Завод по производству сжиженного газа

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Введение

Природный газ представляет собой естественную смесь газообразных углеводородов, в составе которой преобладает метан (80−97%). Образуется в недрах земли при медленном анаэробном (без доступа воздуха) разложении органических веществ. Природный газ относится к полезным ископаемым. Часто является попутным газом при добыче нефти. Природный газ в пластовых условиях (условиях залегания в земных недрах) находится в газообразном состоянии — в виде отдельных скоплений (газовые залежи) или в виде газовой шапки нефтегазовых месторождений, либо в растворённом состоянии в нефти или воде. Природный газ существует также в виде естественных газогидратов в океанах и зонах вечной мерзлоты материков. Природные газы состоят преимущественно из предельных углеводородов, но в них встречаются также сероводород, азот, углекислота, водяные пары. Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, состоят в основном из метана. Газ и нефть в толще земли заполняют пустоты пористых пород, и при больших их скоплениях целесообразна промышленная разработка и эксплуатация залежей. Давление в пласте зависит от глубины его залегания. Практически через каждые десять метров глубины давление в пласте возрастает на 0,1 МПа (1 кгс/см2). Природный газ является высокоэффективным энергоносителем и ценным химическим сырьем. Он имеет ряд преимуществ по сравнению с другими видами топлива и сырья:

— стоимость добычи природного газа значительно ниже, чем других видов топлива;

— производительность труда при его добыче выше, чем при добыче нефти и угля;

— отсутствие в природных газах оксида углерода предотвращает возможность отравления людей при утечках газа;

— при газовом отоплении городов и населенных пунктов гораздо меньше загрязняется воздушный бассейн; - при работе на природном газе обеспечивается возможность автоматизации процессов горения, достигаются высокие КПД;

— высокие температуры в процессе горения (более 2000° С) и удельная теплота сгорания позволяют эффективно применять природный газ в качестве энергетического и технологического топлива.

Газ, поступающий из скважин, необходимо подготовить к транспортировке конечному пользователю — химический завод, котельная, ТЭЦ, городские газовые сети. Необходимость подготовки газа вызвана присутствием в нем, кроме целевых компонентов, также и примесей, вызывающих затруднения при транспортировке либо применении. Так, пары воды, содержащейся в газе, при определенных условиях могут образовывать гидраты или, конденсируясь, скапливаться в различных местах (например, изгиб трубопровода), мешая продвижению газа; сероводород вызывает сильную коррозию газового оборудования (трубы, емкости теплообменников и т. д.). Помимо подготовки самого газа, необходимо подготовить и трубопровод. Широкое применение здесь находят азотные установки, которые применяются для создания инертной среды в трубопроводе.

Газ подготавливают по различным схемам. Согласно одной из них, в непосредственной близости от месторождения сооружается установка комплексной подготовки газа (УКПГ), на которой производится очистка и осушка газа в абсорбционных колоннах. Такая схема реализована на российских газопромысловых месторождениях.

Если газ содержит в большом количестве гелий либо сероводород, то газ обрабатывают на газоперерабатывающем заводе, где выделяют гелий и серу. Эта схема реализована, например, на Оренбургском, Астраханском месторождении и будет реализовываться на Ковыктинском месторождении в Восточной Сибири.

В настоящее время основным видом транспорта природного газа является трубопроводный. Газ под давлением 75 и более атмосфер прокачивается по трубам диаметром до 1420 мм. По мере продвижения газа по трубопроводу он теряет кинетическую энергию, преодолевая силы трения как между газом и стенкой трубы, так и между слоями газа, которая рассеивается в виде тепла. Поэтому через определенные промежутки необходимо сооружать компрессорные станции (КС), на которых газ дожимается до 75 атм и охлаждается. Сооружение и обслуживание трубопровода весьма дорогостоящи, но тем не менее — это наиболее дешевый с точки зрения начальных вложений и организации способ транспортировки газа на небольшие и средние расстояния.

Кроме трубопроводного транспорта широко используют специальные танкеры — газовозы. Это специальные суда, на которых газ перевозится в сжиженном состоянии в специализированных изотермических емкостях при температуре 150−160 градусов Цельсия.

Дело в том, что в процессе сжижения природный газ уплотняется примерно в 600 раз. Это его свойство сказывается, прежде всего, на его объеме и условиях транспортировки. С технологической точки зрения становится более удобным процесс хранения газа. К тому же сжиженный газ нетоксичен и может храниться в специальных емкостях с теплоизоляцией при температуре минус 161 градус по Цельсию.

Таким образом, для транспортировки газа этим способом необходимо протянуть газопровод от месторождения до ближайшего морского побережья, построить на берегу терминал, который значительно дешевле обычного порта, для сжижения газа и закачки его на танкеры, и сами танкеры. Обычная вместимость современных танкеров составляет порядка от 150. 000 до 250. 000 м³.

Такой метод транспортировки является значительно более экономичным, чем трубопроводный, начиная с проектов, когда расстояние до потребителя сжиженного газа превышает 2000 — 3000 км (поскольку основную стоимость составляет не транспортировка, а погрузочно-разгрузочные работы), но требует более высоких начальных вложений в инфраструктуру, чем трубопроводный. К его достоинствам относится также тот факт, что сжиженный газ куда более безопасен при перевозке и хранении, чем сжатый.

Чистый СПГ не горит, сам по себе не воспламеняем и не взрывается, плавает на поверхности воды не смешиваясь с ней. На открытом пространстве при нормальной температуре СПГ возвращается в газообразное состояние и быстро растворяется в воздухе. Для использования СПГ подвергается регазификации — испарению без присутствия воздуха.

1. Сжиженный природный газ (СПГ)

Природный газ, охлажденный после очистки от примесей до температуры конденсации (-161,5 °С), превращается в жидкость, называемую сжиженным природным газом (СПГ). Объем газа при сжижении уменьшается в 600 раз, что является одним из основных преимуществ этой технологии.

