Si të lëngshëm gazrat? Prodhimi dhe përdorimi i gazit të lëngshëm. Prodhimi i LPG-së nga gazi shoqërues i naftës

Prodhimi në shkallë të gjerë i gazit natyror të lëngshëm

Shndërrimi i gazit natyror në gjendje të lëngët kryhet në disa faza. Së pari, hiqen të gjitha papastërtitë - para së gjithash, dioksidi i karbonit, dhe ndonjëherë edhe mbetjet minimale të përbërjeve të squfurit. Më pas rikuperohet uji, i cili përndryshe mund të shndërrohet në kristale akulli dhe të bllokojë uzinën e lëngëzimit.

Si rregull, kohët e fundit, për pastrimin kompleks të gazit nga lagështia, dioksidi i karbonit dhe hidrokarburet e rënda, është përdorur një metodë adsorbimi e pastrimit të thellë të gazit në sitat molekulare.

Hapi tjetër është heqja e shumicës së hidrokarbureve të rënda, duke lënë kryesisht metanin dhe etanin. Gazi më pas ftohet gradualisht, zakonisht duke përdorur një proces ftohjeje me dy cikle në një seri këmbyesish nxehtësie (avullues chiller). Pastrimi dhe fraksionimi kryhen, si pjesa më e madhe e ftohjes, nën presion të lartë. Ftohtësia prodhohet nga një ose më shumë cikle ftohjeje, duke lejuar uljen e temperaturës në -160 ° C. Pastaj bëhet një lëng në presionin atmosferik.

prodhimin e gazit natyror të lëngshëm

Figura 1 Procesi i lëngëzimit të gazit natyror (Prodhimi i LNG)

Lëngëzimi i gazit natyror është i mundur vetëm kur ftohet nën temperaturën kritike. Përndryshe, gazi nuk mund të shndërrohet në lëng edhe në presione shumë të larta. Për të lëngëzuar gazin natyror në një temperaturë të barabartë me atë kritike (T = T cr), presioni i tij duhet të jetë i barabartë ose më i madh se ai kritik, domethënë P> Pkt. Kur gazi natyror lëngzohet nën një presion nën nivelin kritik (P< Ркт) температура газа также должна быть ниже критической.

Për të lëngëzuar gazin natyror, si parimet e ftohjes së brendshme, kur vetë gazi natyror vepron si një lëng pune, ashtu edhe parimet e ftohjes së jashtme, kur gazet kriogjenike ndihmëse me një pikë vlimi më të ulët (për shembull, oksigjeni, azoti, helium). Në rastin e fundit, shkëmbimi i nxehtësisë midis gazit natyror dhe gazit ndihmës kriogjen ndodh përmes sipërfaqes së shkëmbimit të nxehtësisë.

Në prodhimin industrial të LNG-së, ciklet më efikase të lëngëzimit janë me një njësi ftohjeje të jashtme (parimet e ftohjes së jashtme) të ushqyer nga hidrokarburet ose azoti, me pothuajse të gjithë gazin natyror të lëngshëm. Ciklet në përzierjet e ftohësve përdoren gjerësisht, ku një cikël kaskadë me një rrjedhë përdoret më shpesh se të tjerët, me një konsum specifik energjie prej 0,55-0,6 kW "h / kg LNG.

Në njësitë e lëngëzimit me kapacitet të vogël, gazi natyror i lëngshëm përdoret si ftohës, në këtë rast përdoren cikle më të thjeshta: me kompresor throttling, zgjerues, tub vorteksi etj.

Lëngëzimi i gazit natyror në bazë të ftohjes së brendshme mund të arrihet në mënyrat e mëposhtme:

* zgjerimi isentalpik i gazit të ngjeshur (entalpi i = konst), pra mbytje (duke përdorur efektin Joule-Thomson); kur mbytet, rrjedha e gazit nuk kryen asnjë punë;

* zgjerimi isentropik i gazit të ngjeshur (entropia S-const) me kthimin e punës së jashtme; në këtë rast fitohet një sasi shtesë e të ftohtit, përveç asaj për shkak të efektit Joule-Thomson, pasi puna e zgjerimit të gazit kryhet për shkak të energjisë së brendshme të tij.

Si rregull, zgjerimi isentalpik i gazit të ngjeshur përdoret vetëm në lëngëzimit me produktivitet të ulët dhe të mesëm, në të cilët mund të neglizhohet një konsum i caktuar i tepërt i energjisë. Zgjerimi isentropik i gazit të ngjeshur përdoret në pajisjet me kapacitet të lartë (në shkallë industriale).

Lëngëzimi i gazit natyror në bazë të ftohjes së jashtme mund të arrihet në mënyrat e mëposhtme:

* duke përdorur kriogjeneratorët e Stirling, Vuelemier-Takonis, etj.; trupat e punës të këtyre kriogjeneratorëve janë, si rregull, helium dhe hidrogjen, i cili lejon, kur kryen një cikël të mbyllur termodinamik, të arrijë një temperaturë në murin e shkëmbyesit të nxehtësisë nën pikën e vlimit të gazit natyror;

* përdorimi i lëngjeve kriogjenike me pikë vlimi më të ulët se ajo e gazit natyror, si azoti i lëngët, oksigjeni etj.;

* duke përdorur një cikël kaskadë duke përdorur ftohës të ndryshëm (propan, amoniak, metan, etj.); në një cikël kaskadë, një gaz që lëngohet lehtësisht nga ngjeshja, pas avullimit, krijon të ftohtin e nevojshëm për të ulur temperaturën e një gazi tjetër që është i vështirë për t'u lëngëzuar.

Pas lëngëzimit, LNG vendoset në rezervuarë të izoluar posaçërisht dhe më pas ngarkohet në transportues LNG për transport. Gjatë kësaj kohe transporti, një pjesë e vogël e LNG-së "avullon" pa ndryshim dhe mund të përdoret si lëndë djegëse për motorët e cisternave. Me të mbërritur në terminalin e konsumatorit, gazi i lëngshëm shkarkohet dhe vendoset në rezervuarët e magazinimit.

Përpara se LNG të vihet në përdorim, ai kthehet në gjendje të gaztë në stacionin e rigazifikimit. Pas rigazifikimit, gazi natyror përdoret në të njëjtën mënyrë si gazi i transportuar përmes tubacioneve të gazit.

Terminali i marrjes së LNG-së është një strukturë më pak komplekse se një impiant lëngëzimi dhe përbëhet kryesisht nga një pikë marrëse, një raft shkarkimi, rezervuarë magazinimi, instalime për përpunimin e gazeve nga avullimi nga rezervuarët dhe një njësi matëse.

Teknologjia e lëngëzimit të gazit, transportit dhe ruajtjes së tij tashmë është zotëruar plotësisht në botë. Prandaj, prodhimi i LNG-së është një industri me zhvillim mjaft të shpejtë në sektorin global të energjisë.

Prodhim në shkallë të vogël të gazit natyror të lëngshëm

Teknologjitë moderne bëjnë të mundur zgjidhjen e problemit të furnizimit autonom me energji elektrike të ndërmarrjeve të vogla industriale, sociale dhe vendbanimeve duke krijuar objekte energjetike të bazuara në minienergji duke përdorur LNG.

Pajisjet autonome të mini-energjisë që përdorin gaz natyror të lëngshëm jo vetëm që do të ndihmojnë në eliminimin e problemit të furnizimit me energji për rajonet e largëta, por janë gjithashtu një alternativë për t'i dhënë fund varësisë së konsumatorëve nga furnizuesit e mëdhenj të energjisë elektrike dhe ngrohjes. Për momentin, prodhimi i LNG në shkallë të vogël është një zonë tërheqëse për investime në objektet energjetike me një periudhë relativisht të shkurtër kthimi.

Ekziston një teknologji për lëngëzimin e gazit natyror duke përdorur energjinë e presionit diferencial të gazit në stacionin e shpërndarjes së gazit me futjen e njësive zgjeruese-kompresor, të zbatuara në stacionin e shpërndarjes së gazit "Nikolskaya" (rajoni i Leningradit). Kapaciteti projektues i uzinës për LNG është 30 ton në ditë.

Njësia e lëngëzimit të gazit natyror përbëhet nga një bllok këmbyesish nxehtësie ngrirësish, një sistem ftohjeje me gaz të ngjeshur, një njësi lëngëzimi, një njësi turbo-zgjerues-kompresor me dy faza, një sistem monitorimi dhe kontrolli të automatizuar për instalimin (ASCU), valvulat, duke përfshirë ato të kontrolluara dhe instrumentet.

