Hur gör man för flytande gaser? Produktion och användning av flytande gas. LPG-produktion från tillhörande petroleumgas

Storskalig produktion av flytande naturgas

Omvandlingen av naturgas till flytande tillstånd utförs i flera steg. Först tas alla föroreningar bort - först och främst koldioxid och ibland till och med minimala rester av svavelföreningar. Därefter återvinns vatten, som annars skulle kunna förvandlas till iskristaller och täppa till kondenseringsanläggningen.

Som regel har nyligen, för komplex rening av gas från fukt, koldioxid och tunga kolväten, en adsorptionsmetod för djuprening av gas på molekylsilar använts.

Nästa steg är att ta bort det mesta av de tunga kolvätena och lämna kvar främst metan och etan. Gasen kyls sedan gradvis ned, vanligtvis med hjälp av en tvåtakts kylprocess i en serie värmeväxlare (kylförångare). Rening och fraktionering utförs, liksom huvuddelen av kylningen, under högt tryck. Kyla produceras av en eller flera kylcykler, vilket gör att temperaturen kan sänkas till -160 ° C. Då blir det en vätska vid atmosfärstryck.

produktion av flytande naturgas

Figur 1: Process för flytande av naturgas (LNG-produktion)

Förvätskning av naturgas är endast möjlig när den kyls under den kritiska temperaturen. Annars kan gasen inte omvandlas till vätska ens vid mycket höga tryck. För att göra naturgas flytande vid en temperatur lika med den kritiska (T = T cr), måste dess tryck vara lika med eller större än den kritiska, det vill säga P> Pkt. När naturgas kondenseras under tryck under det kritiska (P< Ркт) температура газа также должна быть ниже критической.

För att göra naturgas flytande, både principerna för intern kylning, när naturgas själv fungerar som en arbetsvätska, och principerna för extern kylning, när hjälpande kryogena gaser med en lägre kokpunkt (till exempel syre, kväve, helium). I det senare fallet sker värmeväxling mellan naturgasen och den kryogena hjälpgasen genom värmeväxlingsytan.

Inom industriell LNG-produktion är de mest effektiva kondensationscyklerna med en extern kylenhet (externa kylningsprinciper), som drivs av kolväten eller kväve, och nästan all naturgas är flytande. Cykler på blandningar av köldmedier används i stor utsträckning, där en enkelflödeskaskadcykel används oftare än andra, med en specifik energiförbrukning på 0,55-0,6 kW "h / kg LNG.

Flytande naturgas används som köldmedium i kondensationsenheter med liten kapacitet, i detta fall används enklare cykler: med strypning, expander, virvelrör, etc. kompressor.

Kondensering av naturgas baserad på intern kylning kan uppnås på följande sätt:

* isentalpisk expansion av komprimerad gas (entalpi i = const), d.v.s. strypning (med hjälp av Joule-Thomson-effekten); vid strypning utför gasflödet inget arbete;

* isentropisk expansion av komprimerad gas (entropi S-konst) med återkomst av externt arbete; i detta fall erhålls en ytterligare mängd kyla, utöver den som orsakas av Joule-Thomson-effekten, eftersom arbetet med gasexpansion utförs på grund av dess inre energi.

Som regel används den isentalpiska expansionen av komprimerad gas endast i kondensatorer med liten och medelhög produktivitet, där en viss överdriven energiförbrukning kan försummas. Isentropisk expansion av komprimerad gas används i enheter med hög kapacitet (i industriell skala).

Kondensering av naturgas baserad på extern kylning kan uppnås på följande sätt:

* använda kryogeneratorer av Stirling, Vuelemie-Takonis, etc.; arbetskropparna för dessa kryogeneratorer är som regel helium och väte, vilket gör det möjligt att, när man utför en sluten termodynamisk cykel, uppnå en temperatur på värmeväxlarens vägg under kokpunkten för naturgas;

* användningen av kryogena vätskor med en kokpunkt som är lägre än den för naturgas, såsom flytande kväve, syre, etc.;

* använda en kaskadcykel med olika köldmedier (propan, ammoniak, metan, etc.); i en kaskadcykel skapar en gas som lätt kan göras flytande genom kompression, vid förångning, kyla som är nödvändig för att sänka temperaturen på en annan gas som är svår att kondensera.

Efter kondensering placeras LNG i speciellt isolerade lagringstankar och lastas sedan i LNG-bärare för transport. Under denna transporttid "avdunstas" alltid en liten del av LNG och kan användas som bränsle för tankbilsmotorer. När den når konsumentterminalen lossas den flytande gasen och placeras i lagringstankar.

Innan LNG tas i bruk återförs den till ett gasformigt tillstånd vid en återförgasningsstation. Efter återförgasning används naturgas på samma sätt som gas som transporteras genom gasledningar.

LNG-mottagningsterminalen är en mindre komplex struktur än en kondenseringsanläggning och består huvudsakligen av en mottagningspunkt, ett utsläppsställ, lagringstankar, installationer för behandling av gaser från avdunstning från tankar och en mätenhet.

Tekniken för kondensering av gas, dess transport och lagring har redan bemästrats till fullo i världen. Därför är LNG-produktion en ganska snabbt växande industri i den globala energisektorn.

Småskalig produktion av flytande naturgas

Modern teknik gör det möjligt att lösa problemet med autonom kraftförsörjning av små industriella, sociala företag och bosättningar genom att skapa energianläggningar baserade på minienergi med hjälp av LNG.

Autonoma minienergianläggningar som använder flytande naturgas kommer inte bara att bidra till att eliminera problemet med strömförsörjning till avlägsna regioner, utan också fungera som ett alternativ för att stoppa konsumenternas beroende av stora leverantörer av el och värme. För närvarande är småskalig LNG-produktion ett attraktivt område för investeringar i energianläggningar med relativt kort återbetalningstid.

Det finns en teknik för flytande naturgas med hjälp av energin från differentialtrycket för gas vid GDS med införandet av expander-kompressorenheter, implementerade vid GDS "Nikolskaya" (Leningrad-regionen). Anläggningens designkapacitet för LNG är 30 ton per dag.

Naturgasförvätsningsenheten består av ett block med frysvärmeväxlare, ett kylsystem för komprimerad gas, en kondenseringsenhet, en tvåstegs turbo-expander-kompressorenhet, ett automatiserat övervaknings- och kontrollsystem för driften av installationen (ASCU ), ventiler, inklusive kontrollerade, och instrumentering.

Figur 2. Schema för NG kondensationsanläggningen

Funktionsprincipen för installationen är som följer (fig. 2).

Naturgas med en flödeshastighet på 8000 nm3/h och ett tryck på 3,3 MPa tillförs K1- och K2-turboladdare som arbetar på samma axel som D1- och D2-turboexpandarna.

