ПРОБЛЕМЫ КАЧЕСТВА ПРИРОДНОГО ГАЗА В ИНДУСТРИИ СПГ

Дэвид Койл, старший технологический менеджер — СПГ и переработка газа

Феликс Ф. де ла Вега, старший консультант — СПГ и переработка газа

Чарльз Дурр, энергетические технологии

КБР Хьюстон, штат Техас, США


Краткое содержание

Природный газ состоит в основном из метана, но почти всегда содержит также этан, пропан и более тяжёлые компоненты. До самого недавнего времени потенциальные покупатели СПГ имели определённую гибкость в выборе приемлемых для них свойств природного газа. Во многих случаях покупатели СПГ экспортировали электроэнергию, а не природный газ, и, следовательно, не имели необходимости удовлетворять нужды потребителей природного газа. Но теперь открываются новые рынки, где уже существуют трубопроводы к потребителям, и потребители предъявляют такие технические требования, которые не укладываются в диапазон свойств СПГ, производимого во многих местах. Задача состоит в том, чтобы понять требования возможных новых рынков и запланировать, как именно можно удовлетворить требованиям как экспортёров, так и импортёров СПГ.
В этой статье даётся обзор технических требований к природному газу как нынешних, так и будущих потребителей, которые вскоре могут появиться в Северной Америке и других странах. Эти требования сравниваются с характеристиками производимого СПГ, а также подробно обсуждаются варианты и трудности подготовки природного газа «по обе стороны прилавка» торговли СПГ.

Введение

Природный газ содержит метан, тяжёлые углеводороды и инертные компоненты, которые влияют на характеристики горения. По этой причине транспортные компании и покупатели СПГ устанавливают допустимые диапазоны содержания компонентов и теплот сгорания. Эти требования широко варьируются в зависимости от рынка сбыта. Но, несмотря на это, требования к качеству СПГ никогда не получали большого внимания при проектировании заводов. Исторически сложилось так, что проекты заводов опирались на долгосрочные контракты с несколькими покупателями, и почти не возникало нужды гибко подходить к проектированию заводов как в отношении процесса сжижения, так и на стороне получения конечного продукта.
Однако ситуация меняется, так как индустрия СПГ становится более глобальной. Собственники заводов СПГ ориентируются теперь не на один-единственный рынок, а новые рынки предъявляют требования, которые не всегда совместимы с существующими производствами. Кроме того, растущий рынок СПГ даёт больше возможностей покупателям и продавцам, которые могут обеспечить гибкость в отношении показателей качества. В результате наблюдается активная тенденция к внедрению технологий повышения качества СПГ во время сжижения и на стороне получения конечных продуктов.

Международные требования к качеству природного газа

Требования к качеству природного газа преследуют несколько целей, включая защиту от коррозии, исключение выпадения жидкой фазы в трубопроводах и влияние на характеристики горения.[1] Требования, связанные с предотвращением коррозии, ограничивают концентрации СО2, H2S, меркаптанов и общей серы. Установки СПГ удаляют СО2 из газа до уровня 50 ppmv, чтобы предотвратить замерзание в криогенных перерабатывающих установках и, таким образом, выполнить требования, предъявляемые к газу магистрального качества. Требования по сере обычно соответствуют японскому рынку, который ограничивает концентрацию H2S значением 5 мг/нм3, а общую серу — цифрой 30 мг/нм3.  Соответствие японским требованиям будет также означать соответствие требованиям для Европы и США (кроме штата Калифорния, где общая сера не должна превышать 18 мг/нм3).
Кислый газ обычно удаляется в установках аминовой очистки, использующих принцип поглощения кислых компонентов газа щелочным растворителем. СО2 как кислота слабее H2S, и поэтому часто именно процесс снижения концентрации СО2 до уровня 50 ppmv выступает определяющим при проектировании установок удаления кислого газа (H2S — более сильная кислота, и поэтому от него легче избавиться). Исключение составляют заводы, перерабатывающие природный газ с высоким содержанием меркаптанов. Меркаптаны — крайне слабые кислоты, и их приходится удалять иными методами, чем прямое химическое поглощение.
Чтобы предотвратить выпадение жидкости, газотранспортные компании ограничивают количество бутана, пентана и более тяжёлых компонентов. Заводы СПГ должны удалять более тяжёлые углеводороды, чтобы предотвратить замерзание в процессе сжижения, а удалённые тяжёлые компоненты представляют собой побочный продукт — газоконденсатный бензин. Таким образом, технические требования на содержание тяжёлых фракций большинство заводов сжижения удовлетворяет без труда.
Требования к предотвращению коррозии и выпадению жидкости достаточно последовательны, и нужды самих производств СПГ (то есть, предотвращение замерзания в ходе криогенной переработки) делают эти технические требования почти универсальными. Остаются требования к теплотворной способности и взаимозаменяемости газа.  Здесь технические требования значительно отличаются, как и сама продукция из разных источников СПГ по всему миру, и именно взаимозаменяемость представляет самую большую проблему.
Первоначально торговля СПГ велась с Японией из стран Тихоокеанского бассейна и экспортных заводов Ближнего Востока, а также с Европой из Северной Африки. Японские технические требования различаются в зависимости от импортирующей компании, но обычно они оговаривают высокую теплотворную способность — между 39,7 и 43,3 МДж/нм3 (мегаджоулей на нормальный кубический метр при 1 атм и 15 °C), что равняется диапазону от 1065 до 1160 Btu/SCF (британских тепловых единиц на стандартный кубический фут при 14,73 psia и 60 °F). Этот сравнительно высокий диапазон позволяет максимально использовать инфраструктуру благодаря перемещению более калорийного топлива в том же объёме. Европейские страны обычно допускают более широкие колебания. Испания, например, позволяет использовать газ в диапазоне от 35,0 до 44,9 МДж/нм3 (от 940 до 1205 Btu/SCF).
Приведённый ниже рисунок 1 содержит представительную выборку требований к допустимой теплотворной способности для разных стран. В одном из примеров газ с ВТС = 42,6 МДж/нм3 пригоден для японского и корейского рынков, но это значение слишком высоко для США или Великобритании. В другом примере газ с ВТС = 37,2 МДж/нм3 соответствует спецификациям США/Великобритании, но его ВТС слишком низкая для Кореи или Японии.  В обоих случаях, однако, эти значения удовлетворяют стандартам Франции и Испании.