Figura 2. Skema e impiantit të lëngëzimit të NG

Parimi i funksionimit të instalimit është si më poshtë (Fig. 2).

Gazi natyror me një normë rrjedhje prej 8000 Nm3 / orë dhe një presion prej 3.3 MPa furnizohet me turbongarkuesit K1 dhe K2 që funksionojnë në të njëjtin bosht si zgjeruesit turbo D1 dhe D2.

Për shkak të pastërtisë mjaftueshëm të lartë të gazit natyror (përmbajtja e CO2 jo më shumë se 400 ppm), në instalimin për lëngëzimin e gazit natyror, sigurohet vetëm dehidratimi i gazit, i cili, për të ulur koston e pajisjeve, parashikohet me metodën e lagështisë ngrirëse.

Në një turbongarkues me 2 faza, presioni i gazit rritet në 4.5 MPa, më pas gazi i ngjeshur ftohet në mënyrë të njëpasnjëshme në shkëmbyesit e nxehtësisë T3-2 dhe T3-1 dhe hyn në frigorifer, i përbërë nga 3 shkëmbyes nxehtësie T11-1, T11-2 dhe T11-3 (ose T12-1, T12-2 dhe T12-3), ku për shkak të përdorimit të gazit të ftohtë rrjedhja e kundërt nga shkëmbyesi i nxehtësisë T2-1 ngrin lagështia. Gazi i pastruar pas filtrit F1-2 ndahet në dy rryma.

Një rrjedhë (shumica e saj) dërgohet në ngrirje për rikuperim të ftohtë, dhe në daljen e ngrirësit përmes një filtri, ushqehet në mënyrë sekuenciale te zgjeruesit turbo D1 dhe D2, dhe pas tyre dërgohet në rrjedhën e kundërt në prizë. të ndarësit C2-1.

Rryma e dytë drejtohet në shkëmbyesin e nxehtësisë T2-1, ku, pas ftohjes, futet përmes mbytjes ДР në ndarësin С2-1, në të cilin faza e lëngshme ndahet nga avujt e saj. Faza e lëngshme (gazi natyror i lëngshëm) dërgohet në pajisjen e ruajtjes dhe te konsumatori, dhe faza e avullit furnizohet në mënyrë sekuenciale në shkëmbyesin e nxehtësisë T2-1, frigoriferin T11 ose T12 dhe shkëmbyesin e nxehtësisë T3-2, dhe më pas në linja me presion të ulët që ndodhet pas stacionit të shpërndarjes së gazit, ku presioni bëhet i barabartë me 0,28-0,6 MPa.

Pas një kohe të caktuar, ngrirësi T11 që funksionon transferohet në ngrohje dhe pastrim me gaz me presion të ulët nga rrjeti kryesor, dhe ngrirësi T12 transferohet në modalitetin e funksionimit. 28 janar 2009, A.P. Inkov, B.A. Skorodumov et al Neftegaz.RU

Në vendin tonë ka një numër të konsiderueshëm stacionesh të shpërndarjes së gazit, ku gazi i reduktuar humbet në mënyrë të padobishme presionin e tij dhe në disa raste, në dimër, është e nevojshme të furnizohet më shumë energji për të ngrohur gazin përpara se të mbytet.

Në të njëjtën kohë, duke përdorur energjinë praktikisht të lirë të rënies së presionit të gazit, është e mundur të merret një transportues energjie i dobishëm shoqëror, i përshtatshëm dhe miqësor me mjedisin - gazi natyror i lëngshëm, me të cilin është e mundur të gazifikohen objektet industriale, sociale dhe vendbanimet që bëjnë nuk ka furnizim me gaz me tubacion.

Konsumi i kufizuar i brendshëm inkurajon prodhuesit që të rrisin furnizimet me LPG jashtë vendit. Sot Evropa Veriperëndimore konsiderohet si një nga destinacionet më tërheqëse të eksportit nga deti. Në vitet e ardhshme, vendi pritet të nisë një sërë projektesh infrastrukturore të fokusuara kryesisht në tregun premtues të rajonit Azi-Paqësor.

Në të ardhmen e afërt, petrokimikatet duhet të bëhen katalizator për kërkesën e brendshme për LPG. Po flasim për nisjen e ardhshme nga SIBUR të kompleksit petrokimik më të madh në vend Zapsibneftekhim, i cili do të përpunojë gazrat e lëngshëm në produkte me vlerë të lartë të shtuar.

Sipas Thomson Reuters, në 2016 në Rusi (duke përjashtuar vëllimet e sipërmarrjes së përbashkët ruso-kazake KazRosGas) 16.2 milion ton LPG u prodhuan kundrejt 13 milion tonëve në 2012. Vitet e fundit, prodhimi i këtij produkti është rritur mesatarisht me 4.4% në vit. Një rënie e lehtë dhe në dukje e përkohshme ndodhi vetëm vitin e kaluar. Rritja e prodhimit është kryesisht për shkak të zgjerimit të kapaciteteve ekzistuese dhe ndërtimit të kapaciteteve të reja të SIBUR, Gazprom (Surgutsky ZSK) dhe NOVATEK (Purovsky ZPK) për përpunimin e gazit, stabilizimin e kondensatës së gazit dhe fraksionimin e gazit.

Sipas Ministrisë së Energjisë (statistikat e saj janë paksa të ndryshme nga sa më sipër), vëllimet më të mëdha të prodhimit të GLN-së sigurohen nga ndërmarrjet petrokimike (në 2016 - 7.9 milion ton). Ato pasohen nga fabrikat e përpunimit të gazit dhe rafineritë e kompanive të naftës - përkatësisht 4.9 milionë dhe 3.8 milionë tonë.

Prodhuesi kryesor rus i gazrave të lëngshëm të naftës është SIBUR. Sipas Thomson Reuters, ajo përbën 41% të prodhimit total (vetë kompania vlerëson pjesën e saj të tregut në 45%). Gazprom kontrollon 18% të tregut. Rosneft, për shkak të blerjes së aseteve të TNK-BP, SANORS dhe Bashneft, zuri vendin e tretë me një aksion prej 12%. Në përgjithësi, nëntë kompanitë më të mëdha mbulojnë 98% të tregut.

Sa i përket strukturës së prodhimit, deri në vitin 2015 ka pasur rritje të prodhimit të fraksioneve të pastërta të GLN-së - propan, butan dhe izobutan. Në tre vitet e fundit, prodhimi i përzierjes teknike të propan-butanit (TPBT) është rritur në maksimum, gjë që u shkaktua nga një rritje e mprehtë e kërkesës për këtë produkt në Ukrainë. Sipas Thomson Reuters, në vitin 2017, 33% e prodhimit total të LPG-së ra në SPBT, 47% - në fraksione të pastra.

Sferat kryesore të konsumit të GLN-së janë sektori i shërbimeve komunale, transporti motorik dhe petrokimikat. Industria e fundit në terma afatgjatë duhet të bëhet shtytësi kryesor i rritjes së kërkesës për LPG. Kështu, në përputhje me draftin e Strategjisë së Energjisë të Rusisë (versioni i përditësuar), prodhimi i etilenit deri në vitin 2020 duhet të rritet me 75-85%, dhe deri në vitin 2035 - 3.6-5 herë. Nëse në vitin 2016 24% e LPG u dërgua për përpunim të mëtejshëm, atëherë deri në vitin 2020 kjo shifër duhet të rritet në 30%, dhe deri në vitin 2035 - në 44-55%.

Një rol të rëndësishëm në zbatimin e këtyre planeve i është caktuar kompleksit petrokimik SIBUR në ndërtim.

Kapaciteti aktual i përpunimit APG i SIBUR është 25.4 miliardë metra kub në vit, duke përfshirë GPP Yuzhno-Priobsky, një projekt i përbashkët me Gazprom Neft. Kapaciteti i fraksionimit të gazit arrin 8.55 milionë tonë në vit. Njësia më e madhe e fraksionimit të gazit ndodhet në vendin industrial të kompanisë Tobolsk. Pjesa e gjerë e hidrokarbureve të lehta (NGL) e marrë në procesin e përpunimit të gazit natyror dhe të lidhur hyn në Tobolsk përmes një tubacioni produkti dhe ndahet këtu në fraksione të veçanta (propan, butan, izobutan dhe të tjerë).

Në qershor 2016, SIBUR përfundoi rindërtimin e kompleksit të përpunimit NGL, si rezultat i të cilit kapaciteti total i fraksionimit të gazit në Tobolsk u rrit nga 6.6 në 8 milion ton në vit. Për më tepër, verën e kaluar kompania përfundoi rindërtimin e fabrikës së përpunimit të gazit Yuzhno-Balyksky, falë së cilës uzina rriti kapacitetin e saj të prodhimit NGL me më shumë se 100 mijë ton në vit.

