Газовая промышленность № 03 2020

ГК «ВЭЛАН» – российский производитель взрывозащищенного электрооборудования с высокотехнологичным производством. Многолетний опыт команды профессионалов и современное производство полного цикла позволяют непрерывно внедрять инновации и обеспечивать высочайшее качество и широкий ассортимент продукции.

«ВЭЛАН» МОДЕРНИЗИРУЕТ ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ МОЩНОСТИ

«ВЭЛАН» получил поддержку от фондов развития промышленности Ставропольского края и РФ в виде 60 млн руб. по программе финансирования под названием «Комплектующие изделия». Общая стоимость проекта составит почти 200 млн руб., из которых чуть менее 140 млн – собственные средства.

На эту сумму компания закупает и устанавливает современное литейное оборудование, реконструирует инструментальный цех и создает новое механосборочное подразделение. По результатам модернизации предприятия будут дополнительно созданы рабочие места, а номенклатура выпускаемой продукции пополнится еще несколькими пунктами.

Модернизация производственных мощностей завода, технологическое перевооружение парка оборудования позволит не только завоевать новые рынки сбыта, конкурировать на равных с ведущими мировыми производителями взрывозащищенного электрооборудования, но и значительно повысить доверие заказчиков к выпускаемой компанией продукции.

СЕРТИФИКАЦИЯ В ИНТЕРГАЗСЕРТ

Компания «ВЭЛАН» ценит доверие таких заказчиков, как ПАО «Газпром», и понимает, насколько важно работать с надежными поставщиками.

Для подтверждения надежности поставщика ПАО «Газпром» изменило требования к выдаче своих сертификатов Системы добровольной сертификации (СДС) ИНТЕРГАЗСЕРТ. Теперь процедура сертификации стала многоуровневой и подразумевает работу напрямую с заявителем.

ГК «ВЭЛАН» благодарит технические службы, занимающиеся процедурой сертификации СДС ИНТЕРГАЗСЕРТ, за профессиональную поддержку и сопровождение на протяжении всего периода прохождения пересертификации.

Компания «ВЭЛАН», будучи крупнейшим отечественным производителем взрывозащищенного электрооборудования, готова обеспечить требуемый объем производства заказчикам на самом высоком уровне и гарантирует оптимальные условия поставки.

Начало. Продолжение в № 4 (799)

Для транспортировки газа чаще всего используют магистральные газопроводы. При необходимости их трассу прокладывают по морскому дну. Самый протяженный морской магистральный газопровод (ММГ) в мире – «Северный поток», его длина составляет 1224 км.

В настоящее время в нашей стране функционируют два экспортных ММГ – «Голубой поток» и «Северный поток», в январе 2020 г. был введен в эксплуатацию «Турецкий поток», в ближайшем будущем ожидается запуск газопровода «Северный поток – 2» (рис. 1). В перспективе планируется строительство магистральных газопроводов в Арктике и на Дальнем Востоке. Таким образом, ММГ станут наиболее значимым для РФ способом транспортировки экспортных объемов природного газа зарубежным потребителям.

Газопроводы представляют собой потенциально опасные объекты; они подвергаются воздействию большого количества внешних факторов, способных вызвать аварию с катастрофическими экологическими и экономическими последствиями. Одно из важнейших условий безопасной эксплуатации ММГ и высокой надежности поставок газа – регулярные инспекции для оценки фактического состояния газопровода, выявления неисправностей и потенциальных рисков. В этих целях используют суда, оснащенные исследовательским оборудованием, водолазными комплексами и необитаемыми подводными аппаратами (НПА). С их помощью выполняют полное обследование как самого трубопровода, так и морского дна в районе его расположения. Также проводят внутритрубную диагностику, однако эта область выходит за рамки темы настоящей статьи.

ОРГАНИЗАЦИЯ ИНСПЕКЦИЙ

Под инспекцией ММГ понимается наблюдение за их состоянием путем визуального обследования и с помощью приборно-аппаратных измерительных средств. Инспекции подразделяются на периодические и специальные, выполняемые после возникновения нештатных техногенных ситуаций и природных катаклизмов [3, 4]. Основные задачи инспекций ММГ:

– определение положения трубопровода;

– обнаружение и измерение провисов;

– оценка состояния засыпки;

– осмотр рельефа дна в зоне ММГ и поиск посторонних предметов;

– проверка состояния утяжеляющего покрытия;

– выявление повреждений ММГ;

– оценка состояния катодной антикоррозионной защиты и степени коррозии;

– детектирование возможной утечки газа.

Правила эксплуатации магистральных трубопроводов прописаны в нормативно-правовых документах [5, 6], согласно которым необходимо соблюдать предусмотренные водным законодательством требования в порядке, установленном Правительством РФ, а также предписания действующей нормативно-технической документации, внутренней нормативной документации эксплуатирующей организации и признанных в России международных стандартов [7]. Согласно [7, 8] для каждого функционирующего ММГ следует составить долгосрочную программу инспекций, устанавливающую основные принципы поддержания его работоспособности и охватывающую все аспекты обеспечения безопасности. Параметры, потенциально опасные для работоспособности трубопроводной системы, нужно контролировать и оценивать с периодичностью, которая позволит принять меры по устранению неисправности до серьезного повреждения системы: ММГ не должен подвергаться опасности вследствие ухудшения показателей или износа, которые могут произойти между инспекциями. Заглубленные трубопроводы необходимо осматривать через небольшие промежутки времени (обычно 1 г.). Системы трубопроводов, которые временно не работают, также подлежат периодическому обследованию.

