4.3 Завод по сжижению природного газа
Портовый транспортно-технологический комплекс (ПТТК) является сложным технологическим объектом, состоящим из основных технологических и вспомогательных установок (Рис. 4.8). В данной схеме реализован крупноблочный способ строительства.
Рис. 4.8 - Схема портового транспортно-технологического комплекса
При таком виде строительства все технологические установки завода условно можно поделить на три составляющих:
- береговое обеспечение морских объектов (БОМО);
- производство сжиженного природного газа (СПГ);
- подготовка газа к сухопутному транспорту;
Основные технологические установки Портового транспортно-технологического комплекса:
1. Пробкоуловитель предназначен для приема жидкостных пробок, которые формируются во время пусков, выхода на рабочий режим и других операций, связанных с изменением режима работы морского трубопровода. Пробкоуловитель работает при давлении 60 атм. и отделяет жидкую фазу из входящего газового потока. Жидкие углеводороды, отделенные пробкоуловителем подаются в систему стабилизации конденсата на дальнейшую переработку. Водная фаза из пробкоуловителя подается в расширители, где сбрасывается давление и выделяется растворенный газ, а насыщенный моноэтиленгликоль направляется в систему регенерации МЭГ.
2. Узел приема газа
Назначение узла заключается в следующем:
- прием и подогрев входящего потока до температуры 40 С;
- сепарирование газа для отделения жидкости и твердых включений.
В состав узла приема газа входят два газовый сепаратора с фильтром и сепаратор конденсата. В газовый сепаратор поступает природный газ от пробкоуловителя. Поток конденсата от пробкоуловителя поступает в сепаратор конденсата. В сепараторе конденсата газовый поток делится на три потока: природный газ (поступает на стадию осушки), конденсат (поступает на стадию стабилизации конденсата) и насыщенный поток моноэтиленгликоля (поступает на стадию регенерации моноэтиленгликоля (МЭГ)). На выходе из газового сепаратора производится отбор газа для собственных нужд производства.
3. Установка подготовки газа к транспорту
Установка подготовки газа к транспорту предназначена для изменения свойств природного газа и снижения температур точек росы по воде и углеводородам до требований ОСТ 51.40-93, при которых возможна транспортировка газа по сухопутному газопроводу.
4. Блок удаления кислых газов
Задачей данной установки является удаление СО2из природного газа для предотвращения замораживания и закупоривания установки сжижения газа, а также извлечения следовН2S.Возможны три способа удаления кислых газов из природного газа:
- адсорбция на твердом поглотителе.
В качестве примера выбран процесс Sulfinol-D (Shell), при котором содержаниеСО2снижается менее чем до 50 млн. –1 (мол.), а содержаниеН2S– менее 4 млн. –1 (мол.). ПоглотителемCO2иH2Sявляется смесь трех компонентов: воды, ди-изопропаноламина (DIPA) и тетрагидротиофенодиоксина (сульфолан). Расчетный массовый состав растворителя составляет 50 % DIPA, 25 % сульфолана и 25 % воды.
5. Блок осушки сырьевого газа
Цель блока осушки сырьевого газа – удалить воду из сырьевого газа, выходящего из блока и удаления кислых газов. Осушка газа требуется для предотвращения образования льда и гидратов в блоке сжижения газа, что может привести к блокировке технологических установок и оборудования. Газ осушается до содержания воды менее 1 млн. –1 (мол.).
6. Блок удаления ртути
Цель данного блока является удаление ртути из природного газа, так как элементарная ртуть в определенных условиях может стать причиной быстрой коррозии или увеличения хрупкости алюминиевого оборудования, такого, как витые катушечного типа теплообменники на следующей по ходу газа установке сжижения. Эта проблема решается путем применения технологий, способных удалять ртуть из сырьевого газа до очень низких уровней еще до того, как газ попадет в оборудование из алюминия.
7. Установка сжижения газа
Для проведения расчетов принят процесс компании Air Products & Chemichal industry (США) – С3MR - холодильный цикл на смешанном хладагенте с предварительный пропановым охлаждением (Propane Mixed Refrigerant process).
Процесс C3MR состоит из двух холодильных циклов:
- предварительного охлаждения с хладагентом - пропаном, в котором сырьевой газ охлаждается до температуры ‑35C;
- сжижения на смешенном хладагенте, в котором происходит сжижение сырьевого газа и переохлаждение его до температуры -161С.
8. Установка стабилизации конденсата. Резервуар хранения конденсата
Целью установки подготовки конденсата является удаление более легких компонентов из углеводородного конденсата и подача последнего в хранилище для дальнейшей транспортировки продукции на рынок.
Резервуары хранения и причал отгрузки СПГ
Резервуары хранения и причал отгрузки СПГ предназначены для хранения СПГ и его отгрузки на морской транспорт.
Назначение резервуаров хранения и причала отгрузки СПГ, получаемого на установке сжижения газа, следующее:
- хранение СПГ, произведенного технологическими линиями СПГ;
- отгрузка СПГ в суда для транспортировки продукта;
- удаление отпарного газа, произведенного вышеуказанными операциями для подачи его в систему топливного газа.
10. Резервуары хранения СПГ
Для хранения СПГ предусмотрены резервуары хранения полностью герметичного типа. Резервуары работают при давлении 30…45 мбар (изб.) и температуре около минус 160 °C. В зависимости от номинальной производительности завода СПГ полезная емкость хранилища СПГ составит от 640 000 м 3 до 720 000 м 3 [15].