1. 1 Свойства СПГ

Сжиженный природный газ (СПГ) это уникальный по своим энергетическим и экологическим свойствам продукт, который может стать основой гибкой коммерческой системы доставки природного газа на любые объекты его использования, расположенные на значительном расстоянии от магистральных газопроводов куда невозможно или экономически невыгодно тянуть газопровод.

Сжиженный природный газ представляет собой криогенную жидкость, являющуюся смесью углеводородов ряда С 1… С 10 и азота с преобладающей долей метана (0,85…0,99).

Он получается из природного газа методом охлаждения его до криогенных температур: −160…−130 0 С. Температура кипения при атмосферном давлении:

— 162… — 160 0 С.

При переводе СПГ в газообразное состояние (газификации) его свойства соответствуют свойствам природного газа по ГОСТ 5542–87.

Плотность СПГ зависит от давления и компонентного состава и может находиться в диапазоне от 370 до 430 кг/м 3, среднее значение плотности составляет 390 кг/м 3. При газификации при давлении близком к атмосферному из одного объема СПГ образуется около шестисот объемов природного газа. (1м3 СПГ — 600 м 3 природного газа).

Пожаро-взрывоопасная концентрация газифицированного СПГ в воздухе при 0 0 С и 0,1013 МПа составляет от 5 до 15 объемных процентов (по метану), для газа конкретного состава концентрационные пределы воспламенения определяются в соответствии с ГОСТ 12.1. 044−89.

Минимальная температура воспламенения смеси воздуха с газифицированным СПГ в зависимости от его состава составляет 450…600 0 С.

Физико-химические свойства и компонентный состав СПГ соответствуют требованиям и нормам ТУ 51−03−03−85 (таблица 1):

Таблица 1

п/п

Наименование показателя

Норма

1.

Объемная содержание:

— метана, %

— этана, %

— пропана и более тяжелых углеводородов, %

— азота, %

92 ± 6

4 ± 3

2,5 ± 2,5

1,5 ± 1,5

2.

Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %, не более

0,005

3.

Низшая теплота сгорания при Т= 0 0 С (273 К) и Р= 0,101 325 МПа, МДж/м 3, (ккал/кг)

35,2 (11 500)

1.2 Общие сведения о процессах сжижения газа

В типичной ситуации имеют сырой природный газ высокого давления при температуре окружающей среды. Сжижение газа производится в серии теплообменников (испарителей холодильных машин), которые обеспечивают последовательное охлаждение, полное сжижение и некоторое переохлаждение. Очистка и фракционирование реализуются, как и основная доля охлаждения, под высоким давлением.

Холод производится одним или несколькими холодильными циклами, позволяющими снизить температуру до -160°С. Количество необходимого холода рассчитывается по энтальпийным диаграммам для природного газа.

Энтальпия природного газа (диаграмма давление-энтальпия для метана) файл 1 (приложения).

Сжижение завершается однократной сепарацией (изоэнтальпийное расширение после регулируемого штуцера) для снижения давления сжиженного газа до атмосферного.

Выбор холодильных циклов связан с термодинамическими и экономическими соображениями, а также с развитием техники (конструкция и максимальные размеры оборудования, расчет процесса на ЭВМ).

Установки сжижения являются большими потребителями энергии. Эта энергия обычно производится за счет потребления части сжижаемого газа (в тепловом эквиваленте около 12%). На практике в режиме нормальной работы в общем случае используются вместо сырого газа один или несколько производных продуктов, получаемых обязательно при фракционировании (С5+, газ сепарации — СН4+ N2 и т. п.).

Эти производные продукты по количеству и качеству подбираются исходя из состава сырого газа, из выбора коммерциализуемых продуктов фракционирования (т.е. реализуемых на рынке).

Величины температуры и давления, при которых должно происходить фракционирование, важны с точки зрения выбора процесса сжижения.

1.3 Преимущества СПГ

При применении в топливно-энергетическом комплексе и коммунальном хозяйстве — возможность газификации объектов, удаленных от магистральных трубопроводов на значительные расстояния, а также все преимущества использования природного газа:

* высокая теплота сгорания;

* максимально возможный КПД котлоагрегатов;

* возможность полной автоматизации;

* полное сгорание топлива, отсутствие серы, что значительно удлиняет срок службы котла.

При использовании на транспорте:

* высокая энергоемкость и большое октановое число;

* компактное хранение;

При замене других видов топлива и при решении экологических проблем — низкое содержание вредных веществ в продуктах сгорания, которое в несколько раз ниже по сравнению с жидкими и твердыми ископаемыми топливами, что позволяет резко снизить вред, наносимый окружающей среде.

1.4 Технологии производства сжиженного природного газа

СПГ производится на так называемых ожижительных установках (заводах), после чего может быть перевезен в специальных криогенных емкостях — морских танкерах или цистернах для сухопутного транспорта. Это позволяет доставлять газ в те районы, которые находятся далеко от магистральных газопроводов, традиционно используемых для транспортировки обычного природного газа.

Природный газ в сжиженном виде долго хранится, что позволяет создавать запасы. Перед поставкой непосредственно потребителю СПГ возвращают в первоначальное газообразное состояние на регазификационных терминалах.

Первые попытки сжижать природный газ в промышленных целях относятся к началу XX века. В 1917 году в США был получен первый СПГ, но развитие трубопроводных систем доставки надолго отложило совершенствование этой технологии. В 1941 году была совершена следующая попытка произвести СПГ, но промышленных масштабов производство достигло только с середины 1960-х годов.

Холодильный цикл и технологическая схема установки сжижения выбираются в зависимости от назначения установки и её производительности, состава сжижаемого ПГ и его давления, требований, предъявляемых к продукции. На выбор технологической схемы влияет также возможность применения того или иного типа оборудования.

