кПа, 0 °С) эти смеси испаряются и используются как газы. Переход СУГ в газообразное или жидкое состояние зависит от трех факторов – давления, температуры и объема.

Жидкие углеводороды, входящие в состав СУГ, характеризуются высоким коэффициентом объемного расширения, значительно превышающим коэффициенты расширения бензина, керосина и воды, малой плотностью, существенной упругостью паров, медленной диффузией в атмосферу, невысокой температурой воспламенения, низкими пределами взрываемости, возможностью образования конденсата при понижении температуры до точки росы или повышении давления.

6.2. Экономичность транспортировки СУГ

Сжиженные углеводородные газы транспортируют в резервуарах (нет необходимости прокладки трубопроводов, линий электропередач), по железной дороге, танкерами или автотранспортом в жидком виде. Поскольку газ в жидком состоянии занимает объем в несколько раз меньше первоначального объема (СПБ – 1/270, СПГ – 1/600), в единице объема этого газа сконцентрировано значительное количество тепловой энергии.

При сжижении объем природного газа уменьшается более чем в 600 раз. Он почти в два раза легче бензина, нетоксичен, химически неактивен, его удельная теплота сгорания на 12 %, а октановое число на 15 % выше, чем у бензина.

6.3. Потребление сжиженных углеводородных газов

СПГ и СПБ используются:

–для получения электрической и тепловой энергии;

–для газификации населенных пунктов и промышленных объектов;

–в качестве моторного топлива;

–в качестве сырья для нефтехимии.

101

СПГ обладают высокими антидетонационными свойствами (октановое число до 120 пунктов). Это, в свою очередь, позволяет использовать их в качестве топлива в двигателях внутреннего сгорания. При этом повышается степень сжатия, увеличивается межремонтный пробег, сокращается расход смазочного масла.

6.4.Производство сжиженных углеводородных газов

Технологическая цепочка производства СУГ включает себя следующие звенья: добыча нефти или природного газа, транспортировка указанных продуктов до заводов по их переработке (сжижению), хранение полученных СУГ.

Производство сжиженных углеводородных газов в зависимости от исходного продукта (СПБ или СПГ) осуществляется по различным технологиям. Извлечение этана и более тяжелых углеводородов из природного газа осуществляют в основном с помощью методов абсорбции и низкотемпературной сепарации. Последний метод, характеризующийся более высокой степенью извлечения углеводородов и меньшими эксплуатационными и капитальными затратами, постепенно вытеснил абсорбцию.

Для охлаждения природного газа применяют холодильные циклы, основанные на использовании эффекта дросселирования газа (эффект Джоуля – Томсона), изоэнтропийного расширения газа, испарения жидкостей.

6.5. Технологии производства сжиженных нефтяных газов

На месторождениях добытая нефть, как правило, стабилизируется с целью подготовки ее к транспорту. В итоге выделяется попутный нефтяной газ, который и является сырьем для получения СПБ.

В результате переработки попутного газа на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) получают сухой газ (метан и этан с

102

примесью пропана), этансодержащую фракцию, сжиженный газ (СПБ + изобутан) и стабильный газовый бензин.

Другим источником получения сжиженных газов являются газы газоконденсатных месторождений.

Не менее важным источником получения сжиженных нефтяных газов – газов нефтестабилизации – является та часть попутного газа, которая осталась в нефти в растворенном виде после ее дегазации на промысле и которую впоследствии выделяют в процессе стабилизации нефти.

Более половины СНГ получают на нефтеперерабатывающих заводах. При этом состав газов, получаемых на заводских технологических установках, индивидуален для каждого процесса. Газы термического крекинга содержат значительные количества олефинов, каталитического крекинга – изобутана, пиролиза – содержат много этилена и водорода.

Таким образом, состав СНГ зависит от способа его производства: при переработке попутного газа на ГПЗ в СГ преобладают предельные углеводороды при незначительном содержании непредельных. При получении СНГ на НПЗ содержание непредельных углеводородов(пропилена, бутенов) в нихрезко возрастает.