Рисунок 1. Требования к теплотворной способности в разных странах

В Европе также оговаривается показатель взаимозаменяемости газа (число Воббе). Число Воббе определяется как ВТС/√удельная масса газа (относительно воздуха) и часто выступает более строгим критерием, чем теплотворная способность.  Британский стандарт 7859 оговаривает все детали стандартных условий, теплотворной способности компонентов, расчётов идеальный — неидеальный газ и т. д. Число Воббе — не совсем точная характеристика для того, чтобы предсказать поведение печей на различных газах, но для большинства задач его оно достаточно удобно и точно.
В целом можно сказать, что газ, попадающий в предпочтительную область ВТС и чисел Воббе будет гореть без проблем, таких, как срыв пламени, обратный удар пламени, чрезмерное образование NOx и СО или жёлтый верх пламени. На рисунке 2 показана область предпочтительных чисел Воббе и последствия работы в нежелательных диапазонах.


Рисунок 2. Зависимость горючих свойств от ВТС и числа Воббе

Рынок СПГ претерпевает сейчас изменения из-за выхода на сцену двух игроков: США и Великобритании. Ирония нынешней ситуации в том, что оба «новых» игрока пришли на рынок СПГ первоначально в середине 1970-х гг., однако нормативный кризис в США и британские открытия в Северном море привели к резкому снижению производства СПГ в этих странах. Теперь США прогнозируют увеличение разрыва между выработкой газа и спросом на него, и этот спрос может быть удовлетворён только путём импорта СПГ, который, вероятно, вырастет до 90 млн. метрических тонн в год (МТГ) к 2025 г. [2].
Трансграничные газопроводы Великобритании когда-то экспортировали газ из страны на континент, но недавно поток пошёл в обратном направлении. Ожидается, что импорт газа в Великобританию через трубопроводы и в виде СПГ имеет долгосрочные перспективы, и в настоящее время строятся три завода приёмки импортного СПГ общей мощностью почти 16 МТГ [3].  Благодаря расширению этих проектов или организации новых к 2013 г. будет обеспечено наращивание мощностей для СПГ дополнительно на 8 МТГ.
Несомненно, спрос в США и Великобритании окажет большое воздействие на рынок Атлантического бассейна, где на текущий момент реализуется примерно 49 МТГ.  Размеры рынков США и Великобритании более чем достаточны для того, чтобы нацелиться на них, а для этого необходимо, чтобы качество газа соответствовало предъявляемым требованиям. Это особенно важно для производителей на Ближнем Востоке, потому что оттуда груз одиноково удобно отправлять как тихоокеанским, так и атлантическим потребителям.  Существует много вариантов изменения качества импортируемого или экспортируемого СПГ на стороне как производителя, так и покупателя, и все участники процесса очень заинтересованы в том, чтобы отыскать наилучшее решение в каждой конкретной ситуации.
Технические характеристики СПГ в случае США остаются несколько размытыми, поскольку не существует национального стандарта теплотворной способности или числа Воббе.  В марте 2005 г. Совет по природному газу (NGC) выпустил рекомендации по взаимозаменяемости для Федеральной комиссии энергетического регулирования (FERC), включающие ограничение на максимальное число Воббе 1400 Btu/SCF (52,1 МДж/нм3).
FERC объявила 15 июня 2006 г., что рекомендует следовать критериям NGC на добровольной основе. Хотя это и позволило избежать нарушений в торговле, рынок по-прежнему пребывает в состоянии неопределённости; кто станет рисковать качеством, если в будущем могут быть введены обязательные требования?

Технические требования на природный газ довольно подробно описаны в статье «Качество СПГ и рыночная гибкость: проблемы и решения» Брамуля, Морина и Капелетти из фирмы «Тоталь» [1]. В этой статье также говорилось о поправках к требованиям на качество газа с точки зрения глобальной сети СПГ. Поскольку эти темы уже подробно обсуждались ранее, дискуссия ниже будет в основном посвящена тому, как параметры взаимозаменяемости влияют на процессы сжижения и работу приёмных терминалов, а также на выбор проектировщиков при разработке конструкции установок.

РЕШЕНИЯ ДЛЯ УСТАНОВОК СЖИЖЕНИЯ

Изменение теплотворной способности на установках сжижения обычно означает добавление или извлечение этана, пропана и бутана (сжиженного нефтяного газа — СНГ), хотя иногда требуется и азот. Для месторождений природного газа в Атлантическом бассейне, богатых тяжёлыми компонентами, более низкая высшая теплотворная способность (ВТС) предпочтительна, если потребители принадлежат к рынкам США и Великобритании. С другой стороны, потребители стран Тихоокеанского бассейна предпочитают газ с повышенной ВТС, и источники тощего газа в Тихоокеанском бассейне могут потребовать корректировки с целью увеличения ВТС.  Природный газ, добытый на Ближнем Востоке, может поставляться как в тихоокеанский, так и в атлантический регион, что может повлечь необходимость производства двух разновидностей продукта.

Уменьшение ВТС

Для уменьшения ВТС на стадии сжижения можно использовать два обсуждаемых ниже метода: извлечение СНГ и добавление азота.
Мощность завода и извлечение СНГ. Один из первых вопросов, с которым сталкивается подрядчик, когда извлечение СНГ становится необходимым, это вопрос о влиянии его на мощность завода. Из-за извлечения СНГ производство сжиженного природного газа падает, если не увеличивать мощность и производительность криогенных систем, и именно поэтому публикуемые показатели стоимости СПГ (в $/т) не всегда отражают реальную картину. Стоимость извлечения СНГ может быть существенной, а продукт, вместе с тем, часто не учитывается при подсчёте производительности завода (в $/т/год).
В таблице 1 приводятся показатели типичного природного газа до и после извлечения СНГ, на основе извлечения пропан-бутановой фракции. Показана глубина переработки сырья. Результаты почти не зависят от технологии сжижения. При сравнении принимается, что скорость получения СПГ, в тоннах, постоянна. При извлечении СНГ общая скорость получения продукта (СПГ, пропан и бутан) повышается на 7,7%, тогда как общая криогенная энергоёмкость возрастает почти на 10%. Таким образом, энергоёмкость возрастает быстрее, чем общий выход продукта, то есть для извлечения и фракционирования СНГ требуется непропорционально больше энергии.

