По состоянию на июль 2013 г. в Европе мощность двадцати двух действующих регазификационных терминалов составила 196,7 млрд. куб. м/год. Терминалы располагаются в десяти европейских странах. Основные регазификащюнные мощности находятся в Испании, которая является крупнейшим импортёром сжиженного газа в Европе. За ней следуют Великобритания и Франция. Кроме того, в Европе на стадии проектирования, согласования или строительства находятся около тридцати терминалов (планируемой общей мощностью около 200 млрд. куб. м газа/год).

Таким образом, можно предположить, что регазификационные мощности европейских государств увеличатся в два раза к 2020г. Представляя единое европейское пространство, тем не менее, многие страны Европы сохранили исключительный подход к развитию сектора СПГ и собственное видение его будущей роли для экономики страны. Однако основной причиной наращивания регазификационных мощностей в европейских странах является стремление диверсифицировать источники поставок газа и снизить зависимость от нынешних почти монопольных поставщиков.

1.4 Перспективы развития производства СПГ в РФ

В настоящее время Россия является одним из крупнейших игроков на мировом рынке энергоносителей, активно участвует в мировой торговле углеводородами и в международном энергетическом сотрудничестве. Россия занимает второе место в мире по доказанным запасам природного газа (32,9 трлн. куб. м) и до 2009 г. была лидером по добыче "голубого топлива".

До недавнего времени единственным направлением экспорта российского газа являлись трубопроводные поставки в Европу и страны СНГ, поэтому перед Россией стояла задача диверсификации экспортных газовых потоков, а также освоения нового сегмента мирового рынка газа. Эти задачи носили геополитический характер и определяли энергетическую безопасность страны. Теперь благодаря проекту "Сахалин-2" проектной мощностью 9,6 млн. тонн СПГ/год Россия имеет бесценный опыт организации производства нового энергоносителя - сжиженного природного газа, который обеспечил выход на рынки стран АТР. Сложность его реализации заключалась в том, что у России не было ни технологий и опыта производства СПГ, ни технологий шельфовой добычи газа в крупных промышленных масштабах. Кроме того, необходимо было найти и убедить потенциальных инвесторов и покупателей сжиженного природного газа в успешности проекта, получить их согласие на закупки СПГ тогда, когда строительство завода по производству сжиженного газа ещё только планировалось.

Проект "Сахалин-2" включает разработку двух месторождений: Лунского месторождения, которое является преимущественно газовым, и Пильтун-Астохского нефтяного месторождения с наличием попутного газа. Завод по производству СПГ в рамках данного проекта был запущен в эксплуатацию в феврале 2009 г., но работы по вводу объектов инфраструктуры и наладка всех заводских систем продолжались, и к середине 2010 г. завод вышел на проектную мощность. На заводе СПГ, который занимает площадь в 490 гектаров, построены две технологические линии. Помимо производственных мощностей и причала отгрузки СПГ, на заводе построена лаборатория, центральный пункт управления и два резервуара для хранения газа общей ёмкостью 200 тыс. куб. м.

Сахалинский завод не является одним из самых мощных заводов мира, однако в 2010 г. компания "Сахалин Энерджи" запустила программу по повышению его производительности. По итогам 2012 г. мощность завода была увеличена на 8%. По информации ОАО "Газпром" в 201 г. в рамках проекта "Сахалин-2" было произведено 5,26 млн. тонн нефти и 10,52 млн. тонн СПГ.

начале лета 2012 г. руководитель ООО "Газпром экспорт" сообщил, что ОАО "Газпром" рассматривает возможности строительства третьей технологической линии в рамках проекта "Сахалин-2". В декабре 2013 г. было принято решение вынести на рассмотрение совета директоров и наблюдательного совета компании "Сахалин Энерджи" вопрос о переходе к разработке проектной документации по строительству третьей технологической линии СПГ.

Останавливаться на достигнутых успехах Российская Федерация, доля которой на мировом рынке СПГ составляет пока менее 5%, не планирует. Одним из перспективных проектов считается "Штокман". Запасы месторождения составляют 3,9 трлн. куб. м газа и 56 млн. тонн газового конденсата. Добытый на месторождении газ по подводным трубопроводам будет поставляться на берег в район посёлка Териберка, где планируется сооружение завода по производству СПГ (общая мощность первых двух линий 7,5 млн. тонн СПГ/год), портового транспортно-технологического комплекса и других производственных объектов.

Первоначально предполагалось начать добычу газа в 2013 г., и в 2014 г. произвести первый СПГ. Но в феврале 2010 г. проект был отложен на три года по причине снижения спроса на газ на европейском рынке. Впоследствии ввод в эксплуатацию Штокмановского месторождения был намечен на 2016 г., пуск завода СПГ - на 2017 г. В начале 2013 г. компания "Газпром" объявила тендер по выбору проектировщика завода по производству СПГ максимальной проектной мощностью до 30 млн. тонн СНГ/год, но уже летом 2013 г. тендер был отменён. В 2013 г. компания "Газпром" приняла решение о реализации проекта только после 2019

Вторым перспективным российским проектом является "Ямал СПГ". В июне 2010 г. на площадке XIV Петербургского Международного экономического форума между ОАО "Газпром" и ОАО "НОВАТЭК", крупнейшим независимым производителем природного газа в России, было подписано Соглашение о сотрудничестве, которое определило основные условия взаимодействия двух компаний в реализации проекта по производству СПГ на базе Южно-Тамбенского месторождения, запасы которого оцениваются в 1,3 трлн. куб. м"'. С этой целью ещё в 2005г. была создана компания ОАО "Ямал СПГ". Сейчас 60% её акций находится в собственности у ОАО "НОВАТЭК", по 20% - у французской "Тоталь" ("Total") и китайской "CNPC" ("СиЭнПиСи"). С 2014г. компания "НОВАТЭК" получила право самостоятельно экспортировать производимый СПГ. До этого монополией на экспорт газа обладала компания "Газпром".

Компания "Ямал СПГ" планирует строительство трёх производственных линий мощностью по 5,5 млн. т СПГ/год, причем запуск первой официально намечен на 2017. В 2012-2013 годах компания завершила разработку проектной документации по российским и международным стандартам, начала обустройство кустовых площадок для бурения первых эксплуатационных скважин, выбрала подрядчика на проектирование, поставку оборудования, материалов и комплектующих, строительство СПГ завода. Им стал консорциум компаний "Текнип Франс" ("Technip France") и "ДжейДжиСи Корпорейшн" ("JGC Coфoration"). По состоянию на октябрь 2013г. компания "Ямал СПГ" получила все необходимые согласования для строительства объектов инфраструктуры, добычи, подготовки, сжижения газа на Южно-Тамбейском месторождении и отгрузки СПГ и газового конденсата в порту Сабетта.