Инспекции планируют на основании проектных данных (конструкция и материалы ММГ, условия эксплуатации и внешней среды), принимая во внимание вероятность отказа и его последствий. Эту информацию хранят и обрабатывают в автоматизированных базах данных. Программу инспекций нужно регулярно корректировать с учетом результатов предыдущих обследований и ремонтов, а также изменения внешних факторов.

Минимальный набор объектов и целей инспекции:

– глубина засыпки заглубленных или накрытых участков трубопровода, выявление ее изменения;

– местоположение трубопровода (когда он обнажен);

– свободные пролеты (с нанесением на карту их длины и высоты);

– искусственные опоры, установленные для ограничения длины свободных пролетов;

– локальные промоины морского дна и движение песчаных волн, влияющие на работоспособность трубопровода или дополнительных конструкций;

– степень перемещения трубопровода, в том числе влияние расширения;

– участки, где наблюдается выпучивание вверх или чрезмерный изгиб в поперечном направлении;

– оценка работоспособности защитных устройств (матрасы, плиты, мешки с песком, гравийные откосы и др.);

– обнаружение механических дефектов труб, покрытий и протекторов;

– выявление значительных масс отходов на трубопроводе или вблизи его трассы, которые могут привести к повреждению газопровода или системы защиты от наружной коррозии;

– обнаружение утечек газа.

Также инспекцию проводят для переосвидетельствования, что предусматривает переоценку конструкции в связи с изменением расчетных условий. Переосвидетельствование проводят в следующих случаях:

– изменение исходных данных проекта;

– невыполнение первоначальных требований;

– ошибки и недостатки, которые были обнаружены при нормальных / нестандартных условиях эксплуатации.

Необходимость переосвидетельствования часто связана с внешними условиями или их измене-нием:

– увеличение нагрузок;

– деформации;

– размыв морского дна;

– изменение эксплуатационных параметров;

– давление или температура;

– коррозионная активность среды;

– наличие / появление неучтенных механизмов деградации;

– скорость внутренней и наружной коррозии;

– динамические реакции, способствующие усталостным изменениям (например, в результате отсутствия опор);

– увеличение проектного ресурса.

Основанием для переосвидетельствования может также стать нарушение целостности трубопроводной системы:

– дефекты (в том числе дефекты сварки и коррозионные);

– вмятины;

– повреждения защиты трубопровода и протекторов (анодов).

Методы и средства инспекций ММГ достаточно хорошо отработаны в процессе многолетней мировой практики, позволившей стандартизировать соответствующие регламенты.

Визуальное обследование, как правило, выполняют с помощью НПА, оснащенных фото- и видеоаппаратурой; в отдельных случаях его проводят водолазы. Задача осмотра – не только обнаружить дефекты ММГ, но и выявить процессы, которые могут спровоцировать нештатные ситуации, в частности:

– размывы;

– коррозия;

– обрастание морскими организмами;

– повреждение;

– наличие затонувших объектов;

– истечение газа.

Более тщательное обследование газопровода выполняют с использованием приборно-аппаратных методов, позволяющих выявить скрытые дефекты. На основе полученных данных планируют мероприятия по профилактическому обслуживанию ММГ и ремонтно-восстановительные работы.

Наиболее эффективный и информативный аппаратный способ обследования трассы ММГ и прилегающего рельефа дна – гидролокация с судна. Многолучевые эхолоты и гидролокаторы бокового обзора позволяют независимо от глубины достоверно определить пространственное положение ММГ, обнаружить малоразмерные детали рельефа дна и другие представляющие угрозу объекты.

Для выявления утечек газа используют оптический и акустические методы. С помощью первого можно обнаружить в толще морской воды шлейф истекающего из трубопровода газа. Если оптический метод по каким‑либо причинам неприменим (низкая прозрачность воды, сильные течения), альтернативой служит акустический, основанный на детектировании звукового сигнала, вызываемого истечением газа из ММГ во внешнюю среду, с помощью регистраторов – гидрофонов. Основная проблема анализа его результатов – разделение полезного сигнала течи и шума (волн, винтов судна и др.). Для решения этой задачи используют гидрофоны направленного действия и программные средства обработки данных. Более эффективно использование гидролокаторов и эхолотов. При зондировании шлейфа утечки газа из ММГ обнаруживается зона с интенсивным эхолокационным контрастом, который создают газовые пузыри.

Преимущество акустических методов исследования – их чувствительность даже к незначительным утечкам и безопасность с точки зрения экологии. Немаловажно, что обследования можно проводить без вывода ММГ из эксплуатации. Недостаток – снижение чувствительности датчиков при работе с заглубленными в грунт ММГ (более 1 м).

Обнаружить утечки газа, в том числе из заглубленного ММГ, можно путем измерения концентрации углеводородов в воде.

