Пренос на природен газ по вода

Преносът на природен газ до потребителите е доста трудна и скъпа за изпълнение задача. Като се вземе предвид, че повърхността на Земята, покрита с вода, се равнява на 71% от общата й площ, става ясно какво е наложило разработването на идея за различен от конвенционалния метод за пренос на газ чрез тръбопроводи.

Базирани на физичните характеристики на природния газ, се налагат съоръжения за втечняване и поддържане на температурата на газа с цел по-лесното му пренасяне по вода. Съхранението на газа също се облагодетелства от тази промяна в агрегатното състояние, като се осигурява по-малък обем на продукта, съответно по-малки съдове, съхраняващи по-големи количества енергия.

Процес на втечняване на газа

Природният газ, съдържащ 98% метан, при втечняване заема 0,17 % от обема на същото количество в газообразно състояние. Това се равнява на приблизително 1/600 от обема на газа. Намаляването на обема 600 пъти е голямо преимущество при преноса и съхранението му. Втечненият газ при пренос е неодориран, нетоксичен, некорозивен и безцветен.

Процесът на втечняване включва пречистване чрез отделяне на определени компоненти като например прах, въглероден диоксид, сероводород, хелий, вода и тежки въглеводороди, които биха причинили затруднения при превръщането на газа в течност. Следващата стъпка е кондензацията при близко до атмосферното налягане.

Температурата на охлаждане е приблизително -162 °С. Енергийната плътност на втечнения природен газ е 2,4 пъти по-висока от тази на сгъстения и се равнява на 60% от тази на дизеловото гориво.

Производството на втечнен газ изисква топлообмен между газа и хладилния агент достатъчно студен, за да причини кондензация. Втечняването му се осъществява в повърхностни топлообменни апарати в контакт с хладилния агент при температура по-ниска от температурата на росата за газа. Хладилните агенти се разделят на 2 категории. Смесени хладилни агенти и еднокомпонентни такива.

За преимущества на еднокомпонентните може да се считат простотата на системите работещи с тях и лесното им управление. Спрямо законите на термодинамиката обаче, най-ефективната система за втечняване е тази, чиято крива на охлаждане съвпада най-точно с охлажданата продукция.

Тъй като многокомпонентните фреони по-добре изпълняват това условие, то получените с тях процеси обикновено постигат по-висока ефективност. Освен ефективност съществуват и редица фактори, играещи важна роля в крайното схемно решение и за малки системи те са: крайното капиталовложение, честотата на използване, предвидената производителност и изразходваната мощност.

Към момента има разработени 5 метода за втечняване на природен газ:

• C3-MR -Този метод към момента е най-често използван. Пропан и смесени хладилни агенти (азот, метан, етан, пропан) осигуряват необходимото студопроизводство за втечняване на природния газ.

• AP-X - Този метод е надграждане на предния, като с увеличаване на капацитетите на топлообменниците се достига един пределен лимит и се налага поставяне на допълнителни охладители работещи с азот.

• Каскаден метод - Разработка на Phillips, базирана на каскадни хладилни машини работещи с пропан, етилен и метан за хладилен агент.

• DMR - Разработка на Shell, използваща два типа смесени хладилни агенти. Първият смес от етан и пропан, а втория смес от азот-метан, етан и пропан.

• SMR - Този метод е установен от фирмата Black & Veatch и използва само един смесен хладилен агент.

Една типична централа за сгъстяване на сушата построена в наши дни би трябвало да произвежда между 3 и 8 млн. тона течен природен газ годишно. За технически цели, като захранването на двигателите се използва изгарянето само на част от газа. Продукцията на тези съоръжения се осъществява на база на дългосрочни договори за покупко-продажба, което обуславя икономическата стабилност на сектора.

Плавателни съдове за пренос на газ

Природният газ се транспортира в специално проектирани за целта плавателни съдове с двойни стени, предпазващи товара от повреди или течове, притежаващи добри изолационни качества с цел поддържане на температурата в нужния диапазон. Обикновено танкерите разполагат с четири до шест резервоара разположени в близост до надлъжната ос на кораба.