На втором этапе анализа риска возникновения аварии на портовом транспортно-технологическом комплексе я решила рассмотреть резервуары хранения СПГ. Охлаждаемые резервуары для хранения СПГ используются уже более 60 лет. За это время были усовершенствованы материалы, конструкция и методы производства. В настоящее время существует два основных типа резервуаров:
Конструкция двойной стены с внешней бетонной или железобетонной стеной является стандартной для надземных резервуаров. Внутренний резервуар выполнен из стали с 9%-ным содержанием никеля; теплоизоляционный слой между внутренней и внешней стенкой предотвращает температурную компенсацию. Бетонный резервуар дополнительно облицован изнутри углеродистой сталью, для того чтобы была возможность сбора жидкости в случае протечки. Нижняя часть облицовки может быть выполнена из стали с 9%-ным содержанием никеля (из соображений безопасности).
В прокатных станах возможно производство листов ограниченного размера, следовательно, для строительства резервуара для хранения СПГ необходимо соединить вместе большое количество листов. Для этого листы могут быть собраны в кольцо. Затем одно кольцо укладывается поверх другого. Соединение выполняется посредством сварки [21].
Рисунок 4.9 - Динамика аварийности резервуаров
Рисунок 4.10 - Динамика гибели и травматизма людей при авариях резервуаров.
Аварии резервуаров связаны с повреждением внутренних или внешних корпусов, а также внутренних оболочек из-за:
- разгерметизации сварных швов;
- повышение давления при заправке;
- спада давления вызванного увеличением расхода выдачи СПГ;
- повышенного тепловыделения встроенного оборудования;
- отказ тепловых датчиков;
- внезапное образование трещин в фундаменте;
- отказ датчиков фиксирующих давление в резервуаре;
- отказ клапана отвода газа на факел;
Относительная доля аварий резервуаров приходится на разгерметизацию сварных швов 75% случаев [20].
Таблица 4.11 - Частота отказов технологического оборудования
Относительная доля аварий, вызванных данной причиной, %
Частота отказов 1/год
Датчики фиксирующие давление в резервуаре
Клапан отвода газа в факел
Таблица 4.12- Среднестатистические частоты аварийной разгерметизации сварных швов (2000 – 2007 гг.)
Относительная доля аварий, вызванных данной причиной, %
Брак строительных работ
(разгерметизация сварных швов)
Заводские дефекты стальных пластин
Таким образом, аварии резервуаров могут происходить по следующим типовым сценариям:
Группа сценариев С1:
Повреждение внутреннего и внешнего корпуса – истечение СПГ - испарение газа – образование паровоздушного облака – рассеяние;
Группа сценариев С2:
Повреждение внутреннего корпуса – истечение СПГ - испарение газа – образование паровоздушного облака – возгорание – « пожар-вспышка» - рассеяние;
Группа сценариев С3:
Повреждение внутреннего корпуса – истечение СПГ - испарение газа – образование паровоздушного облака – возгорание – разрушение резервуара - попадание людей, сооружений, оборудования, транспорта, растительности в зону воздействия от пожара - получение людьми ожогов различной степени тяжести, повреждение перечисленных выше материальных объектов, загрязнение атмосферы продуктами сгорания.
Группа сценариев С4:
Повреждение внутренней оболочки резервуара - истечение СПГ - испарение газа – образование паровоздушного облака – возгорание – разрушение резервуара - попадание людей, сооружений, оборудования, транспорта, растительности в зону воздействия от пожара - получение людьми ожогов различной степени тяжести, повреждение перечисленных выше материальных объектов, загрязнение атмосферы продуктами сгорания.
Из анализа реальных происшествий на резервуарах, следует, что в 69 % случаев наблюдается повреждение внутренней оболочки, в 31 % - повреждение внутреннего и внешнего корпуса. С вероятностью 0,15 авария происходит с рассеянием паровоздушного облака, с вероятностью 0,27 происходит разрушение резервуара, в большинстве же случаев (0,58) авария сопровождается «пожар- вспышка».
Таблица 4.13 - Вероятность наступления аварийных ситуаций резервуаров
Вероятность основного события, F
Вероятность последующего события, Р
Вероятность наступления аварийной ситуации, Q
повреждение внутренней оболочки: 0,69
рассеянием паровоздушного облака: 0,15
«пожар- вспышка»: 0,58
разрушение резервуара: 0,26
повреждение внутреннего и внешнего корпуса: 0,31
рассеянием паровоздушного облака: 0,15
«пожар- вспышка»: 0,58
разрушение резервуара: 0,26
При аварии резервуара следует выделить поражающие факторы для каждого сценария аварийной ситуации и определить расстояние, на котором они действуют. Среди поражающих факторов при аварии можно выделить следующие [22]:
q = Ef * Fq * τ
где Ef - среднеповерхностная интенсивность теплового излучения пламени, кВт•м -2 ;
Fq - угловой коэффициент облученности; τ - коэффициент пропускания атмосферы.
- зона продуктов сгорания
R = (Еi – 1) 1/3 *( * 0,33)
где Еi – коэффициент расширения продуктов сгорания (7); Tг –температура газа, К, Рг – давление газа, Па
- высота пламени горения
где m - масса продукта сгорания m =ρL* VR, м 3 , ρL – плотность газа, кг*м 3 ; VR - объем газа в резервуаре, м 3