ПОДВОДНЫЕ АППАРАТЫ И ВОДОЛАЗНЫЕ КОМПЛЕКСЫ

Для обследования ММГ обычно используют НПА различных типов:

– автономные (АНПА);

– буксируемые (БНПА);

– привязные телеуправляемые (ТНПА).

Буксируемые и автономные необитаемые подводные аппараты

В настоящее время БНПА и АНПА – это основные подводные технические средства для инспекций протяженных объектов.

Буксируемые НПА (рис. 2) представляют собой комплекс, состоящий из подводного носителя измерительной аппаратуры, грузонесущего кабель-буксира, а также пульта управления и регистрирующей аппаратуры, установленных на судне-носителе. Их применяют для обследования протяженных подводных объектов, площадной съемки и поиска затонувших объектов.

Для отслеживания трассы ММГ, особенно на участках его заглубления в грунт, БНПА оснащают магнитометрическими системами и акустическими профилографами. Участки с выявленными аномалиями, требующие дополнительного исследования или подводно-технических работ, помечают гидроакустическими маяками-ответчиками, сбрасываемыми БНПА по команде оператора.

Местоположение БНПА относительно судна определяют с помощью системы подводной навигации, которая состоит из размещенных на судне приемоизлучающих гидроакустических антенн и установленного на аппарате маяка-ответчика. В связи с этим для выполнения обследований с помощью БНПА, как правило, требуется специализированное судно-носитель.

Продолжительность непрерывной работы БНПА составляет 3–5 сут, после чего аппарат необходимо поднять на судно для профилактического обслуживания. Штат обслуживающего персонала при таком режиме работы составляет 3–4 человека.

Класс АНПА наибольшее развитие получил в течение последних 15–20 лет: от разработки отдельных опытных образцов перешли к созданию аппаратов, предназначенных для выполнения конкретных коммерческих заданий (рис. 3). Единственное требование к обеспечивающему судну – наличие грузовых устройств для спуско-подъемных операций, которые в ряде случаев поставляются вместе с АНПА. Автономные НПА позиционируют с помощью инерциальной навигационной системы при поддержке судовой гидроакустической навигационной системы, а также с использованием выставляемых в районе выполнения работ донных акустических маяков.

Телеуправляемые необитаемые подводные аппараты

Телеуправляемые НПА бывают осмотрового и рабочего классов. С помощью осмотровых ТНПА выполняют первоначальные визуальное и приборно-аппаратурное обследования ММГ. Аппа-раты рабочего класса оснащены манипуляторами, их применяют для более детальных инспекционных работ.

Телеуправляемые НПА используют в режиме позиционирования судна-носителя. Местоположение ТНПА обычно определяют с судна-носителя с помощью системы подводной навигации с длинной базой, что требует наличия в районе работ как минимум трех донных гидроакустических маяков-ответчиков, работающих в режиме «запрос – ответ». На аппарате также размещается маяк-ответчик, а на судне – приемно-излучающая антенна.

Современные ТНПА можно использовать с судов, имеющих систему динамического позиционирования и свободную площадь палуб, достаточную для размещения всего необходимого оборудования. В последние годы ТНПА часто поставляют в комплекте со спуско-подъемными устройствами (СПУ), энергетическим блоком и навигационным оборудованием, которые размещаются в специальном контейнере. Это позволяет оперативно доставлять аппарат в район работ и быстро устанавливать его на судно.

Для обслуживания ТНПА в зависимости от его типа требуется от 2–3 до 5–6 человек:

– операторы аппарата (осуществляют управление);

– механики и электромеханики (обеспечивают ремонтно-профилактическое обслуживание ТНПА на судне между погружениями);

– операторы СПУ;

– операторы судовой системы энергообеспечения [3, 4].

Водолазные комплексы

Наряду с НПА для выполнения общей инспекции ММГ иногда могут привлекаться водолазы. В этом случае судно должно иметь соответствующее оборудование, которое устанавливают стационарно или временно в виде мобильного водолазного комплекса контейнерного исполнения (рис. 4).

Перед водолазными работами на большой глубине (100–500 м) специалисты должны пройти подготовку (длительное пребывание под повышенным давлением, так называемый метод насыщенных погружений) с использованием глубоководного водолазного комплекса. Такие комплексы применяются в основном при выполнении подводных строительных и ремонтно-восстановительных работ.

Привязные самоходные обитаемые подводные аппараты

Одноместные привязные обитаемые подводные аппараты («жесткие скафандры»), которые сегодня рассматриваются как промежуточное звено между водолазной техникой и ТНПА, – по‑прежнему востребованный и перспективный инструмент для ремонтно-профилактических, аварийно-спасательных и некоторых других видов работ (рис. 5). В особо сложных случаях их рационально использовать и для инспекций ММГ.

Общая масса оборудования для двух комплектов обитаемых подводных аппаратов с СПУ составляет около 60 т, необходимая для их размещения площадь – 80 м2, суточная стоимость эксплуатации в 1,5–1,7 раза ниже стоимости глубоководного водолазного комплекса.

