Kako ukapljivati ​​plinove? Proizvodnja i korištenje ukapljenog plina. Proizvodnja UNP-a iz povezanog naftnog plina

Velika proizvodnja ukapljenog prirodnog plina

Pretvorba prirodnog plina u tekuće stanje provodi se u nekoliko faza. Prvo se uklanjaju sve nečistoće - prije svega ugljični dioksid, a ponekad čak i minimalni ostaci sumpornih spojeva. Zatim se prikuplja voda, koja bi se inače mogla pretvoriti u kristale leda i začepiti postrojenje za ukapljivanje.

U pravilu se u posljednje vrijeme za složeno pročišćavanje plina od vlage, ugljičnog dioksida i teških ugljikovodika koristi adsorpcijska metoda dubinskog pročišćavanja plina na molekularnim sitima.

Sljedeći korak je uklanjanje većine teških ugljikovodika, ostavljajući uglavnom metan i etan. Plin se zatim postupno hladi, obično koristeći dvociklusni proces hlađenja u nizu izmjenjivača topline (rashladni isparivači). Pročišćavanje i frakcioniranje provode se, kao i većina hlađenja, pod visokim tlakom. Hladnoća se proizvodi jednim ili više ciklusa hlađenja, što omogućuje smanjenje temperature na -160 °C. Tada postaje tekućina pod atmosferskim tlakom.

proizvodnja ukapljenog prirodnog plina

Slika 1: Proces ukapljivanja prirodnog plina (proizvodnja LNG-a)

Ukapljivanje prirodnog plina moguće je samo kada je ohlađen ispod kritične temperature. Inače se plin ne može pretvoriti u tekućinu čak ni pri vrlo visokim tlakovima. Za ukapljivanje prirodnog plina na temperaturi jednakoj kritičnoj (T = T cr), njegov tlak mora biti jednak ili veći od kritičnog, odnosno P> Pkt. Kada se prirodni plin ukapljuje pod tlakom ispod kritičnog (P< Ркт) температура газа также должна быть ниже критической.

Za ukapljivanje prirodnog plina primjenjuju se i principi unutarnjeg hlađenja, kada sam prirodni plin djeluje kao radni fluid, i principi vanjskog hlađenja, kada se koriste pomoćni kriogeni plinovi s nižom točkom vrelišta (na primjer, kisik, dušik, helij). U potonjem slučaju, izmjena topline između prirodnog plina i kriogenog pomoćnog plina odvija se kroz površinu za izmjenu topline.

U industrijskoj proizvodnji LNG-a najučinkovitiji su ciklusi ukapljivanja s vanjskom rashladnom jedinicom (načela eksternog hlađenja), koji se napajaju ugljikovodici ili dušikom, a gotovo sav prirodni plin je ukapljen. Široko se koriste ciklusi na mješavinama rashladnih sredstava, gdje se jednoprotočni kaskadni ciklus koristi češće od ostalih, sa specifičnom potrošnjom energije od 0,55-0,6 kW "h / kg LNG-a.

Ukapljeni prirodni plin koristi se kao rashladno sredstvo u postrojenjima za ukapljivanje malog kapaciteta, u ovom slučaju se koriste jednostavniji ciklusi: s prigušivačem, ekspanderom, vrtložnim cijevima itd. kompresorom.

Ukapljivanje prirodnog plina na temelju unutarnjeg hlađenja može se postići na sljedeće načine:

* izentalpijsko širenje komprimiranog plina (entalpija i = const), tj. prigušivanje (koristeći Joule-Thomsonov efekt); kada je prigušen, protok plina ne obavlja nikakav rad;

* izentropsko širenje komprimiranog plina (entropija S-const) s povratom vanjskog rada; u ovom slučaju dobiva se dodatna količina hladnoće, osim one uzrokovane Joule-Thomsonovim efektom, budući da se rad ekspanzije plina obavlja zbog njegove unutarnje energije.

U pravilu se izentalpijsko širenje stlačenog plina koristi samo u ukapljivačima male i srednje produktivnosti, kod kojih se može zanemariti određena prekomjerna potrošnja energije. Izentropsko širenje komprimiranog plina koristi se u uređajima velikog kapaciteta (u industrijskim razmjerima).

Ukapljivanje prirodnog plina na bazi vanjskog hlađenja može se postići na sljedeće načine:

* korištenjem kriogeneratora Stirlinga, Vuelemie-Takonisa itd.; radna tijela ovih kriogeneratora su, u pravilu, helij i vodik, što omogućuje da se pri izvođenju zatvorenog termodinamičkog ciklusa postigne temperatura na stijenci izmjenjivača topline ispod točke vrelišta prirodnog plina;

* korištenje kriogenih tekućina s točkom vrelišta nižom od one prirodnog plina, kao što su tekući dušik, kisik, itd.;

* korištenjem kaskadnog ciklusa korištenjem različitih rashladnih sredstava (propan, amonijak, metan, itd.); u kaskadnom ciklusu, plin koji se lako može ukapiti kompresijom, nakon isparavanja stvara hladnoću potrebnu za snižavanje temperature drugog plina koji se teško ukapljuje.

Nakon ukapljivanja, LNG se stavlja u posebno izolirane spremnike za skladištenje, a zatim utovaruje u LNG nosače za transport. Tijekom tog transportnog vremena, mali dio LNG-a se uvijek "ispari" i može se koristiti kao gorivo za motore tankera. Po dolasku do potrošačkog terminala, ukapljeni plin se iskrcava i stavlja u spremnike.

Prije nego što se LNG stavi u upotrebu, vraća se u plinovito stanje u stanici za regasifikaciju. Nakon regasifikacije, prirodni plin se koristi na isti način kao i plin transportiran plinovodima.

Prihvatni terminal LNG-a je manje složena konstrukcija od postrojenja za ukapljivanje, a sastoji se uglavnom od prijamnog mjesta, regala za pražnjenje, spremnika, instalacija za preradu plinova od isparavanja iz spremnika i mjerne jedinice.

Tehnologija ukapljivanja plina, njegovog transporta i skladištenja već je u potpunosti ovladana u svijetu. Stoga je proizvodnja LNG-a industrija koja se brzo razvija u globalnom energetskom sektoru.

Mala proizvodnja ukapljenog prirodnog plina

Suvremene tehnologije omogućuju rješavanje problema autonomne opskrbe električnom energijom malih industrijskih, društvenih poduzeća i naselja stvaranjem energetskih objekata na bazi mini-energije korištenjem LNG-a.

Autonomni mini-energetski objekti koji koriste ukapljeni prirodni plin ne samo da će pomoći u otklanjanju problema opskrbe električnom energijom udaljenih regija, već će poslužiti i kao alternativa za prestanak ovisnosti potrošača o velikim dobavljačima električne energije i topline. Trenutno je mala proizvodnja LNG-a atraktivno područje za ulaganje u energetske objekte s relativno kratkim rokom povrata.

Postoji tehnologija za ukapljivanje prirodnog plina korištenjem energije diferencijalnog tlaka plina na GDS-u uz uvođenje ekspandersko-kompresorskih jedinica, implementirana u GDS "Nikolskaya" (Lenjingradska regija). Projektni kapacitet postrojenja za LNG je 30 tona dnevno.

Jedinica za ukapljivanje prirodnog plina sastoji se od bloka izmjenjivača topline zamrzivača, sustava za hlađenje komprimiranog plina, jedinice za ukapljivanje, dvostupanjske turbo-ekpander-kompresorske jedinice, automatiziranog nadzornog i upravljačkog sustava za rad instalacije (ASCU ), ventile, uključujući one kontrolirane, i instrumente.