Реализация проекта "Ямал СПГ" требует привлечения партнёров не только с целью получения доступа к инновационным технологиям, но и к дополнительным финансовым ресурсам. В начале 2014г. стало известно, что Российский фонд прямых инвестиций (РФПИ), структура Внешэкономбанка (ВЭБ), изучает возможность вхождения в акционерный капитал ОАО "Ямал СПГ", в том числе через совместный с "Чайна Инвестмент Корпорейшн" ("China Investment Corporation") российско-китайский инвестиционный фонд. Компания "НОВАТЭК" готова продать до 10% в проекте, чтобы оставить за собой контрольный пакет. Участие Внешэкономбанка в проекте предполагает участие в акционерном капитале компании и предоставление кредитных ресурсов в рамках проектного финансирования на строительство СПГ-завода и обеспечение транспортировки сжиженного газа с проекта. Рассматривается вопрос создания совместного предприятия РФПИ с судоходной компанией "Совкомфлот", которая будет заниматься строительством и эксплуатацией танкеров для перевозки газа с "Ямал СПГ". Для транспортировки СПГ предполагается использовать специально спроектированные танкеры усиленного ледового класса Агс7.

Японские и индийские компании также проявляли заинтересованность к приобретению долей в "Ямал СПГ". Кроме того, осенью 2013г. компания "НОВАТЭК" подписала меморандум с четырьмя китайскими банками. Компания собирается рассмотреть все условия сотрудничества с потенциальными участниками и кредиторами проекта и принять окончательное решение в 2014 г. Ранее представители компании "НОВАТЭК" утверждали, что новый участник может быть интересен, если он предложит рынки сбыта. Однако сейчас стало важнее привлечь к реализации инвестора, готового предложить недорогое кредитное финансирование для проекта.

Сегодня Ямал является одним из изученных и подготовленных к освоению регионом, а также расположен достаточно близко к существующей газотранспортной инфраструктуре. Поэтому можно предположить, что месторождения Ямала будут играть значительную роль в развитии российской газовой промышленности в XXI веке.

Дальний Восток также может стать масштабным центром по производству российского сжиженного природного газа. В апреле 2011 г. компания "Газпром" и японский консорциум "Джапен Фар Ист Газ" ("Japan Far East Gas") подписали Соглашение о проведении совместного технико экономического исследования с целью реализации проекта по строительству СПГ-завода и газохимического комплекса во Владивостоке. Летом 2012 г. между Министерством энергетики РФ и Министерством экономики, торговли и промышленности Японии был подписан Меморандум о взаимопонимании, который предполагает сотрудничество и поддержку в рамках проекта "Владивосток-СПГ". А весной 2013 г. были утверждены планы мероприятий по реализации проекта строительства СПГ-завода и подготовки ресурсной базы для проекта. Началась разработка проектной документации, проводятся проектно-изыскательские работы на полуострове Ломоносова и в бухте Перевозной, где планируется разместить завод и построить необходимую инфраструктуру.

Проект предусматривает сооружение трёх технологических линий общей мощностью 15 млн. тонн/год. Ресурсной базой должен стать газ Сахалинского ("Сахалин-3"), Якутского и Иркутского центров газодобычи. Однако пока главным источником считаются ресурсы проекта "Сахалин-3". Его запасы газа оцениваются на уровне 1,1 трлн. куб. м. "Сахалин-3" является основной ресурсной базой для газотранспортной системы "Сахалин - Хабаровск - Владивосток. В 2013 г. "Газпром" провел до разведку на Южно-Киринском месторождении (проект "Сахалин-3"), в рамках которой были обнаружены значительные запасы нефти. До этого месторождение рассматривалось как газовое. Такое открытие может негативно отразиться на проекте "Владивосток СПГ", поскольку нефть должна извлекаться первой, а вести одновременно разработку нефтяной и газовой залежей экономически невыгодно. Кроме того, компания "Газпром" собирается вернуться к планам по строительству третьей технологической линии в рамках проекта "Сахалин-2". Как считают некоторые эксперты, расширение "Сахалина-2" и "Владивосток СПГ" - это взаимоисключающие проекты, и в текущих условиях приоритет может быть отдан не "Владивосток СПГ".

Помимо вышеуказанных трёх проектов в России существуют и другие планы по строительству заводов сжижения природного газа. Компания "Газпром" планирует строительство завода по сжижению газа в Ленинградской области. Но речь идёт не о возрождении закрытого проекта, а о совершенно новом проекте "Балтийский СПГ". В 2014 г. предполагается завершить обоснование инвестиций и выбрать площадку под строительство. Мощность "Балтийского СПГ" должна составить 10 млн. тонн/год, ввод в эксплуатацию намечен на 2018 г. Для реализации проекта компания "Газпром" планирует привлечь партнёров, оставив за собой контрольный пакет в размере 51%.

В 2009 г. состоялась презентация проекта "Печора СПГ", реализовать который собиралась Группа "Аллтек", Основой проекта является разработка двух месторождений Ненецкого автономного округа - Кумжинского и Коровинского. Технико-экономическое обоснование проекта было подготовлено компанией "Текнип" ("Techniр"). Предпроектные исследования были проведены специалистами ОАО "Гипроспецгаз", которые к концу 2012 г. рассмотрели и проанализировали двенадцать вариантов реализации проекта "Печора СПГ", предусматривающих, в том числе, возможности по увеличению сырьевой базы проекта и различные варианты строительства завода СПГ (наземного и морского базирования, на плавучем основании либо платформе гравитационного типа), а также различные ценовые сценарии по нефти и СПГ. Однако в конце 2013 г. стало известно, что поскольку компания "Печора СПГ" не получила право самостоятельно экспортировать сжиженный газ, компания ищет партнёра в лице госкомпании для реализации проекта, причём не исключается возможность продажи контрольного пакета участия. Поэтому в настоящее время проект находится в непростой ситуации, но имеет значительные перспективы.

Таким образом, новых возможностей для строительства заводов по сжижению газа в России достаточно. В случае их реализации наша страна сможет стать одним из крупнейших поставщиков СПГ на азиатском рынке. Для оценки перспектив Российской Федерации на мировом рынке сжиженного природного газа автор представляет прогноз его развития. Как уже упоминалось ранее, в 2012г. на мировой рынок было поставлено 327,9 млрд. куб. м. СПГ, из них Россия экспортировала 14,8 млрд. куб. м, или 4,5% всех поставок СПГ в мире. На конец того же периода мировые мощности по производству СПГ составили около 290 млн. тонн/год, из них российские - 10,5 млн. тонн/год (3,6%). Таким образом, доля России на мировом рынке сжиженного природного газа не превышает 5%. Благодаря российским потенциальным СПГ - проектам у России есть все возможности по крайней мере удвоить данный показатель.