Kjo i lejon SIBUR të rrisë prodhimin e LPG-së, të cilat dërgohen si për eksport, që do të diskutohet më poshtë, ashtu edhe për përpunim të mëtejshëm në produkte petrokimike. "Pas lëshimit të Zapsibneftekhim, ne do të ndalojmë shitjen e rreth 3 milion ton gaze hidrokarbure të lëngshme, të cilat, në mënyrë konvencionale, tani kushtojnë 350 dollarë për ton, dhe ne do të fillojmë të shesim shtesë më shumë se 2 milion ton polimere të prodhuar nga ky gaz. i cili do të kushtojë, për shembull, 1000. dollarë për ton... Prodhimi i polimerit është një biznes më fitimprurës, por krijimi i tij nënkupton shpenzime të konsiderueshme kapitale, " vuri në dukje Dmitry Konov, kryetar i bordit të SIBUR në një intervistë me RBC verën e kaluar. .

Rosneft gjithashtu planifikon të rrisë prodhimin e LPG. "Vajza" e saj e gazit Rospan në shkurt 2018 synoi të nisë një kompleks për përgatitjen dhe përpunimin e gazit dhe kondensatës në zonën Vostochno-Urengoysky. Kur të arrijë kapacitetin e plotë, do të prodhojë çdo vit 16.7 miliardë metra kub gaz të thatë, deri në 5 milion ton kondensatë të qëndrueshme gazi dhe më shumë se 1.2 milion ton fraksion propan-butan. Për të transportuar gazra të lëngshëm, Rospan po ndërton një terminal ngarkimi pranë stacionit hekurudhor Korotchaevo me një kapacitet transporti prej 1.6 milion ton në vit.

Supozohet se pas nisjes së kompleksit, Rosneft do të rrisë prodhimin e LPG-së në 2.8 milionë tonë në vit (përfshirë impiantet e Bashneft) dhe do të bëhet prodhuesi i dytë i këtij produkti në vend. Edhe gazrat e lëngshëm janë planifikuar të përpunohen në produkte me vlerë të shtuar më të lartë. Kreu i Rosneft, Igor Sechin, përmendi, në veçanti, projektet për prodhimin e poliolefinave në rajonin e Vollgës, Siberinë Lindore dhe në bazë të Kompanisë Lindore Petrokimike (VNHK) në Primorye.

Në të ardhmen e afërt, një pjesëmarrës i ri mund të shfaqet në tregun e LPG - Kompania e Naftës Irkutsk. Projekti i saj i gazit përfshin ndërtimin e katër njësive të trajtimit të gazit natyror dhe të shoqëruar të naftës në fushat Yaraktinskoye dhe Markovskoye me një kapacitet total prej mbi 20 milion metra kub në ditë. NGL i prodhuar në uzina do të furnizohet nëpërmjet një tubacioni produkti në një kompleks të ri për marrjen, ruajtjen dhe transportimin e LPG-së në Ust-Kut, dhe më pas në GPP-në e ardhshme Ust-Kutsk me një kapacitet prej 1.8 milion ton në vit. Impianti do të sigurojë fraksionim të NGL për të marrë propan teknik, butan teknik dhe kondensatë të qëndrueshme gazi. Gazet e lëngshëm në sasi prej 550 mijë tonësh në vit janë planifikuar të furnizohen në tregun vendas dhe për eksport. Në fazën e tretë, INK planifikon ndërtimin e fabrikës së polimerit Ust-Kutsk, e cila do të prodhojë produkte me vlerë të lartë të shtuar - deri në 600 mijë tonë polietileni me presion të lartë dhe të ulët në vit.

Një tjetër lojtar i shquar në tregun e LPG-së mund të jetë EKTOS (dikur Volzhsky Rubber). Në pranverën e vitit 2017, SIBUR mbylli marrëveshjen për ta shitur atë 100% të Uralorgsintez SHA. Aktivitetet kryesore të Uralorgsintez janë prodhimi i LPG-së dhe një komponenti karburanti me oktan të lartë - metil tert-butil eter (MTBE). Kapaciteti i uzinës për fraksionimin e lëndëve të para hidrokarbure është 0.91 milion ton në vit, për prodhimin e MTBE - 220 mijë tonë, benzenit - 95 mijë ton në vit.

Lexoni tekstin e plotë në nr 1-2 të “Nafta e Rusisë”

Për më shumë se 30 vjet në BRSS, pastaj në Rusi, gazrat e lëngshëm dhe të ngjeshur janë përdorur në ekonominë kombëtare. Gjatë kësaj kohe, është kaluar një rrugë mjaft e vështirë në organizimin e kontabilitetit për gazrat e lëngshëm, zhvillimin e teknologjive për pompimin, matjen, ruajtjen dhe transportimin e tyre.

Nga djegia në rrëfim

Historikisht, potenciali i gazit si burim energjie është nënvlerësuar në vendin tonë. Duke mos parë sfera të justifikuara ekonomikisht të aplikimit, industrialistët e naftës u përpoqën të heqin qafe fraksionet e lehta të hidrokarbureve, i dogjën ato pa përfitim. Në vitin 1946, shpërbërja e industrisë së gazit në një industri të pavarur revolucionarizoi situatën. Vëllimi i prodhimit të këtij lloji të hidrokarbureve është rritur në mënyrë dramatike, si dhe raporti në bilancin e karburantit të Rusisë.

Kur shkencëtarët dhe inxhinierët mësuan të lëngëzojnë gazet, u bë e mundur të ndërtoheshin impiante të lëngëzimit të gazit dhe të dërgohej karburant blu në zona të largëta pa një tubacion gazi, dhe ta përdornin atë në çdo shtëpi, si karburant automobilash, në prodhim, dhe gjithashtu ta eksportonin atë për monedhë të fortë. .

Çfarë janë gazrat e lëngshëm të naftës

Ato ndahen në dy grupe:

1. Gazrat e lëngshëm të hidrokarbureve (LPG) janë një përzierje e përbërjeve kimike, e përbërë kryesisht nga hidrogjeni dhe karboni me struktura të ndryshme molekulare, domethënë një përzierje e hidrokarbureve me pesha të ndryshme molekulare dhe struktura të ndryshme.
2. Fraksionet e gjera të hidrokarbureve të lehta (NGL) - përfshijnë kryesisht përzierjet e hidrokarbureve të lehta të fraksioneve të heksanit (C6) dhe etanit (C2). Përbërja e tyre tipike: etani 2-5%, gazi i lëngshëm i fraksioneve C4-C5 40-85%, fraksioni i heksanit C6 15-30%, fraksioni i pentanit përbën pjesën e mbetur.

Gaz i lëngshëm: propan, butan

Në industrinë e gazit, është LPG që përdoret në shkallë industriale. Përbërësit kryesorë të tyre janë propani dhe butani. Ato përmbajnë gjithashtu hidrokarbure më të lehta (metan dhe etan) dhe ato më të rënda (pentan) si papastërti. Të gjithë këta përbërës janë hidrokarbure të ngopura. Përbërja e LPG-së mund të përfshijë gjithashtu hidrokarbure të pangopura: etilen, propileni, butileni. Butan-butilenet mund të jenë të pranishëm si komponime izomere (izobutani dhe izobutileni).

Teknologjitë e lëngëzimit

Ata mësuan të lëngëzojnë gazrat në fillim të shekullit të 20-të: në vitin 1913, holandezit K.O. Heike iu dha çmimi Nobel për lëngëzimin e heliumit. Disa gazra sillen në gjendje të lëngët me ftohje të thjeshtë pa kushte shtesë. Sidoqoftë, shumica e gazeve "industriale" të hidrokarbureve (dioksidi i karbonit, etani, amoniaku, butani, propani) janë të lëngëzuara nën presion.

Prodhimi i gazit të lëngshëm kryhet në impiantet e lëngëzimit të gazit të vendosura ose pranë fushave hidrokarbure ose në rrugën e tubacioneve kryesore të gazit pranë qendrave të mëdha të transportit. Gazi natyror i lëngshëm (ose i ngjeshur) mund të transportohet lehtësisht me transport rrugor, hekurudhor ose ujor deri te konsumatori përfundimtar, ku mund të ruhet, më pas të kthehet në gjendje të gaztë dhe të futet në rrjetin e furnizimit me gaz.