Slika 2. Shema postrojenja za ukapljivanje NG-a

Princip rada instalacije je sljedeći (slika 2).

Prirodni plin s protokom od 8000 nm3 / h i tlakom od 3,3 MPa dovodi se do turbopunjača K1 i K2 koji rade na istoj osovini kao i turbo ekspanderi D1 i D2.

Zbog dovoljno visoke čistoće prirodnog plina (sadržaj CO2 ne veći od 400 ppm), u instalaciji za ukapljivanje prirodnog plina predviđena je samo dehidracija plina, koja se, radi smanjenja troškova opreme, osigurava smrzavanjem vlage.

U 2-stupanjskom turbopunjaču tlak plina raste na 4,5 MPa, zatim se komprimirani plin zatim hladi u izmjenjivačima topline T3-2 i T3-1 i ulazi u zamrzivač koji se sastoji od 3 izmjenjivača topline T11-1, T11-2 i T11- 3 (ili T12-1, T12-2 i T12-3), gdje se zbog korištenja hladnog plina obrnutog strujanja iz izmjenjivača topline T2-1 vlaga smrzava. Pročišćeni plin nakon filtra F1-2 dijeli se u dva toka.

Jedan tok (veći dio) šalje se u zamrzivač na hladni oporavak, a na izlazu iz zamrzivača kroz filtar se uzastopno dovodi do turbo ekspandera D1 i D2, a nakon njih se šalje u obrnuti tok na izlazu separatora C2-1.

Druga struja se usmjerava na izmjenjivač topline T2-1, gdje se nakon hlađenja prigušuje kroz prigušnicu DR u separator S2-1, u kojem se tekuća faza odvaja od njegovih para. Tekuća faza (ukapljeni prirodni plin) šalje se u uređaj za skladištenje i potrošaču, a parna faza se dovodi uzastopno u izmjenjivač topline T2-1, zamrzivač T11 ili T12 i izmjenjivač topline T3-2, a zatim u niskotlačni vod koji se nalazi nakon stanice za distribuciju plina, gdje tlak postaje jednak 0,28-0,6 MPa.

Nakon određenog vremena, radni T11 zamrzivač se prebacuje na zagrijavanje i pročišćavanje niskotlačnim plinom iz glavnog, a T12 zamrzivač se prebacuje u radni način. 28. siječnja 2009., A.P. Inkov, B.A. Skorodumov i dr. Neftegaz.RU

U našoj zemlji postoji značajan broj plinskih distribucijskih stanica, gdje reducirani plin beskorisno gubi tlak, a u nekim slučajevima, zimi, potrebno je dopremiti više energije za zagrijavanje plina prije nego što se priguši.

Istodobno, koristeći praktički besplatnu energiju pada tlaka plina, moguće je dobiti društveno koristan, prikladan i ekološki prihvatljiv energent - ukapljeni prirodni plin, kojim je moguće plinificirati industrijske, društvene objekte i naselja koja nemaju imati cjevovodni plin.

Ograničena domaća potrošnja potiče proizvođače na povećanje opskrbe UNP-om u inozemstvu. Danas se sjeverozapadna Europa smatra jednom od najatraktivnijih izvoznih odredišta na moru. U idućim godinama očekuje se da će zemlja pokrenuti niz infrastrukturnih projekata usmjerenih prvenstveno na obećavajuće tržište azijsko-pacifičke regije.

U bliskoj budućnosti petrokemija bi trebala postati katalizator domaće ruske potražnje za UNP-om. Riječ je o skorom pokretanju najvećeg petrokemijskog kompleksa Zapsibneftekhim od strane SIBUR-a u zemlji, koji će prerađivati ​​ukapljene plinove u proizvode visoke dodane vrijednosti.

Prema Thomson Reutersu, 2016. godine u Rusiji (ne računajući količine rusko-kazahstanskog zajedničkog pothvata KazRosGaz) proizvedeno je 16,2 milijuna tona UNP-a u odnosu na 13 milijuna tona u 2012. godini. Posljednjih godina proizvodnja ovog proizvoda raste u prosjeku za 4,4% godišnje. Lagani i naizgled privremeni pad dogodio se tek prošle godine. Povećanje proizvodnje prvenstveno je posljedica proširenja postojećih i izgradnje novih kapaciteta SIBUR-a, Gazproma (Surgutsky ZSK) i NOVATEK-a (Purovsky ZPK) za preradu plina, stabilizaciju plinskog kondenzata i frakcioniranje plina.

Prema Ministarstvu energetike (njegova statistika se malo razlikuje od gore navedene), najveće količine proizvodnje UNP-a osiguravaju petrokemijska poduzeća (2016. - 7,9 milijuna tona). Slijede postrojenja za preradu plina i rafinerije naftnih kompanija - 4,9 milijuna odnosno 3,8 milijuna tona.

Vodeći ruski proizvođač ukapljenih naftnih plinova je SIBUR. Prema Thomson Reutersu, na njega otpada 41% ukupne proizvodnje (sama tvrtka procjenjuje svoj tržišni udio na 45%). Gazprom kontrolira 18% tržišta. Rosnjeft je, zbog kupnje imovine TNK-BP, SANORS-a i Bashnefta, zauzeo treće mjesto s udjelom od 12%. Općenito, devet najvećih tvrtki pokriva 98% tržišta.

Što se tiče strukture proizvodnje, do 2015. godine zabilježen je porast proizvodnje čistih UNP frakcija – propana, butana i izobutana. U posljednje tri godine proizvodnja tehničke smjese propan-butan (TPBT) maksimalno je porasla, što je uzrokovano naglim povećanjem potražnje za ovim proizvodom u Ukrajini. Prema Thomson Reutersu, 2017. godine 33% ukupne proizvodnje UNP-a palo je na SPBT, 47% - na čiste frakcije.

Glavne sfere potrošnje UNP-a su komunalni sektor, motorni promet i petrokemija. Potonja bi industrija dugoročno trebala postati glavni pokretač rasta potražnje za UNP-om. Dakle, u skladu s nacrtom Energetske strategije Rusije (u ažuriranoj verziji), proizvodnja etilena do 2020. trebala bi se povećati za 75-85%, a do 2035. - 3,6-5 puta. Ako je 2016. 24% UNP-a poslano na daljnju preradu, tada bi se do 2020. ta brojka trebala povećati na 30%, a do 2035. - na 44-55%.

Važna uloga u provedbi ovih planova pripisana je petrokemijskom kompleksu SIBUR-a u izgradnji.

Trenutni kapacitet prerade APG-a SIBUR-a je 25,4 milijarde kubičnih metara godišnje, uključujući Južno-Priobsky GPP, zajednički projekt s Gazprom Neftom. Kapacitet frakcioniranja plina doseže 8,55 milijuna tona godišnje. Najveća jedinica za frakcioniranje plina nalazi se na industrijskoj lokaciji tvrtke Tobolsk. Široka frakcija lakih ugljikovodika (NGL) dobivena tijekom prerade prirodnog i povezanog plina ulazi u Tobolsk kroz produktovod i ovdje se dijeli na zasebne frakcije (propan, butan, izobutan i druge).