6.6. Извлечение СНГ из природного газа

Примером получения СНГ из природного газа могут служить предприятия ПАО «Газпром». Переработка углеводородных газов проводится на Астраханском, Оренбургском и Сосногорском НПЗ, Оренбургском гелиевом заводе, Сургутском заводе стабилизации конденсата и Уренгойском управлении подготовки конденсата к транспорту.

Первичная переработка природного газа на Астраханском и Оренбургском ГПЗ проводится последовательно на установках аминовой очистки, Клауса и сульфрен. Получают при этом товарный природный газ и элементарную серу. На Сосногорском ГПЗ первичная обработка газа выполняется методом абсорбции

103

стабильным конденсатом. Степень извлечения пропана и бутана при этом не превышает 40 %, и почти 60 % ценных продуктов не извлекаются из газа, который в дальнейшем используется в качестве топлива на ТЭС.

Первичная переработка нестабильного нефтегазоконденсатного сырья происходит на установках стабилизации (ректификации), где выделяют газы стабилизации и товарные продукты: сжиженный нефтяной газ и стабильный конденсат, из которого извлекают бензиновую и дизельную фракции.

В настоящее время природный газ применяется главным образом как экологически чистое топливо на электростанциях для генерации тепловой и электроэнергии и в двигателях внутреннего сгорания. Доля природного газа, используемого в нашей стране в качестве химического сырья, не превышает 1,5–2 %.

Рассмотрим блок-схему переработки природного газа с получением сжиженных нефтяных газови других продуктов (рис. 6.1).

На установке извлечения пропана и высших углеводородов, схема которой представлена ниже (рис. 6.2), использован эффект Джоуля – Томсона. Для предотвращения образования гидратов в потокгаза перед его охлаждением впрыскивается80%-ныйметанол.

Согласно схеме газ, пройдя входной сепаратор С-1, поступает в рекуперативный теплообменник Т-1, где он охлаждается обратным потоком газа. Далее газ дросселируется до давления, необходимого для транспорта газа потребителю и, охладившись, поступает в трехфазный сепаратор Сн-1 для отделения выпавшей жидкости. Газ из сепаратора, отдав свой холод в рекуперативном теплообменнике Т-1, идет потребителю.

Выпавший водно-метанольный раствор дросселируется и поступает в отпарную колонну Км-1. Пары метанола из колонны конденсируются и поступают в сборную емкость Ем-1. Из данной емкости метанол подается в систему распределения метанола по установке. Выпавшая в Сн-1 углеводородная жидкость поступает на орошение деэтанизатора К-1, в котором происходит отделение фракции С3+ от метана и этана. Последние, в свою очередь, сме-

104

шиваются с основным потоком газа из низкотемпературного сепаратора. Фракция С3+ поступает в среднюю часть колонны К-2, в которой разделяется на пропан-бутановую фракцию и ШФЛУ. Конденсация паров, выходящих из К-2, а также охлаждение нижнего продукта, проводятся отсепарированным газом.

Рис. 6.1. Блок-схема переработки природного газа: 1 – фильтр очистки; 2 – дигликольаминовыйдемеркаптанизатор; 3 – компрессор; 4 – холодильник (–60 °С); 5 – конденсатосборник; 6 – аппарат Клауса; 7 – разделительная установка; I – природный газ; II – «кислый» газ; III – конденсат; IV – газоваяфракция; V – жидкаяфракция; VI – H2S, CO2; VII – элементарная сера; VIII – демеркаптанизированный сжиженный природный газ; IX – метан; X – этан; XI – пропан в хранилище; XII – бутан в хранилище; XIII – на производство этилена; XIV – в систему топливного газа;

XV – в котел; XVI – топливо для местных нужд

105

Для оптимального проведения процесса сжижения газ должен быть сжат до давления, близкого к критическому (4–5 МПа). Если давление в подводящем трубопроводе ниже, газ предварительно сжимают с помощью поршневых газомотокомпрессоров.

