Отрасль СПГ является очень перспективной развивающейся отраслью для арматуростроителей всего мира, но поскольку арматура для СПГ должна отвечать самым строгим требованиям - являет собой высший уровень инженерных задач.

Что называют сжиженным природным газом?

Сжиженный природный газ, или СПГ, представляет собой обычный природный газ, приведенный в жидкое состояния методом охлаждения его до −160 °C. В таком состоянии он представляет собой жидкость без запаха и цвета, плотность которой в два раза меньше плотности воды. Сжиженный газ не токсичен, кипит при температуре −158...−163 °C, состоит на 95 % из метана, а в остальные 5 % входят этан, пропан, бутан, азот.

• Первый - добыча, подготовка и транспортировка природного газа по газопроводу к заводу по его сжижению;
• Второй - обработка, сжижение природного газа и хранение СПГ в терминале.
• Третий - загрузка СПГ в танкеры-газовозы и морская транспортировка потребителям
• Четвертый - разгрузка СПГ на приемном терминале, хранение, регазификация и поставка конечным потребителям

Технологии сжижения газа.

Как уже говорилось выше, СПГ получают путем сжатия и охлаждения природного газа. При этом газ уменьшается в объеме почти в 600 раз. Процесс этот сложный, многоступенчатый, и очень энергозатратный - расходы на сжижение могут составлять около 25% энергии, содержащейся в конечном продукте. Иными словами, нужно сжечь одну тонну СПГ, чтобы получить еще три.

В мире в разное время было использовано семь различных технологий сжижения природного газа. В сфере технологий для производства больших объёмов СПГ, предназначенных на экспорт, сегодня лидирует компания Air Products. Разработанные ею процессы AP-SMR™,AP-C3MR™ и AP-X™ составляют 82% всего рынка. Конкурентом данных процессов является технология Optimized Cascade, разработанная компанией ConocoPhillips.

Вместе с тем, большим потенциалом развития обладают малогабаритные установки сжижения, предназначенные для внутреннего использования на промышленных предприятиях. Установки подобного типа можно уже встретить в Норвегии, Финляндии и России.

Кроме того, локальные установки производства СПГ могут найти широкое применение в Китае, где сегодня активно развивается выпуск автомобилей, работающих на СПГ. Внедрение малогабаритных установок может позволить Китаю масштабировать уже существующую транспортную сеть СПГ-автомобилей.

Наряду со стационарными системами, в последние годы активно развиваются плавающие установки сжижения природного газа. Плавающие заводы открывают доступ к газовым месторождениям, которые недоступны для объектов инфраструктуры (трубопроводов , морских терминалов и т.п.).

На сегодняшний день наиболее амбициозным проектом в данной области является плавающая платформа СПГ , которая строится компанией Shell в 25 км. от западного берега Австралии (запуск платформы намечен на 2016 год).

Устройство завода по производству СПГ

Как правило, завод по сжижению природного газа состоит из:

• установки предварительной очистки и сжижения газа;
• технологических линий производства СПГ;
• резервуаров для хранения;
• оборудования для загрузки на танкеры;
• дополнительных служб для обеспечения завода электроэнергией и водой для охлаждения.

С чего все началось?

В 1912 году был построен первый экспериментальный завод, который, однако, еще не использовался для коммерческих целей. Но уже в 1941 году в Кливленде, (США) было впервые налажено масштабное производство сжиженного природного газа.

В 1959 году была осуществлена первая поставка сжиженного природного газа из США в Великобританию и Японию. В 1964 году был построен завод в Алжире, откуда начались регулярные перевозки танкерами , в частности во Францию, где начал работать первый регазификационный терминал.

В 1969 году начались долгосрочные поставки из США в Японию, через два года - из Ливии в Испанию и Италию. В 70-е годы производство СПГ началось в Брунее и Индонезии, в 80-е на рынок СПГ выходят Малайзия и Австралия. В 1990-е Индонезия становится одним из основных производителей и экспортеров СПГ в Азиатско-Тихоокеанском регионе - 22 млн. тонн в год. В 1997 году - Катар становится одним из экспортеров СПГ.

Потребительские свойства

Чистый СПГ не горит, сам по себе не воспламеняется и не взрывается. На открытом пространстве при нормальной температуре СПГ возвращается в газообразное состояние и быстро смешивается с воздухом. При испарении природный газ может воспламениться, если произойдет контакт с источником пламени.

Для воспламенения необходимо иметь концентрацию газа в воздухе от 5 % до 15 % (объемных). Если концентрация менее 5 %, то газа будет недостаточно для начала возгорания, а если более 15 %, то в смеси будет слишком мало кислорода. Для использования СПГ подвергается регазификации - испарению без присутствия воздуха.

СПГ рассматривается как приоритетная или важная технология импорта природного газа целым рядом стран, включая Францию, Бельгию, Испанию, Южную Корею и США. Самый крупный потребитель СПГ - это Япония, где практически 100 % потребностей газа покрывается импортом СПГ.

Моторное топливо

Начиная с 1990-х годов появляются различные проекты использования СПГ в качестве моторного топлива на водном, железнодорожном и даже автомобильном транспорте, чаще всего с использованием переоборудованых газодизельных двигателей.

Уже существуют реально работающие примеры эксплуатации морских и речных судов на СПГ. В России налаживается серийный выпуск тепловоза ТЭМ19-001 работающего на СПГ. В США и Европе появляются проекты по переводу грузового автомобильного транспорта на СПГ. И даже существует проект разработки ракетного двигателя который будет использовать в качестве топлива "СПГ + жидкий кислород".

Двигатели работающие на СПГ

Одной из основных задач, связанных с развитием рынка СПГ для транспортного сектора является увеличение числа автомобилей и судов, использующих СПГ в качестве топлива. Главные технические вопросы в данной области связаны с разработкой и совершенствованием различных типов двигателей, работающих на СПГ.

В настоящее время можно выделить три технологии СПГ-двигателей, используемых для морских судов: 1) двигатель с искровым зажиганием на обедненной топливно воздушной смеси; 2) двухтопливный двигатель с запальным дизельным топливом и рабочим газом низкого давления; 3) двухтопливный двигатель с запальным дизельным топливом и рабочим газом высокого давления.

Двигатели с искровым зажиганием работают только на природном газе, в то время как двухтопливные дизельно-газовые двигатели могут работать на дизельном топливе, СПГ и мазуте. На сегодняшний день можно выделить три основных производителя на данном рынке: Wärtsila, Rolls-Royce и Mitsubishi Heavy Industries.

Во многих случаях существующие дизельные двигатели могут быть преобразованы в двухтопливные дизельно-газовые двигатели. Подобное преобразование существующих двигателей может быть экономически целесообразным решением перевода морских судов на СПГ.

Говоря о развитии двигателей для автомобильного сектора, стоит отметить американскую компанию Cummins Westport, которая разработала линейку СПГ-двигателей, предназначенных для тяжелых грузовиков. В Европе, Volvo запустила производство нового 13-литрового двухтопливного двигателя работающего на дизельном топливе и СПГ.

К заметным инновационным решениям в области СПГ-двигателей можно отнести компактный двигатель с воспламенением от сжатия (Compact Compression Ignition (CCI) Engine), разработанный компанией Motiv Engines. Данный двигатель имеет ряд преимуществ, главное из которых состоит в значительно более высоком значении теплового КПД, чем у существующих аналогов.