Без учёта производственных мощностей, которые могут быть построены в РФ в рамках СПГ - проектов, сегодня существуют все предпосылки для роста мировых мощностей практически в 1,5 раза к 2020 г. (более чем в два раза к 2030 г.). При этом данный показатель не включает перспективные проекты некоторых новых потенциальных поставщиков СПГ, например, приостановлено строительство иранских заводов по производству сжиженного газа, отложен проект в Венесуэле. Фактически к 2030г. мировые СПГ - мощности могут превысить 600 млн. тонн/год (не включая Россию). Все планируемые в России проекты организации производств СПГ расположены в суровых климатических и тяжёлых географических условиях, что в значительной степени затрудняет реализацию этих проектов, которые периодически откладываются, пересматриваются, и их декларируемые показатели, включая мощность технологических линий, на взгляд автора, не являются абсолютно точными. Однако, по предварительным оценкам, к 2030г. общая мощность российских заводов по производству СПГ, может варьироваться от 31 млн. тонн/год до 64 млн. тонн/год (включая действующий проект "Сахалин 2"), что составит от 6,4 до 9,3% прогнозируемых мировых СПГ - мощностей. В результате Россия может занять более существенную долю на мировом рынке сжиженного природного газа.

С другой стороны, по прогнозам автора, мировой спрос на СПГ может составить меньшую величину по сравнению с производственными мощностями: 435 млн. тонн к 2020 г. и более 580 млн. тонн к 2030 г. Настоящий прогноз сделан на основе данных из открытых источников и может не учитывать некоторые факторы. Однако эти оценки уже сегодня позволяют спрогнозировать недозагрузку мощностей по производству СПГ в будущем, и соответственно обострение конкуренции на мировом рынке сжиженного природного газа.

Исходя из вышеизложенного, можно сделать вывод о том, что Российская Федерация имеет все предпосылки, чтобы существенно увеличить свою долю на мировом рынке сжиженного природного газа и, возможно, стать одним из лидеров по поставкам СПГ на азиатский рынок. Это станет наилучшим вариантом диверсификации направлений экспорта российского газа и обеспечения экономических интересов и энергетической безопасности страны. Однако необходимо отметить, что российские мощности по производству СПГ могут оказаться не полностью востребованными, особенно учитывая перспективные австралийские СПГ - проекты и появление "нетрадиционного" газа в США. Поэтому чтобы не потерять конкурентные позиции, во-первых, необходимо тщательно просчитывать и оценивать каждый проект по строительству СПГ - заводов в Российской Федерации. Во-вторых, в рамках реализации этих проектов должны применяться только самые современные технологии и инновационные разработки, чтобы Россия могла предложить на мировом рынке качественный и наиболее дешёвый сжиженный газ. В-третьих, с целью успешного выполнения проектов, к строительству заводов целесообразно привлекать опытных высококвалифицированных технических специалистов и использовать самые современные технологии, эффективность которых была доказана в рамках реализованных зарубежных проектов.

1.4.1 Обзор рынка СПГ в России. Основные российские компании производители СПГ

На сегодняшний день в России успешно введен в эксплуатацию один завод, "Сахалин-2", находящийся на острове Сахалин и принадлежащий ОАО "Газпром". Что касается этого функционирующего завода СПГ, то его текущая мощность составляет порядка 10 млн тонн СПГ в год, и большая часть производимого газа законтрактована Японией. Однако, существуют еще четыре завода, находящихся в стадии проекта, а некоторые в процессе строительства (проекты по производству СПГ в России):

1. Печора СПГ

2. Ямал СПГ

3. Владивосток СПГ

4. СПГ проект Роснефти

Локация заводов определяется, исходя из следующих факторов:

1. Близость к газовому месторождению (необходимо для обеспечения сырьем в достаточном количестве для производства СПГ)

2. Отсутствие ограничений при прохождении газовозов по морским путям

3. Расположение завода и соответствующей инфраструктуры вне жилой зоны.

Одним из самых перспективных СПГ проектов в России является тот, что реализуется компанией ОАО "Ямал СПГ", дочерним предприятием НОВАТЭКа. Эта компания недавно успешно заключила соглашение с таким предприятием как Total S. A., французской нефтегазовой компанией, занимающей четвертую строчку в рейтинге по объему мировой добычи топлива и владеющей 20% акций Ямал СПГ, ровно как и Китайская Национальная Газовая Компания (CNPC).

На полуострове Ямал находится, перспективный регион для добычи и производства сжиженного природного газа. Правительство Российской Федерации поддерживает пилотный проект "Ямал СПГ", который реализуется на ресурсной базе Южно - Тамбейского месторождения, где запасы газа на момент 1 января 2013 года составляют 907 млрд кубометров газа. Разработанный проект обеспечит оптимальное расположение социальных и технологических объектов и минимальное воздействие на окружающую среду, а создаваемый танкерный флот позволит доставлять СПГ потребителям в установленный сроки, так как из порта Сабетта СПГ может транспортироваться как западным, так и восточным маршрутом.

1.5 Развитие технологий производства сжиженного природного газа

Сжиженный природный газ (СПГ) - это обычный природный газ, который для облегчения его транспортировки и хранения путем охлаждения до - 161,5єС трансформируется в жидкое состояние. Объем СПГ в 600 раз меньше объема природного газа. СПГ представляет собой чистую бесцветную жидкость без запаха, плотность которой в два раза меньше плотности воды. Газ остается в жидком состоянии и при нормальном атмосферном давлении, что делает возможным его перевозку специальными танкерами. Для использования СПГ необходимо перевести обратно в газообразное состояние с помощью специальных регазификационных терминалов.

В таблице 1 приведен компонентный состав производимых сжиженных природных газов на первых заводах по производству СПГ. Сырьевой газ до сжижения должен быть очищен от водяного пара, СО₂ и сернистых соединений. Первоначальное удаление кислых газов осуществляется с использованием той же технологии, что и при традиционной обработке природного газа. Окончательная очистка производится чаще всего при пропускании газа через многослойные молекулярные сита рисунок 1.9 Отделение СО₂ и сернистых соединений происходит в промывной колонне.

Таблица 1

Компоненты сжиженного природного газа (мольный состав, %)

Территория	Метан	Этан	Пропан	Бутан	Азот
Аляска	99,72	0,06	0,0005	0,0005	0, 20
Алжир	86,98	9,35	2,33	0,63	0,71

При длительной эксплуатации газовых месторождений качество добываемого природного газа постоянно ухудшается. Тогда как, требования к его качеству, наоборот, постоянно растут, особенно, в тех случаях, когда он направляется на сжижение.

