Сжиженный метан

Преимущества метана , а правильнее сказать природного газа - его экологическая чистота, дешевизна, обширная и разнообразная ресурсная база, высокая безопасность, возобновляемость, универсальность применения – дополняются также тем, что его можно транспортировать и хранить как в газообразном, так и в сжиженном состоянии . Правда, при сверхнизких, криогенных температурах.

Компримирование (сжатие) и сжижение природного газа применяются для уменьшения физических объемов хранилища. В сосуд вместимостью 1000 литров при нормальных условиях (давление 1 атмосфера и температура 0 o С) войдет один кубический метр природного газа (нормальный - нм 3), при давлении 200 атмосфер - примерно 220 нм 3 , а при температуре минус 162 o С - 600 нм 3 .

Другими словами: при одинаковой вместимости топливных резервуаров автомобиль на СПГ проедет расстояние почти в 2,5 раза больше чем автомобиль на КПГ с топливной ёмкостью аналогичной вместимости. Для транспорта, выполняющего рейсы на большие расстояния, это имеет решающее значение.

Для использования метана в качестве топлива на транспорте сжижение открывает дополнительные возможности. Теперь метановые заправочные станции теперь не нужно подключать к газотранспортной или газораспределительной системам . Попросту говоря, природный газ может быть доставлен потребителю практически в любую точку, также как доставляют прочите нефтепродукты, включая СУГ.

Сжиженный природный газ – СПГ (Liquefied natural gas - LNG) представляет собой криогенную (со сверхнизкой температурой -120 К или -153,1 оС) жидкость без запаха и цвета, плотность которой в два раза меньше плотности воды. СПГ не токсичен. Диапазон температур кипения метана (в зависимости от его состава) -158 … -163 o C. СПГ для двигателей должен минимум на 95 % состоять из метана; в остальные 5 % входят этан, пропан, бутан, азот и прочие примеси.

Для получения коммерческого СПГ входящий (трубный) природный газ необходимо максимально очистить от влаги, конденсата, серы и, ртути и - главное, - двуокиси углерода (СО 2). При нормальном давлении она замерзает и превращается лед уже при температуре минус 78,5? С. Ледяная пробка в может привести к остановке двигателя, убыткам и, в конечном счете, дискредитации СПГ как перспективного моторного топлива.

Немного истории

В начале XIX века Английский ученый Майкл Фарадей доказал возможность сжижения газов и заложил основы холодильного цикла: при повышения давления при комнатной температуре газ переходит в жидкость; при её испарении и возвращении в газообразное состояние выделяется холод; при повторном сжатии (компримировании) газа снова переходит в жидкость. И так далее.

В конце XIX веке немецкий инженер Карл фон Линде , считающийся основоположником холодильной техники, создал первую промышленную воздухоразделительную машину; первым научился сжижать воздух, кислород, азот. Карл Линде начал буквально «делать деньги из воздуха»: его фирма производила и продавала жидкий кислород. Кстати, ему же принадлежит изобретение ацетиленовой горелки.

В истории СПГ были и другие вехи:
1886 год: польский физик Кароль Ольшевский получил первый сжиженный природный газ;
1915 год: американский промышленник Годфри Кэбот (кстати, прожил 101 год!) запатентовал технологию хранения сжиженных газов при сверхнизких температурах;
1917 в Западной Вирджинии, США построена первая установка по производству коммерческого СПГ;
1957 в эксплуатацию введен первый в мире танкер-метановоз Methane Pioneer, доставивший из США в Великобританию первую товарную партию СПГ;
1998 год: в России начал работать первый в стране коммерческий комплекс сжижения/транспортировки/потребления СПГ (на базе ООО "Лентрансгаз" /Сергей Сердюков / и ООО "Сигма-газ" /Илья Ходорков /).