По данным компании, тепловой КПД разработанного двигателя может достигать 50%, в то время как тепловой КПД традиционных газовых двигателей составляет около 27%. (Беря в качестве примера американские цены на топливо, можно просчитать, что работа грузовика с дизельным двигателем стоит $0,17 за лошадиную силу/час, с традиционным СПГ двигателем - $0,14, с CCEI-двигателем - $0,07).

Стоит также отметить, что как и в случае морского транспорта, многие дизельные двигатели грузовых автомобилей могут быть преобразованы в двухтопливные дизельно-СПГ двигатели.

Страны - производители СПГ

По данным 2009 года, основные страны, производящие сжиженный природный газ, распределялись на рынке так:

Первое место занимал Катар (49,4 млрд м³); затем шла Малайзия (29,5 млрд м³); Индонезия (26,0 млрд м³); Австралия (24,2 млрд м³); Алжир (20,9 млрд м³). Замыкал этот список Тринидад и Тобаго (19,7 млрд м³).

Основными импортёрами СПГ в 2009 году были: Япония (85,9 млрд м³); Республика Корея (34,3 млрд м³); Испания (27,0 млрд м³); Франция (13,1 млрд м³); США (12,8 млрд м³); Индия (12,6 млрд м³).

Россия только начинает вхождение на рынок СПГ. Сейчас в РФ действует только один СПГ-завод "Сахалин-2" (запущен в 2009 году, контрольный пакет принадлежит Газпрому, у Shell 27,5%, японских Mitsui и Mitsubishi - 12,5% и 10% соответственно). По итогам 2015 года производство составило 10,8 млн тонн, превысив проектную мощность на 1,2 млн тонн. Однако из-за падения цен на мировом рынке доходы от экспорта СПГ в долларовом исчислении сократились по сравнению с прошлым годом на 13,3% до 4,5 млрд долларов.

Предпосылок для улучшения ситуации на рынке газа нет: цены продолжат падение. До 2020 года в США будут введены в эксплуатацию пять терминалов по экспорту СПГ общей мощностью 57,8 млн тонн. На европейском газовом рынке начнется ценовая война.

Вторым крупным игроком на рынке российского СПГ становится компания Новатэк. Новатэк-Юрхаровнефтегаз" (дочернее предприятие Новатэка) выиграл аукцион на право пользования Няхартинским участком в ЯНАО.

Няхартинский участок нужен компании для развития проекта "Арктик СПГ" (второй проект Новатэка, ориентированный на экспорт сжиженного природного газа, первый - "Ямал-СПГ"): он расположен в непосредственной близости от Юрхаровского месторождения, разработку которого ведет "Новатэк-Юрхаровнефтегаз". Площадь участка - около 3 тыс. кв. километров. По состоянию на 1 января 2016 года его запасы оценивались в 8,9 млн тонн нефти и 104,2 млрд кубометров газа.

В марте компания начала предварительные переговоры с потенциальными партнерами о продаже СПГ. Наиболее перспективным рынком руководство компании считает Тайланд.

Транспортировка сжиженного газа

Доставка сжиженного газа потребителю - очень сложный и трудоемкий процесс. После сжижения газа на заводах, СПГ поступает в хранилища. Дальнейшая транспортировка осуществляется при помощи специальных судов - газовозов , оборудованных криоцистернами. Возможно также использование специальных автомобилей. Газ из газовозов поступает в пункты регазификации, и затем транспортируется уже по трубопроводам .

Танкеры - газовозы.

Танкер-газовоз, или метановоз представляет собой специально построенное судно для перевозки СПГ в резервуарах (танках). Кроме резервуаров газа такие суда оборудованы холодильными установками для охлаждения СПГ.

Крупнейшими производителями судов для перевозки сжиженного природного газа являются японские и корейские верфи: Mitsui, Daewoo, Hyundai, Mitsubishi, Samsung, Kawasaki . Именно на корейских верфях было создано более двух третей газовозов в мире. Современные танкеры серий Q-Flex и Q-Max способны перевозить до 210-266 тыс. м3 СПГ.

Первые сведения о перевозках сжиженных газов морем относятся к 1929-1931 гг., когда компания Shell временно переоборудовала танкер "Megara" в судно для перевозки сжиженного газа и построила в Голландии судно "Agnita" дедвейтом 4,5 тыс. тонн, предназначенное для одновременной перевозки нефти, сжиженного газа и серной кислоты. Танкеры компании Shell назывались в честь морских раковин - ими торговал отец основателя компании Маркуса Самюэля

Широкое развитие морские перевозки сжиженных газов получили лишь после окончания второй мировой войны. Первоначально для перевозок использовались суда, переоборудованные из танкеров или сухогрузных судов. Накопленный опыт проектирования, постройки и эксплуатации первых газовозов позволил перейти к поискам наиболее выгодных способов транспортировки названных газов.

Современный типовой СПГ-танкер (метановоз) может перевозить 145-155 тыс. м3 сжиженного газа, из чего может быть получено порядка 89-95 млн. м3 природного газа в результате регазификации. Ввиду того, что метановозы отличаются чрезвычайной капиталоемкостью, их простой недопустим. Они быстроходны, скорость морского судна, перевозящего сжиженный природный газ, достигает 18-20 узлов по сравнению с 14 узлами для стандартного нефтетанкера.

Кроме того, операции по наливу и разгрузке СПГ не занимают много времени (в среднем 12-18 часов). На случай аварии СПГ-танкеры имеют двухкорпусную структуру, специально предназначенную для недопущения утечек и разрывов. Груз (СПГ) перевозится при атмосферном давлении и температуре -162°C в специальных термоизолированных резервуарах внутри внутреннего корпуса судна-газовоза.

Система хранения груза состоит из первичного контейнера или резервуара для хранения жидкости, слоя изоляции, вторичной оболочки, предназначенной для недопущения утечек, и еще одного слоя изоляции. В случае повреждения первичного резервуара вторичная оболочка не допустит утечки. Все поверхности, контактирующие с СПГ, изготавливаются из материалов, стойких к чрезвычайно низким температурам.

Поэтому в качестве таких материалов, как правило, используются нержавеющая сталь, алюминий или инвар (сплав на основе железа с содержанием никеля 36%).

Отличительной особенностью судов-газовозов типа Moss, составляющих на сегодняшний день 41% мирового флота метановозов, являются самонесущие резервуары сферической формы, которые, как правило, изготавливаются из алюминия и крепятся к корпусу судна при помощи манжета по линии экватора резервуара.

На 57% танкеров-газовозов применяются системы трехмембранных резервуаров (система GazTransport, система Technigaz и система CS1). В мембранных конструкциях используется гораздо более тонкая мембрана, которая поддерживается стенками корпуса. Система GazTransport включает в себя первичную и вторичную мембраны в виде плоских панелей из инвара, а в системе Technigaz первичная мембрана изготовлена из гофрированной нержавеющей стали.

В системе CS1 инварные панели из системы GazTransport, выполняющие роль первичной мембраны, сочетаются с трехслойными мембранами Technigaz (листовой алюминий, помещенный между двумя слоями стеклопластика) в качестве вторичной изоляции.

В отличие от судов для перевозки СНГ (сжиженный нефтяной газ), газовозы не оборудуются палубной установкой для сжижения, а их двигатели работают на газе из кипящего слоя. С учетом того, что часть груза (сжиженный природный газ) дополняет мазут в качестве топлива, СПГ-танкеры прибывают в порт назначения не с таким же количеством СПГ, которое было погружено на них на заводе по сжижению.

