Соотношение сжиженного газа к природному: Упс… Этой страницы не существует

Сжиженный газ (СУГ) как альтернатива природному газу

Занимаясь строительством своего дома в определённый момент всегда встаёт вопрос о том, чем же мы будем его отапливать? Но отвечая себе на этот вопрос мы в первую очередь определяемся с используемым топливом, т.е. применяемым энергоносителем. Выбор прост если мы располагаем доступом к магистральному (природному) газу, а если нам так не повезло, какие альтернативы мы имеем?

Электроэнергия, дизельное топливо, дрова, сжиженный газ? Каждое из топлив имеет свои преимущества и недостатки друг перед другом: электроэнергия дорогА и применение может быть существенно ограничено доступными лимитами, дизель немного дешевле, но оборудование имеет бОльшую стоимость, дрова дешевы, но процесс работы теплогенератора не автоматизируешь, кроме того есть ряд проблем при эксплуатации, т.о. при прочих равных, на данный момент, самым оптимальным вариантом станет сжиженный углеводородный газ (СУГ).

Практически любой газовый котел рассчитанный на природный газ можно перенастроить применение СУГ, но применение сжиженного газа в качестве энергоносителя для котельного оборудования имеет ряд нюансов.

Баллоны или газгольдер.

Применение баллонов для хранения сжиженного газа – дешевое, но, к сожалению, не самое правильное решение. Дело в том, что зеркало испарения газового баллона кране мало для такого потребителя как котел и, как следствие, при эксплуатации часто будет снижаться давление газа подходящего к котлу, а это крайне важный параметр: при недостаточном давлении снижается мощность, а пламя может прожигать горелочное устройство котла, а значит автоматика, защищая оборудование, будет выключать его, не говоря уже о потребности в частой дозаправке газом. Применение батареи баллоном из 3-5 штук несколько облегчает проблему, но не решает. Кроме того, неэффективно используется объем баллонов, в случае баллонной батареи дозаправка требуется еще 30-40% емкости баллонов. Таким образом, использование баллонов обосновано только если сжиженный газ является временной мерой до подключения природного газа или же мощность котла очень невелика, до 30 кВт. Во всех остальных случаях более правильным решением будет установка резервуара для СУГ – газгольдера.

Установка газгольдера на 5м3 позволит снабжать топливом дом порядка 180-200 м2 площади весь отопительный сезон, т.е дозаправка емкости необходима 1-2 раза в год. Большая площадь испарения позволяет обеспечить стабильность давления практически независимо от уровня топлива, кроме того благодаря подземному расположению испарение газа поддерживается теплом грунта и не зависит от температуры на улице. В этом плане подземные емкости с высокой горловиной более выгодны для стабильной работы оборудования.

Пропан или бутан.

Проблема заключена в физических свойствах этих газов: температура кипения -42 ⁰С и 0 ⁰С, а также теплотворная способность 25 и 34 кВтч/м3 (для пропана и бутана, соответственно). СУГ – это пропан-бутановая смесь, притом что их соотношение не постоянно и определяется сколько не нормативно (летний или зимний состав), а добросовестностью продавца. Таким образом, невозможно гарантировать постоянство топлива, а значит точность настройки, стабильность и эффективность работы оборудования.

В идеале, после очередной заправки желательно проверить качество горения и, возможно, провести регулировку, но этому процессу есть интересная альтернатива – котлы надувными горелками и автоматической настройкой качества сжигания.
Котел обычный или конденсационный.
С этим вопросом все достаточно просто. При использовании относительно дорогого топлива как сжиженный газ, применение традиционных котлов заслуживает внимания только если необходим энергонезависимый или просто максимально простой котел. Экономически целесообразна установка современного конденсационного котла, для примера: для отопления дома 200 м3 обычный котел израсходует 5 000 кг/год, конденсационный – 4300 кг/год, таким образом разница в стоимости обычного и конденсационного котла окупается не более чем за 2 года.

В итоге

Использование сжиженного углеводородного газа может стать неплохой альтернативой другим видам топлива в отсутствии доступа к сетевому газу. Его применение в качестве топлива имеет свои специфические моменты, но применяя качественное оборудование и квалифицированных специалистов все эти вопросы решаемы.

• 271

самые важные факты о свойствах СУГ

Утверждения об отличных характеристиках топливных смесей обычно слишком общие и малоинформативные. Мы восполняем недостаток информации – в этой статье приведены фактические данные о сжиженных углеводородных газах (СУГ). Они будут полезны всем, кто уже использует такое топливо или только планирует автономную газификацию своего дома (коммерческого объекта).

Под названием «сжиженные углеводородные газы» имеются в виду смеси низкомолекулярных углеводородов – пропана и бутана. Их основное отличие состоит в легком переходе из газообразной фазы в жидкую и наоборот:

• В условиях нормального атмосферного давления и при обычной температуре окружающей среды компоненты смеси являются газами.
• С незначительным увеличением давления (без снижения температуры) углеводороды СУГ превращаются в жидкости. При этом их объем резко уменьшается.

Такие свойства позволяют легко транспортировать и хранить СУГ. Ведь достаточно закачать смесь в закрытую емкость под давлением, чтобы она стала жидкой и получила небольшой объем. А перед эксплуатацией СУГ испаряется, и дальше его можно использовать точно так же, как обычный природный газ. При этом смесь бутана и пропана имеет более высокий коэффициент полезного действия. Удельная теплота сгорания сжиженного газа примерно на 25 % выше, чем природного.

Производят СУГ на газоперерабатывающих заводах из попутного нефтяного газа или конденсатной фракции природного газа. Во время переработки сырье разделяют на легкие и тяжелые фракции – этан, метан, газовый бензин и т.д. Две из них – пропан и бутан – дальше перерабатываются в сжиженный газ. Их очищают от примесей, смешивают в нужном соотношении, сжижают и транспортируют в хранилища или к потребителю.

Свойства составляющих СУГ – пропана и бутана

Оба газа являются низкомолекулярными предельными углеводородами:

• Пропан (С₃Н₈). В линейную молекулу входят три атома углерода и восемь – водорода. Газ идеально подходит для применения в российских климатических условиях – его температура кипения составляет -42,1 °С. При этом до -35 °С пропан сохраняет высокую упругость паров. То есть, он хорошо испаряется естественным путем и транспортируется по наружному трубопроводу даже в самую суровую зиму. Чистый сжиженный пропан можно использовать в надземных газгольдерах и баллонах – сбоев в поступлении газа во время морозов не будет.
• Бутан (С₄Н₁₀). Состоит из четырех атомов углерода и десяти атомов водорода. Молекула может быть линейной или разветвленной. Бутан имеет более высокую теплотворную способность, чем пропан, и дешевле стоит. Но у него есть серьезный недостаток. Температура кипения бутана – всего -0,5 °С. Это значит, что при малейшем морозе он будет оставаться в жидком состоянии. Естественное испарение бутана при температуре ниже -0,5 °С прекращается, и для получения газа приходится использовать дополнительный подогрев.

Из приведенной информации получаем важный вывод: температура сжиженной пропан-бутановой смеси в газгольдере или баллоне всегда должна быть положительной. Иначе бутан не будет испаряться и появятся проблемы с газоснабжением. Чтобы добиться нужной температуры, газгольдеры устанавливают подземно (здесь их подогревает геотермальное тепло). Другой вариант – оборудовать емкость электроподогревом (испарителем). Заправленные баллоны всегда держат в помещениях.

От чего зависит качество СУГ?

Итак, сжиженный газ, поставляемый для систем автономной газификации, это всегда смесь. В официальных документах она проходит как СПБТ – смесь пропана и бутана технических. Кроме этих двух газов, в СУГ всегда есть небольшой объем примесей – воды, щелочей, непредельных углеводородов и т.д. Качество смеси зависит от соотношения в ней пропана и бутана, а также от количества и типа примесей:

1. Чем больше в СПБТ пропана, тем лучше она будет испаряться в холодное время года. Правда, сжиженные газы с повышенной концентрацией пропановой составляющей дороже стоят, поэтому их обычно используют лишь в качестве зимнего топлива. В любом случае, в условиях российского климата нельзя использовать смесь с содержанием бутана более 60 %. Она будет испаряться только при наличии испарителя.
2. Чем больше в СУГ примесей, тем хуже для газового оборудования. Непредельные углеводороды не сгорают полностью, а полимеризуются и коксуются. Их остатки загрязняют оборудование и резко сокращают срок его службы. Тяжелые фракции – вода и щелочи – также не идут на пользу технике. Многие вещества остаются в резервуаре и трубопроводах в виде неиспаряемого конденсата, который снижает эффективность системы. Кроме того, примеси не дают такого количества тепла, как пропан и бутан, поэтому их повышенная концентрация понижает КПД топлива.

Полезные факты о сжиженных газах

• Пропан-бутановая смесь отлично смешивается с воздухом, равномерно горит и полностью сгорает, не оставляя на элементах оборудования сажи и нагара.
• СУГ в газообразном состоянии тяжелее воздуха: пропан – в 1,5 раза, бутан – в 2 раза. При утечке смесь опускается вниз. Поэтому резервуары со сжиженным газом нельзя устанавливать над подвалами и колодцами. Зато подземный газгольдер абсолютно безопасен – даже при его повреждении газовая смесь уйдет в нижние слои грунта. Там она не сможет смешаться с воздухом и взорваться или загореться.
• Жидкая фаза СУГ имеет очень высокий коэффициент теплового расширения (0,003 для пропана и 0,002 для бутана на каждый градус повышения температуры). Это примерно в 16 раз выше, чем у воды. Поэтому газгольдеры нельзя заправлять более чем на 85 %. Иначе при повышении температуры жидкая смесь может сильно расшириться и в лучшем случае занять весь объем резервуара. Тогда места для испарения просто не останется и газ в систему поступать не будет. В худших случаях чрезмерное расширение жидкой смеси приводит к разрывам газгольдеров, большим утечкам и образованию взрыво- и пожароопасных смесей с воздухом.
• При испарении 1 л жидкой фазы СУГ образуется 250 л газа. Поэтому так опасны резервуары со сжиженной смесью, установленные внутри помещений. Даже при незначительной утечке жидкой фазы происходит ее моментальное испарение, и комната наполняется огромным количеством газа.
  Газо-воздушная смесь в этом случае быстро достигает взрывоопасного соотношения.
• Испарение жидкой фазы на воздухе происходит очень быстро. Пролитый на кожу человека сжиженный газ вызывает обморожение.
• Чистые пропан и бутан – газы без запаха. К ним специально добавляют сильно пахнущие вещества – одоранты. Как правило, это соединения серы, чаще всего – этилмеркаптан. Они имеют очень сильный и неприятный запах, который «сообщает» человеку об утечке газа.
• Смесь обладает высокими теплотворными способностями. Так, при сжигании 1 куб. м газообразного пропана используется 24 куб. м воздуха, бутана – 31 куб. м воздуха. В результате сгорания 1 кг смеси выделяется в среднем 11,5 кВт·ч энергии.

---

Сжиженный природный газ – Citizendium

	Основной артикул	Обсуждение	Статьи по теме     [?]	Библиография   [?]	Внешние ссылки   [?]	Версия для цитирования   [?]
	Эта редактируемая развернутая основная статья подлежит отказ от ответственности . [изменить введение]

Содержание

• 1 Установки по сжижению газа для производства СПГ
• 2 История
• 3 Транспортировка СПГ
• 4 приемных терминала СПГ
  • 4.1 Резервуары для хранения СПГ
• 5 Аспекты безопасности СПГ
• 6 Единицы и преобразования
• 7 СНГ, в чем-то похожее вещество
• 8 Каталожные номера

Сжиженный природный газ или СПГ представляет собой природный газ (состоящий в основном из метана, CH ₄ ), который был преобразован в жидкую форму для облегчения транспортировки и хранения. Проще говоря, это жидкая форма природного газа, которую люди используют в своих домах для приготовления пищи и отопления.

Типичный сырой природный газ содержит только около 80% метана и ряд высококипящих углеводородов, а также ряд примесей. Перед сжижением его обычно очищают, чтобы удалить высококипящие углеводороды и примеси. Полученный сжиженный природный газ содержит около 95% или более метана, и это прозрачная, бесцветная и практически не имеющая запаха жидкость, не вызывающая коррозии и не токсичная.

[1] ^[2]

СПГ занимает очень небольшую долю (1/600 часть) объема природного газа и поэтому более экономичен при транспортировке на большие расстояния. Он также может храниться в больших количествах, что было бы непрактично для хранения в виде газа. ^{[1] [2]}

Установки по сжижению газа для производства СПГ

(CC) Схема: Milton Beychok
Рис. 1: Блок-схема процесса сжижения СПГ. Подробнее см. в разделе «Обработка природного газа».

Процесс сжижения включает отделение неочищенного природного газа от попутной воды и высококипящих жидких углеводородов (называемых конденсатом природного газа), которые могут быть связаны с неочищенным газом. Затем сырой газ дополнительно очищается на заводе по переработке природного газа для удаления примесей, таких как кислые газы, сероводород (H ₂ S) и двуокиси углерода (CO ₂ ), любой остаточной воды, жидкости или паров, ртути, азота и гелия, которые могут вызвать затруднения на выходе.

(См. блок-схему процесса сжижения на рис.1)

Очищенный природный газ затем охлаждают и перегоняют в цепи ректификационных колонн, сначала в колонне деметанизатора для извлечения очищенного природного газа (преимущественно метана), а затем в деэтанизаторе, депропанизаторе и дебутанизаторе для разделения и извлечения этана (C ₂ H ₆ ), пропан (C ₃ H ₈ ), Бутаны (C ₄ H ₁₀ ) и любые более высокие углевороды, коллективно называемые как природные газовые жидкости (NGL). Затем природный газ конденсируется в жидкость практически при атмосферном давлении с использованием дополнительного охлаждения для его охлаждения примерно до -162 ° C (-260 ° F).

Существует ряд холодильных систем для сжижения природного газа. Мировая индустрия СПГ приняла два основных процесса сжижения:

• Процесс многокомпонентного охлаждения с предварительным охлаждением пропаном (C3/MR), также известный как процесс APCI и используемый на большинстве (около 80%) заводов СПГ ^[3]
• Каскадный процесс с использованием чистого хладагента

Первые заводы СПГ в Алжире и на Аляске (см. раздел истории ниже) были основаны на каскадном процессе с использованием пропана, этилена и метана в качестве хладагентов. Однако с тех пор большинство крупных проектов СПГ были основаны на процессе C3/MR. Различные исследования показали, что эффективность двух основных процессов одинакова. ^{[3] [4] [5]}

Как упоминалось выше, уменьшение объема делает транспортировку СПГ на большие расстояния в условиях отсутствия трубопроводов гораздо более рентабельной. Там, где транспортировка природного газа по трубопроводам невозможна или экономически нецелесообразна, его можно транспортировать специально сконструированными криогенными морскими судами, называемыми газовозами, либо криогенными железнодорожными или автомобильными цистернами.

История

Сжижение природного газа началось в 1820-х годах, когда британский физик Майкл Фарадей экспериментировал со сжижением различных типов газов. Немецкий инженер Карл фон Линде в 1870-х построил первую реальную систему охлаждения с компрессией пара.

Первый коммерческий завод по сжижению природного газа был построен в Кливленде, штат Огайо, в 1941 г. СПГ хранился в резервуарах при атмосферном давлении, что повысило вероятность его транспортировки морскими судами. В январе 1959 года первый в мире танкер СПГ, переоборудованный грузовой корабль под номером «Пионер метана » с пятью небольшими изолированными алюминиевыми цистернами, перевез 5000 м ³ (около 2250 метрических тонн ^[6] ) СПГ из Лейк-Чарльза. Луизианы в Соединенных Штатах Америки до острова Канви на реке Темзе в Англии. Этот рейс продемонстрировал, что СПГ можно безопасно транспортировать через океаны. В течение следующих 14 месяцев то же грузовое судно доставило семь дополнительных грузов с небольшими проблемами. ^{[2] [7]}

Продемонстрированная возможность транспортировки СПГ на морских судах стимулировала строительство крупных заводов по сжижению природного газа на крупнейших месторождениях природного газа по всему миру. Первый крупномасштабный завод по производству СПГ начал работать в 1964 году в Арзеве, Алжир, и первоначально производил около 2560 метрических тонн в день ( ^{т/день [6]} ) СПГ. В 1969 году рядом с Кенаем, Аляска, начал работать еще один завод СПГ, первоначально производивший СПГ мощностью около 3400 т/сутки. ^{[2] [8]}

К середине 2008 года в 15 странах мира работало 19 заводов по сжижению природного газа, три крупнейших из которых:

• Проект Bontang в Индонезии, производительность около 64 000 т/сутки
• Проект Ras Gas в Катаре, производительность около 59 000 т/сутки
• Проект Arzew в Алжире, производящий около 49 000 т/сутки

Также действовало 65 приемных терминалов СПГ (часто называемых регазификационными терминалами) в 19 странах мира. ^[8]

Транспортировка СПГ

(CC) Фото: Xoán Porto
Рис. 2: Танкер СПГ с 5 сферическими резервуарами СПГ. Общая длина составляет 285 метров (311 ярдов).

По состоянию на 2008 г. типичный морской танкер СПГ может перевозить около 150 000 м ³ (70 000 т) СПГ, что при регазификации на приемном терминале составит около 92 000 000 стандартных кубометров ^[9] природного газа. . Газовозы по размерам аналогичны авианосцам, их строительство и эксплуатация очень дороги. Поэтому они не могут позволить себе простоя. Они движутся быстро, со средней скоростью от 18 до 20 узлов по сравнению с 14 узлами для морского танкера для перевозки сырой нефти. Кроме того, загрузка на заводах по сжижению природного газа и выгрузка на приемных терминалах обычно занимает в среднем всего 15 часов.

Все газовозы имеют двойную конструкцию корпуса, специально разработанную для предотвращения утечки или разрыва в случае аварии. Груз (СПГ) хранится при атмосферном давлении и температуре -162 ºC в специально изолированных резервуарах (называемых «защитной конструкцией») внутри внутреннего корпуса. Конструкция удержания груза состоит из основного резервуара для жидкости, слоя изоляции, вторичного барьера для жидкости и вторичного слоя изоляции. В случае повреждения основного резервуара для жидкости целью вторичного барьера является предотвращение утечки. Все поверхности, контактирующие с СПГ, изготовлены из материалов, устойчивых к экстремально низким температурам. Следовательно, материал обычно представляет собой нержавеющую сталь, алюминий или сплав никеля и железа, известный как «инвар».

Около 57% мирового флота танкеров СПГ используют резервуары, которые поддерживаются и соответствуют форме корпуса танкера для хранения груза СПГ. Такие носители обычно называют сосудами «мембранного типа». Другой основной тип танкеров СПГ, составляющий около 41% мирового флота, использует самонесущие сферические резервуары для хранения СПГ, при этом верхняя половина сфер находится над палубой, как видно на рис. 2. Такие перевозчики обычно называют судами типа «Мосс» (по имени норвежской компании Moss Maritime).

Большинство судов, работающих на сжиженном природном газе, используют паровые турбины для обеспечения тяги, а эти суда используют газ, выкипающий из груза, в качестве топлива для производства пара. Поэтому газовозы не прибывают в порт назначения с тем же количеством СПГ, которое было загружено на заводе по сжижению газа. Принятый максимальный показатель выпаривания составляет около 0,15% от объема груза в сутки. Таким образом, за 20-дневный рейс груз СПГ уменьшится примерно на 3%. Последние достижения в области технологий позволяют устанавливать на борту судов установки, которые могут повторно сжижать испаряющиеся вещества, которые затем возвращаются в грузовые танки. Из-за этого строители и пользователи газовозов теперь могут рассмотреть возможность использования более эффективных дизельных двигателей, а не паровых турбин.

По состоянию на середину 2008 года в мировом флоте насчитывалось 247 танкеров СПГ, а общая вместимость флота составляла 30 800 000 кубометров СПГ. ^[8]

Приемные терминалы СПГ

(PD) Фото: Yo-sei Shosi
Рис. 3: Терминал СПГ в Иокогаме, Япония.

Приемные терминалы СПГ (часто называемые регазификационными терминалами) принимают танкеры СПГ, разгружают свои грузы СПГ и хранят СПГ в резервуарах. При необходимости СПГ забирается из резервуаров для хранения, преобразуется обратно в природный газ с помощью теплообменников для испарения СПГ, а затем направляется конечным потребителям по местной трубопроводной сети.

Основными компонентами приемного терминала являются причалы для разгрузки танкеров СПГ и портовые сооружения, резервуары для хранения СПГ, испарители для преобразования СПГ в его первоначальную газообразную форму и трубопровод, соединяющий местную сеть природного газа. Танкеры для СПГ также могут разгружаться в открытом море, вдали от перегруженных и мелководных портов. Это достигается с помощью плавучей системы швартовки и разгрузки танкеров по подводному изолированному трубопроводу СПГ на наземную установку регазификации. ^[4]

Основным компонентом приемного терминала является испарительное оборудование, которое нагревает СПГ от –161,5°C до более чем 5°C, чтобы преобразовать СПГ обратно в газообразную фазу. Концептуально испарители представляют собой относительно простые устройства, в которых СПГ обычно прокачивается через теплообменники, где он нагревается за счет теплообмена с более теплой жидкостью в теплообменнике. Более теплая жидкость может представлять собой морскую воду, теплую воду или другую теплую жидкость. Существует также ряд других методов испарения СПГ. ^[10]

В обычных приемных терминалах на суше или в море выгруженный СПГ хранится на берегу в больших резервуарах до тех пор, пока газ не потребуется конечным потребителям.

(PD) Фото: Билли Э. Бердуэлл, Инженерный корпус армии США,
Рис. 4: Резервуары терминала СПГ недалеко от Саванны, штат Джорджия.

Резервуары для хранения СПГ

Большие резервуары для хранения СПГ имеют цилиндрическую форму и низкое соотношение сторон (т. е. отношение высоты к ширине). Обычно они состоят из внешней стены из бетона с пост-напряжением и внутренней стены из стали с высоким содержанием никеля с изоляцией между внутренней и внешней стенами. ^[11] Резервуары имеют куполообразные крыши из стали или бетона. Давление хранения в таких резервуарах довольно низкое, менее 10 кПа (0,10 атм). Иногда для хранения используют подземные или частично подземные резервуары.

Меньшие цилиндрические резервуары для хранения СПГ, около 1000 м ³ (264 000 галлонов) или менее, обычно имеют вакуумную рубашку, сосуды под давлением. Давление хранения в таких резервуарах может варьироваться от менее 50 кПа (0,50 атм) до более 1000 кПа (10 атм), и они могут быть как горизонтальными, так и вертикальными.

Аспекты безопасности СПГ

(CC) Диаграмма: Milton Beychok
Рис. 5: Схема диапазона воспламенения метана, который обычно составляет около 90% или более паров СПГ.

В жидком состоянии СПГ не является ни горючим, ни взрывоопасным. Чтобы СПГ загорелся, он должен сначала испариться, смешаться с воздухом в соответствующих пропорциях (диапазон воспламеняемости составляет от 5 до 15 объемных % ^[12] ), а затем воспламениться. ^{[1] [13] [14]}

При выбросе СПГ в атмосферу из-за утечки, разлива или по любой другой причине (на суше или в море) он немедленно начинает испаряться, поглощая тепла от земли или морской воды. При обычной температуре окружающего воздуха от 15 до 40 °C природный газ намного легче воздуха. Однако пар природного газа, образующийся при испарении СПГ, очень холодный (т. е. -160 ° C) и, следовательно, намного плотнее окружающего воздуха, а это означает, что первоначальный пар останется на уровне земли или моря. Пар начнет смешиваться с воздухом, и водяная влага в воздухе будет конденсироваться, образуя видимое облако пара. Поскольку облако изначально формируется, оно содержит слишком много природного газа, чтобы быть воспламеняемым. Он будет оставаться на уровне земли до тех пор, пока не будет поглощено дополнительное тепло, а природный газ поднимется и смешается с большим количеством воздуха. Когда это произойдет, концентрация природного газа в облаке начнет уменьшаться. В какой-то момент концентрация природного газа в облаке снизится до уровня воспламеняемости и станет воспламеняемой. Если в этой точке присутствует источник воспламенения, сгорит только та часть облака, которая находится в пределах воспламеняемого диапазона. Облако пара не взорвется, если оно не будет ограничено. Любая часть облака, которая входит в здание или попадает в зону скопления людей, становится взрывоопасной при столкновении с источником воспламенения. ^{[15] [16]}

Возможны другие опасности, связанные с СПГ, кроме пожара или взрыва: ^{[2] [15]}

• Rapid Фазовый переход : Внезапное испарение или фазовый переход из жидкости в пар, произошедший в случае разлива СПГ в воду, вызвал физический взрыв. В результате RPT СПГ никто не пострадал, но оборудование было повреждено. Взрывоопасное избыточное давление, вызванное RPT, еще недостаточно хорошо измерено, но есть признаки того, что избыточное давление не было достаточно высоким, чтобы вызвать травмы персонала.
• Удушье : Чтобы смерть человека наступила от удушья, пары СПГ должны снизить нормальную концентрацию кислорода в воздухе (около 21 об. %) до уровня менее 6 об. %. Это может произойти, когда концентрация паров СПГ в воздухе составляет около 71% по объему. Дыхание нарушается при снижении уровня кислорода в воздухе менее 15 объемных %, а рвота возникает при уровне кислорода ниже 10 объемных %, что соответствует концентрации паров СПГ в воздухе около 28 и 52 объемных % соответственно. .
• Ожоги от обморожения : Один случай, когда человек получил ожог от обморожения в результате распыления утечки СПГ в 1977 году, когда во время загрузки танкера СПГ лопнул клапан.
• Опрокидывание в резервуарах для хранения : Из-за давления, создаваемого гидравлическим напором СПГ в резервуаре, нижний уровень СПГ в резервуаре имеет давление и равновесную температуру несколько выше, чем СПГ на верхнем уровне в баке и, следовательно, несколько менее плотный, чем СПГ на верхнем уровне. Таким образом, содержимое резервуара восприимчиво к тому, что нижний уровень внезапно поднимется до верхнего уровня из-за разницы в плотности. Это называется «перевернуться». Если бы это произошло, небольшая часть СПГ немедленно испарилась бы в газ, потому что она больше не подвергалась гидравлическому напору. Поскольку коэффициент расширения паров СПГ по отношению к жидкости составляет примерно 600:1, даже небольшое испарение может привести к образованию большого объема газа. Возникающее в результате внезапное повышение давления в резервуаре может превысить пропускную способность предохранительных клапанов и, возможно, привести к разрушению крыши или стенки резервуара. Первое такое опрокидывание произошло в 1971 и слегка повредил крышу резервуара СПГ. Эта проблема решается за счет контроля температуры резервуара на различных уровнях и использования насосных систем смешивания.

В целом отрасль СПГ имеет отличные показатели безопасности по сравнению с другими заводами по переработке углеводородов. По состоянию на конец 2003 г. во всем мире насчитывалось 23 завода по сжижению природного газа, 58 приемных (регазификационных) терминалов и 224 морских танкера для перевозки СПГ, которые в общей сложности переваливали около 168 миллионов метрических тонн СПГ ежегодно. СПГ безопасно доставлялся через океаны более 40 лет. За это время было совершено более 45 000 рейсов газовозов протяженностью более 100 000 0000 миль (160,900 000 км) без крупных аварий или проблем с безопасностью ни в порту, ни в открытом море. Промышленность СПГ должна соответствовать строгим стандартам, установленным такими странами, как Соединенные Штаты Америки, Япония, Австралия и европейские страны. ^{[2] [14] [17]}

По данным Министерства энергетики США, за время существования отрасли восемь морских происшествий по всему миру привели к утечке СПГ, при этом некоторые корпуса были повреждены из-за холода разрушения, но возгорания груза не произошло. Было зарегистрировано семь инцидентов, не связанных с разливом, два из-за посадки авианосца на мель, но без значительной потери груза; то есть ремонт был произведен быстро и утечек удалось избежать. Погибших на борту судов СПГ не было. ^[14]

Отдельные аварии со смертельным исходом произошли на нескольких береговых объектах в первые годы существования отрасли. С тех пор были введены более строгие правила эксплуатации и техники безопасности. ^[14] Достаточно полный перечень и обсуждение инцидентов, произошедших с морскими перевозчиками, на наземных объектах (заводы по сжижению и приемные терминалы) и с танкерами СПГ на рейде доступны в Интернете. ^[17]

Единицы измерения и преобразования

В большей части доступной технической литературы по СПГ используются определенные единицы измерения и преобразования, которые варьируются от одного литературного источника к другому. Ключевые единицы и преобразования изложены ниже, чтобы сделать доступным единый набор непротиворечивых данных:

Основные блоки:

• 1 кубический метр (м ³ ) = 35,315 кубических футов (фут ³ )
• 1 метрическая тонна (т) = 1 тонна = 1000 кг = 2204,6 фунта = 1,1023 короткая тонна (тонна) ^(а)
• 1 короткая тонна (тонна) = 2000 фунтов = 0,9072 метрических тонны (т) = 0,9072 тонны = 907,2 кг

Определения:

• Плотность СПГ = 450 кг/м ³ = 0,45 т/м ^{3 (b)}
• 1 метрическая тонна СПГ = 2,222 м ³ СПГ = 1 360 м ³ природного газа (при предполагаемом давлении 1 атм и температуре 0 °C) ^{(b) (c)}
• 1 короткая тонна СПГ = 71,18 футов ³ СПГ = 46 053 фута ³ природного газа (при предполагаемом давлении 1 атм и температуре 60 °F) ^{(b) (c)}

Примечания:
(a) Стандарт США единицы включают как короткую тонну (2000 фунтов), так и длинную тонну (2240 ​​фунтов).
(b) Плотность СПГ варьируется от одного литературного источника к другому. Объемы природного газа на метрическую тонну СПГ и на короткую тонну СПГ также варьируются от одного источника к другому, поскольку каждый источник предположительно использует разные эталонные условия температуры и давления газа.
(c) Техническая литература по СПГ, по большей части, явно не определяет исходные условия температуры и давления газа при указании объемов природного газа в либо кубические метры, либо кубические футы.

Сжиженный нефтяной газ, несколько похожее вещество

(CC) Фото: Джеффри Симпсон Рис. 6: Баллоны со сжиженным нефтяным газом.