Важнейшим показателем термодинамического совершенства цикла является величина удельного энергопотребления. От нее напрямую зависят расходуемая и установленная мощность компрессорного оборудования, масса и габариты теплообменных аппаратов, а следовательно, капиталовложения и эксплуатационные затраты в эти установки.

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

* холодильные циклы с дросселированием различных модификаций;

* детандерные холодильные циклы;

* каскадные холодильные циклы с чистыми хладагентами (классические каскадные циклы);

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

Часто в схемах сжижения используются различные комбинации, включающие элементы перечисленных выше циклов. Особое внимание, при выборе вариантов, уделяется, как правило, дроссельным циклам, учитывая их простоту и надежность.

Для правильного выбора объектов для создания производства СПГ служат следующие критерии:

* Характеристика имеющегося оборудования и оценка возможности его использования на создающемся комплексе по производству и хранению СПГ.

* Наличие коммуникаций: электричество, вода, линии телефонной связи; подвод газа;

* Наличие безопасных расстояний от места предполагаемого расположения оборудования до технологических блоков, зданий и сооружений;

* Наличие дорог и подъездных путей для авто, ж/д. или морского транспорта.

* Расстояние от объектов производства СПГ до объектов его потребления.

* Наличие источников газа, значения его следующих технологических параметров и их сезонные колебания:

* Расход;

* Давление;

* Температура;

* Компонентный состав;

* Влажность.

В России строительство первого завода СПГ началось в 2006 году в рамках проекта «Сахалин-2». Входя в этот проект, «Газпром» сделал еще один шаг для реализации своей стратегической цели — стать лидером среди глобальных энергетических компаний посредством освоения новых рынков, диверсификации видов деятельности, обеспечения надежности поставок. Строительство завода СПГ с этой точки зрения является особенно важным, так как позволит расширить географию деятельности «Газпрома» и выйти на мировой рынок СПГ. Торжественное открытие завода состоялось зимой 2009 года.

1. 5 Обзор мирового производства СПГ

На июнь 2008 года в мире насчитывалось 80 технологических линий по сжижению природного газа, которые располагались на 19 объектах в 15 странах, с общей производительностью сжижения на уровне 194 млн. тонн в год.

В 2006 году в эксплуатацию были сданы четыре технологических линии по производству СПГ: первая технологическая линия СПГ проекта Darwin (Австралия), четвертая и пятая технологические линии Nigerian LNG (Нигерия), четвертая технологическая линия проекта Atlantic LNG (Тринидад и Тобаго).

В 2007 году начали работать еще три технологических линии: пятая технологическая линия проекта RasGas (Катар), первая технологическая линия СПГ-проекта Bioko Island (Экваториальная Гвинея), первая технологическая линия проекта Snohvit (Норвегия).

В первой половине 2008 года технологические линии в эксплуатацию не сдавались.

В 2006 году коэффициент использования мощностей заводов по сжижению в мире оценивался на уровне 89,6%, а в 2007 году — на уровне 88,7%. Это относительно низкий показатель по сравнению с предыдущими годами. Хотя объемы мирового производства СПГ выросли, их рост был ниже роста мощностей в последние два года. В эксплуатации некоторых объектов встречались технические проблемы. Показатели производительности нередко означают изначальную проектную мощность, которая соответствует минимальным производственным характеристикам, гарантируемым проектно-строительной компанией, построившей завод. По существу, многие заводы по сжижению природного газа могут эксплуатироваться с производительностью, превышающей изначальные проектные показатели более чем на 10%.

Если говорить об экспортерах СПГ, то пионером в этой области явился Алжир. В 1964 году эта страна начала эксплуатацию первого промышленного проекта по сжижению газа в мире CAMEL. Партии СПГ направлялись в Соединенное Королевство и Францию (впоследствии в Испанию, Бельгию, Италию, Турцию, Грецию и США). Несмотря на наличие в настоящее время газопроводов, проложенных по дну Средиземного моря в Европу, проекты СПГ предшествовали подводным трубопроводам, которые сейчас являются более экономичными с учетом расстояния транспортировки. На сегодняшний день в Алжире имеется 18 технологических линий с общей производительностью сжижения в 20 млн. тонн СПГ в год в Арзеве и Скикде на побережье Средиземного моря. В качестве сырья используется природный газ, поступающий на эти объекты по трубопроводу с сухопутного месторождения Хасси-Р'мел. В январе 2004 года на объекте в Скикде произошла авария, в результате которой было уничтожено три технологических линии. Компания Sonatrach сформировала совместное предприятие с компаниями Repsol и Gas Natural, чтобы построить там новую технологическую линию мощностью в 4,5 млн. тонн в год, однако после длительной задержки ликвидировало его в сентябре 2007 года. В мае 2008 года государственная алжирская нефтяная компания объявила конкурс на строительство технологической линии под ключ. По его итогам она заключила контракт с альянсом Saipem-Chiyoda.

США (Аляска) стали первым производителем СПГ на рынке Тихоокеанского бассейна в 1969 году, поставив партии СПГ в Японию. Почти 40 лет спустя этот завод по сжижению природного газа остается единственным в Северной Америке. Объект по сжижению находится в заливе Кука на Аляске и эксплуатируется ConocoPhillips и Marathon. Пропускная способность завода составляет 1,3 млн. тонн в год. СПГ, производимый на данном заводе, реализуется компаниям Tokyo Electric и Tokyo Gasв рамках долгосрочных контрактов. В условиях истощения газовых запасов обсуждался вопрос о том, стоит продолжать экспорт СПГ или нет. В июне 2008 года Министерство энергетики США одобрило заявку от двух компаний, которые управляют заводом, о продолжении экспорта в период с апреля 2009 года по март 2011 года.

