Реферат
Выпускная квалификационная работа ___ с., 25 рисунков, 17 табл.,
48 источников, 1 приложение.
Ключевые слова: тепло - и массообмен, хранилище, сжиженный
природный газ, ролловер, изотермический резервуар, коэффициент устойчивости.
Объектом исследования является сжиженный природный газ.
Цель работы - Исследование областей устойчивости локальных
параметров сжиженного природного газа при хранении в резервуарах с учетом
неизотермичности и эффекта ролловера. Построение карты распределений критерия
устойчивости взаимодействующих слоев сжиженного природного газа
В процессе исследования проводился анализ существующих
методов расчета ролловера. Математическое моделирование явления ролловера.
Приведены мероприятия по охране труда и безопасности строительства, охране
окружающей среды, технико-экономическая часть.
В результате исследования явления ролловера установлено, что
увеличение внешнего теплового потока сокращает время до начала процесса
ролловера. В математическом моделировании ролловера существенную роль играют
механизмы конвективного тепло - и массообмена, прямые и перекрестные процессы
диффузионного переноса теплоты и массы, которые связаны друг с другом. Данные
анализа коэффициента устойчивости (Rs) показывают, что условия
хранения существенно зависят от взаимодействующих слоев на границе раздела и
имеют пять областей характерных режимов устойчивости.
сжиженный природный газ хранилище
Обозначения и
сокращения
СПГ - сжиженный природный газ
ИР - изотермический резервуар
ПГ - природный газ
СХА - смешанный хладагент
АГНКС - автомобильная газонаполнительная компрессорная станция
ГРС - газораспределительная станция
ПТЭ - Правил технической эксплуатации
ПТБ - правил техники безопасности
ПЭУ - Правил устройства электроустановок
Оглавление
Введение
Обзор литературы
Глава 1. литературный обзор
1.1 Сжиженный природный газ (СПГ). История развития отрасли
1.1.1 Первый этап: до 1973 г. (с момента зарождения промышленности
СПГ до начала первого энергетического кризиса)
1.1.2 Второй этап: 1973-1979 гг. (между первым и вторым
энергетическими кризисами)
1.1.3 Третий этап: 1980-1996 гг. (между Вторым энергетическим и
Азиатским финансовым кризисами)
1.1.4 Четвертый этап: 1997-2008 гг. (между Азиатским финансовым
кризисом и глобальным экономическим кризисом 2008 - 2009 гг.)
1.2 Современное состояние и тенденции развития мирового производства
СПГ
1.3 Конкурентные позиции Российской Федерации на мировом рынке СПГ
1.4 Перспективы развития производства СПГ в РФ
1.4.1 Обзор рынка СПГ в России. Основные российские компании
производители СПГ
1.5 Развитие технологий производства сжиженного природного газа
1.6 Предварительная подготовка газа (предварительная обработка)
1.7 Циклы сжижения, используемые для производства сжиженного
природного газа
1.8 Хранилища Сжиженного природного газа
1.8.1 Основные риски эксплуатации стационарных хранилищ СПГ
1.8.1.1 Внешние источники опасности
1.8.1.2 Внутренние источники опасности
1.9 Барьеры безопасности на хранилище СПГ
2. Глава эксперементальная часть
2.1 Явление ролловера
2.2 Математическое моделирование явления ролловера
Глава 3. Результаты исследований и их обсуждение
Глава 4. Финансовый менеджмент. Ресурсоэффективность и
ресурсосбережение
4.1 Организационно - техническая подготовка к капитальному ремонту
4.2 Методы производства работ
4.3 Расчетная часть
4.4 Калькуляция затрат
Глава 5. Социальная ответственность при исследовании процессов
сжиженного природного газа в хранилище
5.1 Профессиональная социальная безопасность в компьютерном
помещении
5.1.1 Анализ опасных производственных факторов и обоснование
мероприятий по их устранению
5.1.2 Анализ вредных производственных факторов и обоснование
мероприятий по их устранению
5.2 Эргономические условия работы на ПЭВМ
5.2.1 Требования к помещениям для работы с ПЭВМ
5.2.2 Общие требования к организации и оборудованию рабочих мест
пользователей ПЭВМ
5.2.3 Режим труда и отдыха при работе с ПЭВМ
Заключение
Список использованных источников
Приложения
Введение
В настоящее время сжиженный природный газ (СПГ) играет всё
более заметную роль на мировом рынке углеводородов. Рост потребления СПГ
обусловлен не только отсутствием или дефицитом собственных энергетических
ресурсов в отдельных странах и регионах, но и прежде всего, значительными
преимуществами СПГ перед другими энергоносителями. Во-первых, для осуществления
поставки сжиженного природного газа нет необходимости строить и обслуживать
систему газопроводов, в том числе в труднодоступных районах. Основным
преимуществом СПГ является возможность транспортировать его на большие
расстояния по морю, осуществлять трансокеанские поставки и реализовывать на
рынках с наиболее привлекательными ценами. Это особенно актуально для России,
которая стремится укрепить энергетическую безопасность и диверсифицировать
экспорт российского газа. Во-вторых, сжиженный природный газ характеризуется
более высоким качеством по сравнению с трубопроводным. Это обусловлено тем, что
в процессе сжижения происходит очистка газа от вредных примесей и сернистых
соединений, поэтому на выходе получается практически чистый газ с высоким
содержанием метана. В-третьих, СПГ является наиболее экологически чистым из
углеводородных источников электроэнергии.
Сегодня мировой рынок сжиженного природного газа развивается
очень быстрыми темпами. Появляются новые экспортёры и импортёры,
совершенствуются технологии сжижения газа, применяются наиболее современные
инновационные решения и разработки в области транспортировки и хранения СПГ,
наращиваются производственные и регазификационные мощности, модернизируется
флот танкеров-газовозов.
Неотъемлемой частью высокотехнологичных комплексов по
сжижению, выдаче и приему СПГ являются крупногабаритные надземные
изотермические резервуары (ИР). Крупногабаритные резервуары СПГ являются
хранилищами больших объемов пожаровзрывоопасного продукта, разгерметизация
которых с истечением продукта в атмосферу может привести к катастрофическим последствиям.
Вместе с тем, нормативная база и практика проектирования, строительства и
эксплуатации таких резервуаров в России, практически отсутствуют. В этой
ситуации реализуются зарубежные проекты изотермического хранения, не
адаптированные к сложным условиям России, что может привести к проблемам с
безопасной эксплуатацией резервуаров СПГ.
При содержании СПГ в ИР большое значение имеет тепловой режим
резервуаров, который зависит от внешних тепловых потоков. Ввиду этого
необходимо рассмотрение такой ситуации, когда происходит стратификация по
плотности криогенной жидкости, что может привести к резкому самопроизвольному
перемешиванию слоев жидкости с интенсивным парообразованием и нарушением
нормальной эксплуатации хранилищ содержащих СПГ. Данное явление за рубежом
получило название "ролловер".
Отметим, что за рубежом отрасль СПГ успешно функционирует с
середины 60-х годов ХХ столетия [1]. Ввиду этого изучение и анализ
существующего опыта, накопленного в других странах, а также развитие
научно-теоретических основ расчета процессов, имеющих место при хранении СПГ,
является актуальной проблемой в России.
Цель работы:
С учетом изложенного, целью настоящего
диссертационного исследования является исследование областей устойчивости
локальных параметров сжиженного природного газа при хранении в резервуарах с
учетом неизотермичности и эффекта ролловера, а также построение карты
распределений критерия устойчивости взаимодействующих слоев сжиженного
природного газа
Задачи исследования:
Для достижения поставленной цели в диссертации ставятся и
решаются следующие задачи:
1) изучение и анализ зарубежного и отечественного опыта
создания систем СПГ для его адаптации к применению при проектировании и
эксплуатации современных хранилищ СПГ в России;
) апробация метода расчета термодинамического режима
резервуара для СПГ, позволяющего характеризовать процесс ролловер в хранилище;
) выдача рекомендаций по организации оптимальных условий
хранения продуктов транспортировки СПГ в замкнутых областях (хранилищах).
Научная новизна:
1. На основе анализа негативных факторов эксплуатации
резервуаров для хранения сжиженного природного газа идентифицирована и
формализована опасность изотермического хранения СПГ: возможность потери
устойчивости резервуара при стратификации и переворачивании слоев продукта.
. Апробирована математическая модель расслоения хранимого
продукта при наливе в резервуар жидкой фазы газа, что дает возможность выбрать
рациональную схему загрузки СПГ в резервуар для обеспечения технологической
безопасности сливоналивных операций.
Обзор
литературы
Научными исследованиями по проблемам проектирования и
эксплуатации хранилищ СПГ в нашей стране занимались такие ученые как Рачевский
Б.С., Сафонов В.С., Иванцов О.М., Двойрис А.Д., Яковлев Е. И, Одишария Г.Э.,
Поповский Б.В., Майлер А.З., Дешѐвых Ю.И. и др.,
За рубежом: Гермелес А., Мидер Д., Хистенд Д., Ши Дж., Бедус
К., Мориссон Д., Бэйтс С. [24] и др. Но большинство работ было выполнено в
70-80-е годы прошлого столетия и в них отсутствует комплексный анализ
термодинамических режимов резервуаров для СПГ.
В 70-е годы ХХ-го столетия советские ученые вели работу по
созданию научно-технической и нормативной базы для объектов хранения и
транспорта СПГ, но в дальнейшем по объективным причинам эти работы
прекратились.
Явление ролловера в хранилищах СПГ активно изучается
зарубежными специалистами уже более 30 лет. Первая физико-математическая модель
процесса "ролловера" была предложена М. Чэтерджи и Д. Гайст.
Дальнейшая физико-математическая разработка процесса была проведена А. Джермелесом.Ю.
Сугавара предложена полуэмпирическая физико-математическая модель процесса
"ролловера". Наиболее общей является модель "ролловера",
разработанная в США Д. Мидером и Д. Хистенд. Для расчета тепломассопереноса
между слоями и общего периода развития "ролловера" может быть
использована модель Д. Мидера и Дж. Хистенд, наиболее полно характеризующая
основные физические закономерности рассмотренного процесса. Можно
ориентироваться на имеющуюся статистику и результаты параметрических
исследований процесса "ролловер", выполненных Д. Мидером и А.
Джермелесом.
Глава 1.
литературный обзор
1.1 Сжиженный
природный газ (СПГ). История развития отрасли
1.1.1 Первый
этап: до 1973 г. (с момента зарождения промышленности СПГ до начала первого
энергетического кризиса)
"Первые шаги". Идея доставки газа впервые
была предложена в середине 1950-х гг. при выборе оптимального решения о путях
транспортировки газа в Западную Европу из Алжира, где в указанное время были
найдены значительные запасы газа. На тот момент технико-экономические расчеты
показали, что доставка газа в сжиженном виде в морских танкерах-метановозах в
объеме около 10 млрд. м3 на расстояние свыше 1500 км (что
соответствует расстоянию от побережья Алжира до юга Великобритании),
представлялась экономичнее трубопроводного варианта, требующего строительства
сложного перехода через Средиземное море.
В 1964 г. в Алжире, в городе Арзев на побережье Средиземного
моря был построен первый завод по сжижению газа (проект "Camel"),
предназначенный для поставок в Великобританию СПГ в рамках долгосрочного
контракта в объеме до 1,1 млрд. м3 в год. В 1965 г. второй страной,
импортирующей алжирский СПГ, стала Франция.
В 1969 г. был пущен второй в мире завод СПГ мощностью 1,9
млрд. м3 в год, расположенный на полуострове Кенай (Аляска). Был
организован экспорт СПГ в Японию в рамках контракта с компаниями Japan’s Tokyo
Gas и Tokyo Electric Power Company (TЕРСО).
В 1970 г. был пущен второй завод СПГ в Африке, в ливийском
городе Марса-эль Брега мощностью 3,17 млрд. м3 в год. В рамках подписанных
контрактов первые были организованы поставки СПГ в Италию, а впоследствии и в
Испанию.
В 1972 г. Бруней, где был построен завод в рамках проекта под
названием "Lumut" мощностью 7,87 млрд. м3 в год, стал
первым производителем СПГ в Азии. Реализация столь крупного по тем временам
проекта была гарантирована подписанием долгосрочных контрактов с покупателями
на растущем японском рынке. Старт проекта "Lumut" ознаменовал собой
начало нового этапа в развитии промышленности СПГ: в соответствии с принципом
экономии на масштабе картину отрасли стали определять крупные индустриальные
объекты. Заводы, равные по мощности брунейскому, построенному в 1972 г., в
настоящее время также считаются крупными.
Несмотря на то, что в 1972 г. объемы производства и потребления
СПГ в мире лишь едва превысили 5 млрд. м3, к концу рассматриваемого
этапа было положено начало развитию в территориальной структуре отрасли
практически в том виде, в котором она существовала на протяжении последующих
трех десятилетий. Производства СПГ были размещены уже в трех регионах: Африке,
Юго-Восточной Азии и Северной Америке. Основной объем потребления приходился на
рынок Европы (Великобритания, Испания, Италия и Франция), который снабжался СПГ
из Африки (Алжира и Ливии). При этом к концу этапа быстро набирала вес
Восточная Азия в лице Японии, которая получала СПГ из Брунея и США. Кроме того,
незначительными партиями СПГ поставлялся из Алжира в США.
1.1.2 Второй
этап: 1973-1979 гг. (между первым и вторым энергетическими кризисами)
"Японский веер". Первый энергетический
кризис, произошедший в результате Четвёртой арабо-израильской войны октября
1973 г., выразился в резком сокращении квот на добычу нефти ОПЕК (нефтяное
эмбарго) и последующем росте цен с 3 до 12 долл. / баррель.
Первый энергетический кризис оказал позитивное влияние на
развитие производства и потребления СПГ в мире. Рост цен на нефть послужил
мощным стимулом к переходу потребителей энергоносителей от импорта нефти к
импорту газа. Прежде всего, это касается Японии, доля которой в мировом
потреблении СПГ за несколько лет после кризиса значительно выросла и превысила
50%.
География отрасли на данном этапе существенно расширилась. В
США в 1978 - 1979 гг. на фоне быстрого роста потребления СПГ (к 1979 г. оно
достигло пика, превысив 7 млрд. м3) были построены 4 приемных
терминала (Эверетт, Коув-Пойнт, Элба-Айленд и Лэйк-Чарлз), которые после
увеличения мощностей действуют и в настоящее время. Основную массу СПГ США
стали получать из Алжира.
В 1977 г. первый завод СПГ был построен на Ближнем Востоке -
в Объединенных Арабских Эмиратах (проект "ADGAS" мощностью 4,4 млрд.
м3 в год).
В 1978 г., благодаря запуску проекта "Bontang" на
острове Калимантан, производителем СПГ стала Индонезия (начальная мощность
завода - 7,2 млрд. м3 в год). Это событие сделало Юго-Восточную Азию
крупнейшим регионом - производителем СПГ: в 1979 г. объем производства здесь
равнялся практически половине общемирового итога. На втором месте,
преимущественно благодаря Алжиру, где в 1978 г. был пущен второй завод в городе
Арзев (проект "Bethouia" мощностью 11 млрд. м3 в год),
находилась Африка, а вместе на два указанных региона приходилось более 90%
мирового производства СПГ.
К 1979 г. при суммарном мировом потреблении СПГ, равном 33,3
млрд. м3 на Восточную Азию (Япония) приходилось 57%, на Европу (4
страны: Великобритания, Испания, Италия и Франция) - 22%, Северную Америку (в
тот момент времени - только США) - 21%.
1.1.3 Третий
этап: 1980-1996 гг. (между Вторым энергетическим и Азиатским финансовым
кризисами)
"Закрепление тандемов". В 1979-1980 гг.
мировые цены на нефть снова резко выросли, что было вызвано сокращением добычи
в связи с началом войны между Ираком и Ираном. Рост цен остановился на отметке
38 долл. /баррель. Данное событие вошло в историю как, второй энергетический
кризис, который, в отличие от первого, оказал негативное воздействие на
развитие мировой промышленности СПГ.
Одним из главных проявлений влияния кризиса стал конфликт
американских потребителей и алжирской компании Sonatrach по поводу цены на СПГ.
Алжирская сторона настаивала на увеличении цены СПГ в связи с ростом цен на
нефть, однако доля СПГ в энергопотреблении США была столь мала, что страна
смогла легко отказаться практически от всех объемов его поставок, заместив их
собственных газом. Это привело к разрыву договоров, выведению из эксплуатации 6
танкеров для перевозки СПГ, 3 из которых были отправлены на лом, и консервации
в 1980 г.2 из 4 приемных терминалов. В 1981 г. объемы американского импорта СПГ
сократились по сравнению с 1979 г. в 7 раз: до 1 млрд. м3.
Мировой уровень потребления СПГ к 1981 г. сократился не столь
значительно: на 1,5 млрд. м3 по сравнению с 1979 г. Компенсирующий
эффект оказал постоянный рост спроса на СПГ в Японии. Произошло географическое
перераспределение потребления СПГ в мире, вырос уровень его территориальной
концентрации. Объем потребления СПГ в Восточной Азии возрос до 22,9 млрд. м3
(доля достигла 74% от общемирового итога), в Европе он несколько сократился -
до 6,8 млрд. м3 (доля осталась той же - 22%), доля Северной Америки упала до
3%.
В территориальной структуре производства СПГ происходили
похожие процессы. Произошло укрепление роли Юго-Восточной Азии как главного
поставщика СПГ в Японию (за счет роста производства в Индонезии). В 1981 г.
объем производства СПГ в данном регионе составил 18,8 млрд. м3, а
доля в общемировом итоге превысила 61%. При этом сильно упала доля Африки - до
26%, другие производители - США (Аляска) и ОАЭ - незначительно укрепили свои
позиции.
Несмотря на сокращение производства СПГ в мире, во время
второго энергетического кризиса продолжался процесс ввода в строй новых
заводов. В Алжире была открыта новая очередь комплекса в городе Арзев мощностью
11 млрд. м3 в год.
В 1981 г. суммарные объемы установленных мощностей по
сжижению газа в мире превысили 50 млрд. м3.
В целом рассматриваемый этап характеризовался неравномерными
темпами роста промышленности СПГ. В 1986 г., в результате проводимой США
политики "тяжелого" доллара, мировые цены на нефть упали почти вдвое.
Дешевая нефть стала сильным конкурентом СПГ, вследствие чего темпы роста его
потребления в 1986 г. составили всего 0,6%. Однако в остальные годы
промышленность СПГ росла темпами, существенно опережающими рост газовой отрасли
и ТЭКа в целом.
В 1983 г. производителем СПГ, благодаря пуску в эксплуатацию
комплекса в Бинтулу (остров Борнео) стала Малайзия, в 1989 г. - Австралия
(проект "Северо-Западный шельф"). К 1996 г. эти страны вышли,
соответственно, на 3-е и 4-е места в мире по мощностям и объему производства
СПГ. Количество стран - потребителей СПГ за указанный период также увеличилось.
Новыми импортерами стали Бельгия (где в 1982 г. был пущен приемный терминал в
городе Зебрюгге), Тайвань (1989 г. - терминал Юн-Ань), Турция (1994 г. -
терминал Мармара-Эреглиси). Напротив, Великобритания прекратила импорт СПГ в
связи с ростом собственной добычи газа в Северном море.
В целом за период уровень производства и потребления СПГ в
мире увеличился более чем втрое и превысил 100 млрд. м3 в 1996 г.
До 1990-х гг. промышленность СПГ нельзя было в полной мере
назвать самостоятельной отраслью: она существовала скорее как дополнение
большой газовой отрасли. В первой половине 1990-х гг. внимание к СПГ резко
возросло в связи с таким фактором, как рост его экономической
привлекательности, обусловленный существенным снижением затрат на
транспортировку.
Другим фактором послужило ускорение темпов роста спроса на
газ в мире в результате снижения цен. В середине 1980-х гг. были предприняты
мер по либерализации рынков газа - прежде всего, в США, а также в
Великобритании. Они способствовали росту конкуренции, что в свою очередь,
привело к снижению цен с 1986 по 1995 гг. на 30-40%.
Так, в 1984-85 гг. средняя цена газа на скважине в США, по
данным Управления энергетической информации, составляла 2,5-2,7 долл. /тыс.
куб. футов, а в период с 1987 по 1996 гг. - 1,5-1,8 долл. /тыс. куб. футов.
Кроме того, плавное снижение цен на нефть, отмеченное после
окончания второго энергетического кризиса, до 15-20 долл. / баррель привело к
снижению цены на СПГ в стране - крупнейшем его импортере - Японии. Так, в
1984-1985 гг. средневзвешенная цена японского импорта СПГ, по данным BP,
превышала 5 долл. /тыс. куб. футов, а в период с 1987 по 1996 гг. опустилась до
3,2-3,7 долл. /тыс. куб. футов.
Низкие цены стимулировали спрос во всех сферах использования
газа, в первую очередь в электроэнергетике, где в то время началось активное
внедрение газовых турбин. Развитие краткосрочных контрактов и постепенный уход
от традиционной привязки цен на газ к нефти стали причиной их резких
колебаний. Ценовая неустойчивость затормозила вложение
инвестиций в развитие газодобычи и строительство транспортной инфраструктуры. В
результате с 1996 г. постепенно начал формироваться дефицит газа на
североамериканском и восточноазиатском рынках, что в свою очередь, потянуло
цены вверх.
Дефицит газа стало возможным покрыть за счет импорта СПГ.
Возросшие цены сделали привлекательными проекты новых заводов, и в отрасль
потекли инвестиции, обеспечившие мощный рывок в конце 1990-х гг.
1.1.4
Четвертый этап: 1997-2008 гг. (между Азиатским финансовым кризисом и глобальным
экономическим кризисом 2008 - 2009 гг.)
"От тандемов к глобальному виду". В июле
1997 г. в странах Юго-Восточной и Восточной Азии разразился кризис, вызванный
перегревом экономик азиатских новых индустриальных стран в результате
предшествующего чрезвычайно быстрого спекулятивного роста. Для данных экономик
в течение 1997-1998 гг. были характерны падение курса национальной валюты,
падение фондовых индексов, рост инфляции, увеличение объема корпоративного
долга, громкие банкротства корпораций. Финансовый кризис 1997 г. негативно
отразился на объемах потребления энергоносителей в странах Азии. Промышленность
СПГ продолжила свое развитие, но замедленными темпами. Излишние объемы СПГ, не
нашедшие спроса в Японии, Корее и на Тайване, были перенаправлены другим
потребителям - в Европу и США.
К 1998 г. сформировалась современная схема организации рынков
СПГ, в рамках которой ведущую роль играет рынок Восточной Азии, тогда как
Европа и Северная Америка занимают второстепенное положение. Поставки СПГ
осуществляются в первую очередь именно в страны Восточной Азии, которые связаны
с производителями СПГ долгосрочными контрактами с четко прописанными объемами и
формулой цены, привязанной к цене импортируемой в данный регион нефти.
Ни Япония, ни Корея, ни Тайвань не располагают какими-либо
другими источниками газа, кроме СПГ. В связи с отсутствием конкуренции со
стороны трубопроводного газа, рынок Восточной Азии с точки зрения цены является
премиальным по сравнению с Европой и Северной Америкой (как в случае с
контрактами, так и со спотовыми сделками).
Уровень потребления СПГ в Восточной Азии определяет, какие
объемы достанутся европейским и североамериканским покупателям, имеющим доступ
не только к СПГ, но и к трубопроводному газу.
В условиях роста экономики и высокого спроса на
энергоносители страны Восточной Азии покупают много СПГ сверх контрактов,
поддерживая уровень спотовых и биржевых цен высоким. В условиях кризисного
падения спроса и цен они также предлагают более выгодные условия, являясь для
производителей приоритетными покупателями. В то же время Европа и Северная
Америка, обеспеченные трубопроводным газом, покупают оставшиеся на рынке объемы
СПГ, в том числе и перенаправленные объемы, со значительным дисконтом, однако с
условием сохранения положительной маржи у производителя.
Описанная схема наглядно показала себя в действии в 2008-2009
гг. - в условиях глубокого глобального экономического кризиса.
Азиатский финансовый кризис 1997 г. замедлил развитие отрасли
примерно на год: в 1998 г. потребление СПГ в мире выросло только на 2,6%, тогда
как в следующем 1999 г. - уже на 9%.
В рассматриваемом нами периоде вторым на Ближнем Востоке
производителем СПГ стал Катар (вначале - "проект Qatargas", затем -
проект "Rasgas"). По мере восстановления после финансового кризиса в
Азии -
основном рынке сбыта катарского СПГ - за короткий промежуток
времени в данной стране было пущено сразу несколько установок по сжижению газа.
Новое строительство в Катаре продолжалось в течение всего периода и к 2008 г.
суммарная мощность заводов СПГ достигла 46 млрд. м3 в год, что
вывело страну на первое место по данному показателю в мире.
Первый завод СПГ в бассейне Атлантики в Западном полушарии
начальной мощностью 4,6 млрд. м3 в год был построен в Тринидаде и
Тобаго (Atlantic LNG) в апреле 1999 г. Близость нового поставщика, рост спроса
на газ и увеличение цен способствовали возвращению интереса к рынку СПГ в США.
В 2001 г. был перезапущен терминал Элба-Айленд, а в 2003 г. - Коув-Пойнт, и на
них были направлены потоки СПГ из Тринидада и Тобаго.
В октябре 1999 г. в Нигерии на острове Бонни был реализован
крупный проект по сжижению газа начальной мощностью 7,2 млрд. м3 в
год, в апреле 2000 г. - в Омане, мощностью 9,1 млрд. м3 в год.
В 2006 г. Индонезия перестала быть крупнейшим поставщиком СПГ
среди стран, уступив первое место Катару по такому показателю, как объем
производства. Пример Индонезии показывает, как по мере развития
перерабатывающих отраслей и внутреннего потребления страна снижает объемы
вывоза сырья и энергоносителей, в том числе СПГ, перенаправляя их на свой
рынок. Данный процесс, очевидно, будет продолжаться и в будущем: уже сейчас
рассматриваются варианты транспортировки индонезийского газа к крупнейшему
острову Ява - центру экономической жизни страны - посредством строительства
газопровода либо приемного терминала СПГ вместо его вывоза за пределы страны.
К концу четвертого этапа мировая промышленность СПГ приобрела
значительные масштабы: в 2008 г. объем производства СПГ в мире превысил 226
млрд. м3, то есть за 10 лет он удвоился. Доля СПГ в суммарном мировом
потреблении газа достигла 7,4%
В течение рассматриваемого периода активно протекали процессы
формирования глобального рынка СПГ. На предыдущих этапах территориальная
структура промышленности СПГ характеризовалась наличием стойких тандемов
регионов-производителей и регионов-потребителей: Юго-Восточная Азия - Восточная
Азия, Северная Африка - Европа, Тринидад и Тобаго - США, сформировавшихся по
принципу территориальной близости. Существенным фактором стойкости данной
территориальной структуры была относительная дороговизна транспортировки СПГ.
Можно выделить четыре фактора, послуживших изменению существовавшей на
протяжении десятилетий территориальной структуры промышленности СПГ [2].
) снижение стоимости транспортировки СПГ;
) развитие производства СПГ на Ближнем Востоке;
) развитие спотовой торговли;
) развитие арбитража в торговле СПГ, то есть возможности
осуществления нескольких логически связанных сделок, направленных на извлечение
прибыли из разницы в ценах в одно и то же время на разных рынках.
В России же, в Москве, в 1954 году была впервые запущена
специальная установка, которая позволяла производить СПГ объемом до 25 тысяч
тонн в год. Позже часть полученного жидкого топлива даже применяли в качестве
автомобильного топлива. Однако в скором времени были разведаны достаточно
большие запасы нефти, и, как следствие, основное внимание энергетического
производства было переключено на нефтяную промышленность. В сегодняшнее время в
России функционирует пока что только один завод СПГ: "Сахалин-2",
мощность которого составляет порядка 10 млн тонн в год. Важно отметить, что
российская СПГ-отрасль не останавливается на достигнутом, и уже идет
проектирование, строительство новых СПГ-заводов, которые в скором времени будут
пущены в эксплуатацию.
1.2
Современное состояние и тенденции развития мирового производства СПГ
Сжиженный природный газ получает всё более широкое
распространение и становится одним из важнейших энергоносителей в мире. Это,
прежде всего, обусловлено удобством транспортировки СПГ на большие расстояния и
хорошими экологическими свойствами. Поэтому в настоящее время производство
сжиженного природного газа является одним из перспективных направлений развития
современного рынка газа. Большое значение имеет объём запасов газа, которыми
обладает страна или регион, уровень развития газовой промышленности и
транспортной инфраструктуры.
Сегодня мировой рынок СПГ характеризуется активным ростом
производственных мощностей, появлением новых импортёров и экспортёров.
Сжиженный природный газ позволяет его производителям диверсифицировать
экспортные поставки углеводородов и укрепить собственную энергетическую
безопасность. Сегодня число стран, обладающих производственными мощностями,
достигло 19 (во Франции, Испании и Бразилии нет собственного СПГ -
производства), а их совокупная производительность - около 300 млн. тонн
СПГ/год.
В настоящее время Ближневосточный регион занимает первое
место в мире и по доказанным запасам природного газа - 80,5 трлн. куб. м, и по
поставкам СПГ на мировой рынок (131,4 млрд. куб. м. - в 2012 г). Основным
производителем этого вида топлива является Катар, который благодаря запуску
очередной технологической линии увеличил производственные мощности до 77 млн.
тонн СПГ/год. Тем не менее, наилучшими перспективами дальнейшего развития
данного сегмента газового рынка обладает Азиатско-тихоокеанский регион (АТР).
Особая роль отводится Австралии, которая является единственной в мире страной,
где разработаны и продолжают разрабатываться многочисленные проекты по
строительству СПГ - производств. Реализация этих проектов предполагает не
только приток большого объёма инвестиций в страну и создание значительного
количества рабочих мест, но и может обеспечить лидирующие позиции Австралии по производству
СПГ в мире.
Азиатский газовый рынок может стать ведущим рынком, который
будет определять важнейшие тенденции развития мировой экономики в будущем.
Рост мировых мощностей по производству сжиженного природного
газа определяется двумя основными факторами. Прежде всего, это растущий спрос
на СПГ на мировом рынке со стороны отдельных стран и регионов. Вторым важным
фактором является быстрое и инновационное развитие технологии по сжижению,
транспортировке и хранению сжиженного газа.
Технологии являются самым капиталоёмким звеном в цепочке
"производство-потребление СПГ". На базе технологий сжижения
природного газа создаются заводы по производству СПГ. От выбора технологии
зависит мощность технологических линий, качество их работы и эффективность в
тех или иных климатических условиях. Применяемые сегодня в промышленном
масштабе технологии сжижения газа характеризуются высокой эффективностью,
гибкостью, низкими операционными издержками.
Помимо технологий сжижения природного газа не менее важную
роль играют технологии и инновационные разработки в сфере транспортировки и
хранения СПГ. Растущий мировой спрос на сжиженный газ стимулирует постоянный
рост мощностей, необходимых для его хранения. Страны потребители стремятся
увеличить не только количество СПГ - резервуаров, но и их ёмкость. Также
уделяется повышенное внимание экологическому аспекту и безопасности этих
хранилищ, и, следовательно, развиваются технологии строительства.
Строительство СПГ - резервуаров, как правило, осуществляется
в соответствии с двумя международными стандартами - Североамериканским
стандартом NFPA 59а (2009 г.), первое официальное издание которого было принято
в 1967 г., и Европейским стандартом EN 1473 (2007г.), впервые опубликованным в
1997 г. В мире построено более 330 наземных и подземных резервуаров для
хранения СПГ на импортных терминалах общей вместимостью около 35 млн. куб. м. '
Процесс хранения сжиженного газа также является важной составляющей в цепочке
"производство-потребление СПГ", поскольку не только даёт возможность
использовать такой экологический вид топлива как газ, например, в условиях
полного отсутствия его добычи внутри страны или регионе, но и планировать
объемы его потребления и применения, поскольку данные хранилища позволяют
"накапливать" определённый объём сжиженного газа для его последующей
регазификации и использования в холодные периоды или во время повышенного
спроса по причине возникающего дефицита других энергоносителей или стихийных
бедствий.
Не менее важным звеном цепочки "производство-потребление
СПГ" является морская транспортировка сжиженного природного газа.
Перевозка этого энергоносителя может осуществляться автомобильным,
железнодорожным и водным транспортом. Однако имеющийся опыт транспортировки СПГ
показал, что наиболее оптимальным вариантом при перевозке значительных объёмов
сжиженного газа на большие расстояния является морская транспортировка. Как
правило, производство сжиженного газа располагается в значительном удалении от
основных рынков сбыта, и часто морская перевозка оказывается не только удобным
способом поставки этого вида топлива, но и единственным возможным вариантом
(например, из Тринидад и Тобаго в Европу).
Транспортировка СПГ по морю, от завода по производству
сжиженного газа до приёмного терминала в стране-импортёре, осуществляется на
специальных танкерах-газовозах. Такие перевозки стали возможны благодаря
развитию технических возможностей и использованию криогенных технологий,
которые активно внедряются применительно к морским судам газовозам.
Первый в мире экспериментальный газовоз представлял собой
переоборудованное судно под названием "Нормарти"
("Normarti"), которое было переименовано в 1957г. в "Метановый
Пионер" ("Methane Pioneer"). Этот газовоз доставил первые 5 тыс.
куб. м газа с завода около г. Лейк Чарльз, штат Луизина, США, на приёмный
терминал на острове Канвей в Великобританию в 1959 г. В тот же период в
Великобритании строятся специальные танкеры грузовместимостью 27,4 тыс. куб. м
для перевозки сжиженного газа - "Метановая Принцесса" ("Methane
Princess") и "Метановый Прогресс" ("Methane
Progress"). Это были первые газовозы коммерческого профиля, которые
перевозили СПГ из Алжира в Великобританию с 1964 г.
Технические решения и конструкторские разработки продолжали
активно развиваться: стали появляться новые танкеры большей вместимости и
способные преодолевать длительные расстояния. На сегодняшний день мировой флот
действующих газовозов насчитывает 358 единиц.
Сегодня общемировая система транспортировки СПГ является
главным связующим звеном между 19-ю странами производителями сжиженного газа (с
учётом Анголы с 2013 г.) и 26-ю странами-потребителями. Наиболее загруженными
направлениями являются линии из стран АТР (Индонезия, Малайзия, Австралия) и
Катара в Японию и Южную Корею, а также из Катара и Алжира в Европу. Объёмы морских
перевозок значительны. Отгрузки осуществляются преимущественно по долгосрочным
контрактам (до 25 лет), однако с развитием спотового рынка всё чаще стали
заключаться и краткосрочные контракты.
Развитие технологий и инновационных решений в сфере строительства
и оснащения танкеров-газовозов с целью обеспечения надёжной перевозки
сжиженного газа и его безопасного хранения на борту судна тесно взаимосвязаны с
разработкой береговых систем хранения СПГ и его последующей регазификацией.
Поскольку независимо от того, на каких условиях осуществляется торговля СПГ, в
контракте всегда оговаривается не только наличие газовозов как транспортных
средств, но и их технические характеристики, обеспечивающие совместимость
бортовых систем с оборудованием береговых приёмных терминалов.
Применяемые современные конструкторские решения позволяют
повысить надёжность систем хранения СПГ, обеспечивают безопасность его
транспортировки на большие расстояния, увеличивая масштабы торговли этим видом
топлива и расширяя рынки его сбыта. Благодаря новейшим разработкам
совершенствуются технологические линии по производству СПГ, увеличивается их
мощность и эффективность в любых климатических и погодных условиях.
1.3
Конкурентные позиции Российской Федерации на мировом рынке СПГ
Страны-импортёры СПГ получают альтернативный источник сырья
для развития своей экономики и могут снизить свою зависимость от нефти и других
энергоносителей, что способствует укреплению их энергетической безопасности.
Также СПГ является наиболее удобной альтернативой углю в рамках программ по
сокращению выбросов вредных газов в атмосферу.
Сегодня темпы роста мирового спроса на сжиженный природный
газ превышают темпы роста спроса на трубопроводный газ. Если за 2013-2014 гг.
объём продаж трубопроводного газа увеличился только на 4%, то продажи СПГ
выросли на 10%. Крупнейшими потребителями этого вида топлива в силу
ограниченности собственных ресурсов являются Япония и Южная Корея, что делает
Азиатско-тихоокеанский регион самым масштабным региональным рынком сжиженного
природного газа (70% мирового импорта СПГ). Европейский рынок, где основными
потребителями СПГ выступают Испания, Великобритания и Франция, также
развивается стремительными темпами. В 2014 г. его доля составила уже 21%
мирового импорта СПГ. Учитывая экологический аспект этого энергоносителя,
европейские государства демонстрируют повышенный интерес к СПГ.
Отдельно следует выделить газовые рынки Китая и Индии,
которые характеризуются слабым развитием инфраструктуры, что на сегодняшний
день не позволяет широко использовать СПГ, и достаточно сильным государственным
регулированием внутренних цен на газ, что сдерживает развитие этих рынков. Тем
не менее, именно рынки Китая и Индия являются одними из наиболее перспективных
газовых рынков в мире по причине достаточно высоких темпов экономического роста
и существенной потребности в энергоносителях.
Что же касается американского континента, то основным
импортёром СПГ являются США, которые, как предполагалось ранее, могли стать
крупнейшим потребителем этого вида топлива в мире. Однако развитие добычи
сланцевого газа в стране стало тем фактором, который привёл к сокращению спроса
на СПГ на мировом рынке со стороны США и отмене ряда проектов по сооружению
приёмно-регазификационных терминалов в стране.
В настоящее время существуют прогнозы роста потребления
сжиженного газа в США. Во-первых, одним из обоснований является снижение добычи
природного газа в Канаде (основного поставщика трубопроводного газа в США) в
течение последних нескольких лет (в 2012 - 2013 гг. объёмы добычи снизились до
уровня 1995г. - 159,8 млрд. куб. м), что отчасти связано с исчерпанием
ресурсов. Во-вторых, в США проводятся активные мероприятия в рамках
экологических программ по использованию газа для производства электроэнергии, в
том числе строительство электростанций, работающих на газе. Однако в
краткосрочной перспективе, по мнению автора, данные прогнозы не оправдаются.
Поскольку собственная добыча газа в США позволяет поддерживать относительно
низкие цены на газ внутри страны, тогда как цены на сжиженный газ определяются
мировым рынком и зависят от стоимости нефти, на данном этапе импорт СПГ в США
представляется нецелесообразным.
Эти факторы значительно повлияли на региональную структуру
потребления сжиженного природного газа. Многие проекты по производству СПГ
разрабатывались на основе прогнозов середины 2000-х годов, которые предполагали
значительный спрос на сжиженный газ со стороны США. Реализация проектов по
добыче сланцевого газа в США привела к пересмотру всех существующих прогнозов,
и производители СПГ стали ориентироваться на другие рынки сбыта -
преимущественно быстроразвивающиеся страны АТР и страны Европы.
Просто перенаправить потоки поставок сжиженного природного
газа не всегда возможно, поскольку мировое потребление СПГ обусловлено не
только потребностями в этом виде топлива и финансовыми возможностями, но и
наличием необходимых регазификационных мощностей. Ведь прежде чем доставить
сжиженный газ до конечного потребителя, СПГ необходимо регазифицировать, то
есть перевести обратно из жидкой формы в газообразную. Именно поэтому
количество и мощность регазификационных терминалов стали важными
характеристиками мирового рынка сжиженного газа, также определяющими основные
направления и динамику его развития.
Сегодня крупнейшими мощностями по регазификации обладают
Япония и США, однако наибольший потенциал их развития имеет Европа.
Япония является крупнейшим мировым импортёром СПГ, именно в
этой стране существует наибольшее количество приёмных терминалов: 31
действующий терминал общей мощностью 279 млрд. куб. м и 4 терминала находятся
на стадии строительства. На территории Японии приёмные терминалы расположены
неравномерно. Высокая сейсмоактивность региона и ограниченность земельных
ресурсов не позволяют создать как таковую единую газотранспортную систему в
Японии. Поэтому некоторые терминалы находятся в отдалении и не связаны с общей
газотранспортной инфраструктурой страны, что приводит к неравномерной
обеспеченности газом промышленных предприятий и населения Японии. В случае
успешной реализации запланированных проектов Япония не только останется лидером
в области импорта СПГ и его регазификации, но и улучшит обеспеченность газом
населения и промышленности своей страны.
Землетрясение, произошедшее в марте 2011 г., и последовавшее
за ним цунами нанесли непоправимый ущерб Японии: погибли люди, разрушены дома,
предприятия, дороги, выведены из строя несколько атомных реакторов. В сентябре
2013 г. в Японии был остановлен последний работающий ядерный реактор. Работа
остановленных реакторов может быть возобновлена только после того, как японские
власти признают их полное соответствие новым стандартам безопасности, которые
начали действовать в июле 2013 г. Введенные стандарты безопасности предполагают
оснащение всех имеющихся атомных электростанций дублирующими и дополнительными
системами энергоснабжения и охлаждения на случай стихийных бедствий.
Южная Корея является вторым крупнейшим мировым импортёром
сжиженного газа, но по количеству приёмных терминалов эта страна значительно
уступает Японии. В Южной Корее всего четыре действующих терминала (общей
мощностью 122 млрд. куб. и два находятся на стадии строительства. Практически
все терминалы принадлежат корейской корпорации "КоГаз"
("KoGas").
Несмотря на то, что почти все южнокорейские приёмные
терминалы новее японских и их количество значительно меньше. Южная Корея имеет
все возможности продолжать расширение действующих терминалов и разрабатывать
проекты по строительству новых, пока Японии приходится бороться с последствиями
стихийных бедствий и модернизировать изношенные регазификационные мощности. Тем
более, после аварии на "Фукусиме" в Японии Южная Корея собирается
пересмотреть планы по развитию атомной энергетики и увеличивать потребление
СПГ.
На развитие рынка СПГ Китая существенное влияние оказали
высокие темпы экономического роста. Для поддержания таких темпов и дальнейшего
благоприятного развития китайской экономики требуется большое количество
энергоносителей. В этих условиях Китай проявляет особый интерес к СПГ, а
строительство и модернизация регазификационных терминалов стали важнейшими
направлениями энергетической политики страны. Сегодня в Китае восемь
действующих терминалов (общей мощностью 39,7 млрд. куб. м), причём три из них
были введены в эксплуатацию в 2013 г., и ещё шесть находятся на стадии строительства.
В течение последующих трёх-пяти лет успешное введение в
эксплуатацию новых терминалов позволит увеличить приёмные и регазификационные
мощности Китая на 22,5 млрд. куб. м/год с перспективой удвоения этого
показателя. Кроме того, расширение мощностей действующих в Китае терминалов
позволит увеличить регазификацию газа в 2,5 раза до 111 млрд. куб. м/год. В
результате в ближайшее десятилетие совокупные мощности терминалов могут
составить около 170 млрд. куб. м газа/год. Китай будет способен не только обогнать
Южную Корею, но и стать конкурентом Японии на мировом рынке сжиженного газа.
Исторически в США спрос на газ всегда превышал предложение:
разница покрывалась импортом трубопроводного газа из Канады и поставками СПГ. С
появлением и развитием добычи сланцевого газа потребление СПГ сократилось,
многие действующие терминалы оказались недозагруженными, а проекты по
строительству новых терминалов отложены или отменены.
Первые терминалы стали появляться в США ещё в конце 1970-х
годов. Тогда были построены "Эверетт" ("Everett"),
"Ков Пойнт" ("Cove Point"), "Эльба Айленд"
("Elba Island") и "Лейк Чарльз" ("Lake Charles")
для приёма импортных поставок алжирского СПГ. Однако через два-три года после
успешного запуска терминалы "Ков Пойнт" и "Эльба Айленд"
закрываются, прежде всего, из-за возникших разногласий в ценовой политике с
Алжиром и, как следствия, сокращения импорта сжиженного газа. И только при
введении в эксплуатацию завода по производству СПГ на острове Тринидад и Тобаго
в 1999г. и принимая во внимание растущие потребности США в газе, в начале
2000-х годов Федеральная комиссия по регулированию электроэнергетики (Federal
Energy Regulatory Commission (FERC)) дала разрешение возобновить приём
импортируемого сжиженного газа на двух законсервированных терминалах.
Сегодня в США построено двенадцать приёмно-регазификационных
терминалов (общей мощностью 196 млрд. куб. м газа/год) и ещё восемь проектов
(общей мощностью 102 млрд. куб. м газа/год) находятся на стадии разработки,
проектирования или подготовки к строительству. Учитывая такие проектные
возможности, США имеют возможности превратиться в одного из крупнейших мировых
потребителей сжиженного природного газа. Однако на настоящий момент неизвестно,
насколько успешно и какие именно проекты по строительству регазификационных
терминалов всё-таки будут реализованы в ближайшем будущем, и самое главное,
будет ли нужен такой объём сжиженного газа США для обеспечения потребностей
общества и развития своей экономики.
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):
. Печора СПГ
. Ямал СПГ
. Владивосток СПГ
. СПГ проект Роснефти
Локация заводов определяется, исходя из следующих факторов:
. Близость к газовому месторождению (необходимо для
обеспечения сырьем в достаточном количестве для производства СПГ)
. Отсутствие ограничений при прохождении газовозов по морским
путям
. 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.
.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
|
|
|
|
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
|
Полная герметизация full-containment
|
|
Терминалы на импорт
|
118
|
101
|
|
Терминалы на экспорт
|
35
|
51
|
|
"Пиковые" установки и установки
сжижения
|
88
|
2
|
|
ИТОГО
|
241
|
154
|
Анализ данных таблиц 1.3 и 1.4 показал, что среди
крупногабаритных резервуаров наиболее распространены конструкции полной
герметизации, однако ИР одинарной герметизации в ряде случаев являются не менее
конкурентоспособными, обеспечивающими требуемый уровень безопасности хранения
при меньшей стоимости.
Конструктивные решения на стадии проектирования выбирают
исходя из источников опасностей изотермического хранения и сценариев реализации
аварийных ситуаций, т.е. на основании идентификации опасностей.
Идентификация опасностей изотермического хранения СПГ требует
анализа опыта эксплуатации, основных и вспомогательных технологических
процессов на объекте, компоновочных решений и конструктивных особенностей
оборудования.
1.8.1
Основные риски эксплуатации стационарных хранилищ СПГ
Анализ реальных аварий на хранилищах СПГ выявил следующие
основные риски и возможные сценарии аварий [12]:
− образование пролива;
− пожар пролива;
− выброс паров СПГ без последующего воспламенения;
− выброс паров СПГ с последующим воспламенением;
− взрыв паров СПГ в ограниченном пространстве.
Исходным событием возникновения и развития аварий является
разгерметизация оборудования с дальнейшим выбросом газа.
Исходя из особенностей конструкции резервуара, можно
разделить все риски на две группы:
− риски, связанные с воздействием на внешний корпус;
− риски, связанные с воздействием на внутренний корпус.
1.8.1.1
Внешние источники опасности
К внешним воздействиям, способным повлиять на прочностные
характеристики внешнего корпуса, следует отнести следующие:
− сейсмическое воздействие. В контексте данного риска
необходимо понимать возможные горизонтальные и вертикальные смещения
резервуара, а также появление трещин в грунте под хранилищем во время
землетрясения;
− гидродинамическое воздействие. Данный риск связан с
близким нахождением резервуаров к прибрежной зоне и, как следствие,
возможностью разрушительного воздействия волн цунами;
− аэродинамическое воздействие. Под данным риском не
стоит понимать непосредственное первичное воздействие штормового ветра на
резервуар − резервуар стоек к данному фактору. В этом случае значительное
влияние на прочностные характеристики оказывает вторичное воздействие
различными объектами, поднятыми с поверхности земли;
− механическое воздействие. Этот вид опасности связан с
падением метеорита (маловероятное, но возможное событие), летательных
аппаратов, транспортных средств;
− воздействие ударных волн при аварии на соседних
объектах;
− внешнее противоправное воздействие - действие
террористического характера;
− термическое воздействие
воздействие высоких температур в случае возникновения пожара
в резервуарном парке.
1.8.1.2
Внутренние источники опасности
Рассматривая внутренние воздействия, способные повлиять на
прочностные характеристики внешнего бетонного корпуса, следует отметить только
термическое. Оно связано с длительным контактом внешнего корпуса с криогенной
температурой в случае разгерметизации внутреннего корпуса. Исходя из
особенностей внутреннего резервуара, к основным опасным воздействиям, способным
повлиять на прочностные характеристики внутреннего корпуса, следует отнести:
− внешнее сейсмическое воздействие;
− внешнее барическое воздействие. Данная опасность
связана с изменением давления в межстенном пространстве, которое возможно в
результате колебания атмосферного давления;
− внешнее термическое воздействие в результате пожара
на крыше;
− внутреннее барическое воздействие. В контексте данной
опасности следует понимать как уменьшение, так и увеличение давления во
внутреннем резервуаре. В контексте данной опасности следует понимать как
уменьшение, так и увеличение давления во внутреннем резервуаре. Одной из
серьезных проблем, которая может повлиять на повышение давления в резервуаре,
является проблема стратификации СПГ, возникающая, как правило, при длительном
хранении СПГ в хранилище без перемешивания либо при закачке в резервуар СПГ с
характеристиками (компонентный состав, плотность, температура и др.), отличными
от характеристик уже имеющейся в нем жидкости. В результате расслоения
происходит постепенный прогрев более плотного слоя и последующее
самопроизвольное смешивание слоев с интенсивным парообразованием, что
способствует значительному увеличению давления.
Уменьшение давления во внутреннем резервуаре возможно в
результате откачки из хранилища СПГ в объемах, превышающих проектные значения.
1.9 Барьеры
безопасности на хранилище СПГ
В качестве мер по снижению риска реализации указанных выше
опасностей, а также их последствий на разных этапах жизненного цикла объекта
применяют барьеры безопасности.
Согласно [13] барьером безопасности называются физические и
нефизические средства, предназначенные для предотвращения, управления и
минимизации последствий нежелательных событий или аварий (барьерные функции).
В работе [14] при обсуждении возможностей использования
анализа риска при разработке проектов рассматриваются конструктивные и
пассивные системы безопасности, которые можно объединить понятием
конструктивные решения по обеспечению безопасности, а также активные системы
обеспечения безопасности.
Конструктивные решения.
К данной группе барьеров безопасности относятся конструктивные
элементы объекта, обеспечивающие его прочность и устойчивость при нормальной
эксплуатации и защиту от воздействий при возникновении аварийной ситуации.
Примерами таких барьеров безопасности являются следующие:
− оптимальный выбор площадки для проектирования;
− уплотнение грунтов под хранилищем;
− забивка свай под фундаментом;
− мощная фундаментная плита из напряженного бетона;
− значительная толщина боковой стенки внешнего корпуса
хранилища и др.
Все эти решения и средства направлены на предотвращение или
минимизацию негативных последствий сейсмического, гидродинамического и
аэродинамического воздействий.
Специальные решения по созданию крупных ж/б конструкций,
обеспечивающих неразрушающее поведение при тепловом расширении/сжатии
предназначены для ограничения термического воздействия на внешний корпус.
Данный вид барьеров безопасности для начала своей работы и
выполнения функции безопасности не требуют принятия управляющего решения.
Активные барьеры безопасности.
К данной группе барьеров безопасности относятся управляющие
системы обеспечения безопасности, состоящие из сенсоров (датчиков), управляющих
устройств и исполнительных элементов. Защитная функция активных барьеров
безопасности зависят от действий оператора либо управляющего устройства [13].
Согласно [13] система обеспечения безопасности - это система,
спроектированная и построенная для выполнения одной или нескольких барьерных
функций (функций безопасности). В соответствии с [14] система, связанная с
безопасностью:
− реализует необходимые функции безопасности,
требующиеся для того, чтобы достигнуть и поддерживать безопасное состояние для
управляемого оборудования;
− предназначена для достижения своими собственными
средствами или в сочетании с другими электрическими, электронными,
программируемыми системами, связанными с безопасностью, системами обеспечения
безопасности, основанными на других технологиях, или внешними средствами
уменьшения, необходимого уровня полноты безопасности для требуемых функций
безопасности.
Система, связанная с безопасностью, может основываться на
широком диапазоне технологий, включая электрическую, электронную,
программируемую электронную, гидравлическую и пневматическую [15].
В состав комплекса систем обеспечения безопасности хранилища
СПГ входят следующие системы:
− система предотвращения уменьшения давления во
внутреннем резервуаре;
− система предотвращения увеличения давления во
внутреннем резервуаре;
− система предотвращения возникновения и развития
ролловера;
− система предотвращения перелива;
− система орошения резервуара.
Система предотвращения уменьшения давления во внутреннем
резервуаре предназначена для компенсации потерянного давления с целью
недопущения деформации и последующей разгерметизации внутреннего корпуса. Как
любая система обеспечения безопасности технологически данная система включает
три основных узла: датчики регистрации давления, управляющее устройство и
исполнительные устройства. Датчики регистрации давления заключены в линейку
датчиков, которые установлены по всей высоте внутреннего корпуса. При уменьшении
давления во внутреннем резервуаре, датчики посылают сигнал в управляющее
устройство. После обработки сигнала от управляющего устройства поступает
команда на срабатывание исполнительных устройств. В рассматриваемой системе к
исполнительным устройствам относятся система подачи газа в резервуар и система
подачи тепла к внутреннему резервуару. В роли газа в зависимости от параметров
системы может выступать либо нейтральный газ азот, либо сам природный газ. При
подаче даже сравнительно небольшого количества тепла к системе, газ в ней
начинает бурно испаряться и своими парами компенсировать дефицит давления.
После стабилизации давления во внутреннем резервуаре исполнительные устройства
прекращают свое действие (команда на их отключение также поступает от управляющего
устройства).
Система предотвращения увеличения давления во внутреннем
резервуаре считается одной из самых надежных, так как включает в свой состав
три ступени защиты. Устройством, регистрирующим повышение давления в
резервуаре, является все та же линейка датчиков. В практике эта линейка
является общим звеном двух систем. Исполнительными устройствами данной системы
безопасности являются клапаны отвода паров СПГ. При небольших повышениях
давления срабатывает первая ступень защиты - открывается клапан отвода паров
СПГ в различные системы (система охлаждения, на начальный этап для дальнейшего
сжижения) для вторичного использования.
Однако не всегда возникшие давления могут быть снижены лишь
первой ступенью защиты. Если давление в резервуаре по-прежнему продолжает
расти, то срабатывает вторая ступень защиты и открывается клапан отвода паров
СПГ на факел сгорания. Все факелы сгорания на заводе отнесены на большое
расстояние от технологических линий, горение происходит на большой высоте.
Отвод газа на факелы сгорания − это оптимальное решение при возникновении
избытка давления. Однако в случае дальнейшего увеличения давления предусмотрена
третья ступень защиты - открывается клапан сброса газа в атмосферу.
Срабатывание последней ступени защиты обусловлено также возможным отказом
первых двух ступеней защиты.
Рассмотренные выше системы безопасности в комплексе образуют
систему выравнивания давления во внутреннем резервуаре по отношению к
атмосферному давлению. Сигнал о необходимости срабатывания первой либо второй
системы оптимизации давления во внутреннем резервуаре отправляют в управляющее
устройство также датчики, регистрирующие атмосферное давление.
Для предотвращения возникновения и развития ролловера
необходимо интенсивно смешивать СПГ разной плотности. Для этого в резервуаре
трубопровод, подающий СПГ, оканчивается форсункой, которая усиливает
турбулентные потоки в жидкости, равномерно смешивая объемы СПГ, тем самым,
поддерживая равновесие в системе. Для идентификации явления ролловера во
внутреннем резервуаре установлена линейка температурных датчиков, которая
фиксирует параметры распределения температуры в объеме СПГ. В случае
регистрации данного явления включается система смешивания СПГ путем его
перекачки из одного резервуара в другой. Исполнительными устройствами данного
процесса служат насосы закачки. Система предотвращения возникновения и развития
ролловера ведет постоянный мониторинг состояния СПГ в резервуаре. На основе
заложенных в систему управления алгоритмов она может прогнозировать возможность
возникновения данного явления.
Система предотвращения перелива. Ввиду того, что все
процессы, происходящие внутри резервуара, скрыты от глаз человека, единственный
способ их оценки это показания анализирующих устройств. Для определения уровня
СПГ во внутреннем резервуаре установлена линейка датчиков уровня. С помощью нее
на панели диспетчера всегда высвечивается уровень СПГ в резервуаре. При
заправке такого резервуара нельзя исключать возможности его переполнения. В
случае возникновения данной ситуации система безопасности останавливает
закачку. Далее избытки СПГ откачиваются в соседний резервуар, при необходимости
открывается аварийный клапан откачки СПГ.
Система орошения резервуара создана с целью понижения
температуры внешнего резервуара в случае его перегрева от тепловых потоков
горения соседнего оборудования.
Данная система выполняет функции пожаротушения. Датчики,
фиксирующие температуру, расположены на поверхности обечайки и крыши
резервуара. Исполнительными устройствами служат устройства, образующие водяную
завесу. Они расположены на крыше резервуара, и в случае срабатывания орошают
всю поверхность резервуара [16, 17].
Особое место среди барьеров безопасности занимают
организационные меры по обеспечению безопасности объекта. В соответствии с
классификацией [13] организационные меры относятся как к пассивным, так и к
активным барьерам безопасности. Примеры таких барьеров следующие:
− запрет на использование транспортных коридоров
(самолеты, вертолеты), проходящих в окрестностях завода и над хранилищем;
− недопустимость движения грузовиков, тяжелой
строительной техники по площадке завода без сопровождения (контроля);
− правила, запрещающие пронос грузов над хранилищем и
использование кранов со стрелами в окрестности хранилища и др.
Эффективность работы барьеров безопасности определяется их
работоспособностью, надежностью и устойчивостью к внешним воздействиям.
2.
Глава эксперементальная часть
2.1 Явление
ролловера
Данное явление идентифицировано после реального случая
возникновения ролловера в 1971 году г. Специя (Италия). По данным Сарстена
[18], в заполненный на 20% резервуар диаметром 42 м и высотой 26,77 м,
находящийся под атмосферным давлением, в течение 13 часов происходила закачка
из танкера тяжелого СПГ под слой более легкого, уже находившегося в резервуаре
ранее. Через 19 часов после завершения закачки произошло резкое увеличение
количества продукта, испаряющегося в единицу времени. Скорость испарения СПГ
при этом составила около 100 000 кг/час, а величина избыточного давления паров
продукта 710 мм. вод. ст., при расчетном рабочем давлении 250 мм. вод. ст.
Известен случай ролловера, произошедший в 1993 году в Партингтоне,
Великобритания [19]. Плотности закачиваемого продукта и СПГ, хранящегося в ИР,
отличались на 12,5 кг/м3.
По причине расслоения, а также вследствие ряда сопутствующих
обстоятельств, произошла авария на Ионавском ПО "Азот" в марте 1989
года [20]. После налива в резервуар продукта, значительно отличавшегося по
свойствам от хранимого, произошла стратификация. В результате вскипания продукта
пары быстроиспаряющегося аммиака создали такое избыточное давление в
резервуаре, которое вызвало перегрузку анкеров и растрескивание фундаментной
плиты. В месте отрыва анкеров произошел подъем стенки, выпучивание днища и
бурное истечение аммиака под воздействием гидростатического и газового давления
над жидкостью. В результате аварии погибли 7 человек, пострадали 57 человек.
Представленные данные показывают, что возможность образования
ролловера необходимо учитывать на стадии проектирования с целью обеспечения
безаварийной эксплуатации ИР.
Образование разделенных (стратифицированных) слоев при
загрузке резервуара и их последующее самопроизвольное перемещение может
привести к значительному (в несколько десятков раз) увеличению скорости
испарения продукта и давления паровой фазы, что в конечном итоге вызывает
перенапряжение оболочечных конструкций резервуара, в том числе отрыв корпуса от
днища и утечку продукта из емкости.
Потенциально возможно, что при загрузке резервуара свойства
продукта, уже хранящегося в ИР, отличаются от свойств СПГ, закачиваемого в
резервуар. Такая ситуация наиболее вероятна на импортных, перевалочных и
экспортных терминалах СПГ, когда для хранения в один ИР могут быть загружены
продукты из разных партий и источников, отличающиеся по компонентному составу
и, соответственно, плотности. В ИР, оборудованных системой нижнего налива, СПГ,
имеющий большую плотность, образует нижний слой. СПГ, имеющий меньшую
плотность, формирует верхний слой, который располагается над поверхностью нижнего,
не перемешиваясь с ним. Перегреваясь относительно температуры насыщения за счет
внешнего теплопритока через днище и стенки, продукт в нижнем слое при этом не
имеет возможности компенсировать теплоприток за счет испарения, т.к.
поверхность теплообмена закрыта нижним слоем. Однако имеют место процессы
теплообмена и массообмена двух слоев между собой и верхнего слоя с парогазовой
фазой. В конечном итоге, в определенный момент времени после загрузки и
образования стратификации, за счет описанных выше процессов плотности слоев
выравниваются с последующей резкой интенсификацией процессов испарения продукта
(ролловер).
Основной опасный фактор, характеризующий описываемое явление,
- резкое увеличение избыточного давления парогазовой фазы в подкупольном
пространстве резервуара. Возможные последствия увеличения давления могут быть
следующие: увеличение напряжений в корпусе; увеличение напряжений в уторном
узле, увеличение изгибных напряжений в днище; разрыв анкеров, соединяющих
стенку и днище; деформации стенки и днища; отрыв стенки от днища и утечка
продукта из емкости. На рисунке 1 показано протекание явления ролловера в двух
стадиях.
Рисунок 2.1 - Стадии протекания явления ролловера
Причины возникновения явления ролловера:
· Когда есть разница температур жидкости.
· Если СПГ хранится в течение длительного
времени без циркуляции.
· Если две различные партии СПГ хранятся в
одном резервуаре
Эффект от ролловера:
· Увеличение скорости испарения до 10 раз, в
отличии от нормального состояния
· Повышение давления бака
· Подъем предохранительного клапана
резервуара
Меры по предотвращению ролловера:
· Партии СПГ с различной плотностью, хранить
отдельно
· Загрузка резервуара со специальным
оборудованием, такими как насадки способствующие смешиванию СПГ при загрузке
(используется для береговых резервуаров).
· Следует избегать продолжительных остановок
подачи СПГ при загрузке резервуара.
· Постоянно контролировать уровень испарения
СПГ
Как было отмечено выше, причина явления переворачивания слоев
- недостаточное смешивание поступающей в резервуар партии продукта с уже
находящейся в нем жидкостью. Однако стратификация с дальнейшим вскипанием может
также произойти при выдерживании СПГ в течение длительного времени в резервуаре
без рециркуляции или при содержании азота в составе СПГ более 1 % (такая
пороговая концентрация установлена по данным международных исследований явления
rollover). Для предотвращения стратификации резервуар оснащается системой
рециркуляции с использованием насосов [21].
2.2
Математическое моделирование явления ролловера
Как показывает ретроспективная информация [18, 19, 20], в
изотермических резервуарах, оборудованных системой нижнего налива продукта,
даже при не столь значительных различиях в плотности и температуре продуктов, с
высокой долей вероятности происходит расслоение. Обзор научных исследований по
данному вопросу, показал, что существующие методики прогнозирования последствий
перемешивания разделенных слоев имеют ряд ограничений и показывают
недостаточную сходимость с реальными случаями расслоения [22, 23]. Поэтому
представляется актуальной постановка и решение научной задачи о прогнозировании
принципиальной возможности образования разделения слоев.
Представим расчетную схему расслоения при закачке продукта в
ИР следующим образом (рисунок 2.2). Уравнения массообмена между слоями записаны
из следующих соображений. Принимается, что СПГ состоит из шести компонентов,
причем массовые доли компонентов в нижнем слое обозначены через xi,
в верхнем - через yi. Тогда исходя из физического смысла
данных величин:
(1)
Массообмен в нижнем слое происходит за счет перемешивания с
верхним слоем и закачки нового продукта. Так как при перемешивании изменяется
прежде всего компонентный состав СПГ, то в уравнениях массобмена это отражается
через изменение массовых концентраций компонентов.
Рисунок 2.2 - Перемешивание слоев при закачке продукта в резервуар
с процессами тепло- и массообмена
Изменение концентрации рассчитывается по формуле:
DSi = 
(2)
Где 
- исходная молярная концентрация
(начальные условия), - молярная концентрация с добавлением молей нового вещества
Изменение концентрации для нижнего слоя можно посчитать следующим
образом:
(3)
Где 
- исходная молярная концентрация (начальные условия), 
- молярная концентрация с добавлением молей нового вещества
Изменение концентрации для верхнего слоя:
DSi = 
(4)
- мольная доля i-компоненты в смеси в начальные условия
верхнем слое, 
- мольная доля i-компоненты в смеси с добавлением молей
нового вещества в верхнем слое
Для исследования был выбран метод зарубежных авторов Бейтса и
Моррисона которые занимались моделированием поведения стратификации сжиженного
природного газа и исследованием явления ролловера в резервуаре [24].
Для определения стабильности системы рассчитывается
коэффициент устойчивости Rs. Есть два фактора влияющих на
коэффициент устойчивости Rs: это влияние изменения температуры на
изменение плотности и влияние изменения концентрации на изменение плотности.
Изменение температуры может быть рассчитано непосредственно с использованием
известного состава смеси СПГ. Изменение концентрации требует более
внимательного рассмотрения на оказание влияния изменения состава на плотность
смеси.
Коэффициент устойчивости RS рассчитывается по
формуле:
(5)
Коэффициент объемного расширения в следствии изменения
концентрации β вычисляется
по формуле:
(6)
Коэффициент объемного расширения, в следствии изменения
температуры α:
(7)
Изменение температуры вычисляется разностью температуры верхнего
слоя от нижнего слоя:
DT = 
(8)
Где 
- температура в нижнем слое, - температура в верхнем слое.
Рисунок 2.3 - Картина исследования изменения коэффициента
устойчивости Rs в многокомпонентной системе
Карта для параметра устойчивости многокомпонентной смеси,
определяемого в уравнении (5) показана на рисунке 1, она разбита на пять областей, представляющих интерес,
соответствующие различным комбинациям значения слагаемых (
) отвечающих за теплообмен и слагаемому( 
) отвечающему за массообмен. В области 1, где Rs <
0, система устойчива и не имеет потенциала для ролловера.. В области 2, система
неустойчива, потому что верхний слой плотнее, чем нижний слой. Область
неустойчивости, где находится слагаемое () является положительнее чем () численные значения Rs не имеют физического смысла за
пределами границы между этими двумя областями, где Rs = 1. В области
3, где Rs > 0 и | RS | > 1, система устойчива, но
имеет потенциал для ролловера, что может привести к испарению смеси, потому что
нижний слой имеет более высокую температуру, чем верхний слой. В области 4, где
Rs > 0, но | Rs | < 1, система устойчива и также
имеет потенциал для ролловера, что может привести к конденсации, поскольку температура
нижнего слоя ниже, чем у верхнего слоя. Такой сценарий ролловера был бы
противоположностью, тем которые обычно рассматриваются в сценариях СПГ; однако
он может в принципе возникнуть, если нижний СПГ будет очень тонкий по высоте,
но достаточно охлажденный, так что его начальная плотность будет больше, чем
более теплый и массивный СПГ находящийся над ним. Последствия такого обратного
ролловера потенциально может генерировать частичный вакуум в резервуар, что
может вызвать проблемы с системой хранения или системой транспортировки. В
области 5, система почти однородна, любые градиенты слишком малы для значимых
глобальных последствий. Стрелки, указывающие эффекты тепло- и массообмен в
изолированной системе приведены в каждом из стабильных регионов. Для областей 3
и 4, это относительные величины межслойного тепло- и массообмена, в сочетании с
любым тепловым потоком в систему из внешней среды, которые регулируют
находиться ли система в стабильности в области 1 или произойдет ролловер при Rs
= 1.
Глава 3.
Результаты исследований и их обсуждение
Для расчетов были взяты данные о составе и свойствах СПГ,
документально зафиксированные (профессором Сарстеном) после реального случая
возникновения ролловера в 1971 году в Италии в городе Ла Специя [25]. По зафиксированным
данным, в заполненный на 20% резервуар, находящийся под атмосферным давлением,
в течение 13 часов происходила закачка из танкера тяжелого СПГ под слой более
легкого, уже находившегося в резервуаре ранее. Через 19 часов после завершения
закачки произошло резкое увеличение количества продукта, испаряющегося в
единицу времени.
Таблица 3.1
Изначальный состав и свойства СПГ (La Spezia, Italy) [25]
|
Компонента (растворенного вещества):
|
Количество молей вещества
|
|
Нижний слой
|
Верхний слой
|
|
Метан
|
0,6226
|
0,6362
|
|
Азот
|
0,0002
|
0,0035
|
|
Этан
|
0,2185
|
0,2416
|
|
Пропан
|
0,1266
|
0,0936
|
|
Бутан
|
0,0314
|
0,0235
|
|
Пентан
|
0,0007
|
0,0016
|
|
Начальные свойства СПГ
|
|
T (К)
|
118,997
|
114,355
|
|
P (МПа)
|
0,15
|
0,131
|
|
ρ (кг/м3)
|
541,0316
|
536,9516
|
Рисунок 3.1 - Доля каждого вещества в смеси (нижний слой)
Рисунок 3.2 - Доля каждого вещества в смеси (верхний слой)
Для имитации налива новой партии сжиженного природного газа с
составом и свойствами отличающегося от хранящегося в резервуаре со свойствами
приведенными в таблице 1. Было добавлено к начальной концентрации каждого
вещества СПГ в Ла Специя δSi = 0.01 моль/кг и рассчитан
состав и свойства СПГ приведенные в таблице 2.
Таблица 3.2
Добавление концентрации равной δSi = 0.01
моль/кг к начальной концентрации каждого вещества СПГ, а также Расчетные
свойства СПГ (La Spezia, Italy)
|
Изменение компоненты (растворенного вещества):
|
Азот
|
Этан
|
Пропан
|
Бутан
|
Пентан
|
|
Новые мольные доли
|
|
Нижняя поверхность
|
Верхняя поверхность
|
Нижняя поверхность
|
Верхняя поверхность
|
Нижняя поверхность
|
Верхняя поверхность
|
Нижняя поверхность
|
Верхняя поверхность
|
Нижняя поверхность
|
Верхняя поверхность
|
|
Метан
|
0.62254
|
0.63614
|
0.62254
|
0.63614
|
0.62254
|
0.63614
|
0.62254
|
0.63614
|
0.62254
|
0.63614
|
|
Азот
|
0.00030
|
0.00360
|
0.00020
|
0.00350
|
0.00020
|
0.00350
|
0.00020
|
0.00350
|
0.00020
|
0.00350
|
|
Этан
|
0.21848
|
0.24158
|
0.21858
|
0.24168
|
0.21848
|
0.24158
|
0.21848
|
0.24158
|
0.21848
|
0.24158
|
|
Пропан
|
0.12659
|
0.09359
|
0.12659
|
0.09359
|
0.12669
|
0.09369
|
0.12659
|
0.09359
|
0.09359
|
|
Бутан
|
0.03140
|
0.02350
|
0.03140
|
0.02350
|
0.03140
|
0.02350
|
0.03150
|
0.02360
|
0.03140
|
0.02350
|
|
Пентан
|
0.00069
|
0.00159
|
0.00069
|
0.00159
|
0.00069
|
0.00159
|
0.00069
|
0.00159
|
0.00079
|
0.000170
|
|
Расчетные свойства СПГ
|
|
Общее число молей
|
100.126
|
97.986
|
100.126
|
97.986
|
100.126
|
97.986
|
100.126
|
97.986
|
100.126
|
97.986
|
|
T (К)
|
118.997
|
114.355
|
118.997
|
114.355
|
118.997
|
114.355
|
118.997
|
114.355
|
118.997
|
114.355
|
|
P (МПа)
|
0.15
|
0.131
|
0.15
|
0.131
|
0.15
|
0.131
|
0.15
|
0.131
|
0.15
|
0.131
|
|
ρ (кг/м3)
|
541.046
|
536.968
|
541.041
|
536.963
|
541.057
|
536.979
|
541.071
|
536.994
|
541.074
|
536.997
|
|
δρ (кг/м3)
|
0.0144
|
0.0164
|
0.0096
|
0.0111
|
0.0249
|
0.0274
|
0.0393
|
0.0425
|
0.0421
|
0.0453
|
|
δρ/ρ
|
0.00003
|
0.00003
|
0.00002
|
0.00002
|
0.00005
|
0.00005
|
0.00007
|
0.00008
|
0.00008
|
0.00008
|
|
βi= (1/δSi) *
(δρ/ρ) (кг/моль)
|
0.0026
|
0.0030
|
0.0017
|
0.0020
|
0.0046
|
0.0050
|
0.0072
|
0.0078
|
0.0077
|
0.0083
|
|
Среднее βi (кг/моль)
|
0.0028
|
0.0019
|
0.0048
|
0.0075
|
0.0080
|
|
Si [моль/кг]
|
0.3228
|
1.7956
|
-3.5041
|
-0.8412
|
0.0866
|
|
βi DSi
|
0.0009
|
0.0034
|
-0.0169
|
-0.0063
|
0.0007
|
Нашли коэффициент объемного расширения, в следствии изменения
температуры, и коэффициент объемного расширения в следствии изменения
концентрации. Посчитали изменение концентрации для верхнего и нижнего слоя.
Таким образом можно посчитать коэффициент устойчивости все слагаемые для
расчета коэффициента устойчивости найдены:
Подставив в формулу для расчета коэффициента устойчивости
известные слагаемые, мы вычислили значение, которое равно 1.7 и нанесли на
карту устойчивости, обозначено красной точкой на карте рисунок 3.1.
Рисунок 3.3 - Расчет коэффициента устойчивости
Значение Rs = 1,7 для СПГ в Ла Специя переводит
систему в область 3 на карте, показанной на рисунке, как изначально стабильная
система с потенциалом для ролловера, которая будет генерировать значимые
испарения. Полученный результат подтверждает, что в реальном случае ролловера в
Ла Специи в тот момент времени резервуар был в потенциально нестабильной зоне.
Задание для раздела "финансовый менеджмент,
ресурсоэффективность и ресурсосбережение"
Студенту:
|
Группа
|
ФИО
|
|
2БМ31
|
Агееву Руслану Хусеновичу
|
|
Институт
|
Природных ресурсов
|
Кафедра
|
Транспорта и хранения нефти и газа
|
|
Уровень образования
|
магистр
|
Направление/специальность
|
131000 "Нефтегазовое дело" профиль
"Надежность и долговечность газонефтепроводов и хранилищ"
|
|
Исходные данные к разделу "Финансовый
менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение" :
|
|
Стоимость ресурсов научного исследования (НИ):
материально-технических, энергетических, финансовых, информационных и
человеческих
|
Стоимость материально-технических, финансовых и
человеческих ресурсов НТИ при ремонте резервуара
|
|
Нормы и нормативы расходования ресурсов
|
СНиП 3.01.01-85, СНиП 1.04.03-85, СНиП
03.01-87, ОР 13.01-28.21.00-КТН-008-2-01
|
|
Используемая система налогообложения, ставки
налогов, отчислений, дисконтирования и кредитования
|
Налоговый кодекс Российской Федерации.
|
|
Перечень вопросов, подлежащих исследованию,
проектированию и разработке:
|
|
Оценка коммерческого потенциала,
перспективности и альтернатив проведения НИ с позиции ресурсоэффективности и
ресурсосбережения
|
Формирование видов затрат для проведения
ремонта резервуара
|
|
Планирование и формирование бюджета научных
исследований
|
Расчет суммарных затрат для проведения ремонта
резервуара
|
|
Определение ресурсной (ресурсосберегающей),
финансовой, бюджетной, социальной и экономической эффективности исследования
|
Выводы о экономической эффективности проведения
ремонта резервуара
|
|
Перечень графического материала (с точным
указанием обязательных чертежей):
|
|
Таблицы
|
|
Дата выдачи задания для раздела по линейному
графику
|
|
|
|
|
Задание выдал консультант:
|
Должность
|
ФИО
|
Ученая степень, звание
|
Подпись
|
Дата
|
|
Доцент
|
Шарф Ирина Валерьевна
|
Кандидат экономических наук
|
|
|
Задание принял к исполнению студент:
|
Группа
|
ФИО
|
Подпись
|
Дата
|
|
2БМ31
|
Агеев Р.Х.
|
|
|
Глава 4.
Финансовый менеджмент. Ресурсоэффективность и ресурсосбережение
Хорошо известно, что одним из важных факторов опасности
сжиженного природного газа являются его низкая температура кипения, что не
позволяет обеспечить его хранение без потерь, а также изменение состава
(плотности) и температуры кипения СПГ при хранении за счет испарения более
легкого компонента (метана). Данные факторы при пополнении хранилищ, имеющих остатки
топлива, новой порцией СПГ, с плотностью и температурой, отличающейся от
аналогичных параметров в остатке топлива, могут приводить к образованию
стратифицированных макро слоев СПГ в хранилище. При последующем протекании
тепло - и массообменных процессов в слоях СПГ возможно возникновение режима
интенсивного перемешивания (явление ролловер) с практически мгновенным
испарением больших масс СПГ и резким повышением давления в хранилище. Все это
способствует и разрушению хранилища и интенсификации неблагоприятных
технологических процессов
Опасность возникновения аварийных ситуаций оценивается
тяжестью причиняемого ущерба, который зависит от того, как проявляется авария:
в виде взрывов и пожаров от разлившегося продукта, в виде хрупких разрушений
или локальных отказов резервуаров. Как показывает практика, аварии ИР в
большинстве случаев сопровождаются значительными потерями продукта, отравлением
местности и гибелью людей. В экстремальных случаях по статистическим данным
общий материальный ущерб превышает в 500 и более раз первичные затраты на
сооружение резервуаров.
Своевременное диагностирование и выявление дефектов,
проведение текущего и капитального ремонтов, позволяют повысить надежность
изотермических резервуаров и повысить срок их эксплуатации, что позволяет
исключить выход резервуаров из строя из-за дефектов, возникающих под влиянием
технологических и эксплуатационных факторов.
В данном разделе составлена смета ремонта изотермического
резервуара объемом 50000 м3.
4.1
Организационно-техническая подготовка к капитальному ремонту
При разработке проекта организации капитального ремонта
опирались на требования и основные положения следующих нормативных документов:
- СНиП 3.01.01-85*Организация строительного
производства [26];
- СНиП 1.04.03-85*Нормы продолжительности
строительства и задела в строительстве предприятий, зданий и сооружений [27];
- расчетных нормативов для составления ПОС.
Данные нормы и правила соответствуют требованиям, специальных
ведомственных нормативных документов, утвержденных Миннефтегазстроем,
Мингазпромом и Миннефтепромом по согласованию с Минстроем РФ, и дополнительными
указаниями настоящих норм.
Капитальный ремонт объекта осуществлялся по проекту
производства работ, разработанного подрядной организацией, в соответствии с
требованиями СНиП 03.01-87 [28], а также ОР 13.01-28.21.00-КТН-008-2-01 [29].
До начала подготовительного периода должны быть проведены
организационные мероприятия:
- утверждена и выдана подрядной организации
проектно-сметная документация;
- решены вопросы обеспечения капитального
ремонта материалами, конструкциями и деталями;
- определены строительные, монтажные и
специализированные организации для осуществления запланированного капитального
ремонта, и решены вопросы по обслуживанию строителей;
- оформлено финансирование;
- произведен в натуре отвод территории для
капитального ремонта;
- разработан генеральной строительной
организацией проект производства работ.
4.2 Методы
производства работ
Ремонт изотермического резервуара намечено осуществить
комплексно с помощью подразделений и бригад, выполняющих все виды
строительно-монтажных работ при строительстве и ремонте резервуара.
Обслуживание ремонта резервуара будет обеспечиваться
производственной базой подрядчика, а также временным строительным хозяйством
производственного и складского назначения (замена листов металла стенки, ремонт
и монтаж резервуарного оборудования и арматуры, текущий ремонт и обслуживание
машин и механизмов).
Для проезда вдоль трассы и прохода строительной техники
необходимо устройство проезда к месту работ в резервуарном парке.
Ремонт изотермических резервуаров включает в себя
определенный перечень ремонтных, а также строительно-монтажных работ.
В таблице 6 приведена последовательность работ, проводимых
при ремонте резервуара для хранения сжиженного природного газа, принятая в
соответствии с ЕНиР сборник Е5 выпуск 2 (Резервуары и газгольдеры) [30].
Таблица 4.1
Последовательность работ
|
№п/п
|
Раздел работ
|
Последовательность работ раздела
|
|
1
|
2
|
3
|
|
Монтаж днища
|
Сварка центральной части днища
|
|
|
Накатывание рулонов на основание
|
|
|
Развертывание рулонов днища
|
|
|
Укладка развернутых частей днища с центровкой и
поджатием кромок
|
|
|
Уборка каркасов рулонов
|
|
|
Нанесение контрольных рисок на днище резервуара
|
|
Установка рулонов корпуса на днище в
вертикальное положение
|
Накатывание рулона на днище
|
|
|
Установка шарнира, падающей стрелы с такелажной
оснасткой
|
|
|
Подъем и установка рулонов
|
|
|
Установка расчалок
|
|
|
Уборка падающей стрелы с такелажной оснасткой и
шарнира
|
|
Установка временной монтажной стойки
|
Сборка стойки
|
|
|
Установка центрального щита покрытия
|
|
|
Установка расчалок
|
|
|
Установка стойки на днище
|
|
|
Разборка стойки
|
|
17.
|
Развертывание рулонов корпуса с соединением
вертикальных кромок и монтажом щитов покрытия
|
Развертывание рулонов корпуса
|
|
18.
|
|
Подгонка и поджатие корпуса к днищу по ходу
развертывания
|
|
19.
|
|
Установка опорных стоек
|
|
20.
|
|
Вытаскивание поддона, стойки из резервуара
|
|
21.
|
|
Устранение хлопунов
|
|
22.
|
|
Установка и снятие расчалок
|
|
23.
|
|
Установка элементов опорного кольца
|
|
24.
|
|
Установка щитов
|
|
25.
|
|
Подгонка и поджатие щитов покрытия между собой
|
4.3 Расчетная
часть
С целью определения экономической эффективности использования
данных систем, необходимы следующие затраты:
1) материальные расходы;
) суммы начисленной амортизации;
) расходы на оплату труда;
) страховые отчисления во внебюджетные
организации
) Прочие услуги сторонних организаций
) Накладные расходы
К материальным расходам, в частности,
относятся следующие затраты налогоплательщика: на приобретение сырья и (или)
материалов, используемых в производстве товаров (выполнении работ, оказании
услуг) и (или) образующих их основу либо являющихся необходимым компонентом при
производстве товаров (выполнении работ, оказании услуг).
Материалы
Так как стоимость указана за тонну материала, то необходимо
рассчитать потребное количество. Расчет приведем на примере листа г/ксталь
09Г2С-12 2*8 толщиной 9мм:
(9)
где N - количество, шт;
ρ - плотность стали, кг/м3;
а - ширина листа, м;- длина листа, м;
δ - толщина листа, м.
Далее считаем стоимость материала:
(10)
где ЦЕД - цена за единицу (по прайсу), руб.
Стоимость материалов, взятых из ГЭСН 81-02-09-2001 Сборник № 9
[31], рассчитываем по формуле с учетом коэффициента пересчета на 2013 год
(k=7,49), аналогично стоимости эксплуатации машин.
Покажем расчет на примере каната пенькового (код 101-0309):
(11)
Расчет амортизационных
отчислений
Сумма начисленной за один месяц
амортизации в отношении объекта амортизируемого имущества определяется как
произведение его первоначальной (восстановительной) стоимости и нормы
амортизации, определенной для данного объекта ст.259 НК РФ [32].
Таблица 4.2
Расчет амортизационных отчислений и общее количество
потребных машин.
|
№ п/п
|
Наименование машин и механизмов
|
Количество
|
Балансовая стоимость, руб.
|
Амортизационные отчисления за 4 месяца работ,
руб.
|
|
1.
|
Бульдозер Т-170.
|
1
|
3700000
|
120250
|
|
2.
|
Бульдозер "Катерпиллер".
|
1
|
3500000
|
113750
|
|
3.
|
Трубоукладчик "Камацу С355".
|
3
|
7000000
|
682500
|
|
4.
|
Трубоукладчик "ТГ-321".
|
2
|
6000000
|
390000
|
|
5.
|
Сварочный агрегат "АС-81".
|
1
|
40000
|
2600
|
|
6.
|
Сварочный агрегат "АПС-4".
|
1
|
42000
|
2730
|
|
7.
|
Трубовоз "Урал-4320".
|
3
|
2500000
|
243750
|
|
8.
|
Кран на базе "Камаз"
|
1
|
1500000
|
48750
|
|
9.
|
Автомобиль бортовой "Урал".
|
2
|
2700000
|
87750
|
|
10.
|
Автомобиль самосвал.
|
5
|
2800000
|
455000
|
|
11.
|
Кран на гусеничном ходу "КС-45714".
|
1
|
3000000
|
97500
|
|
12.
|
Кран на гусеничном ходу "КС.
|
2
|
2750000
|
89375
|
|
13.
|
Узлы вакуумные
|
2
|
1500000
|
48750
|
|
14.
|
Аппарат для газовой резки
|
1
|
200000
|
6500
|
|
15.
|
Компрессор передвижной
|
3
|
45000
|
2925
|
|
ИТОГО
|
|
|
2392130
|
Для обеспечения сохранности строительных материалов,
используемых в ремонте резервуара эксплуатируются здания и сооружения
приведенные в таблице 4.5.
Расходы на оплату труда
К расходам на оплату труда относятся согласно ст.255 НК РФ:
Таблица 4.3
Расчет заработной платы.
|
№ пп
|
Должность
|
Числен-ность чел.
|
Оклад руб.
|
Район коэф.
|
Север. надбав.
|
Зар. плата руб.
|
Зар. плата всех сотрудников за период
производства работ всего, руб.
|
|
1.
|
инженер
|
1
|
32000
|
1.3
|
1.5
|
57600
|
230.400
|
|
2.
|
водитель
|
10
|
14000
|
1.3
|
1.5
|
25200
|
1.008.000
|
|
3.
|
сварщик
|
3
|
15500
|
1.3
|
1.5
|
27900
|
334.800
|
|
4.
|
труб. линейн
|
15
|
18000
|
1.3
|
1.5
|
32400
|
1.944.000
|
|
Итого
|
29
|
|
|
|
|
3.517.200
|
Таблица 4.4
Социальные отчисления, установленные Законом обязательные
платежи, уплачиваемые работодателем в Государственный фонд социального
страхования.
|
№ пп
|
Зар. плата всех сотрудников за период
производства работ всего, руб.
|
ПФР (22%)
|
ФСС (2,9%)
|
ФФОМС (5,1%)
|
ОСС от несчаст. случаев (0,8 %) *
|
Итого сумма отчислений
|
|
1.
|
3 517 200
|
773 784
|
101 998.8
|
179377.2
|
28137.6
|
4600498
|
*для VIII класса в соответствии с классификацией страховых
тарифов на обязательное социальное страхование от несчастных случаев на
производстве и профессиональных заболеваний с 01.01.2006 г. утвержденного
Приказом Министерства труда и социальной защиты РФ от 25.12.12 N 625
Прочие услуги сторонних организаций
Для хранения строительных материалов в аренду были взяты
склады.
В среднем цена аренды составляет 700 рублей за метр
квадратный в месяц.
Таблица 4.5
Расходы на аренду складских помещений
|
№ пп
|
Наименование складских сооружений
|
Площадь, м2
|
Месячная стоимость аренды, руб.
|
Стоимость аренды на 4-х месячный период работ
|
|
1
|
Склад отапливаемый
|
280,8
|
196 140
|
784560
|
|
2
|
Склад не отапливаемый
|
339,3
|
237 510
|
950040
|
|
Итого
|
1512,8
|
7050000
|
1734600
|
Детальная компоновка расположения зданий и сооружений
выполняется в проекте производства работ.
4.4
Калькуляция затрат
Также были рассчитаны накладные расходы. Накладные расходы
учитывают прочие затраты организации, не попавшие в предыдущие статьи расходов:
печать и ксерокопирование материалов исследования, оплата услуг связи,
электроэнергии, почтовые и телеграфные расходы, размножение материалов и т.д.
Их величина определяется по следующей формуле:
, (12)
Величину коэффициента накладных расходов можно взять в размере
16%.
Таблица 4.6. Затраты
|
№п/п
|
Статьи расходов
|
Сметная стоимость (руб.)
|
|
1.
|
Затраты труда работников
|
3 517200
|
|
2.
|
Материальные расходы
|
5 072 983,9
|
|
3.
|
Амортизационные отчисления
|
2 392130
|
|
4.
|
Страховые отчисления во внебюджетный фонд
|
4 600498
|
|
5.
|
Прочие услуги сторонних организаций
|
1 734600
|
|
6.
|
Накладные расходы (16 %)
|
2 770 785.9
|
|
Итого
|
20 088 197.8
|
Таким образом, для выполнения ремонтных работ резервуара
необходима сумма в размере 20 088 197.8 рублей.
Задание для раздела "социальная ответственность при
исследовании процессов сжиженного природного газа в хранилище"
Студенту:
|
Группа
|
ФИО
|
|
2БМ31
|
Агеев Руслан Хусенович
|
|
Институт
|
Институт природных ресурсов
|
Кафедра
|
Транспорта и хранения нефти и газа
|
|
Уровень образования
|
Магистр
|
Направление/специальность
|
Нефтегазовое дело
|
|
Исходные данные к разделу "Социальная
ответственность при исследовании процессов сжиженного природного газа в
хранилище" :
|
|
1. Профессиональная социальная безопасность в
компьютерном помещении при изучении явления ролловера. Рабочее место
сотрудника расположено в административном здании и представляет собой
помещение для работы с дисплеями, ЭВМ. Размеры помещения 8м * 7,292 м * 4м.
Высота рабочей поверхности hрп = 0,8 м. Помещение без повышенной опасности
поражения людей электрическим током. Основные элементы производственного
процесса, формирующие опасные и вредные факторы при изучении нового метода
эксплуатации нескольких объектов работ: Вредные: Недостаточная освещенность
рабочей зоны; Расчет освещенности и схема осветительных приборов; Отклонение
показателей микроклимата; Монотонный режим работы; Степень
нервно-эмоционального напряжения. Опасные: Электрический ток;
Пожаробезопасность. 2. Анализ вредных производственных факторов и обоснование
мероприятий по их устранению. Недостаточная освещенность рабочей зоны;
Отклонение показателей микроклимата; Монотонный режим работы; Степень нервно-эмоционального
напряжения. 3. Анализ опасных производственных факторов и обоснование
мероприятий по их устранению. Электрический ток. Выбор категории помещения по
степени опасности поражения электрическим током; описание требований к
электрооборудованию; коллективные и индивидуальные средства защиты от
поражения электрическим током; Пожаробезопасность. Выбор категории помещения
по пожарной опасности и класса зоны взрывопожароопасности. Требования к
организации противопожарных мероприятий. 4. Эргономические условия работы на
ПЭВМ. Требования к помещениям для работы с ПЭВМ; Требования к организации и
оборудованию рабочих мест пользователей ПЭВМ; Схема помещения; Режим труда и
отдыха при работе с ПЭВМ. 5. Экологическая безопасность при изучении явления
ролловера. Обзор чрезвычайных ситуаций и план ликвидации аварии при
разгерметизации резервуара с сжиженным природным газом. Вредные воздействия
на окружающую среду: Поступление токсичных веществ в гидросферу; Выброс
вредных веществ в атмосферу; Порубка древостоя при оборудовании буровых
площадок, коммуникаций, поселков; Сокращение численности и мигрирование. 6.
Законодательное регулирование проектных решений при изучении явления
ролловера. Общие положения о работе вахтовым методом; Продолжительность
вахты; Режимы труда и отдыха при работе вахтовым методом; Гарантии и
компенсации лицам, работающим вахтовым методом. 7. Законодательные и
нормативные документы по теме: ICCSR 26000: 2011 "Социальная
ответственность организации"; ГОСТ 12.0.003. - 74. ССБТ. Опасные и
вредные производственные факторы. Классификация; ГОСТ 12.1.019-79 ССБТ.
Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты; ГОСТ
12.1.030-81. Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность.
Защитное заземление, зануление; Межотраслевые правила по охране труда
(правила безопасности) при эксплуатации электроустановок (ПОР Р М-016-2001).
- СПб.: ДЕАН, 2001. - 120 с.; ППБ 01-03. Правила пожарной безопасности в
Российской Федерации. - М.: Министерство Российской Федерации по делам
гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий
стихийных бедствий, 2003; Р 2.2.2006-05. Руководство по гигиенической оценки
факторов рабочей среды и трудового процесса. Критерии и классификация условий
труда. - М.: Минздрав России, 1999; СанПиН 2.2.1/2.1.1.1278-03. Гигиенические
требования к естественному, искусственному и совмещенному освещению жилых и
общественных зданий. - М.: Госкомсанэпиднадзор, 2003 (утв. Главным
государственным санитарным врачом РФ 6.04.03 г.); СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03 "Гигиенические
требования к персональным электронно-вычислительным машинам и организации
работы". - М.: Госкомсанэпиднадзор, 2003 (утв. Главным государственным
санитарным врачом РВ 13.06.2003 г.); Трудовой кодекс Российской Федерации,
Глава 47. Особенности регулирования труда лиц, работающих вахтовым методом.
|
|
Перечень графического материала: Нормируемые
параметры естественного и искусственного освещения Параметры микроклимата для
помещений с ПЭВМ; Классификация производств по пожарной опасности;
Классификация взрывоопасных зон; Нормируемые параметры естественного и
искусственного освещения; Значения коэффициентов отражения потолка и стен;
План помещения и размещения светильников с люминесцентными лампами;
Коэффициент использования светового потока светильников с люминесцентными
лампами; Основные характеристики люминесцентных ламп; Допустимые визуальные
параметры устройств отображения информации; Схема помещения при изучении
нового метода эксплуатации нескольких объектов; Суммарное время
регламентированных перерывов в зависимости от продолжительности работы, вида
и категории трудовой деятельности с ПЭВМ; Вредные воздействия на окружающую
среду и природоохранные мероприятия;
|
|
Дата выдачи задания для раздела по линейному
графику
|
|
Задание выдал консультант:
|
Должность
|
ФИО
|
Ученая степень, звание
|
Подпись
|
Дата
|
|
Доцент
|
Крепша Нина Владимировна
|
Кандидат геолого-минералогических наук
|
|
|
Задание принял к исполнению студент:
|
Группа
|
ФИО
|
Подпись
|
Дата
|
|
2БМ31
|
Агеев Руслан Хусенович
|
|
|
Глава 5.
Социальная ответственность при исследовании процессов сжиженного природного
газа в хранилище
Социальная ответственность - это постоянная приверженность
предприятия вести дела на основах этики и вносить свой вклад в экономическое
развитие, в то же время улучшая качество жизни своих работников и их семей, как
и общества в целом [33].
Данная выпускная квалификационная работа представлена
научно-исследовательской работой, во время выполнения которой осуществлялась
обработка материалов, производились расчеты и набор текста на персональном
компьютере.
Цель данного раздела: проанализировать опасные и вредные
факторы при данном виде производственной деятельности и решить вопросы
обеспечения защиты от них на основе требований действующих
нормативно-технических документов.
Выполнение данной выпускной
квалификационной работы осуществлялось в помещении на втором этаже здания,
размеры помещения: длина А = 4,7 м, ширина В = 4 м, высота Н = 2,5 м.
Помещение имеет естественное и искусственное освещение. Площадь на одно рабочее
место с ПЭВМ составляет не менее 6 м2, а объем - не менее 20 м3.
В рабочей аудитории расположены два персональных компьютера. Помещение
оборудовано системами отопления, эффективной приточно-вытяжной вентиляцией.
Работа велась с помощью прикладного
программного обеспечения. При этом использовались:
компьютер IBM PC;
цветной монитор;
лазерный цветной принтер;
5.1
Профессиональная социальная безопасность в компьютерном помещении
Для выявления факторов опасности при
работе на компьютере производится анализ классификации факторов опасности по
ГОСТ 12.0.003-74 (таблица 5.1).
Таблица 5.1
Основные элементы производственного процесса
исследовательских работ в помещении, формирующих опасные и вредные факторы
|
Этапы работ
|
Наименование видов работ и параметров
производственного процесса
|
Факторы (ГОСТ 12.0.003-74, с измен. № 1,
октябрь 1978 г., переизд. 1999 г.)
|
Нормативные документы
|
|
|
Опасные
|
Вредные
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
Камеральный
|
Обработка информации на персональном компьютере
|
1. Электрический ток 2. Пожароопас- ность
|
1. Недостаточная освещенность рабочей зоны 2.
Отклонение параметров микроклимата в помещении 3. Монотонный режим работы
|
ГОСТ 12.1.004-91 [34] ГОСТ 12.1.005-88 [35]
СанПиН 2.2.4.548-96 [36] СНиП 23-05-95 [37]
|
5.1.1 Анализ
опасных производственных факторов и обоснование мероприятий по их устранению
Электрический ток. Электрические
установки, к которым относится практически все оборудование ЭВМ, представляют
для человека большую потенциальную опасность, так как в процессе эксплуатации
или проведении профилактических работ человек может коснуться частей,
находящихся под напряжением.
Специфическая опасность электроустановок -
токоведущие проводники, корпуса стоек ЭВМ и прочего оборудования, оказавшегося
под напряжением в результате повреждения изоляции, не подают каких-либо
сигналов, которые предупреждают человека об опасности. Реакция человека на
электрический ток возникает лишь при протекании последнего через тело человека.
Электрический ток представляет собой скрытый тип опасности,
т.к. его трудно определить в токо - и нетоковедущих частях оборудования,
которые являются хорошими проводниками электричества. Смертельно опасным для
жизни человека считают ток, величина которого превышает 0,05А, ток менее 0,05А
- безопасен (до 1000 В).
Для предотвращения электротравматизма большое значение имеет
правильная организация работ, т.е. соблюдение Правил технической эксплуатации
электроустановок потребителей и правил техники безопасности при эксплуатации
электроустановок потребителей (ПТЭ и ПТБ потребителей) и Правил устройства
электроустановок (ПЭУ).
Основными мероприятиями, направленными на
ликвидацию причин травматизма относятся:
. систематический контроль за
состоянием изоляции электропроводов, кабелей и т.д.
2. разработка инструкций по
техническому обслуживанию и эксплуатации средств вычислительной техники и
контроль за их соблюдением;
. соблюдение правил противопожарной
безопасности;
. своевременное и качественное
выполнение работ по проведению планово-профилактических работ и
предупредительных ремонтов.
Пожароопасность.
Пожаром называется неконтролируемое горение вне специального
очага, наносящее материальный ущерб.
В соответствии с Федеральным законом Российской Федерации от
22 июля 2008 г. N 123-ФЗ "Технический регламент о требованиях пожарной
безопасности" по оценке пожарной опасности производства лаборатория
относится к категории Д, так как в лаборатории отсутствуют легко воспламеняемые
материалы и имеются только твердые горючие вещества. В качестве возможных
причин пожаров можно указать следующие:
наличие в помещении горючей пыли (некоторые осевшие пыли
способны к самовозгоранию);
различные короткие замыкания;
опасна перегрузка сетей, которая ведет за собой сильный
нагрев токоведущих частей и загорание изоляции.
Для предупреждения пожаров от короткого замыкания,
перегрузок, необходимы правильный выбор, монтаж и соблюдение установленного
режима эксплуатации электрических сетей, дисплеев и других электрических
средств автоматизации.
Мероприятия, необходимые для предупреждения пожаров:
противопожарный инструктаж;
правильная эксплуатация оборудования;
правильное размещение оборудования;
своевременный профилактический осмотр, ремонт и испытание
оборудования;
запрещение курения в неустановленном месте.
Для тушения пожаров можно применять:
углекислый газ для ЭВМ;
воздушно-механическую пену для помещения.
5.1.2 Анализ
вредных производственных факторов и обоснование мероприятий по их устранению
Недостаточная освещенность рабочей зоны.
Одним из методов для расчета
искусственного освещения является метод светового потока. Он используется для
определения общего равномерного освещения на горизонтальной поверхности.
Рассчитаем искусственную освещённость в рабочем кабинете и
сравним её с нормами освещённости на рабочем месте согласно СНиП 23-05-95
"Нормы освещённости на рабочих местах производственных помещений при
искусственном освещении".
Данное помещение имеет следующие размеры: длина А = 4,7 м,
ширина В = 4 м, высота Н = 2,5 м. Высота рабочей поверхности hрп
= 0,9 м. В кабинете используется система общего равномерного освещения.
Светильники размещены в два ряда. В каждом ряду установлено 2 светильника типа
ШОД мощностью 40 Вт (с длиной 1,23 м), при этом разрывы между светильниками в
ряду составляют 70 см. Изобразим схему помещения и размещения на нем
светильников (рисунок 5.1). Учитывая, что в каждом светильнике установлено две
лампы, общее число ламп в помещении N = 8. В светильниках установлены
люминесцентные лампы белой цветности (ЛБ) мощностью 40 Вт, работающие от сети
напряжением 220 В, и обеспечивающие световой поток Ф = 2800 лм.
Рисунок 5.1 - Схема размещения светильников в помещении
Коэффициент отражения стен (оклеены светлыми обоями) Rc =
50 %, потолка (свежепобеленный) Rn = 70 %. Коэффициент запаса k =1,5
для помещений с малым выделением пыли, коэффициент неравномерности для
люминесцентных ламп принимается равным Z = 1,1.
Высота светильника в среднем h = 0,3 м.
= 1,3 м; L = 2,4 м; L/3 = 0,8 м.
Освещённость в помещении определяется по формуле:
(13)
где Ф - световой поток одной лампы, лм;
S - площадь
освещаемого помещения, м2;
Kз - коэффициент запаса, учитывающий
загрязнение светильника (источника света, светотехнической арматуры, стен и
пр., т.е. отражающих поверхностей), наличие в атмосфере цеха дыма, пыли;
Z - коэффициент
неравномерности освещения;
N - число
ламп в помещении;
h - коэффициент использования светового потока.
Коэффициент использования светового потока показывает, какая часть
светового потока ламп попадает на рабочую поверхность. Он зависит от индекса
помещения i, типа светильника, высоты светильников над рабочей
поверхностью h и коэффициентов отражения стен rс и потолка rn.
Находим индекс помещения:
= S/ h (A+B) (14)
i = 18,8/
(1,3 (4,7 + 4)) = 1,66
Коэффициент использования светового потока: h = 0,44.
Определяем освещённость в помещении:
Согласно СНиП 23-05-95 "Нормы освещённости на рабочих местах
производственных помещений при искусственном освещении" зрительная работа
в данном кабинете относится к классу наивысшей точности, так как наименьший
размер объекта различения на экране компьютера менее 0,15 мм (точка). Разряд
зрительной работы - I, подразряд - г (контраст объекта с фоном - средний,
большой; фон - светлый, средний). Для данных параметров устанавливается норма
освещённости - 300-400 лк при системе общего освещения.
Из полученных нами результатов можно сделать вывод, что данный
рабочий кабинет с учётом выполняемой в нём зрительной работы, соответствует
нормам освещённости, устанавливаемыми СНиП 23-05-95 [19].
Отклонение параметров микроклимата.
Микроклиматические параметры - это сочетание температуры, относительной
влажности и скорости движения воздуха.
Эти параметры в значительной степени
влияют на функциональную деятельность человека, его самочувствие, здоровье, а
также и на надежность работы вычислительной техники. С целью создания
нормальных условий для персонала установлены нормы производственного
микроклимата. В производственных помещениях, в которых работа на ПЭВМ является
основной, согласно СанПиН 2.2.4.548-96 должны обеспечиваться оптимальные
параметры микроклимата (таблица 5.2).
Таблица 5.2
Оптимальные нормы микроклимата для помещений с ВДТ и ПЭВМ
(СанПиН 2.2.4.548-96)
|
Период года
|
Категория работ
|
Температура воздуха, 0С не более
|
Относительная влажность воздуха, %
|
Скорость движения воздуха, м/с
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
Холодный Теплый
|
Легкая Легкая
|
22-24 23-25
|
40-60 40-60
|
0,1 0,1
|
Монотонный режим работы
Известно, что работоспособность не является величиной
постоянной, она изменяется. Основной причиной изменения работоспособности
является сама работа. Обычно работоспособность снижается при более или менее
длительном ее выполнении. Снижение работоспособности под влиянием выполненной
работы принято считать утомлением. При этом имеется немало данных,
свидетельствующих о том, что помимо самой рабочей нагрузки в реальной трудовой
деятельности на работоспособность определенным образом влияют и неблагоприятные
условия труда, в том числе такие, которые вытекают из характера самой
выполняемой работы. Так, широко известно влияние на работоспособность фактора
монотонности.
Неблагоприятное влияние монотонности на работоспособность
проявляется, естественно, во всех показателях работоспособности. Имеющиеся
данные свидетельствуют о том, что при монотонной работе наблюдается более раннее
появление и объективных, и субъективных признаков снижения работоспособности.
Для того, чтобы избежать утомляемости необходимо делать
каждые 2 часа 15 минутные перерывы, а также желательно стараться более 4 часов
не заниматься одной и той же работой, необходимо менять занятие и обстановку.
5.2
Эргономические условия работы на ПЭВМ
5.2.1
Требования к помещениям для работы с ПЭВМ
Негативное воздействие на человека ПЭВМ
заключается в том, что к концу рабочею дня операторы ощущают головную боль,
резь в глазах, тянущие боли в мышцах шеи, рук, спины, зуд кожи лица. Со
временем это приводит к мигреням, частичной потери зрения, сколиозу, кожным
воспалениям и т.д. У людей, просиживающих у ПЭВМ от 2 до 6 часов в день, резко
возрастают шансы заработать болезнь верхних дыхательных путей, получить
неожиданный инфаркт или инсульт. Результаты показали, что наиболее
"рискующими" пользователями ПЭВМ являются дети и беременные женщины
СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03 [38].
Санитарно-гигиенические требования к помещениям для эксплуатации
ПЭВМ согласно СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03 следующие: рабочие места с ПЭВМ
требуется располагать во всех помещениях, кроме подвальных, с окнами,
выходящими на север и северо-восток. В зависимости от ориентации окон
рекомендуется следующая окраска стен и пола помещения:
окна ориентированы на юг - стены зеленовато-голубого или
светло-голубого цвета, пол - зеленый;
окна ориентированы на север - стены светло-оранжевого или
оранжево-желтого цвета, пол - красновато-оранжевый;
окна ориентированы на восток и запад - стены желто-зеленого
цвета, пол зеленый или красновато-оранжевый.
Пол помещения должен быть ровный, антистатический. Отделка
помещения полимерными материалами производится только с разрешения
Госсанэпиднадзора. В помещении должны быть медицинская аптечка и углекислый
огнетушитель. Расстояние между боковыми поверхностями мониторов - не менее 1,2
м. Оконные проемы должны иметь регулирующие устройства (жалюзи, занавески).
Компьютер нужно установить так, чтобы на экран не падал прямой свет (иначе
экран будет отсвечивать, что является вредным для экрана). Оптимальное
положение на работе - боком к окну, желательно левым.
5.2.2 Общие
требования к организации и оборудованию рабочих мест пользователей ПЭВМ
Конструкция рабочего стола обеспечивает
оптимальное размещение на рабочей поверхности используемого оборудования.
Высота рабочей поверхности стола составляет 725 мм. Модульными размерами
рабочей поверхности стола для ПЭВМ, на основании которых должны рассчитываться
конструктивные размеры, следует считать: ширину 800, 1000, 1200 и 1400 мм,
глубину 800 и 1000 мм при нерегулируемой его высоте. Рабочий стол должен иметь
пространство для ног высотой не менее 600 мм, шириной - не менее 500 мм,
глубиной на уровне колен - не менее 450 мм и на уровне вытянутых ног - не менее
650 мм. Конструкция рабочего стола поддерживает рациональную рабочую позу при
работе с ПЭВМ, позволяет изменить позу с целью снижения статистического
направления мышц шейно-плечевой области и спины для предупреждения утомления.
Конструкция рабочего стула должна обеспечивать:
ширину и глубину поверхности сиденья не
менее 400 мм;
поверхность сиденья с закруглённым
передним краем;
регулировку высоты поверхности сиденья в
пределах 400-550 мм и углам наклона вперед до 15° и назад до 5°;
высоту опорной поверхности спинки 30±20
мм, ширину - не менее 380 мм и радиус кривизны горизонтальной плоскости - 400
мм;
угол наклона спинки в вертикальной
плоскости в пределах ±30°;
стационарные или съёмные подлокотники
длиной не менее 250 мм и шириной - 50-70 мм;
регулировку подлокотников по высоте над
сиденьем в пределах 230±30 мм и внутреннего расстояния между подлокотниками в
пределах 350-500 мм.
Рабочее место пользователя ПЭВМ следует
оборудовать подставкой для ног, имеющей ширину не менее 300 мм, глубину не
менее 400 мм, регулировку по высоте в пределах до 150 мм и по углу наклона
опорной поверхности подставки до 20°. Поверхность подставки должна быть
рифленой и иметь по переднему краю бортик высотой 10 мм.
Клавиатуру следует располагать на
поверхности стола на расстоянии 100-300 мм от края, обращённого к пользователю,
или на специальной, регулируемой по высоте рабочей поверхности, отделённой от
основной столешницы.
К работе с ПЭВМ допускаются лица,
прошедшие предварительный и периодический медицинский осмотр, проверку знаний
на третью группу допуска по электробезопасности, изучившие инструкцию и
расписавшиеся в "Журнале инструктажа по правилам охраны труда на рабочем
месте". Для обеспечения оптимальной работоспособности, сохранения здоровья
пользователей ЭВМ на протяжении смены устанавливается следующий регламент
работ: для преподавателей, сотрудников, студентов (старших курсов)
непосредственная работа не более двух часов с обязательным перерывом не менее
20 минут, общая продолжительность работы - не более 4-х часов в день. Основные
требования к организации рабочего места показаны на рисунок 5.2.
Рисунок 5.2 - Основные требования к организации рабочего
места
5.2.3 Режим
труда и отдыха при работе с ПЭВМ
Согласно СанПиНу режимы труда и отдыха при
работе с ВДТ и ПЭВМ зависит от вида и категории трудовой деятельности. При этом
виды трудовой деятельности делят на три группы (А, Б и В). К группе А относят
работы по считыванию информации с экрана ВДТ с предварительным запросом; Б -
работа по вводу информации; В - творческая работа в режиме диалога с ЭВМ. Для
указанных видов трудовой деятельности устанавливаются три категории (I, II и
III) тяжести и напряженности работы с ВДТ и ПЭВМ. Например, для группы А
категории I-III определяются по суммарному числу считываемых знаков за рабочую
смену, но не более 60000 знаков за смену (СанПиН 2.2.4.548-96).
Для обеспечения оптимальной
работоспособности и сохранения здоровья профессиональных пользователей должны
устанавливаться регламентированные перерывы в течение рабочей смены. После
каждого часа работы за компьютером следует делать перерыв на 5-10 минут. Глаза
начинают уставать уже через час после непрерывной работы с компьютером.
Снимать утомление глаз можно даже во время
работы в течение нескольких секунд поворачивая ими по часовой стрелке и
обратно. Это следует чередовать с легкими гимнастическими упражнениями для
всего тела. Ежедневная работа высокой интенсивности и с нервно-эмоциональным
напряжением по 12 и более часов не допускается.
Заключение
В результате исследования явления ролловера
установлено что:
. Увеличение внешнего теплового потока сокращает время до
начала процесса ролловера.
2. В математическом моделировании ролловера
существенную роль играют механизмы конвективного тепло - и массообмена, прямые
и перекрестные процессы диффузионного переноса теплоты и массы, однако для
практики необходимы общие методики позволяющие оценить степень опасности
возникновения ролловера в целом.
3. Данные анализа коэффициента устойчивости (Rs)
показывают, что условия хранения существенно зависят от взаимодействующих слоев
на границе раздела и имеют пять областей характерных режимов устойчивости
Рекомендации по условиям хранения сжиженного
природного газа
Резервуар необходимо оснащать системой рециркуляции с использованием
насосов, а налив продукта должен быть организован предпочтительно таким
образом, чтобы более тяжелый продукт образовывал верхний слой и смешение фаз,
происходило за счет естественной гравитации.
Конструкция резервуара должна предусматривать системы
верхнего и нижнего налива, а также средства контроля плотности и температуры на
разных уровнях.
Должна предусматриваться многоуровневая защита резервуара от
превышения внутреннего избыточного давления газовой фазы, обеспечивающая сброс
газа в атмосферу или на факел.
Список
использованных источников
1.
Сорокин А.Р., Черняк Л.М. Сжиженный метан за рубежом. - М. "Недра",
1965. - 135 с.
2.
<#"869185.files/image034.gif">1 Schematic of LNG storage tank
equations:
The change in composition and temperature of LNG in each
layer can be estimated by applying material and energy balance to the
individual layers. The model gives flexibility of choosing any number of
species up to a maximum of 10. It is assumed that there is no accumulation of
mass in the film layer and LNG in the film region is in thermodynamic
equilibrium with evolving vapours. Representative material and energy balance
equations are discussed for lower layer and upper layer in this section.
Material balance:
Lower layer:
()layer:
(2)
the above equation (Eq.1) for lower layer, the rate of change in
composition of species i is evaluated by considering molar flow rate of species
i from cargo to lower layer of the tank (in case of bottom filling), and mass
transfer flux between lower and upper layers. Material balance for upper layer
is written in a similar fashion as for lower layer (Eq.1) with the only
additional term for molar flow rate of evaporation from upper layer to the
vapour space, which is also called boil-off. Molar evaporation rate from the
top surface is,
()
fQ
is the fraction of total heat transmitted to the vapour space, which is
returned to liquid and is assumed to be 95% [43].
()of liquid and vapour phase is correlated in terms of
temperature from which specific heat can be estimated. Correlations for
enthalpy of liquid and vapour phase are obtained from The Natural Gas Industry textbook
by Medici [46].recirculation liquid flow rate between upper layer and the film,
R 
, can be evaluated as,
()
of LNG is calculated from average density and average molecular
weight of LNG in the respective layers. Density of LNG is calculated using
Klosek McKinley correlation (Klosek and McKinley 1968; Boyle 1972) which
incorporates the dependence upon temperature and composition of LNG and is represented
as,
()
molar volume, Vi, depends upon temperature and
this dependence is obtained from molar volume tabulation for various species
reported in Boyle [48]. Vm is the molar volume for methane. The correction
factor, CK, is a function of temperature and molecular weight
of the mixture and this functionality is also obtained from the tabulation
reported in Boyle [48].of species in the vapourizing film can be estimated by
applying Raoult’s law and can be written as,
()
addition to lower layer and upper layer, material balance is also
applied to the film region, which is assumed to be in equilibrium with evolving
vapours, to estimate the composition of LNG in the film
()
composition of LNG in the film is later used to estimate average
molecular weight and enthalpy of LNG in the film region.
Energy balance
Lower layer:
()
layer:
()
rate of change in heat content of the lower layer is calculated by
considering the rate of heat coming in from cargo to lower layer (in case of
bottom filling), the rate of heat transferred from the bottom of the tank, the
rate of heat transferred from the side walls of the tank and the rate of heat
transfer between lower and upper layers., the rate of change in heat content of
upper layer can be calculated by incorporating rate of heat transfer from cargo
to upper layer (in case of top filling), fraction of total heat returned from
vapour space to upper layer, rate of heat transfer from side walls and the rate
of heat transfer between lower and upper layers. Specific heat of LNG in lower
and upper layer is calculated from enthalpy correlations taken from Medici
[46].and mass transfer rates between the stratified layers are traditionally estimated
from the empirical correlations. The empirical correlation of Globe and Dropkin
[45] is more appropriate to estimate heat transfer coefficients in this work,
as it was proposed for heat transfer between the two horizontal plates heated
from below and can be expressed as,
()
proportionality constant in the above correlation is quite
significant, as Heestand et al. [43] reported that the time to rollover is
sensitive to this parameter. We will address the issue of sensitivity later in
this article.turbulent conditions inside the tank, mass transfer coefficient
can be obtained from:
()
temperature of LNG in the film region is estimated from the
saturation pressure, in order to match vapour pressure to the tank pressure.
Stratification forecast:
In the lumped parameter model, overall mass balance equations can
be incorporated along with material balance and energy balance equations, in
order to evaluate layer thickness of each layer. The evolution of an individual
layer is strictly based on initial stratification and operating conditions.
M
()
M
()
()
evolution of lower layer is estimated from molar flow rate from
cargo to lower layer (in case of bottom filling) and mass transfer rate between
two layers, whereas for upper layer there is an additional term of mass lost
due to boil-off. The thickness of vapour space is estimated from total height
of the tank and lower and upper layer thickness.
Preferential boil-off
LNG is mainly comprised of methane, ethane, propane, and butane
with the traces of nitrogen. The boiling points of these species vary considerably
with nitrogen boiling preferentially followed by lighter hydrocarbons. The
lumped parameter model incorporates preferential boil-off of more volatile
species using vapour liquid equilibrium. The saturation pressure of individual
species is obtained from Antoine equation, which is represented as,
()
, Psat is saturation pressure in bar a, T is
temperature in K, and AA, BA and CA are
Antoine constants, which can be obtained from the literature. The Antoine
constants for the main constituents of LNG are tabulated in Table 1.
1constants for major constituent of LNG
|
AA
|
BA
|
CA
|
|
Methane
|
3.9895
|
443.028
|
-0.42
|
|
Ethane
|
4.50706
|
791.3
|
-6.422
|
|
Propane
|
4.01158
|
834.26
|
-22.763
|
|
Butane
|
4.70812
|
1200.475
|
-13.013
|
|
Nitrogen
|
3.7362
|
264.651
|
-6.788
|
Antoine equation estimates the highest saturation pressure
for nitrogen followed by methane, ethane, propane and butane. The saturation
pressure estimated by Antoine equation is used in Eq. (5) to calculate vapour
composition in the film, which is then used to estimate boil-off rate.
The model results:
In this section, the lumped parameter model is applied to the
two case studies namely La-Spezia, Italy [25] and Partington, UK [39], where
rollover incidents occurred and which are well documented in the literature.
The model predictions are subjected to various operating parameters and initial
conditions for temperature, composition and level of stratified layers of the
storage tank. Various heat leakage rates from bottom, top and sidewalls to
lower and upper layer and physical properties of LNG such as thermal
conductivity, thermal diffusivity and kinematic viscosity also contribute
towards predicting time to rollover.
Sarsten [25] reported La Spezia rollover incident elaborating
the filling operation of tank, composition of LNG in cargo and heel, various
operating conditions inside the tank such as tank pressure. The composition of
LNG in lower and upper layer, used in this work is summarised in following
table, where hydrocarbon chains up to n butane are considered.
2
Various operating parameters for the stratified layers inside
the tank that are used in this work to predict time to rollover are tabulated
here.
|
Composition (mole %)
|
Lower layer
|
Upper layer
|
|
Methane
|
62.3
|
63.6
|
|
Ethane
|
21.8
|
24.2
|
|
Propane
|
12.7
|
9.4
|
|
Butane
|
3.2
|
2.5
|
|
Nitrogen
|
0
|
0.3
|
|
Tank pressure (bar a)
|
1.12
|
1.04
|
|
Temperature (K)
|
118.998
|
116.712
|
should be noted that temperature of the stratified layers of
LNG inside the tank are not reported by Sartsen [25] and hence, temperature of
the stratified layers, as reported in Table 2, is estimated from the vapour
pressure (using Antoine equation) inside the tank and composition of LNG, in
order to match the vapour pressure of LNG and the tank pressure. Various
physical properties and heat leakage rates are tabulated in Table 3.
3
Physical properties and heat leakage rate considered for La
Spezia case study
|
Physical properties
|
|
Thermal conductivity (W/m/K)
|
0.185
|
|
Thermal diffusivity (m2/s)
|
1.267 x 10-7
|
|
Kinematic viscosity (m2/s)
|
2.787 X 10-7
|
|
Heat leakage rate (W/ m2)
|
|
Bottom
|
20
|
|
Side walls
|
6.94
|
|
Top
|
15.77
|
tank is bottom filled at the rate of 0.72 m3/s and
filling time was about 13 hrs. Tank diameter is 49 m and tank height is 26.77
m. The initial depths of lower layer and upper layer, before filling started,
were 1.3716 m and 5.029 m, respectively. The tank is kept at the constant
atmospheric pressure of 1.01325 bar a. Based upon the above operating
parameters and physical properties, the model can be executed for the specified
time and the evolution of various parameters can be predicted, as discussed
below.
Evolution of density
The density profiles of lower layer and upper layer,
predicted using the lumped parameter model are shown in Fig 2. Density of the
lower layer, as represented by solid line, decreases with time, whereas that of
upper layer, as represented by dashed line, increases with time due to heat and
mass transfer between the stratified layers and boil-off from the upper layer.
Densities of the stratified layers eventually attain a uniform value. Density
equalization is the criterion for prediction of rollover using the lumped
parameter model. It can be seen that rollover occurs at about 31 h and 37
minutes, which is in a good agreement with the reported value of Sartsten [25]
and predictions by Heestand et al. [43].
2 The density profile of lower and upper layer of
LNG obtained using the lumped parameter model is plotted against time.
of temperature
The temperature profile of LNG in the lower and upper layers
obtained using the lumped parameter model is shown in Fig.3. It can be seen
that temperature of lower layer decreases with time and that of upper layer
increases with time. Although, the bottom layer is getting significant energy
through heat leakage from the bottom and side walls, there is considerable heat
transfer between the stratified layers. It can also be seen that there exists a
temperature gradient between the two layers, even just before rollover, which
contributes to the higher boil-off rate at the time of rollover. Thus, the
magnitude of severity of rollover due to higher boil-off rate is subjected to
the temperature gradient, just before the rollover. After rollover, the two
layers mix with each other and attain an average temperature.
3 Temperature profile of lower and upper layer of
LNG obtained using the lumped parameter model is plotted against time.
Evolution of boil-off rate
Boil-off rate predicted using the lumped parameter model is
plotted against time, as shown in Fig.4. It can be seen that boil-off rate
peaks at the time of rollover. A peak in boil-off rate is due to the
temperature gradient at the time of density equalisation. The temperature of
LNG in the upper layer increases by almost 0.5 K after the rollover event
increasing boil-off rate. The present model predicts the boil-off rate until
the occurrence of rollover correctly, which is about 40 kgmol/hr and is in very
good agreement with 1000 kg/hr (about 43 kgmol/hr) as reported for the La
Spezia incident [25]. However, it should be noted that the exact extent of boil-off
rate at the time of rollover can not be predicted due to instantaneous nature
of the rollover event, as reported by Heestand et al. [43]. For the La Spezia
incident, Sarsten [25] reported that 300,000 lbs of LNG vapour lost during 1.25
hrs of rollover event, which is equivalent of 100,000 kg/hr. Thus, boil-off
rate was about 100 times higher than that just before rollover. We can
correctly predict the time to rollover, but the extent of boil-off rate at the
time of rollover is far form quantitative prediction.
4 Boil of rate obtained using the lumped
parameter model is plotted against time
Evolution of tank pressure
In the present work, rollover predictions are based upon
constant tank pressure of 1.01325 bar a.composition and temperature of LNG at
the top surface varies continuously due to boil-off rate and heat and mass
transfer between the stratified layers. The change in vapour pressure due to
above dynamic conditions is plotted in Fig.5. It can be seen that vapour
pressure increases slightly due to the increase in boil-off rate until just
before rollover. At the time of rollover, boil-off rate increases rapidly due
to which tank pressure also increases significantly. The change in the
saturation pressure due to boil-off can
be estimated by the correlation reported by [47], which can
be represented as,
Boiloff rate = 0.0082 x D
(17)
rate is in lbs/hr/ft2 and ∆Ps is
supersaturation pressure in inches of water. At the time of rollover, tank
pressure estimated using the above correlation matches well with the reported
value of the tank pressure by Sarsten [25].
5 The change in tank pressure obtained using the lumped parameter
model is plotted against time
Evolution of LNG level
The tank filling can be captured using the lumped parameter model.
In Fig.6, the evolution of the total height of LNG in the tank due to bottom
filling of the tank is shown. It can be seen that the level of LNG reached 24 m
during 13 hrs filling operation and remained the same thereafter until rollover
occurred at about 31 hrs.
6 The evolution of LNG level obtained using the lumped parameter
model is plotted against time