Pajisje speciale

Për të lëngëzuar gazrat përdoren instalime speciale. Ato zvogëlojnë ndjeshëm vëllimin e karburantit blu dhe rrisin densitetin e energjisë. Me ndihmën e tyre, është e mundur të kryhen metoda të ndryshme të përpunimit të hidrokarbureve, në varësi të aplikimit të mëvonshëm, vetive të lëndës së parë dhe kushteve mjedisore.

Impiantet e lëngëzimit dhe kompresimit janë projektuar për trajtimin e gazit dhe kanë një dizajn modular ose janë plotësisht të kontejneruar. Falë stacioneve të rigazifikimit, bëhet e mundur që edhe rajonet më të largëta të pajisen me karburant natyror të lirë. Sistemi i rigazifikimit gjithashtu lejon që gazi natyror të magazinohet dhe të furnizohet sipas nevojës në bazë të kërkesës (për shembull, gjatë periudhave të pikut të kërkesës).

Shumica e gazrave të ndryshëm në gjendje të lëngshme kanë aplikime praktike:

• Klori i lëngshëm përdoret për dezinfektimin dhe zbardhjen e pëlhurave dhe përdoret si armë kimike.
• Oksigjen - në spitale për pacientët me probleme të frymëmarrjes.
• Azoti - në kriokirurgji, për ngrirjen e indeve organike.
• Hidrogjeni është si karburanti i avionëve. Kohët e fundit janë shfaqur makina me hidrogjen.
• Argoni - në industri për prerjen e metaleve dhe saldimin me plazmë.

Ju gjithashtu mund të lëngëzoni gazra të klasës së hidrokarbureve, më të njohurit prej të cilëve janë propani dhe butani (n-butan, izobutan):

• Propani (C3H8) është një substancë organike e klasës së alkaneve. Merret nga gazi natyror dhe nga plasaritja e produkteve të naftës. Gaz pa ngjyrë, pa erë, pak i tretshëm në ujë. Përdoret si lëndë djegëse, për sintezën e polipropilenit, për prodhimin e tretësve, në industrinë ushqimore (aditiv E944).
• Butani (C4H10), klasa e alkaneve. Gaz pa ngjyrë, pa erë, i ndezshëm, lehtësisht i lëngshëm. Marrë nga kondensata e gazit, gazi i naftës (deri në 12%), gjatë plasaritjes së produkteve të naftës. Përdoret si lëndë djegëse, në industrinë kimike, në frigoriferë si ftohës, në industrinë ushqimore (aditiv E943).

Karakteristikat e LPG-së

Avantazhi kryesor i GLN-së është mundësia e ekzistencës së tyre në temperatura të ambientit dhe presione të moderuara, si në gjendje të lëngët ashtu edhe në gjendje të gaztë. Në gjendje të lëngët përpunohen, ruhen dhe transportohen lehtësisht, në gjendje të gaztë kanë karakteristikat më të mira të djegies.

Gjendja e sistemeve hidrokarbure përcaktohet nga kombinimi i ndikimeve të faktorëve të ndryshëm, prandaj, për një karakterizim të plotë, është e nevojshme të njihen të gjithë parametrat. Ato kryesore, të përshtatshme për matjen e drejtpërdrejtë dhe që ndikojnë në regjimet e rrjedhës, përfshijnë: presionin, temperaturën, densitetin, viskozitetin, përqendrimin e përbërësve, raportin fazor.

Sistemi është në ekuilibër nëse të gjithë parametrat mbeten të pandryshuar. Në këtë gjendje, nuk ka metamorfoza të dukshme cilësore dhe sasiore në sistem. Një ndryshim në të paktën një parametër cenon gjendjen e ekuilibrit të sistemit, duke shkaktuar këtë apo atë proces.

Vetitë

Gjatë ruajtjes dhe transportit të gazrave të lëngshëm, gjendja e grumbullimit të tyre ndryshon: një pjesë e substancës avullon, duke u shndërruar në gjendje të gaztë, një pjesë e saj kondensohet - shndërrohet në të lëngshme. Kjo veti e gazrave të lëngshëm është një nga ato përcaktuese në projektimin e sistemeve të magazinimit dhe shpërndarjes. Kur një lëng i vluar merret nga rezervuarët dhe transportohet përmes një tubacioni, një pjesë e lëngut avullon për shkak të humbjeve të presionit, formohet një rrjedhë dyfazore, presioni i avullit të së cilës varet nga temperatura e rrjedhës, e cila është më e ulët se temperatura në tanku. Nëse lëvizja e lëngut dyfazor nëpër tubacion ndalon, presioni në të gjitha pikat barazohet dhe bëhet i barabartë me presionin e avullit.

Teknologjitë e prodhimit dhe transportit të naftës dhe gazit po përmirësohen vazhdimisht. Dhe një nga shembujt më të qartë të kësaj është gazi natyror i lëngshëm (LNG), përkatësisht teknologjia e lëngëzimit të gazit në shkallë të gjerë dhe transportit të LNG-së nga deti në distanca të gjata. LNG është një revolucion i vërtetë në tregun e gazit, duke ndryshuar imazhin e energjisë moderne, dëshmi se industria e lëndëve të para është e aftë të gjenerojë zgjidhje moderne të teknologjisë së lartë. LNG po hap tregje të reja për karburantin blu, duke angazhuar gjithnjë e më shumë vende në biznesin e gazit, duke ndihmuar në zgjidhjen e enigmës së sigurisë globale të energjisë. Termi "pauzë e gazit", që do të thotë konsumi aktiv i gazit dhe shndërrimi i tij i mundshëm në karburant numër një, nuk është një frazë boshe.

Teknologjitë për prodhimin industrial të gazit natyror të lëngshëm nuk kanë shumë kohë. U vu në punë impianti i parë i eksportit të gazit të lëngshëm1964 Por që atëherë, procesi është përmirësuar vazhdimisht, dhe sot, për shembull, tashmë po përgatiten projekte për impiantet e para të lëvizshme të lëngëzimit të gazit lundrues në botë të vendosura në anije me tonazh të madh.

Gazi natyror i lëngshëm tërheq disa sektorë industrialë përgjatë zinxhirit. Këto janë ndërtimi i anijeve, inxhinieria e transportit dhe kimia. Gazi natyror i lëngshëm madje formëson estetikën e një shoqërie moderne shumë të industrializuar. Kushdo që ka parë një fabrikë të lëngëzimit të gazit mund të bindet për këtë.

Rusia, me rezervat më të mëdha të gazit në botë, ka qenë prej kohësh jashtë biznesit të gazit të lëngshëm dhe tregtisë së LNG. Por ky boshllëk i pakëndshëm është mbushur. Në vitin 2009, u vu në punë impianti i parë i lëngëzimit të gazit në Sakhalin - projekti Sakhalin-2. Është shumë e rëndësishme që është në Rusi që po zbatohen teknologji të avancuara në fushën e lëngëzimit të gazit. Për shembull, uzina Sakhalin bazohet në teknologjinë moderne të lëngëzimit të reagentëve të dyfishtë të përzier, të zhvilluar posaçërisht për këtë projekt. Për shkak se LNG prodhohet në temperatura shumë të ulëta, kushtet klimatike mund të kapitalizohen për të ulur koston e prodhimit të LNG dhe për të përmirësuar efikasitetin e procesit të prodhimit.

Nga ana tjetër, Rusia nuk ka zgjidhje tjetër përveç LNG. Proceset integruese po zhvillohen në botë, LNG-ja e konkurrentëve tashmë po hyn në tregjet tradicionale të eksportit të gazit rus, domethënë në Evropë, duke zhvendosur Gazpromin dhe Katari dhe Australia po rrisin pozicionet e tyre në rajonin e Azisë-Paqësorit, duke rrezikuar planet e Rusisë për të. eksportin në këto tregje.

Fushat e vjetra gjigante janë në fazën e prodhimit në rënie, nga fondi i ri ka "yje" në formën e fushave Bovanenkovskoye dhe Kharasaveyskoye. Më tej, vendi duhet të shkojë në raft dhe të zotërojë teknologjitë e reja. Dhe ashtu ndodhi që impiantet e LNG-së konsiderohen baza për fitimin e parave të rezervave të gazit të fushave të tilla - afër bregdetit, por të largëta nga konsumatori.

