Автор работы: Пользователь скрыл имя, 17 Декабря 2014 в 22:25, реферат
Природный газ является одним из важнейших энергоносителей, занимая в структуре потребления третье место после нефти и угля.
Основными областями применения Природного газа являются промышленность и производство электроэнергии (44% и 31% соответственно). Другими важными сферами его потребления является коммунально-бытовой сектор и транспорт.
Следующий этап - удаление большинства тяжелых углеводородов, после чего остаются главным образом метан и этан. Затем газ постепенно охлаждается, обычно с помощью двухцикличного процесса охлаждения, до тех пор, пока его температура не достигнет приблизительно минус 160 градусов С. Тогда он и становится жидкостью при атмосферном давлении.
Сжижение природного газа возможно лишь при охлаждении его ниже критической температуры. При более высоких температурах газ не может быть превращен в жидкость ни при каком давлении. Для сжижения природного газа при температуре, равной критической (Т = Т кр), давление его должно быть равным или больше критического, т. е. Р > Ркт. При сжижении природного газа под давлением ниже критического (Р < Ркт) температура газа должна быть ниже критической.
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:
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:
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.
Сегодня строятся танкеры водоизмещением
138000-140000 м3 и готовятся к выпуску размером 200000 м3 и даже 300000 м3 (по Катарским проектам).
В настоящее время Россия экспортирует природный газ по системам экспортных газопроводов. Перекачка газа на экспорт по газопроводам имеет существенные недостатки:
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, перевозящие 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 конце второго десятилетия этого века. Уровень добычи в первое время составит 22,5 млрд м3/год с последующим наращиванием до устойчивого показателя 71.1 млрд м3/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 мембранного типа (рис. 4.2).
Рис. 4.1. СПГ танкер с сферическими резервуарами
Рис. 4.2. СПГ танкер с мембранными резервуарами
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.
.
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.
Применение 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.
Информация о работе Проблемы производства и транспортировки СПГ