Предельно допустимое значение показателя испарения в кипящем слое составляет порядка 0,15% от объема груза в сутки. В качестве движительной установки на метановозах применяются в основном паровые турбины. Несмотря на низкую топливную эффективность, паровые турбины могут легко приспосабливаться к работе на газе из кипящего слоя.

Еще одна уникальная особенность танкеров-газовозов заключается в том, что в них, как правило, оставляется небольшая часть груза для охлаждения резервуаров до требуемой температуры до погрузки.

Следующее поколение СПГ-танкеров характеризуется новыми особенностями. Несмотря на более высокую грузовместимость (200-250 тыс. м3), суда имеют такую же осадку - на сегодняшний день для судна грузовместимостью в 140 тыс. м3 типична осадка в 12 метров ввиду ограничений, применяемых в Суэцком канале и на большинстве СПГ-терминалов.

Однако их корпус будет более широким и длинным. Мощность паровых турбин не позволит таким более крупным судам развивать достаточную скорость, поэтому на них будет применяться двухтопливный газомазутный дизельный двигатель, разработанный в 1980-е годы. Кроме того, многие суда-газовозы, на которых сегодня размещены заказы, будут оснащаться судовой регазификационной установкой.

Испарение газа на метановозах такого типа будет контролироваться таким же образом, как и на судах для перевозки сжиженного нефтяного газа (СНГ), что позволит избегать потерь груза в рейсе.

Рынок морских перевозок сжиженного газа

Перевозки СПГ представляют собой его морскую транспортировку от заводов по сжижению газа до регазификационных терминалов. По состоянию на ноябрь 2007 года в мире насчитывалось 247 СПГ-танкеров грузовместимостью свыше 30,8 млн. м3. Бум торговли СПГ обеспечил полную занятость всех судов на данном этапе по сравнению с серединой 1980-х годов, когда простаивало 22 судна.

Кроме того, к концу десятилетия должны быть введены в эксплуатацию порядка 100 судов. Средний возраст мирового флота для перевозки СПГ составляет около семи лет. Возраст 110 судов равен четырем и менее лет, а возраст 35 судов колеблется от пяти до девяти лет.

Порядка 70 танкеров эксплуатируются 20 и более лет. Однако впереди у них остается все еще продолжительный срок полезной службы, поскольку срок эксплуатации СПГ танкеров составляет, как правило, 40 лет ввиду их коррозиостойких характеристик. В их числе имеется до 23 танкеров (небольшие старые суда, обслуживающие средиземноморскую торговлю СПГ), которые подлежат замене или существенной модернизации в последующие три года.

Из ныне эксплуатируемых 247 танкеров более 120 обслуживают Японию, Южную Корею и Китайский Тайбэй, 80 - Европу, а остальные суда - Северную Америку. В последние несколько лет наблюдался феноменальный рост числа судов, обслуживающих торговые операции в Европе и Северной Америке, в то время как для Дальнего Востока было характерно лишь его незначительное увеличение ввиду стагнации спроса в Японии.

Регазификация сжиженного природного газа

После доставки природного газа в пункт назначения, происходит процесс его регазификации, то есть преобразования из жидкого состояния вновь в газообразное.

Танкер доставляет СПГ на специальные регазификационные терминалы, которые состоят из причала, сливной эстакады, резервуаров для хранения, испарительной системы, установок обработки газов испарения из резервуаров и узла учёта.

По прибытии на терминал СПГ перекачивается из танкеров в резервуары для его хранения в сжиженном виде, затем по мере необходимости СПГ переводится в газообразное состояние. Превращение в газ происходит в системе испарения с помощью нагрева.

По мощности СПГ терминалов, как и по объёму импорта СПГ, лидирует Япония - 246 млрд кубометров в год по данным 2010 года. На втором месте - США, более 180 млрд кубометров в год (данные 2010 года).

Таким образом, главной задачей в развитии приемных терминалов прежде всего является строительство новых единиц в различных странах. На сегодняшний день 62% приемной мощности приходится на Японию, США и Южную Корею. Вместе с Великобританией и Испанией, приемная мощность первых 5 стран составляет 74%. Оставшиеся 26% распределены между 23 странами. Следовательно, строительство новых терминалов откроет новые и увеличит существующие рынки для СПГ.

Перспективы развития рынков СПГ в мире

Почему отрасль сжиженного газа развивается в мире все возрастающими темпами? Во-первых, в некоторых географических регионах, например в Азии, транспортировка газа танкерами более выгодна. При расстоянии более чем в 2500 километров, сжиженный газ уже может конкурировать по цене с трубопроводным. По сравнению с трубопроводами, СПГ имеет также преимущества модульного наращивания поставок, а также снимает в ряде случаев проблемы пересечения границ.

Однако, есть и подводные камни. Индустрия СПГ занимает свою нишу в отдаленных регионах, не имеющих собственных запасов газа. Большинство объёмов СПГ контрактуется еще на стадии проектирования и производства. В отрасли доминирует система долгосрочных контрактов (от 20 до 25 лет), что требует развитой и сложной координации участников производства, экспортеров, импортеров и перевозчиков. Все это рассматривается некоторыми аналитиками, как возможный барьер на пути роста торговли сжиженным газом.

В целом же, для того, чтобы сжиженный газ стал более доступным источником энергии, стоимость поставок СПГ должна успешно конкурировать по цене с альтернативными источниками топлива. На сегодняшний день ситуация складывается противоположным образом, что не отменяет развития этого рынка в будущем.

Продолжение:

• Часть 3: Дисковые поворотные затворы для криогенных температур

При подготовке материала были использованы данные с сайтов:

• lngas.ru/transportation-lng/istoriya-razvitiya-gazovozov.html
• lngas.ru/transportation-lng/morskie-perevozki-spg.html
• innodigest.com/сжиженный-природный-газ-спг-как-альте/?lang=ru
• expert.ru/ural/2016/16/novyij-uchastok-dlya-spg/

Под этим термином понимают весь спектр сжиженных углеводородных газов различного происхождения (этан, пропан, бутаны и их производные – этилен, пропилен и т. д.) и их смеси. Но чаще всего под СУГ понимают смесь сжиженных пропана и бутанов, применяемую в качестве бытового топлива и . В последнее время стали чаще употребляться названия и сокращения СПБФ (сжиженная пропан-бутановая фракция ), СПБТ (сжиженные пропан-бутан технические ), СУГ (сжиженный углеродный газ ), СНГ (сжиженный нефтяной газ ).

Физические свойства СУГ определяются физическими свойствами его основных компонент. Его можно хранить в сжиженном виде при относительно небольших давлениях до 1,5 МПа в широком диапазоне температур, что позволяет транспортировать СУГ в цистернах или баллонах. В состав СУГ в зависимости от спецификации также могут входить изобутан и этан. При объем СУГ составляет приблизительно 1/310 объема газа при стандартных условиях.

Физические свойства пропана и n-бутана, определяющие способ их транспортировки в сжиженном виде в цистернах, представлены в таблице.

СУГ используется как бытовое топливо (отопление, приготовление пищи), а также применяется в качестве экологически чистого моторного топлива, в частности, для общественного транспорта в крупных городах. Сжиженный газ является сырьем для производства олефинов (этилен, пропилен), ароматических углеводородов (бензол, толуол, ксилол, циклогексан), алкилата (добавка, которая повышает октановое число бензина), синтетических моторных топлив. В зимнее время бутан добавляется в бензин для повышения ДПР (давления паров по Рейду). В США СУГ после и разведения азотом и/или воздухом (для приведения удельной калорийности к показателям сетевого газа) используется в качестве дополнительного источника газа для сглаживания пиковых нагрузок на газораспределительные сети.