Fraza ruse "gaz natyror i lëngshëm" korrespondon me fjalën angleze të gazit natyror të lëngshëm (LNG). Është e rëndësishme të dallohet LNG nga grupi i gazit të lëngshëm të naftës (LPG), i cili përfshin propan-butanin e lëngshëm (SPB) ose gazin e lëngshëm të naftës (LPG). Por për t'i dalluar ato nga njëri-tjetri dhe për të kuptuar "familjen" e gazeve hidrokarbure të lëngshëm është e lehtë. Në fakt, ndryshimi kryesor qëndron në atë lloj gazi të lëngshëm. Nëse po flasim për lëngëzimin e gazit natyror, i cili kryesisht përbëhet nga metani, atëherë përdoret termi gaz natyror i lëngshëm - ose shkurtohet LNG. Metani është hidrokarburi më i thjeshtë, përmban një atom karboni dhe ka formulën kimike CH4. Në rastin e një përzierjeje propan-butan, ne po flasim për propan-butan të lëngshëm. Si rregull, ai nxirret nga gazi shoqërues i naftës (APG) ose nga distilimi i naftës si fraksioni më i lehtë. LPG përdoret, para së gjithash, si lëndë e parë në petrokimi për prodhimin e plastikës, si burim energjetik për gazifikimin e vendbanimeve apo automjeteve.

LNG nuk është një produkt i veçantë, megjithëse ka mundësi për të përdorur LNG në formën e tij të drejtpërdrejtë. Ky është praktikisht i njëjti metan që furnizohet përmes tubacioneve. Por kjo është një mënyrë krejtësisht e ndryshme për të ofruar gaz natyror te konsumatori. Metani i lëngshëm mund të transportohet në distanca të gjata nga deti, gjë që kontribuon në krijimin e një tregu global të gazit, duke i lejuar prodhuesit të gazit të diversifikojë shitjet e tij dhe blerësin të zgjerojë gjeografinë e blerjeve të gazit. Prodhuesi i LNG-së ka liri të madhe në gjeografinë e furnizimeve. Në fund të fundit, është më fitimprurëse të krijosh një infrastrukturë për transportin detar në distanca të gjata sesa të tërheqësh një tubacion gazi për mijëra kilometra. Nuk është rastësi që LNG quhet edhe "tub fleksibël", duke treguar avantazhin e tij kryesor ndaj metodës tradicionale të shpërndarjes së gazit: një tubacion konvencional lidh jashtëzakonisht fort fushat me një rajon specifik të konsumit.

Pasi të dërgohet në destinacionin e tij, LNG kthehet përsëri në një gjendje të gaztë - në njësinë e rigazifikimit, temperatura e tij sillet në temperaturën e ambientit, pas së cilës gazi bëhet i përshtatshëm për transport përmes rrjeteve konvencionale të tubacioneve.

LNG është një lëng i pastër, i pangjyrë, jo toksik që formohet në një temperaturë prej -160C. Pasi të dërgohet në destinacionin e tij, LNG kthehet përsëri në një gjendje të gaztë: në njësinë e rigazifikimit, temperatura e tij sillet në temperaturën e ambientit, pas së cilës gazi bëhet i përshtatshëm për transport përmes rrjeteve konvencionale të tubacioneve.

Avantazhi kryesor i gazit të lëngshëm ndaj homologut të tij të tubacionit është se gjatë ruajtjes dhe transportit ai merr 618-620 herë më pak vëllim, gjë që ul ndjeshëm kostot. Në fund të fundit, gazi natyror ka një densitet termik më të ulët në krahasim me naftën, dhe për këtë arsye, për të transportuar vëllime të gazit dhe naftës me të njëjtën vlerë kalorifike (d.m.th., sasia e nxehtësisë së lëshuar gjatë djegies së karburantit), në rastin e parë, është e madhe. kërkohen vëllime. Këtu lindi ideja e lëngëzimit të gazit për t'i siguruar atij një fitim në vëllim.

LNG mund të ruhet në presionin atmosferik, pika e tij e vlimit është -163 ° C, është jo toksik, pa erë dhe pa ngjyrë. Gazi natyror i lëngshëm nuk gërryen materialet strukturore. Vetitë e larta ekologjike të LNG shpjegohen me mungesën e squfurit në gazin e lëngshëm. Nëse squfuri është i pranishëm në gazin natyror, ai hiqet përpara procedurës së lëngëzimit. Është interesante se fillimi i epokës së gazit të lëngshëm në Japoni është pikërisht për faktin se kompanitë japoneze vendosën të përdorin LNG-në si lëndë djegëse për të reduktuar ndotjen e ajrit.

LNG-ja e prodhuar në impiantet moderne është kryesisht metan - rreth 95%, ku 5% e mbetur është etan, propan, butan dhe azot. Në varësi të fabrikës prodhuese, përmbajtja molare e metanit mund të ndryshojë nga 87 (bimë algjeriane) në 99.5% (uzina Kenai, Alaska). Vlera kalorifike neto është 33,494 kJ / m3 ose 50,116 kJ / kg. Për prodhimin e LNG-së, gazi natyror fillimisht pastrohet nga uji, dioksidi i squfurit, monoksidi i karbonit dhe përbërës të tjerë. Në fund të fundit, ata do të ngrijnë në temperatura të ulëta, gjë që do të çojë në dëmtimin e pajisjeve të shtrenjta.

Nga të gjitha burimet e energjisë hidrokarbure, gazi i lëngshëm është më i pastër - për shembull, kur përdoret për të prodhuar energji elektrike, emetimet e CO2 në atmosferë janë gjysma e më shumë se kur përdoret qymyri. Për më tepër, produktet e djegies së LNG përmbajnë më pak monoksid karboni dhe oksid azoti sesa gazi natyror - kjo është për shkak të pastrimit më të mirë gjatë djegies. Gjithashtu, nuk ka squfur në gazin e lëngshëm, i cili është gjithashtu një faktor i rëndësishëm pozitiv në vlerësimin e vetive mjedisore të LNG.

Zinxhiri i plotë i prodhimit dhe konsumit të LNG përfshin fazat e mëposhtme

prodhimi i gazit;

transportimi i tij në fabrikën e lëngëzimit;

procedura për lëngëzimin e gazit, shndërrimin e tij nga një gjendje e gaztë në një lëng, pompimin në rezervuarët e magazinimit në cisterna dhe transportin e mëtejshëm;

rigazifikimi në terminalet tokësore, pra shndërrimi i LNG në gjendje të gaztë;

dërgimi te konsumatori dhe përdorimi i tij.

Siç e dini, aktualisht dhe në afat të mesëm, gazi natyror mbetet një komponent jetik në plotësimin e nevojave globale për energji për shkak të avantazheve të tij ndaj llojeve të tjera të lëndëve djegëse fosile dhe për shkak të kërkesës në rritje të vazhdueshme për të.

Aktualisht, pjesa më e madhe e gazit u dërgohet konsumatorëve nëpërmjet tubacioneve të trungut në formë të gaztë.

Në të njëjtën kohë, në disa raste, për fusha të largëta të vështira për t'u arritur, transporti i gazit natyror të lëngshëm (LNG) preferohet nga tubacioni tradicional. Llogaritjet kanë treguar se transporti i LNG me cisterna, duke marrë parasysh ndërtimin e kapaciteteve të lëngëzimit dhe rigazifikimit, rezulton të jetë ekonomikisht i qëndrueshëm në distanca nga 2500 km (edhe pse shembulli me uzinën e Sakhalin LNG dëshmon rëndësinë e përjashtimeve). Për më tepër, industria e LNG-së është sot një lider në globalizimin e industrisë së gazit dhe është zgjeruar shumë përtej rajoneve individuale, gjë që nuk ishte rasti në fillim të viteve 1990.

Ndërsa kërkesa për LNG po rritet, mbajtja e projekteve konkurruese të LNG në mjedisin e sotëm nuk është një detyrë e lehtë. Një tipar i rëndësishëm i impianteve LNG është se shumica e artikujve të kostos diktohen nga parametra specifikë: cilësia e gazit të papërpunuar të prodhuar, kushtet natyrore dhe klimatike, topografia, vëllimi i operacioneve në det të hapur, disponueshmëria e infrastrukturës, kushtet ekonomike dhe politike.

Në këtë drejtim, me interes të veçantë kanë teknologjitë e trajtimit të gazit dhe të lëngëzimit, të cilat tashmë përdoren sot në impiantet moderne të GNL-së dhe që mund të klasifikohen sipas kritereve të ndryshme. Por është veçanërisht e rëndësishme që ato të vendosen në gjerësi të rehatshme jugore ose më të rënda veriore.

Bazuar në këtë, është e mundur të analizohen ndryshimet midis këtyre dy grupeve, të merren parasysh veçoritë dhe disavantazhet e secilit, të zbatohet përvoja e ndërtimit dhe funksionimit gjatë zbatimit të projekteve të reja LNG në Rusi, veçanërisht në kushtet e Arktikut. Por edhe duke marrë parasysh përvojën ekzistuese, zhvillimi i mundshëm i territoreve të Arktikut, ku ndodhen deri në 25% të rezervave të pazbuluara të hidrokarbureve, mund të sigurohet në të ardhmen nga risitë që rrisin efikasitetin dhe konkurrencën.