Сжатие хладагента до давления 4–5 МПа от атмосферного обычно осуществляют турбокомпрессорами. После сжатия температуру газа, а в некоторых случаях и хладагента, снижают в аппаратах воздушного охлаждения.

Дальнейшее охлаждение и сжижение газа происходит в теплообменниках. Сжиженный газ далее поступает на хранение в теплоизолированные низкотемпературные резервуары и затем – потребителю.

Для природного газа используют несколько разновидностей циклов сжижения.

При крупнотоннажном производстве СПГ наиболее эффективными являются циклы сжижения с использованием внешней холодильной установки, работающей на углеводородных газах или азоте, при этом сжижается весь углеводородный газ. Широкое распространение получили циклы на смесях хладагентов.

Холодильный цикл и технологическая схема установки сжижения выбираются в зависимости от назначения установки и ее производительности, состава сжижаемого газа и его давления, требований к продукции. На выбор технологической схемы влияют также возможностьприменениятогоиилииноготипаоборудования.

Важнейшим показателем термодинамического цикла является величина удельного энергопотребления. От нее зависит мощность компрессорного оборудования, масса и габариты теплообменных аппаратов, а, следовательно, капиталовложения и эксплуатационные затраты.

В современных установках сжижения природного газа используются технологические схемы, основанные на следующих основных циклах:

–холодильные циклы с дросселированием;

–детандерные холодильные циклы;

107

–каскадные холодильные циклы чистыми хладагентами;

–однопоточные каскадные циклы с хладагентом, представляющим собой многокомпонентную смесь углеводородов и азота.

Часто в схемах сжижения применяются различные комбинации, включающие элементы перечисленных выше циклов.

6.8. Схема сжижения природного газа по трехпоточному каскадному циклу

Каскад состоит из трех независимых циклов – пропанового, этиленового и метанового (рис. 6.3). Каждый цикл имеет три температуры испарения, и работа его обеспечивается компрессором с тремя давлениями всасывания.

Рис. 6.3. Схема сжиженияприродного газа потрехпоточномукаскадномуциклу

Конденсация хладагента в низкотемпературных циклах (этиленовом и метановом) осуществляется за счет кипения холодильного агента в верхнем холодильном цикле, то есть этилен конденсируется пропаном, а метан этиленом.

108

Недостатком многопоточного каскадного цикла является то, что холод в нем производится при постоянных температурах, так как в качестве хладагентов используются чистые вещества. Однако для охлаждения и сжижения природного газа необходим холод как при постоянной температуре (конденсация природного газа), так и переменной (для снятия перегрева и переохлаждения СПГ).

В то же время многопоточный каскадный цикл – наиболее экономичный и совершенный с энергетической точки зрения способ производства холода в диапазоне температур от температуры окружающей среды до температуры (минус 162 °С) конденсации метана при давлении 0,1 МПа.

Однако многопоточный каскадный цикл имеет и серьезные технологические недостатки:

•громоздкость и сложность установок;

•большие капитальные затраты на единицу мощности и холодопроизводительности.

Помимо многопоточного каскадного цикла, было предложено использование однопоточного каскадного цикла (рис. 6.4).

Вэтом цикле в качестве холодильного агента используют смесь

углеводородов от С1 до С5 с примесью азота, что обеспечивает оптимальное протекание термодинамического процесса.

В отличие от многопоточного каскадного цикла в однопоточном каскадном цикле возможны многочисленные варианты при разработке и проектировании процесса. Могут быть выбраны следующие параметры:

•давление всасывания перед компрессором и давление конденсации;

•состав циркулирующей смеси и количество ступеней конденсации.

Это позволяет проводить оптимизацию работы установки, руководствуясь технико-экономическими критериями.

Данные установки имеют, как правило, несколько худшие по сравнению с установками с многопоточным каскадным циклом энергетические показатели.

109