В качестве сырья для получения СУГ используются природный газ и , нефть и нефтяные попутные газы. Технология производства сжиженного газа зависит от отраслевого производства: нефтегазопереработка и нефтехимия. В отраслях нефтепереработки сжиженный углеродный газ является фактически дополнительным продуктом при производстве бензина. При газопереработке сжиженный газ выступает главным продуктом для конечной реализации или дальнейшей переработки.

В связи с истощением залежей сеноманского «сухого газа» в разработку передаются залежи неоком-юрских горизонтов, характеризующиеся повышенным содержанием углеводородных газов ряда С 2+ («жирный и конденсатный газ» ). В нефтехимии под жирностью понимают среднее число атомов углерода на молекулу газа (для метана жирность равна 1, для этана – 2, и т.д.). С точки же зрения подготовки газа к транспортировке трубопроводным транспортом, под жирностью понимается избыточное наличие в газе углеводородов ряда С 3+ , приводящее к их конденсации в газопроводе в процессе транспортировки. Жирность газа повышает его ценность в качестве сырья для нефтехимии.

Производимый в России сжиженный углеводородный газ используется преимущественно в трех направлениях: 1) СУГ как сырье в нефтехимии; 2) в коммунально-бытовом секторе; 3) экспорт.

, руководитель направления «Газопереработка»

По материалам конференция «Рынок СУГ в России: Новые рубежи развития»

Сырьем для производства сжиженных углеводородных газов (СУГ) является углеводородный газ и стоимость производства в большей степени зависит от объема и качества этого газа. Все остальное– даже объем основного продукта – вторично.

Завод на 100 млн. нм3/год попутного нефтяного газа (ПНГ) стоит 25 – 30 млн. долларов «под ключ»; криогенный завод на 0,5 млрд. нм3/год природного газа (газа с газоконденсатного месторождения) 30 – 40 млн. долларов «под ключ». Обычная «бумажная» окупаемость таких инвестиций – 3 - 5 лет. Отклонения сроков «реальной» окупаемости бывают весьма серьезными.

Однако, если бы мы не были уверены в том, что хороший проект можно сделать всегда, то и не размышляли бы на эту тему. Как мы пришли к этой теме, в принципе?

Заинтересоваться темой производства пропан-бутана можно двумя путями: имея профессиональную деятельность, связанную с торговлей СУГ или со стороны технологии, т.е. имея интерес, завязанный на конструировании, производстве и поставках газоперерабатывающего оборудования. Наш случай второй.

Утилизация ПНГ

В середине 2000-х со стороны правительств разных стран (и Россия - не исключение) пошел на серьезный нажим на экологическую тему «утилизацию ПНГ». Владельцы ПНГ – это компании, изначально инвестирующие в разведку и добычу нефти, до газа им дела нет, и стимуляция газоперерабатывающего бизнеса выразилась в ультимативное требование «утилизации 95% объема всего ПНГ, добываемого предприятием». Требование было подкреплено программами штрафов и санкций для тех, кто никак не решиться потратить деньги на что-то новое.

Интересный факт: Необходимость достижения 95% утилизации ПНГ диктуется Постановлением Правительства РФ от 8 ноября 2012 г. N 1148 "Об особенностях исчисления платы за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа".

Это постановление касается только недропользователей, т.е. ПНГ, переданный на стороннюю переработку считается полностью утилизированным… вне зависимости от того, что с газом делает газопереработчик.

Со скрипом нефтяные компании стали искать способы «утилизации газа». Отсутствие профессионалов газопереработчиков в составе компаний, и полная неготовность существующих инжиниринговых компаний, работающих на Газпром или другого газового монополиста – Казмунайгаз в Казахстане, единая национальная компания в Туркменистане, семейные консорциумы в Узбекистане и пр., позволила заняться разработкой решений и поставками оборудования для ПНГ совсем новым людям, никогда прежде не имевших опыта работы с нефтяниками. Первые 10 лет формировался рынок «заказчиков и клиентов» и стоимости первых внедренных проектов были в основном астрономическими.

Пример, проекты Лукойл-Оверсиз в Казахстане, где стоимости производств «Тургай Петролеума» и «Каракудукмуная» превысили указанные выше значения в 1,5-2 раза.

С другой сторону, небольшие компании вынуждены были утилизировать ПНГ и, не особо богатые компании, построили производства по разумным ценам. Внутри проектов было много неразумного (и неэффективность в технологии, и выбранная корзина продуктов, и неоправданно раздутый штат сотрудников и т.д и т.п.), но работу для формирования новой волны инженерных компаний, специализирующихся на газопереработке, они дали.

Производство СУГ

Нам сами удалось довести до конца три проекта: два мини-ГПЗ с производством СУГ (около 50 тыс. тонн продукта в год каждый):

• Установка комплексной подготовки попутного нефтяного газа "Кен-Сары "

Кроме того, реализован достаточно уникальный проект с получением этана, где производство этана в Республике Татарстан удалось поднять на почти 40%.

В этих работах нам довелось выполнять ключевую роль и превышение выше указанных бюджетов было незначительным. Этот факт воодушевляет и позволяет надеяться, что за 10 лет мы неплохо научились.

Сейчас волна «утилизации ПНГ» пошла на спад, но общий интерес к газу остался. База расширилась. В итоге, сейчас на рынке много потенциальных проектов по производству СУГ: на основе ПНГ, на основе газоконденсатных месторождений, на основе газов нефтепереработки. Технологии крайне близки, со своими нюансами конечно, но принципиальной разницы в производствах нет. Какой бы изначальный газ не выступал сырьем.

Состав газа

Все просто. С точки зрения физики нет ПНГ, нет природного газа, нет газов нефтепереработки и пр. Есть углеводородный газ с определенным давлением, содержанием целевых компонент и примесей. Обычно параметры сырьевых газов такие:

Бывает и экзотика 89% азота в ПНГ Башкирии и Приуралья, низкие давления природного газа на истощенных месторождениях, аномально «тощий» газ сеномана, высокосернистые газы Баяндинского и Астраханского месторождения. С такими необычными газами жизнь инженера веселей, а инвестиции не всегда привлекательны… Но, в «среднем по больнице» газы такие, как они указаны в таблице.

Производство СУГ за рубежом

Больше всего СУГов в мире производиться в Северной Америке (США и Канаде). Добыча газа в этом регионе всегда была одного порядка с добычей газа в России, но СУГа производилось и производится в разы больше. Типичная для североамериканца схема производства СУГ представлена на рисунке.

Газопереработкой на этом рынке занимаются, в основном, специализированные компании, которые образуют целую подотрасль «midstream». Midstream-компании, занимаются сбором и переработкой газа поставляемого различными добывающими компаниями. Основным продуктом их производств является СУГ, который в зависимости от контракта на переработку или остается в собственности переработчика или передается владельцу газа с удержанием части продукции (прибыли от ее реализации) в качестве платы за услуги газопереработчика.

Количество таких компаний в Северной Америке колоссально. Существуют даже отдельные формы собственности – MLP (Master Limited Partners), которые заточены под этот род деятельности, создавая возможность быстро привлекать инвестиции, создавать и оперировать газопереработческой компанией, окупаться, выходить из бизнеса и искать новую возможность для проекта.

В 2000-х годах количество midstream-компаний в США колебалось в диапазоне 150 - 250 компаний, сокращаясь в кризис и резко нарастая по мере развития «сланцевого бума». Без сомнения, в Канаде количество таких компаний также велико.

Для сравнения, в России, в результате «утилизации ПНГ» образовалось лишь две компании, специализирующихся на газопереработке – это БлюЛайн, построивший два завода в ХМАО и Глоботэк, попытавшийся реализовать проект в Томской области. Вторые не выжили.

На этом все. Все прочие газоперерабатывающие мощности находятся в структуре недропользователей или, как Сибур, нефтехимиков. Хотя, именно Сибур можно рассматривать как полноценный аналог ТОП-10 американских midstream-компаний.

В итоге, по статистике Минэнерго, в 2014 г. в РФ переработано только 11.4% газа.

К 2020-м (а то и 2030-м) эта цифра удвоится за счет введения Амурского ГПЗ. А между тем, если не усложнять процесс, то в России построить и ввести в строй обычное производство пропан-бутана можно за 16-18 месяцев. С нуля, с момента принятия инвестиционного решения.

1. О пропан-бутане

Большое преимущество пропан-бутановых смесей — их близость по основным характеристикам к традиционным моторным видам топлива. Именно это качество позволило им занять уверенные позиции на рынке.

Углеводороды, входящие в состав попутного нефтяного газа, при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии, но при увеличении внешнего давления меняют свое агрегатное состояние и превращаются в жидкость. Это свойство позволяет добиться высокой энергетической плотности и хранить сжиженный углеводородный газ (СУГ) в сравнительно простых по конструкции резервуарах.

Производство СУГ
Основными компонентами сжиженного углеводородного газа являются пропан С 3 Н 8 и бутан С 4 Н 10 . Главным образом промышленное производство сжиженного газа осуществляется из следующих источников:

• попутные нефтяные газы;
• конденсатные фракции природного газа;
• газы процессов стабилизации нефти и конденсата;
• нефтезаводские газы, получаемые с установок переработки нефти.

Таблица 1. Физико-химические показатели сжиженного углеводородного газа по ГОСТ 27578-87

Компонентный состав сжиженного газа регламентируется техническими нормами ГОСТ 27578-87 «Газы углеводородные сжиженные для автомобильного транспорта. Технические условия» и ГОСТ 20448-90 «Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия» . Первый стандарт описывает состав сжиженного газа, используемом в автомобильном транспорте. На сайте компании Техносоюз покрасочные камеры представлены в широком ассортименте, а так же различное оборудование для автосервиса. Зимой предписывается применять сжиженный газ марки ПА (пропан автомобильный), содержащий 85±10% пропана, летом — ПБА (пропан-бутан автомобильный), содержащий 50±10% пропана, бутан и не более 6% непредельных углеводородов.

ГОСТ 20448-90 имеет более широкие допуски на содержание компонентов, в том числе вредных с точки зрения воздейст-вия на газовую аппаратуру (например, серу и ее соединения, непредельные углеводороды и т.д.). По этим техническим условиям газовое топливо поступает двух марок: смесь пропан-бутановая зимняя (СПБТЗ) и смесь пропан-бутановая летняя (СПБТЛ).
Марка газа ПБА допускается к применению во всех климатических районах при температуре окружающего воздуха не ниже -20°С. Марка ПА используется в зимний период в тех климатических районах, где температура воздуха опускается ниже -20°С (рекомендуемый интервал — -25...-20°С). В весенний период времени для полной выработки запасов сжиженного газа марки ПА допускается его применение при температуре до 10°С.

Давление в баллоне
В закрытом резервуаре СУГ образует двухфазную систему. Давление в баллоне зависит от давления насыщенных паров (давления паров в замкнутом объеме в присутствии жидкой фазы) и характеризует испаряемость сжиженного газа, которая, в свою очередь, зависит от температуры жидкой фазы и процентного соотношения пропана и бутана в ней. Испаряемость пропана выше, чем бутана, поэтому и давление при отрицательных температурах у него выше.

Опыт многолетней практичес-кой эксплуатации показывает:

• при низких температурах окружающего воздуха эффективнее использовать СУГ с повышенным содержанием пропана, так как при этом обеспечивается надежное испарение газа, а следовательно, и стабильная подача продукта;
• при высоких положительных температурах окружающего воздуха эффективнее использовать СУГ с пониженным содержанием пропана, иначе в резервуаре и трубопроводах будет создаваться значительное избыточное давление, что может отрицательно повлиять на герметичность газовой системы.

Кроме пропана и бутана, в состав СУГ входит незначительное количество метана, этана и других углеводородов, которые могут изменять свойства смеси. Так, этан обладает повышенным, по сравнению с пропаном, давлением насыщенных паров, что может оказать отрицательное влияние при положительных температурах.

Изменение объема жидкой фазы при нагревании
Пропан-бутановая смесь обладает большим коэффициентом объемного расширения жидкой фазы, который для пропана составляет 0,003, а для бутана — 0,002 на 1°С повышения температуры газа. Для сравнения: коэффициент объемного расширения пропана в 15 раз, а бутана — в 10 раз, больше, чем у воды. Техническими нормативами и регламентами устанавливается, что cтепень заполнения резервуаров и баллонов зависит от марки газа и разности его температур во время заполнения и при последующем хранении. Для резервуаров, разность температур которых не превышает 40° С, степень заполнения принимается равной 85%, при большей разности температур степень заполнения должна снижаться. Баллоны заполняются по массе в соответствии с указаниями «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением». Максимальная допустимая температура нагрева баллона не должна превышать 45°С, при этом упругость паров бутана достигает 0,385 МПа, а пропана — 1,4-1,5 МПа. Баллоны должны предохраняться от нагрева солнечными лучами или другими источниками тепла.

Изменение объема газа при испарении
При испарении 1 л сжиженного газа образуется около 250 л газообразного. Таким образом, даже незначительная утечка СУГ может быть очень опасной, так как объем газа при испарении увеличивается в 250 раз. Плотность газовой фазы в 1,5-2,0 раза больше плотности воздуха. Этим объясняется тот факт, что при утечках газ с трудом рассеивается в воздухе, особенно в закрытом помещении. Пары его могут накапливаться в естественных и искусственных углублениях, образуя взрывоопасную смесь.

Таблица 2. Физико-химические свойства составляющих сжиженного газа и бензина.

Показатель	Пропан	Бутан (нормальный)	Бензин
Молекулярная масса	44,10	58,12	114,20
Плотность жидкой фазы при нормальных условиях, кг/м 3	510	580	720
Плотность газовой фазы, кг/м 3:
при нормальных условиях	2,019	2,703	-
при температуре 15°С	1,900	2,550	-
Удельная теплота испарения, кДж/кг	484,5	395,0	397,5
Теплота сгорания низшая:
в жидком состоянии, МДж/л	65,6	26,4	62,7
в газообразном состоянии, МДж/кг	45,9	45,4	48,7
в газообразном состоянии, МДж/м 3	85,6	111,6	213,2
Октановое число	120	93	72-98
Пределы воспламеняемости в смеси с воздухом при нормальных условиях, %	2,1-9,5	1,5-8,5	1,0-6,0
Температура самовоспламенения, °С	466	405	255-370
Теоретически необходимое для сгорания 1 м 3 газа количество воздуха, м3	23,80	30,94	14,70
Коэффициент объемного расширения жидкой фракции, % на 1°С	0,003	0,002	-
Температура кипения при давлении 1 бар, °С	-42,1	-0,5	+98...104 (50%-я точка)

2. Основные характеристики горючих газов

Природные газы. Горючие природные газы — результат биохимического и термического разложения органических остатков. Чаще месторождения природного газа сосредоточены в пористых осадочных породах (пески, песчаники, галечники), подстеленных или покрытых плотными (например, глинистыми), породами. Во многих случаях «подошвой» для них служат нефть и вода.

В сухих месторождениях газ находится преимущественно в виде чистого метана с очень малым количеством этана, пропана и бутанов. В газоконденсатных, помимо метана, в значительной доле содержатся этан, пропан, бутан и других более тяжелые углеводороды, вплоть до бензиновых и керосиновых фракций. В попутных нефтяных газах находятся легкие и тяжелые углеводороды, растворенные в нефти.

Требования, предъявляемые к природным топливным газам для коммунально-бытового назначения, показаны в табл. 3.1.
Согласно требованиям ГОСТ 5542-87, горючие свойства природных газов характеризуются числом Воббе, которое представляет собой отношение теплоты сгорания (низшей или высшей) к корню квадратному из относительной (по воздуху) плотности газа:

W o = Q н  /V d (3.1)

Пределы колебания числа Воббе весьма широки, поэтому для каждой газораспределительной системы (по согласованию между поставщиком газа и потребителем) требуется установить номинальное значение числа Воббе с отклонением от него не более ±5%, чтобы учесть неоднородность и непостоянство состава природных газов.

По этим причинам при переводе тепловых установок с одного газа на другой необходимо обращать внимание на близость не только значений чисел Воббе обоих газов, которые обеспечивают постоянство тепловой мощности всех горелок, но и всех их физико-химических характеристик. Подсчет чисел Воббе производится по ГОСТ 22667-82 (табл. 3.2), в котором приведены все необходимые для этого данные (высшая и низшая теплота сгорания газов и их относительная плотность) с учетом коэффициента сжимаемости Z различных газов и паров.

Сжиженные углеводородные газы. К сжиженным углеводородным газам относят такие, которые при нормальных физических условиях находятся в газообразном состоянии, а при относительно небольшом повышении давления (без снижения температуры) переходят в жидкое. Это -позволяет перевозить и хранить сжиженные углеводороды как жидкости, а газообразные регулировать и сжигать как природные газы.

Основные газообразные углеводороды, входящие в состав сжиженных газов, характеризуются высокой теплотой сгорания, низкими пределами воспламеняемости, высокой плотностью (значительно превосходящей плотность воздуха), высоким объемным коэффициентом расширения жидкости (значительно большим, чем у бензина и керосина), что обусловливает необходимость заполнять баллоны и резервуары не более чем на 85-90% их геометрического объема, значительной упругостью насыщенных паров, возрастающей с ростом температуры, и малой плотностью жидкости относительно воды.

Химический состав сжиженных углеводородных газов различен и зависит от источников их получения. Сжиженные газы из попутных неф-тяных и газоконденсатных месторождений состоят из предельных (насыщенных) углеводородов — алканов, имеющих общую химическую формулу С n Н 2n+2 . Основными компонентами этих углеводородов являются пропан и бутан.

Недопустимо наличие в сжиженном газе в значительных количествах этана и метана (они резко увеличивают упругость насыщенных паров), пентана и его изомеров (поскольку это влечет за собой резкое снижение упругости насыщенных паров и повышение точки росы).

Сжиженные газы, получаемые на предприятиях в процессе переработки нефти, кроме алканов содержат непредельные (ненасыщенные) углеводороды — алкены, имеющие общую химическую формулу С n Н 2n (начиная с n = 2). Основными компонентами этих газов, помимо пропана и бутана, являются пропилен и бутилен. Наличие в сжиженном газе в значительных количествах этилена недопустимо, так как ведет к повышению упругости насыщенных паров.
Свойства сжиженных газов для бытовых целей регламентирует ГОСТ Р 52087-2003 «Газы углеводородные сжиженные топливные» (табл. 3.3 и 3.4).

Таблица 3. Теплота сгорания и относительная плотность компонентов сухого природного газа (н.у.) (ГОСТ 22667-82).

Компонент	Теплота сгорания, мДж/м3		Относительная плотность d
	высшая	низшая
Метан СН 4	39,82	35,88	0,555
Этан С 2 Н 6	70,31	64,36	1,048
Пропан С 3 Н 8	101,21	93,18	1,554
н-Бутан С 4 Н 10	133,80	123,57	2,090
Изобутан С 4 Н 10	132,96	122,78	2,081
Пентан С 5 Н 12	169,27	156,63	2,671
Бензол С 6 Н 6	162,62	155,67	2,967
Толуол С 7 Н 8	176,26	168,18	3,180
Водород Н 2	12,75	10,79	0,070
Оксид углерода СО	12,64	12,64	0,967
Сероводород Н 2 S	25,35	23,37	1,188
Диоксид углерода СО 2	-	-	1,529
Азот N 2	-	-	0,967
Кислород О 2	-	-	1,050
Гелий He	-	-	0,138

Таблица 4. Области применения различных марок сжиженных газов в различных регионах (ГОСТ Р 52087-2003).

Система газоснабжения	Применяемый сжиженный газ для микроклиматического района по ГОСТ 16350
	Умеренная зона		Холодная зона
	Летний период	Зимний период	Летний период	Зимний период
Газобалонная
с наружной установкой баллонов	ПБТ. П5А	ПТ. ПА	ПБТ. ПБА	ПТ, ПА
с внутриквартирной установкой баллонов	ПБТ. ПБА
портативные баллоны	БТ
Групповые установки
без испарителей	ПБТ, ПБА	ПТ, ПА	ПТ, ПА, ПБТ, ПБА	ПТ, ПА
с испарителями	ПБТ. ПБА. БТ	ПТ. ПА. ПБТ, ПБА, БТ	ПТ. ПА. ПБТ, ПБА	ПТ. ПА. ПБТ, ПБА

Примечания:

1. Для всех климатических районов, за исключением холодного и очень холодного: летний период — с 1 апреля по 1 октября, зимний период — с 1 октября по 1 апреля.
2. Для холодных районов: летний период — с 1 июня по 1 октября; зимний периол — с 1 октября по 1 июня. 4. Для очень холодных районов: летний период — с 1 июня по 1 сентября, зимний период — с 1 сентября по 1 июня.

Таблица 5. Физико-химические и эксплуатационные показатели сжиженных газов (ГОСТ Р 52087-2003).

Показатель	Норма для марки					Метод,испытания
	ПТ	ПА	ПБА	ПБТ	БТ
Массовая доля компонентов, %:
сумма метана, этана и этилена	не нормируется					По ГОСТ 10679
сумма пропана и пропилена, не менее	75	-	-	не нормируется
в том числе пропана	-	85±10	50±10	-	-
сумма бутанов и бутиленов:	не нормируется			-	-
не более	-	-	-	60	-
не менее	-	-	-	-	60
сумма непредельных углеводородов, не более	-	6	6	-	-
Объемная доля жидкого остатка при 20°С, %, не более	0,7	0,7	1,6	1,6	1,8	По 8.2
Давление насыщенных паров, избыточное, МПа, при температуре:
+45°С, не более	1,6					По ГОСТ Р 50994 или ГОСТ 28656
-20°С, не менее	0,16	-	0,07	-	-
-30°С, не менее	-	0,07	-	-	-
Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %, не более	0,013	0,010	0,010	0,013	0,013
в том числе сероводорода, не более	0,003					По ГОСТ 229S5 или ГОСТ Р 50802
Содержание свободной воды и щелочи	Отсутствие					По 8.2
Интенсивность запаха, баллы, не менее	3					По ГОСТ 22387.5 или 8.3

Примечания:

1. Допускается не определять интенсивность запаха при массовой доле меркаптановой серы в сжиженных газах марок ПТ, ПБТ и БТ 0,002% и более, а марок ПА и ПБА — 0,001% и более. При массовой доле меркаптановой серы менее указанных значений или интенсивности запаха менее 3 баллов сжиженные газы должны быть одорированы в установленном порядке.
2. При температурах -20°С и -30°С давление насыщенных паров сжиженных газов определяют только в зимний период.
3. При применении сжиженных газов марок ПТ и ПБТ в качестве топлива для автомобильного транспорта массовая доля суммы непредельных углеводородов не должка превышать 6%, а давление насыщенных паров должно быть не менее 0,07 МПа для марок ПТ и ПБТ при температурах -30°С и -20°С соответственно.

