Průmysl LNG je velmi slibně rostoucím odvětvím pro výrobce armatur po celém světě, ale protože ventily LNG musí splňovat ty nejpřísnější požadavky, představuje nejvyšší úroveň technické výzvy.

Co se nazývá zkapalněný zemní plyn?

Zkapalněný zemní plyn, nebo LNG, je obyčejný zemní plyn, který byl uveden do kapalného stavu ochlazením na -160 ° C. V tomto stavu jde o bezbarvou kapalinu bez zápachu, jejíž hustota je poloviční než hustota vody. Zkapalněný plyn je netoxický, vaří při teplotě -158 ... -163 ° C, sestává z 95% metanu a zbývajících 5% zahrnuje ethan, propan, butan a dusík.

• Prvním z nich je výroba, příprava a přeprava zemního plynu plynovodem do závodu za účelem jeho zkapalnění;
• Druhým je zpracování, zkapalňování zemního plynu a skladování LNG v terminálu.
• Třetím je nakládání LNG do tankerů s plynem a námořní přeprava k zákazníkům
• Za čtvrté - vykládka LNG na přijímacím terminálu, skladování, opětovné zplyňování a dodávka koncovým uživatelům

Technologie zkapalňování plynu.

Jak bylo uvedeno výše, LNG se vyrábí stlačováním a chlazením zemního plynu. Současně objem plynu poklesne téměř 600krát. Tento proces je složitý, vícestupňový a velmi energeticky náročný - náklady na zkapalnění mohou činit asi 25% energie obsažené v konečném produktu. Jinými slovy, musíte spálit jednu tunu LNG, abyste získali další tři.

Po celém světě bylo v různých dobách použito sedm různých technologií pro zkapalňování zemního plynu. V technologii výroby velkých objemů LNG pro export je dnes Air Products lídrem. Jeho procesy AP-SMR ™, AP-C3MR ™ a AP-X ™ tvoří 82% trhu. Konkurentem těchto procesů je technologie Optimized Cascade vyvinutá společností ConocoPhillips.

Současně mají velká zkapalňovací zařízení určená pro vnitřní použití v průmyslových podnicích velký rozvojový potenciál. Rostliny tohoto typu lze již najít v Norsku, Finsku a Rusku.

Kromě toho lze místní závody na LNG široce využívat v Číně, kde se aktivně rozvíjí výroba vozidel s pohonem na LNG. Zavedení malých zařízení by Číně umožnilo rozšířit její již existující dopravní síť LNG.

Spolu se stacionárními systémy se v posledních letech aktivně rozvíjejí plovoucí jednotky na zkapalňování zemního plynu. Plovoucí továrny poskytují přístup k plynovým polím, která nejsou přístupná infrastrukturním zařízením (potrubí, námořní terminály atd.).

Doposud nejambicióznějším projektem v této oblasti je plovoucí platforma LNG, kterou staví společnost Shell vzdálená 25 km. u západního pobřeží Austrálie (spuštění platformy je plánováno na rok 2016).

Uspořádání závodu na LNG

Zařízení na zkapalňování zemního plynu obvykle sestává z:

• jednotky pro předběžnou úpravu a zkapalnění plynu;
• lNG výrobní linky;
• skladovací nádrže;
• zařízení pro nakládku na tankery;
• další služby zajišťující elektřinu a vodu pro chlazení závodu.

Jak to všechno začalo?

V roce 1912 byl postaven první experimentální závod, který však dosud nebyl využíván ke komerčním účelům. Ale již v roce 1941 v Clevelandu (USA) byla poprvé zavedena velkovýroba zkapalněného zemního plynu.

V roce 1959 byla provedena první přeprava zkapalněného zemního plynu ze Spojených států do Velké Británie a Japonska. V roce 1964 byl postaven závod v Alžírsku, odkud začaly pravidelné zásilky tankerů, zejména do Francie, kde začal fungovat první terminál opětovného zplyňování.

V roce 1969 začaly dlouhodobé dodávky ze Spojených států do Japonska a o dva roky později z Libye do Španělska a Itálie. V 70. letech začala výroba LNG v Brunejích a Indonésii, v 80. letech vstoupila na trh LNG Malajsie a Austrálie. V 90. letech se Indonésie stává jedním z hlavních producentů a vývozců LNG v asijsko-pacifickém regionu - 22 milionů tun ročně. 1997 - Katar se stává jedním z vývozců LNG.

Spotřebitelské vlastnosti

Čistý LNG nehoří, sám se nezapaluje ani nevybuchne. V otevřeném prostoru za normálních teplot se LNG vrací do plynného stavu a rychle se mísí se vzduchem. Při odpařování se může zemní plyn vznítit, pokud přijde do styku se zdrojem plamene.

Pro zapálení je nutné mít ve vzduchu koncentraci plynu 5% až 15% (objemově). Pokud je koncentrace nižší než 5%, pak plyn nebude stačit ke spuštění zapalování a pokud je více než 15%, bude ve směsi příliš málo kyslíku. Pro použití podléhá LNG opětovnému zplyňování - odpařování bez přítomnosti vzduchu.

LNG je považována za prioritní nebo důležitou technologii pro dovoz zemního plynu v řadě zemí, včetně Francie, Belgie, Španělska, Jižní Koreje a Spojených států. Největším spotřebitelem LNG je Japonsko, kde je téměř 100% potřeby plynu pokryto dovozem LNG.

Motorové palivo

Od 90. let 20. století se objevily různé projekty využití LNG jako motorového paliva ve vodní, železniční a dokonce i silniční dopravě, nejčastěji s využitím přestavěných benzínových a dieselových motorů.

Existují již skutečné pracovní příklady provozu námořních a říčních plavidel využívajících LNG. V Rusku se zavádí sériová výroba lokomotivy TEM19-001 LNG. V USA a Evropě se objevují projekty na přestavbu nákladních vozidel na LNG. Existuje dokonce i projekt vývoje raketového motoru, který bude jako palivo používat kapalný kyslík LNG +.

CNG motory

Jednou z hlavních výzev spojených s rozvojem trhu se zkapalněným zemním plynem pro odvětví dopravy je zvýšení počtu vozidel a lodí využívajících jako palivo LNG. Hlavní technické problémy v této oblasti souvisejí s vývojem a zdokonalováním různých typů motorů na CNG.

V současné době existují tři technologie pro motory LNG používané pro námořní plavidla: 1) zážehový motor se směsí chudého vzduchu a paliva; 2) dvoupalivový motor se vznětovým motorem a nízkotlakým pracovním plynem; 3) dvoupalivový motor se vznětovým motorem a vysokotlakým pracovním plynem.

Zážehové motory pracují pouze na zemní plyn, zatímco dvoupalivové naftové / plynové motory mohou běžet na naftu, LNG a těžký topný olej. Dnes na tomto trhu existují tři hlavní výrobci: Wärtsila, Rolls-Royce a Mitsubishi Heavy Industries.

V mnoha případech lze stávající dieselové motory přestavět na dvoupalivové naftové / plynové motory. Přestavba stávajících motorů tímto způsobem by mohla být ekonomicky životaschopným řešením přestavby námořních plavidel na LNG.

Když už mluvíme o vývoji motorů pro automobilový průmysl, stojí za zmínku americká společnost Cummins Westport, která vyvinula řadu motorů LNG určených pro těžká nákladní vozidla. V Evropě uvedlo Volvo na trh nový 13litrový dvoupalivový motor poháněný naftou a CNG.

Mezi významné inovace v oblasti motorů na CNG patří motor Compact Compression Ignition (CCI) vyvinutý společností Motiv Engines. Tento motor má řadu výhod, z nichž hlavní je výrazně vyšší tepelná účinnost než u stávajících analogů.

Podle společnosti může tepelná účinnost vyvinutého motoru dosáhnout 50%, zatímco tepelná účinnost tradičních plynových motorů je asi 27%. (Vezmeme-li jako příklad americké ceny pohonných hmot, lze vypočítat, že nákladní vozidlo s dieselovým motorem stojí 0,17 USD za koňskou sílu / hodinu, s tradičním motorem na CNG - 0,14 USD, s motorem CCEI - 0,07 USD).

Je také třeba poznamenat, že stejně jako v případě námořní dopravy lze mnoho vznětových motorů v užitkových vozidlech přestavět na dvoupalivové vznětové motory na CNG.

Země produkující LNG

Podle údajů z roku 2009 byly hlavní země vyrábějící zkapalněný zemní plyn na trhu distribuovány takto:

První místo obsadil Katar (49,4 miliard m³); následuje Malajsie (29,5 miliard m³); Indonésie (26,0 miliard m³); Austrálie (24,2 miliard m³); Alžírsko (20,9 miliard m³). Trinidad a Tobago seznam uzavřeli (19,7 miliard m³).

Hlavními dovozci LNG v roce 2009 byly: Japonsko (85,9 miliard m³); Korejská republika (34,3 miliard m³); Španělsko (27,0 miliard m³); Francie (13,1 miliard m³); USA (12,8 miliard m³); Indie (12,6 miliard m³).

Rusko teprve začíná vstupovat na trh LNG. V současné době v Rusku působí pouze jeden závod na zkapalněný zemní plyn, Sachalin-2 (byl spuštěn v roce 2009, kontrolní podíl patří Gazpromu, Shell má 27,5%, japonský Mitsui a Mitsubishi - 12,5% a 10%). Na konci roku 2015 dosáhla produkce 10,8 milionu tun, což překročilo konstrukční kapacitu o 1,2 milionu tun. V důsledku klesajících cen na globálním trhu se však tržby z vývozu LNG v dolarovém vyjádření meziročně snížily o 13,3% na 4,5 miliardy USD.

Neexistují žádné předpoklady pro zlepšení situace na trhu s plynem: ceny budou i nadále klesat. Do roku 2020 bude ve Spojených státech uvedeno do provozu pět exportních terminálů LNG s celkovou kapacitou 57,8 milionů tun. Na evropském trhu s plynem začne cenová válka.

Novatek se stává druhým významným hráčem na ruském trhu s LNG. Novatek-Yurkharovneftegaz (dceřiná společnost společnosti Novatek) zvítězila v aukci o právo využívat blok Nyakharta v autonomním okruhu Yamalo-Nenets.

Společnost potřebuje blok Nyakharta k rozvoji projektu Arctic LNG (druhý projekt společnosti Novatek se zaměřuje na vývoz zkapalněného zemního plynu, první je Yamal LNG): nachází se v těsné blízkosti pole Yurkharovskoye, které vyvíjí společnost Novatek-Yurkharovneftegaz. Rozloha webu je asi 3 tisíce metrů čtverečních. kilometrů. K 1. lednu 2016 se jeho zásoby odhadovaly na 8,9 milionu tun ropy a 104,2 miliardy kubických metrů plynu.

V březnu společnost zahájila předběžná jednání s potenciálními partnery pro prodej LNG. Vedení společnosti považuje Thajsko za nejslibnější trh.

Přeprava zkapalněného plynu

Dodávka zkapalněného plynu spotřebiteli je velmi složitý a pracný proces. Po zkapalnění plynu v továrnách jde LNG do skladů. Další přeprava se provádí pomocí speciální lodě - přepravci plynu vybavené kryo tanky. Je také možné použití speciálních vozidel. Plyn z dopravců plynu vstupuje do míst zpětného zplyňování a poté je přepravován potrubí .

Cisterny jsou přepravci plynu.

Nosič LNG nebo nosič metanu je účelové plavidlo pro přepravu LNG v cisternách (cisternách). Kromě plynových nádrží jsou tato plavidla vybavena chladicími jednotkami pro chlazení LNG.

Největšími výrobci lodí na přepravu zkapalněného zemního plynu jsou japonská a korejská loděnice: Mitsui, Daewoo, Hyundai, Mitsubishi, Samsung, Kawasaki... Právě v korejských loděnicích byly postaveny více než dvě třetiny světových přepravců plynu. Moderní tankery řady Q-Flex a Q-Max schopné přepravit až 210–266 tis. m3 LNG.

První informace o přepravě zkapalněných plynů po moři sahají do let 1929-1931, kdy společnost Shell dočasně přeměnila tanker „Megara“ na plavidlo pro přepravu zkapalněného plynu a postavila v Holandsku loď „Agnita“ s nosností 4,5 tisíce tun určenou pro současnou přepravu olej, zkapalněný plyn a kyselina sírová. Mušlové tankery pojmenované po mušlích - vyměnil je otec zakladatele společnosti Marcus Samuel

Námořní přeprava zkapalněných plynů zaznamenala široký rozvoj až po skončení druhé světové války. Zpočátku byly lodě používány k přepravě přeměněné z tankerů nebo suchých nákladních lodí. Shromážděné zkušenosti s konstrukcí, konstrukcí a provozem prvních plynových nosičů umožnily přejít k hledání nejziskovějších způsobů přepravy těchto plynů.

Moderní typický tanker LNG (nosič metanu) může přepravit 145-155 tis. m3 zkapalněného plynu, z čehož lze v důsledku opětovného zplyňování získat asi 89-95 mil. m3 zemního plynu. Vzhledem k tomu, že nosiče metanu jsou mimořádně kapitálově náročné, je jejich jednoduchá nepřijatelná. Jsou rychlé a námořní loď přepravující LNG dosahuje 18 až 20 uzlů, ve srovnání se 14 uzly u standardního ropného tankeru.

Kromě toho operace nakládky a vykládky LNG netrvají příliš dlouho (v průměru 12–18 hodin). V případě nehody mají cisternové vozy na zkapalněný zemní plyn konstrukci s dvojitým trupem, která je speciálně navržena tak, aby zabránila netěsnostem a prasknutí. Náklad (LNG) se přepravuje za atmosférického tlaku a teploty -162 ° C ve speciálních tepelně izolovaných nádržích uvnitř vnitřního trupu plynového nosiče.

Systém pro skladování nákladu se skládá z primárního kontejneru nebo zásobníku pro skladování kapaliny, izolační vrstvy, sekundárního ochranného obalu určeného k zabránění úniků a další vrstvy izolace. Pokud je primární nádrž poškozena, sekundární ochranný obal zabrání úniku. Všechny povrchy, které přicházejí do styku s LNG, jsou vyrobeny z materiálů, které jsou odolné vůči extrémně nízkým teplotám.

Proto se jako takové materiály zpravidla používají nerezová ocel, hliník nebo invar (slitina na bázi železa s obsahem niklu 36%).

Charakteristickým rysem nosičů plynu typu Moss, které v současné době tvoří 41% světové flotily nosičů metanu, jsou samonosné kulové nádrže, které jsou obvykle vyrobeny z hliníku a jsou připevněny k trupu lodi límcem podél rovníku nádrže.

57% přepravců LNG používá tříembránové cisternové systémy (systém GazTransport, systém Technigaz a systém CS1). Membránové konstrukce používají mnohem tenčí membránu, která je podporována stěnami skříně. Systém GazTransport zahrnuje primární a sekundární membrány ve formě plochých panelů Invar, zatímco v systému Technigaz je primární membrána vyrobena z vlnité nerezové oceli.

V systému CS1 jsou invarové panely ze systému GazTransport, které fungují jako primární membrána, kombinovány s třívrstvými membránami Technigaz (hliníkový plech vložený mezi dvě vrstvy skleněných vláken) jako sekundární izolace.

Na rozdíl od plavidel na LPG (zkapalněný ropný plyn) nejsou přepravníky plynu vybaveny zařízením na zkapalňování paluby a jejich motory běží na plyn s fluidním ložem. Vzhledem k tomu, že část nákladu (zkapalněný zemní plyn) doplňuje topný olej jako palivo, tankery LNG dorazí do cílového přístavu s jiným množstvím LNG, které bylo naloženo na zkapalňovací zařízení.

Maximální povolená hodnota rychlosti odpařování ve fluidním loži je přibližně 0,15% objemu nákladu za den. Parní turbíny se používají hlavně jako pohonný systém na nosičích metanu. I přes nízkou účinnost paliva lze parní turbíny snadno přizpůsobit pro provoz na plyn s fluidním ložem.

Další jedinečnou vlastností přepravců LNG je to, že obvykle zadržují malou část nákladu, aby před naložením ochladily nádrže na požadovanou teplotu.

Nová generace tankerů LNG se vyznačuje novými funkcemi. Navzdory vyšší kapacitě nákladu (200–250 tis. M3) mají plavidla stejný ponor - dnes je u lodi s objemem nákladu 140 tis. M3 typický ponor 12 metrů kvůli omezením uplatňovaným v Suezském průplavu a ve většině terminálů LNG.

Jejich tělo však bude širší a delší. Síla parních turbín neumožňuje tak velkým lodím dosáhnout dostatečné rychlosti, proto budou používat dvoupalivový vznětový motor na plynový olej vyvinutý v 80. letech. Kromě toho bude mnoho dopravců LNG, na které byly dnes zadávány objednávky, vybaveno jednotkou opětovného zplyňování lodí.

Odpařování plynu u tohoto typu metanového tankeru bude řízeno stejným způsobem jako na lodích pro přepravu zkapalněného ropného plynu (LPG), což zabrání ztrátě nákladu při plavbě.

Trh přepravy zkapalněného plynu

Přeprava LNG je námořní přeprava ze zařízení na zkapalňování plynu do terminálů zpětného zplyňování. V listopadu 2007 bylo na světě 247 tankerů LNG s objemem nákladu přes 30,8 milionů m3. Rozmach obchodu s LNG zajistil plnou zaměstnanost všech lodí v této fázi ve srovnání s polovinou 80. let, kdy bylo 22 lodí nečinných.

Do konce tohoto desetiletí bude navíc uvedeno do provozu asi 100 plavidel. Průměrný věk světové flotily LNG je přibližně sedm let. Věk 110 lodí je čtyři roky nebo méně a věk 35 lodí se pohybuje od pěti do devíti let.

Asi 70 tankerů je v provozu 20 a více let. Stále však mají před sebou dlouhou životnost, protože tankery LNG mají díky svým vlastnostem odolným proti korozi obvykle životnost 40 let. Mezi nimi je až 23 tankerů (malá stará plavidla obsluhující středomořský obchod s LNG), které budou v příštích třech letech nahrazeny nebo významně modernizovány.

Z 247 tankerů, které jsou v současné době v provozu, více než 120 slouží Japonsku, Jižní Koreji a čínskému Tchaj-peji, 80 - Evropě a zbytku plavidel - Severní Americe. V posledních několika letech došlo k fenomenálnímu nárůstu počtu lodí obsluhujících komerční provoz v Evropě a Severní Americe, zatímco na Dálném východě došlo k mírnému nárůstu kvůli stagnující poptávce v Japonsku.

Zpětné zplyňování zkapalněného zemního plynu

Po dodávce zemního plynu na místo určení probíhá proces jeho opětovného zplyňování, tj. Transformace z kapalného stavu zpět do plynného.

Cisterna dodává LNG do speciálních terminálů pro zpětné zplyňování, které se skládají z kotviště, vypouštěcího stojanu, skladovacích nádrží, odpařovacího systému, zařízení na zpracování odpařovacích plynů z nádrží a měřící jednotky.

Po příjezdu do terminálu je LNG čerpán z tankerů do skladovacích nádrží v zkapalněné formě, poté je podle potřeby LNG přeměněn na plynný stav. Konverze na plyn probíhá v odpařovacím systému za použití tepla.

Pokud jde o kapacitu terminálů LNG, jakož i co se týče dovozu LNG, je na čele Japonsko - podle údajů z roku 2010 246 miliard kubických metrů ročně. Na druhém místě jsou USA s více než 180 miliardami metrů krychlových ročně (údaje z roku 2010).

Hlavním úkolem při vývoji přijímacích terminálů je tedy především výstavba nových jednotek v různých zemích. Dnes 62% přijímací energie pochází z Japonska, USA a Jižní Koreje. Spolu s Velkou Británií a Španělskem je přijímací kapacita 5 nejlepších zemí 74%. Zbývajících 26% je rozděleno mezi 23 zemí. V důsledku toho výstavba nových terminálů otevře nové a rozšíří stávající trhy pro LNG.

Vyhlídky na rozvoj trhů s LNG ve světě

Proč průmysl zkapalněného plynu roste ve světě stále rostoucím tempem? Zaprvé, v některých zeměpisných oblastech, například v Asii, je přeprava plynu cisternami výhodnější. Se vzdáleností více než 2 500 kilometrů již může zkapalněný plyn cenově konkurovat plynovodu. Ve srovnání s plynovody má LNG také výhody modulárního rozšíření dodávek a v některých případech také eliminuje problémy s překračováním hranic.

Existují však i úskalí. LNG průmysl zaujímá své místo v odlehlých oblastech, které nemají své vlastní zásoby plynu. Většina objemů LNG je uzavřena ve fázi návrhu a výroby. V tomto odvětví dominuje systém dlouhodobých smluv (od 20 do 25 let), který vyžaduje rozvinutou a komplexní koordinaci účastníků výroby, vývozců, dovozců a dopravců. To vše považují někteří analytici za možnou překážku růstu obchodu se zkapalněným plynem.

Obecně platí, že aby se zkapalněný plyn stal cenově dostupnějším zdrojem energie, musí náklady na dodávky LNG úspěšně konkurovat cenou alternativním zdrojům paliva. Dnes se situace vyvíjí opačně, což nepopírá vývoj tohoto trhu v budoucnosti.

Pokračování:

• Část 3: Klapkové ventily pro kryogenní teploty

Při přípravě materiálu byla použita data z webů:

• lngas.ru/transportation-lng/istoriya-razvitiya-gazovozov.html
• lngas.ru/transportation-lng/morskie-perevozki-spg.html
• innodigest.com/ liquefied-natural-gas-spg-kak-alte /? lang \u003d ru
• expert.ru/ural/2016/16/novyij-uchastok-dlya-spg/

Tento termín označuje celé spektrum zkapalněné ropné plyny různého původu (ethan, propan, butany a jejich deriváty - ethylen, propylen atd.) a jejich směsi. Ale nejčastěji pod LPG rozumět směsi zkapalněného propanu a butanu používaných jako palivo pro domácnost a. V poslední době se názvy a zkratky SPBF ( zkapalněná propan-butanová frakce), SPBT ( zkapalněný propan-butan technický), LPG ( zkapalněný plynný uhlík), SNS ( zkapalněný ropný plyn).

Fyzikální vlastnosti LPG jsou určeny fyzikálními vlastnostmi jeho hlavních složek. Může být skladován v zkapalněné formě při relativně nízkých tlacích až 1,5 MPa v širokém teplotním rozmezí, což umožňuje přepravu LPG v nádržích nebo lahvích. Složení LPG, v závislosti na specifikaci, může také zahrnovat isobutan a etan. Objem LPG je přibližně 1/310 objemu plynu za standardních podmínek.

V tabulce jsou uvedeny fyzikální vlastnosti propanu a n-butanu, které určují způsob jejich přepravy v zkapalněné formě v nádržích.

LPG používá se jako palivo pro domácnost (topení, vaření) a také jako ekologické motorové palivo, zejména pro veřejnou dopravu ve velkých městech. Zkapalněný plyn je surovina pro výrobu olefinů (ethylen, propylen), aromatických uhlovodíků (benzen, toluen, xylen, cyklohexan), alkylátů (přísada, která zvyšuje oktanové číslo benzínu), syntetických motorových paliv. V zimě se do benzinu přidává butan ke zvýšení DPR (Reid Vapor Pressure). V USA se LPG, po a naředěný dusíkem a / nebo vzduchem (k dosažení specifické výhřevnosti ukazatelů síťového plynu), používá jako další zdroj plynu k vyhlazení špičkových zatížení distribuční sítě plynu.

Zemní plyn a ropa a související ropné plyny se používají jako suroviny pro výrobu LPG. Technologie výroby zkapalněného plynu závisí na průmyslovém odvětví: zpracování ropy a zemního plynu a petrochemie. V rafinérském průmyslu je zkapalněný plynný uhlík ve skutečnosti vedlejším produktem při výrobě benzinu. Při zpracování plynu je zkapalněný plyn hlavním produktem pro konečný prodej nebo další zpracování.

Kvůli vyčerpání cenomanských vkladů "Suchý plyn" ložiska neokomiansko-jurského horizontu, charakterizovaná zvýšeným obsahem uhlovodíkových plynů řady C 2+ ( „Mokrý a kondenzovaný plyn“). V petrochemii je tuk průměrný počet atomů uhlíku na molekulu plynu (pro methan je tuk 1, pro ethan - 2 atd.). Z hlediska přípravy plynu pro přepravu potrubím je obsahem tuku chápán nadměrný výskyt uhlovodíků C 3+ v plynu, což vede k jejich kondenzaci v potrubí během přepravy. Obsah tuku v plynu zvyšuje jeho hodnotu jako suroviny pro petrochemii.

Zkapalněný ropný plyn vyrobený v Rusku se používá hlavně ve třech oblastech: 1) LPG jako surovina v petrochemii; 2) v sektoru veřejných služeb; 3) export.

, vedoucí divize zpracování plynu

Na základě materiálů z konference „Market LPG in Russia: New Frontiers of Development“

Surovinou pro výrobu zkapalněných ropných plynů (LPG) je uhlovodíkový plyn a náklady na výrobu do značné míry závisí na objemu a kvalitě tohoto plynu. Všechno ostatní - dokonce i objem hlavního produktu - je druhoradé.

Elektrárna na 100 milionů nm3 / rok souvisejícího ropného plynu (APG) stojí 25–30 milionů dolarů na klíč; kryogenní zařízení na 0,5 miliardy nm3 / rok zemního plynu (plyn z plynového kondenzátového pole) 30 - 40 milionů dolarů na klíč. Obvyklá „papírová“ návratnost těchto investic je 3 - 5 let. Odchylky v načasování „skutečné“ návratnosti mohou být velmi vážné.

Pokud bychom si však nebyli jisti, že dobrý projekt lze vždy provést, nemysleli bychom na toto téma. Jak jsme k tomuto tématu v zásadě dospěli?

Téma výroby propan-butanu vás může zaujmout dvěma způsoby: odbornou činností související s obchodem s LPG nebo ze strany technologie, tj. se zájmem o konstrukci, výrobu a dodávky zařízení na zpracování plynu. Náš případ je druhý.

Využití APG

V polovině 2000s vlády různých zemí (a Rusko není výjimkou) vyvinuly vážný tlak na environmentální téma „Využití APG“. Majitelé APG jsou společnosti, které zpočátku investují do průzkumu a těžby ropy, nestarají se o plyn, a stimulace podnikání v oblasti zpracování plynu byla vyjádřena v ultimátové poptávce „využít 95% celkové APG vyrobené v podniku“. Poptávka byla podpořena programy pokut a sankcí pro ty, kteří se nemohli odvážit utratit peníze za něco nového.

Zajímavý fakt: Potřeba dosáhnout 95% využití APG je dána nařízením vlády Ruské federace ze dne 8. listopadu 2012 č. 1148 „O specifikách výpočtu poplatků za emise znečišťujících látek vznikajících při spalování a (nebo) rozptylování souvisejícího ropného plynu“.

Tato vyhláška se vztahuje pouze na uživatele podloží, tj. APG přenesené pro zpracování třetí stranou se považuje za zcela využité ... bez ohledu na to, co zpracovatel plynu s plynem dělá.

Nafoukané ropné společnosti začaly hledat způsoby, jak „využívat plyn“. Absence odborníků na zpracování plynu ve společnostech a úplná nedostupnost stávajících strojírenských společností pracujících pro Gazprom nebo jiný monopol na plyn - Kazmunaigaz v Kazachstánu, jediná národní společnost v Turkmenistánu, rodinná konsorcia v Uzbekistánu atd., Umožnila vůbec vyvinout řešení a dodávat zařízení pro APG noví lidé, kteří nikdy předtím neměli zkušenosti s prací s ropnými pracovníky. Za prvních 10 let byl vytvořen trh „zákazníků a klientů“ a náklady na první realizované projekty byly většinou astronomické.

Například projekty Lukoil-Overseas v Kazachstánu, kde výrobní náklady Turgai Petroleum a Karakudukmunai překročily výše uvedené hodnoty 1,5-2krát.

Na druhé straně byly malé společnosti nuceny využívat APG a ne příliš bohaté společnosti budovaly výrobní zařízení za rozumné ceny. V projektech bylo spousta nerozumů (a neefektivnost technologie a zvolený koš produktů a nepřiměřeně nafouklý personál atd.), Ale dali práci na vytvoření nové vlny strojírenských společností specializujících se na zpracování plynu.

Výroba LPG

Sami se nám podařilo dokončit tři projekty: dva závody na zpracování miniplynu s produkcí LPG (každý přibližně 50 tisíc tun produktu ročně):

• Instalace komplexní úpravy přidruženého ropného plynu "Ken-Sary "

Kromě toho byl realizován poměrně ojedinělý projekt výroby etanu, kde se výroba etanu v Tatarské republice zvýšila téměř o 40%.

V těchto pracích jsme měli šanci hrát klíčovou roli a přebytek výše zmíněných rozpočtů byl zanedbatelný. Tato skutečnost je povzbudivá a umožňuje nám doufat, že za 10 let jsme se naučili dobře.

Nyní vlna „využití APG“ začala klesat, ale obecný zájem o plyn zůstal. Základna se rozšířila. Výsledkem je, že na trhu existuje mnoho potenciálních projektů na výrobu LPG: založené na APG, založené na polích plynových kondenzátů, založené na rafinovaných plynech. Technologie jsou si velmi blízké, samozřejmě s vlastními nuancemi, ale ve výrobě není zásadní rozdíl. Jakýkoli počáteční plyn se používá jako surovina.

Složení plynu

Je to jednoduché. Z hlediska fyziky neexistuje APG, žádný zemní plyn, žádné rafinérské plyny atd. Existuje plynný uhlovodík s určitým tlakem, obsahem cílových složek a nečistotami. Parametry napájecích plynů jsou obvykle:

V APG je také exotický 89% dusík v Bashkirii a na Uralu, nízké tlaky zemního plynu na vyčerpaných polích, neobvykle „chudý“ plyn cenomanu, plyny s vysokým obsahem síry z polí Bayandinskoye a Astrakhan. S takovými neobvyklými plyny je život inženýra zábavnější a investice nejsou vždy atraktivní ... Ale v průměru jsou v nemocnici plyny, jak je uvedeno v tabulce.

Výroba LPG v zahraničí

Většina LPG na světě se vyrábí v Severní Americe (USA a Kanada). Produkce plynu v této oblasti byla vždy stejného řádu jako produkce plynu v Rusku, ale LPG se vyrábělo a vyrábí mnohokrát více. Na obrázku je znázorněno typické severoamerické schéma výroby LPG.

Zpracování plynu na tomto trhu zajišťují hlavně specializované společnosti, které tvoří celé subodvětví „uprostřed“. Střední společnosti se zabývají sběrem a zpracováním plynu dodávaného různými produkčními společnostmi. Hlavním produktem jejich výroby je LPG, který v závislosti na smlouvě o zpracování buď zůstává ve vlastnictví zpracovatele, nebo je převeden na vlastníka plynu s částí produktu (zisk z jeho prodeje) zadrženou jako platba za služby zpracovatele plynu.

Počet takových společností v Severní Americe je obrovský. Existují dokonce i samostatné formy vlastnictví - MLP (Master Limited Partners), které jsou šité na míru tomuto typu činnosti a vytvářejí příležitost k rychlému přilákání investic, vytvoření a provozování společnosti na zpracování plynu, výplaty, ukončení činnosti a hledání nové příležitosti pro projekt.

V roce 2000 se počet středních společností ve Spojených státech pohyboval v rozmezí 150–250 společností, během krize klesal a prudce rostl s rozvojem „břidlicového boomu“. Není pochyb o tom, že počet takových společností je také velký v Kanadě.

Pro srovnání, v Rusku v důsledku „využití APG“ vznikly pouze dvě společnosti specializující se na zpracování plynu - to je společnost BluLine, která postavila dva závody v Chanty-Mansi Autonomous Okrug a Globotek, které se pokusily realizovat projekt v Tomské oblasti. Ten nepřežil.

To je vše. Všechna ostatní zařízení na zpracování plynu jsou ve struktuře uživatelů podzemí nebo stejně jako Sibur v petrochemii. Přesto je to Sibur, který lze považovat za plnohodnotný analog TOP-10 amerických středních společností.

Výsledkem je, že podle statistik ministerstva energetiky bylo v roce 2014 v Ruské federaci zpracováno pouze 11,4% plynu.

Do roku 2020 (nebo dokonce 2030) se tento údaj zdvojnásobí díky zavedení GPP Amur. Mezitím, pokud tento proces nekomplikujete, pak v Rusku bude výroba a uvedení do provozu konvenční výroby propan-butanu trvat 16-18 měsíců. Od nuly, od okamžiku přijetí investičního rozhodnutí.

1. O propan-butanu

Velkou výhodou směsí propan-butanu je jejich blízkost v základních charakteristikách k tradičním motorovým palivům. Právě tato kvalita jim umožnila zaujmout sebevědomé postavení na trhu.

Uhlovodíky, které jsou součástí přidruženého ropného plynu, jsou za normálních podmínek v plynném stavu, ale se zvýšením vnějšího tlaku mění svůj stav agregace a mění se na kapalinu. Tato vlastnost umožňuje dosáhnout vysoké hustoty energie a skladovat zkapalněný ropný plyn (LPG) v nádržích, které jsou relativně jednoduché.

Výroba LPG
Hlavními složkami zkapalněného ropného plynu jsou propan C 3 H 8 a butan C 4 H 10. Hlavní průmyslová výroba zkapalněného plynu pochází z následujících zdrojů:

• přidružené ropné plyny;
• frakce kondenzátu zemního plynu;
• plyny z procesu stabilizace oleje a kondenzátu;
• rafinérské plyny získané z jednotek na rafinaci ropy.

Tabulka 1. Fyzikální a chemické ukazatele zkapalněného ropného plynu podle GOST 27578-87

Složení zkapalněného plynu je upraveno technickými normami GOST 27578-87 „Zkapalněné uhlovodíkové plyny pro silniční dopravu. Technické podmínky “a GOST 20448-90„ Zkapalněné uhlovodíkové plyny pro domácí spotřebu. Technické podmínky “. První norma popisuje složení zkapalněného plynu používaného v silniční dopravě. Na webových stránkách Technosoyuz jsou lakovací komory prezentovány v široké škále, stejně jako různé vybavení pro autoservis. V zimě je předepsáno používat zkapalněný plyn značky PA (propan pro automobily), obsahující 85 ± 10% propanu, v létě - PBA (propan-butan pro automobily), obsahující 50 ± 10% propanu, butanu a ne více než 6% nenasycených uhlovodíků.

GOST 20448-90 má širší tolerance obsahu složek, včetně těch škodlivých z hlediska jejich účinku na plynová zařízení (například síra a její sloučeniny, nenasycené uhlovodíky atd.). Podle těchto technických podmínek se plynné palivo dodává ve dvou stupních: zimní směs propan-butanu (SPBTZ) a letní směs propan-butanu (SPBTL).
Stupeň PBA je povolen pro použití ve všech klimatických oblastech při okolní teplotě ne nižší než -20 ° С. Značka PA se používá v zimě v těch klimatických oblastech, kde teplota vzduchu klesá pod -20 ° С (doporučený interval je -25 ...- 20 ° С). Na jaře je pro úplné vyčerpání zásob zkapalněného plynu značky PA povoleno jeho použití při teplotách do 10 ° С.

Tlak válce
V uzavřené nádrži tvoří LPG dvoufázový systém. Tlak ve válci závisí na tlaku nasycených par (tlak par v uzavřeném objemu za přítomnosti kapalné fáze) a charakterizuje těkavost zkapalněného plynu, který zase závisí na teplotě kapalné fáze a procentu propanu a butanu v něm. Těkavost propanu je vyšší než těkavosti butanu, proto je jeho tlak při záporných teplotách vyšší.

Zkušenosti z mnohaletého praktického provozu ukazují:

• při nízkých teplotách okolí je účinnější používat LPG se zvýšeným obsahem propanu, protože to zajišťuje spolehlivé odpařování plynu a následně stabilní přísun produktu;
• při vysokých kladných teplotách okolí je efektivnější používat LPG se sníženým obsahem propanu, jinak se v nádrži a potrubí vytvoří značný přetlak, což může nepříznivě ovlivnit těsnost plynového systému.

Kromě propanu a butanu obsahuje LPG malé množství methanu, etanu a dalších uhlovodíků, které mohou měnit vlastnosti směsi. Ethan má tedy ve srovnání s propanem zvýšený tlak nasycených par, což může mít při pozitivních teplotách negativní účinek.

Změna objemu kapalné fáze při zahřívání
Směs propan-butanu má velký koeficient objemové roztažnosti kapalné fáze, který je pro propan 0,003 a pro butan - 0,002 na 1 ° C zvýšení teploty plynu. Pro srovnání: koeficient objemové roztažnosti propanu je 15krát a butanu - 10krát, více než ve vodě. Technické normy a předpisy stanoví, že stupeň plnění nádrží a lahví závisí na typu plynu a rozdílu jeho teplot během plnění a při následném skladování. U nádrží, jejichž teplotní rozdíl nepřesahuje 40 ° C, se předpokládá stupeň plnění 85%; při větším teplotním rozdílu by se měl stupeň plnění snižovat. Válce se plní podle hmotnosti v souladu s pokyny uvedenými v „Pravidlech pro konstrukci a bezpečný provoz tlakových nádob“. Maximální povolená teplota ohřevu válce by neměla překročit 45 ° C, zatímco tlak par butanu dosahuje 0,385 MPa a propanu - 1,4 - 1,5 MPa. Válce musí být chráněny před ohřevem sluncem nebo jinými zdroji tepla.

Změna objemu plynu během odpařování
Když se 1 litr zkapalněného plynu odpaří, vytvoří se asi 250 litrů plynného plynu. I malý únik LPG tedy může být velmi nebezpečný, protože objem plynu během odpařování se zvyšuje 250krát. Hustota plynné fáze je 1,5 až 2,0násobek hustoty vzduchu. To vysvětluje skutečnost, že úniky plynu se obtížně rozptýlí ve vzduchu, zejména v uzavřené místnosti. Jeho páry se mohou hromadit v přírodních a umělých depresích a vytvářet výbušnou směs.

Tabulka 2. Fyzikální a chemické vlastnosti složek zkapalněného plynu a benzínu.

Index	Propan	Bhútán (normální)	Benzín
Molekulová hmotnost	44,10	58,12	114,20
Hustota kapalné fáze za normálních podmínek, kg / m 3	510	580	720
Hustota plynné fáze, kg / m 3:
za normálních podmínek	2,019	2,703	-
při teplotě 15 ° С.	1,900	2,550	-
Specifické výparné teplo, kJ / kg	484,5	395,0	397,5
Nízké spalné teplo:
v kapalném stavu, MJ / l	65,6	26,4	62,7
v plynném stavu, MJ / kg	45,9	45,4	48,7
v plynném stavu, MJ / m 3	85,6	111,6	213,2
Oktanové číslo	120	93	72-98
Meze hořlavosti ve směsi se vzduchem za normálních podmínek,%	2,1-9,5	1,5-8,5	1,0-6,0
Teplota samovznícení, ° С.	466	405	255-370
Teoreticky nutné pro spalování 1 m 3 plynu objem vzduchu, m3	23,80	30,94	14,70
Koeficient objemové roztažnosti kapalné frakce,% na 1 ° С.	0,003	0,002	-
Bod varu při tlaku 1 bar, ° С.	-42,1	-0,5	+98 ... 104 (50% bod)

2. Základní charakteristika hořlavých plynů

Přírodní plyny. Hořlavé přírodní plyny jsou výsledkem biochemického a tepelného rozkladu organických zbytků. Častěji se ložiska zemního plynu koncentrují v porézních sedimentárních horninách (písky, pískovce, oblázky), podloží nebo pokrytá hustými (například jílovými) horninami. V mnoha případech slouží jako jejich „podrážka“ ropa a voda.

Na suchých polích se plyn nachází především ve formě čistého metanu s velmi malým množstvím etanu, propanu a butanů. Plynný kondenzát kromě metanu obsahuje také etan, propan, butan a další těžší uhlovodíky, až po benzínové a petrolejové frakce. Přidružené ropné plyny obsahují lehké a těžké uhlovodíky rozpuštěné v oleji.

Požadavky na přírodní topné plyny pro použití v domácnosti jsou uvedeny v tabulce. 3.1.
Podle požadavků GOST 5542-87 jsou hořlavé vlastnosti zemních plynů charakterizovány Wobbeho číslem, což je poměr spalného tepla (nejnižší nebo nejvyšší) k druhé odmocnině relativní (ve vzduchu) hustoty plynu:

W o \u003d Q n / V d (3,1)

Rozsah fluktuací Wobbeho čísla je velmi široký, proto je pro každou distribuční soustavu plynu (podle dohody mezi dodavatelem plynu a spotřebitelem) nutné stanovit nominální hodnotu Wobbeho čísla s odchylkou od něj nejvýše ± 5%, aby byla zohledněna heterogenita a variabilita složení přírodních plynů.

Z těchto důvodů je při přenosu tepelných zařízení z jednoho plynu na druhý nutné věnovat pozornost blízkosti nejen hodnot Wobbeho čísel obou plynů, které zajišťují stálost tepelného výkonu všech hořáků, ale také všech jejich fyzikálně-chemických vlastností. Wobbeova čísla se počítají podle GOST 22667-82 (tabulka 3.2), která obsahuje všechna potřebná data (nejvyšší a nejnižší spalné teplo plynů a jejich relativní hustota), s přihlédnutím k faktoru stlačitelnosti Z různých plynů a par.

Zkapalněné ropné plyny. Zkapalněné uhlovodíkové plyny zahrnují ty, které jsou za normálních fyzikálních podmínek v plynném stavu a při relativně malém zvýšení tlaku (bez poklesu teploty) se změní na kapalinu. To umožňuje přepravovat a skladovat zkapalněné uhlovodíky jako kapaliny a plynné k regulaci a hoření jako přírodní plyny.

Hlavní plynné uhlovodíky, které tvoří zkapalněné plyny, se vyznačují vysokou výhřevností, nízkými limity hořlavosti, vysokou hustotou (výrazně překračující hustotu vzduchu), vysokým objemovým koeficientem roztažnosti kapaliny (mnohem vyšším než u benzinu a petroleje), což vyžaduje plnění lahví a nádrže o ne více než 85-90% jejich geometrického objemu, významná pružnost nasycených par, která se zvyšuje se zvyšující se teplotou, a nízká hustota kapaliny ve vztahu k vodě.

Chemické složení zkapalněných uhlovodíkových plynů je odlišné a závisí na zdroji jejich výroby. Zkapalněné plyny z přidružených ropných a plynových kondenzátových polí sestávají z nasycených (nasycených) uhlovodíků - alkanů, které mají obecný chemický vzorec CnH 2n + 2. Hlavními složkami těchto uhlovodíků jsou propan a butan.

Přítomnost ve zkapalněném plynu ve významném množství etanu a metanu (prudce zvyšují pružnost nasycených par), pentanu a jeho izomerů (protože to má za následek prudké snížení elasticity nasycených par a zvýšení rosného bodu).

Zkapalněné plyny získané v podnicích při rafinaci ropy obsahují kromě alkanů také nenasycené (nenasycené) uhlovodíky - alkeny obecného vzorce CnH 2n (počínaje n \u003d 2). Hlavními složkami těchto plynů jsou kromě propanu a butanu propylen a butylen. Přítomnost významného množství ethylenu ve zkapalněném plynu je nepřijatelná, protože vede ke zvýšení tlaku nasycených par.
Vlastnosti zkapalněných plynů pro domácí použití upravuje GOST R 52087-2003 „Zkapalněné uhlovodíkové plyny“ (tabulky 3.3 a 3.4).

Tabulka 3. Spalné teplo a relativní hustota složek suchého zemního plynu (n.u.) (GOST 22667-82).

Komponent	Výhřevnost, mJ / m3		Relativní hustota d
	nejvyšší	nižší
Metan СН 4	39,82	35,88	0,555
Ethan C 2 H 6	70,31	64,36	1,048
Propan C 3 H 8	101,21	93,18	1,554
n-Butan C 4 H 10	133,80	123,57	2,090
Isobutan C 4 H 10	132,96	122,78	2,081
Pentan C 5 H 12	169,27	156,63	2,671
Benzen C 6 H 6	162,62	155,67	2,967
Toluen C 7 H 8	176,26	168,18	3,180
Vodík H2	12,75	10,79	0,070
Oxid uhelnatý CO	12,64	12,64	0,967
Sírovodík H2S	25,35	23,37	1,188
Oxid uhličitý CO 2	-	-	1,529
Dusík N 2	-	-	0,967
Kyslík O 2	-	-	1,050
Helium He	-	-	0,138

Tabulka 4. Oblasti použití různých druhů zkapalněných plynů v různých oblastech (GOST R 52087-2003).

Systém dodávky plynu	Zkapalněný plyn používaný pro mikroklimatickou oblast podle GOST 16350
	Mírné pásmo		Studená zóna
	Letní období	Zimní období	Letní období	Zimní období
Plynový válec
s vnější instalací válců	PBT. P5A	Pá PA	PBT. PBA	PT, PA
s vlastní instalací válců	PBT. PBA
přenosné válce	BT
Nastavení skupiny
bez výparníků	PBT, PBA	PT, PA	PT, PA, PBT, PBA	PT, PA
s výparníky	PBT. PBA. BT	Pá PA. PBT, PBA, BT	Pá PA. PBT, PBA	Pá PA. PBT, PBA

Poznámky:

1. Pro všechny klimatické oblasti, s výjimkou chladných a velmi chladných: letní období - od 1. dubna do 1. října, zimní období - od 1. října do 1. dubna.
2. Pro chladné oblasti: letní období - od 1. června do 1. října; zimní období - od 1. října do 1. června. 4. Pro velmi chladné oblasti: letní období - od 1. června do 1. září, zimní období - od 1. září do 1. června.

Tabulka 5. Fyzikálně-chemické a provozní ukazatele zkapalněných plynů (GOST R 52087-2003).

Index	Norma pro značku					Metodický test
	PT	PA	PBA	PBT	BT
Hmotnostní podíl složek,%:
součet methanu, etanu a ethylenu	není standardizováno					Podle GOST 10679
množství propanu a propylenu, ne méně	75	-	-	není standardizováno
včetně propanu	-	85 ± 10	50 ± 10	-	-
součet butanů a butylenů:	není standardizováno			-	-
nic víc	-	-	-	60	-
ne méně	-	-	-	-	60
množství nenasycených uhlovodíků, nic víc	-	6	6	-	-
Objemový podíl kapalného zbytku při 20 ° C,%, ne více	0,7	0,7	1,6	1,6	1,8	Do 8.2
Tlak nasycených par, přebytek, MPa, při teplotě:
+ 45 ° С, nic víc	1,6					Podle GOST R 50994 nebo GOST 28656
-20 ° С, ne méně	0,16	-	0,07	-	-
-30 ° С, ne méně	-	0,07	-	-	-
Hmotnostní podíl sirovodíku a merkaptanové síry,%, ne více	0,013	0,010	0,010	0,013	0,013
včetně sirovodíku, nic víc	0,003					Podle GOST 229S5 nebo GOST R 50802
Obsah vody a zásad zdarma	Nedostatek					Do 8.2
Intenzita zápachu, body, ne méně	3					Podle GOST 22387.5 nebo 8.3

Poznámky:

1. Je povoleno nestanovovat intenzitu zápachu s hmotnostním podílem merkaptanové síry ve zkapalněných plynech tříd PT, PBT a BT 0,002% nebo více a druhů PA a PBA - 0,001% nebo více. Pokud je hmotnostní podíl merkaptanové síry menší než stanovené hodnoty nebo je intenzita zápachu menší než 3 body, musí být zkapalněné plyny odorizovány předepsaným způsobem.
2. Při teplotách -20 ° C a -30 ° C se tlak nasycených par zkapalněných plynů určuje pouze v zimě.
3. Při použití zkapalněných plynů třídy PT a PBT jako paliva pro silniční dopravu by hmotnostní zlomek součtu nenasycených uhlovodíků neměl překročit 6% a tlak nasycených par by měl být alespoň 0,07 MPa pro třídy PT a PBT při teplotách -30 ° C a - 20 ° C.

3. Druhy hořlavých plynů, jejich hlavní vlastnosti a složení

Zásobování obytných budov plynem výrazně zlepšuje životní podmínky obyvatel měst. Využívání plynu v městské ekonomice, průmyslu a energetice vytváří příznivé podmínky pro zlepšování výrobních procesů, umožňuje použití pokročilých a nákladově efektivních technologií, zvyšuje technickou a kulturní úroveň výroby, veřejných služeb a elektráren a zlepšuje ekonomickou účinnost výroby jako celku.

Přírodní, umělé a smíšené plyny se používají k dodávce plynu do obytných budov, obecních a průmyslových podniků. Významné zásoby zemního plynu jsou základem širokého rozvoje plynárenského průmyslu. Naše země zaujímá první místo na světě, pokud jde o zásoby zemního plynu. Produkce zemního plynu v zemi neustále roste, což se vysvětluje vysokými ekonomickými ukazateli, zejména kvůli nízkým nákladům.

Porovnáme-li zemní plyn s jinými druhy paliv, pak je jeho cena třikrát nižší než cena rašeliny a topného oleje, 15–20krát nižší než cena uhlí v podzemí. Pouze v okresech nejvzdálenějších od polí jsou náklady na plyn vyšší než náklady na topný olej.

Využívání plynu v každodenním životě a průmyslu je ve srovnání s pevným palivem 4 - 5krát účinnější. Plyn hoří bez tvorby kouře, ve kterém existuje mnoho produktů neúplného spalování pevných a kapalných paliv, a proto nahrazení jiných druhů paliva plynem pomáhá vyčistit povodí sídel.

Plyny jako palivo se úspěšně používají k vaření, v systémech zásobování teplou vodou pro ohřev vody, v systémech vytápění budov a v průmyslových procesech.

Jako palivo se používají plyny přírodních ropných a plynových polí, jejich směsi plyn-vzduch, jakož i zkapalněné uhlovodíkové plyny, které splňují požadavky GOST 5542-87 pro zemní plyn a GOST 20448-90 pro zkapalněné uhlovodíkové plyny (dále jen LPG).

Plynné palivo je směs hořlavých a nehořlavých plynů obsahující určité množství nečistot. Mezi hořlavé plyny patří uhlovodíky, vodík a oxid sacharidů. Mezi nehořlavé složky patří dusík, oxid uhličitý a kyslík. Tvoří zátěž plynného paliva. Mezi nečistoty patří vodní pára, sirovodík, prach. Plynné palivo je čištěno od škodlivých nečistot. V souladu s požadavky GOST není povoleno více než 100 m3 nečistot: 2 g sirovodíku nebo amoniaku; 5 g kyanidových sloučenin; 10 g naftalenu, pryskyřice, prachu a jiných látek, nejvýše 0,1%.

Plynné palivo má velký národní ekonomický význam.

Odchylka spalného tepla od jmenovité hodnoty by neměla být větší než ± 5%. K dodávce plynu se používají vlhké a suché plyny. Obsah vlhkosti by neměl překročit množství, které nasycuje plyn při t \u003d - 20 ° С (v zimě) a 35 ° С (v létě). Obsah vlhkosti nasyceného plynu v závislosti na jeho teplotě je uveden v tabulce. 1.

Tabulka 1. Závislost obsahu vlhkosti nasyceného plynu na teplotě.

Pokud je plyn přepravován na velké vzdálenosti, je předsušen. Většina umělých plynů má silný zápach, což usnadňuje detekci úniků plynů z potrubí a tvarovek. Zemní plyn je zcela bez zápachu. Před zavedením do sítě je odorizován (smíchán se speciálními látkami), tj. dát mu silný nepříjemný zápach, který by měl být cítit při koncentraci ve vzduchu rovné 1%.

Vůně toxických plynů by měla být cítit v koncentraci povolené hygienickými normami. Podle GOST 20448-90 by zkapalněný plyn používaný spotřebiteli v domácnosti neměl obsahovat více než 5 g sirovodíku na 100 m 3 plynu a jeho zápach by měl být cítit, když vzduch obsahuje 0,5%.

Koncentrace kyslíku v plynných palivech by neměla překročit 1%. Pokud se pro dodávku plynu použije směs zkapalněného plynu se vzduchem, je koncentrace plynu ve směsi alespoň dvojnásobkem horní meze hořlavosti.
Množství spotřeby plynu pro potřeby spotřebitelů zcela závisí na jeho výhřevnosti (výhřevnosti), a čím méně je, tím více plynu se spotřebuje.

Fyzikální vlastnosti a spalné teplo některých plynů jsou uvedeny v tabulce. 1 a 2. Pomocí údajů v těchto tabulkách můžete vypočítat výhřevnost, hustotu a další charakteristiky plynného paliva. Zápalná teplota přírodních a umělých plynů je 640 - 700 ° C. Přírodní plyny se získávají z plynových nebo ropných polí a umělé plyny se získávají tepelným zpracováním kapalných nebo pevných paliv bez přístupu vzduchu.

Přírodní plyny jsou široce používány pro centralizované zásobování sídel a výrobních zařízení. Pokud neexistují žádné přírodní plyny nebo směsi plyn-vzduch, použijí se zkapalněné uhlovodíkové plyny.

Zkapalněné uhlovodíkové plyny zahrnují ty uhlovodíky, které jsou za normálních podmínek v plynném stavu a při mírném zvýšení tlaku se změní na kapalné. Zkapalněné plyny se skladují ve válcích a kovových nádržích. Teplota vznícení zkapalněného propanu a butanu je 510, respektive 490 ° C.

Ve srovnání s přírodními plyny mají zkapalněné plyny 2–3krát vyšší výhřevnost a rychlost vznícení. Propan С3Н8 a butan С4Н10 se extrahují z přírodního ropného plynu nebo se uměle získají jako vedlejší produkt při tepelném zpracování ropy v závodech na benzín a benzín. Přetlak nasycených par zkapalněného plynu je obvykle alespoň 0,16 MPa.

Velkovýroba zkapalněného zemního plynu

Transformace zemního plynu do kapalného stavu probíhá v několika fázích. Nejprve se odstraní všechny nečistoty - především oxid uhličitý a někdy dokonce minimální zbytky sloučenin síry. Voda se poté izoluje, což by se jinak mohlo změnit na ledové krystaly a ucpat zkapalňovací zařízení.

Zpravidla se v poslední době pro komplexní čištění plynu od vlhkosti, oxidu uhličitého a těžkých uhlovodíků používá adsorpční metoda hlubokého čištění plynu na molekulárních sítích.

Dalším krokem je odstranění většiny těžkých uhlovodíků a zanechání hlavně methanu a etanu. Plyn se poté postupně ochlazuje, obvykle pomocí dvoutaktního chladicího procesu v řadě výměníků tepla (výparníky chladiče). Čištění a frakcionace se provádějí, stejně jako většina chlazení, za vysokého tlaku. Chlad je produkován jedním nebo více chladicími cykly, což umožňuje snížení teploty na -160 ° C. Pak se za atmosférického tlaku stane kapalinou.

výroba zkapalněného zemního plynu

Obrázek 1 Proces zkapalňování zemního plynu (výroba LNG)

Zkapalňování zemního plynu je možné pouze tehdy, je-li ochlazen pod kritickou teplotu. Jinak nelze plyn přeměnit na kapalinu ani při velmi vysokých tlacích. Pro zkapalnění zemního plynu při teplotě rovné kritické teplotě (T \u003d T cr) musí být jeho tlak roven nebo vyšší než kritický, tj. P\u003e Pkt. Když je zemní plyn zkapalněn při tlaku pod kritickým (P< Ркт) температура газа также должна быть ниже критической.

