Реферат: Проблемы и перспективы производства и экспорта российского природного газа
Для сжижения природного газа могут быть использованы как принципы внутреннего охлаждения, когда природный газ сам выступает в роли рабочего тела, так и принципы внешнего охлаждения, когда для охлаждения и конденсации природного газа используются вспомогательные криогенные газы с более низкой температурой кипения (например кислород, азот, гелий). В последнем случае теплообмен между природным газом и вспомогательным криогенным газом происходит через теплообменную поверхность.
При промышленном производстве СПГ наиболее эффективными являются циклы сжижения с использованием внешней холодильной установки (принципы внешнего охлаждения), работающей на углеводородах или азоте, при этом сжижается почти весь природный газ. Широкое распространение получили циклы на смесях хладагентов, где чаще других используется однопоточный каскадный цикл, у которого удельный расход энергии составляет 0,55-0,6 кВт' ч/кг СПГ.
В установках сжижения небольшой производительности в качестве холодильного агента используется ожижаемый природный газ, в этом случае применяют более простые циклы: с дросселированием, детандером, вихревой трубой и др. В таких установках коэффициент сжижения составляет 5-20 %, а природный газ необходимо предварительно сжимать в компрессоре.
Сжижение природного газа на основе внутреннего охлаждения может достигаться следующими способами:
·изоэнтальпийным расширением сжатого газа (энтальпия i = const), т. е. дросселированием (использование эффекта Джо- уля- Томсона); при дросселировании поток газа не производит какой либо работы;
·изоэнтропийным расширением сжатого газа (энтропия S-const) с отдачей внешней работы; при этом получают дополнительное количество холода, помимо обусловленного эффектом Джоуля- Томсона, так как работа расширения газа совершается за счет его внутренней энергии.
Как правило, изоэнтальпийное расширение сжатого газа используется только в аппаратах сжижения малой и средней производительности, в которых можно пренебречь некоторым перерасходом энергии. Изоэнтропийное расширение сжатого газа используется в аппаратах большой производительности (в промышленных масштабах).
Сжижение природного газа на основе внешнего охлаждения может достигаться следующими способами:
·использованием криогенераторов Стирлинга, Вюлемье-Такониса и т.д; рабочими телами данных криогенераторов является, как правило, гелий и водород, что позволяет при совершении замкнутого термодинамического цикла достигать температуры на стенке теплообменника ниже температуры кипения природного газа;
·использованием криогенных жидкостей с температурой кипения ниже, чем у природного газа, например жидкого азота, кислорода и т. д.;
·использованием каскадного цикла с помощью различных холодильных агентов (пропана, аммиака, метана и т. д.); при каскадном цикле газ легко поддающийся сжижению путем компримирования, при испарении создает холод, необходимый для понижения температуры другого трудносжижаемого газа.
После сжижения спг помещается в специально изолированные
огромные резервуары хранения, а затем загружается в танкеры-газовозы для транспортировки. За это время транспортировки небольшая часть СПГ неизменно «выпаривается» и может использоваться в качестве топлива для двигателей танкера. На газовозах возможно использование в качестве топлива как метана, так и мазута. По достижении терминала потребителя сжиженный газ разгружается и помещается в резервуары хранения.
Прежде чем пустить спг в употребление, его вновь приводят в газообразное состояние на станции регазификации. После регазификации природный газ используется так же, как и газ, транспортируемый по газопроводам.
Приемный терминал спг - менее сложное сооружение, чем завод сжижения, и состоит главным образом из причала, сливной эстакады, резервуаров хранения, установок обработки газов испарения из резервуаров и узла учета.