Мировой рынок СПГ

К настоящему времени сформировался самостоятельный сегмент мирового газового рынка с собственной законодательной, технологической, промышленной, ресурсной и инфраструктурой базой. По данным из различных источников, в 2013 году :
мировая добыча природного газа превысила 3,5 трлн. м 3 ;
на мировой рынок поставлено 1,036 трлн. м 3 - почти треть мировой добычи;
8226; переработано в СПГ 0,3 трлн. м 3 (примерно 9,2% от общего объема или 31% от экспортного объема) и произведено примерно около 235 млн. т. товарного СПГ;
прогноз производства СПГ на 2020 год составляет 400 млн. т (550 млрд. м 3); на 2030 - 500 млн. тонн (685 млрд. м 3);
сжижение природного газа в 17 странах осуществляют 86 заводов суммарной производительностью 286 млн. т;
импорт СПГ осуществляется в 30 стран мира;
выполнено 3998 рейсов танкеров СПГ ;
СПГ транспортируют более 420 танкеров суммарной вместимостью 62 млн. м 3 ;
прием, хранение, регазификация и перевалка СПГ выполняется в 21 стране мира на 104 терминалах общим объемом 721 млн. тонн.

В 2014 году мировое производство СПГ составило по разным оценкам от 239 до 246 млн. т., т.е. примерно 9,6% от общего объема добычи природного газа. Международный союз импортеров СПГ (GIIGNL) утверждает, что паспортная мощность заводов сжижения природного газа к концу 2014 года достигла 298 млн. т, хотя полностью они не используются.

38% мирового объёма СПГ получено в Азиатско-тихоокеанском регионе.

Количество рейсов танкеров СПГ выросло до 4 023.

По некоторым прогнозам, в 2020 году производство СПГ может достичь 400 млн. т. (примерно 550 млрд. м 3), что будет эквивалентно 1/10 мирового рынка сырой нефти. К 2030 году мировой рынок СПГ может пересечь рубеж 500 млн. тонн в год (685 млрд. м 3).

Заводы по производству СПГ и регазификационные термналы

Цены на СПГ

Основным мотивом перехода на использование СПГ, также как и КПГ, является стремление сократить затраты на топливо. При этом СПГ предпочтительнее КПГ, поскольку по сравнению со сжатым газом он увеличивает пробег на одну заправку примерно в 2,5 раза при одинаковой вместимости систем хранения. Примечательно, что даже в условиях существенного падения цен на нефть (20% за шесть месяцев: июль 2014 – январь 2015) пессимистичный прогноз обвала цен на природный газ для автотранспорта не сбылся. Так, на переходе 2014/2015 года цены розничные на СПГ сократились только на один процент. Розничные цены на природный газ для автотранспорта намного более стабильны, чем цены на нефтепродукты. Предыдущее снижение цен на СПГ отмечалось в январе – июле 2014 года. Но даже тогда оно составило всего 7%.

Наибольший экономический эффект от использования сжиженного природного газа можно получить на тяжелом транспорте: морские и речные суда, железнодорожные локомотивы, магистральные тягачи, карьерные самосвалы, самолеты.

Транспорт на сжиженном метане:
Слева направо: морской паром Viking Grace, Финляндия;
газотурбовоз ГТ-1, Россия; магистральный тягач, Великобритания

Немного технологии

Производственно-коммерческий цикл СПГ включает сжижение природного газа (liquefaction of natural gas) - перевод входного природного газа из газообразного в сжиженное состояние за счет глубокого снижения температуры до -162 o С (-260 o F); краткосрочное хранение (до нескольких недель), транспортировку (дальность доставки автомобильным, железнодорожным и морским транспортом практически не ограничена); регазификацию (regasification) - возвращение СПГ в газообразное состояние и в завершении использование газа (use of gas) потребителем.

Источниками природного газа для переработки в СПГ в зависимости от конкретной задачи могут быть газотранспортная система и объекты на ней (компрессорные, газораспределительные станции, АГНКС, подземные хранилища), месторождения, малодебитные скважины, газовые коллекторы, возобновляемые источники и т.д.

Переработка природного газа в СПГ (natural gas processing into LNG) производится на специальных сухопутных и плавучих комплексах, использующих различные технологии: дросселированние - работа на разнице давлений газа на входе и в установке сжижения и каскадное охлаждение хладагентами. Для сокращения затрат на сжижение желательно, чтобы перепад давлений был не менее 25 – 30 атмосфер. Выбор конкретной технологии зависит от желаемой производительности оборудования, состава входящего газа, свойств и назначения итогового продукта.