В Ливии завод СПГ эксплуатируется начиная с 1970 года. Это предприятие в Марса-эль-Брега было сооружено компанией Exxon, которая и являлась его оператором. Однако Exxon была вынуждена уйти из Ливии по причине введенного в 1982 году торгового эмбарго США, и впоследствии функции оператора взяла на себя государственная нефтяная компания. Пропускная способность предприятия составляет 0,9 млн. тонн в год, но в настоящее время оно производит порядка 0,5 млн. тонн СПГ в год. Продукция реализуется, главным образом, Испании.

В 1970-х и 1980-х годах заводы по сжижению природного газа были построены в Брунее, ОАЭ, Индонезии, Малайзии и Австралии. Все эти проекты были предназначены для поставок СПГ электрическим и газовым коммунальным предприятиям Японии.

Проект Lumut в Брунее оснащен пятью технологическими линиями сжижения с совокупной пропускной способностью в 7 млн. тонн в год. Все они были сданы в эксплуатацию в 1972 году, однако новых линий с тех пор не строилось. Сырьем служит газ, поставляемый с морского месторождения Юго-Западная Ампа и других. Правительство Брунея имеет в собственности половину проекта, а оставшейся частью владеют на паях Shell и Mitsubishi, причем первая из указанных компаний отвечает за технологию, а вторая — за сбыт.

В 1977 году с пуском двух технологических линий по сжижению природного газа на о. Дас ОАЭ (Абу-Даби) стали первым производителем СПГ на Ближнем Востоке. Природный газ на завод поставляется с гигантских морских нефтегазовых месторождений (Умм-Шаиф, Нижний Закум, Эль-Бундук и других). В 1994 году мощности проекта были подвергнуты расширению за счет ввода еще одной, третьей по счету технологической линии. С учетом третьей технологической линии совокупная производительность предприятия составляет 5 млн. тонн в год. Партнерами по проекту на о. Дас является государственная компания Абу-Даби ADNOC, японская Mitsui, BP и Total. Как и в случае других проектов СПГ, относящихся к этому периоду, основными покупателями продукции являются японские коммунальные предприятия.

В Индонезии первые две технологические линии проекта Bontang в Восточном Калимантане (Борнео) были сданы в эксплуатацию в 1977 году, после чего в строй действующих вступили еще три технологических линии на месторождении Арун в Северной Суматре в 1978 году. К 1980 году Индонезия обогнала Алжир по объему производства СПГ. В 1980-х и 1990-х годах Индонезия построила еще несколько технологических линий мощностью по 3 млн. тонн в год (которые являлись на тот период крупнейшими в мире) в Бонтанге. До 2005 года Индонезия являлась крупнейшим производителем СПГ. В настоящее время в стране действует 12 технологических линий с общей пропускной способностью в 29 млн. тонн в год. Производство СПГ в Индонезии достигло своего пика в 1999 году. Ввиду падения объемов добычи газа, в 2000 году пришлось закрыть две технологические линии в Аруне. Индонезийская отрасль СПГ сталкивается в настоящее время с целым рядом проблем — начиная от истощения запасов газа на Аруне и дефицита инвестиций в районе Бонтанга (последняя технологическая линия — Bongton Н — была сооружена в 1999 году) и кончая растущим внутренним спросом на газ в результате экономического роста в стране, а также опасениями, связанными с терроризмом. Проект Tangguh в Ириан-Джая, сооружаемый в настоящее время силами консорциума во главе с BP, будет сдан в эксплуатацию предположительно в 2008 году.

Проект СПГ в Бинтулу, Саравак, на о. Борнео в Малайзии является одним из крупнейших в мире, будучи оснащен восемью технологическими линиями с совокупной производительностью по сжижению в 23 млн. тонн в год. Развитие проекта осуществлялось в три этапа: в 1983 году были поставлены три первых технологических линии, за чем последовало расширение мощностей в 1995 году (три технологических линии, Malaysia Dua) и 2003 году (две технологические линии, Malaysia Tiga). Структура проекта аналогична структуре брунейского проекта: малайзийской государственной компании Petronas и местной администрации Саравака принадлежит основной пакет акций в проекте, в то время как Shell осуществляет техническое руководство проектом, а японские компании отвечают за сбыт продукции. Неудивительно, что основной объем СПГ поставляется в Японию, Корею и Китайский Тайбэй.

Австралия развивала свой потенциал по экспорту СПГ на основе запасов газа на северо-западном континентальном шельфе. СПГ поставляется на рынок Азиатско-Тихоокеанского региона, причем основная его часть продается в Японию. В рамках австралийского проекта North West Shelf в 1989 году были пущены первые две технологических линии. Проект разрабатывался силами консорциума в составе семи компаний: Woodside, Shell, BHP, BP, Chevron и Mitsubish/Mitsui. В качестве сырья используется газ, поставляемый с морских месторождений Гудвин, Норт-Ранкин и Коссак. Второй проект страны по сжижению природного газа, Darwin, вступил в строй действующих в 2006 году с производительностью в 3,3 млн. тонн в год и использует газ с месторождения Баю-Ундан, расположенного в Районе совместной разработки нефтегазовых ресурсов силами Австралии и Тимор-Лесте в Тиморском море. В проекте Darwin участвовали основные партнеры проекта Keinai LNG (Аляска): ConocoPhillips в производственной части, а Tokyo Electric и Tokyo Gas — как покупатели продукции. Начаты строительные работы в рамках проекта Pluto, и осуществляется планирование еще двух новых проектов — Ichthys и Gorgon.