Рисунок 1.9 - Схема окончательной очистки природного газа на молекулярных ситах: 1 - подвод природного газа; 2 - сепаратор на входе; 3 - осушитель; 4 - регенератор; 5 - холодильник; б - обратная подача в трубопровод; 7 - водоотделитель; 8 - подача осушенного газа к расширителю (-65°С); 9 - колонна для удаления СO₂; 10 - регенератор; 11 - нагреватель; 12 - отвод регенерированного газа из холодильной камеры; 13 - подача очищенного газа на сжижение при температуре - 65°С, содержание СO₂, - 50 частей на миллион

Преобразование внутренней энергии в механическую при охлаждении осуществляется в основном одним из двух способов: либо сжатый газ подвергается расширению через отверстие (сопло), и его температура понижается вследствие эффекта Джоуля-Томсона, либо энергия отбирается путем совершения работы расширяющимся газом в двигателе.

1.6 Предварительная подготовка газа (предварительная обработка)

Удаление кислого газа (CO₂ и H₂S)

? Кислый газ вызывает коррозию, снижает теплотворную способность, способствует образованию льда и созданию твердых частиц в криогенном процессе

? Стандартные требования для СПГ: макс.50 милл. доля на единицу объема CO₂, макс.4 милл. доля на единицу объема

Осушка (удаление воды)

? Вода в криогенном процессе замерзает

? Стандартное требование: макс.1 милл. доля на единицу объема (веса) H₂O

Удаление ртути

? Ртуть может вызвать коррозию, особенно в алюминиевых теплообменниках

? Требования: макс 0.01 µg/нм³

1.7 Циклы сжижения, используемые для производства сжиженного природного газа

Сжиженный природный газ (СПГ) является криогенным продуктом, получаемым при глубоком охлаждении природного газа в специальных криогенных установках.

Для производства СПГ могут использоваться следующие циклы ожижения:

— дроссельный;

— детандерный;

— каскадный с несколькими хладагентами;

— цикл на смешанном хладагенте (СХА).

На практике обычно используются комбинации вышеперечисленных циклов. Выбор того или иного цикла ожижения, помимо стремления снижения потерь, зависит от назначения установки и ее производительности, состава исходного СПГ и его давления, а также от требований, предъявляемых к СПГ (давление, температура, состав). На выбор технологической схемы установки оказывает влияние применение того или иного типа оборудования и его стоимость.

Существует несколько подвидов дроссельного цикла:

Простой дроссельный цикл. Впервые такой цикл реализовали в 1885 г. независимо друг от друга К. Линде (Германия) и Д. Хэмпсон (Англия). Эффективность (отношение произведенного СПГ к затраченной работе) такого цикла низкая, поэтому такой цикл уже практически не применяется.

Дроссельный цикл с предварительным охлаждением. Эффективность его существенно выше, чем простого дроссельного цикла. Известен опыт применения такого цикла для получения СПГ на переоборудованных автомобильных газонаполнительных компрессорных станциях (АГНКС). Так, на АГН КС-500 (г. Петергоф, Ленинградская обл.) при использовании простого дроссельного цикла производительность установки ожижения составляла 250 кг СПГ в час. После переоборудования установки ожижения и использования в ее технологической схеме фреоновой холодильной машины, охлаждающей ПГ до - 40°С, производительность установки возросла в четыре раза и составила 1 т СПГ в час (при неизменной производительности компрессоров), а энергопотребление увеличилось всего на 28% (на привод холодильной машины) [3]. В настоящее время такие же установки работают на АГН КС-500 Московского газоперерабатывающего завода и в г. Кингисеппе.

Цикл с двойным дросселированием и циркуляцией части потока. В данном цикле сжатый и охлажденный газ дросселируется не до конечного давления, а до промежуточного. После этого часть газа при промежуточном давлении возвращается для рекуперации холода и поступает на промежуточный вход в компрессор, а оставшаяся часть газа дросселируется до конечного значения, и после отделения жидкой фазы пары также рекуперируют холод и поступают на вход в компрессор.

Работа, затрачиваемая в компрессоре на сжатие газа, будет меньше, так как часть газа необходимо сжимать уже с более высокого давления. Однако для реализации такого цикла необходимо сложное теплообменное оборудование, а также компрессор с промежуточным всасыванием газа.

Открытый цикл Клименко. В данном цикле эффект достигается за счет того, что высококипящие компоненты природного газа (пропан, бутан, пентан и др.), имеющие высокий изотермический дроссель-эффект, отделяют в сепараторах, дросселируют в обратный поток и используют в качестве хладагентов, циркулирующих в цикле. Такое решение позволяет повысить коэффициент сжижения газа [4, 5, 6]. Расчетный анализ [7] показывает, что удельные энергозатраты в установке с модифицированным циклом Клименко ниже, чем в установке с предварительным фреоновым охлаждением (в рассмотренном примере 0,753 кВт-ч/кг СПГ против 0,816). Однако по модифицированному открытому циклу Клименко имеются только расчетные исследования, опыта выхода на режим и эксплуатацию установки, работающей по данному циклу, в настоящее время не существует.

Детандерный цикл базируется на циклах Брайтона, Клода, Гейландта и Капицы. В цикле с параллельным включением детандера (циклы Клода, Гейландта и Капицы) часть охлажденного до промежуточной температуры газа расширяют в детандере и направляют в обратный поток для охлаждения и ожижения оставшейся части газа. В данном цикле оптимальное давление сжатия в компрессоре, обеспечивающее максимум эффективности, существенно ниже, чем в дроссельном цикле. Энергозатраты в таком детандерном цикле, как правило, составляют 0,6-0,8 кВт-ч/кг СПГ (с учетом того, что работа детандера полезно используется либо для выработки электроэнергии, либо для дожатия потока газа).

Заявленная эффективность установки, предложенной фирмой Криопак, - 13,5-15,5 кВт/ (т СПГ в сутки), т.е. 0,324-0,372 кВт-ч/кг СПГ. В то же время в приведенном примере для установки на 36 т СПГ в сутки (1500 кг/ч) при давлении СПГ 0,3 МПа указаны характеристики: потребление электроэнергии 7320 кВт-ч/сут (3 ф, 380 В), 120 кВт-ч/сут (1 ф, 220 В) и потребление газа газовым приводом компрессора - 8400 нм³/сут. Если учесть, что для большинства газовых электростанций удельный расход газа равен 0,3 нм³/ (кВт-ч), то суммарная потребляемая мощность в приведенном примере равна (7320 + 120) /24 + 8400/24/0,3 = 1476 кВт, а удельный расход электроэнергии равен 1476/1500 = 0,984 кВт-ч/кг СПГ.