Таблица 1 - Эффекты извлечения СНГ


Без СНГ

С СНГ

Извлечение

Извлечение

Дельта %

Скорость получения СПГ

млн. т/г

4,6

4,6

0,0%

Скорость получения пропана

млн. т/г

0

0,21

Скорость получения бутана

млн. т/г

0

0,17

Общая скорость получения

млн. т/г

4,6

5,0

7,7%

Высшая теплотворная способность СПГ

МДж/нм3

42,4

40,6

-4,6%

Число Воббе СПГ

МДж/нм3

52,9

51,9

-2,0%

Номинальная энергоёмкость сжатия

МВт

База

База + 9,8%

9,8%

Удельная энергоёмкость

МВт/млн. т/г СПГ

База

База + 9,8%

9,8%

МВт/млн. т/г СПГ + СНГ

База

База + 2,3%

2,3%


Основа:

Состав сырья (%)

Азот

6

Метан 

83

Этан 

7

Пропан 

2

Бутан

1

С5+

1

Всего 

100


Степень извлечения пропана и бутана при их целенаправленном извлечении = 66% и 83% соответственно Остаточный уровень азота в СПГ = 1 мол % ВТС и число Воббе вычисляются в приближении идеального газа

Если предположить для простоты, что стоимость сжижения пропорциональна затраченной мощности, тогда показатель $/т СПГ будет повышаться на столько же процентов, насколько увеличивается удельная энергоёмкость.  Удельная стоимость СПГ в $/т, таким образом, оказывается на 10% выше для производства, где извлекается СНГ, пусть даже выигрыш от продажи СНГ и не упоминается непосредственно.
По этой причине более уместно использовать показатель $/т на продукцию в целом, включая СНГ, чтобы учесть изначально заложенные отличия между производствами с извлечением СНГ и без этой стадии. Однако большинство опубликованных цифр по плановым издержкам и мощности заводов упоминают только стоимость полученного СПГ. Аналогичным образом следует рассматривать и удельную энергоёмкость, которая отличается всего на 2% при учёте всей продукции, и на 10% при учёте только СПГ.
В таблице 1 также показано изменение свойств продукции при извлечении СНГ. ВТС падает на 1,8 МДж/нм3, тогда как число Воббе падает только на 1,0 МДж/нм3. Желаемое число Воббе часто определяет степень требуемого извлечения, и оно не так чувствительно к ней, как теплотворная способность (тем не менее, как мы будем обсуждать ниже, число Воббе более чувствительно к степени извлечения, чем теплотворная способность к инжекции азота).
Другой фактор, который рассматривает проектировщик, это оптимальное количество извлекаемого СНГ. Технические требования на природный газ в проектировании обычно даются в виде спектра значений с максимальной и минимальной ВТС. Можно достичь уменьшения ВТС путём более глубокого извлечения, а повышения ВТС — наоборот, сохранением более высоких концентраций СНГ в сырье.  Обычно для экспортёра прибыль от СНГ выше, когда он поставляется в качестве отдельного продукта, а не как компонент СПГ, и поэтому наблюдается тенденция к более глубокому извлечению СНГ и уменьшению ВТС СПГ. Кроме того, если извлечение СНГ включается в проект, для завода сразу требуется множество дополнительных установок, например, для хранения и погрузки СНГ; чтобы оправдать эти дополнительные расходы, приходится повышать степень извлечения.
В вышеприведённом примере, если мы извлекаем 95% пропана и 100% бутана, ВТС становится 40,0 МДж/нм3, а число Воббе — 51,6 МДж/нм3. Если необходимы более низкие значения, придётся также извлекать этан.  Извлечение этана связано со своими трудностями и будет обсуждаться ниже.
Технологические варианты извлечения СНГ. Существует несколько вариантов переработки извлечения СНГ. При выборе наилучшего процесса в каждом конкретном случае нужно учесть такие факторы, как состав сырья, необходимая степень извлечение, а также производительность. Основные варианты таковы:
Рециркуляция СНГ. Принцип рециркуляции СНГ аналогичен идее использования регенерируемого абсорбционного масла в переработке газа; введение холодной жидкости в поток природного газа приводит к поглощению лёгких компонентов и повышению степени извлечения до такого уровня, который нельзя получить только низкотемпературной сепарацией. В производстве СПГ в качестве «регенерируемого абсорбционного масла» наиболее часто используется бутан, но в некоторых случаях, с целью увеличения доли извлекаемого СНГ, можно  рециркулировать пропан и даже этан. Рециркуляция газоконденсатного бензина не применяется  из-за возможности попадания тяжёлых углеводородов в криогенный теплообменник, что приведёт к его закупорке.
Типичная схема рециркуляции СНГ показана на рис. 3.  Преимущество рециркуляции СНГ в том, что обычная установка, не предусматривающая извлечения СНГ, может быть переделана в неё с очень небольшими изменениями. Процесс извлечения СНГ, по сути, интегрирован с установками сжижения, и спроектировать их так, чтобы они могли работать как в режиме извлечения, так и без него, нетрудно. Зачастую оказывается возможно, в зависимости от размера установок фракционирования, переделать существующее производство под извлечение СНГ, даже если первоначально этого не предусматривалось.


Рисунок 3 — Процесс с рециркуляцией СНГ

Процесс с рециркуляцией СНГ эффективен только до определённого момента; при необходимости глубокого извлечения производственные издержки на турбодетандер будут меньше. Если необходимо извлекать 60-70% пропана, рециркуляция СНГ работает хорошо, но если надо извлекать 80% или более пропана, следует выбрать процесс с турбодетандером.
Извлечение с турбодетандером. Типичный процесс извлечения с турбодетандером показан на рисунке 4. Возможно много вариаций, но главной особенностью этого процесса является динамическое расширение газа с образованием жидкости, с последующим повторным компримированием. Термодинамически такое расширение происходит по изоэнтропийному пути, что позволяет достичь как высокого выхода, так и высокой эффективности. Этот процесс отличается от статического дросселирования через вентиль, когда процесс следует по менее эффективному изоэнтальпийному пути.


