Как и зачем сжижают газ: технология и нюансы производства сжиженного газа

Это природный газ, искусственно сжиженный  путем охлаждения до −160 °C

ИА Neftegaz.RU. Сжиженный природный газ (СПГ) — природный газ, искусственно сжиженный путем охлаждения до -160°C, для облегчения хранения и транспортировки. СПГ представляет собой бесцветную жидкость без запаха, плотность которой в 2 раза меньше плотности воды. На 75-99% состоит из метана. Температура кипения − 158…−163°C. В жидком состоянии не горюч, не токсичен, не агрессивен. Для использования подвергается испарению до исходного состояния.

При сгорании паров образуется диоксид углерода( углекислый газ, CO2) и водяной пар.

В промышленности газ сжижают как для использования в качестве конечного продукта, так и с целью использования в сочетании с процессами низкотемпературного фракционирования ПНГ и природных газов, позволяющие выделять из этих газов газовый бензин, бутаны, пропан и этан, гелий. СПГ получают из природного газа путем сжатия с последующим охлаждением. При сжижении природный газ уменьшается в объеме примерно в 600 раз.

Перевод 1 тонны СПГ в кубометры (м3).

1 тонна СПГ — это примерно 1,38 тыс м3 природного газа после регазификации. Примерно — потому что плотность газа и компонентный на разных месторождения разная. Формулу Менделеева — Клайперона никто не отменял. Кроме метана в состав природного газа могут входить: этан, пропан, бутан и некоторые другие вещества. Плотность газа изменяется в интервале 0,68 — 0,85 кг/м³, но зависит не только от состава, но и от давления и температуры в месте расчета плотности газа. Стандартные условия для температуры и давления – это установленные стандартом физические условия, с которыми соотносят свойства веществ, зависящие от этих условий. Национальный институт стандартов и технологий (NIST) устанавливает температуру 20 °C (293,15 K) и абсолютное давление 1 атм (101.325 кПа), и этот стандарт называют нормальной температурой и давлением (NTP). Плотность компонентов газа сильно различается: Метан — 0,668 кг/м³,  Этан — 1,263 кг/м³, 

Пропан — 1,872 кг/м³.

Поэтому, в зависимости от компонентного состава изменяется и количество м3 газа при переводе из тонн.

Процесс сжижения идет ступенями, на каждой из которых газ сжимается в 5-12 раз, затем охлаждается и передается на следующую ступень. 

Собственно сжижение происходит при охлаждении после последней стадии сжатия. Процесс сжижения таким образом требует значительного расхода энергии — до 25 % от ее количества, содержащегося в сжиженном газе.

Ныне применяются 2 техпроцесса:

• конденсация при постоянном давлении (компримирование), что довольно неэффективно из-за энергоемкости,
• теплообменные процессы: рефрижераторный — с использованием охладителя и турбодетандерный/дросселирование с получением необходимой температуры при резком расширении газа.

• В процессах сжижения газа важна эффективность теплообменного оборудования и теплоизоляционных материалов.
• При теплообмене в криогенной области увеличение разности температурного перепада между потоками всего на 0,5ºС может привести к дополнительному расходу мощности в интервале 2 — 5 кВт на сжатие каждых 100 тыс м3 газа.
• Недостаток технологии дросселирования — низкий коэффициент ожижения — до 4%, что предполагает многократную перегонку.
• Применение компрессорно-детандерной схемы позволяет повысить эффективность охлаждения газа до 14 % за счет совершения работы на лопатках турбины.
• Термодинамические схемы позволяют достичь 100% эффективности сжижения природного газа:

• каскадный цикл с последовательным использованием в качестве хладагентов пропана, этилена и метана путем последовательного снижения их температуры кипения,
• цикл с двойным хладагентом — смесью этана и метана,
• расширительные циклы сжижения.

Известно 7 различных технологий и методы сжижения природного газа:

• для производства больших объемов СПГ лидируют техпроцессы AP-SMR™, AP-C3MR™ и AP-X™ с долей рынка 82% компании Air Products,
• технология Optimized Cascade, разработанная ConocoPhillips,
• использование компактных GTL-установок, предназначенных для внутреннего использования на промышленных предприятиях,
• локальные установки производства СПГ могут найти широкое применение для производства газомоторного топлива (ГМТ),
• использование морских судов с установкой сжижения природного газа (FLNG), которые открывают доступ к газовым месторождениям, недоступным для объектов газопроводной инфраструктуры,
• использование морских плавающих платформ СПГ, к примеру, которая строится компанией Shell в 25 км от западного берега Австралии.

Процесс сжижения газа:

Оборудование СПГ-завода:

• установка предварительной очистки и сжижения газа,
• технологические линии производства СПГ,
• резервуары для хранения, в тч специальные криоцистерны, устроенные по принципу сосуда Дюара,
• для загрузки на танкеры — газовозы,
• для обеспечения завода электроэнергией и водой для охлаждения.

Существует технология, позволяющая сэкономить на сжижении до 50% энергии, с использованием энергии, теряемой на газораспределительных станциях (ГРС) при дросселировании природного газа от давления магистрального трубопровода (4-6 МПа) до давления потребителя (0,3-1,2 МПа):

• используется как собственно потенциальная энергия сжатого газа, так и естественное охлаждение газа при снижении давления.
• дополнительно экономится энергия, необходимая для подогрева газа перед подачей к потребителю.