Historia e prodhimit të LNG

Eksperimentet për lëngëzimin e gazit natyror filluan në fund të shekullit të 19-të. Por vetëm në 1941 u ndërtua një fabrikë komerciale LNG në Cleveland (SHBA, Ohio). Fakti që LNG mund të transportohet në distanca të gjata me anije u demonstrua nga shembulli i transportit të LNG nga cisterna Methane Pioneer në 1959.

Fabrika e parë e eksportit të LNG-së me ngarkesë bazë ishte projekti Camel në Arzewa, Algjeri, i cili filloi në vitin 1964. Fabrika e parë që filloi prodhimin e LNG në një mjedis verior në 1969 ishte një fabrikë në Shtetet e Bashkuara në Alaskë. Shumica e zhvillimeve në teknologjitë për përgatitjen e gazit për lëngëzimin dhe për lëngëzimin e tij janë kryer më herët dhe po bëhen nga grupe shkencëtarësh që punojnë në stafin e rregullt të ndërmarrjeve tregtare. Pjesëmarrësit kryesorë në biznesin ndërkombëtar të LNG-së dhe datat e nisjes së impianteve sipas vitit janë paraqitur në Tabelë. 1.

Në fillim të vitit 2014, 32 impiante LNG ishin në funksionim në 19 vende të botës; 11 impiante LNG në pesë vende të botës janë në ndërtim e sipër; 16 impiante të tjera LNG janë planifikuar në tetë vende. Në Rusi, me përjashtim të fabrikës LNG në rreth. Sakhalin, ekziston një projekt për të ndërtuar një fabrikë LNG të Balltikut në Rajonin e Leningradit, një fabrikë LNG është planifikuar në Yamal me përfshirjen e partnerëve të huaj. Ka propozime për ndërtimin e objekteve LNG për zhvillimin e fushave Shtokman dhe Yuzhno-Tambeyskoye dhe për zbatimin e projekteve Sakhalin-1 dhe Sakhalin-3.

Një numër i madh i organizatave ruse u përfshinë në projekte që lidhen me gazin e lëngshëm: Gazprom VNIIGAZ LLC, Fabrika e Përpunimit të Gazit në Moskë, GPP-të Sosnogorsk dhe Orenburg, Fabrika e Ndërtimit të Makinerisë Arsenal OJSC, NPO Geliymash OJSC, Cryogenmash OJSC, OJSC Uralkriomash, OJSCr dhe të tjerë.

I gjithë sistemi GNL përfshin elementë të prodhimit, përpunimit, pompimit, lëngëzimit, ruajtjes, ngarkimit, transportit dhe shkarkimit dhe rigazifikimit. Projektet e LNG kërkojnë një sasi të mjaftueshme kohe, parash dhe përpjekjesh në fazën e projektimit, vlerësimin ekonomik, ndërtimin dhe zbatimin komercial. Zakonisht duhen më shumë se 10 vjet nga projektimi në zbatim. Prandaj, është praktikë e pranuar përgjithësisht për të lidhur kontrata 20-vjeçare. Rezervat e gazit në fushë duhet të jenë të mjaftueshme për 20-25 vjet në mënyrë që ai të konsiderohet burim i hidrokarbureve të lehta për LNG. Faktorët përcaktues janë natyra e gazit, presioni i disponueshëm në rezervuar, marrëdhënia e gazit të lirë dhe të tretur me naftën bruto, faktorët e transportit, duke përfshirë distancën deri në portin detar.

Industria e LNG-së ka bërë përparime të mëdha gjatë viteve. Nëse totali i të gjitha inovacioneve gjatë kësaj kohe merret në mënyrë konvencionale si 100%, atëherë 15% është një përmirësim në proces, 15% është një përmirësim në pajisje dhe 70% llogaritet nga integrimi i nxehtësisë dhe energjisë. Në të njëjtën kohë, kostot kapitale u ulën me 30%, si dhe u ul kostoja e transportit të gazit përmes tubacioneve. Ka një tendencë të qartë drejt rritjes së volumit të linjave teknologjike. Që nga viti 1964, kapaciteti i një linje të vetme përpunimi është rritur 20 herë. Në të njëjtën kohë, sipas gjendjes aktuale të ekonomisë dhe teknologjisë, burimet e gazit, të cilat konsiderohen të vështira për t'u marrë, vlerësohen në 127.5 trilionë. m3. Prandaj, problemi aktual është transportimi i karburantit të ngjeshur në distanca të gjata dhe nëpër zona të konsiderueshme ujore.

Tabela 1

Vënia në punë në mbarë botën e impianteve të LNG

Duke pasur parasysh shpërndarjen e pabarabartë të burimeve të gazit natyror në botë, detyra e shitjes së këtyre burimeve përmes tubacioneve mund të rezultojë e pamundur ose ekonomikisht jo tërheqëse. Për tregjet më shumë se 1500 milje (më shumë se 2500 km) larg, opsioni LNG është dëshmuar të jetë mjaft ekonomik. Kryesisht për këtë arsye, furnizimet globale të LNG janë vendosur të dyfishohen nga 2005 në 2018.

Tregjet LNG ishin kryesisht në zona me rritje të lartë industriale. Disa nga kontratat ishin me çmime fikse; kjo ndryshoi në vitin 1991 kur çmimi i LNG filloi të lidhej me naftën dhe produktet e naftës. Përqindja e tregtimit në tregun spot u rrit nga 4% në 1990 në 18% deri në vitin 2012.

Në zinxhirin e vlerës së LNG-së, lëngëzimi i gazit natyror është pjesa me kostot më të larta të investimit dhe operimit. Shumë procese të lëngëzimit ndryshojnë vetëm në ciklet e ftohjes. Proceset me një ftohës të përzier janë të përshtatshme për linjat e prodhimit me një vëllim prej 1 ... 3 milion ton në vit. Proceset teknologjike me vëllime nga 3 deri në 10 milionë tonë në vit bazohen në përdorimin e dy cikleve të njëpasnjëshme të ftohjes që minimizojnë rënien e presionit në qarkun e gazit natyror. Përdorimi i ciklit të tretë të ftohjes bëri të mundur anashkalimin e "fyteve të ngushta" të tilla në procesin teknologjik si diametri i shkëmbyesit kriogjenik të nxehtësisë dhe vëllimi i kompresorit të ftohjes për ciklin e propanit. Studimet e proceseve të ndryshme të lëngëzimit tregojnë se secili prej tyre nuk është shumë më efektiv se të tjerët. Përkundrazi, çdo teknologji ka një avantazh konkurrues në kushte të caktuara. Nuk ka gjasa që të priten ndryshime të mëdha në kostot kapitale për shkak të përmirësimeve të vogla të procesit, pasi vetë procesi bazohet në ligjet e pandryshueshme të termodinamikës. Si rezultat, industria e LNG-së mbetet shumë intensive e kapitalit.

Është e mundur që prodhimi i LNG në 30 vjet të ndryshojë nga ai që ekziston sot. Përvoja e rëndësishme është grumbulluar jashtë vendit në projektimin, prodhimin dhe funksionimin e automjeteve dhe anijeve me LNG. Për shkak të zgjidhjes së një sërë problemesh teknike, uljes së aktivitetit investues në komplekset e GNL-së në tokë, për shkak të vështirësisë së gjetjes së gazit në dispozicion, projektet e impianteve lundruese të LNG-së po tërheqin gjithnjë e më shumë vëmendjen e të gjithë pjesëmarrësve në industrinë e LNG-së. Inovacioni teknik dhe integrimi i përpjekjeve mund të sigurojë suksesin e vazhdueshëm të projekteve të tilla; kjo kërkon zgjidhjen e një kompleksi detyrash të ndryshme - ekonomike, teknike dhe mjedisore.

Megjithatë, sot, ashtu si vitet e fundit, industria e GNL-së me meritë zë vendin e saj të rëndësishëm në tregun e energjisë dhe ka të ngjarë të ruajë këtë pozicion në të ardhmen e parashikueshme.

Përgatitja e gazit për lëngëzimin

Përpunimi i gazit varet shumë nga vetitë e gazit të papërpunuar, si dhe nga hyrja e hidrokarbureve të rënda përmes gazit të papërpunuar. Për të bërë të mundur lëngëzimin e gazit, gazi fillimisht përpunohet. Kur hyn në fabrikë, zakonisht bëhet një ndarje fillestare e fraksioneve dhe kondensata ndahet.

Meqenëse shumica e papastërtive (uji, CO2, H2S, Hg, N2, He, sulfidi karbonil COS, merkaptanët RSH, etj.) ngrijnë në temperaturat e LNG ose ndikojnë negativisht në cilësinë e produktit që plotëson specifikimet e kërkuara të produktit, këta përbërës janë gjithashtu të ndara. Më tej, hidrokarburet më të rënda ndahen për të parandaluar ngrirjen e tyre gjatë procesit të lëngëzimit.

Tabela 2 paraqet një përmbledhje të ushqimit të hidrokarbureve të përdorura në të gjitha impiantet në shqyrtim.

tabela 2

Përbërjet e gazit në impiantet veriore dhe jugore

Është e qartë se përzierjet e hidrokarbureve nga secila prej shtatë impianteve janë të përshtatshme për prodhimin e LNG, pasi shumica e tyre janë komponime të lehta metani dhe etani. Rrjedha e gazit që hyn në secilën prej impianteve të konsideruara LNG përmban ujë, azot, dioksid karboni. Në të njëjtën kohë, përmbajtja e azotit varion në intervalin 0,1-4,5%, CO2 - nga 0,07 në 8%. Përmbajtja e gazit të lagësht varion nga 1% në uzinën LNG të Emirateve të Bashkuara Arabe në 5-11% në uzinat e LNG në Iran dhe Alaskë.

Përveç kësaj, gazi i një numri fabrikash përmban merkur, helium, mercaptan dhe papastërti të tjera squfuri. Problemi i rikuperimit të sulfurit të hidrogjenit duhet të adresohet në çdo impiant, përveç uzinës së LNG-së në Oman. Mërkuri është i pranishëm në gaz

Sakhalin, Norvegji, Iran, Katar dhe Oman. Prania e heliumit konfirmohet vetëm në projektin Katargaz2. Prania e RSH, COS konfirmohet në gazin e projektit iranian LNG.

Përbërja dhe vëllimi i gazit ndikon jo vetëm në sasinë e LNG-së së prodhuar, por edhe në vëllimin dhe shumëllojshmërinë e nënprodukteve, siç tregohet në tabelë. 3. Bëhet e qartë se, para së gjithash, përbërja e gazit ndikon në zgjedhjen dhe përdorimin e pajisjeve për përpunimin e gazit, dhe rrjedhimisht në të gjithë procesin e trajtimit të gazit dhe në rendimentin e produktit përfundimtar.

Tabela 3

Nënproduktet e gazit të impianteve të LNG në shqyrtim

Për të hequr gazrat acid në impiantet LNG, përdoret procesi Hi-Pure - një kombinim i një procesi tretës K2CO3 për të hequr pjesën më të madhe të CO2 dhe një procesi tretës amin me bazë DEA (dietanolaminë) për të hequr CO2 dhe H2S të mbetur (Fig. 1 )...

Impiantet e LNG-së në Iran, Norvegji, Katar, Oman dhe Sakhalin përdorin sistemin e pastrimit të gazit amine acid MDEA (metildietanolaminë) me një aktivizues ("aMDEA").

Ky proces ka një sërë avantazhesh ndaj proceseve fizike dhe proceseve të tjera aminike: thithje dhe selektivitet më të mirë, presion më të ulët të avullit, temperaturë më optimale të funksionimit, konsum të energjisë, etj.

Lëngëzimi i gazit

Sipas shumicës së vlerësimeve dhe vëzhgimeve, moduli i lëngëzimit përbën 45% të kostove kapitale të të gjithë impiantit GNL, që është 25–35% e kostove totale të projektit dhe deri në 50% të kostove të mëvonshme operative. Teknologjia e lëngëzimit bazohet në ciklin e ftohjes, kur ftohësi, përmes zgjerimit dhe tkurrjes së njëpasnjëshme, transferon nxehtësinë nga temperatura e ulët në temperaturën e lartë. Vëllimi i prodhimit të linjës së procesit përcaktohet kryesisht nga procesi i lëngëzimit i përdorur nga ftohësi, përmasat më të mëdha të disponueshme të kombinimit të kompresorit / makinës në atë cikël dhe shkëmbyesit e nxehtësisë që ftohin gazin natyror.

Parimet themelore të ftohjes dhe lëngëzimit të gazit supozojnë se kthesat ftohje-ngrohje të gazit dhe ftohësit janë të vendosura sa më afër që të jetë e mundur.

Zbatimi i këtij parimi rezulton në një proces termodinamik më efikas që kërkon kosto më të ulëta për njësi të LNG-së të prodhuar, dhe kjo vlen për të gjitha proceset e lëngëzimit.

Pjesët kryesore të një impianti të lëngëzimit të gazit janë kompresorët që qarkullojnë ftohës, disqet e kompresorëve dhe shkëmbyesit e nxehtësisë që përdoren për të ftohur dhe lëngëzuar gazin dhe për të shkëmbyer nxehtësinë midis ftohësve. Shumë procese të lëngëzimit ndryshojnë vetëm në ciklet e ftohjes.

tabela 4

Tabela përmbledhëse e të dhënave për impiantet e LNG

Tabela 4 tregon karakteristikat krahasuese të proceseve të lëngëzimit për të gjitha impiantet e analizuara. Skema e teknologjisë së lëngëzimit C3/MR (Fig. 2), e cila përdoret në uzinat LNG në Oman dhe Emiratet e Bashkuara Arabe, është gjithashtu më e përhapura sot në botë.

Shqyrtimi dhe krahasimi i të gjitha termocentraleve veriore të LNG-së dhe termocentraleve LNG në Lindjen e Mesme çon në përfundimin e mëposhtëm: ka dallime midis tyre në dizajn, zgjedhjen e teknologjive të lëngëzimit të gazit dhe funksionimin.

Kjo do të thotë se klima dhe vendndodhja do të ndikojnë në projektet ekzistuese dhe të ardhshme të Arktikut LNG.

Vëllimet e prodhimit dhe zgjedhja e teknologjisë përcaktohen jo më pak nga faktorë të tillë si kushtet natyrore. Duke përdorur shembullin e impianteve të LNG-së Norvegjeze dhe Sakhalin, tregohet se është më produktiv të prodhohet LNG në territoret veriore. Analiza nuk zbuloi asnjë arsye që mund të pengonte përdorimin e teknologjive të konsideruara të lëngëzimit të gazit në impiantet në kushtet klimatike të jugut dhe veriut, me përjashtim të teknologjisë së re DMR, e cila u zhvillua posaçërisht për kushtet e Sakhalin.

Sidoqoftë, zgjedhja e një teknologjie të veçantë për një rajon të caktuar ndikon në efikasitetin dhe konsumin e energjisë së prodhimit të LNG, pasi këto parametra të procesit të lëngëzimit përcaktohen nga fakti nëse impianti funksionon në kushte të ftohta. Është gjithashtu e rëndësishme të theksohet se të gjitha projektet veriore kërkonin çdo herë një zgjidhje të re teknologjike për procesin e lëngëzimit, ndërkohë që përdorimi i teknologjive standarde është i përhapur në Lindjen e Mesme.

Numri i pjesëmarrësve të projektit në impiantet e jugut varion nga 3 në 9, dhe kjo është 1.5 herë më shumë se në projektet e LNG-së veriore, ku numri i prodhuesve varion nga 2 në 6.

Mund të supozohet se një ndryshim i tillë përcaktohet jo vetëm nga politikat e shteteve dhe kompanive kombëtare, por edhe nga specifikat e vendndodhjes së industrive veriore, ku kërkohet besueshmëria dhe besimi i lojtarëve të fortë dhe të mëdhenj të tregut. Nuk ka gjasa që disponueshmëria e investimeve të luajë një rol vendimtar këtu, pasi ka gjithmonë shumë lojtarë potencialë të tregut në projektet e LNG.

Të gjitha impiantet e konsideruara të LNG-së u ndërtuan për fusha relativisht të mëdha me rezerva gazi prej të paktën 170 miliardë m3. Nuk janë identifikuar varësi për projektet veriore dhe jugore nga rezervat e gazit, por është e qartë se rajonet jugore kanë mundësi të mëdha për zbatimin e projekteve të vogla të GNL-së me vëllime më të ulëta të prodhimit vjetor - deri në 3 milion ton në vit.

Argument në favor të një deklarate të tillë është fabrika e LNG në Kenai (SHBA), ku vëllimet relativisht të vogla të prodhimit prej 1.57 milion ton/vit dhe shterimi i pritshëm i rezervave ngrenë pyetjen e fizibilitetit të vazhdimit të projektit pas 40 vitesh. operacion i suksesshëm.