På grund av den tillräckligt höga renheten hos naturgas (CO2-innehåll som inte överstiger 400 ppm) tillhandahålls endast gasuttorkning i anläggningen för flytande naturgas, som, för att minska kostnaderna för utrustning, tillhandahålls genom frysning av fukt.

I en 2-stegs turboladdare stiger gastrycket till 4,5 MPa, sedan kyls den komprimerade gasen successivt i värmeväxlarna T3-2 och T3-1 och går in i frysen, bestående av 3 värmeväxlare T11-1, T11-2 och T11-3 (eller T12-1, T12-2 och T12-3), där på grund av användningen av kall gas omvänt flöde från värmeväxlaren T2-1 fryser fukt. Den renade gasen efter filter F1-2 delas upp i två strömmar.

En ström (det mesta av den) skickas till frysen för kall återvinning, och vid utloppet av frysen genom ett filter, matas den sekventiellt till turboexpanderarna D1 och D2 och skickas efter dem till det omvända flödet vid utloppet av separatorn C2-1.

Den andra strömmen riktas till värmeväxlaren T2-1, där den efter kylning stryps genom gasreglaget ДР in i separatorn С2-1, i vilken vätskefasen separeras från dess ångor. Den flytande fasen (flytande naturgas) skickas till lagringsenheten och till konsumenten, och ångfasen matas sekventiellt till T2-1 värmeväxlaren, T11 eller T12 frysen och T3-2 värmeväxlaren, och sedan till lågtrycksledningen placerad efter gasdistributionsstationen, där trycket blir lika med 0,28-0,6 MPa.

Efter en viss tid överförs den fungerande T11-frysen till uppvärmning och spolning med lågtrycksgas från huvudledningen, och T12-frysen överförs till driftläge. 28 januari 2009, A.P. Inkov, B.A. Skorodumov et al Neftegaz.RU

I vårt land finns det ett betydande antal gasdistributionsstationer, där den reducerade gasen värdelöst tappar sitt tryck, och i vissa fall, på vintern, är det nödvändigt att tillföra mer energi för att värma gasen innan den stryps.

Samtidigt, med praktiskt taget fri energi av gastryckfall, är det möjligt att få en socialt användbar, bekväm och miljövänlig energibärare - flytande naturgas, med vilken det är möjligt att förgasa industriella, sociala anläggningar och bosättningar som inte har gasförsörjning i rörledningen.

Begränsad inhemsk konsumtion uppmuntrar producenter att öka utbudet av gasol utomlands. Idag anses nordvästra Europa vara en av de mest attraktiva exportdestinationerna till sjöss. Under de kommande åren förväntas landet lansera ett antal infrastrukturprojekt som främst är inriktade på den lovande marknaden i Asien-Stillahavsområdet.

Inom en snar framtid bör petrokemikalier bli en katalysator för den inhemska ryska efterfrågan på gasol. Vi pratar om den kommande lanseringen av SIBUR av landets största petrokemiska komplex, Zapsibneftekhim, som kommer att förädla flytande gaser till produkter med högt mervärde.

Enligt Thomson Reuters producerades 16,2 miljoner ton gasol 2016 i Ryssland (exklusive volymerna i det rysk-kazakiska samriskföretaget KazRosGaz) mot 13 miljoner ton 2012. Under de senaste åren har produktionen av denna produkt ökat med i genomsnitt 4,4 % per år. En liten och till synes tillfällig nedgång inträffade först förra året. Ökningen i produktionen beror främst på utbyggnaden av den befintliga och konstruktionen av ny kapacitet hos SIBUR, Gazprom (Surgutsky ZSK) och NOVATEK (Purovsky ZPK) för gasbearbetning, stabilisering av gaskondensat och gasfraktionering.

Enligt energiministeriet (dess statistik skiljer sig något från ovanstående) tillhandahålls de största volymerna LPG-produktion av petrokemiska företag (2016 - 7,9 miljoner ton). De följs av gasbearbetningsanläggningar och oljebolags raffinaderier - 4,9 miljoner respektive 3,8 miljoner ton.

Den ledande ryska producenten av flytande petroleumgaser är SIBUR. Enligt Thomson Reuters står den för 41 % av den totala produktionen (företaget själv uppskattar sin marknadsandel till 45 %). Gazprom kontrollerar 18 % av marknaden. Rosneft, på grund av köpet av tillgångar från TNK-BP, SANORS och Bashneft, tog tredjeplatsen med en andel på 12%. Generellt täcker de nio största företagen 98 % av marknaden.

När det gäller produktionsstrukturen skedde fram till 2015 en ökning av produktionen av rena LPG-fraktioner - propan, butan och isobutan. Under de senaste tre åren har produktionen av teknisk propan-butan-blandning (TPBT) ökat till det maximala, vilket orsakades av en kraftig ökning av efterfrågan på denna produkt i Ukraina. Enligt Thomson Reuters föll 33 % av den totala gasolproduktionen 2017 på SPBT, 47 % - på rena fraktioner.

Huvudsfärerna för gasolkonsumtion är allmännyttiga sektorn, biltransporter och petrokemi. Den sistnämnda industrin bör på lång sikt bli den främsta drivkraften för tillväxten i efterfrågan på gasol. Så, i enlighet med utkastet till Rysslands energistrategi (i den uppdaterade versionen), bör etenproduktionen 2020 öka med 75-85% och 2035 - 3,6-5 gånger. Om 2016 24% av gasol skickades för vidare bearbetning, bör denna siffra till 2020 öka till 30% och till 2035 - till 44-55%.

En viktig roll i genomförandet av dessa planer tilldelas det petrokemiska komplexet SIBUR som är under uppbyggnad.

SIBURs nuvarande APG-bearbetningskapacitet är 25,4 miljarder kubikmeter per år, inklusive Yuzhno-Priobsky GPP, ett gemensamt projekt med Gazprom Neft. Gasfraktioneringskapaciteten når 8,55 miljoner ton per år. Den största gasfraktioneringsenheten finns på företagets industrianläggning i Tobolsk. Den breda andelen lätta kolväten (NGL) som erhålls i processen för bearbetning av naturgas och tillhörande gas kommer in i Tobolsk genom en produktpipeline och delas här i separata fraktioner (propan, butan, isobutan och andra).

I juni 2016 slutförde SIBUR återuppbyggnaden av NGL-bearbetningskomplexet, vilket resulterade i att den totala gasfraktioneringskapaciteten i Tobolsk ökade från 6,6 till 8 miljoner ton per år. Dessutom slutförde företaget förra sommaren återuppbyggnaden av Yuzhno-Balyksky-gasbearbetningsanläggningen, tack vare vilken anläggningen ökade sin NGL-produktionskapacitet med mer än 100 tusen ton per år.