СУДА ДЛЯ ИНСПЕКЦИОННЫХ РАБОТ НА МОРСКИХ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДАХ

Основную роль в проведении инспекционных работ на ММГ играют специализированные суда, оснащенные соответствующим оборудованием и отвечающие определенным функциональным требованиям, диктуемым спецификой методик обследовательских операций. В отдельных случаях для выполнения инспекционных работ на ММГ привлекают неспециализированные суда (для подводно-технических работ, водолазные, гидрографические, суда снабжения и др.), не в полной мере приспособленные для решения поставленных задач, что сказывается на качестве, сроках выполнения и экономических показателях инспекций.

В настоящее время существует большое количество компаний, осуществляющих обследование и обслуживание подводных трубопроводов на основе разовых и долгосрочных договоров с операторами ММГ. Эти компании владеют специализированными судами, оснащенными НПА различных типов, системами динамического позиционирования, грузовыми устройствами и другим необходимым оборудованием (рис. 6). Их характерные архитектурно-конструктивные особенности:

– высокий бак, переходящий в надстройку, сдвинутую в носовую часть;

– открытая рабочая палуба на корме;

– разнообразные СПУ (краны и П-рамы) для работы с автономным и буксируемым оборудованием;

– развитая система средств активного управления судном (подруливающих устройств), связанных с системой динамического позиционирования;

– устройства для снижения уровня качки (чаще всего успокоительные цистерны);

– шахты в корпусе для спуска / подъема подводных технических средств;

– вертолетная площадка;

– машинное отделение, смещенное в носовую часть от миделя.

Такая архитектура обеспечивает рациональное размещение обследовательского оборудования, жилых и служебных помещений.

Основные критерии выбора энергетической установки для судов рассматриваемого типа:

– плавное изменение скорости хода, особенно при ее малых значениях (до 5 уз = 9,3 км / ч);

– длительная работа на малых скоростях;

– экономичность при долевых нагрузках;

– обеспечение электроэнергией одновременно большого количества потребителей;

– низкий уровень шума и вибрации (во избежание дополнительных помех при акустическом обследовании).

Как правило, суда для инспекционных работ оснащают единой дизель-электрической установкой, что позволяет наиболее рационально использовать мощность для энергообеспечения пропульсивного комплекса в режиме динамического позиционирования, хода на экономичной и максимальной скоростях с плавным изменением оборотов гребных электродвигателей, а также палубных механизмов и электрооборудования на всех режимах работы.

Двухвинтовая схема и носовые подруливающие устройства позволяют добиться высокой маневренности судов. Они должны иметь плавную качку, поскольку резкая отрицательно влияет на самочувствие персонала и работоспособность обследовательского оборудования. Для снижения уровня бортовой качки часто применяют различного рода пассивные и активные успокоительные цистерны.

Большинство судов для инспекционных работ оснащено высокоэффективными системами динамического позиционирования, основанными на комплексной автоматизированной обработке информации и управлении движителями и подруливающими устройствами.

Площадь открытой рабочей палубы обычно составляет 250–700 м2 (большее значение характерно для судов, выполняющих не только инспекционные, но и подводно-технические работы). Расчетная нагрузка на палубу должна быть не ниже 5 т / м2. В настиле рабочей палубы предусматриваются штатные крепления для установки модульного оборудования в контейнерном исполнении. В контейнерах размещаются НПА с обеспечивающим и спуско-подъемным оборудованием, лаборатории, водолазные комплексы и др. Контейнеры подключаются к судовой электросети и системам водоснабжения и канализации.

В районе рабочей палубы, как правило, размещают полноповоротный кран-манипулятор с системой компенсации качки, предназначенный для перемещения контейнеров, обследовательского оборудования и его спуска за борт. Наличие специальных СПУ позволяет безопасно спускать / поднимать оборудование в условиях ветра и волнения на поверхности воды. На корме специализированных судов часто предусмотрен слип со съемным настилом для спуска, а в средней части – сквозные шахты (от днища судна до верхней палубы), значительно повышающие эффективность и безопасность операций с опускаемым за борт оборудованием в штормовых и ледовых условиях. Шахты снабжают днищевыми и палубными закрытиями, системами для снижения колебаний воды и СПУ с системой компенсации качки.

На судах имеется компьютерная техника для обработки, систематизации и хранения информации с НПА и судовых обследовательских и навигационных систем.

Практически все они оборудованы вертолетной площадкой для оперативной доставки специалистов и малогабаритного оборудования.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Специализированные обследовательские суда отличаются существенно большей производительностью, дают возможность получить более детальную и достоверную информацию о состоянии газопровода и окружающей среды. Перечисленные выше характерные архитектурно-конструктивные особенности позволяют рационально разместить на судне обследовательское оборудование, жилые и общественные помещения.

В 2019 г. компания «Сахалин Энерджи» отметила два памятных события: 25 лет со дня своего основания и 10 лет с начала эксплуатации первого в России завода по производству сжиженного природного газа.

Производительность завода составляет немногим более 11 млн т / год, он состоит из двух производственных линий одинаковой мощности. За 10 лет работы удалось увеличить показатели технологических линий сжижения более чем на 17 % от максимальной проектной производительности. Среди заводов мира по производству сжиженного природного газа «Сахалин Энерджи» находится на втором месте по производительности одной технологической линии. На момент его запуска в 2009 г. в мире было 10 заводов, сейчас их уже насчитывается 30 и около 10 планируется к строительству. За время существования индустрии разработано и применено на практике немало технологических схем сжижения природного газа для крупнотоннажного производства, большинство из которых представляют один или несколько (каскад) холодильных циклов. Вопрос эффективности той или иной технологии имеет большое значение при проектировании новых заводов по производству сжиженного природного газа.

В данном материале рассматриваются особенности работы холодильных циклов на смесевых хладагентах, применяемых для охлаждения и сжижения природного газа, с акцентом на детали, обусловленные применением именно смесевых хладагентов.

В российской практике прижился термин «смешанный хладагент» как прямой перевод англоязычного Mixed Refrigerant. Но более корректным будет определение «смесевой хладагент», дающее понять, что речь идет о смеси нескольких компонентов, выступающих в роли хладагента.

Холодильные циклы на смесевых хладагентах широко применяются для производства сжиженного природного газа (СПГ). Достаточно сказать, что порядка 70 % СПГ на мировом рынке производится с использованием технологии сжижения C3MR (разработчик – компания Air Products & Chemicals, Inc.), которая подразумевает предварительное охлаждение газа в пропановом холодильном цикле (С3), а окончательное охлаждение и сжижение – в холодильном цикле с использованием смесевого хладагента (Mixed Refrigerant, MR).

Технология Shell DMR, впервые примененная на заводе СПГ компании «Сахалин Энерджи», использует смесевые хладагенты в обоих холодильных циклах – как для предварительного охлаждения, так и для окончательного охлаждения и сжижения природного газа.

В производстве СПГ в качестве хладагентов применяются смеси легких углеводородов и азота. Например, в упомянутой технологии Shell DMR в контуре предварительного охлаждения используется хладагент, состоящий из метана, этана и пропана, а в контуре сжижения хладагент представляет собой смесь азота, метана, этана и пропана.

Применение смесевых хладагентов в крупнотоннажном производстве СПГ обусловлено рядом преимуществ по сравнению с однокомпонентными хладагентами. Эти преимущества условно можно разделить на две группы: термодинамические и эксплуатационные.

Рассмотрим обе группы более подробно.

ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ПРИМЕНЕНИЯ СМЕСЕВЫХ ХЛАДАГЕНТОВ

Холодильный цикл служит для передачи энергии (тепла) от более холодной среды (охлаждаемый природный газ) к более теплой (окружающая среда) – в направлении, противоположном естественному порядку вещей, когда тепло передается от более горячего тела к более холодному. Согласно второму закону термодинамики для осуществления работы холодильного цикла к рабочему телу должна быть приложена дополнительная энергия – работа компрессора хладагента. Показателем эффективности холодильного цикла служит его холодильный коэффициент CoP (coefficient of performance) – безразмерная величина, представляющая собой отношение холодопроизводительности цикла к мощности компрессора хладагента. Очевидно, что чем больше величина CoP, тем эффективнее цикл – при одной и той же располагаемой мощности компрессора хладагента больший CoP позволяет охладить боль-ше газа. Далее на примере простейшего идеального холодильного цикла будет показано, каким образом применение смесевого хладагента может обеспечить более высокий холодильный коэффициент по сравнению с однокомпонентным хладагентом.

Идеальный холодильный цикл представляет собой обратный цикл Карно и включает следующие стадии (рис. 1а):

– изоэнтропическое сжатие (1–2). На этой стадии энергия сжатия W сообщается хладагенту;

– конденсация при постоянной температуре (2–3). На этой стадии энергия отводится от хладагента в окружающую среду;

– изоэнтропическое расширение (3–4);

– кипение при постоянном давлении (4–1). На этой стадии хладагент получает энергию Q от охлаждаемого продукта.

На TS-диаграмме, показанной на рис. 1б, холодопроизводительность цикла Q (изменение энтальпии хладагента при постоянном давлении в процессе 4–1) будет равна площади заштрихованного прямоугольника ниже линии 4–1:

Q = T.∆S = TC.(S1 ‑ S4),          (1)

где T – температура; S – энтропия. Аналогично минимально необходимая работа компрессора W будет равна площади прямоугольника, ограниченного контуром 1–2–3–4:

W = (TH - TC).(S1 ‑ S4).          (2)

Холодильный коэффициент K идеального цикла, таким образом, будет равен:

. (3)

Соответственно, в идеальном холодильном цикле его эффективность зависит только от температур испарения и конденсации хладагента. Чем ниже температура на холодной стороне цикла, тем менее эффективен процесс с точки зрения необходимой мощности компрессора. То же самое справедливо для разницы температур между теплой и холодной сторонами цикла – чем больше разница температур, тем менее эффективным может быть цикл.

Здесь важно отметить, что в идеальном цикле нет разницы температур между хладагентом и охлаждаемым продуктом при испарении, как и разницы температур между хладагентом и окружающей средой при конденсации. То есть предполагается бесконечно большая площадь поверхности теплообмена как испарителя, так и конденсатора. В реальности, разумеется, поверхность теплообмена конечна и ограниченна и для него требуется некоторый перепад температур между горячим и холодным продуктами. Температура хладагента при конденсации будет всегда выше температуры окружающей среды, а температура хладагента при испарении всегда должна быть ниже, чем температура охлаждаемого продукта.