(CC) Фото: Роберт Брук Рис. 7: Газозаправочная станция

Сжиженный нефтяной газ или сжиженный нефтяной газ представляет собой в чем-то похожее вещество, состоящее либо из пропана, либо из бутана, либо из смеси пропана и бутана с, возможно, некоторыми следами пропилена и бутиленов. Эти соединения являются побочными газами, выделяемыми на нефтеперерабатывающих заводах и заводах по переработке природного газа. Они имеют гораздо более высокую температуру кипения, чем СПГ, и легко сжижаются при температуре около 20 °C и давлении от 2 атмосфер (для чистого бутана) до 8 атмосфер (для чистого пропана).

Сжиженный нефтяной газ также обозначается как Сжиженный нефтяной газ или, в некоторых странах, как автогаз . Он широко продается в стальных баллонах под давлением, как показано на рис. 2, а также в гораздо меньших баллонах. LPG имеет множество применений, в том числе:

• топливо для отопления жилых помещений и приготовления пищи в сельской местности, где нет природного газа
Топливо
• для грилей, отопления и приготовления пищи в автодомах и кемпинговых плитах.
• хладагент для небольших кондиционеров
• Топливо для малых паяльных и сварочных горелок
• топливо для автомобилей, предназначенных для работы на сжиженном газе (см. рис. 7)

Каталожные номера

1. ↑ ^{1.0 1.1 1.2} Часто задаваемые вопросы о СПГ С веб-сайта Калифорнийской энергетической комиссии Ошибка цитирования: Invalid < ref> тег; имя “CalifEnergyCommission” определено несколько раз с разным содержанием
2. ↑ ^{2,0 2,1 2,2 2.3 2.4 2.5} Введение в СПГ Мишель Мишо Фосс (обновлено в январе 2007 г.), Центр экономики энергетики (CEE), Бюро экономической геологии, Школа геонаук Джексона, Техасский университет Ошибка цитирования: неверный тег ; имя “CEE” определено несколько раз с разным содержанием
3. ↑ ^{3.0 3.1} Мир энергетики : технология СПГ – процессы, основы процессов сжижения
4. ↑ ^{4.0 4.1} Сеть сжиженного природного газа
5. ↑ LNG Technology С. Мадхаван (август 2010 г.), Kellogg Brown & Root, Inc. , Хьюстон, Техас
6. ↑ ^{6,0 6,1} Примечание: 1 метрическая тонна = 1 т = 1 тонна = 1000 кг = 2204,6 фунта = 1,1023 коротких тонны
7. ↑ Майкл Р. Тузиани и Гордон Ширер (2007). СПГ: нетехнический справочник . Pennwell Corp., стр. 138. ISBN 0-87814-885-X.
8. ↑ ^{8,0 8.1 8.2} Содействие торговле СПГ: Роль Энергетической Хартии 2008 г., Приложения A, C и E, с веб-сайта Секретариата Энергетической Хартии.
9. ↑ Примечание: Предположительно, стандартный кубический метр газа определяется как газ при нормальных условиях давления в 1 атмосферу и температуре 0 °C. Однако в большей части технической литературы по СПГ эталонные условия явно не определяются.
10. ↑ Исследование сосредоточено на шести системах регазификации СПГ Брайан Эйзентраут, Стив Винтеркорн и Барбара Вебер, LNG Journal , июль/август 2006 г., стр. 21.
11. ↑ Emaco Group: Практические примеры
12. ↑ Примечание: Если в воздухе содержится менее 5 объемных % или более 15 объемных % паров природного газа, газ не будет гореть.
13. ↑ Часто задаваемые вопросы: СПГ] С сайта Федеральной комиссии по регулированию в энергетике
14. ↑ ^{14,0 14,1 14,2 14,3} СПГ Безопасность Мишель Мишо Фосс (октябрь 2003 г.), Центр экономики энергетики (CEE), Бюро экономической геологии, Школа геофизики Джексона энс, Техасский университет
15. ↑ ^{15,0 15,1} Джон М. Вудворд и Робин Питбладо (2010). Безопасность СПГ на основе рисков: моделирование и анализ последствий . Джон Уайли и Американский институт инженеров-химиков. ISBN 0-470-31764-7.
16. ↑ Отчет о проблемах, касающихся существующего моратория на сжиженный природный газ в Нью-Йорке 1998 г., с веб-сайта Управления по развитию энергетики и исследований штата Нью-Йорк (NYSERDA). В отчете сделан вывод о том, что проблемы безопасности, связанные с терминалами СПГ, должным образом решены существующими федеральными, государственными и местными законами и правилами. По этим причинам исследование рекомендовало Законодательному собранию штата Нью-Йорк отменить существующий мораторий.
17. ↑ ^{17,0 17,1} История международных операций по производству СПГ, март 2009 г.

Сжиженный природный газ — Управление энергетической информации США (EIA)

Что такое СПГ?

Сжиженный природный газ (СПГ) — это природный газ, охлажденный до жидкого состояния ( сжиженный ) при температуре около -260° по Фаренгейту для транспортировки и хранения. Объем природного газа в жидком состоянии примерно в 600 раз меньше его объема в газообразном состоянии в трубопроводе природного газа. это 9Процесс сжижения 0525 , разработанный в 19 веке, позволяет транспортировать природный газ в места, недоступные для газопроводов, и использовать природный газ в качестве транспортного топлива.

СПГ расширяет рынки сбыта природного газа

В тех случаях, когда трубопроводы для природного газа нецелесообразны или отсутствуют, сжижение природного газа является способом перемещения природного газа из регионов добычи на рынки, например, в США и другие страны и из них. На азиатские страны в совокупности приходится наибольшая доля мирового импорта СПГ.

Предприятия по экспорту СПГ получают природный газ по трубопроводу и сжижают его для транспортировки на специальных океанских судах СПГ или танкерах . Большая часть СПГ перевозится танкерами, называемыми газовозами , в больших бортовых емкостях с переохлаждением (криогенных). СПГ также перевозится в меньших контейнерах, соответствующих требованиям Международной организации по стандартизации (ISO), которые можно размещать на кораблях и грузовиках.

На импортных терминалах СПГ выгружается с судов и хранится в криогенных резервуарах для хранения, прежде чем он будет возвращен в газообразное состояние или регазифицированный . После регазификации природный газ транспортируется по газопроводам к электростанциям, работающим на природном газе, к промышленным объектам, а также к бытовым и коммерческим потребителям.

ты знал

?

Природный газ перевозится на специально спроектированных судах в виде сжиженного природного газа (СПГ). СПГ — это природный газ, охлажденный до -260° по Фаренгейту, температуры, при которой природный газ становится жидким. Объем жидкости в 600 раз меньше газообразной формы.

Морской танкер СПГ

Источник: Стоковая фотография (защищено авторским правом)

В Соединенных Штатах некоторые электростанции производят и хранят СПГ на месте для выработки электроэнергии, когда потребность в электроэнергии высока, например, в холодную или жаркую погоду или когда пропускная способность трубопровода ограничена или недостаточна для удовлетворения возросшего спроса на природный газ со стороны других потребителей. Этот процесс называется срезанием пиков . Электростанции берут природный газ из газопроводов, сжижают его на малых установках по сжижению и хранят в криогенных резервуарах. При необходимости СПГ регазифицируется и сжигается на электростанциях. Некоторые суда, грузовики и автобусы имеют специально разработанные резервуары для СПГ для использования СПГ в качестве топлива.

Пик импорта СПГ в США пришелся на 2007 г.

США импортировали очень небольшие объемы СПГ до 1995 г., а затем импорт СПГ в целом увеличивался каждый год, пока не достиг пика в 2007 г. и составил около 771 млрд куб. общий объем импорта природного газа. С 2007 года импорт СПГ снижался в большинстве лет, поскольку увеличение добычи природного газа в США и расширение сети газопроводов снизили потребность в импорте природного газа.

В 2021 году США импортировали около 21,59млрд кубических футов СПГ всего из двух стран. Это было равно примерно 1% от общего объема импорта природного газа в США в 2021 году.

Регазификационный терминал Эверетта недалеко от Бостона, штат Массачусетс, получает большую часть импорта СПГ в США, а в 2021 году он получил 99% от общего объема импорта СПГ в США, все из Тринидада. и Тобаго. В штатах Новой Англии: Коннектикут, Мэн, Массачусетс, Нью-Гемпшир, Род-Айленд и Вермонт могут быть значительные ограничения на трубопровод, когда потребность в отоплении существенно возрастает в периоды очень холодной погоды. Импорт СПГ помогает удовлетворить спрос на природный газ в Новой Англии, поскольку в настоящее время этот регион имеет ограниченные трубопроводные соединения с северо-востоком и другими регионами добычи природного газа в США.

Нажмите, чтобы увеличить

Экспортные мощности и экспорт СПГ в США значительно выросли в период с 2016 по 2021 год

Соединенные Штаты были нетто-экспортером СПГ в 2017–2021 годах (экспорт превышал импорт), в основном из-за увеличения поставок природного газа в США производства, снижение импорта природного газа по трубопроводам и в виде СПГ, а также увеличение мощностей экспортных терминалов СПГ.

Общая экспортная мощность СПГ в США увеличилась с менее чем 1 миллиарда кубических футов в день (млрд кубических футов в сутки) в 2015 году до примерно 10,78 млрд кубических футов в сутки в конце 2021 года. Общая пиковая экспортная мощность в 2021 году составила около 12,98 млрд кубических футов в сутки. В 2015 году общий объем экспорта СПГ из США составил около 28 миллиардов кубических футов в семь стран. В 2021 году экспорт СПГ из США достиг рекордного уровня — около 3561 млрд куб. футов в 45 стран, а экспорт СПГ составил 54% от общего объема экспорта природного газа США. В 2021 году около половины экспорта СПГ пришлось на пять стран.

В 2021 году газовозы перевезли почти весь экспорт СПГ из США. Около 1,4 миллиарда кубических футов американского экспорта СПГ осуществлялось грузовиками в контейнерах ISO в Канаду и Мексику, причем 91% приходилось на Мексику.

Иногда, когда цены на природный газ благоприятны для этого, Соединенные Штаты реэкспортируют часть первоначально импортированного СПГ. Однако в 2021 году Соединенные Штаты не реэкспортировали СПГ.

Экспортные терминалы СПГ потребляют часть природного газа, поставляемого на объект, для работы оборудования по сжижению. По оценкам Управления энергетической информации США (EIA), от 8% до 10% объема природного газа, поставляемого на объекты экспорта СПГ, используется для сжижения, а дополнительные объемы используются для процессов, не связанных напрямую со сжижением на экспортных терминалах, таких как – производство электроэнергии на месте.