Катар имеет крупнейшее месторождение газа в мире — Северное (доказанные запасы газа составляют 905 трлн. кубических футов). Хотя страна начала деятельность в сфере СПГ не так давно, сдав в эксплуатацию свой первый проект СПГ (Qatargas 1) в 1996 году, на сегодняшний день она уже располагает крупнейшими мощностями по сжижению газа в мире. Все восемь технологических линий Катара (общей производительностью в 30 млн. тонн в год) расположены в Рас-Лаффане. Но это лишь только начало. В следующие несколько лет будет завершено строительство шести технологических линий мощностью в 7,8 млн. т в год. С их пуском мощности по сжижению газа в Катаре в 2011—2012 годах достигнут 77 млн. т в год. В указанных существующих и будущих проектах основные пакеты акций принадлежат государственной компании Qatar Petroleum, в то время как ExxonMobil осуществляет руководство в рамках большинства из них в области технологии и сбыта. Исключениями являются проекты Qatargas 3 (Conoco Phillips) и Qatargas 4 (Shell). Помимо размера запасов в стране, географическое положение Катара имеет то преимущество, что он расположен между атлантическим и тихоокеанским рынками, что облегчает поставки СПГ на оба рынка. С пуском новых технологических линий базис мировой торговли СПГ кардинально изменится.

С учетом того, что Катар является страной — участницей ОПЕК, объемы добычи нефти в нем подпадают под ограничения системы квот ОПЕК. Вместе с тем, эта система не распространяется наширокую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ). По оценке МЭА, после ввода в эксплуатацию всех планируемых технологических линий в 2011—2012 годах Катар будет производить порядка 1 млн. баррелей ШФЛУ в сутки, причем большая часть из этого объема будет побочным продуктом производства СПГ. В указанный период объем производства ШФЛУ в Катаре практически сравняется с его потенциальным объемом добычи нефти на уровне 1,1 млн. баррелей в сутки.

В последние годы пять новых поставщиков СПГ — Нигерия (1999 год), Тринидад и Тобаго (1999 год), Египет (2004 год), Экваториальная Гвинея (2007) и Норвегия (2007) — появились в Атлантическом бассейне и один — Оман (2000 год) — на Ближнем Востоке.

Проект Atlantic LNG начал эксплуатироваться вТринидаде и Тобаго в 1999 году. Он разработан консорциумом международных нефтяных компаний в составе BP, BG, Repsol и Tractebel (государственная компания NGC Тrinidad and Tobago является миноритарным акционером). В настоящее время функционируют четыре технологических линии с общей производительностью в 15 млн. тонн в год. За исключением четвертой технологической линии, которая работает по толлинговой системе (с поставщиков газа взимается плата за услуги по сжижению), в рамках проекта Atlantic LNG применяется схема трансфертного ценообразования: он закупает используемый в качестве сырья газ у поставщиков, сжижает его и продает СПГ дочерним компаниям партнеров по проекту на условиях FOB. При такой системе считается, что в рамках проекта Atlantic LNG начались торговые операции на основе самоконтрактования. Большая часть производимого СПГ экспортируется в США с поставкой небольших количеств в Доминиканскую Республику, Пуэрто-Рико, Европу и на азиатско-тихоокеанский рынок.

В Нигерии наблюдается стремительное расширение проекта Nigeria LNG, реализуемого на о. Бонни в дельте реки Нигер. В настоящее время эксплуатируется пять технологических линий, и еще одна находится на стадии строительства. С пуском шестой технологической линии мощности по сжижению достигнет 21 млн. тонн в год. Партнерами по проекту являются государственная компания Nigeria National Petroleum Company (NNPC), Shell, Total и Eni. Продукция, производимая в рамках проектаNigeria LNG, реализуется на основе спот и в рамках долгосрочных контрактов. В этой связи состав покупателей является диверсифицированным и включает в себя не только компании Европы и США, но и участников на рынке Тихоокеанского бассейна. Страна планирует сооружение седьмой технологической линии, а также осуществление двух новых проектов низового уровня (Olokola иBrass).

На Ближнем Востоке в 2000 году были введены в строй действующих две технологических линии проекта СПГ в Омане. После пуска проекта Qalhat LNG в 2005 году, в настоящее время в стране имеется три технологических линии мощностью в 3,3 млн. тонн в год. Данные проекты осуществляются как совместные предприятия с участием правительства Омана и компании Shell. Основными покупателями продукции являются Корея и Япония. Использующийся в качестве сырья газ поступает с газовых месторождений в центральной части Омана, оператором которых являетсяPetroleum Development Oman (PDO), по трубопроводу протяженностью в 360 км на завод по сжижению, находящийся близ столицы страны г. Маската.

На сегодняшний день в Египте осуществляется два проекта СПГ. Эксплуатация проекта Damietta (SEGAS)началась в 2004 году с одной технологической линией производительностью в 5,5 млн. тонн в год. Уникальная особенность данного проекта заключается в участии испанского коммунального предприятия и крупного покупателя СПГ — Union Fenosa — наряду с Eni и государственными компаниями EGAS и EGPC. ПроектIdku (Egyptian LNG) вступил в строй действующих в 2005 году и оснащен двумя технологическими линиями мощностью по 3,6 млн. тонн в год каждая. Участниками проекта являются BG, Petronas и EGAS/EGPC. Природный газ на эти заводы поставляется с месторождений Скараб, Саффрон и Симиан-Сиенна в Западной Дельте. Египет экспортирует СПГ в Испанию, Францию и США, а также в Корею и Японию.

В мае 2007 года было объявлено об отгрузке первой партии СПГ с технологической линии возглавляемого компанией Marathon проекта Bioko Island мощностью в 3,4 млн. т в год вЭкваториальной Гвинее. Согласно информации, предоставленной Marathon, общие затраты по проекту не превысили бюджета в 1,5 млрд долл. США. Завод по сжижению находится близ столицы страны г. Малабо. Используемый в качестве сырья газ поставляется с морского месторождения Алба, оператором которого также является Marathon. Имеется договоренность с BG о поставке 3,4 млн. тонн СПГ в год на протяжении 17 лет. На о. Биоко планируется построить еще одну технологическую линию.