Чистый СПГ не горит, сам по себе не воспламеняем и не взрывается. На открытом пространстве при нормальной температуре СПГ возвращается в газообразное состояние и быстро растворяется в воздухе. При испарении природный газ может воспламениться, если произойдет контакт с источником пламени. Для воспламенения необходимо иметь концентрацию испарений в воздухе от 5 % до 15 %. Если концентрация до 5 %, то испарений недостаточно для начала возгорания, а если более 15 %, то в окружающей среде становится слишком мало кислорода. Для использования СПГ подвергается регазификации — испарению без присутствия воздуха.

СПГ является важным источником энергоресурсов для многих стран, в том числе Японии ,Франции, Бельгии, Испании, Южной Кореи.

Транспортировка СПГ— это процесс, включающий в себя несколько этапов:

• морской переход танкера — газовоза,
• автодоставка с использованием спецавтотранспорта,
• ж/д доставка с использованием вагонов-цистерн,
• регазификация СПГ до газообразного состояния.

1. Регазифицированный СПГ транспортируется конечным потребителям по газопроводам.
2. Основные производители СПГ по данным 2009 г:
3. Катар -49,4 млрд м³, Малайзия — 29,5 млрд м³; Индонезия-26,0 млрд м³; Австралия — 24,2 млрд м³; Алжир — 20,9 млрд м³; Тринидад и Тобаго -19,7 млрд м³.
4. Основные импортеры СПГ в 2009 г: 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.
5. Производство СПГ в России

• На 2018 г в РФ действует 2 СПГ-завода.
• СПГ-завод проекта Сахалин-2 запущен в 2009 г, контрольный пакет принадлежит Газпрому, у Shell доля участия 27,5%, японских Mitsui и Mitsubishi — 12,5% и 10% . 
• По итогам 2015 г производство составило 10,8 млн т/год, превысив проектную мощность на 1,2 млн т/год.
• Однако из-за падения цен на мировом рынке доходы от экспорта СПГ в долларовом исчислении сократились по сравнению с 2014 г на 13,3% до 4,5 млрд долл США/год.
• 2м крупным игроком на рынке российского СПГ становится компания НОВАТЭК, которая в январе 2018 г ввела в эксплуатацию СПГ — завод на проекте Ямал-СПГ.
• Новатэк-Юрхаровнефтегаз (дочернее предприятие Новатэка ) выиграл аукцион на право пользования Няхартинским участком недр в ЯНАО.

Няхартинский участок недр нужен компании для развития проекта Арктик СПГ. Это 2й проект Новатэка, ориентированный на экспорт СПГ.

В США введены в эксплуатацию 5 терминалов по экспорту СПГ общей мощностью 57,8 млн т/год. 

На европейском газовом рынке началось жесткое противостояние американского СПГ и российского сетевого газа.

Как сжижают газ

Опубликовано: 31.12.2016 14:34

Газ – это одно из трех стандартных агрегатных состояний вещества.

Свойство, которое характеризует любое вещество в состоянии газа — это способность занимать весь объем отведенного газу пространства, со временем равномерно распространяясь по всему доступному объему.

Сжиженный природный газ – это вещество с тем же самым составом (в случае природного газа мы говорим про метан – СН4), но в другом агрегатном состоянии. Мы имеем жидкость вместо газа. Итак, как же происходит процесс сжижения метана, пропана и других газов?

Получение сжиженного газа возможно двумя способами:

• сжижение любого газа происходит методом понижения его температуры ниже уровня температуры кипения;
• процесс сжижения некоторых газов можно провести более дешевыми методами – путем повышения давления.

Хронологически первыми были получены в жидком состоянии такие газы, как углекислый газ, сернистый газ, аммиак. Процесс сжижения этих газов происходил при повышении давления и нормальной комнатной температуре.

Газы, которые были сжижены далее – пропан, бутан, этан и другие – также проходили процедуру сжижения с повышением давления.

Однако дальше выяснилось, что сжижение газа при компрессорным методом работает не всех газов – природный газ не превращается в сжиженный метан при повышении давления.

Далее было установлено, что возможно получение газа в жидком состоянии абсолютно для всех известных групп газов, однако процесс сжижения определенного газа не даст результата, если этот газ не охлажден до уровня ниже критической температуры.

Если температура кипения – это температура, при которой вещество полностью переходит из состояния газа в состояние жидкости, то критическая температура – это уровень, при котором переход из состояния газа возможен при достижении определенного давления.

Именно таким является процесс получения сжиженного природного газа – охлаждение до критической температуры -82,5оС (при температуре кипения метана в -161,5оС) и повышение давления газа.

Сжижение газа помогает решить вопрос с его хранением и транспортировкой (хранение жидкости более удобно, чем хранение газа, и не требует полностью герметичного помещения) – объем природного газа в жидком состоянии меньше в 600 раз, чем то пространство, которое занимает то же количество газа в обычном виде. Получение сжиженного газа относится к началу ХХ века, когда для его удобной транспортировки впервые была применена технология повышения давления. Однако развитию применения такого газа помешало применение технологии трубопроводной доставки, пришедшей из нефтяной промышленности.

Сжиженный метан и пропан.

Получение сжиженного метана невозможно через повышение давления при комнатной температуре, поэтому для хранения природного газа в жидком состоянии используются криогенные технологии, позволяющие поддерживать температуру ниже уровня испарения газа.

Дороговизна применения технологий по хранению и транспортировке сжиженного метана сказывается на ограничении популярности СПГ в сравнении с трубопроводным газом.