Особенно привлекательно применять цикл с параллельным включением детандера для производства СПГ на газораспределительных станциях (ГРС), где имеется возможность использовать энергию перепада давления ПГ на входе и выходе из ГРС, которая в процессе дросселирования обычно не используется. В данном случае нет необходимости использовать компрессор в технологической схеме установки. Энергопотребление в таких установках минимально и обеспечивает только вспомогательные функции, например, подогрев газа регенерации блока очистки и осушки. Проведенные ранее расчетные оценки показывают, что при использовании в качестве тормозной ступени детандер-компрессорного агрегата коэффициент ожижения установки увеличивается на 10-15 %.

Преимуществами детандерного цикла являются использование такого же газа в холодильном цикле, что и ожижаемого ПГ (нет необходимости в другом газе, его пополнении из-за утечек), и более высокий по сравнению с другими газами (например, азотом) изотермический дроссель - эффект, что приводит к снижению энергозатрат на ожижение.

Недостатком детандерного цикла является необходимость использовать двух-, трехступенчатые турбодетандерные агрегаты при работе на большом перепаде давлений (как правило, с 3-5 МПа до 0,4-0,6 МПа), что приводит к существенному удорожанию и усложнению оборудования. Кроме того, при использовании масляных подшипников часть ПГ уходит с маслом, и при дегазации масла появляется необходимость сброса ПГ на свечу (если нет компрессора с газовым приводом). Количество сбрасываемого на свечу ПГ может составлять 1-1,5 % от расхода ПГ через турбодетандер, что является большой величиной.

Имеется предложение использовать детандерный цикл Клода в качестве внешнего холодильного цикла, рабочий газ в цикле - азот [8]. Удельные затраты энергии в таком цикле - 1,35 кВт ч/кг. Учитывая большую разницу в температурах кипения азота и ПГ, давление обратного потока азота выгодно повышать до ~ 1 МПа (зависит от требуемой температуры ПГ на выходе из блока ожижения).

Другой тип детандерного цикла, цикл Брайтона, может использоваться в установках ожижения ПГ в качестве внешнего холодильного цикла. В цикле Брайтона прямой поток рабочего газа охлаждают в рекуперативном теплообменнике, расширяют в детандере, направляют на охлаждение и ожижение ПГ, затем в качестве обратного потока направляют в рекуперативный теплообменник для охлаждения прямого потока рабочего газа и потока ПГ. В данном цикле рабочий газ не сжижается, охлаждение нагрузки осуществляется только за счет нагрева рабочего газа. Преимуществом цикла Брайтона является то, что давление обратного потока рабочего газа может быть любым. Недостатком этого цикла (по сравнению с циклами Клода и Гейландта) является то, что детандер вырабатывает холод на низком температурном уровне, поэтому для получения требуемой холодо производительности необходимо увеличивать расход газа, что приводит к увеличению энергозатрат.

Рассмотренные выше циклы ориентированы, как правило, на небольшие установки производительностью до 1-5 т СПГ в час, что объясняется простотой схемы и невысокой ценой оборудования установки.

Каскадный цикл. В классическом каскадном цикле охлаждение ПГ и его ожижение осуществляется с помощью нескольких чистых газов - хладагентов, таких как пропан, этан (этилен) и метан. Каждый хладагент циркулирует в своем холодильном цикле, охлаждая при этом ПГ и более низкокипящие хладагенты. Энергопотребление в таких циклах может достигать значения 0,33-0,35 кВт ч/кг СПГ (указанное значение энергозатрат не учитывает работу сжатия ПГ, поступающего на ожижение). Следует отметить, что технологическая схема установки, использующей каскадный цикл, достаточно сложная, включает несколько контуров (для каждого хладагента), каждый со своим компрессорным оборудованием. Кроме того, для установки с каскадным циклом необходимо сложное и дорогостоящее теплообменное оборудование. Поэтому такие схемы используются для крупных установок, где очень важно минимизировать энергопотребление. По данному циклу работают установки ожижения в г. Арзеве (Алжир) производительностью 120 т СПГ в час и в Кенае (Аляска) производительностью 80 т СПГ в час.

Цикл на СХА. В данном цикле охлаждение и ожижение ПГ осуществляется за счет одного холодильного цикла, рабочим телом которого является смесь нескольких углеводородов с азотом - смешанный хладагент (СХА). Состав СХА оптимизируется конкретно для каждой установки, так как он зависит от состава ожижаемого ПГ, от начальных значений давления и температуры ПГ, от давления СПГ и выбранной схемы установки. Преимуществом цикла с СХА перед каскадным является то, что существенно уменьшается количество типоразмеров компрессорного оборудования, хотя энергозатраты в цикле СХА несколько выше, чем в каскадном.

Различают два основных типа цикла на СХА - цикл на СХА с промежуточным отбором высококипящих компонентов и цикл "Прико".

Цикл на СХА с промежуточным отбором высококипящих компонентов. По этому циклу ожижения ПГ работает крупная установка в г. Скигда (Алжир) производительностью 360 т СПГ в час (3 линии по 120 т/ч). Установленная мощность компрессоров на каждой линии - 80 тыс. кВт. СХА представляет собой смесь азота, метана, этана, пропана, бутанов и пентанов.

В данной установке охлаждение ПГ и СХА осуществляется за счет дросселирования жидкой фазы высококипящих компонентов СХА, отделяемой от потока СХА в нескольких точках по высоте теплообменника при различных температурах. При 110 К СПГ отводится в хранилище.

Данная технологическая схема обеспечивает достаточно низкий уровень энергозатрат, однако эксплуатация установки является непростой из-за сложности схемы. Поэтому следующие установки ожижения были спроектированы фирмой Притчард (США) по циклу "Прико" ("Притчардкорпорейшн").

Цикл "Прико". В данном цикле охлаждение и ожижение ПГ также осуществляется с помощью внешнего холодильного цикла на СХА, однако, в отличие от предыдущего цикла, нет промежуточных отборов СХА по высоте теплообменника. Фактически установка представляет собой один трехпоточный теплообменник, в котором два потока (ПГ и СХА высокого давления) охлаждаются одним обратным потоком СХА низкого давления. Технологическая схема установки существенно упрощается, энергопотребление такого цикла находится на уровне энергопотребления цикла СХА с промежуточным отбором высококипящих компонентов, однако недостатком такого цикла является резкое возрастание поверхности теплообмена, поэтому для уменьшения габаритов теплообменных аппаратов наиболее целесообразно использовать компактные типы теплообменников, например, пластинчато-ребристые.

Недостатком циклов на СХА является также необходимость поддержания состава СХА и его подпитка (из-за неизбежных утечек). Для этого необходимо осуществлять постоянный контроль за параметрами СХА, выделять компоненты СХА из ПГ, либо завозить их со стороны, а также формировать смесь требуемого состава из компонентов СХА. Поэтому циклы СХА применяют на крупных установках ожижения, для которых доля вспомогательного оборудования (газоразделительное оборудование, хранилища компонентов СХА, хранилище готового СХА, дозатор СХА и т.п.) невелика.