За проектом Bioko Island последовал пуск проекта Snohvit в Норвегии, в рамках которого производство СПГ началось в сентябре 2007 года. Проект оснащен одной технологической линией сжижения мощностью в 4,1 млн. т в год, которая находится на острове Мелкоя. Природный газ поставляется с месторождений Сновит, Альбатросс и Аскеладд в Баренцевом море по подводному газопроводу протяженностью в 150 км. Весь проект осуществляется за Полярным кругом. Его оператором является компания StatoilHydro, но после того, как завод заработал, было объявлено о некоторых эксплуатационных проблемах. Первая партия СПГ была отправлена морем в ноябре 2007 года, но завод все еще переживает эксплуатационные проблемы.

2. Проект завода СПГ

Производство и потребление СПГ предполагает развитие особой отдельной инфраструктуры, требующей использования специальных технологий для сжижения газа, его транспортировки в специальных емкостях при низкой температуре и регазификации.

Производственно-сбытовая цепочка СПГ содержит три основных звена: сжижение газа поставщиком, перевозку и регазификацию покупателем.

Рис. 1 — Производственно-сбытовая цепочка СПГ

Первой ступенью производства СПГ является завод по сжижению природного газа.

Процесс сжижения газа состоит из следующих элементов:

Подготовка сырьевого газа, включающая в себя удаление примесей и сепарацию газоконденсатных жидкостей (ШФЛУ)

Охлаждение до температуры сжижения

Помещение полученного жидкого природного газа в резервуары для хранения

Сжижение природного газа (после его очистки, дегидратации и сепарации более тяжелых, чем метан углеводородов) производится в серии теплообменников, обеспечивающих последовательное, полное сжижение и некоторое переохлаждение газа. Завод по сжижению газа, в сущности, подобен здоровенному холодильнику, который производит охлаждение и перевод обычного природного газа (предварительно очищенного) в жидкое состояние.

Рис. 2 — Процесс сжижения природного газа (получение СПГ)

Основными элементами комплекса по производству СПГ являются: завод по сжижению природного газа, резервуары для хранения СПГ и комплекс по отгрузке сжиженного газа. Завод по сжижению газа является ключевым звеном производственно-сбытовой цепочки в сегменте СПГ. Функция хранения интегрирована в наливные сооружения. Далее танкеры-газовозы доставляют СПГ на приемный регазификационный терминал. После постановки на якорь и подсоединения наливных рукавов в порту производится разгрузка танкеров: СПГ перекачивается судовыми насосами в береговые резервуары для хранения. После чего сжиженный газ находится на хранении все еще в жидком состоянии в соответствующих резервуарах при атмосферном давлении. В регазификационных установках на принимающем терминале происходит управляемый процесс испарения, и затем природный газ в газообразном виде направляется дистрибьюторам и конечным потребителям по трубопроводам.

В целом общая технологическая цепочка производства и применения СПГ на суше состоит из следующих элементов:

Газопровод, соединяющий месторождение с берегом

Завод по сжижению газа на берегу, терминал по отправке, включающий порт, емкости для хранения СПГ, установки для загрузки судов

Флот танкеров-метановозов

Принимающий терминал и подразделение регазификации

Хотя элементы различны по своей сути, технологическая цепочка СПГ требует высокой степени взаимодействия и взаимозависимости между поставщиками и потребителями.

Кроме того, в настоящее время рассматривается возможность производства сжиженного природного газа непосредственно на месте добычи газа (на шельфовых месторождениях). Данная технология носит название FLNG (Floating Liquefied Natural Gas), что подразумевает под собой создание плавучих заводов СПГ. КонцепцияFLNG предполагает размещение объектов по сжижению газа прямо над скважинами, что позволяет исключить создание береговой инфраструктуры и транзитных трубопроводов. Сжижение газа происходит на борту плавучего судна, загрузка метановозов для отправки также осуществляется непосредственно в море (швартовка «бок-о-бок»).

Технология сжижения газа, его транспортировки и хранения уже вполне освоена в мире. Поэтому производство СПГ — довольно стремительно развивающаяся отрасль в мировой энергетике.

Регазификация сжиженного природного газа (СПГ) — процесс преобразования СПГ из жидкого состояния вгазообразное, после чего он становится пригодным для обычного использования — подачи по трубопроводам потребителям и закачки в газовые баллоны.

Транспортировка СПГ в крупных объёмах осуществляется морскими танкерами. Они доставляют СПГ на специальные регазификационные терминалы, которые состоят из причала, сливной эстакады, резервуаров для хранения, испарительной системы, установок обработки газов испарения из резервуаров и узла учёта.

По прибытии на терминал СПГ перекачивается из танкеров в резервуары для его хранения в сжиженном виде, затем по мере необходимости СПГ переводится в газообразное состояние. Превращение в газ происходит в системе испарения с помощью нагрева. Подогрев может осуществляться прямым и непрямым способом. В первом случае газ получает тепло непосредственно от горячего теплоносителя, во втором — тепло поступает к газу через промежуточный теплоноситель, обогреваемый горячим теплоносителем. Наиболее часто в качестве горячего теплоносителя используется морская вода, в качестве промежуточного теплоносителя — пропан.

По мощности СПГ терминалов, как и по объему импорта СПГ, лидирует Япония — 246 млрд кубометров в год по данным 2010 года. На втором месте — США, более 180 млрд кубометров в год (данные 2010 года). В целом на 2010 год совокупная мощность терминалов превысила 800 млрд кубометров.

2.1 Программа строительства завода СПГ

2.1. 1 Паспорт программы

Наименование Программы

«Строительство завода по сжижению природного газа (СПГ)

Цель Программы

Создание финансово-экономических, технологических и организационных условий для широкого внедрения в экономику РФ эффективного производства СПГ для диверсификации и безопасности экспортных поставок, а также преодоления имеющегося отставания в производстве этого перспективного вида энергоносителя

Ожидаемые результаты реализации Программы

1. Годовые диверсифицированные безопасные экспортные поставки СПГ.

2. Поставки природного газа метана для решения проблемы автономной газификации.

3. Обеспечение реальной возможности:

снижения до 25−30%, вредных выбросов в атмосферу различными видами транспорта включая городские автобусы;

создания значительного количество новых рабочих мест на предприятиях, внедряющих криогенные технологии.