Detta gör att SIBUR kan öka produktionen av gasol, som skickas både för export, vilket kommer att diskuteras nedan, och för vidare bearbetning till petrokemiska produkter. "Efter lanseringen av Zapsibneftekhim kommer vi att sluta sälja cirka 3 miljoner ton flytande kolvätegaser, som konventionellt nu kostar 350 $ per ton, och vi kommer att börja sälja mer än 2 miljoner ton polymerer som produceras av denna gas, som kommer att kosta, till exempel, 1 000 . dollar per ton ... Polymerproduktion är en mer lönsam verksamhet, men dess skapande innebär betydande kapitalutgifter ", noterade Dmitry Konov, styrelseordförande för SIBUR, i en intervju med RBC förra sommaren .

Rosneft planerar också att öka produktionen av gasol. I februari 2018 avsåg dess gas-"dotter" Rospan att lansera ett komplex för beredning och bearbetning av gas och kondensat i Vostochno-Urengoysky-området. När den når full kapacitet kommer den årligen att producera 16,7 miljarder kubikmeter torr gas, upp till 5 miljoner ton stabilt gaskondensat och mer än 1,2 miljoner ton propan-butanfraktion. För att transportera flytande gaser bygger Rospan en lastterminal nära Korotchaevo järnvägsstation med en omlastningskapacitet på 1,6 miljoner ton per år.

Det antas att Rosneft efter lanseringen av komplexet kommer att öka produktionen av gasol till 2,8 miljoner ton per år (med hänsyn till Bashneft-fabrikerna) och bli den näst största producenten av denna produkt i landet. Även flytande gaser planeras att förädlas till produkter med högre förädlingsvärde. Chefen för Rosneft, Igor Sechin, nämnde särskilt projekt för produktion av polyolefiner i Volga-regionen, östra Sibirien och på basis av Eastern Petrochemical Company (VNHK) i Primorye.

Inom en snar framtid kan en ny deltagare dyka upp på LPG-marknaden - Irkutsk Oil Company. Dess gasprojekt omfattar byggandet av fyra naturgasreningsenheter och tillhörande petroleumgasbehandlingsenheter vid Yaraktinskoye- och Markovskoye-fälten med en total kapacitet på över 20 miljoner kubikmeter per dag. NGL som produceras vid fabrikerna kommer att levereras via en produktpipeline till ett nytt komplex för mottagning, lagring och frakt av gasol i Ust-Kut, och därefter till den framtida Ust-Kutsk GPP med en kapacitet på 1,8 miljoner ton per år. Anläggningen kommer att tillhandahålla fraktionering av NGL för att erhålla teknisk propan, teknisk butan och stabilt gaskondensat. Flytande gaser i mängden 550 tusen ton per år planeras att levereras till den inhemska marknaden och för export. I det tredje steget planerar INK att bygga Ust-Kutsk-polymerfabriken, som kommer att producera produkter med högt mervärde - upp till 600 tusen ton hög- och lågtryckspolyeten per år.

EKTOS (tidigare Volzhsky Rubber) kan bli ytterligare en betydande aktör på gasolmarknaden. Våren 2017 stängde SIBUR affären för att sälja den till 100 % av Uralorgsintez JSC. Uralorgsintez huvudsakliga verksamhet är produktion av gasol och en högoktanig bränslekomponent - metyl-tert-butyleter (MTBE). Anläggningens kapacitet för fraktionering av kolväteråvaror är 0,91 miljoner ton per år, för produktion av MTBE - 220 tusen ton, bensen - 95 tusen ton per år.

Läs hela texten i nr 1-2 av "Oil of Russia"

I mer än 30 år i Sovjetunionen, sedan i Ryssland, har flytande och komprimerade gaser använts i den nationella ekonomin. Under denna tid har en ganska svår väg gått för att organisera redovisningen av flytande gaser, utveckla teknik för att pumpa, mäta, lagra och transportera dem.

Från brännande till bekännelse

Historiskt sett har potentialen för gas som energikälla underskattats i vårt land. Utan att se ekonomiskt motiverade tillämpningsområden försökte oljeindustriister bli av med lätta fraktioner av kolväten, brände dem utan fördel. 1946 revolutionerade uppdelningen av gasindustrin i en oberoende industri situationen. Volymen av produktion av denna typ av kolväten har ökat dramatiskt, liksom förhållandet i Rysslands bränslebalans.

När forskare och ingenjörer lärde sig att göra gaser flytande, blev det möjligt att bygga företag för flytande gas och leverera blåbränsle till avlägsna områden utan en gasledning, och använda det i varje hem, som bilbränsle, i produktionen och även exportera det för hård valuta.

Vad är flytande petroleumgaser

De är indelade i två grupper:

1. Flytande kolvätegaser (LPG) är en blandning av kemiska föreningar, huvudsakligen bestående av väte och kol med olika molekylära strukturer, det vill säga en blandning av kolväten med olika molekylvikter och olika strukturer.
2. Breda fraktioner av lätta kolväten (NGL) - inkluderar oftast blandningar av lätta kolväten av hexan (C6) och etan (C2) fraktioner. Deras typiska sammansättning: etan 2-5%, flytande gas av C4-C5-fraktioner 40-85%, hexanfraktion C6 15-30%, pentanfraktionen står för resten.

Flytande gas: propan, butan

Inom gasindustrin är det gasol som används i industriell skala. Deras huvudkomponenter är propan och butan. De innehåller även lättare kolväten (metan och etan) och tyngre (pentan) som föroreningar. Alla de listade komponenterna är mättade kolväten. Sammansättningen av gasol kan också inkludera omättade kolväten: eten, propen, butylen. Butan-butylener kan vara närvarande som isomera föreningar (isobutan och isobutylen).

Teknik för vätskebildning

De lärde sig att göra gaser flytande i början av 1900-talet: 1913 tilldelades holländaren K.O. Heike Nobelpriset för flytande av helium. Vissa gaser bringas till flytande tillstånd genom enkel kylning utan ytterligare villkor. Men de flesta av de "industriella" kolvätegaserna (koldioxid, etan, ammoniak, butan, propan) kondenseras under tryck.

Produktionen av flytande gas utförs vid anläggningar för flytande gas som är belägna antingen nära kolvätefält eller på vägen till huvudgasledningar nära stora transportnav. Flytande (eller komprimerad) naturgas kan enkelt transporteras på väg, järnväg eller vatten till slutkonsumenten, där den kan lagras, sedan omvandlas tillbaka till ett gasformigt tillstånd och matas in i gasförsörjningsnätet.

Specialutrustning

För att kondensera gaser används speciella installationer. De minskar avsevärt volymen av blått bränsle och ökar energitätheten. Med deras hjälp är det möjligt att utföra olika metoder för bearbetning av kolväten, beroende på efterföljande användning, råvarans egenskaper och miljöförhållanden.

Vätske- och kompressionsanläggningar är designade för gasbehandling och har en modulär design eller är helt containeriserade. Tack vare återförgasningsstationer blir det möjligt att förse även de mest avlägsna regionerna med billigt naturligt bränsle. Återförgasningssystemet tillåter också att naturgas lagras och tillförs vid behov baserat på efterfrågan (till exempel under perioder med hög efterfrågan).

De flesta av de olika gaserna i flytande tillstånd har praktiska tillämpningar:

• Flytande klor används för att desinficera och bleka tyger och används som ett kemiskt vapen.
• Syre - på sjukhus för patienter med andningsproblem.
• Kväve - vid kryokirurgi, för frysning av organiska vävnader.
• Vätgas är som flygbränsle. Nyligen har vätgasdrivna bilar dykt upp.
• Argon - inom industrin för metallskärning och plasmasvetsning.

Du kan också kondensera gaser av kolväteklassen, de mest populära är propan och butan (n-butan, isobutan):

• Propan (C3H8) är ett organiskt ämne av alkanklassen. Erhållen från naturgas och genom krackning av petroleumprodukter. Färglös, luktfri gas, lätt löslig i vatten. Det används som bränsle, för syntes av polypropen, för framställning av lösningsmedel, i livsmedelsindustrin (tillsats E944).
• Butan (C4H10), alkanklass. Färglös, luktfri brandfarlig gas, lätt flytande. Mottaget från gaskondensat, petroleumgas (upp till 12%), vid krackning av petroleumprodukter. Det används som bränsle, i den kemiska industrin, i kylskåp som ett köldmedium, i livsmedelsindustrin (tillsats E943).

LPG-egenskaper

Den största fördelen med gasol är möjligheten att de existerar vid omgivningstemperaturer och måttliga tryck både i flytande och gasformigt tillstånd. I flytande tillstånd är de lätta att bearbeta, lagra och transportera, i gasformigt tillstånd har de de bästa förbränningsegenskaperna.

Kolvätesystemens tillstånd bestäms av kombinationen av influenserna från olika faktorer, därför är det nödvändigt att känna till alla parametrar för en fullständig karakterisering. De viktigaste, som är tillgängliga för direkt mätning och påverkan av flödesregimerna, inkluderar: tryck, temperatur, densitet, viskositet, koncentration av komponenter, fasförhållande.

Systemet är i jämvikt om alla parametrar förblir oförändrade. I detta tillstånd sker ingen synlig kvalitativ och kvantitativ metamorfos i systemet. En förändring av minst en parameter bryter mot systemets jämviktstillstånd, vilket orsakar den eller den processen.

Egenskaper

Under lagring av flytande gaser och transport förändras deras aggregationstillstånd: en del av ämnet avdunstar, omvandlas till ett gasformigt tillstånd, en del av det kondenserar - förvandlas till en vätska. Denna egenskap hos flytande gaser är en av de definierande i utformningen av lagrings- och distributionssystem. När en kokande vätska tas från tankar och transporteras genom en rörledning avdunstar en del av vätskan på grund av tryckförluster, ett tvåfasflöde bildas vars ångtryck beror på framledningstemperaturen som är lägre än temperaturen i tanken. Om rörelsen av tvåfasvätskan genom rörledningen upphör, utjämnas trycket vid alla punkter och blir lika med ångtrycket.

Olje- och gasproduktion och transporttekniker förbättras ständigt. Och ett av de tydligaste exemplen på detta är flytande naturgas (LNG), nämligen tekniken för storskalig flytande av gas och transport av LNG till sjöss över långa avstånd. LNG är en verklig revolution på gasmarknaden, som förändrar bilden av modern energi, ett bevis på att råvaruindustrin är kapabel att generera moderna högteknologiska lösningar. LNG öppnar nya marknader för blått bränsle, engagerar fler och fler länder i gasbranschen, och hjälper till att lösa pusslet med global energisäkerhet. Termen "gaspaus", som betyder den aktiva förbrukningen av gas och dess möjliga omvandling till bränsle nummer ett, är inte en tom fras.

Teknikerna för industriell produktion av flytande naturgas har inte mycket tid. Den första exportanläggningen för flytande gas togs i drift1964 Men sedan dess har processen ständigt förbättrats och idag förbereds till exempel redan projekt för världens första mobila flytande flytande gasanläggningar placerade på stora fartyg.

Flytande naturgas drar flera industrisektorer längs kedjan. Dessa är skeppsbyggnad, transportteknik och kemi. Flytande naturgas formar till och med estetiken i ett modernt högindustrialiserat samhälle. Alla som har sett en anläggning för kondensering av gas kan vara övertygad om detta.

Ryssland, med världens största gasreserver, har länge varit utanför branschen för flytande gas och LNG-handeln. Men denna obehagliga lucka har fyllts. 2009 togs den första anläggningen för kondensering av gas i Sakhalin i drift - Sakhalin-2-projektet. Det är mycket viktigt att det är i Ryssland som avancerad teknik inom området för flytande gas implementeras. Till exempel är anläggningen i Sakhalin baserad på den senaste tekniken för vätskebildning av dubbla reagenser som utvecklats specifikt för detta projekt. Eftersom LNG produceras vid ultralåga temperaturer kan klimatförhållandena utnyttjas, vilket gör LNG-produktion billigare och ökar effektiviteten i produktionsprocessen.

Å andra sidan har Ryssland inget annat val än LNG. Integrationsprocesser utvecklas i världen, konkurrenternas LNG går redan in på de traditionella exportmarknaderna för rysk gas, det vill säga till Europa, och tränger undan Gazprom, medan Qatar och Australien ökar sina positioner i Asien-Stillahavsområdet, vilket äventyrar Rysslands exportplaner till dessa marknader.

De gamla jättefälten befinner sig i sjunkande produktion, från den nya fonden finns "stjärnor" i form av fälten Bovanenkovskoye och Kharasaveyskoye. Vidare måste landet gå till hyllan och behärska ny teknik. Och det råkade bara vara så att LNG-anläggningar anses vara grunden för monetarisering av gasreserver för just sådana fält - nära kusten, men långt från konsumenten.

Den ryska frasen "flytande naturgas" motsvarar engelskans flytande naturgas (LNG). Det är viktigt att skilja LNG från gruppen flytande petroleumgas (LPG), som inkluderar flytande propan-butan (SPB) eller flytande petroleumgas (LPG). Men att skilja dem från varandra och att förstå "familjen" av flytande kolvätegaser är lätt. Egentligen ligger den största skillnaden i vilken typ av gas som är flytande. Om vi ​​pratar om flytande av naturgas, som i första hand består av metan, så används termen flytande naturgas - eller LNG förkortas. Metan är det enklaste kolvätet, det innehåller en kolatom och har den kemiska formeln CH4. När det gäller en propan-butan-blandning talar vi om flytande propan-butan. Som regel utvinns den från tillhörande petroleumgas (APG) eller från oljedestillation som den lättaste fraktionen. Gasol används först och främst som råvara inom petrokemin för tillverkning av plast, som energiresurs för förgasning av bosättningar eller på fordon.

LNG är inte en fristående produkt, även om det finns möjligheter att använda LNG i sin direkta form. Detta är praktiskt taget samma metan som tillförs genom rörledningar. Men detta är ett fundamentalt annorlunda sätt att leverera naturgas till konsumenten. Flytande metan kan transporteras över långa sträckor till sjöss, vilket bidrar till skapandet av en global gasmarknad, vilket gör det möjligt för gasproducenten att diversifiera sin försäljning och köparen att utöka geografin för gasinköp. LNG-producenten har stor frihet i leveransernas geografi. När allt kommer omkring är det mer lönsamt att skapa en infrastruktur för sjötransporter över långa avstånd än att dra en gasledning i tusentals kilometer. Det är ingen slump att LNG också kallas "flexibelt rör", vilket visar sin främsta fördel jämfört med den traditionella metoden för gasleverans: en konventionell rörledning förbinder fälten extremt styvt med ett specifikt konsumtionsområde.

När LNG har levererats till sin destination omvandlas den tillbaka till ett gasformigt tillstånd - i återförgasningsenheten bringas dess temperatur till omgivningstemperatur, varefter gasen blir lämplig för transport genom konventionella rörledningsnätverk.

LNG är en klar, färglös, giftfri vätska som bildas vid en temperatur på -160C. När LNG:n har levererats till sin destination omvandlas den tillbaka till ett gasformigt tillstånd: i återförgasningsenheten bringas dess temperatur till omgivningstemperatur, varefter gasen blir lämplig för transport genom konventionella rörledningsnät.

Den största fördelen med flytande gas jämfört med dess motsvarighet i rörledningen är att den under lagring och transport tar upp 618-620 gånger mindre volym, vilket avsevärt minskar kostnaderna. Naturgas har trots allt en lägre termisk densitet jämfört med olja, och därför, för att transportera volymer av gas och olja med samma värmevärde (det vill säga mängden värme som frigörs under bränsleförbränning), i det första fallet, stora volymer krävs. Det var här tanken att göra gasen flytande uppstod för att ge den en volymökning.

LNG kan lagras vid atmosfärstryck, dess kokpunkt är -163 ° C, den är giftfri, luktfri och färglös. Flytande naturgas korroderar inte konstruktionsmaterial. LNG:s höga miljöegenskaper förklaras av frånvaron av svavel i den flytande gasen. Om svavel finns i naturgas avlägsnas det före flytande förfarandet. Intressant nog beror början på eran av flytande gas i Japan just på det faktum att japanska företag bestämde sig för att använda LNG som bränsle för att minska luftföroreningarna.

LNG som produceras i moderna anläggningar är huvudsakligen metan - cirka 95 %, medan de återstående 5 % är etan, propan, butan och kväve. Beroende på tillverkningsanläggningen kan molhalten av metan variera från 87 (algeriska växter) till 99,5 % (Kenai-anläggningen, Alaska). Nettovärmevärdet är 33 494 kJ / m3 eller 50 116 kJ / kg. För LNG-produktion renas naturgas först från vatten, svaveldioxid, kolmonoxid och andra komponenter. När allt kommer omkring kommer de att frysa vid låga temperaturer, vilket kommer att leda till skador på dyr utrustning.

Av alla kolväteenergikällor är flytande gas den renaste – till exempel när den används för att generera elektricitet är CO2-utsläppen till atmosfären hälften så mycket som när man använder kol. Dessutom innehåller förbränningsprodukterna av LNG mindre kolmonoxid och kväveoxid än naturgas - detta beror på bättre rening vid förbränning. Dessutom finns det inget svavel i flytande gas, vilket också är en viktig positiv faktor för att bedöma miljöegenskaperna hos LNG.

Hela kedjan av produktion och konsumtion av LNG inkluderar följande steg

gasproduktion;

transportera det till vätskeanläggningen;

förfarandet för att kondensera gas, omvandla den från ett gasformigt tillstånd till en vätska, injektion i lagringstankar på tankfartyg och vidare transport;

återförgasning vid landterminaler, det vill säga omvandling av LNG till ett gasformigt tillstånd;

leverans till konsumenten och dess användning.

Som ni vet förblir naturgas för närvarande och på medellång sikt en viktig komponent för att möta globala energibehov på grund av dess fördelar jämfört med andra typer av fossila bränslen och på grund av den ständigt växande efterfrågan på den.

För närvarande levereras det mesta av gasen till konsumenterna via stamledningar i gasform.

Samtidigt är transport av flytande naturgas (LNG) att föredra framför den traditionella rörledningen i vissa fall för svåråtkomliga avlägsna fält. Beräkningar har visat att LNG-transporter med tankfartyg, med hänsyn till konstruktionen av kondensations- och återförgasningskapacitet, visar sig vara ekonomiskt lönsam på avstånd från 2500 km (även om exemplet med LNG-anläggningen i Sakhalin bevisar relevansen av undantag). Dessutom är LNG-industrin idag ledande i globaliseringen av gasindustrin och har expanderat långt utanför enskilda regioner, vilket inte var fallet i början av 1990-talet.

Medan efterfrågan på LNG växer, är det inte en lätt uppgift att upprätthålla konkurrenskraftiga LNG-projekt i dagens miljö. En viktig egenskap hos LNG-anläggningar är att de flesta av kostnadsposterna dikteras av specifika parametrar: kvaliteten på den producerade rågasen, naturliga och klimatiska förhållanden, topografi, volymen av offshoreverksamhet, tillgången på infrastruktur, ekonomiska och politiska förhållanden.

I detta avseende är gasbehandlings- och kondenseringsteknik av särskilt intresse, som redan idag används i moderna LNG-anläggningar och som kan klassificeras enligt olika kriterier. Men det är särskilt viktigt att de ligger på bekväma sydliga eller svårare nordliga breddgrader.

Baserat på detta är det möjligt att analysera skillnaderna mellan dessa två grupper, ta hänsyn till särdragen och bristerna hos var och en, tillämpa erfarenheten av konstruktion och drift vid implementering av nya LNG-projekt i Ryssland, särskilt under de arktiska förhållandena. Men även med hänsyn till befintliga erfarenheter kan den framtida utvecklingen av de arktiska territorierna, där upp till 25 % av oupptäckta kolvätereserver finns, säkerställas i framtiden genom innovationer som ökar effektiviteten och konkurrenskraften.

LNG-produktionshistorik

Experiment för att göra naturgas flytande började i slutet av 1800-talet. Men först 1941 byggdes en kommersiell LNG-anläggning i Cleveland (USA, Ohio). Att LNG kan transporteras över långa avstånd med fartyg demonstrerades av exemplet med LNG som transporterades av Methane Pioneer-tankern 1959.

Den första LNG-exportanläggningen för baslast var Camel-projektet i Arzewa, Algeriet, som lanserades 1964. Den första anläggningen som började producera LNG i en nordlig miljö 1969 var en anläggning i USA i Alaska. Det mesta av utvecklingen av teknik för att förbereda gas för kondensering och för flytande av gas har utförts tidigare och utförs av grupper av forskare som arbetar med ordinarie personal på kommersiella företag. Huvuddeltagarna i den internationella LNG-verksamheten och lanseringsdatumen för anläggningarna per år presenteras i tabell. 1.

I början av 2014 var 32 LNG-anläggningar i drift i 19 länder i världen; 11 LNG-anläggningar i fem länder i världen är under uppbyggnad; ytterligare 16 LNG-anläggningar planeras i åtta länder. I Ryssland, förutom LNG-anläggningen på ca. Sakhalin, det finns ett projekt för att bygga en baltisk LNG-anläggning i Leningrad-regionen, en LNG-anläggning planeras i Yamal med inblandning av utländska partners. Det finns förslag för konstruktion av LNG-anläggningar för utvecklingen av Shtokman- och Yuzhno-Tambeyskoye-fälten och för genomförandet av Sakhalin-1- och Sakhalin-3-projekten.

Ett stort antal ryska organisationer var involverade i projekt relaterade till flytande gas: Gazprom VNIIGAZ LLC, Moscow Gas Processing Plant, Sosnogorsk och Orenburg Gas Processing Plants, Arsenal Machine Building Plant OJSC, NPO Geliymash OJSC, Cryogenmash OJSC, OJSC Uralkriomash, OJSC Giprogaztsentr och andra.

Hela LNG-systemet inkluderar delar av produktion, bearbetning, pumpning, kondensering, lagring, lastning, transport och lossning samt återförgasning. LNG-projekt kräver en hel del tid, pengar och ansträngning under designstadiet, ekonomisk bedömning, konstruktion och kommersiellt genomförande. Det tar vanligtvis mer än 10 år från design till implementering. Därför är det allmänt accepterad praxis att ingå 20-årskontrakt. Gasreserverna i fältet bör vara tillräckliga i 20-25 år för att det ska anses vara en källa till lätta kolväten för LNG. De avgörande faktorerna är gasens natur, det tillgängliga trycket i reservoaren, förhållandet mellan både fri och löst gas och råolja, transportfaktorer, inklusive avståndet till hamnen.

LNG-industrin har gjort stora framsteg genom åren. Om helheten av alla innovationer under denna tid konventionellt tas som 100 %, så är 15 % en förbättring av processen, 15 % är en förbättring av utrustningen och 70 % står för värme- och kraftintegration. Samtidigt minskade kapitalkostnaderna med 30 %, och kostnaden för att transportera gas genom pipelines minskade också. Det finns en tydlig trend mot en ökning av volymen av tekniska linjer. Sedan 1964 har kapaciteten för en enda teknisk linje ökat 20 gånger. Samtidigt uppskattas gasresurserna, som anses svåra att få tag, enligt nuvarande ekonomi och teknik till 127,5 biljoner. m3. Därför är det faktiska problemet transporten av komprimerat bränsle över långa avstånd och genom betydande vattenområden.

bord 1

Världsomspännande driftsättning av LNG-anläggningar

Med tanke på den ojämna fördelningen av naturgasresurser i världen kan uppgiften att sälja dessa resurser genom rörledningar visa sig vara omöjlig eller ekonomiskt oattraktiv. För marknader mer än 1 500 miles (mer än 2 500 km) bort har LNG-alternativet visat sig vara ganska ekonomiskt. Till stor del av denna anledning kommer de globala LNG-tillgångarna att fördubblas från 2005 till 2018.

LNG-marknaderna har främst lokaliserats till områden med hög industriell tillväxt. En del av kontrakten var till fasta priser; detta ändrades 1991 när priset på LNG började bindas till olja och petroleumprodukter. Andelen handel på spotmarknaden ökade från 4 % 1990 till 18 % 2012.

I LNG-värdekedjan är flytande av naturgas den del som har de högsta investerings- och driftskostnaderna. Många flytande processer skiljer sig endast i kylcykler. Processer med ett blandat köldmedium är lämpliga för produktionslinjer med en volym på 1 ... 3 miljoner ton per år. Teknologiska processer med volymer från 3 till 10 miljoner ton per år är baserade på användningen av två på varandra följande kylcykler, som minimerar tryckfallet i naturgaskretsen. Användningen av den tredje kylcykeln gjorde det möjligt att kringgå sådana "flaskhalsar" i den tekniska processen som diametern på den kryogena värmeväxlaren och volymen på kylkompressorn för propancykeln. Studier av olika flytande processer visar att var och en av dem inte är mycket effektivare än de andra. Snarare har varje teknik en konkurrensfördel under vissa förutsättningar. Stora förändringar i kapitalkostnader är osannolikt att förvänta sig på grund av små processförbättringar, eftersom själva processen är baserad på termodynamikens oföränderliga lagar. Som ett resultat av detta är LNG-industrin fortfarande mycket kapitalintensiv.

Det är möjligt att LNG-produktionen om 30 år kommer att skilja sig från vad som finns idag. Betydande erfarenhet har samlats utomlands inom design, tillverkning och drift av fordon och LNG-drivna fartyg. På grund av lösningen av ett antal tekniska problem, en minskning av investeringsaktiviteten i LNG-komplex på land, på grund av svårigheten att hitta tillgänglig gas, lockar projekten med flytande LNG-anläggningar mer och mer uppmärksamhet från alla deltagare i LNG-industrin. Teknisk innovation och integration av ansträngningar kan säkerställa fortsatt framgång för sådana projekt; detta kräver lösningen av ett komplex av olika uppgifter - ekonomiska, tekniska och miljömässiga.

Men idag, liksom under de senaste åren, intar LNG-industrin välförtjänt sin viktiga plats på energimarknaden och kommer troligen att behålla denna position under överskådlig framtid.

Gasberedning för kondensering

Gasbehandling är starkt beroende av rågasens egenskaper samt inträngningen av tunga kolväten genom rågasen. För att möjliggöra kondensering av gas bearbetas gasen först. När det kommer in i anläggningen sker vanligtvis en initial separering av fraktioner och kondensat separeras.

Eftersom de flesta av föroreningarna (vatten, CO2, H2S, Hg, N2, He, karbonylsulfid COS, merkaptaner RSH, etc.) fryser vid LNG-temperaturer eller negativt påverkar kvaliteten på produkten som uppfyller den erforderliga produktspecifikationen, är dessa komponenter också separerade. Vidare separeras tyngre kolväten för att förhindra att de fryser under flytandeprocessen.

Tabell 2 presenterar en sammanfattning av den kolväteinmatning som används vid alla de anläggningar som är i fråga.

tabell 2

Gassammansättningar vid norra och södra anläggningar

Det är uppenbart att kolväteblandningar från var och en av de sju anläggningarna är lämpliga för LNG-produktion, eftersom de flesta är lätta metan- och etanföreningar. Gasströmmen som kommer in i var och en av de övervägda LNG-anläggningarna innehåller vatten, kväve, koldioxid. Samtidigt varierar kvävehalten i intervallet 0,1–4,5 %, CO2 - från 0,07 till 8 %. Våtgasinnehållet varierar från 1 % vid LNG-anläggningen i UAE till 5-11 % vid LNG-anläggningarna i Iran och Alaska.

Dessutom innehåller sammansättningen av gasen från ett antal fabriker kvicksilver, helium, merkaptaner och andra svavelhaltiga föroreningar. Problemet med återvinning av svavelväte måste åtgärdas vid varje anläggning utom LNG-anläggningen i Oman. Kvicksilver finns i gasen

Sakhalin, Norge, Iran, Qatar och Oman. Förekomsten av helium bekräftas endast på Katargaz2-projektet. Närvaron av RSH, COS bekräftas i gasen från det iranska LNG-projektet.

Gasens sammansättning och volym påverkar inte bara mängden LNG som produceras utan även volymen och variationen av biprodukter, som visas i tabellen. 3. Det blir tydligt att först och främst påverkar gassammansättningen valet och användningen av utrustning för gasbearbetning, och därmed hela gasbehandlingsprocessen och det slutliga produktutbytet.

Tabell 3

Gasbiprodukter från de aktuella LNG-anläggningarna

LNG-anläggningar använder Hi-Pure-processen för att avlägsna sura gaser, en kombination av en K2CO3-lösningsmedelsprocess för att avlägsna det mesta av CO2 och en DEA (dietanolamin)-baserad aminlösningsmedelsprocess för att avlägsna kvarvarande CO2 och H2S (Fig. 1). .

LNG-anläggningar i Iran, Norge, Qatar, Oman och Sakhalin använder MDEA (metyldietanolamin) aminsyra gasreningssystem med en aktivator (”aMDEA”).

Denna process har ett antal fördelar jämfört med fysikaliska processer och andra aminprocesser: bättre absorption och selektivitet, lägre ångtryck, mer optimal driftstemperatur, energiförbrukning, etc.

Gas flytande

Enligt de flesta uppskattningar och observationer står kondenseringsmodulen för 45 % av kapitalkostnaderna för hela LNG-anläggningen, vilket är 25–35 % av de totala projektkostnaderna och upp till 50 % av efterföljande driftskostnader. Förvätsningstekniken är baserad på kylcykeln, när ett köldmedium, genom successiv expansion och sammandragning, överför värme från en låg temperatur till en hög temperatur. Produktionsvolymen för processlinjen bestäms huvudsakligen av kondenseringsprocessen som används av köldmediet, de största tillgängliga storlekarna för kombinationen av kompressor och drivenhet som kretslopp, och värmeväxlare som kyler naturgasen.

De grundläggande principerna för kylning och kondensering av gas förutsätter att kyl- och värmekurvorna för gasen och köldmediet passar så nära som möjligt.

Implementeringen av denna princip resulterar i en effektivare termodynamisk process, vilket kräver lägre kostnader per producerad enhet LNG, och detta gäller för alla processer för kondensering.

Huvuddelarna i en anläggning för kondensering av gas är kompressorer som cirkulerar köldmedier, kompressordrifter och värmeväxlare som används för att kyla och kondensera gas och utbyta värme mellan köldmedier. Många flytande processer skiljer sig endast i kylcykler.

tabell 4

Sammanfattande tabell över data om LNG-anläggningar

Tabell 4 visar de jämförande egenskaperna för flytande processer för alla analyserade växter. Systemet för C3/MR-förvätsningstekniken (Fig. 2), som används vid LNG-anläggningarna i Oman och Förenade Arabemiraten, är också det mest utbredda i världen idag.

Övervägande och jämförelse av alla för närvarande fungerande nordliga LNG-anläggningar och LNG-anläggningar i Mellanöstern leder till följande slutsats: det finns skillnader mellan dem i design, val av teknik för flytande gas och drift.

Detta innebär att klimat och läge kommer att påverka befintliga och framtida arktiska LNG-projekt.

Produktionsvolymer och val av teknik bestäms inte minst av faktorer som naturförhållanden. Med exemplet med LNG-anläggningarna i Norge och Sakhalin visar det sig att det är mer produktivt att producera LNG i de norra territorierna. Analysen avslöjade inga skäl som skulle kunna förhindra användningen av den övervägda tekniken för flytande gas vid fabriker under klimatförhållandena i söder och norr, med undantag för den nya DMR-tekniken, som utvecklades specifikt för Sakhalins förhållanden.

Valet av en viss teknik för en viss region påverkar dock effektiviteten och energiförbrukningen för LNG-produktion, eftersom dessa parametrar för kondenseringsprocessen bestäms av om anläggningen arbetar under kalla förhållanden. Det är också viktigt att notera att alla nordliga projekt varje gång krävde en ny teknisk lösning för kondenseringsprocessen, medan användningen av standardteknik är utbredd i Mellanöstern.

Antalet projektdeltagare vid de södra anläggningarna varierar från 3 till 9, och det är 1,5 gånger fler än i de norra LNG-projekten, där antalet producenter sträcker sig från 2 till 6.

Det kan antas att en sådan skillnad inte bara bestäms av staternas och nationella företags politik, utan också av särdragen för lokaliseringen av nordliga industrier, där tillförlitlighet och förtroende hos starka och stora marknadsaktörer behövs. Det är osannolikt att tillgången på investeringar spelar en avgörande roll här, eftersom det alltid finns många potentiella marknadsaktörer i LNG-projekt.

Alla övervägda LNG-anläggningar byggdes för relativt stora fält med gasreserver på minst 170 miljarder m3. Inga beroenden har avslöjats för de norra och södra projekten av gasreserver, men det är uppenbart att de södra regionerna har stora möjligheter att genomföra enstaka små LNG-projekt med lägre årliga produktionsvolymer - upp till 3 miljoner ton per år.

Argumentet för detta uttalande är LNG-anläggningen i Kenai (USA), där de relativt små produktionsvolymerna på 1,57 miljoner ton/år och den förväntade uttömningen av reserver väcker frågan om genomförbarheten av att fortsätta projektet efter 40 år av framgångsrikt drift.

Duplicering av kritisk utrustning som kylkompressorer är inte vanligt och förekommer endast vid den äldsta LNG-anläggningen i Kenai. Användningen av redundant utrustning kan inte bara vara en föråldrad teknisk lösning, utan också delvis motiverad (om det bara finns en teknisk linje i nordliga förhållanden för att öka tillförlitligheten). På ett eller annat sätt, men utvecklingen 1992 av Phillips möjliggör installation av enkla turboladdare. Phillips dubbeltillförlitliga kondenseringsteknik kan vara ett lämpligt alternativ för små, isolerade gasfält.

När det gäller parametrar som avtalsvillkor, försäljningsmarknader, kolvätereserver i fälten, storleken på tankfartygsflottan och tankanläggningar, användningen av blandade köldmedier och antalet kylcykler, fann man inga stora avvikelser mellan södra och norra växter. Försäljningsmarknadernas monotoni (Japan, Korea, Taiwan, Europa) – oavsett starttidpunkt och placering av LNG-anläggningar – visar lönsamheten av att importera LNG med tankfartyg genom stora vattendrag för utvecklade länder i frånvaro eller brist på energiresurser.

Användningen av flytande gasteknik med blandade köldmedier är mer att föredra än användningen av tekniker med homogena vätskor, oavsett var anläggningen är placerad, eftersom kondensationskurvan stämmer mer överens med naturgasens kylkurva, vilket ökar effektiviteten i kylprocessen. och köldmediesammansättningen kan varieras med förändringar i gassammansättningen. Den största fördelen med homogena köldmedier är användarvänligheten, men sammantaget av fördelar är de sämre än blandade köldmedier.

Det finns inget direkt samband mellan antalet kylcykler och lokaliseringen av fabriker på södra eller nordliga breddgrader. De flesta moderna tekniker för kondensering av gas innebär användning av tre cykler, eftersom processen att kondensera naturgas är mer avancerad. Oavsett anläggningens läge ökade villkoren för vilka långtidskontrakt för leverans av LNG ingås från 15 till 20 ... 30 år.

Antalet LNG-producenter och -köpare - deltagare i råvaruproduktionsrelationer - har också ökat på senare tid.

LNG-transportkostnaderna minskas genom introduktionen av större tankfartyg. Samtidigt, för transport av LNG från nordliga anläggningar, är det nödvändigt att använda speciella förstärkta tankfartyg som är lämpliga för användning under svåra isförhållanden. Ett bevis på detta är följande faktum: i juli och december 1993 ersattes tankfartygen i LNG-projektet Kenai med en kapacitet på 71 500 m3 av tankfartyg med en kapacitet på 87 500 m3 under namnen "Polar Eagle" och "Arctic Sun". De var 15 % kortare än de ursprungliga tankfartygen och kunde rymma 23 % mer LNG. Detta berodde dels på kraven från den japanska sidan att använda större och nyare tankfartyg, dels på ökningen av anläggningens genomströmning. Liksom sina föregångare var dessa tankfartyg designade för svåra väderförhållanden och låga temperaturer. Fristående prismatiska behållare placerades på dem; tankfartyg har isförstärkta skrov, propellrar, axlar och drivmekanismer.

Det är också värt att överväga komplexiteten i klimat-, is-, våg-, vindförhållanden när man lastar tankfartyg vid norra LNG-anläggningar. Under arktiska förhållanden kommer en förbättring av effektiviteten i den primära kylcykeln sannolikt att kräva att propan ersätts med ett köldmedium med lägre kokpunkt. Det kan vara etan, eten eller ett flerkomponentblandat köldmedium. LNG-anläggningarnas förmåga att dra nytta av en teoretiskt högre vätskeeffektivitet vid kalla temperaturer beror på designtemperaturerna för de arktiska anläggningarna och deras konstruktionsdriftsstrategier. Om den genomsnittliga årstemperaturen redovisas i projekt som en fast designtemperatur, kan förluster på grund av temperaturer högre än medeltemperaturen (med en faktor på 1,8% / ° C) avsevärt uppväga fördelarna med effektiv kondensering vid temperaturer under medeltemperaturen. Detta kan bero på att LNG-produktionsvolymerna kommer att förändras för att uppnå och möta produktionskvoter. Omvänt, att fixa projektet i termer av volymer och överskatta designtemperaturerna (över genomsnittliga omgivningstemperaturer) för att uppnå de erforderliga volymerna kan leda till högre total effektivitet, men också till högre kapitalkostnader.

Om beslut fattas att driva anläggningen med varierande volymer beroende på omgivningstemperaturen, måste rågasegenskaperna och LNG-transportlogistiken anpassas för att klara sådana variationer.

Detta är inte alltid möjligt. Till exempel kan kallare miljöförhållanden leda till förseningar i fartyg vid en tidpunkt då anläggningen kan producera maximal produktion. Därför kommer det att vara nödvändigt att balansera de ekonomiska fördelarna med stora bearbetningslinjer, den optimala designkonfigurationen när det gäller drift, såväl som komplexiteten i konstruktionen och utmaningarna med att driva anläggningen på avlägsna platser under föränderliga miljöförhållanden.

På grundval av det sagda kan således följande slutsatser dras.

Uppsättningen av installationer, deras tekniska parametrar och utbudet av tillhörande produkter beror på egenskaperna och volymerna av gas som används. Analysen avslöjade inte ett betydande beroende av platsen för LNG-anläggningen för sådana faktorer som sekvensen av placeringen av tekniska enheter, valet av gasbehandlingstekniker och deras drift.

Varje teknisk process är lämplig för specifika gasegenskaper och specifika användningsförhållanden, och den mest praktiska och effektiva av de övervägda processerna är processen för kemisk rening av MDEA med en aktivator och den fysiska processen "Sulfinol-D".

Avslöjade betydande skillnader i valet och driften av flytande teknik mellan norra och södra LNG-anläggningar. Klimat och anläggningslägen är faktorer som påverkar befintliga och kommer att påverka framtida arktiska LNG-projekt.

Bibliografi

1. Puzhailo A.F., Savchenkov S.V., Repin D.G. och andra Kraftverk och kraftförsörjning av gastransportanläggningar: Monografi av serien "Vetenskapliga arbeten för 45-årsjubileet av JSC" Giprogaztsentr "/ Ed. O.V. Kryukov. T. 3. N. Novgorod: Istok, 2013.300 s.
2. Buchnev O.A., Sarkisyan V.A. Utsikter för flytande naturgas på energimarknaderna // Gas Industry. 2005. Nr 2.
3. Dorozhkin V.Yu., Teregulov R.K., Mastobaev B.N. Gasberedning för kondensering beroende på dess egenskaper // Transport och lagring av oljeprodukter och kolväteråvaror. 2013. Nr 1.
4. Izotov N.V., Nikiforov V.N. Forskning om teknik för flytande naturgas // Gas Industry. 2005. Nr 1.