Преимуществом использования внешних циклов (на СХА и детандерного азотного) является также то, что можно получать переохлажденный СПГ, что уменьшает потери СПГ в системе хранения из-за его испарения.

1.8 Хранилища Сжиженного природного газа

По своей теплотворной способности 1л СПГ эквивалентен 0,67л бензина или 1,13л дизельного топлива (солярки). В настоящее время доля СПГ в балансе энергоносителей невелика, но темпы роста его потребления достаточно высоки (порядка 7% в год, что вдвое выше, чем для природного газа и втрое - чем для нефти) [9].

В последнее время среди производителей на мировой рынок сжиженного природного газа вышли Россия (2009г.), Перу (2010г.) и Ангола (2013г.), "молодыми" импортёрами можно считать страны Ближнего Востока (Кувейт, ОАЭ), Таиланд и Сингапур (2014г.).

В России в настоящее время функционирует завод по сжижению газа на острове Сахалин, сооружается комплекс по сжижению, хранению и отгрузке СПГ в рамках освоения Южно-Тамбейского газового месторождения (проект "Ямал-СПГ"), запроектирован комплекс по освоению Штокмановского газоконденсатного месторождения. В июне 2013 года введен в эксплуатацию крупнейший в СНГ терминал по перевалке сжиженных газов в составе порта Усть-Луга. Неотъемлемой частью высокотехнологичных комплексов по сжижению, выдаче и приему СПГ являются крупногабаритные надземные изотермические резервуары (ИР).

При проектировании комплексов по подготовке и использованию сжиженного природного газа неизбежно встает вопрос о выборе способа хранения значительных объемов СПГ. Практика строительства комплексов показывает, что на долю резервуаров для хранения СПГ приходится до 50% общих капиталовложений. После получения первой крупной промышленной партии СПГ в 1937 году возникла необходимость разработки конструкции низкотемпературных хранилищ сжиженного газа. Пилотный проект низкотемпературного резервуара вместимостью 54,88 м³ был реализован в 1939 году в штате Виргиния. Резервуар был изготовлен из стали с 2% -м содержанием никеля, в качестве тепловой изоляции использовались пробковые плиты толщиной 750 мм [1]. Устанавливался резервуар горизонтально на деревянных козлах.

В 1941 г. близ Кливленда (штат Огайо, США) было введено в эксплуатацию низкотемпературное хранилище сжиженного метана, состоявшее из четырех больших резервуаров общей емкостью 15 450 м³. В 1954 г. в Советском Союзе был построен завод сжиженного метана, на котором предполагалось соорудить два низкотемпературных хранилища: малое (оперативного характера) и большое для более длительного хранения. Первыми изотермическими резервуарами, появившимися в конце 50-х годов, были металлические резервуары так называемой "самонесущей" конструкции. Летом 1964 г. началось строительство станции покрытия пиков неравномерности газопотребления в районе Бирмингема (США). В систему сжижения, хранения и регазификации метана было включено хранилище, емкость первой очереди которого составляет 28 тыс. м³ сжиженного метана при температуре хранения - 161° С.

Идея создания льдогрунтовых хранилищ для сжиженного метана принадлежит Н.С. Куперу (США). Предложенный им тип безопасного хранилища представлял сооружение довольно глубокой выработки (значительно ниже поверхности) с изоляцией стенок грунта паронепроницаемыми листовыми или рулонными материалами. Проект лёдогрунтового хранилища емкостью 10 тыс. м³ разрабатывался, также и в СССР, ВНИИпромгазом.

В современной практике использования сжиженных газов существуют различные конструктивно-технологические схемы их хранения [10].

Первый способ хранения возможен в горизонтальных или шаровых резервуарах под давлением и при температуре не выше плюс 50°С. Второй способ хранения возможен при пониженном давлении. Конструктивно данный метод реализуется путем сооружения подземных, надземных, передвижных резервуаров. Также с целью хранения СПГ используются искусственно создаваемые пустоты под землей. Температура продукта в рамках данной схемы совпадает с температурами хранения по третьей схеме, приведенной ниже. Третья схема реализует изотермический способ хранения, сущность которого заключается в том, что природный газ сжижается и в таком состоянии хранится при небольшом избыточном давлении (до 29 кПа) и температуре, близкой к температуре насыщения при данном давлении. Температура насыщения метана - основного компонента СПГ - при таком давлении составляет - 161,5єС. Изотермический способ хранения СПГ возможно осуществить при использовании подземных льдогрунтовых хранилищ или в подземных и надземных изотермических резервуарах. Третий способ хранения является наиболее предпочтительным для хранения больших объемов СПГ. При этом в международной практике наибольшее распространение получили надземные вертикальные изотермические резервуары (ИР). Классификация ИР для сжиженного природного газа по конструктивному исполнению приведена на рисунке 1.1.1

Рисунок 1.1.1 - Классификация изотермических резервуаров для СПГ по конструктивному исполнению

Изотермические резервуары одинарной герметизации состоят из внутренней металлической емкости, непроницаемой для жидкости, и внешней емкости, непроницаемой для пара и защищающей тепловую изоляцию от атмосферных воздействий. Изотермические резервуары двойной герметизации также состоят из внутренней металлической емкости, непроницаемой для жидкости, и внешней емкости. Внешняя емкость открыта сверху и, соответственно, не может препятствовать утечке паров продукта. Межстенное пространство может накрываться "дождевым щитом" для защиты от осадков. В мембранных резервуарах внутренняя емкость представляет собой изготовленную из аустенитной стали оболочку толщиной не менее 1,2 мм, гофрированную в двух взаимно перпендикулярных направлениях. Система гофрирования допускает расширение и сжатие при тепловых нагрузках. Внутренняя емкость не является полностью несущей, а опирается на твердую тепловую изоляцию, плотно примыкающую к внешней стенке. Внешняя емкость состоит из железобетонной фундаментной плиты, стенки из предварительно напряженного бетона и железобетонной крыши куполообразной формы. Несущая способность емкости обеспечивается совместной работой трех слоев: внутренней стенки, теплоизоляции и внешней стенки. Резервуары мембранной конструкции в России практически не используются.

Резервуары закрытого типа (или полной герметизации, или двухоболочечные резервуары) состоят из непроницаемой для жидкости внутренней емкости и внешней емкости, непроницаемой для жидкости и пара. Внутренняя емкость может быть открытой сверху или иметь подвесное перекрытие. Внешняя емкость представляет собой стальной или железобетонный резервуар, оснащенный купольной крышей и рассчитанный на комбинированное выполнение следующих функций:

в режиме штатной эксплуатации служить в качестве первичной паровой герметизации резервуара (в случае внутренней емкости с открытым верхом) и заключать в себе теплоизоляцию внутренней емкости;

в случае разгерметизации внутренней емкости локализовать разлитие СПГ и сохранять паронепроницаемость конструкции. Допускается выброс паров в атмосферу при условии его контроля системой защиты от избыточного давления. Для восприятия давления жидкости при разгерметизации внутренней емкости внешняя железобетонная стенка выполняется с предварительным напряжением.

