|
|
Транспорт на компресиран природен газ (CNG) - алтернатива пред технологията за втечняване (LNG)
Природния газ се превръща в един от най-важните енергийни ресурси през 21 век. Прогнозите показват, че до 2020 година неговият дял в световната енергийна консумация ще достигне до 40 %, ако ръстът му в енергийния баланс се запази. В момента природния газ се доставя до потребителите най-вече по тръбопроводи, както и под формата на втечнен газ (LNG). Тръбопроводните системи са подходящи и икономически обосновани за транспорт на газа по суша, но поради географските характеристики на дадени райони се налага пресичането и на водни басейни. В такива случай този вид пренос става труден от техническа гледна точка и понякога необосновано скъп, особено при по-големи водни дълбочини, какъвто е случая с Черно море (на участъци дълбочината на водния стълб достига 2200 м). Технологията за втечняване е ефективна за воден транспорт при дълги разстояния (повече от 4500 км.), нейният дял в световният пренос е около 25%, но употребата й изисква твърде високи инвестиции в даден район и то комбинирани с наличието на достатъчно голямо количество природен газ поддържан в резервоари за съхранение. Технологията за компресиране на природен газ (CNG) предоставя ефективно и сравнително евтино решение за пренос на по-къси разстояния. Целта й е разработване на икономически изгодно и надеждно решение за воден транспорт, когато тръбопроводите и LNG са твърде скъпи и необосновани технически. От технологична гледна точка CNG е лесно изпълним метод, а изискванията към съоръженията и инфраструктурата са сравнително по-ниски. При разстояния до 4000 километра. с тази технология може да се доставя газ с цена от 0,03 до 0,08 долара за м3, за сравнение при втечняване на газа цената е от 0,05 до 0,09 долара за м3 в зависимост от реалното разстояние. При по-големи дистанции (над 4000 км.) двете технологии се доближават като транспортни разходи. В този случай главна роля за избора на метода играе значително по- големите обеми на резервоарите за съхранение и пренос CNG пред тези за LNG.
Въведение - Консумацията на природен газ се увеличава с постоянни темпове, което превръща този екологичен ресурс в един от най-важните енергийни източници осигуряващи устойчивост в енергетиката. През 2009 година световната консумация на природен газ възлизаше на 2,93 трилиона (x1012) кубически метра, ръста в сравнение с предходната година е бил 3 %. За последният Век потреблението е нараснало с почти 25 %. До 2020 година делът на природният газ в световния пазар на енергия се очаква да достигне 40 %. Според специалистите, това се дължи на повишената консумация на електрическа енергия и ролята на природния газ в генерирането й, в световен мащаб. По ниските емисии на въглеродни окиси в сравнение с въглищата и течните горива, както и понижените нива на изхвърляните с димните газове азотни окиси и твърди частици, правят природният газ екологично гориво. Въпреки тези предимства, все още голяма роля играе цената на произвежданата енергия от него, а тя е с 50 % по-ниска в сравнение с генерирането на същото количество от гориво като въглищата. Тези фактори оказват много голямо влияние върху дългосрочните прогнози за консумацията на природна газ в бъдеще, а повишението на консумацията за генериране на енергия в САЩ се очаква от 0,15 трилиона кубически метра през 2000 година да достигне 0,27 трилиона м3 през 2020 година, това е ръст от 80 % в рамките само на 20 години. Подобен модел на развитие се наблюдава и в останалите развиващи се райони на света. Повишаващото се търсене на природен газ и същевременното свиване на пазарният дял на наличните горива (въглища и нефт) води до така нареченият недостиг, породен от невъзможността за покриване на желаните доставки на тази суровина. В съответствие с тези пазарни условия и новоразкритите отдалечени газови находища, транспортът на газа от хранилища намиращи се във водни басейни и преноса по морски пътища предизвиква нови интереси за инвеститорския пазар. Сегашните методи за транспорт и пренос на газ в по-голяма част се ограничават с тръбопроводен транспорт, заемащ 75 % от този дял, и LNG технологията. Тръбопроводите са разумно решение за сухоземен транспорт, при