Рисунок 4 - Турбодетандерный процесс

Одна из целей инженера-проектировщика — сделать процесс достаточно гибким, чтобы можно было работать без детандера, если вдруг сам детандер или компрессор отбензиненного газа выходят из строя или останавливаются на плановый или аварийный ремонт. Цель, в этом случае, состоит в том, чтобы по-прежнему производить продукт, удовлетворяющий спецификациям, поскольку операторы могут какое-то время работать при производительности на 5-10% ниже нормы. Большинство операторов не согласится, чтобы с установки даже короткое время шёл брак, потому что им совсем не улыбается возможность заполнить целый резервуар продуктом, который потом невозможно будет отправить заказчику.
Другое требование состоит в том, чтобы тяжёлые компоненты удалялись в режиме дросселирования достаточно эффективно, поскольку необходимо предотвратить их замерзание в главном теплообменнике.
Модификации промывной колонны. Ещё один способ увеличения выхода СНГ — снизить температуру в промывной колонне [4].  Это можно сделать за счёт увеличения орошения и уменьшения (или исключения) ребойлера промывной колонны. Использование хладагента с более низкой температурой (например, смешанного хладагента вместо пропана) в модифицированном конденсаторе промывной колонны улучшает орошение.
Исключение ребойлера приводит к существенному повышению количества метана на стадии фракционирования и, в большинстве случаев, требует отделения метана от этана, как показано на рисунке 5.


Рисунок 5. Модификация промывной колонны

На существующих производствах, после более или менее глубокой модификации, могут применяться все три вышеописанных метода. Вариант с турбодетандером может, в действительности, потребовать крайне небольших изменений в имеющемся оборудовании, поскольку такая конструкция может функционировать как«седловая» установка на газопроводе. Такое размещение иногда называют «начальное извлечение СНГ» (front end LPG recovery), поскольку здесь СНГ извлекается в начале цепочки переработки и, по существу, независимо от установок сжижения. 
Природный газ отправляется на детандерные установки, а затем возвращается в линию СПГ — при тех же условиях, но уже лишённый фракции СНГ.  Аналогичным образом, схема рециркуляции СНГ иногда называют «интегрированным извлечением СНГ» (integrated LPG recovery), поскольку здесь извлечение происходит на самой установке сжижения.
При схеме начального извлечения СНГ производительность имеющейся установки фракционирования можно полностью использовать, не отходя от проекта, причём производительность колонны в новой установке извлечения будет выше текущей.  С другой стороны, схема рециркуляции СНГ, скорее всего, потребует существенной модификации или замены оборудования на установке фракционирования, поскольку потоки жидких углеводородов возрастут.  Модификация промывной колонны также потребует установки дополнительного оборудования и перестройки, особенно если в имеющейся конструкции нет деметанизатора.
В зависимости от базового проекта и возможностей имеющегося оборудования может, кроме того, значительно измениться роторное оборудование.  Как показано в вышеприведённом примере, общая компрессорная мощность возрастёт почти на 10% при сохранении прежнего уровня производства сжиженного природного газа. Такое увеличение мощности обычно требует, как минимум, модификации компрессора и привода, а во многих случаях,— и нового оборудования.
Азот. Снизить теплотворную способность можно также путём добавления азота.  В действительности, если цель состоит в достижении определённого числа Воббе, то добавление азота может оказаться более эффективным, чем извлечение СНГ. В США типичные технические требования на газ в магистральном трубопроводе допускают максимум 3 мол. % азота.
На многих заводах азот, строго говоря, не «добавляется»:  он присутствует в природном газе, и в некоторых случаях его концентрация превышает 5 мол. %.  Для того, чтобы удержать азот в СПГ, его необходимо всего лишь охладить до более низкой температуры,— однако это требует дополнительных энергозатрат.  Энергоёмкость здесь играет существенную роль: при постоянной производительности (т/ч), повышение концентрации азота на 1 мол. % требует приблизительно 4-процентного увеличения мощности.
Нижеприведённая таблица показывает эффект добавления азота в сравнении с извлечением СНГ (также показано на рисунке 6).

Таблица 2. Извлечение СПНГ в сравнении с инжекцией азота


Нескорректированная

С извлечением СНГ

Добавление 3% азота

Высшая теплотворная способность СПГ

МДж/нм3

42,4

40,6

41,4

Число Воббе СПГ

МДж/нм3

52,9

51,9

51,4


Рисунок 6. Извлечение СПНГ в сравнении с инжекцией азота

Добавление 3% азота (вместо извлечения СНГ) меняет теплотворную способность в меньшей степени, чем извлечение тяжёлых УВ; тем не менее, азот оказывает большее воздействие на число Воббе.  Поскольку к числу Воббе часто предявляются более строгие требования, чем к теплотворной способности, увеличение содержания азота может, в некоторых случаях, оказаться хорошим способом удовлетворить технические требования.
Рассматривая вопрос об использовании азота на стадии сжижения с целью удовлетворения требований к природному газу, проектировщик должен убедиться, что как отправляющий, так и принимающий терминалы могут работать с СПГ с высоким содержанием азота, поскольку газовая подушка над СПГ с 3 мол. % азота содержит свыше 50 мол. % азота. Кроме того, не исключено, что приёмный терминал должен отправлять отходящий газ, удовлетворяющий спецификациям на газ магистрального качества, до его реконденсации в товарный СПГ.  Иными словами, обычно разбавление азотом осуществляется на стороне получателя. 

Использование этана. Одной из больших проблем на стадии сжижения может оказаться вопрос о том, что делать с этаном. Британские технические условия (а также калифорнийские в США), по сути, ограничивают содержание этана в СПГ до 6 мол. %.  Если природный газ, поступающий на установки сжижения, содержит 8-9% этана, его придётся использовать на самом заводе или экспортировать.