TS-диаграмма на рис. 2 показывает, что по сравнению с идеальным циклом для достижения той же холодопроизводительности Q при одинаковых температурах окружающей среды TH и охлаждаемого продукта TC требуется затратить большую работу компрессора хладагента на величину площади, ограниченной контурами 1’–1–4–4’ и 2–2’–3’–3. При этом ∆TH представляет собой температурный напор в конденсаторе, а ∆TC – температурный напор в испарителе. Очевидно, что чем больше величины TH и ∆TC, тем большая мощность компрессора потребуется холодильному циклу для достижения заданной холодопроизводительности. Соответственно, тем ниже будет холодильный коэффициент CoP.

Говоря иначе: чем меньше разница температур между хладагентом и охлаждаемым продуктом при передаче тепла, тем большая эффективность холодильного цикла может быть достигнута. На этом факте базируется основное преимущество смесевых хладагентов перед однокомпонентными.

Реализуется это преимущество за счет температуры кипения хладагентов. Однокомпонентный хладагент кипит при постоянной температуре, которая однозначно определяется давлением, при котором происходит кипение. Температура же охлаждаемого продукта (природного газа) уменьшается по ходу процесса. Таким образом, на теплой стороне теплообменника, в котором происходит охлаждение газа, разница температур между хладагентом и газом будет выше, чем на холодной стороне аппарата. Ключевое отличие смесевого хладагента заключается в том, что при постоянном давлении он выкипает в интервале температур. Путем подбора состава смесевого хладагента регулируется диапазон его температуры кипения, и таким образом можно добиться более-менее постоянного перепада температур между газом и хладагентом по всей длине теплообменника.

Это проиллюстрировано на двух диаграммах на рис. 3. Голубая линия на обеих диаграммах показывает участок кривой охлаждения природного газа (количество отводимого тепла при изменении температуры) в теплом пучке основного криогенного теплообменника в производстве СПГ – диапазон температур от 223 до 143 К (от –50 до –130 °С). Синяя линия на рис. 3а показывает количество энергии, поглощаемое смесевым хладагентом при его кипении в теплообменнике. Синяя линия на рис. 3б – температуры кипения однокомпонентных хладагентов в каскадном цикле сжижения в том же интервале температур на примере пропан-этилен-метанового цикла; отображены температуры кипения этилена при трех уровнях давления и кипения метана при высоком давлении. Площадь заштрихованной области между кривой охлаждения газа и кривой кипения хладагента демонстрирует потери эффективности холодильного цикла, возникающие вследствие разности температур между хладагентом и охлаждаемым продуктом. Очевидно, что даже для каскадного цикла, использующего несколько разных однокомпонентных хладагентов при разных уровнях давления, потери эффективности выше, чем для цикла на смесевом хладагенте.

Увеличение эффективности каскадного цикла на однокомпонентном хладагенте может быть достигнуто за счет применения большего количества уровней давления кипения хладагента, но на практике редко применяется больше трех уровней давления в каждом цикле по причине усложнения схемы компримирования и увеличения количества технологического оборудования.

Следует отметить, что компримирование и дросселирование в реальных процессах также не являются изоэнтропическими – их неидеальность вносит свой вклад в увеличение минимальной работы цикла. Тем не менее увеличение энтропии при компримировании и дросселировании будет одинаковым как для однокомпонентных, так и для смесевых хладагентов, потому эти процессы не будут рассматриваться в контексте сравнения хладагентов.

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ АСПЕКТЫ ПРИМЕНЕНИЯ СМЕСЕВЫХ ХЛАДАГЕНТОВ

Кроме более высокой термодинамической эффективности холодильного цикла, описанной ранее, применение смесевых хладагентов по сравнению с однокомпонентными обеспечивает ряд преимуществ с точки зрения эксплуатации технологической установки. Преимущества эти обусловлены возможностью регулировать состав смесевого хладагента в ходе эксплуатации установки. Этот процесс осуществляется «на лету» путем добавления нужных компонентов в контур хладагента и репроцессинга смеси по мере необходимости. Посредством регулирования состава хладагента решаются две задачи.

Первая задача – кривая кипения хладагента подстраивается под кривую охлаждения газа. Таким образом обеспечивается максимальная эффективность цикла при изменяющейся температуре газа / смесевого хладагента на входе в цикл (которая, в свою очередь, зависит от температуры окружающей среды). Кроме того, возможна ситуация с изменением кривой охлаждения газа вследствие изменения состава сырьевого природного газа, но для заводов СПГ, перерабатывающих газ от одного источника, это менее актуально.

