Диссертация (1172966), страница 9
Текст из файла (страница 9)
[19]Кроме того, на производительность пропанового компрессора оказываютвлияние температура предварительного охлаждения, а на производительностькомпрессора основного цикла охлаждения – температура на выходе из главногокриогенного теплообменника.В связи с реализацией крупных российских СПГ-проектов, таких какЯмал СПГ или Печора СПГ и др., компании-лицензиары предлагают решения поадаптации существующих технологий к условиям арктического климата.Очевидно, что в цикле предварительного охлаждения пропан можно заменятьсмесью более легких компонентов, например, этана и пропилена (APCI) или этанаипропана(Shell).Заменапропанасмесевымхладагентомнастадиипредварительного охлаждения позволяет увеличить производительность на 5-5510 %прииспользованиистандартногодлятехнологическогопроцессаоборудования.
[20]Ещеоднимспособомповышенияэнергоэффективностипроцессовсжижения является замена клапанов Джоуля-Томсона на жидкостные илидвухфазные детандеры. До 1990-х годов все холодильные циклы производстваСПГ базировались на изоэнтальпическом расширении с использованиемдроссельных устройств, где потери давления при расширении газа необратимы.Использование работы детандеров позволяет снизить общие затраты энергии напроцесс.Изначально конструкции детандеров не допускали конденсации жидкостиболее 5 % в процессе расширения, но развитие инженерии позволило создатьжидкостный детандер, а также детандер с двухфазным потоком на выходе.Первые жидкостные детандеры появились на заводе СПГ MLNG Dua вМалайзии в 1996 году.
Эти детандеры, по существу, «насос наоборот»: ониизоэнтропийно расширяют переохлажденную жидкость почти до кипения. Работарасширения извлекается из жидкости, при этом сама жидкость охлаждается. Этоособенно ценно, когда хладагент или природный газ находятся на низкихтемпературных уровнях, так как чем ниже температура, тем больше энергиизатрачивается на дальнейшее охлаждение. На выходе из блока сжижения, гдерабочее давление остается на уровне 40 – 45 атм, замена дросселей высокогодавления на жидкостные детандеры позволяет увеличить количество сжиженногогаза и вернуть часть энергии для производства электричества.Жидкостные детандеры могут быть размещены в двух или трех местахтехнологической линии сжижения газа:− в контурах холодильных агентов перед входом в главный криогенныйтеплообменник (промежуточные и конечные этапы),− в контуре СПГ, на выходе из главного криогенного теплообменника.В среднем, детандеры производят дополнительно около 4 % энергии.
[21]За последнее десятилетие разработаны и двухфазные детандеры. Онипозволяют жидкости изоэнтропийно расшириться до двухфазного состояния, что56увеличивает работу детандера и максимизирует возврат энергии в процесс.Двухфазные детандеры пока не нашли промышленного применения, но они могутстать основой для дальнейшего увеличения энергоэффективности процесса. [22]В России препятствием для развития крупнотоннажного производства СПГявляются не только антироссийские санкции в энергетическом секторе, но иотсутствие собственных крупнотоннажных технологий сжижения, методикрасчета основного криогенного оборудования.
Все крупнотоннажные проекты вРоссии – Сахалин, Владивосток, Балтийский (все – ПАО «Газпром»), Ямал (ОАО«Новатэк»), Дальневосточный (ПАО «НК «Роснефть»-Exxon Mobil), Печора(Группа АЛЛТЕК и ПАО «НК «Роснефть») осуществляются с участиеминостранных компаний, в руках которых остаются ключевые элементы проектов– технологии. Это ставит российские проекты в зависимость от зарубежныхпоставщиков технологий, оборудования и сервисных услуг.Развитие собственных инновационных технологий должно стать ключевымфактором успеха будущих российских проектов.1.2.3 Производство СПГ на шельфе Мирового океана: состояние иперспективыВ 2016-2017 гг. индустрия СПГ претерпела качественный скачок, когдабыли спущены на воду первые плавучие заводы СПГ.В настоящее время разрабатываются и планируются к разработке крупныеморские месторождения газа в Северном и Баренцевом морях, в Мексиканскомзаливе, у побережья Сахалина, Австралии, США, Канады, Мозамбика, Малайзии,Камеруна, Индонезии, Экваториальной Гвинеи, Джибути и Мавритании.
Приэтом строительство заводов СПГ требует дополнительных капитальных вложенийв строительство морских трубопроводов. Как результат – рост стоимости СПГ.Наряду с крупными месторождениями газа на шельфе имеются и небольшиеместорождения, разработка которых по данной схеме явно нерентабельна.Многие газовые шельфовые месторождения невыгодно разрабатывать в силу их57удаленности от берега и трудностей со строительством заводов по сжижениюгаза, а также всей необходимой инфраструктуры – подводных газопроводов,хранилищ СПГ, причалов для танкеров и т.д. Для таких месторождений, а также сцелью экономии при разработке крупных шельфовых месторождений, крупныекомпании-разработчики предлагают плавучие заводы-хранилища СПГ (LNGFloating Production Storage and Offloading – LNG FPSO).Плавучий завод СПГ представляет собой судно или баржу с функциямидобывающей морской платформы, на палубе которой размещены установкиподготовки, очистки и осушки газа, технологические линии для разделения исжижения газа.
В корпусе судна размещаются танки для хранения СПГ исжиженных углеводородных газов. Плавучий завод оснащается системойотгрузки СПГ на танкеры. Кроме того, на палубе находятся многоэтажныестроения, предназначенные для проживания персонала плавучего комплекса.Судно располагается над месторождением природного газа, что позволяетизбежать необходимости строительства длинных подводных трубопроводов, иостается на месте швартовки до полного истощения месторождения. В этой связи,плавучий комплекс должен быть устойчив к любым неблагоприятным погоднымявлениям, включая ураганы.В настоящее время уже приступили к работе четыре плавучих завода СПГ:PFLNG Satu в Малайзии производительностью 1,5 млн.
т/г, Kribi FLNG вКамеруне производительностью 2,4 млн. т/г, Shell Prelude в Австралиипроизводительностью 3,6 млн. т/г и Tango FLNG производительностью 500 тыс.т/г у берегов Аргентины.На стадии строительства находятся еще три подобных судна суммарноймощностью 7,4 млн. т/г для Малайзии, Мозамбика и Мавритании. Кроме того,определен ряд перспективных проектов плавучих заводов с производительностьюот 0,3 млн. т в год и выше.
Суммарная мощность плавучих заводов, находящихсяна разных стадиях проектирования, строительства и готовности, может составить161,6 млн. т/г. [1] При этом рассматриваются не только месторождения газа игазоконденсата, но и нефтяные месторождения с высоким газовым фактором –58для сжижения попутного нефтяного газа. Свои проекты по постройке плавучихзаводов предлагают компании Shell, Air Products, FLEX LNG, SBM Offshore-Lindeи другие.Проектыплавучихзаводоввключаюттехнологическиелиниипроизводительностью от 0,3 до 4,5 млн.
тонн в год. И хотя наземные заводыуспешно эксплуатируются уже более 50 лет, запуску проектов плавучих заводовСПГ долгое время препятствовали проблемы, связанные с выбором икомпоновкой оборудования на морских объектах и созданием наиболее надежныхи безопасных технологий для морских условий.Преимущество плавучих заводов СПГ заключается в возможности вовлечь вразработку не только крупные, но также средние и мелкие месторождения газа,находящиеся на шельфе.
При истощении одного месторождения судно можетпереходить к новому месторождению и так далее, тем самым снижаясебестоимость производства СПГ (нет необходимости создавать инфраструктурудля каждого последующего месторождения). Кроме того, проекты плавучихзаводов позволяют избежать длительных согласований и утверждений вразличных инстанциях, касающихся землеотвода и строительства наземныхсооружений.Кроме строительства специальных судов с функциями добычи газа ипроизводстваСПГ,концепцияплавучихзаводоввключаетразмещениепроизводственного комплекса СПГ на морских прибрежных платформах соснованием гравитационного типа для крупнотоннажного производства и напришвартованных баржах для малотоннажного производства.
В этом случаеприродный газ подается на производственный комплекс по газопроводу. Такиепроекты позволяют осваивать месторождения на суше с минимизацией наземнойинфраструктуры, что также влечет за собой снижение себестоимости СПГ.В России существуют проекты плавучих комплексов, включающиепроизводственные установки сжижения природного газа производительностью от420 до 1600 тыс. т/г. Проекты предусматривают монтаж производственныхкомплексов на несамоходных баржах в акваториях Черного моря или Финского59залива (рисунок 1.15).
Основная цель проектов – обеспечение бункеровки судовСПГ.Рисунок 1.15 – Концепция проекта плавучего завода СПГ [23]Реализация проектов плавучих заводов СПГ может иметь для Россиибольшое значение. Россия – морская держава, с огромными запасамиуглеводородов на шельфе. Как уже отмечалось выше, разработка шельфовыхместорожденийгазасприменениемплавучихзаводовможетснизитьсебестоимость СПГ, а следовательно, сделать его производство экономическипривлекательным. По сообщению президента Российского газового обществаПавла Завального в ходе конференции «Нефть и газ российской Арктики»,начальный объем извлекаемых ресурсов природного газа только на арктическомшельфе России оценивается в 69,5 трлн.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