Транспортировка СПГ

Транспортировка СПГ может осуществляться автомобильным, железнодорожным и водным транспортом. Наземным и железнодорожным транспортом сжиженный метан перевозят, как правило, в специальных емкостях, по сути, являющихся термосами различной конструкции, обеспечивающими достаточно продолжительное время бездренажного хранения (boil-off time). Современные емкости для транспортировки СПГ в малых обьъемах выполняются в габаритах 20- и 40-футовых контейнеров.

Стационарные наземные, заглубленные и подземные хранилища большой вместимости (как правило, вертикальные цилиндрические изотермические резервуары), также как и транспортные емкости, имеют многослойную конструкцию. Сложный сэндвич из силовых, тепло- и гидро-изолирущих конструкций, криопроводов, насосов и др. систем призван обеспечить достаточно продолжительное и безопасное хранение СПГ.

плавучих терминалов для хранения и газификации СПГ (FSRU - floating storage and regasification unit), - а таких объектов на конец 2014 года в мире насчитывалось 20,- в принципе имеют аналогичную конструкцию.

Ёмкости для СПГ можно сравнить с русской матрешкой, состоящей из нескольких вложенных, но изолированных друг от друга сосудов. Их количество, геометрия, материалы изготовления, тип изоляции, вместимость, конструкция и т.д. зависят от назначения.

Автоцистерны и крио-контейнеры идеально подходят для малотоннажных поставок СПГ конечным потребителям. В рамках российских и европейских СПГ-проектов автомобильные перевозки сжиженного метана осуществляют на дальность до 1000 и даже 1500 километров.

Преимуществом крио-контейнеров является то, что они приспособлены для мульти-модальных перевозок и могут выполнять роль сменных стационарных хранилищ, требующих минимальной инженерной подготовки площадки потребителя. С другой стороны, только автоцистерны могут обеспечить бесперевалочную доставку СПГ «от двери до двери».

Крупные партии СПГ транспортируют на большие расстояния морскими танкерами – метановозами (LNG carrier). Единичная вместимость танкера (по воде) колеблется в пределах от 19 до 266 тысяч м 3 . Основной объем мировых перевозок СПГ (49,8%) приходится на танкеры вместимостью от 100 до 149,9 тысяч м 3 . Вместе с танкерами вместимостью от 150 до 199,9 тысяч м 3 они транспортируют более 80% мирового экспортного СПГ. Сводные данные представлены в таблице.

Мировой флот танкеров СПГ по вместимости

По типу резервуаров для СПГ большие танкеры делятся на две большие группы: сферические (moss type) и мембранные (membrane type). Основу мирового метанового флота составляют газовозы мембранного типа. Таких судов сегодня 303; они транспортируют 75% общего объема СПГ. Танкеры со сферическими резервуарами насчитываю 109 единиц. Их транспортные возможности оцениваются в 23,7%. На танкере монтируют от 3 до 5 (реже 6) сферических или мембранных резервуаров. На малых танкерах как правило устанавливаются традиционные стальные криогенные емкости.

В 2014 году танкеры СПГ выполнили 4023 рейсов (в 2013 - 3998), 1524 из которых назначением в Японию, 559 – в Южную Корею, 273 в Китай, 219 в Тайвань, 660 в Европу 175 – в Северную Америку.

Ведущими строителями танкеров СПГ являются Южная Корея и Япония. Почти 60% (248 судов) мирового флота данной специализации построено в Южной Корее; 23% (98 судов) – в Японии. Российский флот танкеров СПГ, принадлежащий Совкомфлоту, насчитывает 10 судов суммарной вместимостью 1 409 тыс. м 3 южнокорейской (шесть танкеров), японской и шведской постройки (по два танкера).