2.1.2 Постановка проблемы и разработка программных мероприятий

Государственная безопасность России это многоплановая задача, которая является постоянной заботой её Правительства и Законодательных органов.

Ответить на все вызовы, возникающие в исторической перспективе перед государством, в предлагаемой работе практически невозможно и это не является целью. Остановимся на следующих существенных проблемах безопасности, связанных с традиционным углеводородным топливом.

1. Необходимость обеспечения безопасности и диверсификации экспортных поставок природного газа.

2. Решение проблемы автономномной газификации отдалённых районов сибирских и дальневосточных регионов, а также рост цен на топливо внутреннего рынка для транспортных средств, включая сельскохозяйственные машин (и как следствие этого — рост цен на с/х продукцию).

3. Увеличение вредных выбросов, связанное с ростом транспортных средств.

В решении рассматриваемых проблем ключевую роль может и должно сыграть использование сжиженного природного газ (СПГ). Перспективность его применения в качестве моторного топлива стало очевидным для большинства стран мира:

— в США мэр г. Нью-Йорка принял решение о переводе всего муниципального транспорта на СПГ;

— в Германии и Италии планируется перевести на СПГ муниципальный транспорт;

— в Норвегии компания «Statoil» приступила к серийному производству судов на СПГ;

— расширяется применение сжиженного природного газа на железнодорожном транспорте Европы (железнодорожные компании «Берлингтон Нозерн», «Моррисон — Кнудсен», «Санта Фе», «Юнион Пасифик).

Для сокращения отставания России в использовании СПГ как на внутреннем рынке, так и в случае безопасности экспортных поставок, необходимо комплексное решение упомянутых выше проблем, стоящих и перед государством.

2. 2 Береговые объекты

Береговая часть проекта завода СПГ состоит из:

Береговой части морского магистрального трубопровода;

Установки комплексной подготовки газа (УКПГ);

Завода по сжижению природного газа (СПГ);

Объекты инфраструктурного обеспечения УКПГ и СПГ.

Газ, вместе с газовым конденсатом поступает с морского добычного комплекса по двум трубопроводам.

Береговая часть морского трубопровода от его выхода на берег до пробкоуловителя на установке комплексной подготовки газа (УКПГ) будет проложена под землёй и иметь протяжённость 10 км. После пробкоуловителя поток разделится на две части: половина газа пойдет на УКПГ, а другая — на завод СПГ для дальнейшей переработки и сжижения.

Основное назначение установки комплексной подготовки газа (УКПГ) — отделение газа от конденсата и подготовка его к транспортировке по магистральному трубопроводу.

Подготовленный газ с УКПГ будет подаваться в магистральный трубопровод входящий в единую систему газопроводов (ЕСГ) ОАО Газпром. Извлечённый конденсат, будет стабилизироваться, и отправляться на хранение и последующую отгрузку.

В состав завода по производству сжиженного природного газа (CПГ) входят следующие основные установки:

очистка от кислых компонентов;

осушка;

тонкая очистка от ртути;

доизвлечение конденсата;

многоступенчатое сжижение природного газа;

удаление азота.

Для процесса сжижения, происходящего при температуре около ?160°С, используется хорошо зарекомендовавшая себя в мире технология APCI C3MR, основанная на сжатии газа с его последующим охлаждением с помощью пропана и, далее, смешанного хладагента в специальном криогенном теплообменнике.

Зона технической поддержки будет располагаться за пределами сооружений УКПГ и завода СПГ. В неё войдут офисные помещения, ремонтные мастерские, склады, лаборатория, пожарное депо и другие здания, необходимые для эксплуатации всего технологического комплекса проекта.

2.3 Технологический процесс для снижения стоимости СПГ

Спрос на сжиженный природный газ (СПГ) ежегодно растет примерно на 6%. Столь быстрые темпы роста стали возможными благодаря значительному снижению затрат по всей цепочке производства и сбыта СПГ. Поскольку почти 50% затрат завода по производству СПГ приходится на установку по сжижению природного газа, в этом сегменте существуют значительные стимулы для повышения производительности технологической линии и минимизации затрат.

В то же время для удовлетворения потребностей изолированных районов или районов с суровыми климатическими условиями нужны простые и надежные технологии. Поэтому в основе выбираемых технологических процессов должны лежать простые и четкие концепции, обеспечивающие простоту эксплуатации и высокий коэффициент готовности установок. Все используемое оборудование должно быть безопасным, хорошо испытанным и полностью доступным для приобретения.

Для достижения этих целей разработан технологический процесс LiquefinTM, который может быть рекомендован при строительстве завода СПГ.

2.3.1 Описание технологической установки

Технологическая установка по процессу Liquefin работает в соответствии с принципиальной технологической схемой, представленной на рисунке 3.

Рис. 3 — Общая схема технологической установки по процессу Liquefin

Предварительное охлаждение газа достигается при помощи использования смешанного хладагента вместо пропана. В этом технологическом процессе цикл предварительного охлаждения осуществляется при значительно более низкой температуре, чем в обычном технологическом процессе с двойным циклом: температура снижается до величины в диапазоне от минус 50 °C до минус 80 °C. При этих температурах криогенный смешанный хладагент может быть полностью сконденсировавшимся. Нет необходимости ни в каком разделении фаз и, более того, требующееся количество криогенного хладагента значительно снижается. Мольное соотношение между криогенным смешанным хладагентом и сжиженным природным газом в некоторых случаях может быть менее единицы. Общее требуемое количество энергии снижается, поскольку значительная часть энергии, необходимой для конденсации криогенного смешанного хладагента, смещается из криогенного цикла в цикл предварительного охлаждения. Кроме того, это приводит к улучшенному распределению требуемой поверхности теплообмена: то же самое количество пакетов параллельно может использоваться в секциях теплообмена между температурой окружающей среды и температурой криогенного цикла.