Использование сжиженного метана в качестве топлива требует оборудования для сжижения газа, танкеров, позволяющих поддерживать необходимую низкую температуру, терминалов по разжижению СПГ.

В свою очередь, сжиженный пропан может быть получен путем повышения давления. В газгольдерах и баллонах хранение такого газа происходит не в жидком, а в обычном виде – в любой емкости для СУГ пропан-бутановая смесь существует в жидком и газообразном состоянии одновременно (и именно та часть смеси, которая находится в обычном состоянии, подается в трубопровод к газовому котлу).

В этом состоит преимущество пропан-бутана перед сжиженным метаном – для хранения и транспортировки пропан-бутана нужна только емкость, выдерживающая внутреннее давление.

Развитие технологий производства сжиженного природного газа

О.В. Крюков (ОАО «Гипрогазцентр»).

Опубликовано в журнале Химическая техника №1/2015

Как известно, в настоящее время и в среднесрочной перспективе природный газ остается жизненно важным компонентом в обеспечении глобальных энергетических потребностей ввиду своих преимуществ перед другими видами ископаемого топлива и в силу постоянно растущей потребности в нем.

В настоящее время большая часть газа доставляется потребителям по магистральным трубопроводам в газообразной форме [1].

В то же время в ряде случаев для труднодоступных удаленных месторождений транспорт сжиженного природного газа (СПГ) оказывается предпочтительнее, чем традиционный трубопроводный.

Расчеты показали, что перевозка СПГ танкерами с учетом строительства мощностей сжижения и регазификации оказывается экономически рентабельной при расстояниях от 2500 км [2, 3] (хотя пример с Сахалинским заводом СПГ доказывает актуальность и исключений).

Кроме того, индустрия СПГ является сегодня лидером в глобализации газовой индустрии и вышла далеко за рамки отдельных регионов, чего не было в начале 1990-х годов.

Пока спрос на СПГ растет, техническое обеспечение конкурентоспособных проектов СПГ в современной окружающей среде является непростой задачей.

Важной особенностью заводов СПГ является то, что большинство затратных статей диктуется специфичными параметрами: качеством добываемого сырого газа, природными и климатическими условиями, топографией, объемами морских работ, доступностью инфраструктуры, экономическими и политическими условиями.

Особый интерес в связи с этим представляют технологии подготовки газа и его сжижения, которые сегодня уже используются на современных заводах СПГ и которые можно классифицировать по разным признакам. Но особенно важно, что они располагаются в комфортных южных или более суровых северных широтах [3, 4].

Исходя из этого, можно проанализировать различия этих двух групп, учесть особенности и недостатки каждой, применить опыт строительства и эксплуатации при реализации новых проектов СПГ в России, в частности в арктических условиях.

Но даже с учетом имеющегося опыта перспективное развитие арктических территорий, где находится до 25% неразведанных запасов углеводородов, может быть обеспечено в дальнейшем инновациями, дающими повышение эффективности и конкурентоспособности.

История производства СПГ

Эксперименты по сжижению природного газа начались в конце 19-го века. Но только в 1941 г. был построен коммерческий завод СПГ в Кливленде (США, штат Огайо). То, что СПГ может транспортироваться судами на большие расстояния, было продемонстрировано на примере перевозки СПГ танкером «Methane Pioneer» в 1959 г.

Первым экспортным заводом СПГ с базисной нагрузкой стал проект «Camel» в Арзеве (Алжир), который был запущен в 1964 г. Первым заводом, где в 1969 г. начали производить СПГ в северных условиях, стал завод в США на Аляске.

Большая часть разработок по технологиям подготовки газа к сжижению и по его сжижению выполнялась ранее и делается в настоящее время группами ученых, работающих в штатном составе коммерческих предприятий.

Основные участники международного бизнеса СПГ и даты запуска заводов по годам представлены в табл. 1.

На начало 2014 г. действовало 32 завода СПГ в 19 странах мира; 11 производств СПГ в пяти странах мира находятся в стадии строительства; в восьми странах проектируется строительство еще 16 заводов СПГ. В России, кроме завода СПГ на о.

Сахалине, существует проект строительства завода «Балтийский СПГ» в Ленинградской области, запланирован завод СПГ на Ямале с привлечением иностранных партнеров.

Есть предложения по строительству мощностей СПГ для разработки Штокмановского, Южно-Тамбейского месторождений и для реализации проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-3».

В проектах, связанных со сжиженным газом, был задействован большой ряд российских организаций:ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Московский газоперерабатывающий завод,Сосногорский и Оренбургский ГПЗ,ОАО «Машиностроительный завод «Арсенал»», ОАО «НПО Гелиймаш»,ОАО «Криогенмаш», ОАО «Уралкриомаш», ОАО «Гипрогазцентр» и другие.

Вся система СПГ включает элементы добычи, обработки, перекачивания, сжижения, хранения, погрузки, перевозки и разгрузки, регазификации. Проекты СПГ требуют достаточного количества времени, денег и усилий на стадии дизайна, при экономической оценке, строительстве и коммерческом внедрении. Обычно проходит более 10 лет со стадии дизайна до реализации.

Поэтому общепринятой является практика заключать 20-летние контракты. Запасов газа на месторождении должно быть достаточно на 20–25 лет для того, чтобы оно могло рассматриваться в качестве источника легких углеводородов для СПГ.

Определяющими факторами выступают природа газа, доступное давление в пласте, связанность как свободного, так и растворенного газа с сырой нефтью, транспортные факторы, включая расстояние до морского порта.

За прошедшие годы индустрия СПГ сделала большой скачок. Если совокупность всех инноваций за это время условно принять за 100%, то 15% – это улучшение процесса, 15% – улучшение оборудования, а 70% приходится на теплоэнергетическую интеграцию. При этом капитальные затраты снизились на 30%, также произошло уменьшение расходов на транспорт газа по трубопроводам.

Есть явный тренд в сторону увеличения объемов технологических линий. С 1964 г. мощность отдельно взятой технологической линии увеличилась в 20 раз. При этом по нынешнему состоянию экономики и технологий газовые ресурсы, которые считаются труднодоступными, оцениваются в 127,5 трлн. м3.

Поэтому актуальная проблема заключается в транспортировки сжатого топлива на большие дистанции и через значительные водные пространства.

Таблица 1

Введение в эксплуатацию заводов СПГ в мире

Страна	Год	Компания	Страна	Год	Компании
Алжир, г. Арзу г. Скикда	1964/1972	Sonatrach/Saipem-Chiyoda	Египет, SEGAS Damietta	2004	Union Fenosa, Eni, EGAS, EGPC
США, г. Кенай	1969	ConocoPhillips, Marathon	Египет, Idku (Egyptian LNG)	2005	BG, Petronas, EGAS/EGPC
Ливия, Марсаэль Брега	1971	Exxon, Sirte Oil	Австралия, Дарвин	2006	Kenai LNG, Conoco Phillips, Santos, Inpex, Eni, TEPCO
Бруней, Лумут	1972	Shell	Экв. Гвиния, о. Биоко	2007	Marathon, GE Petrol
ОАЭ	1977	BP, Total, ADNOC	Норвегия, о. Мелкойя, Сновит	2007	Statoil, Petoro, Total
Индонезия, Бонтанг, о. Борнео	1977	Pertamina, Total	Индонезия, Ириан–Джая, Тангу	2009	BP, CNOOC, INPEX, LNG Japan, JX Nippon Oil &Energy, KG Berau”, “Talisman
Индонезия, Арун, сев. Суматра	1978	Pertamina, Mobil LNG Indonesia, JILCO	Россия, Сахалин	2009	Gasprom, Shell
Малайзия, Сату	1983	Petronas, Shell	Катаргаз 2	2009	Qatar Petroleum, ExxonMobil
Австралия, Сев.Зап. Шельф	1989	Woodside, Shell, BHP, BP, Chevron, Mitsubishi/Mitsui	Йемен, Балхаф	2009	Total, Hunt Oil, Yemen Gas, Kogas, Hyundai, SK Corp, GASSP
Малайзия, Дуа	1995	Petronas, Shell	Катар, Расгаз 2	2009	Qatar Petroleum, ExxonMobil
Катаргаз 1	1997	Qatar Petroleum, ExxonMobil	Катар, Расгаз 3	2009	Qatar Petroleum, ExxonMobil
Тринидад и Тобаго	1999	BP, BG, Repsol, Tractebel	Норвегия, Risavika, Scangass LNG	2009	Scangass (Lyse)
Нигерия	1999	NNPC, Shell, Total, Eni	Перу	2010	Hunt Oil, Repsol, SK Corp, Marubeni
Катар, Расгаз	1999	Qatar Petroleum, Exxon Mobil	Катаргаз3,4	2010	ConocoPhillips, Qatar Petroleum, Shell
Оман/Оман Калхат	2000/06	PDO, Shell, Fenosa, Itochu, Osaka gas, Total, Korea LNG, Partex, Itochu	Австралия, Pluto	2012	Woodside
Малайзия, Тига	2003	Petronas, Shell, JX Nippon, Diamond Gas	Ангола, Soya	2013	Chevron, Sonangol, BP, Eni, Total

При неравномерном распределении ресурсов природного газа в мире задача реализации этих ресурсов по трубопроводам может оказаться невыполнимой или экономически непривлекательной. Для рынков, удаленных более чем на 1500 миль (более 2500 км), вариант СПГ оказался достаточно экономичным. Во многом по этой причине с 2005 по 2018 г. объемы глобальных поставок СПГ должны удвоиться.

Рынки СПГ находились в основном в местах с высоким индустриальным ростом. Некоторые контракты заключались по фиксированным ценам; это изменилось в 1991 г., когда стоимость СПГ начали привязывать к нефти и нефтепродуктам. Пропорция торговли на рынке спот увеличилась с 4% в 1990 г. до 18% к 2012 г.

В стоимостной цепочке СПГ сжижение природного газа является частью, требующей наибольших вложений и эксплуатационных расходов. Многие процессы сжижения отличаются только холодильными циклами. Процессы с одним смешанным хладагентом подходят для производственных линий объемом 1…3 млн. т в год. В основе технологических процессов с объемами от 3 до 10 млн.

т в год лежит использование двух последовательных холодильных циклов, минимизирующих перепад давления в контуре природного газа. Применение третьего холодильного цикла позволило обойти такие «узкие» места в технологическом процессе, как диаметр криогенного теплообменника и объем холодильного компрессора для цикла с пропаном.

Исследования различных процессов сжижения показывают, что каждый из них ненамного эффективнее остальных. Скорее, каждая технология имеет конкурентные преимущества при определенных условиях. Вряд ли стоит ожидать больших изменений капитальных затрат из-за небольших усовершенствований процесса, поскольку сам процесс основан на неизменных законах термодинамики.

В связи с этим индустрия СПГ остается весьма капиталоемкой.

Возможно, что производство СПГ через 30 лет будет отличаться от той, которая существует сегодня. За рубежом накоплен значительный опыт в проектировании, изготовлении и эксплуатации автомобилей и судов на СПГ.

Благодаря решению ряда технических задач, снижению инвестиционной активности по береговым комплексам СПГ, в силу сложности нахождения доступного газа проекты плавучих установок СПГ привлекают все большее внимание всех участников индустрии СПГ.

Технические инновации и интеграция усилий могут обеспечить дальнейший успех подобных проектов; для этого требуется решение комплекса разноаспектных задач – экономических, технических и природоохранных.

Однако уже сегодня, как и в течение последних лет, индустрия СПГ заслуженно занимает свое важное место на энергетическом рынке и, скорее всего, сохранит это положение в обозримом будущем.

Подготовка газа к сжижению

Процесс обработки газа в высокой степени зависит от свойств сырого газа, а также от попадания тяжелых углеводородов через сырой газ. Для того чтобы сделать сжижение газа возможным, газ сначала подвергается обработке. При его входе на завод обычно происходит первоначальное разделение фракций и отделяется конденсат.

Поскольку большая часть примесей (вода, СО2, H2S, Hg, N2, He, карбонилсульфид COS, меркаптаны RSH и т.д.) замерзает при температурахСПГ или негативно влияет на качество продукта, соответствующее требуемой товарной спецификации, то и эти компоненты отделяются. Далее отделяются более тяжелые углеводороды для предотвращения их замерзания в процессе сжижения.

В табл. 2 представлены сводные данные по углеводородному сырью, используемому на всех рассматриваемых заводах.

Таблица 2

Составы газа на северных и южных заводах

№	Компонент	Сырой газ на южных заводах СПГ	Сырой газ на северных заводах СПГ
ОАЭ (усредненный поток)	Оман (усредненный поток)	Катар	Иран (м. Южный Парс)	Кенай, США	Мелкойя, Норвегия (усред.)	Сахалин, Россия
Сухой газ	Жирный газ
1	C1, %	68,7	87,1	82,8	82,8–97,4	99,7	83,5	Есть	Есть
2	C2, %	12,0	7,1	5,2	8,4–11,5	0,07	1,4	То же	То же
3	C3, %	6,5	2,2	2,0	0,06	2,2	«	«
4	C4, %	2,6	1,3	1,1	2,2	«	«
5	C5, %	0,7	0,8	0,6	1,2	«	«
6	C6+, %	0,3	0,5	2,6	8,6	«	«
7	H2S, %	2,9		0,5	0,5–1,21	0,01	Нет	«
8	CO2, %	6,1	1	1,8	1,8–2,53	0,07	0,4	5–8%	0,7
9	N2, %	0,1	0,1	3,3	3,3–4,56	0,1	0,5	0,8–3,6%

Как и зачем сжижается газ

Основным свойством газообразного агрегатного состояния вещества является то, что оно занимает весь предоставленный объем. Газ равномерно распространяется по предоставленной ему емкости. Это характерно и для природного газа — метана. Однако все газы могут переходить и в жидкое состояние, что делает работу с ними намного более удобной.

Два способа получения сжиженного газа

Газ можно превратить в жидкость двумя способами:

• путем понижения температуры;
• путем сжимания под высоким давлением.

Все газы конденсируются в жидкость естественным образом, когда его температура понижается ниже температуры кипения.

Однако из-за того, что эти температуры часто очень низкие, требующие больших усилий для их создания и поддержания, чаще используется метод создания высокого давления.

Когда газ искусственно сжимается большим давлением, он тоже может принять жидкую форму. Однако это справедливо не для всех веществ.

Технология получения жидких газов

Первыми газами, которые научными методами были превращены в жидкости, стали:

• углекислота;
• сернистый газ;
• аммиак.

Этого удалось достичь именно повышением давления, температура во время процедуры оставалась комнатной. Следующими сжиженными таким образом газами стали:

• пропан;
• бутан;
• этан и другие газы этой группы.

Позже выяснилось, что повышение давления работает не для всех газов. Метан даже при большом давлении в комнатной температуре оставался газообразным. Выходом стало использование критической температуры.

При температуре кипения вещество, находящееся в жидкой форме, переходит в газообразное состояние. Критическая же температура — это температура, при которой газ переходит в жидкость, находясь под определенным давлением.

Найдя критическую температуру для природного газа (метана) — -82,5 градусов Цельсия, удалось его перевести в жидкую форму под высоким давлением.

При этом в нормальных условиях кипеть метан начинает при температуре -161,5 градусов Цельсия.

Преимущества сжиженного газа

Преобразование газов в жидкую форму помогло решить проблему транспортировки и хранения газов. Хранить жидкости удобнее, чем газы, поскольку для этого не требуется полностью герметичных помещений. Существенно уменьшается и занимаемый объем: для метана он сокращается в 600 раз.

Сжиженный газ легче доставлять и заправлять, особенно это касается пропана, бутана, их смеси, а также углекислого газа. Подробнее о том, как происходит заправка углекислотных баллонов, можно узнать на этой странице сайта «ТОРГГАЗ».

Однако метан по-прежнему используется преимущественно в газообразной форме из-за развития трубопроводной технологии в нефтедобывающей промышленности.