U lipnju 2016. SIBUR je završio rekonstrukciju kompleksa za preradu NGL-a, uslijed čega je ukupni kapacitet frakcioniranja plina u Tobolsku povećan sa 6,6 na 8 milijuna tona godišnje. Osim toga, prošlog ljeta tvrtka je završila rekonstrukciju tvornice za preradu plina Yuzhno-Balyksky, zahvaljujući kojoj je tvornica povećala kapacitet proizvodnje NGL-a za više od 100 tisuća tona godišnje.

To omogućuje SIBUR-u povećanje proizvodnje UNP-a, koji se šalje i za izvoz, o čemu će biti riječi u nastavku, i za daljnju preradu u petrokemijske proizvode. „Nakon pokretanja Zapsibneftekhima, prestat ćemo prodavati oko 3 milijuna tona ukapljenih ugljikovodičnih plinova, koji sada konvencionalno koštaju 350 dolara po toni, a počet ćemo dodatno prodavati više od 2 milijuna tona polimera proizvedenih iz tog plina, što će koštati, na primjer, 1.000 dolara po toni... Proizvodnja polimera je profitabilniji posao, ali njegovo stvaranje podrazumijeva značajne kapitalne izdatke ", primijetio je Dmitrij Konov, predsjednik Uprave SIBUR-a u intervjuu za RBC prošlog ljeta .

Rosneft također planira povećati proizvodnju LPG-a. U veljači 2018. njegova plinska "kći" Rospan namjeravala je pokrenuti kompleks za pripremu i preradu plina i kondenzata na području Vostočno-Urengojskog. Kada dostigne puni kapacitet, godišnje će proizvoditi 16,7 milijardi kubika suhog plina, do 5 milijuna tona stabilnog plinskog kondenzata i više od 1,2 milijuna tona propan-butanske frakcije. Za transport ukapljenih plinova Rospan gradi utovarni terminal u blizini željezničke stanice Korotchaevo s kapacitetom pretovara od 1,6 milijuna tona godišnje.

Pretpostavlja se da će nakon pokretanja kompleksa Rosneft povećati proizvodnju LPG-a na 2,8 milijuna tona godišnje (uzimajući u obzir postrojenja Bashnefta) i postati drugi najveći proizvođač ovog proizvoda u zemlji. Ukapljeni plinovi također se planiraju prerađivati ​​u proizvode veće dodane vrijednosti. Čelnik Rosnefta Igor Sechin posebno je spomenuo projekte za proizvodnju poliolefina u regiji Volga, istočnom Sibiru i na bazi Eastern Petrochemical Company (VNHK) u Primorye.

U bliskoj budućnosti na tržištu UNP-a može se pojaviti novi sudionik - Irkutsk Oil Company. Njegov plinski projekt uključuje izgradnju četiri postrojenja za obradu prirodnog i pratećeg naftnog plina na poljima Yaraktinskoye i Markovskoye, ukupnog kapaciteta preko 20 milijuna kubičnih metara dnevno. NGL proizveden u tvornicama će se proizvodnim cjevovodom dopremati u novi kompleks za prihvat, skladištenje i otpremu UNP-a u Ust-Kutu, a potom i u budući GPP Ust-Kutsk kapaciteta 1,8 milijuna tona godišnje. Tvornica će osigurati frakcioniranje NGL-a za dobivanje tehničkog propana, tehničkog butana i stabilnog plinskog kondenzata. Ukapljeni plinovi u količini od 550 tisuća tona godišnje planiraju se isporučivati ​​na domaće tržište i izvoz. U trećoj fazi INK planira izgraditi tvornicu polimera Ust-Kutsk, koja će proizvoditi proizvode visoke dodane vrijednosti - do 600 tisuća tona visokotlačnog i niskotlačnog polietilena godišnje.

EKTOS (bivši Volzhsky Rubber) mogao bi postati još jedan značajan igrač na tržištu UNP-a. U proljeće 2017. SIBUR je zaključio posao prodaje 100% Uralorgsinteza JSC. Glavne djelatnosti Uralorgsinteza su proizvodnja UNP-a i visokooktanske komponente goriva - metil terc-butil etera (MTBE). Kapacitet tvornice za frakcioniranje ugljikovodičnih sirovina je 0,91 milijuna tona godišnje, za proizvodnju MTBE - 220 tisuća tona, benzena - 95 tisuća tona godišnje.

Cijeli tekst pročitajte u br. 1-2 "Nafta Rusije"

Više od 30 godina u SSSR-u, zatim u Rusiji, ukapljeni i komprimirani plinovi se koriste u nacionalnom gospodarstvu. Za to vrijeme prođen je prilično težak put u organizaciji obračuna ukapljenih plinova, razvoju tehnologija za njihovo pumpanje, mjerenje, skladištenje i transport.

Od spaljivanja do ispovijedi

Povijesno gledano, potencijal plina kao energenta kod nas je bio podcijenjen. Ne videći ekonomski opravdane sfere primjene, naftni industrijalci pokušali su se riješiti lakih frakcija ugljikovodika, spalili ih bez koristi. Godine 1946. odvajanje plinske industrije u samostalnu industriju promijenilo je situaciju. Obim proizvodnje ove vrste ugljikovodika dramatično se povećao, kao i omjer u bilanci goriva Rusije.

Kada su znanstvenici i inženjeri naučili ukapljivati ​​plinove, postalo je moguće izgraditi poduzeća za ukapljivanje plina i isporučiti plavo gorivo u udaljena područja bez plinovoda, te ga koristiti u svakom domu, kao gorivo za automobile, u proizvodnji, a također ga izvoziti za čvrstu valutu .

Što su ukapljeni naftni plinovi

Podijeljeni su u dvije skupine:

1. Ukapljeni ugljikovodični plinovi (LPG) su mješavina kemijskih spojeva, koja se sastoji uglavnom od vodika i ugljika s različitim molekularnim strukturama, odnosno mješavina ugljikovodika različite molekularne težine i različite strukture.
2. Široke frakcije lakih ugljikovodika (NGL) - uglavnom uključuju smjese lakih ugljikovodika frakcija heksana (C6) i etana (C2). Njihov tipičan sastav: etan 2-5%, ukapljeni plin frakcija C4-C5 40-85%, frakcija heksana C6 15-30%, frakcija pentana čini ostatak.

Ukapljeni plin: propan, butan

U plinskoj industriji se u industrijskim razmjerima koristi LPG. Njihove glavne komponente su propan i butan. Također sadrže lakše ugljikovodike (metan i etan) i teže (pentan) kao nečistoće. Sve navedene komponente su zasićeni ugljikovodici. Sastav LPG-a također može uključivati ​​nezasićene ugljikovodike: etilen, propilen, butilen. Butan-butileni mogu biti prisutni kao izomerni spojevi (izobutan i izobutilen).

Tehnologije ukapljivanja

Naučili su ukapljivati ​​plinove početkom 20. stoljeća: 1913. godine Nizozemac K.O. Heike dobio je Nobelovu nagradu za ukapljivanje helija. Neki plinovi se dovode u tekuće stanje jednostavnim hlađenjem bez dodatnih uvjeta. Međutim, većina ugljikovodičnih "industrijskih" plinova (ugljični dioksid, etan, amonijak, butan, propan) se ukapljuje pod pritiskom.

Proizvodnja ukapljenog plina obavlja se u postrojenjima za ukapljivanje plina koja se nalaze ili u blizini polja ugljikovodika, ili na stazi magistralnih plinovoda u blizini velikih transportnih čvorišta. Ukapljeni (ili stlačeni) prirodni plin može se jednostavno transportirati cestovnim, željezničkim ili vodnim transportom do krajnjeg potrošača, gdje se može uskladištiti, zatim ponovno pretvoriti u plinovito stanje i dopremiti u mrežu opskrbe plinom.