На технологической установке по процессу Liquefin оба смешанных хладагента используются одним и тем же способом, как чистые компоненты. Смешанный хладагент конденсируется и испаряется при различных уровнях давления в каждой секции без какого-либо разделения фаз или фракционирования.

Такой способ позволяет сделать линию теплообмена очень простой и компактной. Очень важным преимуществом этой новой схемы является возможность настройки энергетического баланса между двумя циклами. Это делает возможным использование непосредственно всей энергии, обеспечиваемой двумя идентичными газовыми турбинами, без какой-либо передачи энергии из одного цикла в другой.

Технологический процесс Liquefin обладает всеми положительными характерными особенностями каскадного технологического процесса, которыми являются значительно более высокий коэффициент теплопередачи и меньшее количество вращающегося (динамического) оборудования. Преимущества технологических установок по процессу Liquefin могут быть резюмированы следующим образом:

Отсутствие объединенного каскада: поскольку смешанный хладагент второго цикла полностью сконденсирован, два смешанных хладагента могут быть использованы тем же самым образом, как при работе с чистыми хладагентами в каскадном процессе.

Сбалансированность энергии: технологический процесс легко настраивается на получение одинаковой энергии для каждого цикла. С двумя идентичными газовыми турбинами это позволяет избежать трудности передачи энергии тем или иным образом от газовой турбины цикла предварительного охлаждения в криогенный цикл (с которой сталкиваются в цикле С3/MR — пропан/смешанный хладагент).

Компактная линия теплообмена на технологической установке по процессу Liquefin — было также определено, что она делает оптимальным использование оребренных теплообменников пластинчатого типа. Одна линия теплообмена используется для охлаждения газа от температуры окружающей среды до температур криогенного цикла. Технологический процесс был задуман таким образом, чтобы линия теплообмена была простой и компактной.

2.3. 2 Конструкция холодной камеры

Компоновка оребренных теплообменников пластинчатого типа является сердцем этой технологии сжижения, и были затрачены значительные усилия для обеспечения оптимальной и не требующей квалифицированного обслуживания эксплуатации такого узла в сборе.

Высокие теплопроводность и коэффициент теплопередачи

Алюминий создает очень незначительное тепловое сопротивление для передачи тепла между жидкостями. Более того, обеспечиваемая ребрами развитая теплопередающая поверхность обеспечивает очень высокий коэффициент теплопередачи, делающий возможными превосходную теплопередачу и низкий перепад температур. Может достигаться очень высокая поверхностная плотность — до 2000 м2/м3. Это важно с точки зрения уменьшения габаритов, массы и, следовательно, стоимости.

Проектная гибкость. В отличие от кожухотрубных теплообменников, где в межтрубном пространстве может использоваться один единственный поток, в оребренных теплообменниках пластинчатого типа одновременно может находиться множество теплых и холодных потоков при различных давлениях. Современные технологии изготовления оребренных теплообменников пластинчатого типа хорошо отработаны, и такие теплообменники прекрасно зарекомендовали себя в криогенной отрасли в многочисленных крупномасштабных проектах.

Технологический процесс Liquefin особенно приспособлен к использованию оребренных теплообменников пластинчатого типа: все текучие среды, входящие в главную линию теплообмена, за исключением выходов из клапанов Джоуля-Томсона, находятся в одной фазе — паров или переохлажденной жидкости.

Кроме того, специальная компоновка на выходе из клапанов Джоуля-Томсона обеспечивает правильное количество хладагента в каждом параллельном пакете теплообменника и равномерное распределение между различными каналами пакета. Хорошее распределение является одним из ключевых параметров для обеспечения полной эффективности технологического процесса.

Для мощности порядка 5 миллионов тонн в год общий теплообменник для предварительного охлаждения и сжижения размещается в четырех холодных камерах, каждая с шестью параллельными линиями, состоящими из двух пакетов оребренных теплообменников пластинчатого типа, соединенных последовательно. Общий теплообменник большой цепочки, таким образом, компонуется на площадке размером 210 м² (2750 квадратных футов) с высотой, не превышающей 15 метров (50 футов). Линия теплопередачи составляет главную новизну этого технологического процесса. В дополнение к использованию обширного опыта изготовителей оребренных теплообменников пластинчатого типа в области изготовления очень похожего оборудования, компании разработчики провели специальные научные исследования и разработки в области оребренных теплообменников пластинчатого типа, связанные с термическим КПД, динамикой жидкостей и газов и механическими характеристиками. В тесном сотрудничестве с изготовителями оребренных теплообменников пластинчатого типа были выполнены сложные исследования напряжений во всех деталях криогенного узла в сборе.

2.3.3 План расположения оборудования

Трехмерное изображение установки сжижения природного газа показано на рисунке 4. Показана только центральная часть линии сжижения, которая имеется на всех установках. Она включает в себя основные линии компримирования, основную линию теплообмена, скруббер, систему орошения скруббера, сепараторы-отбойники и аппараты воздушного охлаждения смешанных хладагентов.

Не показано ни оборудование, относящееся к испарившемуся газу (компрессоры топливного газа и т. п.), ни оборудование секций предварительной очистки и систем обеспечения энергоносителями.

На этом изображении отчетливо и наглядно показаны компактность и относительно небольшая площадь участка, занимаемого линией теплообмена.

сжиженный газ завод оборудование

Рис. 4 — Трехмерный вид расположения оборудования на технологической установке

2.3. 4 Оценка стоимости капиталовложений

В рамках разработки первоначальной проектно-конструкторской документации и предшествующих этому этапу проработок, в настоящее время выполненных крупнейшими международными нефтяными компаниями и национальными нефтяными и газовыми компаниями, были проведены детальные оценки стоимости установки сжижения газа несколькими подрядчиками по рабочему проектированию. Результаты этих оценок свидетельствуют об очень значительном снижении стоимости такой установки.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой