Wie verflüssigt man Gase? Herstellung und Verwendung von Flüssiggas. LPG-Produktion aus Erdölbegleitgas

Produktion von Flüssigerdgas in großem Maßstab

Die Umwandlung von Erdgas in einen flüssigen Zustand erfolgt in mehreren Stufen. Zunächst werden alle Verunreinigungen entfernt - zunächst Kohlendioxid und manchmal sogar minimale Rückstände von Schwefelverbindungen. Anschließend wird Wasser zurückgewonnen, das sonst zu Eiskristallen werden und die Verflüssigungsanlage verstopfen könnte.

In der Regel wurde in letzter Zeit für die komplexe Reinigung von Gas von Feuchtigkeit, Kohlendioxid und schweren Kohlenwasserstoffen ein Adsorptionsverfahren zur Tiefenreinigung von Gas auf Molekularsieben verwendet.

Der nächste Schritt besteht darin, die meisten schweren Kohlenwasserstoffe zu entfernen, wobei hauptsächlich Methan und Ethan zurückbleiben. Das Gas wird dann allmählich abgekühlt, normalerweise durch einen Zwei-Zyklus-Kälteprozess in einer Reihe von Wärmetauschern (Chiller-Verdampfer). Reinigung und Fraktionierung erfolgen, wie der Großteil der Kühlung, unter hohem Druck. Kälte wird durch einen oder mehrere Kühlkreisläufe erzeugt, wodurch die Temperatur auf -160 °C gesenkt werden kann. Dann wird es bei Atmosphärendruck flüssig.

Flüssigerdgasproduktion

Abbildung 1 Erdgasverflüssigungsprozess (LNG-Produktion)

Eine Verflüssigung von Erdgas ist nur möglich, wenn es unter die kritische Temperatur abgekühlt wird. Andernfalls kann das Gas auch bei sehr hohen Drücken nicht flüssig werden. Um Erdgas bei einer Temperatur gleich der kritischen Temperatur (T = T cr) zu verflüssigen, muss sein Druck gleich oder größer als die kritische Temperatur sein, d. h. P > Pkt. Wenn Erdgas unter einem Druck unterhalb des kritischen (P< Ркт) температура газа также должна быть ниже критической.

Zur Verflüssigung von Erdgas gelten sowohl die Prinzipien der Innenkühlung, wenn Erdgas selbst als Arbeitsmedium fungiert, als auch die Prinzipien der Außenkühlung, wenn kryogene Hilfsgase mit niedrigerem Siedepunkt (z. B. Sauerstoff, Stickstoff, Helium) verwendet werden. Im letzteren Fall erfolgt der Wärmeaustausch zwischen dem Erdgas und dem kryogenen Hilfsgas durch die Wärmeaustauschfläche.

Bei der industriellen LNG-Produktion sind die effizientesten Verflüssigungskreisläufe mit einer externen Kälteanlage (externe Kälteprinzipien), die mit Kohlenwasserstoffen oder Stickstoff betrieben wird, wobei fast das gesamte Erdgas verflüssigt wird. Weit verbreitet sind Kreisläufe mit Kältemittelgemischen, bei denen häufiger ein Einstrom-Kaskadenkreislauf verwendet wird als andere, bei denen der spezifische Energieverbrauch 0,55-0,6 kW "h / kg LNG" beträgt.

In Verflüssigungsanlagen kleiner Leistung wird Flüssigerdgas als Kältemittel verwendet, hier kommen einfachere Kreisläufe zum Einsatz: mit Drosselung, Expander, Wirbelrohr etc. Verdichter.

Die Verflüssigung von Erdgas auf Basis interner Kühlung kann auf folgende Weise erreicht werden:

* isenthalpische Expansion von komprimiertem Gas (Enthalpie i = const), d. h. Drosselung (unter Verwendung des Joule-Thomson-Effekts); gedrosselt verrichtet der Gasstrom keine Arbeit;

* isentrope Expansion von komprimiertem Gas (Entropie S-const) mit Rückführung externer Arbeit; in diesem Fall wird zusätzlich zum Joule-Thomson-Effekt eine zusätzliche Kältemenge gewonnen, da die Expansionsarbeit des Gases aufgrund seiner inneren Energie geleistet wird.

Die isenthalpische Expansion von Druckgas wird in der Regel nur in Verflüssigern geringer und mittlerer Produktivität eingesetzt, bei denen ein gewisser übermäßiger Energieverbrauch vernachlässigt werden kann. Die isentrope Expansion von komprimiertem Gas wird in Hochleistungsgeräten (im industriellen Maßstab) verwendet.

Die Verflüssigung von Erdgas auf Basis externer Kühlung kann auf folgende Weise erreicht werden:

* mit Kryogeneratoren von Stirling, Vuelemier-Takonis usw .; die Arbeitskörper dieser Kryogeneratoren sind in der Regel Helium und Wasserstoff, was es ermöglicht, bei der Durchführung eines geschlossenen thermodynamischen Kreislaufs eine Temperatur an der Wärmetauscherwand unterhalb des Siedepunktes von Erdgas zu erreichen;

* die Verwendung von kryogenen Flüssigkeiten mit einem niedrigeren Siedepunkt als dem von Erdgas, wie flüssiger Stickstoff, Sauerstoff usw.;

* Verwendung eines Kaskadenkreislaufs mit verschiedenen Kältemitteln (Propan, Ammoniak, Methan usw.); In einem Kaskadenkreislauf erzeugt ein Gas, das durch Kompression leicht verflüssigt wird, bei der Verdampfung die notwendige Kälte, um die Temperatur eines anderen schwer zu verflüssigenden Gases zu senken.

Nach der Verflüssigung wird LNG in speziell isolierte Lagertanks gefüllt und dann zum Transport in LNG-Tanker geladen. Während dieser Transportzeit wird immer ein kleiner Teil des LNG „verdampft“ und kann als Treibstoff für die Motoren des Tankers verwendet werden. Am Verbraucherterminal angekommen, wird das Flüssiggas entladen und in Lagertanks gefüllt.

Bevor das LNG zum Einsatz kommt, wird es an der Regasifizierungsstation wieder in den gasförmigen Zustand gebracht. Nach der Regasifizierung wird Erdgas genauso verwendet wie Gas, das durch Gaspipelines transportiert wird.

Der LNG-Annahmeterminal ist weniger komplex aufgebaut als eine Verflüssigungsanlage und besteht im Wesentlichen aus einer Annahmestelle, einem Entladegestell, Lagertanks, Anlagen zur Aufbereitung von Gasen aus der Verdampfung aus Tanks und einer Dosiereinheit.

Die Technologie der Gasverflüssigung, ihres Transports und ihrer Lagerung ist weltweit bereits vollständig beherrscht. Daher ist die LNG-Produktion eine ziemlich schnell wachsende Industrie im globalen Energiesektor.

Produktion von Flüssigerdgas in kleinem Maßstab

Moderne Technologien ermöglichen es, das Problem der autonomen Stromversorgung kleiner Industrie-, Sozialunternehmen und Siedlungen durch die Schaffung von Energieanlagen auf Basis von Mini-Energy mit LNG zu lösen.

Autonome Mini-Energy-Anlagen mit Flüssigerdgas werden nicht nur dazu beitragen, das Problem der Stromversorgung in abgelegenen Regionen zu beseitigen, sondern sind auch eine Alternative, um die Abhängigkeit der Verbraucher von großen Strom- und Wärmelieferanten zu beenden. Derzeit ist die LNG-Produktion in kleinem Maßstab ein attraktiver Bereich für Investitionen in Energieanlagen mit relativ kurzer Amortisationszeit.

Es gibt eine Technologie zur Verflüssigung von Erdgas unter Verwendung der Energie des Differenzdrucks von Gas in der Gasverteilungsstation mit der Einführung von Expander-Kompressor-Einheiten, die in der Gasverteilungsstation "Nikolskaya" (Gebiet Leningrad) implementiert wurde. Die Auslegungskapazität der Anlage für LNG beträgt 30 Tonnen pro Tag.

Die Erdgasverflüssigungseinheit besteht aus einem Block von Froster-Wärmetauschern, einem Druckgaskühlsystem, einer Verflüssigungseinheit, einer zweistufigen Turbo-Expander-Verdichter-Einheit, einem automatischen Überwachungs- und Steuerungssystem für die Installation (ASCU), Ventilen, einschließlich kontrollierter und Instrumentierung.