В течение последнего десятилетия стоимость производства и транспортировки спг снизилась на 35-50 %. В среднем производство 1 T/r сейчас составляет $ 250/т для базового завода и $ 175/т для расширения мощности имеющейся производственной линии по сравнению с $ 500 в ранний период 1965-1970 годов и $ 300-400 в 1970-1980-x годах. Большое значение для снижения удельных затрат имеет размер проекта. Средняя мощность одной производственной линии выросла с 1 млн т/г. в 1960-х годах до почти 3 млн т/г в 2000 году. В то же время количество производственных линий на одном предприятии уменьшается. Сегодня стандартные производственные линии имеют мощность 4-4,8 млн т/г. (например, 4-я и 5-я линии на заводе в Нигерии). Существенно повлияли на экономику производства спг технологические достижения, в первую очередь использование газовых турбин взамен паровых. Свой вклад внесли практика интеграции терминалов спг и электрогенерирующих предприятий, а также такие дополнительные факторы, как оптимизированная конфигурация оборудования, большие по объему и меньшие по количеству емкости для хранения газа и т. п.
Снижается и стоимость транспортировки спг. Всего в 2003 году во всем мире курсировали 149 специализированных танкеров по перевозке сжиженного природного газа, причем 24 сошли со стапелей в последние полтора года. Стоимость одного судна сократилась с $ 250 млн в 1991 году до $ 160-170 млн сегодня. Произошло это за счет конкуренции по мере появления новых судостроительных заводов, внедрения новых технологий и больших размеров судов.
Сегодня строятся танкеры водоизмещением 138000-140000 м3 и готовятся к выпуску размером 200000 м' И даже 300000 м3 (по Катарским проектам).
4. Морская транспортировка сжиженного природного газаВ настоящее время Россия экспортирует природный газ по системам экспортных газопроводов. Перекачка газа на экспорт по газопроводам имеет существенные недостатки:
· рынки сбыта газа жестко привязаны к существующим газопроводам;
· большие потери от прокачки газа по территории третьих стран (пропавший газ на территории Украины);
· зависимость от политической ситуации в странах, по чьей территории проходят газопроводы (при экспорте российского газа, газопроводы пересекают границы 14 государств);
Наряду с газопроводным транспортом природного газа за рубежом широко применяется морской транспорт для перевозки природного газа в сжиженном состоянии танкерами-газовозами. Многолетний опыт использования зарубежного танкерного флота спг показал его безопасность и надежность эксплуатации.
Газовозами называются суда, перевозящие наливом сжиженные газы и подпадающие под действие Международного Кода постройки и оборудования судов, перевозящих сжиженные газы наливом.
Традиционно эти суда разделяются на суда-газовозы, перевозяшие сжиженные природные газы (спг - LNG) и на суда-газовозы, перевозящие сжиженные нефтяные газы (снг - LPG). Различие в конструкции этих судов определяется свойствами перевозимого груза и способом его транспортировки.
Суда-газовозы некоторых типов весьма схожи с танкерами. Отличает их от последних высокий надводный борт и наличие в трюмном пространстве специальных резервуаров - грузовых танков, рассчитанных на чрезвычайно низкие температуры. Указанные конструктивные особенности обусловлены свойствами груза: низкой температурой и относительной по сравнению с нефтью легкостью.
Первые перевозки сжиженных газов морем состоялись в 1929- 1930 гг: с этой целью в Англии был переоборудован танкер «Мегара» дедвейтом около 11 тыс. тонн. Первый специально спроектированный газовоз «Расмус Толструм» дедвейтом всего 445 т был создан в 1953 г. в Швеции. В течении 40 лет специализированные суда строились специально для каждого отдельного проекта.
Вместимость первых танкеров-метановозов составляла 27,4 тыс. м3 СПГ (примерно 16,5 млн м3 газа при нормальных условиях).
Первые исследования экономической целесообразности морских пере возок были выполнены американскими и французскими фирмами в середине 60-х гг. прошлого века при выборе оптимального решения о путях транспортировки газа из Алжира в Западную Европу. Технико-экономические расчеты показали, что при годовом объеме транспорта газа до 1О млрд м3 и расстоянии перевозки свыше 1500 км, доставка сжиженного газа в морских танкерах (с учетом расхода на сжижение и регазификацию) становится более рентабельной, чем трубопроводный транспорт со сложным переходом через Средиземное море.