Posebna oprema

Za ukapljivanje plinova koriste se posebne instalacije. Oni značajno smanjuju volumen plavog goriva i povećavaju gustoću energije. Uz njihovu pomoć moguće je provesti različite metode prerade ugljikovodika, ovisno o naknadnoj uporabi, svojstvima sirovine i uvjetima okoliša.

Postrojenja za ukapljivanje i kompresiju dizajnirana su za obradu plina i imaju modularnu konstrukciju ili su potpuno kontejnerska. Zahvaljujući stanicama za ponovno rasplinjavanje, postaje moguće osigurati jeftino prirodno gorivo čak i najudaljenijim regijama. Sustav ponovnog rasplinjavanja također omogućuje skladištenje i opskrbu prirodnog plina prema potrebi na temelju potražnje (na primjer, tijekom razdoblja najveće potražnje).

Većina raznih plinova u ukapljenom stanju ima praktičnu primjenu:

• Tekući klor se koristi za dezinfekciju i izbjeljivanje tkanina, a koristi se i kao kemijsko oružje.
• Kisik - u bolnicama za pacijente s problemima s disanjem.
• Dušik - u kriokirurgiji, za zamrzavanje organskih tkiva.
• Vodik je poput mlaznog goriva. Nedavno su se pojavili automobili na vodik.
• Argon - u industriji za rezanje metala i zavarivanje plazma.

Također možete ukapljivati ​​plinove klase ugljikovodika, od kojih su najpopularniji propan i butan (n-butan, izobutan):

• Propan (C3H8) je organska tvar iz klase alkana. Dobiva se iz prirodnog plina i krekiranjem naftnih derivata. Plin bez boje, mirisa, slabo topiv u vodi. Koristi se kao gorivo, za sintezu polipropilena, za proizvodnju otapala, u prehrambenoj industriji (aditiv E944).
• Butan (C4H10), klasa alkana. Zapaljivi plin bez boje i mirisa, lako se ukapljuje. Dobiva se iz plinskog kondenzata, naftnog plina (do 12%), prilikom krekiranja naftnih derivata. Koristi se kao gorivo, u kemijskoj industriji, u rashladnim uređajima kao rashladno sredstvo, u prehrambenoj industriji (aditiv E943).

LPG karakteristike

Glavna prednost LPG-a je mogućnost njihovog postojanja na temperaturama okoline i umjerenim tlakovima kako u tekućem tako iu plinovitom stanju. U tekućem stanju lako se obrađuju, skladište i transportiraju, u plinovitom imaju najbolje karakteristike izgaranja.

Stanje ugljikovodičnih sustava određeno je kombinacijom utjecaja različitih čimbenika, stoga je za potpunu karakterizaciju potrebno poznavati sve parametre. Glavni, podložni izravnom mjerenju i utječu na režime protoka, uključuju: tlak, temperaturu, gustoću, viskoznost, koncentraciju komponenti, omjer faza.

Sustav je u ravnoteži ako svi parametri ostanu nepromijenjeni. U tom stanju ne dolazi do vidljive kvalitativne i kvantitativne metamorfoze u sustavu. Promjena barem jednog parametra narušava stanje ravnoteže sustava, uzrokujući ovaj ili onaj proces.

Svojstva

Tijekom skladištenja i transporta ukapljenih plinova mijenja se njihovo agregatno stanje: dio tvari isparava, pretvarajući se u plinovito stanje, dio kondenzira - pretvara se u tekućinu. Ovo svojstvo ukapljenih plinova jedno je od ključnih u projektiranju sustava skladištenja i distribucije. Kada se kipuća tekućina uzima iz spremnika i transportira kroz cjevovod, dio tekućine ispari zbog gubitaka tlaka, nastaje dvofazni tok čiji tlak pare ovisi o temperaturi strujanja, koja je niža od temperature u tenk. Ako se kretanje dvofazne tekućine kroz cjevovod zaustavi, tlak se u svim točkama izjednačava i postaje jednak tlaku pare.

Tehnologije proizvodnje i transporta nafte i plina neprestano se poboljšavaju. A jedan od najjasnijih primjera za to je ukapljeni prirodni plin (LNG), odnosno tehnologija ukapljivanja plina velikih razmjera i transporta LNG-a morem na velike udaljenosti. LNG je prava revolucija na tržištu plina, mijenja imidž suvremene energije, dokaz da je industrija sirovina sposobna generirati suvremena visokotehnološka rješenja. LNG otvara nova tržišta za plavo gorivo, angažirajući sve više zemalja u plinskom poslu, pomažući u rješavanju zagonetke globalne energetske sigurnosti. Pojam "gasna pauza", što znači aktivnu potrošnju plina i njegovu moguću transformaciju u gorivo broj jedan, nije prazna fraza.

Tehnologije industrijske proizvodnje ukapljenog prirodnog plina nemaju puno vremena. Pušteno je u rad prvo izvozno postrojenje za ukapljeni plin1964. No od tada se proces stalno poboljšavao, a danas se, primjerice, već pripremaju projekti za prva mobilna plutajuća postrojenja za ukapljivanje plina na svijetu smještena na brodovima velike tonaže.

Ukapljeni prirodni plin vuče nekoliko industrijskih sektora duž lanca. To su brodogradnja, transportno inženjerstvo i kemija. Ukapljeni prirodni plin čak oblikuje estetiku modernog visokoindustrijaliziranog društva. U to se može uvjeriti svatko tko je vidio postrojenje za ukapljivanje plina.

Rusija, s najvećim svjetskim rezervama plina, dugo je bila izvan poslovanja s ukapljenim plinom i trgovine LNG-om. Ali ova neugodna praznina je popunjena. Godine 2009. pušteno je u rad prvo postrojenje za ukapljivanje plina na Sahalinu - projekt Sahalin-2. Vrlo je važno da se upravo u Rusiji implementiraju napredne tehnologije u području ukapljivanja plina. Na primjer, tvornica na Sahalinu temelji se na najsuvremenijoj tehnologiji ukapljivanja s dvostrukim miješanim reagensima razvijenoj posebno za ovaj projekt. Budući da se LNG proizvodi na ultraniskim temperaturama, klimatski uvjeti mogu se iskoristiti, čineći proizvodnju LNG-a jeftinijom i povećavajući učinkovitost proizvodnog procesa.

S druge strane, Rusija nema drugog izbora osim LNG-a. U svijetu se razvijaju integracijski procesi, konkurentski LNG već ulazi na tradicionalna izvozna tržišta ruskog plina, odnosno u Europu, istiskujući Gazprom, dok Katar i Australija povećavaju svoje pozicije u azijsko-pacifičkoj regiji, ugrožavajući izvozne planove Rusije na ova tržišta.

Stara divovska polja su u fazi opadanja proizvodnje, iz novog fonda su "zvijezde" u obliku polja Bovanenkovskoye i Kharasaveyskoye. Nadalje, zemlja treba ići na policu i svladati nove tehnologije. I dogodilo se da se LNG postrojenja smatraju osnovom za monetizaciju plinskih rezervi upravo takvih polja - blizu obale, ali daleko od potrošača.