Преимущество пропана и бутана

Метан, природный газ, доставляется по трубам благодаря тому, что эта технология ведет к снижению затрат, необходимых для поддержания работы криогенных установок.

Сжиженный метан пришлось бы перевозить в специальных танкерах, способных поддерживать нужную температуру и давление одновременно.

В местах его использования понадобились бы установки-испарители, которые тоже несут дополнительные сложности.

Эти проблемы обошли стороной пропан, бутан и их смесь. Эти газы сжижаются простым методом повышения давления.

Дополнительным их преимуществом является и то, что они могут находиться в емкости одновременно в жидком и газообразном состоянии: газообразная составляющая подается в газовое оборудование, жидкая часть постепенно испаряется по мере уменьшения давления, вызванного расходом газа. Благодаря этому для хранения пропан-бутановой смеси достаточно баллонов, способных выдержать большие внутренние нагрузки.

Как и зачем сжижают газ: технология производства и сфера использования сжиженного газа

Главная > Дополнительно > Как и зачем сжижают газ: технология производства и сфера использования сжиженного газа

Основными импортёрами СПГ в 2015 году были:

1. Япония (118 млрд м³ в год);
2. Республика Корея (43,7 млрд м³);
3. Китай (26,2 млрд м³);
4. Индия (21,7 млрд м³);
5. Тайвань (18,7 млрд м³);
6. Испания (13,1 млрд м³);
7. Великобритания (12,8 млрд м³);

На 2014 год 29 стран импортировали СПГ.

За последние десять лет мировой спрос на СПГ увеличился вдвое, составив в 2016 году 258 млрд тонн.

Импорт СПГ в Европу

На территории Европы расположено около тридцати крупных регазификационных терминалов, суммарная мощность которых по состоянию на конец 2016 г. превышала 218 млрд кубометров в эквиваленте природного газа.

Однако в число крупнейших потребителей СПГ европейские страны не входят. Общий импорт СПГ в Европу в 2016 г. составил всего лишь 51 млрд кубометров в эквиваленте (15,3 % мирового рынка этого продукта).

При этом крупные поставки осуществлялись в Испанию (13,2 млрд кубометров), Великобританию (10,5 млрд кубометров), Францию (9,7 млрд кубометров).

Одна из причин низкой активности европейских стран на рынке СПГ — его высокая стоимость. В результате существующие регазификационные мощности не востребованы, терминалы работают с довольно низкой загрузкой. В 2016 г. загрузка мощностей терминалов колебалась от 19 % в Нидерландах и 20 % в Великобритании до 31 % в Бельгии и 37 % в Италии.

Хранение

Калькулятор перевода литров сжиженного газа в килограммы (кг)

Для хранения сжиженных углеводородных газов широко используются стальные резервуары цилиндрической и сферической форм.

Сферические резервуары по сравнению с цилиндрическими имеют более совершенную геометрическую форму и требуют меньшего расхода металла на единицу объёма ёмкости за счёт уменьшения толщины стенки, благодаря равномерному распределению напряжений в сварных швах и по контуру всей оболочки.

Основные характеристики цилиндрических резервуаров

ПоказательУсловная вместимость, м³2550100160175200Вместимость, м³

Внутренний диаметр, м.

Общая длина, м.

Длина цилиндрической части, м.

Расстояние между опорами, м.

Наибольшее рабочее давление, кгс/см².

Толщина стенок, мм.

Расстояние между штуцерами, м.

Расстояние между штуцером и люком, м.

Общая масса, т.

Удельный расход металла (ст.3) на 1 м³, т.

действительная	27,8	49,8 / 49,8	93,3 / 93,9	152,4 / 154,3	175	192,6 / 192,6
полезная	23,2	41,6 / 44,8	77,8 / 83,4	128,9 / 139,2	146	160,6 / 173,5
2,0	2,4 /2,4	3,0 / 3,0	3,2 /3,2	3,0	3,4 / 3,4
9,1	11,3 / 11,3	13,6 / 13,6	19,7 / 19,7	25,5	21,8 / 21,8
8,00 / 8,00	10,0 / 10,0	12,0 / 12,0	18,0 / 18,0	23,8 / 23,8	20,0 / 20,0
5,5	6,6 / 6,6	8,0 / 8,0	11,5 / 11,5	15,1	12,8 / 12,8
18	18 / 7	18 / 7	18 / 7	16	18 / 7
Ст.3 (спокойная)	корпус	24	28 / 14	34 / 16	36 / 18	22	38 / 18
днище	24	28 / 16	34 / 16	36 / 18	28	38 / 18
Ст.3 Н	корпус	20	24 / 15	28 / 14	30 / 14	32 / 16
днище	20	24 / 12	28 / 16	30 / 20	32 / 20
1,1	1,4 / 1,4	1,1 / 1,1	1,4 / 1,4	0,9	1,1 / 1,1
1,4	1,4 / 1,4	1,4 / 1,4	1,7 / 1,7	3,15	1,4 / 1,4
Ст.3 (спокойная)	11,7	20,2 / 10,4	37,2 / 19,1	60,1 / 31,9	44,6	73,9 / 55,8
Ст.3 Н	9,7	17,4 / 9,2	30,5 / 16,8	50,4 / 25,5	62,7 / 32,4
0,420	0,405 / 0,209	0,399 / 0,205	0,399 / 0,200	0,255	0,384 / 0,168