прекосяване на воден басейн обаче в зависимост от дълбочината му и разстоянието което трябва да бъде преодоляно, тръбопроводите стават икономически неизгодни и необосновани. В такива случай технологията за втечняване минава на преден план, но за нейната реализация и икономическа ефективност са важни няколко фактора. Поради значителните инвестиции които трябва да се направят в такъв проект, най-важно е осигуряването на достатъчни запаси от природен газ (находище или газово хранилище) в близост до завода за втечняване и регазификация на брега. Икономическото условие за изграждането на нов терминал за LNG е потребление от около 10 до 30 милиона (х106) кубически метра на ден. За тази цел потребителят трябва да притежава инсталирани мощности от 5000 MW, това значително ограничава пазара на потенциални клиенти. Задоволяването на потреблението за по-малки потребители и обезпечаване на рентабилност на добива от малките находища на природен газ са двете основни цели на технологията за транспорт на компресиран газ. CNG може да се използва при добиването и транспорта на газа от малки залежи или полу-изчерпани газови находища със сравнително малък дебит. Технологията може лесно да се използва за снабдяване на промишлени или битови обекти. За сега няма осъществена мащабна разработка в тази насока, но проекти като „ДЕВЕНЦИ”, в близост до община Червен бряг показват , че технологията е достатъчно развита и ефективна. Компресираният природен газ (CNG) - като технология за транспортиране на е нова, но едва сега се апробира успешно. Ранните опити за комерсиализиране на идеята през 1960 г. срещат технически затруднения, и заедно с твърде високата първоначална инвестиция са обречени на предсказуем провал. С развитието на технологията и материалознанието както и откритите така наречените „неизползваеми“ находища с малък капацитет и запаси, събуди завиден интерес към CNG технологиите. Една от първите компании предложили технологията, още през 1990 година, е “Cran & Stennings Technology” Inc. Те предлагат концепция “Coselle™”, за намаляване на технологичните разходи по акумулиране и съхранение на газа. Целта била постигната чрез изграждане на пакет от спираловидно навита тръба с диаметър от 168 mm и обща дължина около 17 кm. При този метод се поддържа налягане от около 220 bar. Подобни решения, с различия в конструктивната част, са предложени и от “Trans Ocean Gas”, “Canadian enterprise” и “Knutsen O.A.S Shipping of Norway”.
Фиг. 1 Разрез на пакет тип: “Coselle”
Друга концепция за съхранение е предложена от “EnerSea Transport LLC”. Разработката се нарича “VOTRANS™”, идеята й включва компресирането и последващо намаляване температурата на газа с цел намаляване на обема. В доклада представяме методи за оптимизиране на технологията CNG, използвайки за основа концепцията разработена от “EnerSea Transpot LLC” и изхождайки от развитието на криогенните технологиите и оптимизиране на икономически интереси. Техноогически охладен CNG - Технологията е относително проста - природен газ бива компресиран и охладен с цел намаляване на неговият обем. След което посредством специални транспортни средства: най-вече кораби, оборудвани със система за съхранение, състояща се от групирани контейнери (хоризонтални или вертикални), газът бива транспортиран до потребителите. Технологията може да бъде разделена на три основни етапа: компресиране, охлаждане и транспорт, като транспортирането включва товаренето, пътуването и процеса на разтоварване.
Компресиране на природен газ - За целта на разработката използваме примерен обем от 100 000 м3. Налягането и температурата на съхранение са подбрани така, че газът да е с докритични параметри, за да избегнем втечняването му. Използваният газ по състав е близък до руският природен газ и е с относителна плътност (към въздуха) от 0.56; критично налягане – 4.6MPa и критична температура 190К. Първоначалното му налягане от което започва компресирането е 55 bar, а температура е около 15 0С. Сравнението е направено с три температури за съхранение: (минус 20)0С, (минус 30)0С и (минус 40)0С. Използвайки закона за състоянието на реални газове са пресметнати съответните обеми на съхранен газ в резервоари за съответните температури при различни налягания.
Фиг.2 Съхранен обем газ в зависимост от температура и налягане
От фигурата става ясно, че опити за оптимизиране на процеса на пренос на газа, базирани на налягане над 250 бара са безполезни. Комбинациите от налягане и температури които да са по ефективни от останалите, зависят най-вече от температурата. При минус 40 градуса и налягане 250 бара се транспортира най-много газ, както се вижда и от фигурата. За определянето на необходимата мощност за компресиране са избрани бутални компресори, заради по-високата им степен на компресия и техният висок К.П.Д. (75 – 85%). Газът ще се компресира до 180 bar, с дебит от 14 милиона кубически метра за ден (млн. m3/d). Коефициента на компресия “r” е в граници от 1,42 до 2,58. Изчислението на необходимата мощност, в конски сили, се прави по следната формула:
В таблица 1 е показана необходимата мощност (в конски сили) за компресиране на съответното количество газ до налягане
Табл. 1
Температурата на газа след компресора зависи от типа на охладителното устройство. При въздушен тип температурата е около 40 0С, ако използваме морска вода за охлаждане тази температура може да се понижи до около 15 0С. Приемаме, че оперативните разходи (производствени и др.) остават постоянни и при двата типа охлаждане. При средна цена на ел. енергията от 0,025 лв/kWh, годишните разходи възлизат на 164 лв. за инсталиране на 1 HP. Средните разходи за поддръжка, включително резервни части възлизат на $ 100 000.
Охлаждане на природен газ - Необходимото количество студ за постигане на желаните температури: (-20)0С, (-30) 0С и (-40)0С е изчислено по следните уравнения:
За определяне на реалното количество енергия за процеса на охлаждане е въведен корекционен коефициент “h”, който е в граници от 1,89 до 1,63, в зависимост от това колко стъпален е компресора. За определяне на реалните разходи за охлаждане е въведен и корекционен коефициент “f2” с граници от 1,2 до 1,4. Имайки в предвид тези коефициенти са изчислени необходимото количество енергия и разходите за охлаждането на газа до определените температури.
Табл. 2 - От таблицата се вижда, че финансово най-ефективен е двустъпалният компресор.
Транспортиране на природен газ - Транспортът е финансово перо костващо 85-90 % от общите разходи за CNG. Основната инфраструктура намираща се в даденото пристанище е компресорната станция. Инсталацията за охлаждане е разположена на транспортния кораб, с което се премахва необходимостта от специално оборудване пригодено за охладени флуиди при процеса на товарене. Големината на транспортните кораби зависи само от желаният товарен капацитет. Съхранението на охладеният газ се извършва в специални изолирани контейнери наречени CNG модули, като конструкцията може да е съставена от хоризонтални или вертикални бутилкови инсталации с диаметър 42“, изработени от въглеродна стомана. Разположението зависи от обема на транспортираният газ. За относително малки количества – 20 милиона кубически метра е подходяща вертикалната конструкция. Модулите са топлинно изолирани за намаляване на въздействието на външната температура. Процеса на разтоварване се извършва чрез изместващ флуид, най-често етилен-гликолов разтвор, като това може да става и директно от кораба. Кораб снабден с инсталация за охлаждане и разтоварване има стойност около $230 милиона. Броя на корабите необходими за покриването на определена дистанция зависи от скоростта на товарене, транспортното разстояние и необходимото време за завършване на пълен цикъл от товарене, транспорт, разтоварване и връщане в отправната точка.
Разходи - За целите на изследването е направен икономически анализ при различни налягания и температури на съхранение, както и редица дистанции за транспорт. Критерия по който е направена оценката е възможно най-ниски разходи за предварително определеният обем на 7 транспортирания газ. В сметката са включени разходите за компресиране и охлаждане, както и цената на кораби оборудвани със система за съхранение тип: CNG модул. Дебитът на разтоварване е приет 28 млн. m3/d. В таблица 3 са показани оптималните разходи в $ за Mm3 (х 106), заедно с оптималното налягане и стандартен обем за определена температура. Резултатите са за компресор с охладител от въздушен тип. При използването на водно охлаждане, със запазване на основните разходи, се наблюдава увеличение на цената с около 0,01 $/Мm3, това отговаря на оскъпяване на всеки курс с 8 000 $ до 12 000 $.
Табл.3
Сравнение CNG – LNG - За сравнението са използвани транспортни кораби с един и същ полезен товарен обем, като в случая показателя по който е извършена оценката е обема (стандартен) на транспортираното гориво при двата метода. При тези начални условия LNG има капацитет от 0,06 милиарда кубически метра транспортиран газ, съответно CNG – 0,03 милиарда кубически метра. На база само на това сравнение не можем да направим основно заключение, необходимо е провеждането на обстойна икономическа проверка на необходимите капиталовложения и производствени разходи за двата метода. Минимално икономическо изискване за стартирането на проект по технологията LNG е потребление от 14 – 20 милиона куб. метра газ на ден. Практически стандартна централа за LNG с мощност 3 милиона метрични тона за година (MMTPA) се нуждае от дневен дебит – 11 до 12 милиона куб. метра газ. Това отговаря на добив от 0,23 трилиона куб. метра за 20 годишен период на икономически живот на проекта, зависейки и от количеството на добития кондензат. CNG от друга страна няма такива високи изисквания по отношение на добива на газ. Изтощените газови находища и такива залежи с ограничени запаси са икономически изгодни и приложими за този тип решение. Най-голямо капиталовложение при LNG се прави в инсталацията за втечняване, почти 50 % от необходимата първоначална инвестиция. Взимайки в предвид и необходимата средна стойност на капиталовложението от $ 200 за инсталирана мощност от 1 тон втечнен газ за година, за проект с дневен дебит от 14 милиона кубически метра (0,11 милиона тона годишно) са необходими $ 750 милиона. За сравнение CNG проект включващ компресорна станция, съоръжения за товарене, тръбопроводи и система за съхранение струва около $ 30 – 40 милиона за същите количества газ. Значително по-ниската инвестиционна цена и сравнително по-опростената технология допринасят за значителният интерес към този тип проекти в инвестиционното планиране и проектиране. При CNG основно капиталовложение се явява транспортните средства. Цената достига $ 230 милиона за кораб, в сравнение с $ 160 милиона при LNG. Камионите с които може да се транспортира компресираният газ достигат цена от около 200 000 евро. При транспорт с кораби инвестиция за CNG възлиза на $ 1 – 2 милиарда в зависимост от необходимата бройка обслужващи кораби. За LNG инвестицията е в рамките на $ 1,5 – 2,5 милиард в зависимост от пазарните особености и броя кораби. На Фигура 3 е показано разпределението на инвестициите за примерни проекти LNG и CNG.
Фиг.3 Разпределение на финансовите инвестиции при LNG и CNG
От фигурата ясно се вижда основното предимство на CNG – основната част от капиталовложенията са във вид на транспортното средство – танкери или камиони. Това значително понижава инвестиционният риск, поради възможността за възстановяване на голямата част от вложените средства чрез преструктуриране или продажба на тези съоръжения. Следващата стъпка в изследването е определяне и сравнение на общите разходи за пълен транспортен цикъл. При LNG основният цикъл включва: разработка на находище и добив – 0,018 до 0,035 $/m3; втечняване – 0,028 до 0,042 $/m3; регазификация и съхранение – 0,011 до 0,018 $/m3. Транспортът е във функционална зависимост от дистанция и различните такси, взимайки в предвид тези фактори цената варира от 0,014 до 0,053 $/m за разстояния от 800 до 8000 километра. Всички разходи взети заедно сформират обща цена от 0,071 до 0,149$/m3 за представените разстояния. При CNG основният цикъл включва: разработка на находище и добив – 0,018 до 0,035 $/m3; обработка и транспорт – 0,018 до 0,035 $/m3 за същата дистанция. Общата цена е от 0,049 до 0,171 $/m3. Вземайки себестойност на газа – 0,027 $/m3, цена за втечняване – 0,035 $/m3 и цена за регазификация – 0,014 $/m3 е създадена таблица 5 показваща общата цена за различни разстояния при LNG.