Ruski izraz "ukapljeni prirodni plin" odgovara engleskom Liquid Natural Gas (LNG). Važno je razlikovati LNG od skupine ukapljenog naftnog plina (LPG), koja uključuje ukapljeni propan-butan (SPB) ili ukapljeni naftni plin (LPG). Ali razlikovati ih jedno od drugog i razumjeti "obitelj" ukapljenih ugljikovodičnih plinova je lako. Zapravo, glavna razlika leži u tome kakav je plin ukapljen. Ako govorimo o ukapljenju prirodnog plina koji se prvenstveno sastoji od metana, tada se koristi izraz ukapljeni prirodni plin – ili je skraćeno LNG. Metan je najjednostavniji ugljikovodik, sadrži jedan atom ugljika i ima kemijsku formulu CH4. U slučaju smjese propan-butan, govorimo o ukapljenom propan-butanu. U pravilu se ekstrahira iz povezanog naftnog plina (APG) ili destilacijom nafte kao najlakša frakcija. UNP se prije svega koristi kao sirovina u petrokemiji za proizvodnju plastike, kao energent za plinofikaciju naselja ili na vozilima.

LNG nije samostalan proizvod, iako postoje mogućnosti korištenja LNG-a u izravnom obliku. To je praktički isti metan koji se opskrbljuje cjevovodima. Ali ovo je bitno drugačiji način isporuke prirodnog plina potrošaču. Ukapljeni metan može se transportirati na velike udaljenosti morem, što pridonosi stvaranju globalnog tržišta plina, omogućujući proizvođaču plina da diverzificira svoju prodaju, a kupcu da proširi geografiju kupnje plina. Proizvođač LNG-a ima veliku slobodu u geografiji opskrbe. Uostalom, isplativije je stvoriti infrastrukturu za pomorski prijevoz na velike udaljenosti nego povući plinovod na tisuće kilometara. Nije slučajno što se LNG naziva i "fleksibilna cijev", što pokazuje njegovu glavnu prednost u odnosu na tradicionalni način isporuke plina: konvencionalni cjevovod iznimno kruto povezuje polja s određenim područjem potrošnje.

Nakon što je isporučen na odredište, LNG se ponovno pretvara u plinovito stanje – u jedinici za replinjavanje njegova temperatura se dovodi do temperature okoline, nakon čega plin postaje prikladan za transport kroz konvencionalne cjevovodne mreže.

LNG je bistra, bezbojna, netoksična tekućina koja nastaje na temperaturi od -160C. Nakon što je isporučen na odredište, LNG se ponovno pretvara u plinovito stanje: u jedinici za regasifikaciju njegova temperatura se dovodi do temperature okoline, nakon čega plin postaje prikladan za transport kroz konvencionalne cjevovodne mreže.

Glavna prednost ukapljenog plina u odnosu na njegov cjevovodni kolega je da tijekom skladištenja i transporta zauzima 618-620 puta manji volumen, što značajno smanjuje troškove. Na kraju krajeva, prirodni plin ima nižu toplinsku gustoću u usporedbi s naftom, pa stoga, za transport količina plina i nafte s istom kalorijskom vrijednošću (to jest, količina topline koja se oslobađa tijekom izgaranja goriva), u prvom slučaju, velika potrebni su volumeni. Tu je nastala ideja o ukapljivanju plina kako bi mu se osiguralo povećanje volumena.

LNG se može skladištiti pri atmosferskom tlaku, njegova točka vrelišta je -163 °C, netoksičan je, bez mirisa i boje. Ukapljeni prirodni plin ne korodira konstrukcijske materijale. Visoka ekološka svojstva LNG-a objašnjavaju se odsutnošću sumpora u ukapljenom plinu. Ako je u prirodnom plinu prisutan sumpor, on se uklanja prije postupka ukapljivanja. Zanimljivo, početak ere ukapljenog plina u Japanu je upravo zbog činjenice da su japanske tvrtke odlučile koristiti LNG kao gorivo kako bi smanjile onečišćenje zraka.

LNG koji se proizvodi u modernim postrojenjima uglavnom je metan - oko 95%, a preostalih 5% čine etan, propan, butan i dušik. Ovisno o proizvodnom pogonu, molarni sadržaj metana može varirati od 87 (biljke u Alžiru) do 99,5% (tvornica Kenai, Aljaska). Neto ogrjevna vrijednost je 33.494 kJ / m3 ili 50.116 kJ / kg. Za proizvodnju LNG-a, prirodni plin se prvo pročišćava od vode, sumporovog dioksida, ugljičnog monoksida i drugih komponenti. Uostalom, oni će se smrznuti na niskim temperaturama, što će dovesti do oštećenja skupe opreme.

Od svih izvora energije ugljikovodika, ukapljeni plin je najčišći – pa je, kada se koristi za proizvodnju električne energije, emisije CO2 u atmosferu upola manje nego pri korištenju ugljena. Osim toga, proizvodi izgaranja LNG-a sadrže manje ugljičnog monoksida i dušikovog oksida od prirodnog plina - to je zbog boljeg čišćenja tijekom izgaranja. Također, u ukapljenom plinu nema sumpora, što je također važan pozitivan čimbenik u procjeni ekoloških svojstava LNG-a.

Kompletan lanac proizvodnje i potrošnje LNG-a uključuje sljedeće faze

proizvodnja plina;

transport do postrojenja za ukapljivanje;

postupak ukapljivanja plina, pretvaranje iz plinovitog u tekuće stanje, ubrizgavanje u spremnike na tankerima i daljnji transport;

regasifikacija na kopnenim terminalima, odnosno pretvorba LNG-a u plinovito stanje;

dostavu potrošaču i njegovu upotrebu.

Kao što znate, sada i u srednjoročnom razdoblju prirodni plin ostaje vitalna komponenta u zadovoljavanju globalnih energetskih potreba zbog svojih prednosti u odnosu na druge vrste fosilnih goriva i zbog stalno rastuće potražnje za njim.

Trenutno se najveći dio plina do potrošača isporučuje magistralnim cjevovodima u plinovitom obliku.

Istodobno, u nekim slučajevima, za teško dostupna udaljena polja, transport ukapljenog prirodnog plina (LNG) je poželjniji od tradicionalnog plinovoda. Proračuni su pokazali da se transport LNG-a tankerima, uzimajući u obzir izgradnju kapaciteta za ukapljivanje i regasifikaciju, pokazuje ekonomski isplativim na udaljenostima od 2500 km (iako primjer s tvornicom LNG Sahalin dokazuje relevantnost izuzetaka). Osim toga, LNG industrija danas je lider u globalizaciji plinske industrije i proširila se daleko izvan pojedinih regija, što nije bio slučaj početkom 1990-ih.

Iako potražnja za LNG-om raste, održavanje konkurentnih LNG projekata u današnjem okruženju nije lak zadatak. Važna značajka LNG postrojenja je da većinu troškovnih stavki diktiraju specifični parametri: kvaliteta proizvedenog sirovog plina, prirodni i klimatski uvjeti, topografija, obujam offshore operacija, dostupnost infrastrukture, gospodarski i politički uvjeti.

U tom smislu od posebnog su interesa tehnologije obrade i ukapljivanja plina koje se već danas koriste u modernim LNG postrojenjima i koje se mogu klasificirati prema različitim kriterijima. Ali posebno je važno da se nalaze u ugodnim južnim ili težim sjevernim geografskim širinama.