Задача оптимизации состава смесевого хладагента «на лету» включает две части:

– определение оптимального состава хладагента для текущих условий – целевых концентраций для каждого компонента хладагента. Для этого может использоваться как теоретический, так и эмпирический подход. На заводе СПГ компании «Сахалин Энерджи» используется эмпирический подход, основанный на анализе производительности холодильных циклов при разных условиях с различными составами смесевых компонентов. Этот подход применяется для обоих холодильных циклов – цикла предварительного охлаждения и цикла сжижения. При этом критерии оптимизации различны для двух контуров: для контура предварительного охлаждения ставится задача максимизации холодопроизводительности, тогда как для контура сжижения критерием оптимизации является CoP. Результатом решения оптимизационной задачи становится ряд уравнений формы Ci = f(T), где Ci – целевая концентрация i-го компонента хладагента. Для хладагента в контуре предварительного охлаждения в роли T выступает температура окружающей среды, а для хладагента в контуре сжижения за основу берется температура, достигаемая в контуре предварительного охлаждения;

– поддержание оптимального состава хладагентов при изменении внешних условий. Как было сказано ранее, эта задача решается путем добавления чистых компонентов смесевого хладагента в контур. У этого процесса имеется особенность: при добавлении в контур одного из компонентов его концентрация в смеси растет, тогда как концентрация остальных ее компонентов падает. Классические схемы регулирования на PID-контроллерах не позволяют эффективно решать исходные задачи в таких условиях, поэтому используется система APC (Advanced Process Control), позволяющая регулировать одновременно несколько технологических параметров и имеющая функции прогнозирования изменений.

Вторая задача – полное использование имеющейся мощности газовых турбин – приводов компрессоров хладагента во всем интервале температур окружающего воздуха. Тут необходимо вкратце пояснить схему привода компрессоров хладагента – она схематично показана на рис. 4.

Роторы газовой турбины, компрессора хладагента и вспомогательного электродвигателя соединены между собой. Основным приводом компрессора служит газовая турбина. Вспомогательный электродвигатель может работать и как двигатель (в случае, если потребляемая мощность компрессора превышает мощность газовой турбины), и как генератор (подает электроэнергию в заводскую сеть, если мощность газовой турбины превышает потребляемую мощность компрессора).

Мощность газовой турбины зависит от температуры окружающего воздуха – при ее увеличении мощность турбины уменьшается. Потребляемая мощность компрессора хладагента, наоборот, увеличивается при росте температуры вследствие повышения массового расхода хладагента (при неизменном его составе). Это проиллюстрировано на рис. 5а.

На рис. 5 на обоих графиках голубой линией показана располагаемая мощность турбины, синей – потребляемая мощность компрессора хладагента. На рис. 5а в точке 1 при температуре Т1 мощности компрессора и турбины равны, вспомогательный электродвигатель не производит и не потребляет электроэнергию. Правее точки 1 мощность компрессора выше располагаемой мощности турбины и вспомогательный электродвигатель компенсирует недостаточную мощность, потребляя электроэнергию из заводской сети. В точке 2 при температуре Т2 достигается максимальная мощность электродвигателя PM и при дальнейшем росте температуры необходимо снижать массовый расход хладагента для уменьшения потребляемой мощности компрессора, так как суммарной мощности газовой турбины и электродвигателя становится недостаточно. Уменьшение расхода хладагента приводит к значительному перегреву паров хладагента выше точки росы, что резко уменьшает эффективность холодильного цикла. Левее точки 1 мощность компрессора ниже располагаемой мощности турбины и вспомогательный электродвигатель работает в режиме генератора, поставляя избыток электроэнергии в заводскую сеть. В точке 3 при температуре Т3 достигается максимальная мощность электродвигателя PM и при дальнейшем снижении температуры газовая турбина загружена не на полную мощность (голубая штриховая линия на рис. 5а). То есть при температуре воздуха ниже Т3 используется не вся доступная мощность газовой турбины. Таким образом, при фиксированном составе хладагента в диапазоне температур окружающего воздуха от Т3 до Т2 достигается оптимальная работа холодильного цикла.

График на рис. 5б показывает изменение потребляемой мощности компрессора при изменении состава хладагента. Более лег-кий состав (с низкой температурой кипения) при той же температуре воздуха увеличивает потребляемую мощность компрессора, что позволяет использовать всю имеющуюся мощность газовой турбины при низкой температуре воздуха (в зимний период). В свою очередь, более тяжелый состав хладагента с высокой температурой кипения уменьшает потребляемую мощность компрессора и позволяет поддерживать оптимальную работу холодильного цикла при высокой температуре воздуха в летний период. Соответственно, при изменении состава хладагента расширяется диапазон температур эффективной работы цикла – от Т3’ до Т2”.

Проблема неполной утилизации располагаемой мощности газовой турбины менее актуальна в схемах, в которых на одном валу устанавливается несколько компрессоров, перекачивающих хладагенты разных контуров. Такие схемы позволяют более гибко перераспределять имеющуюся мощность между компрессорами ценой удвоения количества компрессоров и их технологической обвязки.

НЕДОСТАТКИ СМЕСЕВЫХ ХЛАДАГЕНТОВ

Применению смесевых хладагентов также присущ ряд недостатков.

Обусловлены они в основном типом теплообменного оборудования, задействованного в холодильных циклах со смесевыми хладагентами. В отличие от испарителей (кожухотрубных теплообменников с паровым пространством), применяемых для однокомпонентных хладагентов, использование смесевых хладагентов подразумевает применение спирально-навитых теплообменников.