Преднапряжение железобетонной стенки осуществляется с помощью пучков высокопрочных стальных канатов, проложенных в специальных внутренних желобах и замоноличенных раствором после натяжения. Внешняя емкость, изготовленная из предварительно напряженного железобетона, должна иметь стальную облицовку по внутренней поверхности для обеспечения газонепроницаемости.

Для защиты от внешнего теплопритока, способствующего испарению хранимого СПГ, применяют теплоизоляцию.

В конструкциях полной герметизации межстенное пространство заполняется тепловой изоляцией из вспученного перлитового песка.

Для частичной компенсации температурных деформаций внутренней емкости дополнительно устраивается слой теплоизоляции из эластичного минерального войлока в обкладке из металлической сетки по всей наружной поверхности емкости.

В конструкциях ИР одинарной герметизации применяют теплоизоляцию экранного или пористого типа.

Для защиты от атмосферных воздействий изоляцию обшивают тонкостенными алюминиевыми листами [11].

Вышеописанные конструкции изотермических резервуаров приведены на рисунке 1.1.2



Рисунок 1.1.2 - Конструктивное исполнение изотермических резервуаров а) одинарная герметизация б) двойная герметизация в) мембранный резервуар г) полная герметизация д) схема герметизации ИР при утечке продукта 1 - первичный контейнер (стальной); 2 - вторичный контейнер, рассчитанный на удержание разлития продукта; 3 - изоляция днища; 4 - фундамент; 5 - система обогрева фундамента; 6 - гибкое изоляционное уплотнение; 7 - подвесное перекрытие (изолированное); 8 - стационарная крыша; 9 - несущая теплоизоляция; 10 - мембрана; 11 - засыпная тепловая изоляция; 12 - наружная стальная оболочка, неспособная удерживать жидкость; 13 - покрытие (дождевой щит); 14 - защитная дамба; 15 - железобетонное покрытие

Независимо от типа герметизации резервуара покрытие состоит из внешней купольной крыши, опирающейся на корпус внешней емкости, и внутреннего подвесного перекрытия, которое представляет собой плоскую конструкцию, подвешенную к внешней крыше над внутренней емкостью и несущую теплоизоляцию. Подвесная крыша крепится к стропилам стационарной наружной крыши с помощью подвесок. В ИР полной герметизации с подвесной крышей пары продукта свободно проникают в межстенное пространство, вследствие этого избыточное давление газа воспринимает также и внешняя емкость.

Конструкция внешней крыши зависит от материала внешнего корпуса. При металлическом корпусе в системах одинарной и полной герметизации купольная крыша выполняется из углеродистой стали с расчетной температурой эксплуатации, равной минимальной средней температуре самого холодного дня.

Если внешняя емкость изготовлена из преднапряженного железобетона, то купольная крыша также выполняется из железобетона, монолитно соединенного с корпусом. Внутренняя поверхность всей купольной крыши должна быть облицована углеродистой сталью для обеспечения герметичности и предотвращения утечек паров СПГ. Каркас стальной облицовки должен иметь достаточную несущую способность, чтобы удерживать нагрузку от веса незатвердевшего бетона в процессе его укладки и твердения.

Фундаменты изотермических резервуаров имеют два конструктивных решения: фундамент на сваях, состоящий из свайного поля и монолитного ростверка; фундамент, состоящий из нижней и верхней (ростверка) железобетонных плит, соединенных между собой колоннами. Фундаменты предусматривают устройство проветриваемого пространства между ростверком и грунтом. В случае железобетонной внешней емкости, фундаментная плита является интегрированной частью емкости и жестко связана с внешней стенкой.

Для предотвращения подъема окраек днища внутренней емкости под действием избыточного давления по периметру нижнего пояса внутренней емкости устанавливаются анкерные крепления.

Для осуществления всех необходимых технологических операций при эксплуатации ИР оборудуется соответствующими патрубками. В современных зарубежных конструкциях ИР врезки и патрубки в днище и стенке резервуара (как внешней, так и внутренней емкостей) не разрешаются.

При проведении технологических операций слива, налива продукта, а также в процессе хранения СПГ избыточное давление отпарного газа может отклоняться от проектной величины в сторону вакуума, или же, наоборот, в сторону повышения. С этой целью конструкция ИР предусматривает предохранительные клапаны давления и вакуума. Предохранительные клапаны должны располагаться на удаленном расстоянии от площадок обслуживания основного оборудования и насосов для безопасности, в случае возникновения пожара на клапане в момент его срабатывания.

Помимо конструктивного исполнения изотермических резервуаров, важным аспектом безопасного хранения СПГ является выбор резервуарных сталей. Необходимость хранения СПГ при отрицательных температурах предъявляет повышенные требования к механическим характеристикам резервуарных сталей. Для уменьшения вероятности хрупкого разрушения при отрицательных температурах стали должны иметь достаточную ударную вязкость, по которой судят об их хладостойкости.

Для изготовления резервуаров с температурой хранения продуктов до минус 104°C применяется сталь, содержащая 6% никеля, ниже минус 104°C - сталь, содержащая 9% никеля, (например, сталь ASTM А553 тип I или аналогичная российская сталь 0Н9), а также аустенитная нержавеющая сталь. Для изготовления внешней металлической емкости или металлической герметизирующей сварной облицовки железобетонной стенки применяется углеродистая сталь. Минимальная расчетная температура металла внешней емкости и облицовки принимается в зависимости от климатических условий.

Используемые типы сталей для конструкций изотермических резервуаров для сжиженных природных и углеводородного газов в зависимости от температуры продукта приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2

Используемые типы сталей для конструкций изотермических резервуаров

Продукт	Температура изотермического хранения, °С	Тип стали	Российские аналоги*
Пропан	-42.1	Различные группы углеродистых сталей	09Г2С, 09Г2, 16ГС, 16Г2АФ
Пропилен	-47.7
Ацетилен	-84	3.5% Ni	0Н3
Этан	-88.4
Этилен	-103.8	5% Ni	0Н6
Метан (СПГ)	-163	9% Ni	0Н9
* - по данным ЦНИИПСК им. Мельникова

Ниже в таблице 1.3 приведен перечень наиболее значимых международных проектов изотермических резервуаров для хранения СПГ, реализованных компаниями TGE Gas Engineering (Германия), CB&I (США) и KOGAS (Южная Корея) в период 2004 по 2014 гг.