Na temelju toga moguće je analizirati razlike između ove dvije skupine, uzeti u obzir osobitosti i nedostatke svake od njih, primijeniti iskustvo izgradnje i rada pri provedbi novih LNG projekata u Rusiji, posebice u arktičkim uvjetima. Ali čak i uzimajući u obzir postojeće iskustvo, perspektivni razvoj arktičkih teritorija, gdje se nalazi do 25% neotkrivenih rezervi ugljikovodika, može se u budućnosti osigurati inovacijama koje povećavaju učinkovitost i konkurentnost.

Povijest proizvodnje LNG-a

Eksperimenti ukapljivanja prirodnog plina počeli su krajem 19. stoljeća. Ali tek 1941. izgrađena je komercijalna LNG tvornica u Clevelandu (SAD, Ohio). Da se LNG može transportirati na velike udaljenosti brodovima pokazao je primjer transporta LNG-a Methane Pioneer tankerom 1959. godine.

Prva tvornica za izvoz LNG-a bila je projekt Camel u Arzewi u Alžiru, koji je pokrenut 1964. Prva tvornica koja je počela proizvoditi LNG u sjevernom okruženju 1969. bila je tvornica u Sjedinjenim Državama na Aljasci. Većina razvoja tehnologija za pripremu plina za ukapljivanje i za njegovo ukapljivanje provedena je ranije, a rade ih skupine znanstvenika koji rade na stalnom osoblju komercijalnih poduzeća. Glavni sudionici u međunarodnom poslovanju s LNG-om i datumi pokretanja postrojenja po godinama prikazani su u tablici. 1.

Početkom 2014. godine radila su 32 LNG postrojenja u 19 zemalja svijeta; U izgradnji je 11 LNG postrojenja u pet zemalja svijeta; planirano je još 16 LNG postrojenja u osam zemalja. U Rusiji, osim LNG postrojenja na oko. Sahalin, postoji projekt izgradnje baltičke LNG tvornice u Lenjingradskoj oblasti, planirana je LNG tvornica na Jamalu uz sudjelovanje stranih partnera. Postoje prijedlozi za izgradnju LNG postrojenja za razvoj Shtokman i Yuzhno-Tambeyskoye polja te za provedbu projekata Sahalin-1 i Sahalin-3.

Veliki broj ruskih organizacija bio je uključen u projekte koji se odnose na ukapljeni plin: Gazprom VNIIGAZ LLC, Moskovska tvornica za preradu plina, Tvornice za preradu plina Sosnogorsk i Orenburg, Arsenal Machine Building Plant OJSC, NPO Geliymash OJSC, Cryogenmash OJSC, OJSC Uralkriomash, Gioprogats OJSC drugi.

Cjelokupni LNG sustav uključuje elemente proizvodnje, prerade, crpljenja, ukapljivanja, skladištenja, utovara, transporta i istovara te regasifikacije. LNG projekti zahtijevaju dosta vremena, novca i truda tijekom faze projektiranja, ekonomske procjene, izgradnje i komercijalne implementacije. Obično je potrebno više od 10 godina od dizajna do implementacije. Stoga je općeprihvaćena praksa sklapanja ugovora na 20 godina. Zalihe plina na polju trebale bi biti dovoljne za 20-25 godina kako bi se mogao smatrati izvorom lakih ugljikovodika za LNG. Odlučujući čimbenici su priroda plina, raspoloživi tlak u ležištu, odnos slobodnog i otopljenog plina prema sirovoj nafti, čimbenici transporta, uključujući udaljenost do morske luke.

LNG industrija je tijekom godina napravila veliki napredak. Ako se ukupnost svih inovacija tijekom tog vremena konvencionalno uzme kao 100%, tada je 15% poboljšanje procesa, 15% poboljšanje opreme, a 70% se odnosi na integraciju topline i energije. Istodobno su kapitalni troškovi smanjeni za 30%, a došlo je i do smanjenja troškova transporta plina cjevovodima. Jasan je trend povećanja obujma tehnoloških linija. Od 1964. godine kapacitet jedne tehnološke linije povećan je 20 puta. Istodobno, prema trenutnom stanju gospodarstva i tehnologije, resursi plina, koji se smatraju teško dostupnima, procjenjuju se na 127,5 bilijuna. m3. Stoga je stvarni problem transport komprimiranog goriva na velike udaljenosti i kroz značajna vodena područja.

stol 1

Puštanje u rad LNG postrojenja diljem svijeta

S obzirom na neravnomjernu raspodjelu resursa prirodnog plina u svijetu, zadatak prodaje tih resursa kroz cjevovode može se pokazati neizvedivim ili ekonomski neprivlačnim. Za tržišta udaljena više od 1500 milja (više od 2500 km), LNG opcija se pokazala prilično ekonomičnom. Uglavnom iz tog razloga, globalne zalihe LNG-a trebale bi se udvostručiti od 2005. do 2018. godine.

Tržišta LNG-a prvenstveno su smještena u područjima visokog industrijskog rasta. Neki od ugovora bili su po fiksnim cijenama; to se promijenilo 1991. godine kada se cijena LNG-a počela vezivati ​​za naftu i naftne derivate. Udio trgovanja na promptnom tržištu porastao je s 4% u 1990. na 18% do 2012. godine.

U lancu vrijednosti LNG-a, ukapljivanje prirodnog plina dio je s najvećim investicijskim i operativnim troškovima. Mnogi procesi ukapljivanja razlikuju se samo u ciklusima hlađenja. Postupci s jednim miješanim rashladnim sredstvom prikladni su za proizvodne linije s volumenom od 1 ... 3 milijuna tona godišnje. Tehnološki procesi s volumenom od 3 do 10 milijuna tona godišnje temelje se na korištenju dva uzastopna ciklusa hlađenja, koji minimiziraju pad tlaka u krugu prirodnog plina. Korištenje trećeg rashladnog ciklusa omogućilo je da se zaobiđu takva "uska grla" u tehnološkom procesu kao što su promjer kriogenog izmjenjivača topline i volumen rashladnog kompresora za propan ciklus. Studije različitih procesa ukapljivanja pokazuju da svaki od njih nije puno učinkovitiji od ostalih. Umjesto toga, svaka tehnologija ima konkurentsku prednost pod određenim uvjetima. Zbog malih poboljšanja procesa teško je očekivati ​​velike promjene u kapitalnim troškovima, budući da se sam proces temelji na nepromjenjivim zakonima termodinamike. Kao rezultat toga, LNG industrija ostaje kapitalno intenzivna.

Moguće je da će proizvodnja LNG-a za 30 godina biti drugačija od današnje. U inozemstvu je akumulirano značajno iskustvo u projektiranju, proizvodnji i radu vozila i brodova na LNG gorivo. Zbog rješavanja niza tehničkih problema, smanjenja investicijske aktivnosti u kopnenim LNG kompleksima, zbog poteškoća u pronalaženju raspoloživog plina, projekti plutajućih LNG postrojenja privlače sve veću pozornost svih sudionika u LNG industriji. Tehnička inovacija i integracija napora mogu osigurati nastavak uspjeha takvih projekata; to zahtijeva rješavanje kompleksa raznolikih zadataka - ekonomskih, tehničkih i ekoloških.

Međutim, danas, kao i posljednjih godina, industrija LNG-a zasluženo zauzima svoje važno mjesto na energetskom tržištu i najvjerojatnije će zadržati tu poziciju u doglednoj budućnosti.

Priprema plina za ukapljivanje

Prerada plina uvelike ovisi o svojstvima sirovog plina, kao i o prodiranju teških ugljikovodika kroz sirovi plin. Kako bi se omogućilo ukapljivanje plina, plin se najprije obrađuje. Kada uđe u postrojenje, obično se događa početno odvajanje frakcija i odvaja se kondenzat.