Двойните стени ограждащи резервоарите за газ могат да бъдат използвани като баластни резервоари или просто кухини осигуряващи вече изброените предимства. Във всеки резервоар обикновено има разположени по три потопени помпи.

Двете големи помпи се използват за товаро-разтоварни операции, докато третата, наречена впръскваща помпа, е предназначена за изпомпване на втечнен газ с цел употребата му за нуждите на плавателния съд или за охлаждане и рециркулация с цел поддържане на температурата му.

Всички съоръжения като помпи, измервателни уреди и друго оборудване в резервоарите е монтирано на помпената кула - конструкция, прикрепена към стената на резервоара, простираща се от дъното до върха му.

В резервоара е разположен също резервен тръбопровод, с пружинен клапан, който може да бъде отворен от тежест или налягане. Това е аварийното помпено съоръжение. В случай на авария и отказ на двете главни помпи, товарът може да бъде разтоварен от аварийната помпа.

Всички главни помпи използват един тръбопровод, който обикаля палубата и има разклонения към двете страни на кораба. Този тръбопровод стига до колектори, служещи за товарене и разтоварване на продукцията. Също в горната част на резервоарите където се съдържа газова фаза преминава общ газопровод паралелно на тръбопровода за товарене/разтоварване.

Конвенционалните типове танкери са: мембранните танкери и Мос танкерите (носещи името на фирмата производител - Moss Maritime). В противоположност неконвенционалните са уголемените Q-Max и Q-Flex, собственост на Nakilat - Qatar Gas Transport Company. Те са специално разработени по поръчка на компанията и към момента са най-големите танкери за втечнен природен газ в света.

• мембранни призматични танкери - CS1 - дизайн на Technigaz и GazTransport. Състоят се от гофрирани панели от неръждаема стомана, играещи ролята на мембрана, поемаща термичните премествания. Първият слой на контейнера е направен от сплав, наречена инвар, с дебелина от 0,7 мм. Този слой е в директен контакт с течния товар. Вторият слой е направен от материал, наречен триплекс, и представлява лист от алуминий, облицован със слой от стъкловлакно и смола. Изолацията е разделена на два слоя, изработени от подсилена полиуретанова пяна с дебелина до 350 мм.

• Мос танкери - конструкцията им е патентована от норвежката компания Moss Maritime и представлява сферични съдове обикновено 4 до 5 броя на борда на танкера. Външният слой се състои от дебел пласт топлоизолационна пяна, върху която има поставен специален станиол, позволяващ поддържането на изолацията суха чрез подаване на азот в изолационния слой. Резервоарите се поддържат от пръстен, обгръщащ екватора на сферичния съд, поставен върху специална конструкция, компенсираща разширенията и свиванията по време на експлоатация. Резервоарът може да се разшири или свие с до 60 см по време на загряването и охлаждането, породено от втечнения природен газ, поради което тръбопроводите разполагат с меки връзки и са монтирани в горната част на сферичния съд.

• Q-Max и Q-Flex - тези типове танкери по същество са мембранни, като разликата е в това, че са по-големи от останалите за превоз на втечнен природен газ и разполагат със системи за повторно втечняване на изпарилия се газ и връщане в резервоарите. Тази система намалява загубите на газ и спомага за икономическите ползи. Капацитетът на тези кораби варира в рамките на 210 000 до 266 000 м3. За сравнение конвенционалните танкери разполагат с капацитети от 18 000 до 177 000 м3. Q-сериите заемат 13% от общия брой танкери за втечнен газ в световен мащаб за 2013 година, според статистика на IGU (International Gas Union).

В края на 2013 г. общият брой на танкерите за втечнен природен газ е 357. Доминиращи на пазара на транспортирането са три фирми - Nakilat, MISC и Bonny Gas Transport. Според статистиката предпочитаните новопостроени кораби са от мембранен тип, докато Мос танкерите намаляват своя пазарен дял от 31% за 2012 г. до 27% за 2013 г.

Съхранение на втечнения газ

Течният природен газ се съхранява в цилиндрични резервоари при температура 160 °C. Вътрешното налягане в резервоарите се поддържа от парите образувани при самоволното изпарение на газа от най-горния слой. Необходимо е да се поддържа приблизително атмосферно налягане, чрез контролирано извличане на парите, след което последните биват компресирани и изпратени за втечняване в топлообменници и върнати от помпите отново в резервоарите.

Това се прави поради проблеми при дълготрайното съхранение на газа. Установено е, че при продължително изпаряване на част от втечнения газ от повърхността се отделя по-лесно летливата компонента в състава на газа, което води до разслояване на течността в съда и падане на втечнен газ с по-голяма плътност на дъното на резервоара. Това намалява качествените параметри на продукцията и може да доведе до бракуване на големи количества метан. При аварийни ситуации пораждащи невъзможност за връщане на парите в съда се използва факел и контролирано се изгаря газа.

Температурата на течния метан се поддържа постоянна, чрез осъществяване на изпарение от повърхностния слой на втечнения газ и след това втечняването му в охладители. По този начин се компенсират единствено топлинните приходи към течността без да се налага цялостно охлаждане на обема на контейнера за съхранение. За понижаване на енергийните потребности на инсталациите за съхранение е задължително разполагането на добра изолация на външния слой на резервоарите.

Обикновено се използват изолации подобни на тези при транспортирането на газа. Конструкцията на съдовете за съхранение на течния метан представлява цилиндрични или сферични съдове, които се поставят над или под земята, на пристанища или във вътрешността на сушата според нуждите на потребителя. Най-големият надземен резервоар е от мембранен тип и е с капацитет 200 млн. тона.

Регазификация на втечнения природен газ

"Глобалният капацитет за регазификация расте с нуждата от заместител на конвенционалните горива. Установените и нови пазари предимно в Азия разчитат главно на втечнения газ за посрещането на енергийните си потребности.

За сравнение оборудването на терминали за регазификация в Европа и Северна Америка не отбелязва ръст поради слаби пазари на втечнения газ или като резултат от конкуренцията със собствен добив на природен газ или пренос на такъв чрез газопроводи", се казва в изявление на IGU.

Регазификацията е финалният етап от пътя на втечнения природен газ. Тук е мястото, на което течният продукт бива превърнат в газообразно състояние, и се инжектира в мрежата на наземните газопроводи. Процесът се извършва в 3 стъпки:

• Природният газ се доставя и разтоварва от танкера в резервоарите в течно състояние. Там се съхранява за неопределен период от време според нуждите на потребителите.

• Регазификацията включва загряване на течността до достигане на температура над 0 °C. Този процес бива извършен при високо налягане от порядъка на 60 до 100 bar. Подгряването се осъществява в серия от топлообменници, използващи температурата на морската вода за загряващ флуид. Това се е наложило като най-енергоефективната техника при наличие на вода с необходимите качества. Проблем с този тип подгряване остава трудната използваемост на морската вода, поради многото примеси и нейната корозивност. В моменти на авария в топлообменниците газът се пренасочва към резервен изпарител, използващ изгарянето на част от горивото в резервоарите за производство на необходимата топлинна енергия.

• На изхода от терминала за регазификация, вече превърнатият в газ метан, поради нужда от съответствие със стандартите, бива обработен. Обработката може да включва изменение на калоричността на продукта чрез добавяне на примеси от азот, бутан или чрез смесване с други газове. Важно действие след регазификацията е обработването на газа с одорант с цел покриване на мерките за безопасност на този тип енергоносител.

Регазификацията може да бъде извършена в наземни съоръжения, както и на плаващи платформи. Плаващите регазификационни шлепове притежават преимуществото на подвижността и по този начин могат да навлизат в райони без изградени наземни централи, установявайки нови пазари за втечнения природен газ.

Като допълнение към регазификацията могат да се извлекат много ползи от енергията отделена при извършването на процеса. Студът отделен при превръщането на метана отново в газ може да бъде използван за производство на кислород и азот в течно състояние от въздуха. Ползите могат да бъдат увеличени също при конструирането на регазификационната станция в близост до стоманодобивни заводи или други промишлени предприятия.

Пренос на газа чрез подводни газопроводи

Подводните газопроводи по статистически данни доставят приблизително 45% от необходимия газ за Европа. За целта е необходимо качествено и прецизно изработване на газопреносната мрежа. За начало е необходимо правилно картографиране на дъното на водния басейн, по който ще се строи газопровода с цел избягване на препятствия от всякакъв род. Препятствията могат да бъдат преместени или заобиколени.

Тръбите се поставят на морското дъно от специални плавателни съдове, които представляват огромни плаващи платформи с място за настаняване на стотиците хора работещи по газопроводите. Работата по една линия се извършва от няколко различни по размер и предназначение съда. Специални шлепове снабдяват непрестанно полагащата платформа с тръби като във всеки момент трябва да са налице тръбни заготовки за 12 часа работа.

Тръбите след разтоварването на платформата постъпват за заварка и след това в специален конвейер. Всяка заварка е тествана с ултразвук за дефекти. Нанася се антикорозионно покритие на всички сглобки след заваряване. От вътрешната страна газопроводите са обработени с антифрикционни материали с цел по-малки загуби на налягане при транспортирането на газа.

Външната обвивка на тръбите е обработена с антикорозионно покритие и неплаваща бетонена облицовка. Рампа разположена под точно определен наклон на поставящата платформа полага газопроводите на морското дъно. По правило газопроводите се задържат на морското дъно от собственото си тегло.

Не е нужно да бъдат фиксирани, тъй като един участък тежи около няколко тона след поставянето на бетонната обвивка. Поставянето на проводите по дъното се извършва в предварително подготвени изкопи, като на места те биват засипвани с цел подсигуряване на стабилност.

Процесът по поставянето на подводните газопроводи започва не от брега, както би се предположило, а от морето. Те се състоят от различни отсеци, построени по различно време от различни съдове, свързани помежду си. Поради вариациите в дълбочините на отделните отсеци са необходими различни по дебелина на стената тръби, осигуряващи необходимата якост при различни налягания.

След извършване на подводния монтаж секцията под морското равнище се свързва с наземната секция. Правят се изследвания при работното налягане на газопровода и след преминаването им съоръжението се пуска в експлоатация.

Икономически аспекти при използването на втечнен природен газ

Търговията с втечнен метан е стабилна през 2013 г. е около 236 милиона тона годишно. Катар остава най-големия доставчик на енергия от този тип, докато Япония притежава доминираща роля във вноса и потреблението на глобалните ресурси на втечнен природен газ - 37% от световната продукция. През 2013 г. 42% от износа на природен газ се оперират от държави от средния изток.

Европейските доставки намаляват през втората половина на 2013 г. с увеличаване на доставките към по-платежоспособни пазари в Латинска Америка и Тихоокеанските региони, по данни на IGU. Предполага се, че източните страни ще останат най-големия потребител на втечнен природен газ за 2014 г.

От 2008 г. насам 11 нови държави са започнали да внасят втечнен газ за собствени нужди, разширявайки географския обсег и разнообразието на различните пазари. В някои държави като Южна Корея и Япония втечненият природен газ се използва за покриване изцяло на газовите нужди, докато други страни използват количеството внесен втечнен газ за допълване на разликата между местното производство и нуждите при пиково натоварване.

Въпреки стабилните пазари на втечнения газ, все още не е установен "глобален" пазар с единна цена и точно определена структура. По-скоро се наблюдават силно развита регионална търговия и създаване на връзки между пазарите на отделните зони.

доц. д-р инж. Пенка Златева,

инж. Ради Димитров