Правительства стран, участвующих в реализации проектов СПГ, поддерживают эти проекты благодаря благоприятному законодательству, системе налогообложения и условиям производства и доставки товара, гарантирования определенного уровня цен на СПГ и условий поставки.
В России транспортировка ПГ в сжиженном состоянии от месторождений, расположенных на Арктическом шельфе, представляется наиболее экономически целесообразной.
В будущем все основные российские газовые месторождения будут располагаться именно в таких районах. Что обуславливает необходимость крупных заводов по производству СПГ в местах перспективных месторождений. Морская добыча газа становится основой газовой промышленности России. Крупнейшие российские проекты по увеличению добычи газа связаны с использованием потенциала континентального шельфа. Первым в арктических морях планируется разработка Штокмановского месторождения, расположенного в центральной части Баренцева моря, в 550 км к северо-востоку от Мурманска, на глубине около 350 м. Его пуск в эксплуатацию ожидается в первое десятилетие этого века. Уровень добычи в первое время составит 22,5 млрд м3/год с последующим наращиванием до устойчивого показателя 90 млрд м3/год. Общая стоимость проекта для полной разработки месторождения составляет 25-30 млрд долларов США при финансировании эксплуатационных расходов в размере 700 млн долларов США в год.
Перспективной считается также добыча газа на шельфе Сахалина по проектам международных консорциумов. В качестве основного варианта транспортировки природного газа согласована его перевозка в виде СПГ морскими судами-метановозами в Японию.
С производством СПГ связана и разработка одного из наиболее перспективных газовых месторождений Ямальского п-ова, расположенного в районе Харасавэя. При его освоении экономически целесообразнее транспортировать добытый газ не по газопроводам, а вывозить морским транспортом в виде СПГ в США, поскольку месторождение находится на побережье Карского моря, причем треть его расположена на шельфе. Для этих целей предполагается построить завод и морской терминал, которые могли бы обслуживать 20-25 метановозов грузовместимостью по 125-135 тыс. м3.
В настоящее время в мире существует несколько фирм, строящих танкеры-метановозы по различным технологиям. Танкеры постройки 80-х ГГ. прошлого столетия имеют вместимость 120 тыс. м3 СПГ. В этих танкерах СПГ размещается в пяти-шести разделенных автономных отсеках объемом 30-35 тыс. м3. Теплоизоляция танков с СПГ обеспечивает испаряемость на уровне 0,2-0,35 %/сут. от объема. Для обеспечения устойчивости при порожнем рейсе в наборе корпуса танкера, обычно в бортах и днище, устроены емкости для балласта - забортной воды. Иное конструктивное решение имеют танкера немецкой фирмы «Линде». Отсеки танкера заполнены объединенными в группы горизонтальными коллекторами и установленными вплотную друг к другу цилиндрическими алюминиевыми резервуарами диаметром 3 м.
За четыре десятилетия отрасли СПГ разработано множество конструкций метановозов, но лишь четыре из них могут претендовать на коммерческую и техническую приемлемость. Среди них две конструкции «мембранного» типа, разработанные во Франции, и две конструкции «свободного» типа, одна из которых родилась в Норвегии, а другая - в Японии. Норвежская конструкция получила известность благодаря характерным сферическим резервуарам. При этом наибольшее распространение получили грузовые танки сферического (рис. 4.1) и цилиндрического типа (рис. 4.2).
На терминале сливается не весь газ, небольшой его остаток необходим для того, чтобы резервуары не успели «нагреться» в ожидании нового груза.