Abbildung 2. Schema der NG-Verflüssigungsanlage

Das Funktionsprinzip der Anlage ist wie folgt (Abb. 2).

Den Turboladern K1 und K2 wird Erdgas mit einer Durchflussmenge von 8000 Nm3/h und einem Druck von 3,3 MPa zugeführt, die auf derselben Welle wie die Turboexpander D1 und D2 arbeiten.

Aufgrund der ausreichend hohen Reinheit des Erdgases (CO2-Gehalt nicht mehr als 400 ppm) wird in einer Erdgasverflüssigungsanlage nur eine Gasentwässerung vorgesehen, die zur Reduzierung des apparativen Aufwands durch gefrierende Feuchtigkeit erfolgt.

Bei einem 2-stufigen Turbolader steigt der Gasdruck auf 4,5 MPa an, dann wird das komprimierte Gas nacheinander in den Wärmetauschern T3-2 und T3-1 abgekühlt und gelangt in den Gefrierschrank, bestehend aus 3 Wärmetauschern T11-1, T11-2 und T11-3 (oder T12-1, T12-2 und T12-3), wo aufgrund der Verwendung von Kaltgas-Rückfluss aus dem Wärmetauscher T2-1 Feuchtigkeit gefriert. Das gereinigte Gas nach Filter F1-2 wird in zwei Ströme aufgeteilt.

Ein Strom (der größte Teil davon) wird zur Kälterückgewinnung in den Gefrierschrank geleitet, und am Auslass des Gefrierschranks durch einen Filter nacheinander den Turboexpandern D1 und D2 zugeführt und nach ihnen in den umgekehrten Fluss am Ausgang des Abscheiders C2-1.

Der zweite Strom wird dem Wärmetauscher T2-1 zugeführt, wo er nach dem Abkühlen über die Drossel ДР in den Abscheider С2-1 gedrosselt wird, in dem die flüssige Phase von ihren Brüden getrennt wird. Die Flüssigphase (Flüssigerdgas) wird dem Speicher und dem Verbraucher zugeführt, die Dampfphase wird sequentiell dem Wärmetauscher T2-1, dem Gefrierschrank T11 oder T12 und dem Wärmetauscher T3-2 und anschließend dem die Niederdruckleitung nach der Gasverteilungsstation, wo der Druck 0,28-0,6 MPa beträgt.

Nach einer bestimmten Zeit wird der Gefrierschrank T11 in Betrieb zum Aufwärmen und Spülen mit Niederdruckgas aus der Hauptleitung und der Gefrierschrank T12 in den Betriebsmodus überführt. 28. Januar 2009, A.P. Inkov, B. A. Skorodumov ua Neftegaz.RU

In unserem Land gibt es eine beträchtliche Anzahl von Gasverteilungsstationen, an denen das reduzierte Gas nutzlos seinen Druck verliert, und in einigen Fällen muss im Winter mehr Energie zugeführt werden, um das Gas zu erwärmen, bevor es gedrosselt wird.

Gleichzeitig ist es möglich, mit praktisch kostenloser Energie der Gasdruckdifferenz einen sozial nützlichen, bequemen und umweltfreundlichen Energieträger zu erhalten - verflüssigtes Erdgas, mit dem es möglich ist, industrielle, soziale Einrichtungen und Siedlungen zu vergasen, die dies nicht tun Pipeline-Gasversorgung haben.

Der begrenzte Inlandsverbrauch ermutigt die Produzenten, die LPG-Lieferungen im Ausland zu erhöhen. Heute gilt Nordwesteuropa als eines der attraktivsten Exportziele auf dem Seeweg. In den kommenden Jahren wird das Land voraussichtlich eine Reihe von Infrastrukturprojekten starten, die sich vor allem auf den zukunftsträchtigen Markt der asiatisch-pazifischen Region konzentrieren.

In naher Zukunft dürfte die Petrochemie zu einem Katalysator für die Inlandsnachfrage nach Flüssiggas werden. Die Rede ist von der bevorstehenden Inbetriebnahme des größten petrochemischen Komplexes des Landes Zapsibneftekhim durch SIBUR, der verflüssigte Gase zu Produkten mit hoher Wertschöpfung verarbeiten wird.

Laut Thomson Reuters wurden 2016 in Russland (ohne die Mengen des russisch-kasachischen Joint Ventures KazRosGas) 16,2 Millionen Tonnen Flüssiggas produziert gegenüber 13 Millionen Tonnen im Jahr 2012. In den letzten Jahren ist die Produktion dieses Produkts um durchschnittlich 4,4% jährlich gestiegen. Erst im letzten Jahr kam es zu einem leichten und scheinbar vorübergehenden Rückgang. Die Produktionssteigerung ist im Wesentlichen auf den Ausbau bestehender und den Bau neuer Kapazitäten von SIBUR, Gazprom (Surgutsky ZSK) und NOVATEK (Purovsky ZPK) zur Gasaufbereitung, Stabilisierung von Gaskondensat und Gasfraktionierung zurückzuführen.

Nach Angaben des Energieministeriums (seine Statistiken unterscheiden sich geringfügig von den oben genannten) werden die größten LPG-Produktionsmengen von petrochemischen Unternehmen bereitgestellt (im Jahr 2016 - 7,9 Millionen Tonnen). Es folgen Gasaufbereitungsanlagen und Raffinerien von Ölgesellschaften - 4,9 Millionen bzw. 3,8 Millionen Tonnen.

Der führende russische Hersteller von Flüssiggasen ist SIBUR. Laut Thomson Reuters macht es 41 % der Gesamtproduktion aus (das Unternehmen selbst schätzt seinen Marktanteil auf 45 %). Gazprom kontrolliert 18% des Marktes. Rosneft belegte aufgrund des Erwerbs von Vermögenswerten von TNK-BP, SANORS und Bashneft den dritten Platz mit einem Anteil von 12%. Im Allgemeinen decken die neun größten Unternehmen 98% des Marktes ab.

Was die Produktionsstruktur betrifft, so stieg bis 2015 die Produktion von reinen LPG-Fraktionen - Propan, Butan und Isobutan. In den letzten drei Jahren ist die Produktion von technischem Propan-Butan-Gemisch (TPBT) auf das Maximum gestiegen, was durch eine stark gestiegene Nachfrage nach diesem Produkt in der Ukraine verursacht wurde. Laut Thomson Reuters fielen 2017 33 % der gesamten LPG-Produktion auf SPBT, 47 % auf reine Fraktionen.

Die Hauptbereiche des LPG-Verbrauchs sind der Versorgungssektor, der Kraftverkehr und die Petrochemie. Letztere Branche sollte langfristig zum Haupttreiber des Nachfragewachstums nach Flüssiggas werden. Daher sollte die Ethylenproduktion gemäß dem Entwurf der Energiestrategie Russlands (aktualisierte Version) bis 2020 um 75-85% und bis 2035 um das 3,6- bis 5-fache steigen. Wenn im Jahr 2016 24% des Flüssiggases zur Weiterverarbeitung geschickt wurden, sollte diese Zahl bis 2020 auf 30% und bis 2035 auf 44-55% steigen.

Eine wichtige Rolle bei der Umsetzung dieser Pläne kommt dem im Bau befindlichen Petrochemiekomplex SIBUR zu.

Die derzeitige APG-Verarbeitungskapazität von SIBUR beträgt 25,4 Milliarden Kubikmeter pro Jahr, einschließlich des GPP Yuzhno-Priobsky, einem Gemeinschaftsprojekt mit Gazprom Neft. Die Gasfraktionierungskapazität erreicht 8,55 Millionen Tonnen pro Jahr. Die größte Gasfraktionierungsanlage befindet sich am Industriestandort Tobolsk des Unternehmens. Die bei der Verarbeitung von Erd- und Begleitgas anfallende breite Fraktion an leichten Kohlenwasserstoffen (NGL) gelangt über eine Produktpipeline in Tobolsk und wird hier in getrennte Fraktionen (Propan, Butan, Isobutan ua) aufgeteilt.