3. Виды горючих газов, их основные свойства и состав

Газоснабжение жилых зданий значительно улучшает условия быта населения городов и населенных пунктов. Применение газа в городском хозяйстве, промышленности и энергетике создает благоприятные условия для улучшения технологических процессов производства, позволяет применять прогрессивную и экономически эффективную технологию, повышает технический и культурный уровень производственных, коммунальных и энергетических установок, позволяет повысить экономическую эффективность работы производства в целом.

Для газоснабжения жилых зданий, коммунальных и промышленных предприятий используют природные, искусственные и смешанные газы. Базой для широкого развития газовой промышленности являются значительные запасы природного газа. По запасам природного газа наша страна занимает первое место в мире. Добыча природного газа в стране непрерывно растет, что объясняется его высокими экономическими показателями, особенно благодаря его низкой себестоимости.

Если сравнить природный газ с другими видами топлива, то его себестоимость в три раза ниже себестоимости торфа и мазута, в 15 - 20 раз ниже себестоимости угля подземной выработки. Только в наиболее отдаленных от месторождений районах себестоимость газа выше себестоимости мазута.

Применение газа в быту и промышленности в сравнении с твердым топливом в 4 - 5 раз эффективнее. Газ сгорает без образования дыма, в котором много продуктов неполного сгорания твердого и жидкого топлива, поэтому замена газом других видов топлива способствует очистке воздушного бассейна населенных пунктов.

Газы как топливо с успехом применяют для приготовления пищи, в системах горячего водоснабжения для подогрева воды, в системах отопления зданий, в технологических процессах промышленных предприятий.

В качестве топлива используют газы природных нефтяных и газовых месторождений, их газовоздушные смеси, а также сжиженные углеводородные газы, отвечающие требованиям ГОСТ 5542-87 для природного газа и ГОСТ 20448-90 для сжиженных углеводородных газов (в дальнейшем - СУГ).

Газообразное топливо представляет собой смесь горючих и негорючих газов, содержащую некоторое количество примесей. К горючим газам относятся углеводороды, водород и окись углеводов. Негорючие компоненты - это азот, двуокись углерода и кислород. Они составляют балласт газообразного топлива. К примесям относятся водяные пары, сероводород, пыль. От вредных примесей газообразное топливо очищают. В соответствии с требованиями ГОСТ допускается на 100 м3 газа примесей не более: 2 г сероводорода или аммиака; 5 г цианистых соединений; 10 г нафталина, смолы, пыли и других веществ не более 0,1 %.

Газообразное топливо имеет большое народнохозяйственное значение.

Отклонение теплоты сгорания от номинального значения не должно быть более ± 5 %. Для газоснабжения применяют влажные и сухие газы. Содержание влаги не должно превосходить количества, насыщающего газ при t = − 20° С (зимой) и 35° С (летом). Влагосодержание насыщенного газа в зависимости от его температуры приведено в табл. 1.

Таблица 1. Зависимость влагосодержания насыщенного газа от температуры.

Если газ транспортируют на большие расстояния, то его предварительно осушают. Большинство искусственных газов имеет резкий запах, что облегчает обнаружить утечки газа из трубопроводов и арматуры. Природный газ совсем не имеет запаха. До подачи в сеть его одорируют (смешивают со специальными веществами), т.е. придают ему резкий неприятный запах, который должен ощущаться при концентрации в воздухе, равной 1 %.

Запах токсичных газов должен ощущаться при концентрации, допускаемой санитарными нормами. Сжиженный газ, используемый коммунально-бытовыми потребителями, по ГОСТ 20448-90 не должен содержать сероводорода более 5 г на 100 м 3 газа, а его запах должен ощущаться при содержании в воздухе 0,5 %.

Концентрация кислорода в газообразном топливе не должна превышать 1 %. При использовании для газоснабжения смеси сжиженного газа с воздухом концентрация газа в смеси составляет не менее удвоенного верхнего предела воспламеняемости.
Величина расхода газа на нужды потребителей целиком зависит от его теплоты сгорания (теплотворной способности), и чем она меньше, тем больше расходуется газа.

Физические характеристики и теплота сгорания некоторых газов приведены в табл. 1 и 2. Используя данные этих таблиц, можно рассчитать теплоту сгорания, плотность и другие характеристики газообразного топлива. Температура воспламенения природных и искусственны газов составляет 640 - 700 °С. Природные газы добывают из газовых или нефтяных месторождений, а искусственных получают при термической переработке жидкого или твердого топлива без доступа воздуха.

Для централизованного снабжения населенных пунктов и производственных объектов широко применяют природные газы. Если нет природных газов или газовоздушных смесей, то применяют сжиженные углеводородные газы.

К сжиженным углеводородным газам относятся такие углеводороды, которые в нормальных условиях находятся в газообразном состоянии, а при небольшом повышении давления переходят в жидкое состояние. Сжиженные газы хранят в баллонах и металлических резервуарах. Температура воспламенения сжиженных пропана и бутана составляет соответственно 510 и 490° С.

Сжиженные газы в сравнении с природными обладают в 2 - 3 раза большей теплотой сгорания и скоростью воспламенения. Пропан С3Н8 и бутан С4Н10 извлекают из природного нефтяного газа или получают искусственно как побочный продукт при термической переработке нефти на газобензиновых заводах. Избыточное давление насыщенных паров сжиженного газа обычно составляет не менее 0,16 МПа.

Крупномасштабное производство сжиженного природного газа

Преобразование природного газа в жидкое состояние осуществляется в несколько этапов. Сначала удаляются все примеси - прежде всего, двуокись углерода, а иногда и минимальные остатки соединений серы. Затем извлекается вода, которая в противном случае может превратиться в ледяные кристаллы и закупорить установку сжижения.

Как правило, в последнее время для комплексной очистки газа от влаги, углекислого газа и тяжелых углеводородов используют адсорбционный способ глубокой очистки газа на молекулярных ситах.

Следующий этап - удаление большинства тяжелых углеводородов, после чего остаются главным образом метан и этан. Затем газ постепенно охлаждается, обычно с помощью двухцикличного процесса охлаждения в серии теплообменников (испарителей холодильных машин). Очистка и фракционирование реализуются, как и основная доля охлаждения, под высоким давлением. Холод производится одним или несколькими холодильными циклами, позволяющими снизить температуру до -160°С. Тогда он и становится жидкостью при атмосферном давлении.

сжиженный природный газ производство

Рисунок 1.Процесс сжижения природного газа (получение СПГ)

Сжижение природного газа возможно лишь при охлаждении его ниже критической температуры. Иначе газ не сможет быть превращен в жидкость даже при очень высоком давлении. Для сжижения природного газа при температуре, равной критической (Т = Т кр), давление его должно быть равным или больше критического, т. е. Р > Ркт. При сжижении природного газа под давлением ниже критического (Р < Ркт) температура газа также должна быть ниже критической.