Транспортировка СПГ считается потенциально опасным мероприятием, поэтому не удивительно, что в процессе проектирования, управления и эксплуатации метановозов применяются самые жест- кие нормативы техники безопасности. Все метановозы снабжены вторым корпусом и должны отвечать «Кодексу Международной морской организации (IMO) по строительству и оснастке судов, осуществляющих транспорт крупнотоннажных грузов сжиженных газов». В этом кодексе приводятся требования, включающие критерии проектирования и размещения резервуаров, строительные материалы, изоляцию и меры по охране окружающей среды.
Экипажи метановозов проходят специальную подготовку и обучение, позволяющие безопасно эксплуатировать судно, как в нормальной, так и в аварийной ситуации. Поскольку большинство метановозов ходят по строго определенным и постоянным маршрутам, экипажи имеют возможность хорошо изучить маршрут и найти оптимальные методы и процедуры взаимодействия с портами и сотрудниками береговых терминалов.
В настоящее время на рынке практически нет свободных судов- газовозов, тем более не существует метановозов ледового класса, необходимых при транспортировке газа из Арктики. Это делает целесообразным применение комплексного подхода к реализации проектов транспортировки сжиженного природного газа, включая строительство не только завода и терминала, но и судов усиленного ледового класса и вспомогательного флота.
Экономичность транспортировки природного газа морем по сравнению с трубопроводным транспортом повышается: по мере увеличения дальности перевозки (по расчетам, морская перевозка СПГ на расстояние 5000 км обходится не дороже перекачки по магистральному трубопроводу на расстояние 2500 км).
Дальность перевозок СПГ подчас весьма значительна и не является препятствием для его экспорта. Расстояние, на которое осуществляются поставки СПГ из Алжира в Японию, превышает 16 тысяч км. Более того, в начале 90-х годов поставки СПГ в Европу осуществлялись по разовым сделкам из Австралии на значительно более далекие расстояния.
5. Применение сжиженного природного газа
В настоящее время за рубежом СПГ в основном предназначен для применения в качестве топлива на крупных электростанциях, для газоснабжения населения и промышленных объектов, покрытия пиковых нагрузок, а также как сырье для химической промышленности. Однако, в последнее десятилетие обозначилась и наиболее интенсивно развивается еще одна область применения СПГ - это использование как универсального моторного топлива.
Ilрименение сжиженного природного газа в качестве моторного топлива для различных видов транспортных средств (автомобильного, воздушного, железнодорожного, водного и т. д.) дает энергетические и экологические преимущества, а также является экономически выгодным, по сравнению с традиционными нефтяными и другими альтернативными видами моторного топлива.
Ilерспективность использования СПГ в качестве альтернативного моторного топлива для автотранспорта стало очевидным для большинства стран мира. Особенно интенсивно это направление в автомобильной технике развивается в США. В США СПГ как моторное топливо используют более 25 % муниципального транспорта.
Аналогичная ситуация и в Западной Европе. Так, во многих городах Германии планируется перевести на СПГ муниципальный транспорт. В Италии принята экологическая программа применения СПГ на автотранспорте.
Расширяется применение СПГ и на водном транспорте. В Норвегии компания «Statoil» приступила к серийному производству судов на СПГ. В 2003 г. были построены первые два судна. Преимущества СПГ по сравнению с обычным бункерным топливом с экологической точки зрения очевидны: его использование только на двух судах в течение года сокращает выбросы окислов азота до 120 тонн. Инициатива «Statoil» активно поддерживается министром нефти и энергетики Норвегии, который считает ее началом полномасштабного перехода судов на СПГ. Экспериментальные суда на СПГ построены и эксплуатируются в США, Германии и ряде других стран мира. СПГ как моторное топливо широко используется и на морских судах-метановозах, предназначенных для перевозки СПГ.
За рубежом расширяется также применение сжиженного природного газа и на железнодорожном транспорте. Многолетняя безаварийная эксплуатация магистральных и маневровых тепловозов на СПГ железнодорожными компаниями «Берлингтон Нозерн», «Моррисон-Кнудсен», «Санта Фе», «Юн ион Пасифик» говорят об объективных преимуществах этого вида топлива.
