НОВАТЭК приобрел лицензию на технологию крупнотоннажного сжижения газа для своих будущих арктических проектов у немецкой Linde. Теперь у компании появляется возможность активно использовать российское оборудование, что вкупе с созданием российского EPC-подрядчика может снизить геополитические риски проектов. В то же время собеседники “Ъ” на рынке сдержанно оценивают перспективы реального импортозамещения в этой области. НОВАТЭК в среду объявил о покупке лицензии у немецкой Linde на крупнотоннажное сжижение газа для своего проекта «Арктик СПГ-2» на базе Утреннего месторождения.
Также было подписано рамочное соглашение о стратегическом сотрудничестве с Linde, французской инжиниринговой компанией Technip и НИПИГАЗом, которое «закрепляет основные условия сотрудничества по проектированию и дальнейшей реализации проектов СПГ-заводов на бетонном основании гравитационного типа в рамках “Арктик СПГ-2”, а также последующих СПГ-проектов». Глава НОВАТЭКа Леонид Михельсон заявил по этому поводу, что «подписанные соглашения открывают дорогу для принятия решений по следующим арктическим СПГ-проектам».
Как правило, лицензия на использование технологии сжижения покупается в пакете с другими услугами, причем лицензиар настаивает на использовании со своей технологией конкретных образцов основного оборудования — теплообменников, компрессоров и основных приводов, которые в России либо вообще не производятся, либо никогда не применялись в СПГ-проектах. Крупнейшим лицензиаром является американская APCI (на ее технологии строится текущий проект НОВАТЭКа «Ямал СПГ»), второй по величине игрок — Shell (применено на пока единственном в РФ СПГ-заводе в рамках «Сахалина-2»), также крупным игроком является ConocoPhillips.
У Linde есть лицензия на процесс MFC (каскадный процесс на основе смешанного хладагента), который был применен на единственном заводе в Норвегии (Snohvit), который до запуска «Ямал СПГ» остается самым северным в мире. При строительстве Snohvit были применены блочные решения, а основное оборудование устанавливалось на транспортируемую по морю платформу — сходные решения собирается использовать и НОВАТЭК.
Как говорил “Ъ” Леонид Михельсон, НОВАТЭК хотел бы повысить уровень локализации оборудования для своих будущих проектов, что, по его мнению, позволит удешевить проекты и снизит уровень влияния на них геополитических факторов. Сейчас СПГ-технологии не подпали под санкции США и ЕС, однако такие предложения выдвигались. НОВАТЭКу для такой локализации помимо лицензии понадобится EPC-подрядчик, способный интегрировать в технологическую схему российское оборудование. По мнению участников рынка, им может стать НИПИГАЗ в консорциуме с Technip.
Вместе с тем собеседники “Ъ” на рынке скептически оценивают возможности реального импортозамещения ключевого оборудования для СПГ, прежде всего теплообменников и компрессоров. По их мнению, для создания конкурентоспособного оборудования необходимы годы и десятки миллиардов рублей госсредств, при этом целевое оборудование должно быть конкурентоспособно в глобальном масштабе, поскольку только российские СПГ-проекты не смогут окупить подобные инвестиции в локализацию.
Справка:
Процесс сжижения природного газа сводится к переводу в жидкое состояние основного его компонента – метана.
В промышленности применяются, как процессы сжижения природного газа с целью получения сжиженного природного газа, как конечного продукта, так и процессы сжижения в сочетании с процессами низкотемпературного фракционирования попутных и природных газов, позволяющие выделять из этих газов газовый бензин, бутаны, пропан и этан, а также извлекать гелий из гелиеносных природных и попутных газов.
Чтобы сжижить природный газ, его необходимо охладить до температуры порядка минус 160°С. Существует несколько способов достижения холода такой глубины.
В настоящее время для получения сжиженного природного газа применяются два процесса: конденсация при постоянном давлении (компремирование) и теплообменные: рефрижераторный с использованием охладителя и турбодетандерный/дросселирование с получением необходимой температуры при резком расширении газа. Процесс сжижения природного газа высоко энергоемкий. По этой причине в современной Мировой практике получения СПГ отказались от первоначального способа сжижения компремированием и отдали предпочтение теплообменным способам сжижения.
В процессах сжижения природного газа особое значение приобретает эффектив-ность теплообменного оборудования и теплоизоляционных материалов. При теплообмене в криогенной области увеличение разности температурного перепада между потоками всего на 0,5ºС может привести к дополнительному расходу мощности от 2 до 5 кВт на сжатие каждых 100 тыс. м3 газа.
Дросселирование позволяет получать сжиженный природный газ при малых энергетических затратах. Недостатком является низкий коэффициент ожижения – до 4% и требует многократной перегонки. Поэтому перешли к работе по компрессорно-детандерной схеме. В этой схеме охлаждение газа происходит за счет совершения работы на лопатках турбины. Использование энергии вращающейся турбины позволяет сделать процесс сжатия газа энергетически более эффективным.
Коэффициент сжижения компрессорно-детандерных установок все еще остается низок – до 14%. Это значит, что для реализации такой схемы, также как и для дроссельной, необходимо наличие магистрали низкого давления для сброса в нее не сжиженной части природного газа. Другими словами такая схема опять-таки наиболее эффективна на ГРС.
Уже несколько десятков лет известны термодинамические схемы, позволяющие достичь 100% эффективности сжижения природного газа. К таковым относятся:
- Классический каскадный цикл с последовательным использованием в качестве хладагентов пропана, этилена и метана путем последовательного снижения их температуры кипения.
- Цикл с двойным хладагентом – смесью этана и метана.
- Расширительные циклы сжижения.
Новый способ «объединенный» автохолодильный каскадный цикл (ARC), в котором производится ступенчатая конденсация углеводородов с использованием их в качестве хладагентов в последующей ступени охлаждения при циркуляции неконденсирующегося азота.
Каскадная схема, в которой раздельно используются три хладоагента с последовательно снижающейся температурой кипения, требует больших капитальных, но меньших эксплуатационных затрат. Эта схема была последовательно усовершенствована; в настоящее время чаще применяется смесь хладоагентов; новая схема называется самоохлаждающей, так как часть хладоагента – этан и пропан – получаются из сжижаемого природного газа. Капитальные затраты при этом несколько ниже. В большинстве случаев в каскадных схемах используются поршневые компрессоры, сравнительно дорогостоящие как по капитальным, так и по эксплуатационным затратам.
Расширительные схемы представляют существенный интерес, так как в них могут использоваться центробежные, более экономичные, машины, но расширительные циклы требуют затрат энергии на 20-30% больших, чем каскадные. Охлаждение достигается изоэнтропийным расширением метана в турбодетандере. Поток газа, предварительно очищенного от воды, углекислого газа и других загрязнений, сжижается под давлением за счет теплообмена с холодным расширенным газовым потоком.
В эксплуатационных расходах на процесс сжижения природного газа, помимо стоимости природного газа, значительную долю составляют энергетические затраты, затраты на очистку и осушку газа, а также амортизационные расходы.
Понравилась статья? Тогда поддержите нас, поделитесь с друзьями и заглядывайте по рекламным ссылкам!