Для сжижения природного газа могут быть использованы как принципы внутреннего охлаждения, когда природный газ сам выступает в роли рабочего тела, так и принципы внешнего охлаждения, когда для охлаждения и конденсации природного газа используются вспомогательные криогенные газы с более низкой температурой кипения (например кислород, азот, гелий). В последнем случае теплообмен между природным газом и вспомогательным криогенным газом происходит через теплообменную поверхность.

При промышленном производстве СПГ наиболее эффективными являются циклы сжижения с использованием внешней холодильной установки (принципы внешнего охлаждения), работающей на углеводородах или азоте, при этом сжижается почти весь природный газ. Широкое распространение получили циклы на смесях хладагентов, где чаще других используется однопоточный каскадный цикл, у которого удельный расход энергии составляет 0,55-0,6 кВт" ч/кг СПГ.

В установках сжижения небольшой производительности в качестве холодильного агента используется сжижаемый природный газ, в этом случае применяют более простые циклы: с дросселированием, детандером, вихревой трубой и др. В таких установках коэффициент сжижения составляет 5-20 %, а природный газ необходимо предварительно сжимать в компрессоре.

Сжижение природного газа на основе внутреннего охлаждения может достигаться следующими способами:

* изоэнтальпийным расширением сжатого газа (энтальпия i = const), т. е. дросселированием (использование эффекта Джоуля-Томсона); при дросселировании поток газа не производит какой либо работы;

* изоэнтропийным расширением сжатого газа (энтропия S-const) с отдачей внешней работы; при этом получают дополнительное количество холода, помимо обусловленного эффектом Джоуля-Томсона, так как работа расширения газа совершается за счет его внутренней энергии.

Как правило, изоэнтальпийное расширение сжатого газа используется только в аппаратах сжижения малой и средней производительности, в которых можно пренебречь некоторым перерасходом энергии. Изоэнтропийное расширение сжатого газа используется в аппаратах большой производительности (в промышленных масштабах).

Сжижение природного газа на основе внешнего охлаждения может достигаться следующими способами:

* использованием криогенераторов Стирлинга, Вюлемье-Такониса и т.д; рабочими телами данных криогенераторов является, как правило, гелий и водород, что позволяет при совершении замкнутого термодинамического цикла достигать температуры на стенке теплообменника ниже температуры кипения природного газа;

* использованием криогенных жидкостей с температурой кипения ниже, чем у природного газа, например жидкого азота, кислорода и т. д.;

* использованием каскадного цикла с помощью различных холодильных агентов (пропана, аммиака, метана и т. д.); при каскадном цикле газ легко поддающийся сжижению путем компримирования, при испарении создает холод, необходимый для понижения температуры другого трудносжижаемого газа.

После сжижения СПГ помещается в специально изолированные резервуары хранения, а затем загружается в танкеры-газовозы для транспортировки. За это время транспортировки небольшая часть СПГ неизменно «выпаривается» и может использоваться в качестве топлива для двигателей танкера. По достижении терминала потребителя сжиженный газ разгружается и помещается в резервуары хранения.

Прежде чем пустить СПГ в употребление, его вновь приводят в газообразное состояние на станции регазификации. После регазификации природный газ используется так же, как и газ, транспортируемый по газопроводам.

Приемный терминал СПГ - менее сложное сооружение, чем завод сжижения, и состоит главным образом из пункта приема, сливной эстакады, резервуаров хранения, установок обработки газов испарения из резервуаров и узла учета.

Технология сжижения газа, его транспортировки и хранения уже вполне освоена в мире. Поэтому производство СПГ - довольно стремительно развивающаяся отрасль в мировой энергетике.

Маломасштабное производство сжиженного природного газа

Современные технологии позволяют решить проблему автономного энергоснабжения небольших промышленных, социальных предприятий и населенных пунктов путем создания энергетических объектов на базе мини-энергетики с использованием СПГ.

Автономные объекты мини-энергетики с применением сжиженного природного газа не только помогут ликвидировать проблему энергообеспечения отдаленных регионов, но и являются альтернативой для прекращения зависимости потребителей от крупных поставщиков электрической и тепловой энергии. На данный момент маломасштабное производство СПГ является привлекательной сферой для инвестиций в объекты энергетики со сравнительно коротким сроком окупаемости капитальных вложений.

Существует технология сжижения природного газа с использованием энергии перепада давления газа на ГРС с внедрением детандер-компрессорных агрегатов, реализованная на ГРС "Никольская" (Ленинградская область). Расчетная производительность установки по СПГ равна 30 тоннам в сутки.

Установка сжижения природного газа состоит из блока теплообменников вымораживателей, системы охлаждения компримированного газа, блока сжижения, двухступенчатого турбодетандер-компрессорного агрегата, автоматизированной системы контроля и управления работой установки (АСКУ), арматуры, в том числе управляемой, и КИП.

Рисунок 2. Схема установки сжижения ПГ

Принцип работы установки заключается в следующем (рис.2).

Природный газ с расходом 8000 нм3/ч и давлением 3,3 МПа поступает на турбокомпрессоры К1 и К2, работающие на одном валу с турбодетандерами Д1 и Д2.

В установке по сжижению природного газа в связи с достаточно высокой чистотой природного газа (содержание СО2 не более 400 ррm) предусматривается только осушка газа, которую с целью снижения стоимости оборудования предусмотрено проводить способом вымораживания влаги.

В 2-х ступенчатом турбокомпрессоре давление газа повышается до 4,5 МПа, затем сжатый газ последовательно охлаждается в теплообменниках Т3-2 и Т3-1 и поступает в вымораживатель, состоящий из 3-х теплообменников Т11-1, Т11-2 и Т11-3 (или Т12-1, Т12-2 и Т12-3), где за счет использования холода обратного потока газа из теплообменника Т2-1 происходит вымораживание влаги. Очищенный газ после фильтра Ф1-2 разбивается на два потока.

Один поток (большую часть) направляют в вымораживатель для рекуперации холода, а на выходе из вымораживателя через фильтр подают последовательно на турбодетандеры Д1 и Д2, а после них направляют в обратный поток на выходе из сепаратора С2-1.

Второй поток направляют в теплообменник Т2-1, где после охлаждения дросселируют через дроссель ДР в сепаратор С2-1, в котором производят отделение жидкой фазы от его паров. Жидкую фазу (сжиженный природный газ) направляют в накопитель и потребителю, а паровую фазу подают последовательно в теплообменник Т2-1, вымораживатель Т11 или Т12 и теплообменник Т3-2, а после него в магистраль низкого давления, расположенную после газораспределительной станции, где давление становится равным 0,28-0,6 МПа.

Через определенное время работающий вымораживатель Т11 переводят на отогрев и продувку газом низкого давления из магистрали, а на рабочий режим переводят вымораживатель Т12. 28 января 2009 г.,А.П. Иньков, Б.А. Скородумов и др. Neftegaz.RU

В нашей стране имеется значительное количество ГРС, где редуцируемый газ бесполезно теряет свое давление, а в отдельных случаях в зимний период приходится подводить еще энергию для подогрева газа перед его дросселированием.

В то же время, используя практически бесплатную энергию перепада давления газа, можно получить общественно полезный, удобный и экологически безопасный энергоноситель - сжиженный природный газ, с помощью которого можно газифицировать промышленные, социальные объекты и населенные пункты, не имеющие трубопроводного газоснабжения.