Трудность с экспортом состоит в том, что заводы сжижения обычно расположены в отдалённых местах, где спрос на этан невелик.  Стоимость получаемого этана обычно не покрывает издержки на его извлечение.
Использование этана в качестве топлива внутри завода представляет собой нетривиальную проблему; помимо возможных трудностей с избытком топлива существуют также ограничения на содержание этана в топливе для газовых турбин в связи с экологическими требованиями.
Количество топлива, потребляемого заводом по сжижению газа, зависит от многих факторов, таких, как эффективность технологии производства, компрессоров и приводов, а также местной специфики вроде внутреннего экспорта газа или электроэнергии. Тем не менее, для простоты рассуждений мы можем принять, что производство забирает себе 10% от общей теплотворной способности сырья в качестве топлива.
Кроме того, примем, что сырьё содержит 9 мол. % этана, а товарный СПГ должен содержать 6 мол. % этана.  Итоговый состав топлива будет 64% метана и 36% этана, с высшей теплотворной способностью 47,90 МДж/нм3.
Топливо, содержащее 36% этана, может создать трудности для газовых турбин определённого типа, используемых для привода компрессоров, в плане выбросов NOx.  Если допустимы выбросы NOx до 160 ppm, то газовые турбины со станиной № 5 способны сжечь это количество этана с использованием горелок для бедных смесей.  Газовые турбины со станиной № 6 также могут быть модифицированы для высокоэтанового топлива.
Хотя существует ряд проектов по модификации установок с целью извлечения этана на экспорт или в качестве внутризаводского топлива, есть также и проекты по извлечению этана на стороне получателя СПГ.  Можно почти наверняка утверждать, что извлечение этана будет в обозримом будущем производиться на обоих концах цепочки поставки.
Газовые турбины со станиной № 7, с другой стороны, требуют горелок на сухой газ при низком уровне образования NOx, поэтому метана в поступающем на них топливе должно быть, по крайней мере, 85%.  Таким образом, в газовых турбинах со станиной № 7 нельзя использовать топливо, содержащее 36% этана.  Впрочем, электрогенераторы и другие служебные механизмы часто приводятся в движение газовыми турбинами со станинами № 5 или 6, и разделение топливных потоков на высоко- и низкоэтановые может обеспечить «утилизацию» достаточного количества этана при одновременном соблюдении экологических требований.
В некоторых случаях можно также рассмотреть возможность строительства этиленового производства.  Это последнее средство, так как обслуживание этиленовых установок существенно расширяет перечень необходимых к исполнению задач по сравнению с простой целью транспорта природного газа.  На бумаге, по крайней мере, всё выглядит хорошо; в нашем примере при извлечении всего этана из сырья, поступающего на завод с проектной мощностью 4,5 МТГ СПГ, можно будет произвести 1,3 млрд. фунтов в год этилена (0,6 млн. т/г), что является вполне конкурентоспособным производством во всемирном масштабе.
Проблему, однако, представляет транспорт этилена, и большинство заводов захочет также построить полимерное производство с целью превратить этилен в продукт, более простой в транспортировке. Хотя этилен в некоторых случаях и перевозится морским транспортом, используемые для этого суда дороги, и он становится неконкурентоспособным из-за транспортных расходов.
Работа этиленового производства будет получать сырьё с установок сжижения, что потребует создания атмосферы сотрудничества между производством СПГ и расположенным после него химическим производством.  Установки получения этилена иногда работают по 4-5 лет перед остановкой на плановый ремонт, тогда как заводы сжижения должны останавливаться для технического обслуживания газовых турбин более часто (обычно ежегодно).
Эти отличия в технологии обычно не слишком хорошо согласуются друг с другом, что, несомненно, станет серьёзным испытанием для «атмосферы сотрудничества».  Производители как этилена, так и СПГ вынуждены будут принять во внимание технические реалии в обстановке острой конкуренции на рынке газа.
Принимая во внимание все проблемы, связанные с производством этилена, такой вариант вряд ли окажется распространённым решением для будущих заводов.  Тем не менее, в Скикде действует завод фирмы Algeria Sonatrach, где этилен производится из этанового сырья, получаемого на установках сжижения газа.  Вышеупомянутая концепция с успехом применяется, по крайней мере, на этом конкретном заводе,— а возможно, что существуют и другие ниши, которые обнаружатся в будущем.
Д. Шретиен из фирмы «Тоталь» предложил на Всемирной газовой конференции 2006 г. другую альтернативу — превращение этана в метан.  Процесс начинается с парового реформинга этана с образованием H2 и СО, с последующим превращением в метан на катализаторе.  Каждые четыре молекулы этана дают семь молекул метана, наряду с водой и СО2: (4 C2H6 + 9H2O 21 H2 + 7 CO + CO2 7 CH4 + 7 H2O + CO2). Эта технологии называется CRG (“Catalytic Rich Gas” — «каталитически обогащённый газ»), она уже коммерчески апробирована и лицензируется фирмой Davy Process Technology [5].
Как и в случае с этиленовым вариантом, стоимость этого проекта весьма существенна, и вложения для отдельно взятого завода могут не окупиться. Тем не менее, если существует необходимость избавиться от этана, чтобы сделать товарный СПГ коммерчески привлекательным, преимущество этого процесса в том, что исключаются побочные продукты и затраты, связанные с их очисткой и хранением (пропан, бутан и более тяжёлые углеводороды тоже можно конвертировать, но эффективность падает по мере того, как сырьё становится тяжёлее).

Разнообразная продукция

Увеличение ВТС

В некоторых местах имеется крайне тощий газ, который можно экспортировать в Японию или Корею.  Исторически сложилось так, что эта торговля началась с аляскинского СПГ с теплотворной способностью, скорректированной в верхнюю сторону на стороне получателя путём инжекции СНГ. Сейчас в Тихоокеанском поясе разрабатывается несколько месторождений со сравнительно тощим газом.  Если товарный СПГ не удовлетворяет требованиям к минимальной теплотворной способности, необходимо вводить в него СНГ на стадии сжижения или на стороне получателя.