Im Juni 2016 hat SIBUR den Umbau des NGL-Aufbereitungskomplexes abgeschlossen, wodurch die Gesamtkapazität der Gasfraktionierung in Tobolsk von 6,6 auf 8 Millionen Tonnen pro Jahr gestiegen ist. Darüber hinaus hat das Unternehmen im vergangenen Sommer die Rekonstruktion der Gasaufbereitungsanlage Yuzhno-Balyksky abgeschlossen, wodurch die Anlage ihre NGL-Produktionskapazität um mehr als 100 Tausend Tonnen pro Jahr erhöht hat.

Dadurch kann SIBUR die Produktion von Flüssiggas steigern, das sowohl für den weiter unten diskutierten Export als auch für die Weiterverarbeitung zu petrochemischen Produkten versandt wird. „Nach dem Start von Zapsibneftekhim werden wir den Verkauf von etwa 3 Millionen Tonnen verflüssigter Kohlenwasserstoffgase einstellen, die konventionell jetzt 350 US-Dollar pro Tonne kosten, und wir werden mit dem Verkauf von zusätzlich mehr als 2 Millionen Tonnen Polymere beginnen, die aus diesem Gas hergestellt werden, die wird zum Beispiel 1.000,- Dollar pro Tonne kosten ... Die Polymerproduktion ist ein profitableres Geschäft, aber ihre Schaffung erfordert erhebliche Investitionen", sagte Dmitry Konov, Vorstandsvorsitzender von SIBUR, im vergangenen Sommer in einem Interview mit RBC.

Rosneft plant auch, die Produktion von Flüssiggas zu erhöhen. Im Februar 2018 beabsichtigte ihre Gastochter Rospan, einen Komplex zur Aufbereitung und Verarbeitung von Gas und Kondensat im Gebiet Vostochno-Urengoysky in Betrieb zu nehmen. Bei voller Kapazität wird es jährlich 16,7 Milliarden Kubikmeter getrocknetes Gas, bis zu 5 Millionen Tonnen stabiles Gaskondensat und mehr als 1,2 Millionen Tonnen Propan-Butan-Fraktion produzieren. Für den Transport von Flüssiggasen baut Rospan in der Nähe des Bahnhofs Korotchaevo ein Verladeterminal mit einer Umschlagskapazität von 1,6 Millionen Tonnen pro Jahr.

Es wird davon ausgegangen, dass Rosneft nach der Inbetriebnahme des Komplexes die Produktion von Flüssiggas auf 2,8 Millionen Tonnen pro Jahr (einschließlich Bashneft-Anlagen) steigern und der zweite Produzent dieses Produkts des Landes werden wird. Auch verflüssigte Gase sollen zu Produkten mit höherer Wertschöpfung verarbeitet werden. Der Chef von Rosneft Igor Sechin erwähnte insbesondere Projekte zur Herstellung von Polyolefinen in der Wolga-Region, Ostsibirien und auf Basis der Eastern Petrochemical Company (VNHK) in Primorje.

In naher Zukunft könnte ein neuer Teilnehmer auf dem LPG-Markt auftreten - die Irkutsk Oil Company. Das Gasprojekt umfasst den Bau von vier Erdgas- und Erdölgasaufbereitungsanlagen in den Feldern Yaraktinskoye und Markovskoye mit einer Gesamtkapazität von über 20 Millionen Kubikmetern pro Tag. Die dort produzierten NGL werden über eine Produktpipeline an einen neuen Komplex für die Annahme, Lagerung und den Versand von Flüssiggas in Ust-Kut und anschließend an das zukünftige GPP Ust-Kutsk mit einer Kapazität von 1,8 Millionen Tonnen pro Jahr geliefert. Die Anlage wird eine Fraktionierung von NGL ermöglichen, um technisches Propan, technisches Butan und stabiles Gaskondensat zu gewinnen. Es ist geplant, verflüssigte Gase in Höhe von 550 Tausend Tonnen pro Jahr auf den Inlandsmarkt und für den Export zu liefern. In der dritten Phase plant INK den Bau des Polymerwerks Ust-Kutsk, in dem Produkte mit hoher Wertschöpfung hergestellt werden - bis zu 600.000 Tonnen Hoch- und Niederdruckpolyethylen pro Jahr.

EKTOS (ehemals Volzhsky Rubber) könnte ein weiterer bedeutender Akteur auf dem LPG-Markt werden. Im Frühjahr 2017 schloss SIBUR die Transaktion ab, um 100 % von Uralorgsintez JSC zu verkaufen. Die Hauptaktivitäten von Uralorgsintez sind die Produktion von LPG und einer Kraftstoffkomponente mit hoher Oktanzahl - Methyl-tert-butylether (MTBE). Die Kapazität der Anlage zur Fraktionierung von Kohlenwasserstoff-Rohstoffen beträgt 0,91 Millionen Tonnen pro Jahr, für die Herstellung von MTBE - 220 Tausend Tonnen, Benzol - 95 Tausend Tonnen pro Jahr.

Lesen Sie den vollständigen Text in Nr. 1-2 von "Oil of Russia"

Seit mehr als 30 Jahren werden in der UdSSR, dann in Russland verflüssigte und komprimierte Gase in der Volkswirtschaft verwendet. In dieser Zeit wurde ein ziemlich schwieriger Weg beschritten, um die Bilanzierung von Flüssiggasen zu organisieren, Technologien zum Pumpen, Messen, Lagern und Transportieren zu entwickeln.

Von der Verbrennung zur Beichte

Historisch wurde das Potenzial von Gas als Energieträger in unserem Land unterschätzt. Die Ölindustriellen, die wirtschaftlich gerechtfertigte Anwendungsbereiche nicht sahen, versuchten, leichte Fraktionen von Kohlenwasserstoffen loszuwerden, verbrannten sie ohne Nutzen. 1946 revolutionierte die Ausgliederung der Gasindustrie in eine eigenständige Industrie die Situation. Das Produktionsvolumen dieser Art von Kohlenwasserstoffen hat sich dramatisch erhöht, ebenso wie das Verhältnis in der Brennstoffbilanz Russlands.

Als Wissenschaftler und Ingenieure lernten, Gase zu verflüssigen, wurde es möglich, Gasverflüssigungsunternehmen zu bauen und blauen Kraftstoff ohne Gaspipeline in abgelegene Gebiete zu liefern und ihn in jedem Haushalt, als Autokraftstoff, in der Produktion sowie für den Export zu verwenden harte Währung.

Was sind Flüssiggase?

Sie sind in zwei Gruppen unterteilt:

1. Verflüssigte Kohlenwasserstoffgase (LPG) sind ein Gemisch chemischer Verbindungen, das hauptsächlich aus Wasserstoff und Kohlenstoff mit unterschiedlichen molekularen Strukturen besteht, also ein Gemisch von Kohlenwasserstoffen unterschiedlichen Molekulargewichts und unterschiedlicher Struktur.
2. Breite Fraktionen von leichten Kohlenwasserstoffen (NGL) - umfassen meist Mischungen von leichten Kohlenwasserstoffen aus Hexan (C6) und Ethan (C2) Fraktionen. Ihre typische Zusammensetzung: Ethan 2-5%, Flüssiggas der C4-C5-Anteile 40-85%, Hexan-Anteil C6 15-30%, der Rest entfällt auf den Pentan-Anteil.

Flüssiggas: Propan, Butan

In der Gasindustrie wird LPG großtechnisch eingesetzt. Ihre Hauptbestandteile sind Propan und Butan. Sie enthalten auch leichtere Kohlenwasserstoffe (Methan und Ethan) und schwerere (Pentan) als Verunreinigungen. Alle diese Komponenten sind gesättigte Kohlenwasserstoffe. Die Zusammensetzung von LPG kann auch ungesättigte Kohlenwasserstoffe enthalten: Ethylen, Propylen, Butylen. Butan-Butylene können als isomere Verbindungen (Isobutan und Isobutylen) vorliegen.

Verflüssigungstechnologien

Sie lernten zu Beginn des 20. Jahrhunderts, Gase zu verflüssigen: 1913 erhielt der Niederländer K.O. Heike den Nobelpreis für die Verflüssigung von Helium. Einige Gase werden durch einfaches Abkühlen ohne zusätzliche Bedingungen in einen flüssigen Zustand gebracht. Die meisten Kohlenwasserstoff-"Industriegase" (Kohlendioxid, Ethan, Ammoniak, Butan, Propan) werden jedoch unter Druck verflüssigt.

Die Produktion von Flüssiggas erfolgt in Gasverflüssigungsanlagen, die sich entweder in der Nähe von Kohlenwasserstofffeldern oder auf dem Weg von Hauptgaspipelines in der Nähe großer Verkehrsknotenpunkte befinden. Verflüssigtes (oder komprimiertes) Erdgas kann problemlos per Straße, Schiene oder Wassertransport zum Endverbraucher transportiert, dort gespeichert, wieder in einen gasförmigen Zustand überführt und in das Gasversorgungsnetz eingespeist werden.

Spezialausrüstung

Um Gase zu verflüssigen, werden spezielle Anlagen verwendet. Sie reduzieren das Volumen des blauen Kraftstoffs deutlich und erhöhen die Energiedichte. Mit ihrer Hilfe lassen sich unterschiedliche Verfahren zur Aufbereitung von Kohlenwasserstoffen durchführen, abhängig von der späteren Anwendung, den Eigenschaften des Einsatzstoffes und den Umgebungsbedingungen.

Verflüssigungs- und Kompressionsanlagen sind für die Gasaufbereitung ausgelegt und modular aufgebaut oder vollständig containerisiert. Dank Regasifizierungsstationen wird es möglich, auch die entlegensten Regionen mit günstigem Naturbrennstoff zu versorgen. Die Regasifizierungsanlage ermöglicht auch die Speicherung von Erdgas und die Bereitstellung der benötigten Menge je nach Bedarf (z. B. in Spitzenverbrauchszeiten).

Die meisten der verschiedenen Gase im verflüssigten Zustand haben praktische Anwendungen:

• Flüssiges Chlor wird zum Desinfizieren und Bleichen von Stoffen verwendet und wird als chemische Waffe verwendet.
• Sauerstoff - in Krankenhäusern für Patienten mit Atemproblemen.
• Stickstoff - in der Kryochirurgie zum Einfrieren von organischem Gewebe.
• Wasserstoff ist wie Kerosin. In letzter Zeit sind wasserstoffbetriebene Autos aufgetaucht.
• Argon - in der Industrie zum Metallschneiden und Plasmaschweißen.

Sie können auch Gase der Kohlenwasserstoffklasse verflüssigen, von denen Propan und Butan (n-Butan, Isobutan) am beliebtesten sind:

• Propan (C3H8) ist ein organischer Stoff der Klasse der Alkane. Wird aus Erdgas und durch Cracken von Erdölprodukten gewonnen. Farbloses, geruchloses Gas, schwer löslich in Wasser. Es wird als Kraftstoff, zur Synthese von Polypropylen, zur Herstellung von Lösungsmitteln, in der Lebensmittelindustrie verwendet (Additiv E944).
• Butan (C4H10), Alkanklasse. Farbloses, geruchloses, brennbares Gas, leicht verflüssigt. Erhalten aus Gaskondensat, Erdölgas (bis 12%), beim Cracken von Erdölprodukten. Es wird als Kraftstoff verwendet, in der chemischen Industrie, in Kühlschränken als Kältemittel, in der Lebensmittelindustrie (Additiv E943).

Eigenschaften von Flüssiggas

Der Hauptvorteil von LPG ist die Möglichkeit ihrer Existenz bei Umgebungstemperaturen und gemäßigten Drücken sowohl im flüssigen als auch im gasförmigen Zustand. Im flüssigen Zustand lassen sie sich leicht verarbeiten, lagern und transportieren, im gasförmigen Zustand haben sie die besten Verbrennungseigenschaften.

Der Zustand von Kohlenwasserstoffsystemen wird durch die Kombination der Einflüsse verschiedener Faktoren bestimmt, daher ist es für eine vollständige Charakterisierung erforderlich, alle Parameter zu kennen. Zu den wichtigsten, die direkt gemessen und beeinflusst werden können, gehören: Druck, Temperatur, Dichte, Viskosität, Konzentration der Komponenten, Phasenverhältnis.

Das System befindet sich im Gleichgewicht, wenn alle Parameter unverändert bleiben. In diesem Zustand gibt es keine sichtbaren qualitativen und quantitativen Metamorphosen im System. Eine Änderung mindestens eines Parameters verletzt den Gleichgewichtszustand des Systems und verursacht diesen oder jenen Prozess.

Eigenschaften

Während der Lagerung und des Transports von Flüssiggasen ändert sich ihr Aggregatzustand: Ein Teil der Substanz verdampft, geht in einen gasförmigen Zustand über, ein Teil kondensiert - wird flüssig. Diese Eigenschaft von Flüssiggasen ist eine der bestimmenden Eigenschaften von Speicher- und Verteilungssystemen. Wenn eine siedende Flüssigkeit aus Tanks entnommen und durch eine Rohrleitung transportiert wird, verdampft ein Teil der Flüssigkeit aufgrund von Druckverlusten, es entsteht eine Zweiphasenströmung, deren Dampfdruck von der Vorlauftemperatur abhängt, die niedriger ist als die Temperatur in der Panzer. Wenn die Bewegung der zweiphasigen Flüssigkeit durch die Rohrleitung stoppt, gleicht sich der Druck an allen Punkten aus und wird gleich dem Dampfdruck.

Öl- und Gasförderung sowie Transporttechnologien werden ständig verbessert. Und eines der deutlichsten Beispiele dafür ist verflüssigtes Erdgas (LNG), nämlich die Technologie der großflächigen Gasverflüssigung und des Transports von LNG auf dem Seeweg über weite Strecken. LNG ist eine echte Revolution auf dem Gasmarkt, verändert das Image der modernen Energie und beweist, dass die Rohstoffindustrie in der Lage ist, moderne Hightech-Lösungen hervorzubringen. LNG eröffnet neue Märkte für blauen Kraftstoff, bindet immer mehr Länder in das Gasgeschäft ein und hilft, das Rätsel der globalen Energiesicherheit zu lösen. Der Begriff „Gaspause“, also der aktive Verbrauch von Gas und dessen mögliche Umwandlung in Kraftstoff Nummer eins, ist keine leere Phrase.

Die Technologien zur industriellen Herstellung von Flüssigerdgas haben nicht viel Zeit. Die erste Export-Flüssiggasanlage wurde in in Betrieb genommen1964 Doch seither wird das Verfahren ständig verbessert und schon heute werden beispielsweise Projekte für die weltweit ersten mobilen schwimmenden Gasverflüssigungsanlagen auf Großraumschiffen vorbereitet.

Flüssigerdgas zieht mehrere Industriezweige entlang der Kette. Dies sind Schiffbau, Verkehrstechnik und Chemie. Flüssigerdgas prägt sogar die Ästhetik einer modernen hochindustrialisierten Gesellschaft. Davon kann sich jeder überzeugen, der eine Gasverflüssigungsanlage gesehen hat.

Russland, mit den größten Gasreserven der Welt, ist längst aus dem Flüssiggasgeschäft und dem LNG-Handel herausgekommen. Aber diese unangenehme Lücke ist gefüllt. 2009 wurde die erste Gasverflüssigungsanlage auf Sachalin in Betrieb genommen - das Projekt Sachalin-2. Es ist sehr wichtig, dass in Russland fortschrittliche Technologien im Bereich der Gasverflüssigung implementiert werden. So basiert beispielsweise das Werk Sachalin auf der hochmodernen Dual-Mixed-Reagenzien-Verflüssigungstechnologie, die speziell für dieses Projekt entwickelt wurde. Da LNG bei extrem niedrigen Temperaturen produziert wird, können klimatische Bedingungen genutzt werden, um die Kosten der LNG-Produktion zu senken und die Effizienz des Produktionsprozesses zu verbessern.

Auf der anderen Seite hat Russland keine andere Wahl als LNG. In der Welt entwickeln sich Integrationsprozesse, LNG von Wettbewerbern dringt bereits in die traditionellen Exportmärkte von russischem Gas, d in diese Märkte exportieren.

Die alten Riesenfelder befinden sich im Stadium der rückläufigen Produktion, aus dem neuen Fonds gibt es „Stars“ in Form der Felder Bowanenkovskoje und Kharasaveyskoye. Außerdem muss das Land ins Regal gehen und neue Technologien beherrschen. Und so kommt es, dass LNG-Anlagen als Basis für die Monetarisierung der Gasreserven eben solcher Felder gelten – küstennah, aber verbraucherfern.

Der russische Begriff „Liquefied Natural Gas“ entspricht dem englischen Liquified Natural Gas (LNG). Es ist wichtig, LNG von der Gruppe der verflüssigten Petroleumgase (LPG) zu unterscheiden, die verflüssigtes Propan-Butan (SPB) oder verflüssigtes Petroleumgas (LPG) umfasst. Aber sie voneinander zu unterscheiden und die "Familie" der verflüssigten Kohlenwasserstoffgase zu verstehen, ist einfach. Tatsächlich liegt der Hauptunterschied darin, welche Art von Gas verflüssigt wird. Wenn wir von der Verflüssigung von Erdgas sprechen, das hauptsächlich aus Methan besteht, dann spricht man von verflüssigtem Erdgas – oder abgekürzt LNG. Methan ist der einfachste Kohlenwasserstoff, es enthält ein Kohlenstoffatom und hat die chemische Formel CH4. Bei einem Propan-Butan-Gemisch spricht man von verflüssigtem Propan-Butan. In der Regel wird es als leichteste Fraktion aus Erdölbegleitgas (APG) oder aus der Öldestillation gewonnen. Flüssiggas wird vor allem als Rohstoff in der petrochemischen Industrie zur Herstellung von Kunststoffen, als Energieträger zur Vergasung von Siedlungen oder auf Fahrzeugen verwendet.

LNG ist kein separates Produkt, obwohl es Möglichkeiten gibt, LNG in seiner direkten Form zu verwenden. Dabei handelt es sich praktisch um dasselbe Methan, das über Pipelines zugeführt wird. Dies ist jedoch eine grundlegend andere Art, Erdgas an den Verbraucher zu liefern. Verflüssigtes Methan kann über weite Strecken auf dem Seeweg transportiert werden, was zur Schaffung eines globalen Gasmarktes beiträgt, der es dem Gasproduzenten ermöglicht, seinen Absatz zu diversifizieren und dem Käufer die geografische Ausdehnung des Gasbezugs zu ermöglichen. Der LNG-Produzent hat große Freiheiten in der geografischen Versorgung. Schließlich ist es rentabler, eine Infrastruktur für den Seetransport über lange Distanzen zu schaffen, als eine Gaspipeline über Tausende von Kilometern zu ziehen. Nicht umsonst wird LNG auch „Flexible Pipe“ genannt und zeigt seinen wesentlichen Vorteil gegenüber der traditionellen Gaslieferung: Eine konventionelle Pipeline verbindet Felder extrem starr mit einer bestimmten Verbrauchsregion.

An seinem Bestimmungsort angekommen, wird LNG wieder in einen gasförmigen Zustand überführt – in der Regasifizierungseinheit wird seine Temperatur auf Umgebungstemperatur gebracht, wonach das Gas für den Transport durch konventionelle Pipelinenetze geeignet ist.

LNG ist eine klare, farblose, ungiftige Flüssigkeit, die sich bei einer Temperatur von -160 °C bildet. An seinem Bestimmungsort angekommen, wird das LNG wieder in einen gasförmigen Zustand überführt: In der Regasifizierungseinheit wird seine Temperatur auf Umgebungstemperatur gebracht, wonach das Gas für den Transport durch konventionelle Pipelinenetze geeignet ist.

Der Hauptvorteil von Flüssiggas gegenüber seinem Pipeline-Pendant besteht darin, dass es während der Lagerung und des Transports 618-620-mal weniger Volumen einnimmt, was die Kosten erheblich senkt. Denn Erdgas hat im Vergleich zu Öl eine geringere thermische Dichte, und daher werden Gas- und Ölmengen bei gleichem Heizwert (d. h. der bei der Kraftstoffverbrennung freigesetzten Wärmemenge) im ersten Fall große Mengen transportiert sind erforderlich. Hier entstand die Idee, Gas zu verflüssigen, um es mit einem Volumengewinn zu versehen.

LNG kann bei Atmosphärendruck gelagert werden, hat einen Siedepunkt von -163 ° C, ist ungiftig, geruchlos und farblos. Flüssigerdgas korrodiert Baumaterialien nicht. Die hohen ökologischen Eigenschaften von LNG werden durch die Abwesenheit von Schwefel im Flüssiggas erklärt. Wenn im Erdgas Schwefel vorhanden ist, wird dieser vor dem Verflüssigungsverfahren entfernt. Interessanterweise ist der Beginn der Ära des Flüssiggases in Japan gerade darauf zurückzuführen, dass japanische Unternehmen beschlossen haben, LNG als Kraftstoff zu verwenden, um die Luftverschmutzung zu reduzieren.

LNG, das in modernen Anlagen produziert wird, besteht hauptsächlich aus Methan – etwa 95 %, die restlichen 5 % sind Ethan, Propan, Butan und Stickstoff. Der molare Methangehalt kann je nach Herstellungswerk von 87 (algerische Pflanzen) bis 99,5 % (Kenai-Werk, Alaska) variieren. Der Nettoheizwert beträgt 33.494 kJ/m3 bzw. 50.116 kJ/kg. Für die LNG-Produktion wird Erdgas zunächst von Wasser, Schwefeldioxid, Kohlenmonoxid und anderen Bestandteilen gereinigt. Schließlich frieren sie bei niedrigen Temperaturen ein, was zu Schäden an teuren Geräten führt.

Von allen Kohlenwasserstoff-Energieträgern ist Flüssiggas der sauberste – etwa bei der Stromerzeugung sind die CO2-Emissionen in die Atmosphäre halb so hoch wie bei der Verwendung von Kohle. Zudem enthalten die Verbrennungsprodukte von LNG weniger Kohlenmonoxid und Stickoxide als Erdgas – dies liegt an der besseren Reinigung bei der Verbrennung. Außerdem enthält Flüssiggas keinen Schwefel, was ebenfalls ein wichtiger positiver Faktor bei der Bewertung der Umwelteigenschaften von LNG ist.

Die gesamte LNG-Produktions- und Verbrauchskette umfasst die folgenden Stufen

Gasproduktion;

Transport zur Verflüssigungsanlage;

Verfahren zur Verflüssigung von Gas, Umwandlung von gasförmigem in flüssiges Zustand, Injektion in Lagertanks auf Tankschiffen und Weitertransport;

Regasifizierung an Onshore-Terminals, d. h. die Umwandlung von LNG in einen gasförmigen Zustand;

Lieferung an den Verbraucher und deren Verwendung.

Wie Sie wissen, bleibt Erdgas derzeit und mittelfristig aufgrund seiner Vorteile gegenüber anderen fossilen Energieträgern und der ständig steigenden Nachfrage ein wesentlicher Bestandteil zur Deckung des weltweiten Energiebedarfs.

Derzeit wird der größte Teil des Gases in gasförmiger Form über Fernleitungen an die Verbraucher geliefert.

Gleichzeitig ist in einigen Fällen für schwer zugängliche abgelegene Felder der Transport von Flüssigerdgas (LNG) der traditionellen Pipeline vorzuziehen. Berechnungen haben ergeben, dass sich der LNG-Transport per Tankschiff unter Berücksichtigung des Baus von Verflüssigungs- und Regasifizierungskapazitäten ab 2500 km wirtschaftlich lohnt (wobei das Beispiel mit der LNG-Anlage Sachalin die Relevanz von Ausnahmen belegt). Darüber hinaus ist die LNG-Industrie heute führend in der Globalisierung der Gaswirtschaft und hat sich weit über einzelne Regionen hinaus ausgedehnt, was Anfang der 90er Jahre nicht der Fall war.

Während die Nachfrage nach LNG wächst, ist die Aufrechterhaltung wettbewerbsfähiger LNG-Projekte im heutigen Umfeld keine leichte Aufgabe. Ein wichtiges Merkmal von LNG-Anlagen ist, dass die meisten Kostenpositionen von bestimmten Parametern bestimmt werden: Qualität des geförderten Rohgases, natürliche und klimatische Bedingungen, Topographie, Umfang des Offshore-Betriebs, Verfügbarkeit der Infrastruktur, wirtschaftliche und politische Rahmenbedingungen.

Von besonderem Interesse sind in diesem Zusammenhang die Technologien der Gasaufbereitung und deren Verflüssigung, die bereits heute in modernen LNG-Anlagen zum Einsatz kommen und sich nach verschiedenen Kriterien klassifizieren lassen. Besonders wichtig ist jedoch, dass sie sich in komfortablen südlichen oder strengeren nördlichen Breiten befinden.

Auf dieser Grundlage ist es möglich, die Unterschiede zwischen diesen beiden Gruppen zu analysieren, deren Besonderheiten und Mängel zu berücksichtigen, die Erfahrungen aus Bau und Betrieb bei der Umsetzung neuer LNG-Projekte in Russland, insbesondere unter arktischen Bedingungen, anzuwenden. Aber auch unter Berücksichtigung der vorhandenen Erfahrungen kann die zukünftige Entwicklung der arktischen Territorien, in denen bis zu 25 % der unentdeckten Kohlenwasserstoffreserven liegen, in Zukunft durch effizienz- und wettbewerbsfähigere Innovationen sichergestellt werden.

Geschichte der LNG-Produktion

Experimente zur Verflüssigung von Erdgas begannen Ende des 19. Jahrhunderts. Doch erst 1941 wurde in Cleveland (USA, Ohio) eine kommerzielle LNG-Anlage gebaut. Dass LNG mit Schiffen über weite Strecken transportiert werden kann, zeigte das Beispiel des LNG-Transports mit dem Tanker Methan Pioneer im Jahr 1959.

Die erste LNG-Grundlast-Exportanlage war das Camel-Projekt in Arzewa, Algerien, das 1964 in Betrieb genommen wurde. Die erste Anlage, die 1969 in nördlicher Umgebung mit der Produktion von LNG begann, war eine Anlage in den USA in Alaska. Die meisten Entwicklungen an Technologien zur Aufbereitung von Gas für die Verflüssigung und zu seiner Verflüssigung wurden früher durchgeführt und werden von Wissenschaftlergruppen durchgeführt, die im Stammpersonal von Wirtschaftsunternehmen tätig sind. Die Hauptakteure im internationalen LNG-Geschäft und die Inbetriebnahmetermine der Anlagen nach Jahren sind in der Tabelle dargestellt. 1.

Anfang 2014 waren 32 LNG-Anlagen in 19 Ländern der Welt in Betrieb; 11 LNG-Anlagen in fünf Ländern der Welt sind im Bau; weitere 16 LNG-Anlagen sind in acht Ländern geplant. In Russland geht es bis auf die LNG-Anlage über ca. Sachalin gibt es ein Projekt zum Bau einer baltischen LNG-Anlage im Gebiet Leningrad, eine LNG-Anlage in Jamal ist unter Beteiligung ausländischer Partner geplant. Es gibt Vorschläge für den Bau von LNG-Anlagen für die Erschließung der Felder Shtokman und Yuzhno-Tambeyskoye sowie für die Umsetzung der Projekte Sachalin-1 und Sachalin-3.

Eine große Anzahl russischer Organisationen war an Projekten im Zusammenhang mit Flüssiggas beteiligt: ​​Gazprom VNIIGAZ LLC, Moskauer Gasverarbeitungswerk, Sosnogorsk und Orenburg Gasverarbeitungswerke, Arsenal Machine-Building Plant OJSC, NPO Geliymash OJSC, Cryogenmash OJSC, OJSC Uralkriomash, OJSC Giprogaztsentr und andere.

Das gesamte LNG-System umfasst die Elemente Produktion, Verarbeitung, Förderung, Verflüssigung, Lagerung, Beladung, Transport und Entladung sowie Wiederverdampfung. LNG-Projekte erfordern viel Zeit, Geld und Aufwand in der Planungsphase, der wirtschaftlichen Bewertung, dem Bau und der kommerziellen Umsetzung. Vom Entwurf bis zur Umsetzung vergehen in der Regel mehr als 10 Jahre. Daher ist es allgemein anerkannte Praxis, Verträge mit einer Laufzeit von 20 Jahren abzuschließen. Die Gasreserven im Feld sollten für 20-25 Jahre ausreichen, um als Quelle für leichte Kohlenwasserstoffe für LNG angesehen zu werden. Die bestimmenden Faktoren sind die Art des Gases, der verfügbare Druck in der Lagerstätte, das Verhältnis von freiem und gelöstem Gas zu Rohöl, Transportfaktoren, einschließlich der Entfernung zum Seehafen.

Die LNG-Industrie hat im Laufe der Jahre große Fortschritte gemacht. Nimmt man die Gesamtheit aller Innovationen in dieser Zeit konventionell als 100 % an, so sind 15 % eine Verbesserung des Prozesses, 15 % eine Verbesserung der Ausrüstung und 70 % entfallen auf die Wärme- und Stromintegration. Gleichzeitig sanken die Kapitalkosten um 30 %, und auch die Kosten für den Gastransport durch Pipelines gingen zurück. Es ist ein klarer Trend zu einer Zunahme des Volumens an technologischen Linien zu erkennen. Seit 1964 hat sich die Kapazität einer einzelnen Verarbeitungslinie um das 20-fache erhöht. Gleichzeitig werden nach aktuellem Stand der Wirtschaft und Technik die als schwer zu beschaffenden Gasvorkommen auf 127,5 Billionen geschätzt. m3. Das eigentliche Problem ist daher der Transport von komprimiertem Kraftstoff über weite Strecken und durch bedeutende Wasserflächen.

Tabelle 1

Weltweite Inbetriebnahme von LNG-Anlagen

Angesichts der ungleichmäßigen Verteilung der Erdgasressourcen in der Welt kann sich der Verkauf dieser Ressourcen über Pipelines als undurchführbar oder wirtschaftlich unattraktiv erweisen. Für Märkte, die mehr als 2.500 km entfernt sind, hat sich die LNG-Option als recht wirtschaftlich erwiesen. Vor allem aus diesem Grund sollen sich die weltweiten LNG-Lieferungen von 2005 bis 2018 verdoppeln.

Die LNG-Märkte befanden sich hauptsächlich in Gebieten mit hohem industriellem Wachstum. Einige der Verträge waren zu Festpreisen; Dies änderte sich 1991, als der Preis für LNG an Öl und Erdölprodukte gebunden wurde. Der Handelsanteil am Spotmarkt stieg von 4% im Jahr 1990 auf 18% im Jahr 2012.

In der LNG-Wertschöpfungskette ist die Verflüssigung von Erdgas der Teil mit den höchsten Investitions- und Betriebskosten. Viele Verflüssigungsprozesse unterscheiden sich nur in Kühlkreisläufen. Verfahren mit einem gemischten Kältemittel eignen sich für Produktionslinien mit einem Volumen von 1 ... 3 Millionen Tonnen pro Jahr. Technologische Prozesse mit Volumina von 3 bis 10 Millionen Tonnen pro Jahr basieren auf dem Einsatz von zwei aufeinanderfolgenden Kältekreisläufen, die den Druckabfall im Erdgaskreislauf minimieren. Durch den Einsatz des dritten Kältekreislaufs konnten solche "Engpässe" im technologischen Prozess wie der Durchmesser des kryogenen Wärmetauschers und das Volumen des Kältekompressors für den Propankreislauf umgangen werden. Studien zu verschiedenen Verflüssigungsprozessen zeigen, dass jeder von ihnen nicht viel effektiver ist als der andere. Vielmehr hat jede Technologie unter bestimmten Bedingungen einen Wettbewerbsvorteil. Es ist unwahrscheinlich, dass aufgrund kleiner Prozessverbesserungen große Änderungen der Kapitalkosten zu erwarten sind, da der Prozess selbst auf den unveränderlichen Gesetzen der Thermodynamik basiert. Infolgedessen bleibt die LNG-Industrie sehr kapitalintensiv.

Es ist möglich, dass sich die LNG-Produktion in 30 Jahren von der heutigen unterscheidet. In der Konstruktion, Herstellung und im Betrieb von Fahrzeugen und LNG-betriebenen Schiffen wurden im Ausland umfangreiche Erfahrungen gesammelt. Aufgrund der Lösung einer Reihe von technischen Problemen, einer Abnahme der Investitionstätigkeit in Onshore-LNG-Komplexen, aufgrund der Schwierigkeit, verfügbares Gas zu finden, ziehen die Projekte von schwimmenden LNG-Anlagen immer mehr Aufmerksamkeit aller Beteiligten der LNG-Industrie auf sich. Technische Innovation und Integration der Bemühungen können den anhaltenden Erfolg solcher Projekte sicherstellen; dies erfordert die Lösung eines Komplexes unterschiedlicher Probleme – wirtschaftlicher, technischer und ökologischer Art.

Allerdings nimmt die LNG-Industrie heute wie in den letzten Jahren zu Recht ihren wichtigen Platz auf dem Energiemarkt ein und wird diese Position höchstwahrscheinlich auch auf absehbare Zeit behaupten.

Gasaufbereitung zur Verflüssigung

Die Gasaufbereitung ist stark von den Eigenschaften des Rohgases sowie dem Eintrag schwerer Kohlenwasserstoffe durch das Rohgas abhängig. Um eine Gasverflüssigung zu ermöglichen, wird das Gas zunächst aufbereitet. Beim Eintritt in die Anlage findet in der Regel zunächst eine Fraktionstrennung statt und das Kondensat wird abgetrennt.

Da die meisten Verunreinigungen (Wasser, CO2, H2S, Hg, N2, He, Carbonylsulfid COS, Mercaptane RSH usw.) bei LNG-Temperaturen gefrieren oder die Qualität des Produkts, das die geforderte Produktspezifikation erfüllt, negativ beeinflussen, sind diese Komponenten auch getrennt. Außerdem werden schwerere Kohlenwasserstoffe abgetrennt, um zu verhindern, dass sie während des Verflüssigungsprozesses gefrieren.

Tisch 2 zeigt eine Zusammenfassung des eingesetzten Kohlenwasserstoffeinsatzes in allen betrachteten Anlagen.

Tisch 2

Gaszusammensetzungen an nördlichen und südlichen Anlagen

Klar ist, dass sich Kohlenwasserstoffgemische aus jeder der sieben Anlagen für die LNG-Produktion eignen, da es sich meist um leichte Methan- und Ethanverbindungen handelt. Der in jede der betrachteten LNG-Anlagen eintretende Gasstrom enthält Wasser, Stickstoff und Kohlendioxid. Gleichzeitig variiert der Stickstoffgehalt im Bereich von 0,1–4,5 %, CO2 - von 0,07 bis 8 %. Der Nassgasgehalt reicht von 1 % bei der LNG-Anlage in den VAE bis zu 5-11 % bei den LNG-Anlagen im Iran und in Alaska.

Darüber hinaus enthält das Gas einer Reihe von Fabriken Quecksilber, Helium, Mercaptane und andere schwefelhaltige Verunreinigungen. Das Problem der Schwefelwasserstoffrückgewinnung muss in jeder Anlage außer der LNG-Anlage im Oman angegangen werden. Quecksilber ist im Gas vorhanden

Sachalin, Norwegen, Iran, Katar und Oman. Das Vorhandensein von Helium wird nur beim Katargaz2-Projekt bestätigt. Das Vorkommen von RSH, COS wird im Gas des iranischen LNG-Projekts bestätigt.

Die Zusammensetzung und Menge des Gases beeinflusst nicht nur die produzierte LNG-Menge, sondern auch die Menge und Vielfalt der Nebenprodukte, wie in der Tabelle dargestellt. 3. Es wird deutlich, dass zunächst die Gaszusammensetzung Einfluss auf die Auswahl und den Einsatz von Geräten zur Gasaufbereitung und damit auf den gesamten Gasaufbereitungsprozess und die Endproduktausbeute hat.

Tisch 3

Gasnebenprodukte der betrachteten LNG-Anlagen

LNG-Anlagen verwenden den Hi-Pure-Prozess zur Entfernung saurer Gase, eine Kombination aus einem K2CO3-Lösungsmittelprozess zur Entfernung des größten Teils des CO2 und einem DEA (Diethanolamin)-basierten Aminlösungsmittelprozess zur Entfernung des restlichen CO2 und H2S (Abbildung 1) ...

LNG-Anlagen im Iran, Norwegen, Katar, Oman und Sachalin verwenden das MDEA (Methyldiethanolamin)-Amin-Säuregas-Reinigungssystem mit einem Aktivator („aMDEA“).

Dieses Verfahren hat gegenüber physikalischen Verfahren und anderen Aminverfahren eine Reihe von Vorteilen: bessere Absorption und Selektivität, niedrigerer Dampfdruck, optimalere Betriebstemperatur, Energieverbrauch usw.

Gasverflüssigung

Nach den meisten Schätzungen und Beobachtungen macht das Verflüssigungsmodul 45 % der Kapitalkosten der gesamten LNG-Anlage aus, das sind 25–35 % der Gesamtprojektkosten und bis zu 50 % der späteren Betriebskosten. Die Verflüssigungstechnologie basiert auf dem Kältekreislauf, bei dem das Kältemittel durch sukzessive Expansion und Kontraktion Wärme von einer niedrigen Temperatur auf eine hohe Temperatur überträgt. Das Produktionsvolumen der Prozesslinie wird hauptsächlich durch den Verflüssigungsprozess des Kältemittels, die größten verfügbaren Baugrößen für die Kombination von Kompressor und Antrieb, die zirkulieren, und Wärmetauschern, die das Erdgas kühlen, bestimmt.

Die Grundprinzipien der Kühlung und Verflüssigung von Gas gehen davon aus, dass die Kühl-Heiz-Kurven des Gases und des Kältemittels möglichst nahe beieinander liegen.

Die Umsetzung dieses Prinzips führt zu einem effizienteren thermodynamischen Prozess, der geringere Kosten pro produzierter LNG-Einheit erfordert, und dies gilt für alle Verflüssigungsverfahren.

Die Hauptbestandteile einer Gasverflüssigungsanlage sind Kompressoren, die Kältemittel zirkulieren, Kompressorantriebe und Wärmetauscher, die zum Kühlen und Verflüssigen von Gas und zum Wärmeaustausch zwischen Kältemitteln verwendet werden. Viele Verflüssigungsprozesse unterscheiden sich nur in Kühlkreisläufen.

Tisch 4

Übersichtstabelle der Daten zu LNG-Anlagen

Tisch 4 zeigt die vergleichenden Eigenschaften der Verflüssigungsverfahren für alle untersuchten Anlagen. Auch das Schema der C3/MR-Verflüssigungstechnologie (Bild 2), das in den LNG-Anlagen im Oman und in den VAE zum Einsatz kommt, ist heute weltweit am weitesten verbreitet.

Die Betrachtung und der Vergleich aller derzeit in Betrieb befindlichen nördlichen LNG-Anlagen und LNG-Anlagen im Nahen Osten führt zu folgendem Ergebnis: Unterschiede bestehen in der Auslegung, der Wahl der Gasverflüssigungstechnologien und im Betrieb.

Das bedeutet, dass Klima und Standort bestehende und zukünftige arktische LNG-Projekte beeinflussen werden.

Produktionsmengen und die Wahl der Technologie werden nicht zuletzt von Faktoren wie den natürlichen Gegebenheiten bestimmt. Am Beispiel der norwegischen und Sachalin LNG-Anlagen wird gezeigt, dass es produktiver ist, LNG in den nördlichen Territorien zu produzieren. Die Analyse ergab keine Gründe, die den Einsatz der betrachteten Gasverflüssigungstechnologien an Anlagen in den klimatischen Bedingungen des Südens und Nordens behindern könnten, mit Ausnahme der neuen DMR-Technologie, die speziell für die Bedingungen von Sachalin entwickelt wurde.

Die Wahl einer bestimmten Technologie für eine bestimmte Region beeinflusst jedoch die Effizienz und den Energieverbrauch der LNG-Produktion, da diese Parameter des Verflüssigungsprozesses davon bestimmt werden, ob die Anlage unter kalten Bedingungen betrieben wird. Es ist auch wichtig zu beachten, dass alle nördlichen Projekte jedes Mal eine neue technologische Lösung für den Verflüssigungsprozess erforderten, während im Nahen Osten der Einsatz von Standardtechnologien weit verbreitet ist.

Die Zahl der Projektbeteiligten in den südlichen Werken reicht von 3 bis 9 und das ist 1,5-mal mehr als bei den nördlichen LNG-Projekten, wo die Anzahl der Produzenten von 2 bis 6 reicht.

Es ist davon auszugehen, dass ein solcher Unterschied nicht nur durch die Politik von Staaten und nationalen Unternehmen bestimmt wird, sondern auch durch die Standortspezifik der nordischen Industrien, wo Zuverlässigkeit und Vertrauen starker und großer Marktteilnehmer gefragt sind. Es ist unwahrscheinlich, dass hier die Verfügbarkeit von Investitionen eine entscheidende Rolle spielt, da es bei LNG-Projekten immer viele potenzielle Marktteilnehmer gibt.