Первый недостаток, связанный с этим, – более высокое гидравлическое сопротивление трубного пучка. Например, в пропановом цикле предварительного охлаждения с тремя уровнями давле-ния кипения пропана потери давления по трубному пучку будут порядка 60 кПа (три испарителя последовательно по 20 кПа гидравлических потерь в каждом). В то же время в цикле предварительного охлаждения, использующем смесевой хладагент (как на заводе СПГ компании «Сахалин Энерджи»), используются два спирально-навитых теплообменника (высокого и низкого давления) с суммарным гидравлическим сопротивлением порядка 400 кПа. Поскольку контур предварительного охлажде-ния используется для охлаждения как природного газа, так и смесевого хладагента второго контура, повышенные потери давления приводят:

– к уменьшению производительности сжижения (сжижение газа идет более эффективно при высоком давлении);

– нерациональному использованию мощности компрессора хладагента второго контура – часть мощности компрессора расходуется на преодоление гидравлического сопротивления теплообменников в контуре предварительного охлаждения.

Второй недостаток применения спирально-навитых теплообменников – усложненная схема контроля технологического процесса. Жидкий хладагент после дросселирования частично испаряется, и образовавшаяся двухфазная смесь подается в кожух теплообменника сверху, где жидкость равномерно распределяется по сечению аппарата и стекает вниз по трубному пучку. По мере движения вниз жидкий хладагент испаряется, обеспечивая теплосъем с трубного пучка, и выходит снизу теплообменника в газообразном виде, после чего направляется на всас компрессора хладагента. Задачей системы контроля процесса в данном случае становится обеспечение полного испарения жидкого хладагента в теплообменнике и перегрева паров выше точки росы во избежание попадания жидкости в компрессор. Реализуется эта задача так называемым контроллером точки росы. Контроллер рассчитывает точку росы газа на входе в компрессор (используя уравнение состояния), исходя из текущего состава хладагента (по показаниям поточного анализатора) и давления на всасе компрессора, и регулирует массовый расход хладагента в кожух теплообменника таким образом, чтобы температура хладагента на всасе компрессора была на 2–5 К выше рассчитанной точки росы.

Третий недостаток, также связанный с применением спирально-навитых теплообменников, заключается в низком диапазоне их производительности. Минимальное значение производительности, при котором обеспечивается стабильная работа теплообменника, составляет 50–60 % от номинальной производительности. Связано это с работой распределительного устройства в верхней части теплообменника, которое должно обеспечивать равномерное орошение жидким хладагентом трубного пучка по всему сечению аппарата. При работе на малых расходах хладагента равномерное распределение жидкости не обеспечивается – большая часть потока сосредоточена либо в центре, либо на периферии аппарата – в зависимости от конкретной конструкции распределительного устройства. Соответственно, часть потока охлаждаемого продукта, проходящая по избыточно орошаемым трубкам, переохлаждается, тогда как остальная часть охлаждается недостаточно. Такая ситуация грозит, во‑первых, неполным испарением хладагента и сопутствующим риском попадания жидкости в компрессор, а во‑вторых, недостаточным охлаждением газа / хладагента в трубном пучке. Описанная проблема наиболее остро проявляется во время пуска технологической линии сжижения газа, когда в процессе захолаживания оборудования спирально-навитые теплообменники должны продолжительное время работать с производительностью ниже минимальной величины. Поэтому во время запуска линии сжижения пристальное внимание уделяется распределению жидкого хладагента в теплообменниках и накоплению жидкости в сепараторах, установленных на всасе компрессоров хладагента, – рост ее уровня в сепараторах служит индикатором неполного испарения жидкости в теплообменниках.

В заключение следует отметить, что, несмотря на имеющиеся недостатки (большинство из которых успешно преодолеваются тем или иным способом), применение смесевых хладагентов имеет фундаментальное преимущество – более высокую термодинамическую эффективность холодильного цикла. Это обеспечивает как повышенную производительность линии сжижения при ограниченной мощности приводов компрессоров, так и большую энергетическую эффективность процесса сжижения – больший выход продукции на сырье за счет меньшего расхода газа на собственные нужды, в первую очередь топливо. Так, например, выход готового продукта завода СПГ компании «Сахалин Энерджи» составляет 93 % от объема сырьевого природного газа, что считается высоким показателем для заводов СПГ. Остальные 7 % используются на собственные нужды предприятия и включают топливо газовых турбин – приводов основных компрессоров хладагента, топливо для газотурбинных электрогенераторов и для прочих потребителей, таких как отопление и продувка факельных коллекторов.

Просто ответить на вопрос, какая технология сжижения наиболее эффективна, недостаточно, поскольку все бизнес-процессы в компании, как и технические инновации, должны работать на повышение эффективности и снижение издержек. Оценить эффективность работы компании позволяет процесс бенчмаркинга. «Сахалин Энерджи» участвует в исследовании с 2011 г. Первый отчет вышел в 2012 г., в исследовании участвовало 13 заводов СПГ со всего мира, в 2017 г. их количество выросло до 20. Результатом колоссальной работы стало присвоение в 2018 г. заводу по производству СПГ компании «Сахалин Энерджи» высшей награды концерна Shell – звания лучшего газоперерабатывающего завода в структуре концерна. Критериями оценки выступили показатели эффективности и анализ мероприятий и программ по улучшению эффективности работы завода.

Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.

693020, РФ, г. Южно-Сахалинск,

ул. Дзержинского, д. 35

Тел.: +7 (4242) 66‑20‑00

Факс: +7 (4242) 66‑28‑01

E-mail: ask@sakhalinenergy.ru

www.sakhalinenergy.ru