Dyfishimi i pajisjeve kritike si kompresorët e ftohjes nuk është i zakonshëm dhe ndodh vetëm në uzinën më të vjetër të LNG në Kenai. Përdorimi i pajisjeve të tepërta mund të jetë jo vetëm një zgjidhje teknologjike e vjetëruar, por edhe pjesërisht e justifikuar (nëse ka vetëm një linjë teknologjike në kushtet veriore për të rritur besueshmërinë). Në një mënyrë apo tjetër, por zhvillimet në 1992 nga Phillips parashikojnë instalimin e turbochargerëve të vetëm. Teknologjia e lëngëzimit me besueshmëri të dyfishtë Phillips mund të jetë një opsion i përshtatshëm për fusha të vogla gazi të izoluara.

Për sa i përket parametrave të tillë si kushtet e kontratës, tregjet e shitjeve, rezervat e hidrokarbureve në fusha, madhësia e flotës së cisternave dhe fermave të tankeve, përdorimi i ftohësve të përzier dhe numri i cikleve të ftohjes, nuk u gjetën mospërputhje të mëdha midis jugut dhe veriut. bimët. Uniformiteti i tregjeve të shitjeve (Japoni, Kore, Tajvan, Evropë) - pavarësisht nga koha e fillimit dhe vendndodhja e impianteve LNG - tregon përfitimin e importit të LNG me cisterna përmes zonave të mëdha ujore për vendet e zhvilluara në mungesë ose mungesë energjie. burimet.

Përdorimi i teknologjive të lëngëzimit të gazit me ftohës të përzier është më i preferuar se përdorimi i teknologjive me lëngje homogjene, pavarësisht vendndodhjes së impiantit, pasi kurba e kondensimit përputhet më shumë me kurbën e ftohjes së gazit natyror, duke rritur efikasitetin e procesit të ftohjes. , dhe përbërja e ftohësit mund të ndryshojë me ndryshimet në përbërjen e gazit. Avantazhi kryesor i ftohësve homogjenë është lehtësia e përdorimit, por në totalin e avantazheve ato janë inferiore ndaj ftohësve të përzier.

Nuk ka asnjë varësi të drejtpërdrejtë të numrit të cikleve të ftohjes nga vendndodhja e fabrikave në gjerësinë gjeografike jugore ose veriore. Shumica e teknologjive moderne të lëngëzimit të gazit përfshijnë përdorimin e tre cikleve, pasi procesi i kondensimit të gazit natyror është më i avancuar. Pavarësisht vendndodhjes së uzinës, afatet për të cilat lidhen kontratat afatgjata për furnizimin me LNG u rritën nga 15 në 20 ... 30 vjet.

Kohët e fundit është rritur edhe numri i prodhuesve dhe blerësve të LNG - pjesëmarrës në marrëdhëniet mall-prodhim.

Kostot e transportit të LNG zvogëlohen nga futja e cisternave më të mëdha. Në të njëjtën kohë, për transportin e LNG nga impiantet veriore, është e nevojshme të përdoren cisterna speciale të përforcuara të përshtatshme për përdorim në kushte të vështira akulli. Dëshmi e kësaj është fakti i mëposhtëm: në korrik dhe dhjetor 1993 cisternat e projektit LNG Kenai me kapacitet 71.500 m3 u zëvendësuan me cisterna me kapacitet 87.500 m3 me emrat "Polar Eagle" dhe "Arctic Sun". Ata ishin 15% më të shkurtër se cisternat origjinale dhe mund të mbanin 23% më shumë LNG. Kjo ishte pjesërisht për shkak të kërkesave të palës japoneze për përdorimin e cisternave më të mëdha dhe të reja, dhe pjesërisht për shkak të rritjes së xhiros së uzinës. Ashtu si paraardhësit e tyre, këto cisterna janë projektuar për kushte të vështira të motit dhe temperatura të ulëta. Mbi to u vendosën kontejnerë prizmatikë të lirë; cisternat kanë përforcim akulli të bykut, helikës, boshteve dhe mekanizmave të lëvizjes.

Vlen gjithashtu të merret parasysh kompleksiteti i kushteve klimatike, të akullit, të valëve, të erës gjatë ngarkimit të cisternave në termocentralet veriore të LNG. Në kushte arktike, përmirësimi i efikasitetit të ciklit parësor të ftohjes ka shumë të ngjarë të kërkojë zëvendësimin e propanit me një ftohës me një pikë vlimi më të ulët. Mund të jetë etani, etilen ose një ftohës i përzier me shumë përbërës. Aftësia e impianteve LNG për të përfituar nga efikasiteti teorikisht më i lartë i gazit të lëngshëm në temperatura të ftohta varet nga temperaturat e projektimit të impianteve të Arktikut dhe nga strategjitë e tyre të funksionimit të projektimit. Nëse temperatura mesatare vjetore llogaritet në projekte si një temperaturë fikse e projektimit, atëherë humbjet për shkak të temperaturave më të larta se temperatura mesatare (me një faktor prej 1,8% / ° C) mund të tejkalojnë ndjeshëm përfitimet e kondensimit efikas në temperatura nën mesatare. Kjo mund të jetë për shkak të faktit se vëllimet e prodhimit të LNG do të ndryshojnë për të arritur dhe përmbushur kuotat e prodhimit. Në të kundërt, rregullimi i projektit për sa i përket vëllimeve dhe mbivlerësimi i temperaturave të projektimit (mbi temperaturat mesatare të ambientit) për të arritur vëllimet e kërkuara mund të çojë në efikasitet më të lartë të përgjithshëm, por edhe në kosto më të larta kapitale.

Nëse merret vendimi për të operuar impiantin me vëllime të ndryshme në varësi të temperaturës së ambientit, atëherë vetitë e gazit të papërpunuar dhe logjistikës së transportit të LNG-së do të duhet të rregullohen për të përshtatur ndryshime të tilla.

Kjo nuk është gjithmonë e mundur. Për shembull, kushtet mjedisore më të ftohta mund të çojnë në vonesa në anije në një kohë kur uzina mund të prodhojë sasinë maksimale të prodhimit. Prandaj, do të jetë e nevojshme të balancohen avantazhet ekonomike të linjave të mëdha të përpunimit, konfigurimi optimal i projektimit për sa i përket funksionimit, si dhe kompleksiteti i ndërtimit dhe sfidat e funksionimit të uzinës në vende të largëta në kushtet e ndryshimit të mjedisit.

Kështu, në bazë të asaj që u tha, mund të nxirren përfundimet e mëposhtme.

Kompleti i instalimeve, parametrat e tyre teknologjikë dhe gama e produkteve të lidhura varen nga vetitë dhe vëllimet e gazit të përdorur. Analiza nuk zbuloi një varësi të konsiderueshme nga vendndodhja e uzinës LNG për faktorë të tillë si sekuenca e rregullimit të njësive teknologjike, zgjedhja e teknologjive të trajtimit të gazit dhe funksionimi i tyre.

Çdo proces teknologjik është i përshtatshëm për vetitë specifike të gazit dhe kushtet specifike të aplikimit, dhe më praktik dhe efektiv nga proceset e konsideruara janë procesi i pastrimit kimik të MDEA me një aktivizues dhe procesi fizik "Sulfinol-D".

Zbuloi dallime të rëndësishme në zgjedhjen dhe funksionimin e teknologjisë së lëngëzimit midis impianteve të LNG-së veriore dhe jugore. Klima dhe vendndodhjet e bimëve janë faktorë që ndikojnë në projektet ekzistuese dhe do të ndikojnë në projektet e ardhshme të Arktikut LNG.

Bibliografi

1. Puzhailo A.F., Savchenkov S.V., Repin D.G. dhe të tjera. Termocentralet dhe furnizimi me energji elektrike i objekteve të transportit të gazit: Monografi e serisë "Punime shkencore për 45 vjetorin e SHA" Giprogaztsentr "/ Ed. O.V. Kryukov. T. 3. N. Novgorod: Istok, 2013.300 f.
2. Buchnev O.A., Sarkisyan V.A. Perspektivat për gazin natyror të lëngshëm në tregjet e energjisë // Industria e gazit. 2005. Nr. 2.
3. Dorozhkin V.Yu., Teregulov R.K., Mastobaev B.N. Përgatitja e gazit për lëngëzimin në varësi të vetive të tij // Transporti dhe ruajtja e produkteve të naftës dhe lëndëve të para hidrokarbure. 2013. Nr. 1.
4. Izotov N.V., Nikiforov V.N. Hulumtimi i teknologjive të lëngëzimit të gazit natyror // Industria e gazit. 2005. Nr. 1.