Новый метод позволит сделать сжижение газа дешевле.
Самое важное. Самое полезное. Самое интересное...
Новый метод позволит сделать сжижение газа дешевле.
Весной этого года пресс-служба компании НОВАТЭК крайне лаконично известила о том, что: «НОВАТЭК получил российский патент на технологию сжижения природного газа «Арктический каскад». Процесс сжижения обеспечивает высокую энергоэффективность за счет максимального использования арктического климата».
Можно было бы, наверное, еще короче, но и так понятно – это информация «для своих», для тех, кто был в курсе того, что из себя представляет новая технология. Как и в случае с любым изобретением, получение патента не конечная цель, а этап, необходимый для того, чтобы можно было сделать самый важный шаг – приступить к созданию первого опытно-промышленного образца. Без практики теория мертва, а уж если изобретена новая технология – этот постулат становится вообще незыблемым.
Чуть позже появилась информация о том, что НОВАТЭК не намерен останавливаться – опытно-промышленная линия «Арктического каскада» будет создана и смонтирована на заводе «Ямал-СПГ». Первоначальный проект завода предусматривал размещение на нем трех технологических линий, произведенных по технологии AP-C3MR по лицензии компании Air Products, мощность каждой 5,5 млн тонн СПГ в год. «Арктический каскад» будет значительно скромнее, как и положено опытно-промышленному образцу – 0,9 млн тонн СПГ в год. Но этого вполне достаточно, чтобы проверить технологию в деле и, если возникнет необходимость, внести изменения в проект более мощных линий, которые вполне могут стать базовыми для следующего проекта НОВАТЭКа – завода по сжижению газа «Арктик СПГ-2».
Сообщение информационной службы НОВАТЭКа прокомментировал первый заместитель председателя правления компании Александр Фридман:
«Технология рассчитана на использование оборудования российских производителей. Локализация производства оборудования поможет обеспечить снижение капитальных затрат и развитие технологической базы для СПГ-проектов в России».
Сказать, что вот таких порций информации достаточно для понимания хотя бы сути проекта, не получается, поэтому придется заняться очередным небольшим расследованием.
Классическую схему крупнотоннажного сжижения природного газа мы уже рассматривали: три ступени охлаждения, где в качестве хладагентов последовательно выступают пропан, этан и метан, дросселирование через турбодетандер, готовый продукт – в емкости для хранения, то, что не удалось сжижить, отправляется в теплообменники. Каждый этап требует затрат энергии – работают компрессоры, турбины и так далее. Вне зависимости от того, какая конкретно технология используется, затраты более-менее одинаковы – можно считать, что расходуется 25% начального объема природного газа. За счет чего можно пытаться снизить себестоимость процесса? Вариантов всего два – пытаться каким-то образом уменьшить количество ступеней охлаждения или добиться того, чтобы линия состояла из меньшего количества оборудования. Самый «красивый» вариант – если удастся совместить то и другое, то есть сэкономить деньги как на этапе капитального строительства, так и при оперативном управлении.
На строящемся «Ямал-СПГ», как мы уже говорили, используется технология AP-C3MR – самая популярная в мире производителей СПГ, на ней работает около 80% действующих производственных линий. В этой технологии – два этапа охлаждения природного газа: теплообменники с пропаном в качестве хладагента плюс теплообменники, где используется смесь хладагентов. При этом эту смесь тоже приходится предварительно охлаждать, что и делают при помощи все того же пропана. Еще раз: пропан работает хладагентом для природного газа, и тот же пропан используется для предварительного охлаждения сложного хладагента, используемого на втором этапе охлаждения природного газа. Чтобы было удобнее, давайте введем простые аббревиатуры – СХА, сложный хладагент и ПГ – природный газ. Пропан охлаждает ПГ в отдельных теплообменниках, одновременно в соседних теплообменниках пропан охлаждает и СХА, на втором этапе СХА охлаждает ПГ до более низкой температуры.
Вроде все вполне симпатично, зачем вдруг НОВАТЭКу понадобилось что-то усовершенствовать? Дело в том, что технология AP-C3MR разрабатывалась для экваториального климата, в расчете на то, что пропан приступает к охлаждению ПГ и СХА, температура которых составляет +45 градусов и охлаждает их до -34. Попытки представить себе поселок Сабетта, в котором установились погожие деньки с температурой градусов так в +50 можете совершать сами, у нас, в редакции Аналитического онлайн-журнала Геоэнергетика.ru, такое ментальное упражнение не получается. На этой широте +10 – уже «жара», а комплект оборудования рассчитан на старт именно с +45. Оборудование, заметим, весьма и весьма дорогостоящее – для прокачки вот всех этих потоков ПГ, пропана и СХА технология AP-C3MR требует использования приводов мощностью 86 МВт. И куда девать такую мощность, спрашивается, если диапазон рабочих температур пропана, охлаждающего ПГ в реальности не 79 градусов, как предусмотрено в AP-C3MR, а всего 44, как имеет место быть в условиях Ямала? Логично предположение – перекинуть возникающий резерв мощности на прокачку СХА. Логично, но тогда придется в несколько раз увеличить теплообменники, в которых этот СХА трудится. Никакой экономии не получится – придется менять всю технологическую линию, а стоимость криогенного теплообменника составляет основную ее часть. Вывод: AP-C3MR не позволяет использовать климатические преимущества для снижения стоимости сжижения.
Так, с этой технологией как-то печально, надо бы оценить, у кого что еще имеется. Не будем изобретать велосипед, сразу направимся «в гости» к Газпрому на остров Сахалин, где с 2009 года работает первый в России завод крупнотоннажного сжижения природного газа. Да, юг Сахалина – это не Арктика, но уже и далеко не тропики, и нет причины сомневаться в том, что Газпром не пытался этим воспользоваться. Итак, производственный комплекс «Пригородное» проекта «Сахалин-2», берег залива Анива, поселок Корсаков.
Изначально сжижение здесь шло по технологии Shell DMR, (патентообладатель – Royal Dutch Shell) модернизированный на основании российского патента, который в январе 2015 года получил Газпром. Вы что-нибудь слышали про этот патент, уважаемые читатели? В Корсакове работают две технологические линии общей мощностью 9,6 млн тонн СПГ в год, на официальном сайте Газпрома есть ровно одна фраза, касающаяся этого момента:
«В июне 2015 года Газпром и Shell подписали меморандум по реализации проекта строительства третьей технологической линии в рамках «Сахалина-2». В декабре Sakhalin Energy приступила к разработке проектной документации».
Еще есть сообщение ТАСС:
«27 сентября 2017 года техническая документация на строительство третьей очереди завода по производству СПГ проекта «Сахалин-2» передана на госэкспертизу».
Пресс-служба Sakhalin Energy прокомментировала это следующим образом:
«Третья очередь завода СПГ в Пригородном может стать одной из наиболее экономически эффективных установок сжижения газа в мире со значительно более низким уровнем рисков, чем во вновь создаваемых производственных мощностях. Ожидается, что в следующем году по ней будет принято окончательное инвестиционное решение. Согласно расчетам, ежегодно линия будет способна производить 5,4 млн тонн сжиженного газа».
Окончательное инвестиционное решение пока так и не принято, в связи с целым комплексом причин, которые вслух никто особо называть не торопится. По предварительным оценкам, строительство третьей линии, мощность которой предполагается 5,4 млн тонн СПГ, обойдется в 5-6 млрд долларов, а Газпром, напомним, сейчас одновременно ведет строительство «Северного потока-2», «Турецкого потока» и «Силы Сибири-1». Похоже, что концерн сначала закончит эти проекты и только потом сосредоточится на проектах СПГ. Вторая причина – ресурсный источник для третьей линии пока до конца не определен.
Производственный комплекс «Пригородное», Фото: gazprom.ru
Есть месторождения на проекте «Сахалин-1», который ведет Роснефть, но две государственных компании вот уже несколько лет не могут окончательно договориться о взаимодействии. Ну, и как «вишенка на торте» – те самые антироссийские дискриминационные меры со стороны «наших западных партнеров». Месторождения Сахалина – шельфовые, и как раз на поставку оборудования для добычи на шельфе наложено эмбарго. Так что нам остается только согласиться с мнением целого ряда экспертов, которые считают, что работа третьей линии завода «Сахалин-2» не ранее 2023 года.
С одной стороны – ничего хорошего в этой истории нет. В разных странах мира в настоящее время идет строительство сразу нескольких СПГ-заводов, которые выйдут на мировой рынок раньше, чем это удастся сделать Газпрому, которому потом придется бороться с агрессивно настроенными конкурентами. Но есть и другая сторона вопроса – до 2023 года НОВАТЭК успеет построить четвертую линию «Ямал-СПГ» и проверить в деле технологию «Арктический каскад». Мало того, руководитель НОВАТЭКа Леонид Михельсон намерен приложить максимум усилий для того, чтобы в России появилась новая отрасль промышленности – производство технологических линий сжижения природного газа. То же самое другими словами – НОВАТЭК намерен добиться 100%-ной локализации производства всего оборудования, которое требуется для технологии «Арктический каскад». В таком случае и у Газпрома исчезнет технологическая зависимость от западных партнеров по «Сахалину-2», при этом руководитель НОВАТЭКа уверен, что новая технология и ее локализация в России обеспечат значительное снижение стоимости проекта на этапе капитального строительства.
Удастся ли уменьшить расходы оперативные – снизить стоимость самого производственного процесса, покажет практика использования четвертой линии «Ямал-СПГ». Пока что оценки весьма осторожны – не исключено, что стоимость производства и не изменится, но локализация это ведь не только снижение стоимости оборудования на этапе строительства технологической линии, но и значительная экономия в течение всего времени работы на планово-предупредительных ремонтах, на поставках сменяемых комплектующих. Так что, на наш взгляд, паузу с реализацией проекта расширения «Сахалин-2» можно прокомментировать словами Бармалея из замечательного фильма «Айболит-66»:
«Это даже хорошо, что нам так плохо».
Газпром имеет возможность сосредоточиться на реализации трубопроводных проектах, посмотреть, что получится у НОВАТЭКа и уже потом принимать окончательные решения по всем намеченным им СПГ-проектам.
Вот после такого «предисловия» давайте вернемся к «Арктическому каскаду», чтобы попробовать понять, в чем «изюминка» этой технологии. Даже если просматривать описание патента «наискосок», в глаза сразу бросается то, что технология предусматривает использование в качестве хладагента такого газа, как азот. Чем он хорош? Ну, прежде всего – ресурсным источником, поскольку 70% атмосферного воздуха в любой точке планеты Земля и есть азот, его не надо добывать ни из каких скважин. Технология сжижения азота отработана давным-давно, стоимость процесса невысока – это второе преимущество, третье – то, что температура жидкого азота зависит от давления и легко может быть доведена до -196 градусов, что значительно ниже температуры сжижения природного газа, ниже температуры сжижения этана. Все эти преимущества уверенно добавлены разработчиками «Арктического каскада» к возможностям, которые дают арктические климатические условия.
Сжижение газа начинается, конечно, традиционно – с осушения, очистки от механических примесей и посторонних газов, этот этап обойти невозможно. После того, как давление подготовленного ПГ поднимается до нужного значения, он поступает в первый теплообменник, но в качестве хладагента в нем используется не пропан, как в классической схеме, а прохладный воздух Ямала – этого вполне достаточно, что температура была снижена до +10 градусов. Следующий этап охлаждения – каскад теплообменников, в котором хладагентом выступает этан, и это тоже небольшое ноу-хау. В классической схеме на втором этапе используется этилен, который на СПГ-заводе не производится, его поставляют «со стороны», а этан – «родной», его на месте и отделяют от ПГ, а потом сжижают за счет использования азота. Это отдельный цикл, который так и называют – «этановый»: после сепарирования из состава ПГ этан «убегает» охлаждаться в «собственные» теплообменники, хладагентом в которых служит сначала воздух, а затем азот. Испаряясь на теплоносителях, этан обеспечивает снижение температуры ПГ до -84 градусов, после чего ПГ уходит на вторую часть каскада охлаждения. Давление ПГ поднимают еще раз, во второй части каскада хладагентом служит азот и так называемый «отпарной метан» – тот, который так и не удается сделать жидким. Температура ПГ на выходе со второй части каскада -137 градусов, и вот тут в дело вступает эффект Джоуля-Томсона, дросселирование при сбросе давления до 1,5 атмосфер. Сброс настолько значительный, что и снижение температуры весьма серьезное – на 20 градусов, до -157. Все, приехали – концевой сепаратор отделяет жидкий ПГ и направляет в емкости для хранения. Тот ПГ, который ожижить не удалось, получает гордое звание «отпарной метан» и возвращается на вторую часть каскада. Логичное решение – пусть этот метан так и не стал жидким, но его глубокое охлаждение (те самые -157 градусов) используется для пользы дела.
Что получается? Никаких сложных хладагентов, только прохладный атмосферный воздух, этан и азот. На Ямале наступила невиданная жара градусов так в +15? Вообще не вопрос – температура морской воды тут выше нуля поднимается в редчайших случаях, ее и будут использовать. В чем универсальность, почему НОВАТЭК уверен, что «Арктический каскад» можно будет тиражировать? На километровой глубине температура морской воды +3,8 градусов вне зависимости от того, где море находится – что в Арктике с Антарктидой, что в Африке с Австралией. Воздух или морская вода используются для предварительного охлаждения всего подряд – природного газа, азота, этана, что каждый раз дает «плюсики» в деле борьбы за снижение стоимости сжижения. Исключение из схемы сложных хладагентов, исключение из схемы пропанового цикла, отказ от привозного этилена тоже идут в ту же копилку, заодно позволяя «выбросить» немалую часть оборудования. Вместо отдельных компрессоров для каждого цикла разработчики предлагают использовать единый газотурбинный двигатель и мультипликатор, потому расчетные энергетические затраты по технологии «Арктический каскад» должны составить около 220 кВт на 1 тонну СПГ вместо 250-260 кВт на тонну в существующих технологиях. Как бы ничего революционного, переворачивающего всю отрасль с ног на голову, но вся описанная коллекция «плюсиков», по предварительной оценке, обеспечит снижение стоимости сжижения природного газа на весомые 30%.
Что это даст? Давайте вспомним слова Леонида Михельсона, сказанные им на Российской энергетической неделе:
«Стоимость добычи природного газа на месторождениях НОВАТЭКа в 2,5 раза ниже котировок на американской национальной газовой бирже Henry Hub».
Добавляем эти 30% экономии на этапе сжижения. Ищем на карте поставщиков СПГ в Европу Соединенные Штаты. Вы их видите? Мы в редакции Геоэнергетики – с большим трудом, какой-то густой туман в этом месте.
С технической частью «Арктического каскада» мы, в общих чертах, смогли разобраться, на этот раз избежав формул и чертежей. Основное «ноу-хау» технологии, на наш взгляд, в том, что ее разработчики самым скрупулезным образом собрали в нее все возможные способы улучшения процессов охлаждения и сжижения. Каждый из них дает небольшой «плюсик», не неся ничего сверхъестественного, но их комплект дает уникальный результат – 30% выигрыша себестоимости, возможность уменьшить объем инвестиций на этапе капитального строительства. Вот теперь мы можем проанализировать, насколько возможна 100%-ная локализация всех комплектующих технологических линий в России. Что для этого делает частная компания НОВАТЭК и каковы действия правительства России, руководитель которого неоднократно говорил о том, что развитие СПГ-сектором имеет для нашей экономики приоритетное значение.
Фото: gazprom.ru
© 2009 Технополис завтра
Перепечатка материалов приветствуется, при этом гиперссылка на статью или на главную страницу сайта "Технополис завтра" обязательна. Если же Ваши правила строже этих, пожалуйста, пользуйтесь при перепечатке Вашими же правилами.