Budući da se većina nečistoća (voda, CO2, H2S, Hg, N2, He, karbonil sulfid COS, merkaptani RSH, itd.) smrzava na temperaturama LNG-a ili negativno utječe na kvalitetu proizvoda koji zadovoljava traženu specifikaciju proizvoda, te komponente su također odvojeni. Nadalje, teži ugljikovodici se odvajaju kako bi se spriječilo njihovo smrzavanje tijekom procesa ukapljivanja.

Stol 2 predstavlja sažetak ugljikovodika korištenog u svim postrojenjima koja se razmatraju.

stol 2

Sastav plina u sjevernim i južnim postrojenjima

Očito je da su smjese ugljikovodika iz svakog od sedam postrojenja prikladne za proizvodnju LNG-a, budući da su većina njih laki metanski i etanski spojevi. Struja plina koja ulazi u svako od razmatranih LNG postrojenja sadrži vodu, dušik, ugljični dioksid. Istodobno, sadržaj dušika varira u rasponu od 0,1-4,5%, CO2 - od 0,07 do 8%. Sadržaj vlažnog plina kreće se od 1% u tvornici LNG-a u UAE do 5-11% u tvornicama LNG-a u Iranu i Aljasci.

Osim toga, sastav plina brojnih tvornica sadrži živu, helij, merkaptane i druge sumporne nečistoće. Problem iskorištavanja sumporovodika mora se riješiti u svakoj tvornici osim u LNG tvornici u Omanu. Živa je prisutna u plinu

Sahalin, Norveška, Iran, Katar i Oman. Prisutnost helija potvrđena je samo na projektu Katargaz2. Potvrđena je prisutnost RSH, COS u plinu iranskog LNG projekta.

Sastav i volumen plina utječe ne samo na količinu proizvedenog LNG-a, već i na volumen i raznolikost nusproizvoda, kao što je prikazano u tablici. 3. Postaje jasno da, prije svega, sastav plina utječe na izbor i korištenje opreme za preradu plina, a time i na cjelokupni proces obrade plina i prinos konačnog proizvoda.

Tablica 3

Plinski nusproizvodi LNG postrojenja koja se razmatraju

LNG postrojenja koriste Hi-Pure proces za uklanjanje kiselih plinova, kombinaciju postupka otapala K2CO3 za uklanjanje većine CO2 i procesa otapala na bazi amina na bazi DEA (dietanolamina) za uklanjanje preostalog CO2 i H2S (slika 1). .

LNG postrojenja u Iranu, Norveškoj, Kataru, Omanu i Sahalinu koriste MDEA (metildietanolamin) sustav za pročišćavanje plinova amino kiselina s aktivatorom (“aMDEA”).

Ovaj proces ima niz prednosti u odnosu na fizičke procese i druge aminske procese: bolju apsorpciju i selektivnost, niži tlak pare, optimalniju radnu temperaturu, potrošnju energije itd.

Ukapljivanje plina

Prema većini procjena i zapažanja, modul za ukapljivanje čini 45% kapitalnih troškova cijelog LNG postrojenja, što je 25-35% ukupnih troškova projekta i do 50% naknadnih operativnih troškova. Tehnologija ukapljivanja temelji se na ciklusu hlađenja, kada rashladno sredstvo, uzastopnim širenjem i skupljanjem, prenosi toplinu s niske temperature na visoku temperaturu. Proizvodni volumen procesne linije uglavnom je određen postupkom ukapljivanja koji koristi rashladno sredstvo, najvećim dostupnim veličinama za kombinaciju kompresora i pogona tog ciklusa, te izmjenjivačima topline koji hlade prirodni plin.

Osnovni principi hlađenja i ukapljivanja plina pretpostavljaju da su krivulje hlađenja i grijanja plina i rashladnog sredstva usklađene što je bliže moguće.

Primjena ovog principa rezultira učinkovitijim termodinamičkim procesom koji zahtijeva niže troškove po jedinici proizvedenog LNG-a, a to se odnosi na sve procese ukapljivanja.

Glavni dijelovi postrojenja za ukapljivanje plina su kompresori koji cirkuliraju rashladna sredstva, pogoni kompresora i izmjenjivači topline koji se koriste za hlađenje i ukapljivanje plina i izmjenu topline između rashladnih sredstava. Mnogi procesi ukapljivanja razlikuju se samo u ciklusima hlađenja.

stol 4

Zbirna tablica podataka o LNG postrojenjima

Stol 4 prikazane su usporedne karakteristike procesa ukapljivanja za sva analizirana postrojenja. Shema tehnologije ukapljivanja C3/MR (slika 2), koja se koristi u LNG tvornicama u Omanu i UAE, također je danas najraširenija u svijetu.

Razmatranje i usporedba svih trenutno operativnih sjevernih LNG tvornica i LNG tvornica na Bliskom istoku dovodi do sljedećeg zaključka: među njima postoje razlike u dizajnu, izboru tehnologija ukapljivanja plina i radu.

To znači da će klima i lokacija utjecati na postojeće i buduće arktičke LNG projekte.

Obim proizvodnje i izbor tehnologije nisu najmanje determinirani čimbenicima kao što su prirodni uvjeti. Na primjeru norveških i sahalinskih LNG postrojenja pokazuje se da je produktivnije proizvoditi LNG na sjevernim područjima. Analiza nije otkrila razloge koji bi mogli ometati primjenu razmatranih tehnologija ukapljivanja plina na postrojenjima u klimatskim uvjetima juga i sjevera, s izuzetkom nove DMR tehnologije koja je razvijena posebno za uvjete Sahalina.

Međutim, izbor određene tehnologije za pojedinu regiju utječe na učinkovitost i potrošnju energije proizvodnje LNG-a, budući da su ti parametri procesa ukapljivanja određeni prema tome radi li postrojenje u hladnim uvjetima. Također je važno napomenuti da su svi sjeverni projekti svaki put zahtijevali novo tehnološko rješenje za proces ukapljivanja, dok je korištenje standardnih tehnologija rasprostranjeno na Bliskom istoku.

Broj sudionika projekta u južnim tvornicama kreće se od 3 do 9, što je 1,5 puta više nego u sjevernim LNG projektima, gdje se broj proizvođača kreće od 2 do 6.

Može se pretpostaviti da je takva razlika određena ne samo politikama država i nacionalnih tvrtki, već i specifičnostima položaja sjevernih industrija, gdje je potrebna pouzdanost i povjerenje jakih i velikih tržišnih igrača. Malo je vjerojatno da dostupnost ulaganja ovdje igra odlučujuću ulogu, budući da u LNG projektima uvijek postoji mnogo potencijalnih tržišnih igrača.

Sva razmatrana LNG postrojenja izgrađena su za relativno velika polja s rezervama plina od najmanje 170 milijardi m3. Za sjeverne i južne projekte nisu otkrivene ovisnosti o rezervama plina, ali je očito da južne regije imaju velike mogućnosti za provedbu pojedinačnih malih LNG projekata s manjim godišnjim obujmima proizvodnje - do 3 milijuna tona godišnje.

Argument u prilog ovoj tvrdnji je LNG tvornica u Kenaiju (SAD), gdje relativno male količine proizvodnje od 1,57 milijuna tona godišnje i očekivano iscrpljivanje rezervi postavljaju pitanje izvedivosti nastavka projekta nakon 40 godina uspješnog rada. operacija.