Мировой флот танкеров СПГ по месту строительства

При подготовке раздела по СПГ использованы материалы IEA - International Energy Agency – IEA, 2015 edition; Wood Makenzie, USDoE; Douglas-Westwood; Auke Visser"s, Global LNG Industry Review in 2014; Zeus Intelligence; GIIGNL - International Group of Liquefied Natural Gas Importers; ОАО «Газпром»; НГА и др. /html>

Метановозах (газовозах) на любые расстояния (например, расстояние от основных производителей СПГ Тринидада и Тобаго, Алжира, Норвегии, Нигерии, Омана, Катара до рынка США составляет от 3700 до 14 800 км) при невозможности соединить производителя природного газа и его потребителя газопроводом наземным или по дну моря. Для сжижения природного газа в настоящее время применяются разные циклы глубокого охлаждения и сжижения, которые претерпевали постоянные усовершенствования:

Классический каскадный цикл на трех чистых хладоагентах - пропане, этилене и метане (Pure Refrigerant Cascade Technology), фирма «Teal», 1964 г., г. Арзев (Алжир);

Цикл на одном смешанном хладоагенте - смеси углеводородов и азота (Single Stage Single Mixted Refrigerant Technology - «PRICO» или Multi Stage Single Mixed Refrigerant Technology - «АРС1»), фирма «Teal», 1971 г., г. Скикда (Алжир);

Каскадный цикл на двойном смешанном хладоагенте с предварительным пропановым циклом (Dual Cycle Mixed Refrigerant Technology - «DMR»), фирма «Shell», 2009 г., Сахалин, Россия;

Другие лицензионные технологии СПГ ведущих мировых компаний «Shell», «Statoil», «ConocoPhillips», «Linde», «Air Products», «Technip», «Teal» и др.

Выбор того или иного цикла зависит от комплекса технико-экономических факторов: производительности завода; технических возможностей машиностроения по изготовлению мощных центробежных и приводов для них, а также высокоэффективных крупногабаритных теплообменных аппаратов; соотношения цен природного газа и СПГ; стоимости компрессорного и теплообменного оборудования; конъюнктуры мирового рынка природного газа. Например, в середине 70-х годов XX в. планировалось построить в 1980 г. в г. Мурманске гигантский завод производительностью до 20 млрд м3 газа/год для поставок СПГ в США, но потом от этого проекта отказались, отдав предпочтение развитию строительства магистральных газопроводов в Западную Европу. Теперь же в рамках реализации первой фазы мегапроекта - освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения в Баренцевом море России вновь планируется завода сжижения природного газа производительностью 7,5 млн т СПГ в год около г. Мурманска (это будет второй завод СПГ в России) с отгрузкой СПГ в метановозах на внешний рынок.

Далее приводится краткое описание некоторых заводов СПГ, на которых были реализованы новые технологии сжижения больших количеств природного газа. Этот опыт был уникальной особенностью промышленного сжижения газов, несмотря на то что сжижение практически всех газов (воздуха, азота, кислорода, редких газов, гелия и водорода) было известно чуть ли не с 20-30 годов XX в. (первые опыты сжижения газов начались в США в 1917 г.).

Классический каскадный цикл. Первый опыт строительства и пуска крупного завода сжижения природного газа принадлежит французской фирме "ТеаЬ" в 1964 г. в г. Арзев (Алжир). На этом заводе на берегу Средиземного моря реализован классический каскад из трех компрессорных холодильных циклов - пропанового, этиленового и метанового (рис. 2.8). При нормальном давлении имеем следующие минусовые температуры кипения: пропана 42 °С, этилена 104 и метана 161 °С. Каждый цикл имеет свой центробежный компрессор с избыточным давлением нагнетания около 1,2 МПа для пропана, 2 МПа для этилена и 3,2 МПа для метана. При этих давлениях хладагенты сжижаются в соответствующих -конденсаторах морской водой. Жидкий пропан дросселируется до давления 0,04 МПа и при температуре минус 35 °С сам частично испаряясь, доохлаждает жидкий этилен и затем жидкий метан. Жидкий этилен, доохлажденный пропаном, также дросселируется до давления 0,04 МПа и доохлаждается в результате этого до температуры минус 100 °С. Жидкий метан, доохлажденный испаряющимися пропаном и этиленом, дросселируется до давления 0,04 МПа и доохлаждается в результате этого до температуры минус 155 °С.