Основные характеристики сферических резервуаров

Номинальная вместимость, м³Внутренний диаметр, мВнутреннее даление, 105 ПаМарка сталиТолщина стенки, ммМасса одного резервуара, тЧисло стоекОтносительная сметная стоимость, руб. на 1 кгс/см²

300	9	2,5	09Г2С (М)	12	24	6	1400
600	10,6	2,5	09Г2С (М)	12	33,3	8	1200
600	10,5	6	09Г2С (М)	16	43,3	8	700
600	10,5	10	09Г2С (М)	22	60	8 — 9	550
600	10,5	10	09Г2С (М)	34	94,6	8	500
600	10,5	18	12Г2СМФ	25	69,5	8	440
900	12	18	09Г2С(М)	38	140	8	480
900	12	18	12Г2СМФ	28	101,5	8	420
2000	16	2,5	09Г2С (М)	16	101,2	12	1070
2000	16	6	09Г2С (М)	22	143	10	650
4000	20	2,5	09Г2С (М)	20	218	16	1100
4000	20	6	09Г2С (М)	28	305	14	650

На крупных предприятиях все чаще используется способ хранения сжиженных углеводородных газов при атмосферном давлении и низкой температуре. Применение этого способа достигается путём искусственного охлаждения, что приводит к снижению упругости паров сжиженных углеводородных газов.

При температуре −42 °C сжиженный пропан может храниться при атмосферном давлении, в результате чего уменьшается расчетное давление при определении толщины стенок резервуаров. Достаточно, чтобы стенки выдержали только гидростатическое давление хранимого продукта.

Это позволяет сократить расход металла в 8-15 раз в зависимости от хранимого продукта и объёма резервуара. Замена парка стальных резервуаров высокого давления для пропана объёмом 0,5 млн м3 низкотемпературными резервуарами такого же объёма обеспечивает экономию средств в капиталовложения в размере 90 млн долларов США и металла 146 тыс. тонн.

, эксплуатационные расходы при этом снижаются на 30-35 %. На практике, в низкотемпературных резервуарах газ хранится под небольшим избыточным давлением 200—500 мм вод. ст. в теплоизолированном резервуаре, выполняющем в холодильном цикле функцию испарителя охлаждающего агента.

Испаряющийся в результате притока тепла извне, газ поступает на приём компрессорного блока, где сжимается до 5-10 кгс/см². Затем газ подается в холодильник-конденсатор, где конденсируется при неизменном давлении (в качестве хладагента в данном случае чаще всего используется оборотная вода).

Сконденсировавшаяся жидкость дросселируется до давления, соответствующего режиму хранения при этом температура образовавшейся газо-жидкостной смеси опускается ниже температуры кипения находящихся на хранении сжиженных углеводородных газов. Охлаждённый продукт подается в резервуар, охлаждая сжиженные углеводородные газы.

Наземные низкотемпературные резервуары сооружаются различной геометрической формы(цилиндрические, сферические) и обычно с двойными стенками, пространство между которыми заполнено теплоизолирующим материалом. Наибольшее распространение получили вертикальные цилиндрические резервуары объёмом от 10 до 200 тыс. м³., выполненные из металла и железобетона.

Что представляет собой традиционный природный газ?

В широком смысле под природным газом принято понимать практически любой из тех газов, которые применяются в качестве топлива, поскольку все они добываются из недр земли.

В узком смысле под природным может пониматься газ, максимально приближенный по своим свойствам к тому, который извлекается из недр. То есть речь идет о топливе, представленном в виде несжатого, перемещаемого по специальным трубам газообразного вещества.

С точки зрения химического состава традиционный природный газ чаще всего представлен метаном.

Рассматриваемый вид топлива с момента добычи и до доставки потребителю практически не меняет физического состояния и в большинстве случаев остается собственно газом.

Его хранение осуществляется при задействовании специальной инфраструктуры — газовых хранилищ, в которые он закачивается.

Перемещение соответствующей разновидности топлива к потребителям осуществляется, как мы отметили выше, с помощью труб.

Что такое сжиженный природный газ СПГ

Установка уог-20/100/200 — утилизация попутного газа и очистка газа от серы

Сжиженный природный газ (англ. Liquefied Natural Gas, LNG) – это производный продукт обычного природного газа.

Все дело в том, что транспортировка обычного газа возможна только через трубопроводы, что вызывает затруднения при поставках газа между странами, находящимися далеко друг от друга. Чтобы решить эту проблему, природный газ сначала сжижают, что делает возможным его транспортировку танкерами, железнодорожным и автомобильным транспортом.

После транспортировки СПГ разжижается на специальном предприятии, после чего доставляется конечному потребителю в обычном виде.

Сжиженный углеводородный газ (СУГ), сжиженный нефтяной газ (СНГ) | Энергоресурсы, топливо

Состав природного газа его основные компоненты

• Сжиженный углеводородный газ (СУГ), Сжиженный нефятной газ (СНГ) или пропан-бутан (смесь пропана C3H8и бутана C4h20)является одним из наиболее широко распространенных видов альтернативного топлива.
• Газ сжиженный углеводородный представляет собой смесь пропана, нормального бутана, изобутана, пропилена, этана, этилена и других углеводородов.
• Его получают как продукт переработки нефти на нефтеперерабатывающих заводах или при добыче нефти и природного газа.
• Использование смеси данных газов в качестве топлива обусловлено рядом физико-химических свойств.
• В первую очередь, это достаточно высокие температуры кипения при атмосферном давлении.
• Такие свойства позволяют хранить пропан-бутановую смесь в сжиженном состоянии в диапазоне эксплуатационных температур от минус 40°С до плюс 45°С при относительно низком давлении (до 1,6 МПа).
• СУГ не теряет и не изменяет своих свойств в течении долгого времени, не выветривается.
• Октановое число СУГ — более благоприятно в сравнении с бензином и дизельным топливом и изменяется в интервале 90 -110, в зависимости от соотношения пропана и бутана в смеси.
• Энергоэффективность СНГ ниже, чем у традиционных видов топлива из-за низкой энергии на ед объема.
• Это повышает расход при сгорании на 10-20%, по сравнению с бензиновым топливом, но компенсируется в 2 раза меньшей ценой.
• СНГ сгорает более эффективно и безопасно в двигателе, даже когда двигатель холодный, горит относительно чисто, без дыма и пепла, то есть более экологичен.
• По сравнению с дизтопливом:
• — 90 % меньше твердых частиц,
• — 90 % меньше оксидов азота,
• — 60 % меньше углекислого газа СО2,
• — СНГ не загрязняет почву, потому что не растворяется в воде.
• Каждый из компонентов газа имеет определенную температуру кипения, поэтому давление паровой фазы СУГ зависит как от температуры, так и от его компонентного состава.
• Компонентный состав сжиженного углеводородного газа регламентируется ГОСТ 20448-90 «ГАЗЫ УГЛЕВОДОРОДНЫЕ СЖИЖЕННЫЕ ТОПЛИВНЫЕ ДЛЯ КОММУНАЛЬНО-БЫТОВОГО ПОТРЕБЛЕНИЯ».
• Стандарт предусматривает 3 марки газа: ПТ (пропан технический), СПБТ (смесь пропана и бутана технических) и БТ (бутан технический).
• Содержание пропана, бутана и других примесей в сжиженном нефтяном газе влияет на многие его свойства, потому что значительно влияет на величину октанового числа и плотность паров топлива.

Октановое число (ОЧ) — показатель сопротивления топлива детонации. ОЧ растет за счет увеличения содержания насыщенных углеводородов (пропана, н-бутана, изобутана и тд). Ненасыщенные углеводороды полимеризуются, что способствует образованию осадка — нагара в баке, в топливной системе и камере сгорания.

1. Упругость паров (летучесть смеси) является очень важной в низких температурах окружающей среды. Удержание ее на соответствующем уровне дает возможность СНГ выйти из бака
2. Оба компонента смеси являются газообразными и низкокипящими.
3. Пропан кипит при атмосферном давлении уже при — 42 ° С, бутан, в тех же условиях температуры при -0,5 ° С, поэтому в зимний период содержание пропана в топливном газе увеличивают для роста упругости паров газа.
4. Летом соотношение смеси составляет около 40% пропана и 60% бутана, а зимой соотношение является противоположным: 60/40.
5. АГНКС должны следить за этим.
6. Технологии производства СУГ:
7. Сегодня СНГ производится 3 разными методами.
8. — непосредственно из сырой нефти, когда при добыче выделяется попутный нефтяной газ, а при стабилизации в резервуарах выделяется этан, пропан, бутан и пентан.

— каталитический риформинг, когда СНГ получается на НПЗ во время крекинга и гидрогенизации сырой нефти. Выход СНГ — примерно 2%.

— одгазолирование природного газа, произведенного в процессе переработки нефти, в тч разделение углеводородов из газа более тяжелых чем этан.

Способы хранения и транспортировки

Танкер с СПГ прибывает в порт Бостона

Доставка СПГ — это процесс, включающий в себя несколько стадий. Сначала происходит трансформация природного газа в СПГ на заводах по сжижению газа, которые обычно располагаются рядом с районами добычи природного газа.

СПГ хранится в специальных криоцистернах, устроенных по принципу сосуда Дьюара. Транспортируется СПГ на специализированных морских судах — газовозах, оборудованных криоцистернами, а также на спецавтомобилях.

Регазифицированный СПГ транспортируется конечным потребителям по трубопроводам.

Полная технологическая цепь СПГ от скважины до потребителя отражена на видео Liquefied Natural Gas (LNG) value chain

Считается, что транспортировка газа в виде СПГ становится более экономичной по сравнению с трубопроводом на расстояниях более нескольких тысяч километров.

Сравнение

Главное отличие природного газа от сжиженного (если рассматривать и тот и другой в узком смысле) заключается, прежде всего, в том, что первый находится в газообразном состоянии — с температурой, примерно соответствующей той, что есть у окружающей среды, обладает минимальным давлением и является метаном.

Второй может быть очень сильно охлажденной жидкостью (если это сжиженный метан), сжатым до состояния жидкости газом с иными химическими свойствами (если это пропан и бутан) либо веществом, превращенным в жидкость посредством сильной компрессии (если речь идет о компримированном газе, добытом из недр земли).

Отсюда разница в методах транспортировки газа, в способах его хранения.

Традиционный природный газ, как правило, не требует дополнительной переработки перед доставкой непосредственно потребителю — достаточно обеспечить его поступление в трубу и осуществить последующее распределение топлива. Сжиженный газ, прежде чем подавать потребителям, необходимо регазицифировать либо извлечь из баллона, превратив из жидкости в стандартное состояние.

Определив, в чем разница между природным и сжиженным газом, зафиксируем выводы в таблице.