Табл. 5
На следващата таблица е сравнена цената на CNG и LNG.
Табл. 6
Фиг.3 - Графична зависимост: обща цена – транспортна дистанция
От таблица 6 и фигура 3 се вижда, че за разстояния до 4000 км доставената цена на CNG е по изгодна от тази на LNG. Над това разстояние CNG става неефективен метод поради значителните капиталовложения в кораби за покриване на по-дълги дестинации. Още един важен фактор при избора между двете технологии е необходимото техническо време за реализация на проекта за изграждане на дадена централа. Обикновено за реализацията на средностатистически LNG обект, от фаза на проект до първа доставка, са необходими от 4 до 5 години. За сравнение при CNG това време е сведено до 30 – 36 месеца. Реално технологията CNG е атрактивна за бърза реализация и „осребряване“ на малки резерви и залежи, които не отговарят на условията за тръбопроводен транспорт или транспорт на втечнен газ. От изследването става ясно, че има място за съревнование между двете технически решения за транспорт на газа. LNG е силна при транспорт на големи количества и дълги разстояния, но при по-малки или полуизчерпани резерви, както и при условия на „свит“ пазар, CNG става значително по-атрактивен вариант за транспорт.
Пазарни възможности - Какъв е потенциалът за реализация на CNG в условия на разрастване на LNG проектите, които така или иначе внасят напрежение в свитият пазар на изчерпващите се, но с нарастващо търсене ресурси на природен газ. Както установихме по-рано, CNG е ефективен метод за транспорт при разстояние до 4000 километра следователно на фигура 4 са показани регионите в света, където има потенциал за развитие на тази технология. Те включват Северна Америка, Азия и Европа. Отчитайки себестойност на газа към момента и възможността на LNG за пренос на по-големи обеми, LNG бива предпочитан за транспорт между: Индонезия, Нигерия, САЩ, Япония и Китай. CNG на свой ред е очевидното решение за пренос между: Русия – Япония и Китай, Алжир и Либия - Европа, Канада – североизточното крайбрежие на САЩ. Дори наскоро 11 обявените проекти като Тринидат – САЩ и Венецуела – САЩ могат да бъдат реализирани с CNG вместо LNG.
Фиг.4 Райони с потенциал за развитие на CNG
Друг подход за употреба на CNG е като допълнение към LNG. Компресирането се използва като временно решение за съхраняване на природен газ, които в бъдеще могат да се втечнят. Подобно приложение на технологията значително би ускорило паричният поток и възвръщаемостта на дадения обект, което само по себе си е предпоставка за по нататъшно развитие. CNG също така може да се използва за резервен вариант при незадоволителни икономически резултати от LNG технологията, като осигурява желаната гъвкавост в условия на финансова криза.
Заключение - Технологията CNG е финансово ефективна за воден транспорт на Природен газ и определени случаи на сухоземен транспорт. Необходимите технологични процеси за реализирането й, като компресиране и охлаждане, са постижими със стандартно индустриално оборудване. Корабите и влекачите използвани за преноса са със специалена изработка, но за сметка на цената си предоставят високо ефективен метод за складиране и транспорт на охладен и компресиран газ. Простотата на операциите по товарене и разтоварване предоставят голямо предимство при съхранение при потребителите. 90% от инвестицията е за транспортните съоръжения (трейлери), което означава по-нисък финансов риск. Това дава „гъвкавост“ на активите в случай на незадоволителни икономически резултати. Недостатък е намаленият обем транспортиран газ в сравнение с LNG, до три пъти по малко (при сегашното ниво на развитие на технологията). Основни предимства са ниската цена при дистанции до 4000 km и възможността за използване на технологията при малки обеми на хранилищата. Технологията има поле за развитие в пазарните условия на Черноморската акватория.
Консултации в областта на международните инвестиции, акции, валути (forex), фючърси, облигации, опции, имоти, оптимизация на компании (oптимизация на бизнес) и хеджиране
|