Ke zkapalňování zemního plynu platí jak principy vnitřního chlazení, kdy samotný zemní plyn funguje jako pracovní tekutina, tak principy vnějšího chlazení, když se používají pomocné kryogenní plyny s nižší teplotou varu (například kyslík, dusík, hélium). V druhém případě dochází k výměně tepla mezi zemním plynem a kryogenním pomocným plynem prostřednictvím teplosměnné plochy.

V průmyslové výrobě LNG jsou nejúčinnější zkapalňovací cykly s externí chladicí jednotkou (principy vnějšího chlazení) poháněnou uhlovodíky nebo dusíkem, přičemž zkapalňuje téměř veškerý zemní plyn. Rozšířily se cykly na směsích chladiv, kde se jednofázový kaskádový cyklus používá častěji než jiné, se specifickou spotřebou energie 0,55 - 0,6 kW "h / kg LNG.

U zkapalňovacích jednotek s malou kapacitou se jako chladivo používá zkapalněný zemní plyn; v tomto případě se používají jednodušší cykly: se škrcením, expandérem, vířivou trubicí atd. V takových zařízeních je koeficient zkapalnění 5–20% a zemní plyn musí být předem stlačen kompresor.

Zkapalnění zemního plynu na základě interního chlazení lze dosáhnout následujícími způsoby:

* isenthalpická expanze stlačeného plynu (entalpie i \u003d const), tj. škrcení (pomocí Joule-Thomsonova jevu); při škrcení plynový proud neprovádí žádnou práci;

* isentropická expanze stlačeného plynu (entropie S-const) s návratem externí práce; v tomto případě se získá další množství chladu, kromě množství způsobeného Joule-Thomsonovým efektem, protože práce expanze plynu se provádí díky jeho vnitřní energii.

Isenthalpická expanze stlačeného plynu se zpravidla používá pouze u zkapalňovačů s nízkou a střední produktivitou, ve kterých lze zanedbávat určitou nadměrnou spotřebu energie. Isentropická expanze stlačeného plynu se používá ve velkokapacitních zařízeních (v průmyslovém měřítku).

Zkapalňování zemního plynu na základě externího chlazení lze dosáhnout následujícími způsoby:

* pomocí kryogenerátorů Stirling, Vuelemie-Takonis atd .; pracovními tělesy těchto kryogenerátorů jsou zpravidla hélium a vodík, což umožňuje při provádění uzavřeného termodynamického cyklu dosáhnout teploty na stěně výměníku tepla pod bodem varu zemního plynu;

* použití kryogenních kapalin s bodem varu nižším než je bod varu zemního plynu, jako je kapalný dusík, kyslík atd .;

* použití kaskádového cyklu s použitím různých chladiv (propan, amoniak, metan atd.); v kaskádovém cyklu plyn, který lze snadno zkapalnit kompresí, po odpaření vytváří chlad potřebný ke snížení teploty jiného obtížně zkapalnitelného plynu.

Po zkapalnění se LNG umístí do speciálně izolovaných skladovacích nádrží a poté se naloží do nosičů LNG pro přepravu. Během této doby přepravy se malá část LNG vždy „odpaří“ a lze ji použít jako palivo pro motory tankeru. Po dosažení terminálu pro spotřebitele se zkapalněný plyn vyloží a umístí do skladovacích nádrží.

Před uvedením LNG do provozu se v regenerační stanici přivede zpět do plynného stavu. Po opětovném zplyňování se zemní plyn používá stejným způsobem jako plyn přepravovaný plynovody.

Přijímací terminál LNG je méně složitá struktura než zkapalňovací zařízení a skládá se hlavně z přijímacího místa, vypouštěcího stojanu, skladovacích nádrží, zařízení na zpracování plynných par z nádrží a měřicí jednotky.

Technologie zkapalňování plynu, jeho přeprava a skladování je ve světě již plně zvládnuta. Proto je produkce LNG poměrně rychle se rozvíjejícím průmyslovým odvětvím v globálním energetickém sektoru.

Malá výroba zkapalněného zemního plynu

Moderní technologie umožňují řešit problém autonomního napájení malých průmyslových, sociálních podniků a sídel vytvořením energetických zařízení založených na minienergetice pomocí LNG.

Autonomní minienergetická zařízení využívající zkapalněný zemní plyn nejen pomohou eliminovat problém dodávek energie do vzdálených regionů, ale jsou také alternativou k ukončení závislosti spotřebitelů na velkých dodavatelích elektřiny a tepla. V současné době je malá produkce LNG atraktivní oblastí pro investice do energetických zařízení s relativně krátkou dobou návratnosti kapitálových investic.

V GDS „Nikolskaya“ (Leningradská oblast) existuje technologie pro zkapalňování zemního plynu využívající energii poklesu tlaku plynu na GDS se zavedením expandér-kompresorových jednotek. Konstrukční kapacita závodu na LNG je 30 tun denně.

Zařízení na zkapalňování zemního plynu se skládá z bloku výměníků tepla mrazniček, systému chlazení stlačeného plynu, bloku zkapalňování, dvoustupňové jednotky turboexpandéru a kompresoru, automatizovaného řídicího a monitorovacího systému instalace (ASCU), ventilů, včetně řízených, a přístrojové techniky.

Obrázek 2. Schéma zařízení na zkapalňování NG

Princip fungování instalace je následující (obr. 2).

Do turbodmychadel K1 a K2 pracujících na stejné hřídeli jako turboexpandéry D1 a D2 se dodává zemní plyn s průtokem 8000 nm3 / ha tlakem 3,3 MPa.

Vzhledem k dostatečně vysoké čistotě zemního plynu (obsah CO2 nejvýše 400 ppm) je v zařízení na zkapalňování zemního plynu zajištěna pouze dehydratace plynu, která je za účelem snížení nákladů na zařízení zajištěna metodou zmrazování vlhkosti.

U dvoustupňového turbodmychadla tlak plynu stoupne na 4,5 MPa, poté se stlačený plyn postupně ochladí ve výměnících tepla T3-2 a T3-1 a vstupuje do mrazáku, který se skládá ze 3 výměníků tepla T11-1, T11-2 a T11- 3 (nebo T12-1, T12-2 a T12-3), kde v důsledku použití zpětného toku studeného plynu z výměníku tepla zamrzá vlhkost T2-1. Vyčištěný plyn za filtrem F1-2 se rozdělí na dva proudy.

Jeden proud (většina z nich) je odeslán do mrazničky k regeneraci za studena a na výstupu z mrazničky přes filtr je přiváděn postupně do turbodmychadel D1 a D2 a poté je veden do zpětného toku na výstupu separátoru C2-1.

Druhý proud je směrován do tepelného výměníku T2-1, kde je po ochlazení škrcen škrticí klapkou ДР do odlučovače С2-1, ve kterém je kapalná fáze oddělena od jeho par. Kapalná fáze (zkapalněný zemní plyn) se přivádí do skladovacího zařízení a ke spotřebiteli a plynná fáze se přivádí postupně do tepelného výměníku T2-1, do mrazničky T11 nebo T12 a do tepelného výměníku T3-2 a poté do nízkotlakého potrubí umístěného za distribuční stanicí plynu, kde se tlak stává rovnající se 0,28-0,6 MPa.

Po určité době se provozní mraznička T11 přepne na zahřátí a proplachování nízkotlakým plynem z hlavní sítě a mraznička T12 se přepne do provozního režimu. 28. ledna 2009, A.P. Inkov, B.A. Skorodumov a kol. Neftegaz.RU

V naší zemi existuje značný počet distribučních stanic plynu, kde redukovaný plyn zbytečně ztrácí tlak a v některých případech je v zimě nutné před jeho škrcením dodat více energie k jeho zahřátí.

Současně s využitím prakticky volné energie z poklesu tlaku plynu je možné získat společensky užitečný, pohodlný a ekologický nosič energie - zkapalněný zemní plyn, pomocí kterého je možné plynofikovat průmyslová, sociální zařízení a sídla, která nemají zásobování plynovodem.