Природный газ давлением 3,8 МПа, тщательно очищенный от диоксида углерода и других примесей, а также глубоко осушенный от влаги, проходит последовательно холодильники-испарители, в которых испаряются все хладагенты, охлаждается до температур минус 35 °С пропаном, затем до минус 96 °С этиленом и до минус 151 °С метаном. Далее природный газ дросселируется до давления 0,01 МПа, охлаждаясь при этом до температуры минус 162 °С, конденсируется и поступает в сепаратор, с низа которого отбирается СПГ, а с верха - газ на топливо. СПГ обычно 0,4-0,5 т/м3 в зависимости от температуры, давления и состава; он содержит метана не менее 86 об. % (ТУ 05-03-03-85); при регазификации 1 м3 СПГ получают около 600 м3 природного газа при нормальных условиях (температуре 0 °С и давлении 0,1 МПа).

В каждом холодильном цикле возможно не одно дроссельное охлаждение хладоагента (как описано выше), а два-три дроссельных понижения давления и два-три потока газообразного хладоагента после соответствующего сепаратора с разными давлениями на вход каждого из пропанового, этиленового и метанового компрессоров. Таким образом, в этой схеме имеются четыре независимых потока со своим компрессором, своей системой холодильников, испарителей и сепараторов. Завод состоит из трех линий производительностью по 0,5 млрд м3 природного газа/год, т. е. завод может сжижать 1,5 мрлд м3 газа/год. Потребляемая мощность компрессоров для трех хладоагентов составляет 80 МВт. Теплообменная поверхность холодильников, конденсаторов и испарителей составляет 100 тыс. м2. Расход морской воды для холодильников-конденсаторов - около 35 ООО м3/ч. Емкость криогенных резервуаров-хранилищ СПГ - 71 тыс. м3, стоимость таких резервуаров - до 50-70 % от стоимости завода.

Например, программа сжижения природного газа в г. Арзев и поставки СПГ во Францию имела следующие относительные экономические показатели, % от общих капиталовложений по всей программе:

Газопровод от месторождения «Хасси - Рмель» до завода в г. Арзев.........31,1

Завод сжижения природного газа......................................37,5

В г. Арзев для налива СПГ в метановозы...................4,5

Три метановоза емкостью по 27 ООО м3 СПГ..............................17,9

Два терминала приема СПГ из метановозов во Франции....................9,0

С 1969 г. эксплуатируется также завод СПГ с каскадным циклом на трех хладоагентах производительностью 1,5 мрлд м3 газа/год на Аляске в США.

Цикл на одном смешанном хладагенте. Этот цикл второго поколения представляет значительную эволюцию процессов глубокого охлаждения, именно он позволил увеличить производительность одной технологической линии (модуля) сжижения природного газа до 1,5 мрлд м3 газа/год. Впервые он был реализован французской фирмой «Теа1» в 1971 г. в г. Скикда (Алжир) на трех модулях общей производительностью 4,5 мрлд м3 газа/год. В 1972 г. начали работать такие же заводы в Ливии (один смешанный хладагент) и Брунее (цикл на смешанном хладагенте с предварительным пропановым циклом).

Смешанный хладагент (рис. 2.9) должен иметь молекулярную массу около 30, он представлен смесью метана - 35,6 мол. %, азота -10,6, этана - 28,2 мол. %, а также пропана, бутанов и пентанов.

Испарение жидкого хладагента происходит в межтрубиом пространстве испарителя-конденсатора, а в трубном пространстве этого аппарата охлаждается и конденсируется (сжижается) природный газ, т. е. СПГ образуется в одну ступень непрерывно по длине теплообменных труб. Поэтому состав хладагента должен быть таким, чтобы кривая испарения жидкого хладагента как можно больше совпадала с кривой конденсации природного газа. Природный газ молекулярной массой 17,2, давлением 3,7 МПа и температурой 35 °С поступает в -конденсатор и выходит из него в жидком состоянии температурой минус 155 °С.

Далее СПГ дросселируется до практически атмосферного давления и при температуре минус 163 °С направляется по криогенному трубопроводу на хранение. Газообразный смешанный хладагент сжимается в одном компрессоре с двумя ступенями давления до 3,6 МПа, конденсируется в конденсаторах морской водой и используется двумя потоками для частичной конденсации природного газа и частичной конденсации смешанного хладагента. В испарителе-конденсаторе природный газ имеет одну зону конденсации, а хладагент - четыре зоны испарения. В другом испарителе-конденсаторе имеются три зоны испарения жидкого хладагента (в межтрубном пространстве) для конденсации газообразного хладагента (в трубном пространстве). Одна линия сжижения производительностью 1,5 мрлд м3 газа/год имеет восемь витых теплообменных аппаратов, поверхность теплообмена одного аппарата до 12 500 м2, длина труб в восьми аппаратах около 2800 км, масса аппаратов более 1000 т.

Центробежный осевой компрессор с приводом от паровой для смешанного хладоагента имеет мощность 80 МВт, его длина 21 м и масса 200 т. Цикл на смешанном хладагенте позволил существенно уменьшить количество оборудования (компрессоры, теплообменные аппараты, криогенные кабины), упростить технологическую схему и регулирование процессом и др. Но для реализации этого цикла потребовалось создание уникальных центробежных компрессоров, единичная мощность которых может доходить до 100 МВт (по сравнению с мощностью одного компрессора для нефтегазоперерабатывающей и нефтехимической промышленности до 20 МВт), высокоэффективных витых теплообменных аппаратов поверхностью до 18-20 тыс. м2 (по сравнению с теплообменной поверхностью одного стандартного теплообменного аппарата для НПЗ до 2 тыс. м2), криогенных хранилищ СПГ емкостью до 100 тыс. м3 и другого технологического оборудования. СПГ по криогенному трубопроводу поступает в резервуары-хранилища СПГ.

Криогенный трубопровод - это сложное техническое сооружение. Он имеет коксиально расположенные трубы. По внутренней трубе перекачивается СПГ, в пространстве между внутренней и наружной трубами расположена изоляция, адсорбент для поглощения влаги, создается глубокий вакуум для уменьшения теплопотерь в окружающую среду. Длина трубопровода от хранилища до терминала налива СПГ в метановозы обычно не более 0,5- 1,0 км. Резервуары-хранилища для СПГ также требуют подбора соответствующих металлов и изоляционных материалов. Наземный резервуар изготавливается многокорпусным, толщина изоляции стенки доходит до 1,5 м. Самая трудная проблема - изоляция днища хранилища. Стоимость таких резервуаров и их эксплуатации очень велика. Например, резервуар полезным объемом 56 тыс. м3 имеет диаметр 46 м и высоту 36 м, он выполнен из двух корпусов: внутреннего из стали с содержанием 9 % никеля и наружного из углеродистой стали. Между двумя корпусами располагается теплоизоляция толщиной 0,9 м, в пространство между корпусами подается азот под давлением для уменьшения теплопотерь, которые приводят тем не менее к испарению примерно 0,08 % объема СПГ в день. В последние годы строят крупные наземные резервуары объемом до 200 тыс. м3. Более безопасными в настоящее время считают подземные резервуары, но затраты на их строительство могут быть высокими.

Современные заводы СПГ на начало 2013 г. включают более сотни независимых (на заводе обычно 1-3 параллельных модуля) технологических линий (single LNG train or single liquefaction process) и имеют в зависимости от конкретных технико-экономических целей разные мощности по производству СПГ (от 0,2-0,5 до 3-5 млн т/год только для одной технологической линии); общая же мощность всех заводов СПГ ожидается около 300 млн т/год. Последние достижения проектирования и эксплуатации заводов СПГ позволяют ведущим мировым компаниям уже в настоящее время построить крупнейшие заводы СПГ в мире с мощностью одной технологической линии до 8-9 и даже 12 млн т/год (например, проектные разработки, процессы и оборудование фирм «Linde», «Statoil», «Shell»). Ориентировочная стоимость строительства завода СПГ - около 1,5 млрд долл. США за каждый 1 млн т производимого СПГ в год. К этому необходимо добавить стоимость трубопроводного сырья - природного газа до завода, танкерного флота - метановозов, экологических мероприятий в районе строительства завода и др.

Чтобы получить полную информацию, подпишись на нас

Похожие статьи