Dupliciranje kritične opreme kao što su rashladni kompresori nije uobičajeno i događa se samo u najstarijoj LNG tvornici u Kenaiju. Korištenje redundantne opreme može biti ne samo zastarjelo tehnološko rješenje, već i djelomično opravdano (ako postoji samo jedna tehnološka linija u sjevernim uvjetima za povećanje pouzdanosti). Na ovaj ili onaj način, ali Phillipsov razvoj 1992. predviđa ugradnju pojedinačnih turbopunjača. Phillipsova tehnologija dvostruke pouzdanosti ukapljivanja može biti prikladna opcija za mala, izolirana plinska polja.

U pogledu parametara kao što su ugovorni uvjeti, prodajna tržišta, rezerve ugljikovodika na poljima, veličina flote tankera i rezervoara, korištenje miješanih rashladnih sredstava i broj rashladnih ciklusa, nisu pronađena velika odstupanja između južnog i sjevernog bilje. Monotonija prodajnih tržišta (Japan, Koreja, Tajvan, Europa) - bez obzira na vrijeme pokretanja i lokaciju LNG tvornica - pokazuje isplativost uvoza LNG-a tankerima kroz velike vode za razvijene zemlje u nedostatku ili nedostatku energetskih resursa.

Upotreba tehnologija ukapljivanja plina s mješovitim rashladnim sredstvima je poželjnija od uporabe tehnologija s homogenim tekućinama, bez obzira na lokaciju postrojenja, budući da krivulja kondenzacije više odgovara krivulji hlađenja prirodnog plina, povećavajući učinkovitost procesa hlađenja , a sastav rashladnog sredstva može se mijenjati s promjenama u sastavu plina. Glavna prednost homogenih rashladnih sredstava je jednostavnost korištenja, ali u zbiru prednosti oni su inferiorni u odnosu na miješana rashladna sredstva.

Ne postoji izravna veza između broja ciklusa hlađenja i položaja tvornica u južnim ili sjevernim geografskim širinama. Većina modernih tehnologija ukapljivanja plina uključuje korištenje tri ciklusa, budući da je proces kondenzacije prirodnog plina napredniji. Bez obzira na lokaciju postrojenja, rokovi na koje se sklapaju dugoročni ugovori za opskrbu LNG-om povećani su s 15 na 20 ... 30 godina.

U posljednje se vrijeme povećao i broj proizvođača i kupaca LNG-a - sudionika u robno-proizvodnim odnosima.

Troškovi transporta LNG-a smanjuju se uvođenjem većih tankera. Istodobno, za prijevoz LNG-a iz sjevernih postrojenja potrebno je koristiti posebne ojačane tankere pogodne za korištenje u teškim ledenim uvjetima. Dokaz tome je sljedeća činjenica: u srpnju i prosincu 1993. godine tankeri LNG projekta Kenai kapaciteta 71.500 m3 zamijenjeni su tankerima kapaciteta 87.500 m3 pod nazivima "Polar Eagle" i "Arctic Sun". Bili su 15% kraći od originalnih tankera i mogli su držati 23% više LNG-a. To je dijelom bilo zbog zahtjeva japanske strane za korištenjem većih i novijih tankera, a dijelom zbog povećanja propusnosti tvornice. Kao i njihovi prethodnici, i ovi su tankeri dizajnirani za teške vremenske uvjete i niske temperature. Na njih su postavljeni samostojeći prizmatični spremnici; tankeri imaju trupove, propelere, osovine i pogonske mehanizme ojačane ledom.

Također je vrijedno razmotriti složenost klimatskih, ledenih, valnih, vjetrovitih uvjeta pri utovaru tankera u sjeverna LNG postrojenja. U arktičkim uvjetima, poboljšanje učinkovitosti primarnog rashladnog ciklusa vjerojatno će zahtijevati zamjenu propana rashladnim sredstvom s nižom točkom vrelišta. To može biti etan, etilen ili višekomponentno miješano rashladno sredstvo. Sposobnost LNG postrojenja da imaju koristi od teoretski veće učinkovitosti ukapljivanja na niskim temperaturama ovisi o projektnim temperaturama arktičkih postrojenja i njihovim projektnim operativnim strategijama. Ako se prosječna godišnja temperatura u projektima računa kao fiksna projektna temperatura, tada gubici zbog temperatura viših od prosječne temperature (faktorom od 1,8%/°C) mogu značajno nadmašiti prednosti učinkovite kondenzacije na temperaturama ispod prosjeka. Razlog tome može biti činjenica da će se količina proizvodnje LNG-a mijenjati kako bi se postigle i ispunile proizvodne kvote. Suprotno tome, fiksiranje projekta u smislu obujma i precjenjivanje projektnih temperatura (iznad prosječnih temperatura okoline) za postizanje potrebnih volumena može dovesti do veće ukupne učinkovitosti, ali i do većih kapitalnih troškova.

Ako se donese odluka da se postrojenje radi s različitim volumenima ovisno o temperaturi okoline, tada će se svojstva sirovog plina i logistika transporta LNG-a morati prilagoditi kako bi se prihvatile takve varijacije.

To nije uvijek moguće. Primjerice, hladniji okolišni uvjeti mogu dovesti do kašnjenja brodova u vrijeme kada tvornica može proizvesti maksimalnu količinu proizvodnje. Stoga će biti potrebno uravnotežiti ekonomske prednosti velikih proizvodnih linija, optimalnu projektnu konfiguraciju u smislu rada, kao i složenost izgradnje i izazove rada postrojenja na udaljenim lokacijama u promjenjivim uvjetima okoliša.

Dakle, na temelju rečenog mogu se izvući sljedeći zaključci.

Skup instalacija, njihovi tehnološki parametri i asortiman pripadajućih proizvoda ovise o svojstvima i količinama korištenog plina. Analiza nije otkrila značajnu ovisnost o lokaciji LNG postrojenja za čimbenike kao što su redoslijed smještaja tehnoloških jedinica, izbor tehnologija obrade plina i njihov rad.

Svaki tehnološki proces prikladan je za specifična svojstva plina i specifične uvjete uporabe, a najpraktičniji i najučinkovitiji u korištenju razmatranih procesa su proces kemijskog pročišćavanja MDEA s aktivatorom i fizički proces "Sulfinol-D".

Otkrivene su značajne razlike u izboru i radu tehnologije ukapljivanja između sjevernih i južnih LNG postrojenja. Klima i lokacije postrojenja su čimbenici koji utječu na postojeće i utjecat će na buduće arktičke LNG projekte.

Bibliografija

1. Puzhailo A.F., Savchenkov S.V., Repin D.G. i dr. Elektrane i napajanje plinskih transportnih objekata: Monografija serije "Znanstveni radovi za 45. obljetnicu JSC" Giprogaztsentr "/ Ed. O.V. Kryukov. T. 3. N. Novgorod: Istok, 2013. 300 str.
2. Buchnev O.A., Sarkisyan V.A. Izgledi za ukapljeni prirodni plin na energetskim tržištima // Gas Industry. 2005. broj 2.
3. Dorozhkin V.Yu., Teregulov R.K., Mastobaev B.N. Priprema plina za ukapljivanje ovisno o njegovim svojstvima // Transport i skladištenje naftnih derivata i ugljikovodičnih sirovina. 2013. broj 1.
4. Izotov N.V., Nikiforov V.N. Istraživanje tehnologija ukapljivanja prirodnog plina // Gas Industry. 2005. br.1.