Alle betrachteten LNG-Anlagen wurden für relativ große Felder mit Gasreserven von mindestens 170 Mrd. m3 gebaut. Für die nördlichen und südlichen Projekte wurden keine Abhängigkeiten von Gasreserven festgestellt, aber es ist offensichtlich, dass die südlichen Regionen große Chancen für die Umsetzung einzelner kleiner LNG-Projekte mit geringeren jährlichen Produktionsmengen haben - bis zu 3 Millionen Tonnen pro Jahr.

Argument für eine solche Aussage ist die LNG-Anlage in Kenai (USA), wo die relativ geringen Produktionsmengen von 1,57 Mio erfolgreichen Betrieb.

Eine Vervielfältigung kritischer Geräte wie Kältekompressoren ist nicht üblich und kommt nur in der ältesten LNG-Anlage in Kenai vor. Der Einsatz redundanter Geräte kann nicht nur eine veraltete technologische Lösung sein, sondern auch teilweise gerechtfertigt sein (wenn es unter nördlichen Bedingungen nur eine technologische Linie gibt, um die Zuverlässigkeit zu erhöhen). So oder so, aber Entwicklungen im Jahr 1992 von Phillips sehen den Einbau einzelner Turbolader vor. Die Verflüssigungstechnologie von Phillips mit doppelter Zuverlässigkeit kann eine geeignete Option für kleine, isolierte Gasfelder sein.

Bei Parametern wie Vertragsbedingungen, Absatzmärkten, Kohlenwasserstoffreserven auf den Feldern, Größe der Tankerflotte und Tanklager, Einsatz von Mischkältemitteln und Anzahl der Kältekreisläufe wurden keine großen Unterschiede zwischen dem südlichen und dem nördlichen Pflanzen. Die Einheitlichkeit der Absatzmärkte (Japan, Korea, Taiwan, Europa) – unabhängig von der Inbetriebnahmezeit und dem Standort von LNG-Anlagen – zeigt die Rentabilität des Imports von LNG durch Tankschiffe über große Wassergebiete für entwickelte Länder bei Energiemangel oder -mangel Ressourcen.

Der Einsatz von Gasverflüssigungstechnologien mit gemischten Kältemitteln ist unabhängig vom Standort der Anlage dem Einsatz von Technologien mit homogenen Flüssigkeiten vorzuziehen, da die Kondensationskurve der Kühlkurve von Erdgas besser entspricht, was die Effizienz des Kühlprozesses erhöht , und die Kältemittelzusammensetzung kann mit Änderungen der Gaszusammensetzung variiert werden. Der Hauptvorteil homogener Kältemittel ist die Benutzerfreundlichkeit, aber in der Summe der Vorteile sind sie gemischten Kältemitteln unterlegen.

Es besteht kein direkter Zusammenhang zwischen der Anzahl der Kältekreisläufe und dem Standort von Fabriken in südlichen oder nördlichen Breiten. Die meisten modernen Gasverflüssigungstechnologien verwenden drei Zyklen, da der Prozess der Kondensation von Erdgas weiter fortgeschritten ist. Unabhängig vom Standort der Anlage erhöhen sich die Laufzeiten, für die langfristige Verträge zur Lieferung von LNG abgeschlossen werden, von 15 auf 20 ... 30 Jahre.

Auch die Zahl der LNG-Produzenten und -Käufer - Teilnehmer an Rohstoff-Produktions-Beziehungen - hat in letzter Zeit zugenommen.

Die Transportkosten für LNG werden durch die Einführung größerer Tanker reduziert. Gleichzeitig ist es für den Transport von LNG aus nördlichen Anlagen erforderlich, speziell verstärkte Tanker zu verwenden, die für den Einsatz bei schwierigen Eisbedingungen geeignet sind. Ein Beweis dafür ist folgende Tatsache: Im Juli und Dezember 1993 wurden die Tanker des LNG-Projekts Kenai mit einer Kapazität von 71.500 m3 durch Tanker mit einer Kapazität von 87.500 m3 unter den Namen „Polar Eagle“ und „Arctic Sun“ ersetzt. Sie waren 15 % kürzer als die ursprünglichen Tanker und konnten 23 % mehr LNG aufnehmen. Dies lag zum Teil an den Forderungen der japanischen Seite, größere und neuere Tanker einzusetzen, und zum Teil an der Steigerung des Durchsatzes der Anlage. Wie ihre Vorgänger wurden diese Tanker für schwierige Wetterbedingungen und niedrige Temperaturen konzipiert. Darauf wurden freistehende prismatische Behälter gestellt; Tanker haben eine Eisverstärkung von Rumpf, Propeller, Wellen und Antriebsmechanismen.

Es lohnt sich auch, die Komplexität von Klima-, Eis-, Wellen- und Windbedingungen beim Beladen von Tankern in nördlichen LNG-Anlagen zu berücksichtigen. Unter arktischen Bedingungen erfordert die Verbesserung der Effizienz des primären Kältekreislaufs wahrscheinlich das Ersetzen von Propan durch ein Kältemittel mit einem niedrigeren Siedepunkt. Es kann sich um Ethan, Ethylen oder ein gemischtes Mehrkomponenten-Kältemittel handeln. Die Fähigkeit von LNG-Anlagen, von der theoretisch höheren Effizienz der Verflüssigung von Gas bei kalten Temperaturen zu profitieren, hängt von den Auslegungstemperaturen der arktischen Anlagen und ihren Auslegungsbetriebsstrategien ab. Wird in Projekten die Jahresdurchschnittstemperatur als feste Auslegungstemperatur berücksichtigt, können Verluste durch Temperaturen über der Durchschnittstemperatur (Faktor 1,8 % / °C) die Vorteile einer effizienten Kondensation bei unterdurchschnittlichen Temperaturen deutlich aufwiegen. Dies kann darauf zurückzuführen sein, dass sich die LNG-Produktionsmengen ändern werden, um die Produktionsquoten zu erreichen und zu erfüllen. Umgekehrt kann eine volumenmäßige Fixierung des Projekts und eine Überschätzung der Auslegungstemperaturen (überdurchschnittliche Umgebungstemperaturen) zur Erreichung der erforderlichen Volumina zu einer höheren Gesamteffizienz, aber auch zu höheren Kapitalkosten führen.

Entscheidet man sich, die Anlage in Abhängigkeit von der Umgebungstemperatur mit unterschiedlichen Volumina zu betreiben, müssen die Eigenschaften des Rohgases und die LNG-Transportlogistik an diese Schwankungen angepasst werden.

Dies ist nicht immer möglich. Kältere Umgebungsbedingungen können beispielsweise zu Verzögerungen bei Schiffen führen, wenn die Anlage die maximale Produktionsmenge produzieren kann. Daher gilt es, die wirtschaftlichen Vorteile großer Verarbeitungslinien, die betriebsoptimierte Auslegung sowie die Komplexität der Konstruktion und die Herausforderungen des Anlagenbetriebs an abgelegenen Standorten unter wechselnden Umweltbedingungen abzuwägen.

Auf der Grundlage des Gesagten können daher die folgenden Schlussfolgerungen gezogen werden.

Die Anzahl der Installationen, ihre technologischen Parameter und das Angebot der zugehörigen Produkte hängen von den Eigenschaften und Mengen des verwendeten Gases ab. Die Analyse ergab keine signifikante Abhängigkeit vom Standort der LNG-Anlage für Faktoren wie die Reihenfolge der Standorte der technologischen Einheiten, die Wahl der Gasaufbereitungstechnologien und deren Betrieb.

Jeder technologische Prozess ist für spezifische Gaseigenschaften und spezifische Anwendungsbedingungen geeignet, und die praktischsten und effektivsten der betrachteten Prozesse sind der Prozess der chemischen Reinigung von MDEA mit einem Aktivator und der physikalische Prozess "Sulfinol-D".

Aufgedeckt signifikante Unterschiede bei der Wahl und dem Betrieb der Verflüssigungstechnologie zwischen nördlichen und südlichen LNG-Anlagen. Klima und Anlagenstandorte sind Faktoren, die bestehende und zukünftige arktische LNG-Projekte beeinflussen werden.

Referenzliste

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