С глобальной точки зрения наилучшим техническим решением является, по-видимому, инжекция СНГ на стороне получателя.  Для транспортировки пропана и бутана не требуется температура ниже -40 °C и, таким образом, не нужны дорогие специальные материалы вроде 9% Ni, алюминия или нержавеющей стали.  При прочих равных условиях дешевле транспортировать и хранить СНГ отдельно от СПГ, до тех пор, пока СНГ не будет введён в регазифицированный природный газ.  Если СНГ вводится на стадии сжижения, то его перевозка осуществляется в танках из специальных материалов, пригодных для криогенных процессов.  В то же время, недостаток заводской площади на стороне получателя может по-прежнему вынуждать поставщика добавлять СНГ в СПГ до отправки потребителю.


Если СНГ необходимо приобретать и вводить на заводе сжижения, сразу же встаёт проблема отыскания местного источника СНГ удовлетворительного качества, а затем — строительства приспособлений для разгрузки и хранения. Потрубуются также дополнительные криогенные мощности, поскольку СНГ необходимо охладить от -40 °C (в случае пропана) до -160 °C.  Это потребует энергозатрат на дополнительное сжатие отходящего газа или криогенное сжатие.  Если СНГ вводится в СПГ при -40 °C, то его охлаждение, в итоге, достигается за счёт испарения метана.  Испарённый метан должен затем компримироваться до достаточно высокого давления, чтобы использоваться в качестве топлива или сырья для установок сжижения природного газа.

Простое впрыскивание СНГ в СПГ при -40 °C эквивалентно непосредственному охлаждению его метаном при -160 °C в одну стадию, что не очень-то эффективно. Лучше разбить инжекцию в жидкий метан на стадии с разным давлением, или, что ещё лучше, использовать криогенные установки для охлаждения СНГ перед его вводом в СПГ до температуры последнего. Это можно легко сделать, добавив стадию инжекции СНГ к МКТО, или добавив ещё один теплообменник параллельно МКТО и используя хладагент сжижения для обеспечения необходимого охлаждения.
Хотя существуют определённые технические трудности и соответствующие решения для инжекции СНГ, коммерческая сторона пока остаётся куда более серьёзной проблемой.  Криогенное охлаждение СНГ до температур СПГ дорого, а сам СНГ обычно продаётся значительно дороже как отдельный продукт, а не как компонент СПГ. Примите во внимание также более дорогой транспорт, когда СНГ отгружается при -160 °C, и вы сразу поймёте, что перспективы приобретения СНГ и впрыскивания его на стадии сжижения не очень-то благоприятны.
На некоторых заводах может возникнуть желание продавать разные продукты, например, продукт с высокой ВТС и продукт с низкой ВТС.  Для завода сжижения, использующего в качестве сырья тощий газ, с этой целью можно импортировать СНГ и впрыскивать его в продукцию в зависимости от требований заказчика. Оборудование для инжекции СНГ запускается для продукции, предназначенной для рынков с высокой ВТС, но когда загружается корабль, отправляющийся на рынок с низкой ВТС, это оборудование простаивает. В теории СНГ можно охладить до инжекции с использованием установок криогенного сжижения, как уже было упомянуто выше, но каждая загрузка значительно меняет работу всей системы. По этой причине более вероятно, что фактические разработки будут включать отдельно стоящую криогенную установку,— или полагаться на большую производительность компрессора отходящего газа.
При разработке конструкции установки важно предусмотреть защиту от внезапного испарения СПГ при вводе СНГ.  Это можно осуществить путём компримирования СПГ до более высокого давления перед использованием СПГ для охлаждения СНГ.
Если имеет место противоположная ситуация, когда в сырье завода содержится много СНГ, а поставлять продукцию он должен на рынки как с низкой, так и с высокой ВТС, СНГ можно извлекать и хранить или экспортировать в ожидании того момента, когда потребуется повысить ВТС некоей партии груза.  В этот момент складированный СНГ вводится в продукт на стадии погрузки, но этот подход имеет те же недостатки, о которых говорилось выше — дорогая перевозка СНГ и сниженная стоимость СНГ как продукта.
По-видимому, наиболее перспективный путь налаживания выпуска разнообразной продукции — это большое предприятие, где можно производить два отдельных вида продукции на разных технологических линиях, с последующим раздельным складированием. Это ещё более удобно, если есть два терминала со своими собственными линиями погрузки.  Недостаток этого способа в том, что потребуется дополнительная ёмкость складских помещений по сравнению с заводом, производящим только один вид продукции.
Завод, производящий несколько видов продукции, будет стоить больше, чем тот, что производит только один. Производство нескольких видов продукции может, тем не менее, быть конкурентоспособным, если оно находится ближе к потребителю или имеет преимущество на рынке благодаря своим масштабам. 

РЕШЕНИЯ НА СТОРОНЕ ПОЛУЧАТЕЛЯ

Как уже было упомянуто выше, бывают определённые ситуации, когда модифицирование СПГ на стороне получателя начинает выглядеть привлекательно. Как и в случае со сжижением, выбор решения может зависеть от того, строится ли завод с нуля или необходима модификация существующего производства. Например, на имеющихся приёмных терминалах встаёт вопрос о технологической преемственности, и незначительные модификации линий СПГ могут привести к тому, что всё предприятие придётся приводить в соответствие с текущими версиями нормативов.  Очевидно, что такие причины играют большую роль при выборе процесса.

Уменьшение ВТС

ВТС можно уменьшить либо добавлением инертного газа (азота), либо извлечением СНГ.  Типичные технические требования в США на газ в магистральном трубопроводе ограничивают количество инертного вещества до 3 мол. % и, таким образом, добавлением азота можно снизить теплотворную способность только на 0,9 – 1,2 МДж/нм3 (25-35 Btu/SCF), в зависимости от количества азота в полученном СПГ.  Тем не менее, если это единственная необходимая модификация, то процесс окажется сравнительно простым и нет необходимости иметь дело ни с какими другими видами продукции, кроме товарного СПГ.
Существуют, кроме того, потребители на восточном побережье США и в Великобритании, которые могут принимать газ с содержанием азота до 5 мол. %, что открывает более широкие возможности для модификации ВТС путём добавления инертного материала.
 Добавление азота Добавление азота к товарному природному газу кажется весьма простой идеей, однако и здесь существует великое множество вариантов.  Во-первых, встаёт вопрос о способе генерации азота, и здесь возможны следующие пути:

Пригодность этих процессов в большой степени зависит от планируемой производительности и технических условий на газ, подаваемый в магистральные трубопроводы.  Некоторые технические требования ограничивают концентрацию кислорода в трубопроводе до 1 ppm, что, по сути, исключает почти все варианты, кроме последнего. Кроме того, если проектная мощность по выходу продукции близка к миллиарду стандартных кубических футов в день (1 BCFD), и нужно добавлять 3 об. % азота, то производительность в 1 250 000 ст. куб. футов азота в час делает криогенное разделение воздуха единственным практически приемлемым вариантом (хотя получение инертного газа путём сжигания может конкурировать с ним при этой производительность, если разрешённое содержание кислорода в товарном газе достигает 50 ppm).
Когда азот получен, его инжекция может производиться без особых проблем путём компримирования до давления в трубопроводе и смешения потоков азота и природного газа.  Этот простой подход не требует модификации криогенных линий, что может быть важно в ситуации сохранения технологической преемственности. Недостаток же его в том, что в некоторых случаях можно придумать другой вариант, более экономичный с точки зрения энергопотребления.
Приёмные терминалы СПГ обычно используют низкую температуру СПГ для уменьшения необходимой степени сжатия отходящего газа. СПГ выкачивается из резервуара при некотором промежуточном давлении, то есть в переохлаждённом состоянии.  Тогда появляется возможность подогреть его путём «повторной конденсации» отходящего газа в точке, где отходящий газ смешивается с СПГ и объединённая смесь представляет собой только жидкую фазу; Более высокое давление позволяет повторно сконденсировать отходящий газ в СПГ так, что СПГ остаётся в жидком состоянии (хотя и при более высокой температуре).
На многих терминалах количество холода в СПГ более чем достаточно для повторной конденсации отходящего газа, и в таких случаях холода может хватить для повторной конденсации по крайней мере части добавляемого азота. Повторно сконденсированный азот затем доводится до более высокого давления вместе с СПГ, что требует меньше энергии, чем его компримирование.  
Разделение воздуха требует энергии. Принимая температуру окружающей среды 22 °C и необходимость добавления 3% азота к чистому метану как товарной продукции, на разделение воздуха и компримирование азота до давления в трубопроводе потребуется использовать приблизительно 0,25-0,3 % от получаемого товарного газа. Это количество топлива сравнительно невелико, принимая во внимание, что на терминалах с погружными горелочными испарителями в качестве топлива используется примерно 1,8 % от всего товарного газа.
Холод, содержащийся в СПГ, можно также использовать для разделения воздуха, и типичным подходом здесь является охлаждение воздуха с использованием негорючего промежуточного хладагента.  Это может уменьшить потребление энергоресурсов и снизить стоимость.  Рассматривая вопросы качества газа на стороне получателя, следует помнить, однако, что приёмные терминалы обычно должны работать круглый год, а нагрузки по товарной продукции могут сильно отличаться. Таким образом, вместо одной большой установки разделения воздуха лучше иметь две половинной мощности, плюс ещё одну идентичную установку в качестве запасной.  Добавление запасной установки и потеря некоторой экономии на масштабе увеличивает стоимость.
Извлечение СНГ Как и при добавлении азота, извлечение СНГ также предлагает множество вариантов, и выбор между ними зависит от объёма желаемого извлечения, наличия источника тепла с температурой выше температуры окружающей среды, а также экономичности компримирования по сравнению с подкачкой (англ. compression и pumping).  Извлекаемый СНГ, скорее всего, будет иметь достаточную стоимость для того, чтобы окупить расходы на дополнительное оборудование и эксплуатацию.
Когда решение об извлечении СНГ принято, встаёт вопрос о том, насколько глубоко его нужно извлекать.  Можно ограничиться извлечением на таком уровне, который необходим для удовлетворения требований к качеству природного газа, а можно извлекать и больше с целью увеличить выход товарного СНГ.  В целом можно сказать, что если уж извлечение вообще необходимо, то обычно возникает желание извлекать как можно больше.
Этан может и здесь представлять проблему, как и в случае завода по сжижению, если теплотворная способность или число Воббе по-прежнему высоки даже после полного извлечения пропана и бутана.  Хорошо, если поблизости существует потребитель, готовый принимать этан через трубопровод. Для США этот сценарий сейчас более вероятен на побережье Мексиканского залива, но не на Восточном и Запад побережье, так что общих рекомендаций дать нельзя.  Если потребителя нет, то владелец завода вынужден будет использовать другие меры, например, сжигать этан в качестве топлива для газотурбинных генераторов, вырабатывая электроэнергию.
Если извлечение этана не требуется, можно использовать процесс, аналогичный показанному на рисунке 7, для глубокого извлечения пропана и бутана из СПГ.  По этой технологии можно также извлекать до 80-85% этана.  Можно извлекать более 95% этана путём добавления конденсатора к колонне рекуперации.
Существует ряд коммерческих предложений для извлечения СНГ на приёмных терминалах от таких компаний, как Black and Veatch, Foster Wheeler и Ortloff. Другие имеющиеся технологии подробно обсуждаются в статье Хуанга и др. «Выбор оптимального процесса для извлечения из СПГ C2+» [6].  Выбр между вариантами обычно требует проведения исследований и проведения процедуры выбора [7].
В основном процессы можно разделить на три типа на основе методов переработки отбензиненного газа (потока из верхней части колонны деметанизатора):  компримирование отбензиненного газа, компримирование и конденсация отбензиненного газа, конденсация отбензиненного газа. Представительные примеры каждого из этих типов показаны ниже на рисунках 7, 8, и 9.


Компримирование отбензиненного газа [Rambo et al., 1992]


Рисунок 7 – Компримирование отбензиненного газа



Компримирование и конденсация отбензиненного газа, конфигурация 1 [McCartney, 2003]


Рисунок 8 – Компримирование и конденсация отбензиненного газа



Конденсация отбензиненного газа - теплообменник, конфигурация 1 [Проект KBR для приёмного терминала Cove Point, 1972]


Рисунок 9 – Компримирование и конденсация отбензиненного газа


Оптимальный процесс для конкретного завода представляет собой компромисс между стоимостью и сложностью технологии согласно следующим соображениям:


На некоторых заводах (например, в США на побережье Мексиканского залива) оказывается возможно подключиться к имеющимся трубопроводам для доставки потребителям товарного СНГ.  Если перевозка СНГ осуществляется грузовыми автомобилями или судами, потребуется его хранение, с сопутствующими требованиями безопасности.  Может потребоваться более обширная площать в зависимости от размеров хранилища и критериев разлива СНГ. 

Увеличение ВТС Добавление СНГ — единственный реальный способ увеличения ВТС, если не считать смешения с газом из другого источника.  Добавление СНГ сравнительно просто с точки зрения технологии, поскольку его можно закачать в находящийся под давлением трубопровод в жидком виде.  При рабочем давлении в трубопроводе пропан и бутан представляют собой однородные фазы (как и метан), и смешать СНГ с природным газом нетрудно.

Инжекция СНГ широко применяется в Японии, где теплотворная способность природного газа, согласно нормативам, должна быть высока с целью максимально использовать инфраструктуру.  Одним из источников СПГ для Японии является Кенай, Аляска, где СПГ представляет собой почти чистый метан.  Этот СПГ должен смешиваться с СНГ для достижения его взаимозаменяемости.
СПГ, полученный из газа этого месторождения, имеет высшую теплотворную способность 1020 Btu/SCF, и её необходимо повысить до 1070 Btu/SCF, для чего требуется примерно пять автомобильных цистерн пропана (каждая автомобильная цистерна вмещает 3 000 галлонов, или 11,4 м3) на миллиард ст. куб. футов газа. Созданная в результате концентрация пропана немного превышает 3 мол. %.

Скорее всего, потребуются какие-то ёмкости для хранения СНГ, чтобы обеспечить операторам пространство для манёвра и подстраховаться против возможных транспортных задержек.  Как и в том случае, когда СНГ извлекается и складируется на месте, потребуется скорректировать заводскую площадь с учётом ёмкости складских помещений и критериев разлива СНГ.

КОММЕРЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКИХ ПРОБЛЕМ

Представим, что жирный СПГ (то есть имеющий высокую ВТС) производится в Австралии для реализации в Калифорнии, где технические условия требуют низкой ВТС.  В то же время, крайне тощий СПГ производимый на Аляске, отправляется в Японию, где в него вводится СНГ с целью поднять теплотворную способность.  С практической стороны было бы лучше, чтобы австралийский СПГ шёл в Японию, а аляскинский — в Калифорнию.  Это позволило бы выровнять качество СПГ, а также сократить транспортные расстояния, но, принимая во внимание обычные долгосрочные контракты между покупателем и продавцом, вряд ли стоит ожидать, что это случится, несмотря на всю привлекательность этой картины.


Рисунок 10 — Изучение коммерческих возможностей

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Показатель взаимозаменяемости газа становится всё более значимым показателем по мере того, как рынок СПГ приобретает глобальные масштабы.  При этом крайне маловероятно, чтобы игроки на различных рынках когда-нибудь пришли к согласию касательно общего всепланетного стандарта на этот продукт.  Более того, Федеральная комиссия по управлению энергетикой США решила,— по крайней мере, на ближайшее время,— что внедрение всеобщего стандарта на территории США отрицательно сказалось бы на ситуации в отрасли. Эти реалии будут по-прежнему играть свою роль при проектировании заводов, поскольк как покупатели, так и продавцы СПГ стараются чутко реагировать на все изменения.
Разные планы действий показаны на рисунке 10, где красными линиями обозначен первый сценарий, а синими пунктирными линиями — второй случай, когда порты назначения поменяны местами, что приводит к уменьшению транспортных расстояний.  Принимая во внимание растущую роль точечного потребления, по-видимому, эту схему можно было бы применять время от времени, если производительность завода превышает требования поставок по долгосрочным контрактам.  В конечном счёте, если СПГ действительно станет обычным товаром, такие сделки можно будет заключать на регулярной основе, продавая продукцию ФОБ посредникам, которые затем будут находить соответствующие рынки и нужную цену поставки.

Дубайский технопарк и Дубайский многоцелевой торговый центр (Dubai Multi Commodities Centre, DMCC) объявили в августе 2006 г. о своих планах построить крупномасштабные складские ёмкости.  Эти склады могут стать решением проблемы взаимозаменяемости. Дубай имеет доступ как к тихоокеанским, так и атлантическим рынкам, и узел хранения обеспечит определённую, до настоящего времени неизвестную гибкость как в изменении параметров качества путём смешения, так и в организации транспорта.
Наконец, там, где имеется достаточно высокая экономическая мотивация, можно переключаться между покупателями и экономить на модификации производства и транспорте.  Это значит, что придётся договариваться с большим числом заинтересованных сторон, причём у каждой будут свои собственные риски и нормативы доходности. Но после того, как кошмар переговоров закончится, все высокие договаривающиеся стороны смогут с радостью встретить новый солнечный день более быстрой окупаемости своих инвестиций.

ЦИТИРОВАННЫЕ ИСТОЧНИКИ


  1. Yves Bramoulle, Pascale Morin, Jean-Yves Capelle, “LNG Quality and Market Flexibility Challenges and Solutions,” The 14th International Conference & Exhibition on Liquefied Natural Gas, 21-24 March 2004.

  2. US Energy Information Administration, Annual Energy Outlook 2004. 

  3. David Haynes and Paul Martin, “LNG is Coming Home,” Gastech 2005, 14-17 March 2006.

  4. Abdelouahab Madouri, “Improvement of High Heating Value of Commercialized Liquefied Natural Gas of GL1Z Plant by Optimising the LPG Extraction,” The 14th International Conference & Exhibition on Liquefied Natural Gas, 21-24 March 2004.

  5. D. Chretien, “Process for the Adjustment of the HHV in the LNG Plants,” 23rd World Gas Conference, June 2006.

  6. S. Huang, D.Coyle, J.Cho, C.Durr, “Selecting the Optimal Process for C2+ Extraction from LNG,” AICHE Spring National Meeting 25-29 April, 2004.

  7. J. Cho, J. Vazquez, H. Kotzot, F. de la Vega, C. Durr, “Cost Effective Processes for Heating Value Adjustment,” GasTech 2006, 4-7 December, 2006.