Таблица 1.3

Реализованные международные проекты изотермических резервуаров СПГ

Тип, количество и вместимость (м3) резервуаров	Год ввода в эксплуатацию	Расположение объекта	Владелец
Полная герметизация, 9х200,000	2014	Самчок, Южная Корея,	Korea Gas Corp., Korea
Полная герметизация, 2х180,000	2013	Джуронг-Айленд, Сингапур	Singapore LNG Pte. Ltd.
Полная герметизация, 3х160,000	2012	Нинбо, Чжэцзян, Китай	CNOOC Ningbo LNG Co., Ltd.
Полная герметизация, 150 000	2012	Синиш, Португалия	REN Atlвntico
Одинарная герметизация, 30,000	2012	Мунай, Китай	Xinjiang Ji Munai Guanghui LNG Development Ltd. Co.
Полная герметизация, 2х20000	2012	Порт Усть-Луга	Sibur Portenegro
Одинарная герметизация, 30000	2011	Иу, Чжэцзян, Китай	Xinjiang Guanghui New Energy Co. Ltd.
Одинарная герметизация, 2х160 000	2010	Папуа Новая Гвинея	Chiyoda (экспорт СПГ)
Полная герметизация, 2х120 000	2010	Австралия	Woodside Burrup Pty. Ltd.
Полная герметизация, 2х100000	2009	о. Сахалин, Россия	Sakhalin energy (перевалка СПГ)
Полная герметизация, 1х155 000	2008-2009	Милфорд Хейвен, Великобритания	Qatar Petroleum LNG Services
Мембранная конструкция 10х100 000, полная герметизация 3х200,000	2008	Тхонъён, Корея	Korea Gas Corp., Korea
Двойная герметизация, 2х200 000	2007-2008	США	Southern LNG (импорт спг)
Полная герметизация, 2х160000	2008	Кинтеро, Чили	GNL Quintero S. A. (импорт СПГ)
Полная герметизация, 2х160000	2008	Фуцзянь, Китай	CNOOC Gas & Power Group's
Одинарная герметизация, 70 500	2008	Канада	Terasen Gas (пиковый терминал)
Полная герметизация, 2х150,000	2007	Мургадос, Ла - Корунья, Испания	Reganosa
Одинарная герметизация, 2х130 000	2007	Перу	Peru LNG
Полная герметизация, 2х125000 СПГ	2006	Хаммерфест, Норвегия	Statоil ASA, Norway
Полная герметизация, 2x160,000	2006	Порт Лавака, Техас, США	Calhoun LNG, LP
Полная герметизация, 3x160,000	2005	Китимат, Канада, приемный терминал	Kitimat LNG Inc., Canada
Двойная герметизация, 1х160 000	2004	Доминикана	AES Corporation (импорт СПГ)
Одинарная герметизация, 2х140 000	2004	США	Trunklie (импорт СПГ)
Полная герметизация, 1х60000	2004	Уотербери, Коннектикут	Yankee Gas Service Company

Общемировой парк изотермических резервуаров (по данным за 2012 год) представлен в таблице 1.4.

Таблица 1.4

Общемировой парк изотермических резервуаров

Тип объекта	Одинарная герметизация single + double containment

Подобные документы

• Производство сжиженного природного газа

  История развития рынка сжиженного природного газа, его современное состояние и перспективы развития. Технология производства и транспортировки сжиженного природного газа, обзор перспективных проектов по созданию заводов по сжижению газа в России.
  
  реферат [2,5 M], добавлен 25.12.2014
  

• Устройства для хранения газа

  Оценка способов покрытия пика неравномерности потребления газа. Технологическая схема отбора и закачки газа в хранилище. Емкости для хранения сжиженного газа. Назначение, конструкция, особенности монтажа и требования к размещению мобильного газгольдера.
  
  курсовая работа [788,3 K], добавлен 14.01.2018
  

• Повышение эффективности вдувания природного газа в доменные печи

  Использование природного газа в доменном производстве, его роль в доменной плавке, резервы снижения расхода кокса. Направления совершенствования технологии использования природного газа. Расчет доменной шихты с предварительным изменением качества сырья.
  
  курсовая работа [705,8 K], добавлен 17.08.2014
  

• Мокрые газгольдеры

  Основные виды газгольдера — большого резервуара для хранения природного, биогаза или сжиженного нефтяного газа. Рабочее давление в газгольдерах I и II классов. Составные элементы и устройство мокрых газгольдеров, их принцип действия и схема работы.
  
  презентация [315,7 K], добавлен 29.11.2013
  

• Анализ технологического процесса и метрологического обеспечения при транспортировке природного газа

  Общая характеристика предприятия и его метрологического обеспечения производства. Исследование технологического процесса компремирования природного газа. Рекомендации по совершенствованию средств измерений в турбокомпрессорном цехе Комсомольской ГКС.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 29.04.2011
  

• Очистка газа от пыли и механических примесей

  Сведения об очистке природного газа. Применение пылеуловителей, сепараторов коалесцентных, "газ-жидкость", электростатического осаждения, центробежных и масляных скрубберов. Универсальная схема установки низкотемпературной сепарации природного газа.
  
  реферат [531,8 K], добавлен 27.11.2009
  

• Исследование установки "Аминовой очистки" природного газа и изучение физико–химических свойств растворов

  Физико-химические свойства этаноламинов и их водных растворов. Технология и изучение процесса очистки углеводородного газа на опытной установке ГПЗ Учкыр. Коррозионные свойства алканоаминов. Расчет основных узлов и параметров установок очистки газа.
  
  диссертация [5,3 M], добавлен 24.06.2015
  

• Расчет установки адсорбционной осушки природного газа

  Расчет материального и теплового балансов и оборудования установки адсорбционной осушки природного газа. Физико-химические основы процесса адсорбции. Адсорбенты, типы адсорберов. Технологическая схема установки адсорбционной осушки и отбензинивания газа.
  
  курсовая работа [1,5 M], добавлен 24.05.2019
  

• Проект газоснабжения д. Дудинское

  Определение плотности и теплоты сгорания природного газа. Потребление газа на отопление и вентиляцию. Гидравлический расчет газопровода низкого давления. Методика расчета внутридомовой сети газоснабжения. Технико-экономическая эффективность автоматизации.
  
  дипломная работа [184,0 K], добавлен 15.02.2017
  

• Автоматизация доменного процесса. АСК давления природного газа. Расчет измерительной схемы автоматического потенциометра

  Статические и динамические характеристики доменного процесса. Использование природного газа в доменных печах. Методы автоматического контроля давления, их анализ и выбор наиболее рационального. Расчет измерительной схемы автоматического потенциометра.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 20.06.2010
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам