Метана сжижение: Комплекс сжижения природного газа НПК НТЛ

Содержание

Сжиженный шахтный метан – альтернативный вид топлива

Н.Г.Кириллов, к.т.н., Военный инженерно-космический университет, Санкт-Петербург

В связи с истощением запасов нефти и ужесточением требований к экологии автотранспорта все большую актуальность приобретают вопросы создания и внедрения на автомобильном транспорте альтернативных моторных топлив. Одним из новых направлений в этом отношении представляется использование шахтного метана в качестве моторного топлива в двигателях внутреннего сгорания транспортных средств.

Практика применения сжатого (до 20 МПа) шахтного метана в качестве моторного топлива для автомобилей имеет достаточно давнюю историю. К 1990 году в США, Италии, Германии и Великобритании на шахтном метане работали свыше 90 тыс. автомобилей. В Великобритании, например, он широко используется в качестве моторного топлива для рейсовых автобусов угольных регионов страны.

Анализ зарубежных исследований показывает, что выброс токсичных составляющих (г/км) в окружающую атмосферу при замене бензина на шахтный метан в зависимости от типа автомобиля снижается по оксиду углерода в 5–10 раз, углеводородам – в 3 раза, окислам азота – в 1.

5–2.5 раза, полиароматических углеводородов – в 10 раз, дымности – в 8–10 раз.

В ряде стран, среди которых Чехия, Англия, США, Польша, утилизируется практически весь попутный шахтный газ. В Германии утилизируется более 200 млн.м3/год (70%) каптируемого газа, который применяется на ТЭС, в шахтных котельных, для подогрева доменных коксовых печей. Прогнозируется, что добыча шахтного газа в угольных бассейнах мира уже в ближайшее время составит 96–135 млрд.м3.

Общие ресурсы шахтного метанасодержащего газа в угольных пластах России составляют по различным источникам 48–65 трлн.м3 с учетом восточных и северо-восточных бассейнов. Ежегодно в России дегазационными установками из угольных шахт извлекается и выбрасывается в атмосферу более 900 млн. м3 шахтного газа. Однако в России шахтный газ в незначительных объемах (47 млн.м3/год) используется лишь в Печерском бассейне, и только в последние годы работы по промышленному получению и применению шахтного газа начаты в Кузнецком и Донецком бассейнах [1].

Содержание метана в шахтном газе колеблется от 1 до 98%. В качестве моторного топлива целесообразно применять шахтный метан – шахтный газ с высоким содержанием метана (до 98%). Наиболее перспективным направлением получения шахтного метана является метод добычи шахтного газа вне полей действующих шахт, путем бурения с поверхности специальных скважин с применением искусственных методов повышения газопроницаемости угольных пластов (гидроразрыв, кавитация, специальные методы обработки и т.д.). Например, в США за период 1988–2000 гг. добыча шахтного метана из специальных скважин возросла от 1 млрд.м3 до 40 мрлд.м3, и в будущем ожидается удвоение этих объемов.

В качестве моторного топлива шахтный метан может применяться в автомобильных двигателях в сжатом (компримированном) или в сжиженном (криогенном) состоянии.

При этом сжатый шахтный метан как моторное топливо имеет ряд недостатков, которые в значительной мере сдерживают его широкое применение:

•    необходимость использования баллонов высокого давления для хранения компримированного газа, что приводит к значительному увеличению веса топливной системы двигателя;

•    снижение дальности пробега автомобиля на одной заправке;

•    повышенная опасность газобаллонной аппаратуры высокого давления;

•    необходимость выполнения периодического освидетельствования оборудования, работающего под высоким давлением и т. д.

Вышеперечисленные недостатки могут быть устранены при использовании в качестве моторного топлива сжиженного шахтного метана (СШМ). Сжижение уменьшает объем газа почти в 600 раз, что позволяет, по сравнению со сжатием газа, снизить массу системы хранения шахтного метана на автомобиле в 2–4 раза, а объем – в 1.5–3 раза. Так, например, для грузового автомобиля ЗИЛ-138А, конвертированного на СШМ и оборудованного криогенной емкостью объемом 300 л, пробег на одной заправке увеличивается в 1.8 раз, а суммарная масса оборудования и топлива уменьшается почти на 600 кг по сравнению с тем же автомобилем, работающим на сжатом шахтном метане.

Сжижение шахтного метана происходит при достаточно низкой криогенной температуре (–162°С) и низком давлении (0.1 МПа). Поэтому до настоящего времени отсутствовала сравнительно дешевая технология получения СШМ.

Проведенные автором исследования по созданию индивидуальных и гаражных заправочных станций сжиженного природного газа показали, что наиболее эффективной технологией получения СШМ является применение стирлинг-технологий [2, 3], в основе которых лежит идея создания установок по сжижению метаносодержащих газов с применением работающих по циклу Стирлинга криогенных газовых машин (КГМ).

Криогенные газовые машины Стирлинга представляют собой криогенераторы, основанные на принципе внешнего охлаждения, и предназначены для ожижения газов, температура конденсации которых не ниже –200°С. КГМ Стирлинга наиболее эффективны в области температуры –162°С, то есть именно той температуры, при которой происходит фазовый переход газообразного шахтного метана в жидкость [4].

Процесс ожижения шахтного метана в КГМ Стирлинга идет при атмосферном давлении, без его предварительного сжатия. Это позволяет делать установки по сжижению метана компактными и простыми в обслуживании. Важной особенностью КГМ Стирлинга является возможность сжижения 100% подаваемого газа низкого давления, в отличие от ожижителей традиционного типа (дроссельно-детандерных установок и вихревых труб), для работы которых необходимо высокое давление и наличие продукционных газопроводов для сброса несжижившейся части (до 97%) первичного газа.

В настоящее время в России серийно выпускаются и эксплуатируются несколько модификаций КГМ Стирлинга, которые входят в состав воздухоразделительных установок ЗИФ-700, ЗИФ-1002, ЗИФ-2002 и АжКж-0. 05. Производительность по сжиженному шахтному метану указанных КГМ Стирлинга находится в пределах от 14 до 70 л/ч.

В диапазоне такой производительности зарубежными аналогами являются одно- и четырехцилиндровые криогенераторы SGL-1 и SGL-4 фирмы Stirling Cryogenics & Refrigeratio, позволяющие получать 19 и 80 л/ч СШМ, соответственно. Кроме того, фирмами Philips и Werkspoor освоено серийное производство более мощных многоцилиндровых КГМ Стирлинга с производительностью до 700 л/ч СШМ.

Широкий диапазон производительности существующих КГМ Стирлинга позволяет создавать различные по своему функциональному назначению станции по производству и заправке автотранспорта угольных регионов сжиженным шахтным метаном. На основе стирлинг-технологий могут быть созданы:

•    индивидуальные пункты с производительностью до 40 л/ч СШМ;

•    гаражные заправочные станции производительностью до 700 л/ч СШМ;

•    городские (муниципальные) комплексы по сжижению шахтного метана производительностью свыше 1 т/ч СШМ.

Создание заправочных станций по производству СШМ производительностью до 500 л/ч предполагается только за счет использования КГМ Стирлинга. Для привода КГМ Стирлинга возможно использование как штатных электродвигателей, так и газовых двигателей (двигателей внутреннего сгорания или двигателей Стирлинга). Последние позволят обеспечить полную автономность заправочных станций СШМ от внешнего электроснабжения [5].

При создании установок с производительностью свыше 1 т/ч СШМ предполагается использовать как традиционные способы сжижения на основе дроссельно-детандерного цикла и вихревого эффекта (трубка Ранка), так и новый цикл сжижения природного газа (ПГ), основанный на принципе комбинированного внутреннего и внешнего охлаждения ПГ [6,7]. Внутреннее охлаждение достигается за счет изобарного расширения шахтного метана и его частичного ожижения, после чего неожиженная часть, представленная в виде насыщенных паров низкого давления, подвергается внешнему охлаждению в конденсаторе КГМ Стирлинга.

Необходимо отметить, что газобаллонное оборудование автомобиля, работающего на сжиженном шахтном метане, полностью соответствует оборудованию автомобиля, который работает на сжиженном природном газе.

На рис. 1 представлена принципиальная схема ожижительной установки, реализующая способ получения дешевого и экологически чистого горючего – сжиженного шахтного метана. Шахтный газ из скважины 1 с помощью компрессора 2 подается в блок очистки 3, где очищается от воздуха и других примесей. Остаточные примеси шахтного метаносодержащего газа (Н2О, СО2 и др.) отделяются в вымораживателе 4. В конденсаторе 6 криогенной машины Стирлинга 5 сухой и чистый шахтный метан сжижается за счет внешнего охлаждения и самотеком по линии слива 7 поступает в емкость 8 для хранения сжиженного шахтного метана. Для поддержания равного давления в газовой полости емкости 8 для хранения сжиженного шахтного метана и в конденсаторе 6 предусмотрена перемычка 9 с обратным клапаном 10, соединяющая газовую полость емкости 8 с вымораживателем 4.

Использование заправочных станций СШМ на основе КГМ Стирлинга, расположенных на территории потенциального потребителя, позволяет ежедневно заправлять транспорт перед выходом его в рейс, а после возвращения в парк сливать остаток жидкого топлива в накопительную емкость заправочной станции. В результате отпадает необходимость в баках с вакуумной изоляцией и вместо нее можно использовать другие, более дешевые виды тепловой изоляции.

На рис. 2 представлен один из вариантов новых криогенных баков для автотранспортных средств.

При эксплуатации во внутреннюю оболочку 1, изготовленную из алюминиевого сплава, заливается криогенное моторное топливо. Для изоляции топлива от внешних теплопритоков предусмотрен основной слой теплоизоляции 2, состоящий из пенополиуретана. Для дальнейшего уменьшения количества теплопритоков поверх пенополиуретанового слоя 2 накладывается дополнительный слой теплоизоляции 3, изготовленный из композиционного материала, например, стеклопластика или армированного стекловолокна. При эксплуатации транспортных средств прочный теплоизолирующий слой 3, играя роль герметичной защитной оболочки, предотвращает механическое разрушение пенополиуретанового теплоизоляционного слоя 2 и попадания в него влаги.

Широкое использование стирлинг-технологий и новых криогенных баков позволит:

•    уже в ближайшее время обеспечить рынок России и стран СНГ достаточно дешевым и высокоэффективным оборудованием для производства СШМ и перевода автотранспорта угольных регионов на экологически чистый и дешевый вид моторного топлива – сжиженный шахтный метан;

•    обеспечить конкурентоспособность газозаправочной техники на СШМ по отношению с традиционной;

•    гарантировать устойчивое, надежное снабжение автотранспортных средств газовым топливом;

•    проводить автопредприятиями угольных регионов и отдельными шахтами независимую политику поэтапного перевода автотранспортного парка на дешевое и экологически чистое моторное топливо;

•    создать индивидуальные и гаражные заправочные станции производства СШМ при сравнительно небольших капитальных и эксплуатационных затратах, что обеспечит привлечение средств мелких и средних инвесторов;

•    стимулировать предварительную дегазацию угольных пластов и обеспечить ее окупаемость, снизить опасность угольных полей по внезапным выбросам и взрывам газа.

Использование шахтного метана в качестве моторного топлива является наиболее приоритетным направлением в решении проблемы утилизации шахтного газа и в полной мере соответствует принятым странами-участниками Киотского протокола решениям, определяющим значительное сокращение выбросов парниковых газов в XXI веке.  

Журнал “Горная Промышленность” №1 2002

Сжижение природного газа

Технология получения LNG

            Процесс сжижения природного газа сводится к переводу в жидкое состояние основного его компонента – метана.

             В промышленности применяются, как процессы сжижения природного газа с целью получения сжиженного природного газа, как конечного продукта, так и процессы сжижения в сочетании с процессами низкотемпературного фракционирования попутных и природных газов, позволяющие выделять из этих газов газовый бензин, бутаны, пропан и этан, а также извлекать гелий из гелиеносных природных и попутных газов.

            Чтобы сжижить природный газ, его необходимо охладить до температуры порядка минус 160°С. Существует несколько способов достижения холода такой глубины.

             В настоящее время для получения сжиженного природного газа применяются два процесса: конденсация при постоянном давлении (компремирование) и теплообменные: рефрижераторный с использованием охладителя и турбодетандерный/дросселирование с получением необходимой температуры при резком расширении газа. Процесс сжижения природного газа высоко энергоемкий. По этой причине в современной Мировой практике получения СПГ отказались от первоначального способа сжижения компремированием и отдали предпочтение теплообменным способам сжижения.

           В процессах сжижения природного газа особое значение приобретает эффектив-ность 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 от 2 до 5 кВт на сжатие каждых 100 тыс. м3 газа.

 

          Дросселирование позволяет получать сжиженный природный газ при малых энергетических затратах. Недостатком является низкий коэффициент ожижения – до 4% и требует многократной перегонки. Поэтому перешли к работе по компрессорно-детандерной схеме. В этой схеме охлаждение газа происходит за счет совершения работы на лопатках турбины. Использование энергии вращающейся турбины позволяет сделать процесс сжатия газа энергетически  более эффективным.

         Коэффициент сжижения компрессорно-детандерных установок все еще остается низок – до 14%. Это значит, что для реализации такой схемы, также как и для дроссельной, необходимо наличие магистрали низкого давления для сброса в нее не сжиженной части природного газа. Другими словами такая схема опять-таки наиболее эффективна на ГРС.

         Уже несколько десятков лет известны термодинамические схемы, позволяющие достичь 100% эффективности сжижения природного газа. К таковым относятся:

Классический 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.

Новый способ «объединенный» автохолодильный каскадный цикл (ARC), в котором производится ступенчатая конденсация углеводородов с использованием их в качестве хладагентов в последующей ступени охлаждения при циркуляции неконденсирующегося азота.

          Каскадная схема, в которой раздельно используются три хладоагента с последовательно снижающейся температурой кипения, требует больших капитальных, но меньших эксплуатационных затрат. Эта схема была последовательно усовершенствована; в настоящее время чаще применяется смесь хладоагентов; новая схема называется самоохлаждающей, так как часть хладоагента – этан и пропан – получаются из сжижаемого природного газа. Капитальные затраты при этом несколько ниже. В большинстве случаев в каскадных схемах используются поршневые компрессоры, сравнительно дорогостоящие как по капитальным, так и по эксплуатационным затратам.

 

Расширительные схемы представляют существенный интерес, так как в них могут использоваться центробежные, более экономичные, машины, но расширительные циклы требуют затрат энергии на 20-30% больших, чем каскадные. Охлаждение достигается изоэнтропийным расширением метана в турбодетандере. Поток газа, предварительно очищенного от воды, углекислого газа и других загрязнений, сжижается под давлением за счет теплообмена с холодным расширенным газовым потоком.

            В эксплуатационных расходах на процесс сжижения природного газа, помимо стоимости природного газа, значительную долю составляют энергетические затраты, затраты на очистку и осушку газа, а также амортизационные расходы.

 

 

Извлечение и сжижение гелия | Air Liquide

Гелий – ограниченный ресурс, применяемый в самых разных областях, включая магнитно-резонансную томографию (МРТ) и ядерный магнитный резонанс (ЯМР), производство оптоволокна и полупроводников, космическую отрасль и глубоководные погружения. Это очень ценный продукт. Air Liquide Engineering & Construction предлагает решения для извлечения и сжижения гелия из природного газа с использованием апробированной технологии и проверенных временем процессов.

Подача жидкого гелия в ISO-контейнеры

Сырье для данной технологии – природный газ или сырой газообразный гелий из установок сжижения природного газа или установок удаления азота. Начальный трехэтапный процесс заключается в очистке с использованием криогенной установки частичной конденсации, системы удаления водорода и короткоциклового адсорбера. В ходе этого процесса чистый газообразный гелий отделяется от других компонентов, включая азот, метан, водород, аргон, кислород, воду и CO2.

Чистый гелий чистотой 99,995+% затем сжижается для хранения при температурах в районе −270 °C. Для охлаждения и сжижения гелия наряду с гелиевым циклом используются криогенные детандеры с оптимизированной схемой криогенного обменника. Компания Air Liquide Engineering & Construction разработала собственную технологию для детандеров на основе газостатического подшипника, обеспечивающую повышенную надежность и эффективность.

Установка спроектирована с наливными эстакадами, чтобы жидкий гелий можно было подавать напрямую в ISO-контейнеры для простоты транспортировки. Кроме того, интегрированная система улавливания пара позволяет утилизировать весь газообразный гелий из контейнеров внутри установки.

Преимущества

  • Решения проектируются на заказ для конкретной концентрации гелия в сырьевом газе и типов примесей
  • Степень извлечения гелия – более 99 %
  • Собственная технология повышает надежность и эффективность
  • Установка оборудована наливными эстакадами для заливки напрямую в ISO-контейнеры

Основные показатели

  • Производительность: до 20 тонн в сутки (одна линия)

Блог

Улавливание и хранение углекислого газа позволит относительно дешево производить углеродно-нейтральный аммиак

В настоящее время в правительстве обсуждаются пути монетизации запасов жирного газа полуострова Ямал. Рассматриваются различные варианты: разное соотношение СПГ и газопроводных поставок; разные схемы нефтехимических производств из жирных компонентов природного газа: строительство заводов по месту добычи или вывоз сырья в регионы, более близкие к рынкам сбыта. Уже в ближайший месяц ожидается итоговое решение.

Но в одном аспекте разночтений и разногласий нет: если мы говорим о монетизации запасов газа через газохимические производства, то есть, производства аммиака и метанола непосредственно из метана, их оправданно строить в регионе добычи, тем более, что частично можно использовать готовую инфраструктуру, связанную с проектами СПГ.

Кроме того, и капитальные затраты здесь ниже по сравнению с нефтехимическим производством. Cредняя стоимость инвестиций в производство аммиака находится на уровне $1 тыс. за тонну мощности, в то время как инвестиции в нефтехимическое производство составляют около $4 тыс. на тонну производимого продукта. Правда и цены на конечный продукт различаются примерно в той же пропорции.

Поэтому главное отличие в том, что жирные компоненты природного газа относительно легко вывезти, а вывоз метана — это либо СПГ, а это уже сам по себе готовый продукт, либо достаточно дорогостоящий трубопроводный транспорт. В результате строительство газохимии непосредственно на Ямале оказывается единственным разумным решением.

Аммиак или СПГ?

Если говорить о конкретике, то о варианте производства аммиака на Ямале еще 15 марта написал “Коммерсантъ”. Тогда речь шла о возможных трудностях при использовании российской технологии сжижения для проекта “Обский СПГ”. Технология может быть заменена на технологию сжижения Linde или же проект может быть вообще перепрофилирован под производство аммиака, отмечало издание.

В апреле Леонид Михельсон заявил, что “Новатэк” планирует производство аммиака на Ямале — две линии по 2,2 млн т, одновременно или поэтапно.

При допущении расхода газа 1 тыс. кубометров на 1 т аммиака необходимо 2,2 млрд куб. м газовой добычи ежегодно на 2,2 млн т годовой мощности по аммиаку.

Для сравнения напомним, что мощность “Обского СПГ” составит до 5 млн т (7,5 млрд куб. м газа в год с учетом топливного газа). В то время как месторождения проекта пока могут обеспечивать 6 млрд куб. м добычи.

Таким образом, причины возможного перепрофилирования проекта, если оно действительно состоится, обусловлены, во-первых, трудностями в реализации СПГ-завода на российской технологии сжижения. Во-вторых, с возможным дефицитом сырья, хотя причина подобных разговоров может быть связана и с “торгом” по лицензиям на дополнительные месторождения.

Если же говорить без привязки к конкретным проекту и месторождениям, то по большому счету, газа на Ямале достаточно для самых различных вариантов его монетизации.

И если производство аммиака на Ямале будет создано, то оно может оказаться несколько дороже производств в более благоприятных регионах за счет логистических и климатических особенностей, как по капитальным, так и по операционным затратам. Это значит, что для обеспечения конкурентоспособности завод должен выигрывать в чем-то еще. Первое, сильное и самое очевидное преимущество — это сырьевой газ с низкой себестоимостью добычи и минимальными затратами на транспортировку.

Но с учетом влияния экологической повестки, есть основания предполагать, что оправданно наладить на Ямале производство “синего” аммиака, то есть продукта, где весь выделяемый при производстве углекислый газ подлежит захоронению.

“Зеленый” и “синий” аммиак

Действительно, уже сейчас по всему миру готовятся производства т. н. “зеленого” аммиака. Это аммиак из “зеленого” водорода, то есть получаемого электролизом с помощью ВИЭ.

“Зеленый” аммиак планируется использовать как в качестве бункерного топлива, так и в сегменте удобрений. По последним оценкам МЭА, в сильно декарбонизированном мире в 2050 году этот вид топлива будет преобладать в бункеровке.

К примеру, в Дании планируется производство “зеленого” аммиака мощностью в 1 ГВт, что соответствует объему аммиака в 900 тыс. т в год, это сопоставимо с классическим производством.

Альтернативой “зеленому” аммиаку является “синий” (иногда его называют “голубой”) аммиак. Здесь производство будет основываться на классической схеме “метан — синтез-газ — водород + СО2“, но углекислый газ будет подлежать улавливанию и захоронению (CCS, carbon capture and storage).

Как и проекты по получению “зеленых” водорода и аммиака, проекты “синих” соединений окажутся дороже, вопрос насколько? Пока проектов CCS в мире очень немного, т. к. экономического смысла в них нет, особенно в условиях, когда стоимость выбросов углекислого газа отсутствует или невелика. По мере роста цен на выбросы и ужесточения углеродного регулирования их число увеличивается. Считается что стоимость улавливания и хранения углекислого газа составляет около $100 за тонну. Но это очень средние значения.

Себестоимость CCS состоит из стоимости улавливания, транспортировки и захоронения углекислого газа. Основная составляющая в цене — себестоимость непосредственно улавливания углекислого газа. И главное здесь в том, что стоимость “захвата” тонны углерода с помощью технологий CCS может существенно разнится. И цена улавливания резко уменьшается для концентрированных потоков СО2.

Залог успеха — в дешевом CCS

Именно поэтому, когда обсуждается, что CCS “не взлетает” по причине дороговизны, речь идет часто об улавливании углекислого газа на ТЭС. Но в случае производства аммиака эти расходы намного ниже (до $25 за тонну по сравнению с $50-150 для ТЭС), см. рисунок 1.

Рисунок 1. Стоимость улавливания углекислого газа в зависимости от технологии. Источник: The Business Case for carbon capture. BCG.

С учетом минимальных расходов на транспортировку и хранение СО2, т. к. производство будет расположено в регионах газодобычи, суммарные расходы можно оценить менее $50 за тонну, а возможно и ниже.

При допущении расхода газа 1 тыс. кубометров на 1 т аммиака, получение тонны аммиака сопровождается примерно 2 т углекислого газа. В таком случае стоимость CCS в $50 за тонну увеличивает стоимость аммиака на $100 в дополнение к себестоимости производства “серого” продукта.

Себестоимость “серого” аммиака для разных проектов разнится т. к. зависит в том числе и от цены газа. Но глобальные цены на “серый” аммиак находятся в диапазоне $220 (2020 год) — 330 (1кв. 2021 г.) за тонну. Даже с учетом расходов на улавливание углекислого газа, “синий” аммиак окажется намного дешевле, чем самые оптимистичные варианты цены “зеленого” аммиака ($600+ за тонну).

Учитывая вышесказанное, можно предполагать, что ямальский “синий” аммиак будет конкурентоспособен на мировом рынке как “зеленого”, так и “синего” аммиака.

Напомним, что представители “Новатэка” ранее уже высказывались о возможных проектах получения водорода на Ямале. А в январе 2021 года “Новатэк” подписал официальный меморандум о взаимопонимании в области производства и поставок водорода с компанией Uniper.

Но вопросы транспортировки водорода пока не решены. Танкерный вывоз (очень дорог за счет сжижения), равно как и подмешивание водорода в трубы (остается много технических и регуляторных вопросов) — варианты крайне длительной перспективы.

В этих условиях на среднесрочную перспективу единственным вариантом доставки водорода из удаленных локаций остается транспортировка в виде аммиака.

Правда, остается вопрос о наличии достаточного количества геологических структур для захоронения в ямальском, относительно новом, регионе добыче. В старых районах газодобычи, в частности, в Надым-Пур-Тазовском регионе таких возможностей больше, но для транспортировки необходим соответствующий трубопровод. В любом случае расстояния относительно невелики. С другой стороны, не исключено, что изначально производство аммиака будет “серым”, с последующим выходом на “синий”, по мере появления необходимых локаций на Ямале и создания глобального рынка углеродно-нейтрального аммиака.

RUPEC в Twitter, в Telegram, на Facebook

В Магнитогорске запустили завод по производству сжиженного природного газа

Заместитель председателя правительства РФ Юрий Борисов, губернатор Челябинской области Алексей Текслер, заместитель министра энергетики РФ Павел Сорокин и председатель правления «Новатэк» Леонид Михельсон открыли в Магнитогорске завод по производству сжиженного природного газа.

«Сегодня знаковое событие. По поручению президента Владимира Путина Правительство РФ реализует программу развития рынка газомоторного топлива. Перевод всех автотранспортных средств на этот вид топлива – серьезный шаг вперед в развитии улучшения экологической ситуации», – отметил заместитель председателя правительства РФ Юрий Борисов.

Программа предусматривает перевод и использование метана в качестве моторного топлива. 27 регионов до 2024 года участвуют в создании необходимой инфраструктуры – создадут новые криозаправки, где будет использоваться СПГ-топливо.

«Мы открываем первый на Южном Урале завод по производству сжиженного природного газа, – подчеркнул Алексей Текслер. – Это новое производство, новые производительные рабочие места, новые возможности заниматься газификацией и работать в направлении газомоторного транспорта для всех сфер жизнедеятельности региона, в том числе для общественного автотранспорта. Вы знаете, что тема экологии для нас актуальна, и значительное влияние на окружающую среду в городах оказывает и транспорт. Перевод на газомоторное топливо – это существенный вклад в экологическое состояние наших крупных городов».

Завод мощностью 40 тысяч тонн в год предназначен для подготовки и сжижения природного газа с последующим использованием в качестве газомоторного топлива для пассажирского и грузового транспорта в Челябинской области и в соседних регионах. Проектная мощность предприятия – 5000 кг/ч. С вводом завода в эксплуатацию Челябинская область одной из первых в стране перейдет на экологичный, экономичный и комфортный транспорт.

«СПГ в качестве газомоторного топлива – достаточно новая прогрессивная линия, которая позволит существенно сократить выбросы загрязняющих веществ, улучшить экологическую обстановку. Большое спасибо Челябинской области за то, что выступает в качестве пионеров в данной сфере», – добавил заместитель министра энергетики РФ Павел Сорокин.

Ключевые направления работы Комплекса сжижения природного газа – реализация СПГ в качестве моторного топлива, в том числе на промышленных объектах, газификация муниципальных районов.

«У нас есть стратегия развития перевода транспорта, и мы хотим охватить регионы от Санкт-Петербурга до Челябинска. Челябинская область для «Новатэк» стала уже родной областью, у нас договоренности на перевод автотранспорта, муниципального автотранспорта, автотранспорта, который работает в карьерах и даже железнодорожного автотранспорта ММК – подписано соглашение о переводе», – рассказал председатель правления «Новатэк» Леонид Михельсон.

В рамках политики импортозамещения, которую проводит ПАО «НОВАТЭК», завод на 95% оснащен оборудованием отечественного производства.

Кроме того, Алексей Текслер и Леонид Михельсон подписали соглашение о сотрудничестве между Челябинской областью и ПАО «Новатэк». В рамках соглашения Правительство и «НОВАТЭК» совместно продолжат работу по улучшению и развитию социально-экономического потенциала Южного Урала.

«НОВАТЭК» – важный стратегический партнер региона. Мы реализуем не только промышленные проекты, занимаемся газификацией, решаем конкретные проблемы людей в территориях, мы взаимодействуем по широкому спектру социальных вопросов, – отметил Алексей Текслер. – Мы идем рука об руку, реализуя общую задачу, – развитие региона, улучшение благосостояния наших жителей».

Регион и «Новатэк» уже давно и активно сотрудничают. Новое соглашение стало пролонгацией достигнутых договоренностей – объединить усилия в создании благоприятного инвестиционного климата в регионе, совместно разрабатывать и реализовывать социальные проекты и программы в интересах жителей, развивать культуру и спорт в Челябинской области, а также усилить работу по формированию на Южном Урале здорового образа жизни.

В Австралии лопнул “газовый пузырь”, и это лишь начало. Что грозит России

https://ria.ru/20191119/1561069467.html

В Австралии лопнул “газовый пузырь”, и это лишь начало. Что грозит России

В Австралии лопнул “газовый пузырь”, и это лишь начало. Что грозит России – РИА Новости, 19.11.2019

В Австралии лопнул “газовый пузырь”, и это лишь начало. Что грозит России

Как мы недавно писали, в ближайшие годы будет построено множество заводов по сжижению природного газа. Это может привести к избытку СПГ в среднесрочной… РИА Новости, 19.11.2019

2019-11-19T08:00

2019-11-19T08:00

2019-11-19T08:04

в мире

авторы

/html/head/meta[@name=’og:title’]/@content

/html/head/meta[@name=’og:description’]/@content

https://cdnn21.img.ria.ru/images/156107/05/1561070574_0:274:3071:2001_1920x0_80_0_0_76640456f73a5327876c18d0b403964c.jpg

Как мы недавно писали, в ближайшие годы будет построено множество заводов по сжижению природного газа. Это может привести к избытку СПГ в среднесрочной перспективе. Сейчас мы уже находимся в ситуации избытка СПГ, он продлится еще год-два, к 2022 году на пару лет рынок окажется более сбалансированным, а вот с 2024 года ожидается новый избыток. Действительно: заводы, стройки которых были запущены в текущем году, а это 65 миллионов тонн мощностей, начнут работать как раз не ранее 2024 года. Конечно, стоит напомнить, что это прогноз на основе ожиданий баланса спроса и предложения. Предложение прогнозировать легко, оно определяется действующими и строящимися заводами, а вот спрос — сложнее. Поэтому любой прогноз — это только прогноз.Тем не менее со стороны картина выглядит немного странной: зачем компании принимают решения, если они почти очевидно столкнутся с избытком СПГ, а значит, с ценами, не покрывающими полные затраты? И, в самом деле, где же невидимая рука рынка?Ответ на этот вопрос не столь прост. Каждый случай тут индивидуален. Кто-то надеется продавать свой СПГ с выгодой даже при низких ценах. Как, например, Катар, производитель с самой низкой себестоимостью.А вот, например, в США все этапы производственной цепочки во многих случаях разнесены по разным компаниям (добыча газа, сжижение, покупка СПГ трейдерами для перепродажи). В результате финансовый результат размазан по разным компаниям, и где окажется прибыль, а где убытки — не так очевидно. Кроме того, в американском СПГ появляются все более замысловатые контракты. Напомним: если для первых американских заводов их владельцы продавали право на сжижение (то есть получали гарантированные выплаты вне зависимости от рыночной цены сжиженного газа), то теперь появились и новые контракты (пока их немного). Суть их в следующем: теперь владелец завода СПГ будет сам продавать сжиженный газ покупателям. Но при этом все равно не берет на себя ценовой риск: так как цена газа (для сжижения), который он будет покупать у добытчиков, теперь привязана к стоимости продаваемого СПГ.А кто-то просто совершает ошибку. Кажется удивительным — совершать ошибки для проектов стоимостью десятки миллиардов долларов? Вовсе нет, если вспомнить пример Австралии. В новейшей истории индустрии сжиженного газа пример Австралии показателен. Страна умудрилась сделать сразу несколько глупостей при строительстве своей СПГ-индустрии. В результате крупнейший в настоящее время производитель СПГ на планете продает большую часть своего товара в убыток, а внутри страны наблюдается дефицит этого энергоносителя. Причем цены реализации сейчас для многих заводов в два и более раз ниже полной себестоимости СПГ! Почему так получилось?Во-первых, принятие инвестрешений по строительству состоялось в первой половине 2010-х годов, когда цены на нефть восстановились и казалось, что надолго. Соответственно, и конкурентоспособность проектов рассчитывалась при “нефти по 100” без запаса прочности. Что произошло потом — понятно.Во-вторых, на этом фоне австралийские проекты строились с задержкой по срокам сдачи и, главное, огромным перерасходом от проектной сметы.В-третьих, выяснилось, что стало не хватать газа самой Австралии, внутренние цены на газ выросли. При этом в некоторые периоды доходило до смешного, а скорее грустного: цены на СПГ, отгружаемый в Японию (а отказаться нельзя — контрактные обязательства), оказывались ниже, чем цены на еще не сжиженный газ на хабе в самой Австралии. В результате у крупнейшего экспортера СПГ в настоящее время существует несколько проектов создания терминалов по импорту сжиженного газа! Обсуждались и законодательные ограничения по запрету экспорта СПГ в случае дефицита на внутреннем рынке.Ну и в-четвертых (и в-главных для нас). Дефицит газа в Австралии может привести к тому, что часть заводов по сжижению и экспорту СПГ просто остановится. Почему?Здесь мы сначала сделаем небольшое отступление и еще раз напомним, как реагируют производители СПГ на избыток газа на рынке (то есть на ситуацию, когда цены ниже себестоимости). Как правило, никак не реагируют. Так как завод все равно уже построен, то производители продолжают выпускать товар, даже если цены не покрывают полные затраты, но покрывают текущие операционные расходы. Совсем грубо: если СПГ дороже стоимости самого газа (плюс относительно небольшие операционные расходы на сжижение и доставку), то его можно производить. А так как на многих проектах добыча газа уже записывается в капитальные затраты, то текущие расходы на добычу газа будут низкими. А вот если СПГ становится дешевле, чем стоимость добычи газа, то завод останавливается. Но понятно, что это редкий случай. Такой сюжет прогнозировался ранее для американского СПГ, так как газ для сжижения там берется с рынка. Но снижение внутренних цен на газ в США сделало такое развитие событий менее вероятным.Зато Австралия оказалась вполне претендентом. В этой стране два типа заводов (по месторождению газа). Часть — “классические” морские месторождения, а часть (три завода на востоке Австралии) сжижает метан угольных пластов. Добыча метана угольных пластов чем-то похожа на добычу сланцевого газа. Бурить скважин нужно много, так как производительность скважин низкая. И так получилось, что производительность скважин оказалась меньше проектной. Отсюда уже упомянутый дефицит газа для внутреннего потребления на востоке страны и возможный дефицит для наполнения заводов. История проблем с газом для сжижения на австралийских заводах достаточно старая, но на днях подоспели свежие оценки консалтинговой компании Rystad Energy. Выводы неутешительны: в ближайшие десять лет падение добычи метана угольных пластов из действующих скважин составит 60 процентов! Чтобы обеспечивать проектные объемы сжижения газа, необходимо добуривать новые скважины. Но в некоторых случаях стоимость нового газа окажется высока и сопоставима с ценами на СПГ. В таком случае окажется проще снизить загрузку завода и уменьшить объемы экспорта СПГ.Любопытно, что обсуждаются и очень экстравагантные решения. Так как около десяти процентов газа тратится на его сжижение, то, чтобы сэкономить этот газ, предлагается электрифицировать процесс и использовать в качестве источника энергии электричество, получаемое из возобновляемых источников.Вполне возможно, что один из новых СПГ-проектов столкнется с трудностями, подобными австралийским.Например, очень неоднозначно выглядит дорогой проект LNG Canada, инвестрешение по которому было в конце прошлого года. Там дорогой газ (на уровне цен в США), строительство самого завода выйдет дороже, чем в США. Но плюс к тому необходимо построить газопровод для доставки газа к побережью. И вот стройка только начинается, а газопровод уже подорожал на 400 миллионов долларов — до 6,6 миллиарда.Похоже, дорогими окажутся и проекты по сжижению в Мозамбике.Какие выводы? Во-первых, австралийская проблема дает некоторые основания предполагать, что избыток газа в 2024 году и далее может оказаться чуть меньше, чем ожидается.Во-вторых, активность многих участников рынка (а среди них — многие нефтегазовые ТНК) в явно недешевых проектах говорит и о том, что участники рынка верят в сектор, вероятно, ожидают хороший спрос, что поддержит цены и сделает окупаемыми даже дорогие проекты.В-третьих, описанные сюжеты, возможно, остудят “горячие головы” и предостерегут от запуска новых неоправданно дорогих проектов, и мы все же увидим снижение активности по принятию инвестиционных решений в следующем году.У российских арктических заводов есть запас прочности. “Ямал СПГ” был запущен строго в рамках сметы и даже с опережением графика. Для нового завода “Арктик СПГ 2” компания НОВАТЭК выручила дополнительные средства, продав право на участие в проекте иностранным партнерам. Проект и без того выглядит конкурентоспособным на рынке, а с учетом полученных средств стоимость строительства завода для самого НОВАТЭКа окажется совсем небольшой, что в любом случае сделает проект прибыльным.Остальные российские участники рынка пока не торопятся принимать инвестрешения, а, вероятно, скрупулезно изучают ситуацию на рынке и выверяют объем инвестиций для строительства. Времена, когда практически любой завод СПГ был окупаем, к сожалению, прошли. Теперь в условиях жесткой конкуренции необходим тщательный контроль над расходами.

https://radiosputnik.ria.ru/20191118/1561037016.html

https://ria.ru/20191111/1560777274.html

https://ria.ru/20190830/1558047682.html

https://ria.ru/20191113/1560868730.html

РИА Новости

[email protected]

7 495 645-6601

ФГУП МИА «Россия сегодня»

https://xn--c1acbl2abdlkab1og.xn--p1ai/awards/

2019

Александр Собко

https://cdnn21.img.ria.ru/images/155002/84/1550028437_132:0:1012:880_100x100_80_0_0_9cc9280e56b020c0910e27d1d5905d8b. jpg

Александр Собко

https://cdnn21.img.ria.ru/images/155002/84/1550028437_132:0:1012:880_100x100_80_0_0_9cc9280e56b020c0910e27d1d5905d8b.jpg

Новости

ru-RU

https://ria.ru/docs/about/copyright.html

https://xn--c1acbl2abdlkab1og.xn--p1ai/

РИА Новости

[email protected]

7 495 645-6601

ФГУП МИА «Россия сегодня»

https://xn--c1acbl2abdlkab1og.xn--p1ai/awards/

https://cdnn21.img.ria.ru/images/156107/05/1561070574_0:0:2732:2048_1920x0_80_0_0_e115fd60b9fcffc6773036afb91ad1ba.jpg

РИА Новости

[email protected]

7 495 645-6601

ФГУП МИА «Россия сегодня»

https://xn--c1acbl2abdlkab1og.xn--p1ai/awards/

Александр Собко

https://cdnn21.img.ria.ru/images/155002/84/1550028437_132:0:1012:880_100x100_80_0_0_9cc9280e56b020c0910e27d1d5905d8b.jpg

в мире, авторы

Как мы недавно писали, в ближайшие годы будет построено множество заводов по сжижению природного газа. Это может привести к избытку СПГ в среднесрочной перспективе. Сейчас мы уже находимся в ситуации избытка СПГ, он продлится еще год-два, к 2022 году на пару лет рынок окажется более сбалансированным, а вот с 2024 года ожидается новый избыток.

Действительно: заводы, стройки которых были запущены в текущем году, а это 65 миллионов тонн мощностей, начнут работать как раз не ранее 2024 года. Конечно, стоит напомнить, что это прогноз на основе ожиданий баланса спроса и предложения. Предложение прогнозировать легко, оно определяется действующими и строящимися заводами, а вот спрос — сложнее. Поэтому любой прогноз — это только прогноз.

Тем не менее со стороны картина выглядит немного странной: зачем компании принимают решения, если они почти очевидно столкнутся с избытком СПГ, а значит, с ценами, не покрывающими полные затраты? И, в самом деле, где же невидимая рука рынка?

Ответ на этот вопрос не столь прост. Каждый случай тут индивидуален. Кто-то надеется продавать свой СПГ с выгодой даже при низких ценах. Как, например, Катар, производитель с самой низкой себестоимостью.

А вот, например, в США все этапы производственной цепочки во многих случаях разнесены по разным компаниям (добыча газа, сжижение, покупка СПГ трейдерами для перепродажи). В результате финансовый результат размазан по разным компаниям, и где окажется прибыль, а где убытки — не так очевидно. Кроме того, в американском СПГ появляются все более замысловатые контракты. Напомним: если для первых американских заводов их владельцы продавали право на сжижение (то есть получали гарантированные выплаты вне зависимости от рыночной цены сжиженного газа), то теперь появились и новые контракты (пока их немного). Суть их в следующем: теперь владелец завода СПГ будет сам продавать сжиженный газ покупателям. Но при этом все равно не берет на себя ценовой риск: так как цена газа (для сжижения), который он будет покупать у добытчиков, теперь привязана к стоимости продаваемого СПГ.

18 ноября 2019, 03:00

Депутат бундестага: нам в Европе не нужен американский СПГ

А кто-то просто совершает ошибку. Кажется удивительным — совершать ошибки для проектов стоимостью десятки миллиардов долларов? Вовсе нет, если вспомнить пример Австралии.

В новейшей истории индустрии сжиженного газа пример Австралии показателен. Страна умудрилась сделать сразу несколько глупостей при строительстве своей СПГ-индустрии. В результате крупнейший в настоящее время производитель СПГ на планете продает большую часть своего товара в убыток, а внутри страны наблюдается дефицит этого энергоносителя. Причем цены реализации сейчас для многих заводов в два и более раз ниже полной себестоимости СПГ! Почему так получилось?

Во-первых, принятие инвестрешений по строительству состоялось в первой половине 2010-х годов, когда цены на нефть восстановились и казалось, что надолго. Соответственно, и конкурентоспособность проектов рассчитывалась при “нефти по 100” без запаса прочности. Что произошло потом — понятно.

Во-вторых, на этом фоне австралийские проекты строились с задержкой по срокам сдачи и, главное, огромным перерасходом от проектной сметы.

В-третьих, выяснилось, что стало не хватать газа самой Австралии, внутренние цены на газ выросли. При этом в некоторые периоды доходило до смешного, а скорее грустного: цены на СПГ, отгружаемый в Японию (а отказаться нельзя — контрактные обязательства), оказывались ниже, чем цены на еще не сжиженный газ на хабе в самой Австралии. В результате у крупнейшего экспортера СПГ в настоящее время существует несколько проектов создания терминалов по импорту сжиженного газа! Обсуждались и законодательные ограничения по запрету экспорта СПГ в случае дефицита на внутреннем рынке.

Ну и в-четвертых (и в-главных для нас). Дефицит газа в Австралии может привести к тому, что часть заводов по сжижению и экспорту СПГ просто остановится. Почему?

Здесь мы сначала сделаем небольшое отступление и еще раз напомним, как реагируют производители СПГ на избыток газа на рынке (то есть на ситуацию, когда цены ниже себестоимости). Как правило, никак не реагируют. Так как завод все равно уже построен, то производители продолжают выпускать товар, даже если цены не покрывают полные затраты, но покрывают текущие операционные расходы. Совсем грубо: если СПГ дороже стоимости самого газа (плюс относительно небольшие операционные расходы на сжижение и доставку), то его можно производить. А так как на многих проектах добыча газа уже записывается в капитальные затраты, то текущие расходы на добычу газа будут низкими.

А вот если СПГ становится дешевле, чем стоимость добычи газа, то завод останавливается. Но понятно, что это редкий случай. Такой сюжет прогнозировался ранее для американского СПГ, так как газ для сжижения там берется с рынка. Но снижение внутренних цен на газ в США сделало такое развитие событий менее вероятным.

11 ноября 2019, 08:00

Сжиженного газа слишком много. Россия заменит его новой трубой в КитайЗато Австралия оказалась вполне претендентом. В этой стране два типа заводов (по месторождению газа). Часть — “классические” морские месторождения, а часть (три завода на востоке Австралии) сжижает метан угольных пластов. Добыча метана угольных пластов чем-то похожа на добычу сланцевого газа. Бурить скважин нужно много, так как производительность скважин низкая. И так получилось, что производительность скважин оказалась меньше проектной. Отсюда уже упомянутый дефицит газа для внутреннего потребления на востоке страны и возможный дефицит для наполнения заводов. История проблем с газом для сжижения на австралийских заводах достаточно старая, но на днях подоспели свежие оценки консалтинговой компании Rystad Energy. Выводы неутешительны: в ближайшие десять лет падение добычи метана угольных пластов из действующих скважин составит 60 процентов! Чтобы обеспечивать проектные объемы сжижения газа, необходимо добуривать новые скважины. Но в некоторых случаях стоимость нового газа окажется высока и сопоставима с ценами на СПГ. В таком случае окажется проще снизить загрузку завода и уменьшить объемы экспорта СПГ.Любопытно, что обсуждаются и очень экстравагантные решения. Так как около десяти процентов газа тратится на его сжижение, то, чтобы сэкономить этот газ, предлагается электрифицировать процесс и использовать в качестве источника энергии электричество, получаемое из возобновляемых источников.

Вполне возможно, что один из новых СПГ-проектов столкнется с трудностями, подобными австралийским.

Например, очень неоднозначно выглядит дорогой проект LNG Canada, инвестрешение по которому было в конце прошлого года. Там дорогой газ (на уровне цен в США), строительство самого завода выйдет дороже, чем в США. Но плюс к тому необходимо построить газопровод для доставки газа к побережью. И вот стройка только начинается, а газопровод уже подорожал на 400 миллионов долларов — до 6,6 миллиарда.

30 августа 2019, 08:00

Перегазовали: американская СПГ-индустрия погружается в кризис

Похоже, дорогими окажутся и проекты по сжижению в Мозамбике.

Какие выводы? Во-первых, австралийская проблема дает некоторые основания предполагать, что избыток газа в 2024 году и далее может оказаться чуть меньше, чем ожидается.

Во-вторых, активность многих участников рынка (а среди них — многие нефтегазовые ТНК) в явно недешевых проектах говорит и о том, что участники рынка верят в сектор, вероятно, ожидают хороший спрос, что поддержит цены и сделает окупаемыми даже дорогие проекты.

В-третьих, описанные сюжеты, возможно, остудят “горячие головы” и предостерегут от запуска новых неоправданно дорогих проектов, и мы все же увидим снижение активности по принятию инвестиционных решений в следующем году.

У российских арктических заводов есть запас прочности. “Ямал СПГ” был запущен строго в рамках сметы и даже с опережением графика. Для нового завода “Арктик СПГ 2” компания НОВАТЭК выручила дополнительные средства, продав право на участие в проекте иностранным партнерам. Проект и без того выглядит конкурентоспособным на рынке, а с учетом полученных средств стоимость строительства завода для самого НОВАТЭКа окажется совсем небольшой, что в любом случае сделает проект прибыльным.

13 ноября 2019, 03:32

Россия останется крупнейшим экспортером газа как минимум до 2040 года

Остальные российские участники рынка пока не торопятся принимать инвестрешения, а, вероятно, скрупулезно изучают ситуацию на рынке и выверяют объем инвестиций для строительства. Времена, когда практически любой завод СПГ был окупаем, к сожалению, прошли. Теперь в условиях жесткой конкуренции необходим тщательный контроль над расходами.

Термодинамический дизайн системы сжижения метана на основе обратного цикла Брайтона

Одним из основных направлений деятельности правительства по использованию возобновляемых источников энергии и сокращению выбросов парниковых газов в Корее является разработка отечественной технологии сжижения метана, выделенного из свалочного газа (СГ). Метан является основным компонентом (45–55% по объему) типичной смеси свалочного газа на свалках бытовых отходов, и его можно удобно хранить и транспортировать в виде сжиженного природного газа (СПГ) с высокой плотностью энергии при умеренном давлении.Преобразование свалочного газа в СПГ связано с несколькими техническими проблемами [1], [2], одной из которых является эффективное криогенное охлаждение для непрерывного сжижения метана в распределенном масштабе. Согласно Barclay et al. [3] термин «распределенная шкала» относится к ожижителям с производительностью СПГ 160–2350 л/ч (или 1000–15 000 галлонов в сутки).

В 2007 году Корейский центр новых и возобновляемых источников энергии (KNREC) начинает поддерживать трехлетний проект, в рамках которого будет спроектирован и разработан прототип системы сжижения метана на салазках мощностью 18 человек.5 г/с (1000 галлонов СПГ в день). При успешной разработке прототипа планируется масштабирование системы до 92,5 г/с (5000 галлонов СПГ в сутки) на этапе коммерческого применения на полигонах SUDOKWON (что дословно означает «Столица Сеула»). В качестве первого шага проекта в этом исследовании выполняется термодинамический расчет с целью выбора подходящей конфигурации цикла, хладагента, рабочих условий и размера теплообменника. Поскольку производимый СПГ должен быть конкурентоспособным (или сопоставимым) по цене с импортируемым СПГ, а система должна быть достаточно компактной, чтобы ее можно было разместить на салазках, в процессе проектирования следует учитывать как термодинамическую эффективность, так и компактность.

В недавней публикации Barclay et al. [3] представили отличный обзор по выбору термодинамического холодильного цикла для распределенного сжижения природного газа. Цикл Джоуля-Томсона с MR (смешанным хладагентом) рекомендуется для использования преимуществ более низких капитальных затрат, поскольку в нем используется дроссельный клапан (изоэнтальпийное расширение) с двухфазным хладагентом. Обратный цикл Брайтона также рекомендуется, чтобы воспользоваться преимуществами более простой конструкции и эксплуатационных расходов, поскольку в нем используется расширительная машина (почти изоэнтропическая) с газовым хладагентом.Другой возможностью является цикл Клода или Хейланда, сочетающий изэнтальпическое и изэнтропическое расширение [4]. Андресс и Уоткинс [5] описали свой оптимизированный каскадный процесс СПГ, подчеркнув преимущества безопасной и простой эксплуатации. Некоторые из коммерчески доступных криоохладителей Стирлинга [6] имеют холодопроизводительность 10 кВт или более при температуре жидкого азота, что может быть непосредственно и удобно использовано для этих приложений.

Обратный цикл Брайтона выбран для этой системы сжижения метана главным образом потому, что можно разумно достичь двух целей проектирования (термодинамическая эффективность и компактность).Другим значительным преимуществом обратного цикла Брайтона в этом приложении является то, что его термодинамические характеристики менее чувствительны к расходу или концентрации исходного газа и более гибки при интеграции различных модулей очистки [3]. Стандартный обратный цикл Брайтона для сжижения метана схематично показан на рис. 1а. Холодный газ (состояние 5), выходящий из криогенного детандера, поглощает тепло исходного газа (состояние а) для производства СПГ (состояние d) в противоточном теплообменнике, называемом LHX (теплообменник сжижения).Предлагается незначительная модификация, как на рис. 1b [3], где исходный газ предварительно охлаждается через рекуперативный теплообменник (РТО) перед входом в ЖТО. В этой конфигурации поток низкого давления (7–1) одновременно поглощает тепло из потока высокого давления (3–4) и исходного газа (a–b).

В данной работе предполагается исследовать основы термодинамических конструктивных особенностей в стандартном и модифицированном циклах Брайтона, показанных на рис. 1. Для простоты предполагается, что исходный газ представляет собой чистый метан, так как модуль разделения и очистки для LFG будут разрабатываться самостоятельно.Особое внимание уделено влиянию модификации цикла, выбора хладагента, рабочего давления и размера теплообменников на требуемую мощность, необходимую для скорости сжижения 18,5 г/с.

Двойной детандер сжижения метана снижает стоимость и сложность СПГ

G.W. Howe, G.F. Skinner и A.D. Maunder, Gasconsult Ltd., Лондон, Великобритания

Производители СПГ стремились повысить окупаемость проектов за счет увеличения мощности заводов для достижения эффекта масштаба.Для достижения этой цели было построено множество сложных установок с несколькими хладагентами. Однако беспрецедентные капитальные затраты и финансовые риски, связанные с этими мегамасштабными электростанциями, могут оказаться неприемлемыми в эпоху проблемных цен на энергоносители. Некоторые операторы ищут более гибкую разработку проектов и коммерческие модели, снижающие риски; они ищут способы монетизировать меньшие запасы газа с помощью более дешевых схем.

Детандер двойного метана (DM) a для сжижения предлагает дифференцированное решение для средних и плавучих установок СПГ (FLNG).В отличие от обычных процессов, в нем не используются внешние хладагенты, вместо этого в качестве хладагента в оптимизированной системе расширителей используется подача природного газа. Эта установка исключает системы хранения и транспортировки хладагента, используемые в циклах MR, а также дополнительное технологическое оборудование, используемое для извлечения компонентов хладагента из подаваемого газа. В качестве хладагента для подпитки используется недорогой природный газ, в отличие от азота или смеси углеводородов, что позволяет избежать сложной логистики поставок и снизить эксплуатационные расходы.

Отсутствие жидкого углеводородного хладагента также повышает безопасность эксплуатации. Процесс метана требует значительно меньше энергии, чем другие «безопасные» системы, такие как азотные процессы с несколькими детандерами, что позволяет снизить капитальные затраты за счет меньшей установленной мощности компрессора или увеличения производства СПГ с помощью выбранного привода компрессора.

Возможна однолинейная мощность, превышающая 2 млн тонн в год, что облегчает поэтапную разработку проекта и снижает первоначальные капитальные затраты, но при этом позволяет постепенно наращивать значительные мощности по СПГ.Отсутствие оборудования для производства, обработки, хранения и обработки внешних хладагентов снижает стоимость, вес и занимаемую площадь, что делает эту технологию особенно привлекательной для схем FLNG. Там, где это уместно, освободившееся пространство на палубе можно было бы использовать для установки дополнительных производственных мощностей по сжижению, что повысило бы отдачу от проекта.

Ряд вариантов базовой конфигурации также был разработан для подачи сырья низкого давления (НД), удаления тяжелых углеводородов и получения преимуществ от высокоскоростного (HS) сжатия. Эти варианты еще больше дифференцируют технологию и описаны в данной работе.

Рис. 1. Упрощенная схема запатентованного процесса расширения DM.

Конфигурация процесса. Упрощенная схема запатентованного детандерного процесса DM показана на рис. 1 . Охлаждение осуществляется в двух контурах детандера, теплый контур показан красным, а низкотемпературный контур показан синим.Охлажденные газы из расширителей CX1 и CX2 направляются в холодильную камеру для охлаждения, а затем возвращаются в расширители с помощью рециркуляционного компрессора CP1. Выпарной газ также направляется через холодильную камеру для охлаждения и снова улавливается в системе небольшим компрессором CP2, который питает всасывание рециркуляционного компрессора. Детандеры сконфигурированы как компандеры и работают последовательно с компрессором рециркуляционного газа ( рис. 2 ), обеспечивая примерно 35% общей мощности сжатия.

Рис. 2. Детандеры работают последовательно с компрессором рециркуляционного газа
, обеспечивая 35% полной мощности сжатия.

Цикл метана по своей концепции аналогичен схемам азотного детандера. Однако он обладает принципиальным преимуществом, так как метан имеет более высокую удельную теплоемкость, чем азот. Этот фактор значительно снижает циркулирующие потоки газа, что, в свою очередь, снижает энергопотребление и размеры труб.

Запатентованная особенность описанного процесса заключается в том, что частичное сжижение происходит в низкотемпературном детандере CX2 — это эффективно преобразует скрытую теплоту непосредственно в механическую работу, а также позволяет уменьшить площадь теплообмена и стоимость основного теплообменника HX1. Дополнительная жидкостная турбина TU1 на линии выбега СПГ также повышает эффективность за счет значительного охлаждающего эффекта.

Эти особенности вместе с оптимизированным распределением потоков, температур и давлений в контурах детандера позволяют создать высокоэффективную систему, потребляющую примерно 300 кВтч/метрическую тонну СПГ в умеренном климате.Эти характеристики эквивалентны или лучше, чем у процессов с одним смешанным хладагентом (SMR), и на 15–30 % ниже, чем у более сложных вариантов азотных схем с двумя и тремя детандерами.

Альтернативные конфигурации. Было исследовано несколько вариантов технологии. Эти варианты могут еще больше снизить капитальные затраты и/или повысить эффективность эксплуатации. Открытые метановые циклы подходят для выгодных конфигураций для исходных газов низкого давления, удаления тяжелых углеводородов и вращающегося оборудования для высоких давлений.

IPL для сырьевых газов низкого давления. Все технологии сжижения потребляют больше энергии при более низком давлении исходного газа. Вариант интегрированного сжижения под давлением (IPL) ( рис. 3 ) описанного процесса увеличивает подачу газа низкого давления, направляя его после разделения жидкостей в SP1 обратно в точку межступенчатого всасывания компрессора рециркуляционного газа, а не в зоны 2 и 3. секции сжижения холодильной камеры, как показано на рис. 1 . Этот процесс обеспечивает более высокое давление на входе в холодную камеру независимо от давления исходного газа, повышая эффективность сжижения без необходимости в отдельной установке сжатия исходного газа.

Рис. 3. Вариант IPL увеличивает подачу газа низкого давления, направляя его после разделения жидкостей
обратно в точку межступенчатого всасывания на компрессоре рециркуляционного газа
.

При температуре окружающей среды 40°C и трубопроводном газе с давлением 25 бар (что может преобладать, например, в регионе побережья Мексиканского залива США) работа IPL при 80 бар обеспечивает снижение потребляемой мощности более чем на 20% по сравнению с базовая система расширения DM ( Рис. 4 ). Эта возможность доступна только для открытых метановых циклов. Схемы азота или SMR требуют дополнительного компрессорного оборудования для повышения эффективности цикла сжижения; в отличие от открытых метановых циклов в базовой комплектации они не имеют метанового компрессора.

Рис. 4. Работа IPL при 80 бар обеспечивает снижение потребляемой мощности
более чем на 20% по сравнению с базовой системой расширения DM
.

На рис. 5 представлены расчеты авторов относительного энергопотребления, измеренного в кВтч/метрический т для DM (в режиме IPL), SMR и процессов с двойным азотом в диапазоне давлений 20–80 бар. . Эти данные основаны на нормализованной эффективности машин и дают представление об относительных достоинствах технологий в сценариях с теплым климатом и с предварительным охлаждением исходного газа (температуры «охлаждения до» 40°C и –40°C соответственно). Процесс DM имеет преимущество перед полным диапазоном данных.Данные на рис. 5 предполагают расчетную основу, представленную
в таблице 1 .

Рис. 5. Расчеты относительной потребляемой мощности процессов
с двойным метаном (в режиме IPL), SMR и двойным азотом
в диапазоне давлений 20–80 бар.

Комплексное удаление тяжелых частиц (IHR). Если давление более тяжелых сырьевых газов выше или близко к критическому, для адекватного удаления C 5 + и ароматических углеводородов может потребоваться установка СПГ выше по потоку.Как правило, при этом сырьевой газ расширяется до субкритического давления, происходит конденсация тяжелого материала, а затем повторное сжатие обедненного газа для сжижения.

В своем варианте IHR описанный процесс цикла DM удаляет тяжелые компоненты путем пропускания исходного газа и рециркулирующего газа через детандер CX1 теплого контура ( рис. 6 ) и отделяет сконденсированный тяжелый материал на выходе детандера при докритическом давлении. , около 10 бар–15 бар.

Рис.6. В своем варианте IHR процесс цикла DM удаляет тяжелые
компоненты путем пропускания исходного газа и рециркулирующего газа через
расширитель газа теплого контура.

Это решение разделяет разделение пар/жидкость и давление исходного газа и экономит большую часть оборудования и стоимость отдельной установки удаления ШФЛУ на основе детандера. В частности, компандер (CX1), оборудование для рекомпрессии (CP1) и соответствующие сыпучие материалы уже существуют в базовой конфигурации DM, что позволяет избежать дополнительных капитальных затрат.Вес и занимаемая площадь также уменьшаются, что особенно актуально для схем FLNG.

Высокоскоростное сжатие. Метан можно сжимать при значительно более высокой скорости вращения, чем высокомолекулярные углеводороды, встречающиеся в циклах смешанного хладагента. Это позволяет использовать комбинации привод/компрессор HS, которые значительно дешевле и весят меньше, чем те, которые используются в обычных процессах.

В недавнем исследовании газовой турбины HS мощностью 46 МВт ( рис.7 ), главный рециркуляционный компрессор имеет прямой привод и работает на гораздо более высокой скорости (6600 об/мин), чем обычные компрессоры MR. Поскольку турбина представляет собой одновальную машину, предусмотрен небольшой пусковой/вспомогательный электродвигатель М1.

Рис. 7. В газовой турбине HS мощностью 46 МВт главный рециркуляционный компрессор
имеет прямой привод и работает с более высокой скоростью, чем обычные компрессоры MR
.

Исследование, проведенное при поддержке OEM, продемонстрировало возможность достижения емкости 1.5 млн тонн в год на линию с потребляемой мощностью около 310 кВтч/т СПГ при давлении исходного газа 60 бар, температуре окружающего воздуха 30°C и температуре морской воды 23°C. Была продемонстрирована значительная экономия веса (> 70 метрических тонн) для газовой турбины и рециркуляционного компрессора по сравнению с типичным решением на основе авиационных производных, при этом экономия затрат на это оборудование составила 20–30%. Хотя объектом исследования была газовая турбина промышленного назначения, возможность ее замены через 48 часов сравнима с машинами, производными от самолетов.Турбина также имеет большее количество эквивалентных часов работы (60 000 часов) между капитальными ремонтами, чем авиационные производные. Энергоэффективность при > 38% была приличной, с DLE < 15 ppm NO x .

Технологические преимущества. В дополнение к низкому энергопотреблению, меньшему количеству оборудования и малой занимаемой площади циклы на метане обладают дополнительным набором преимуществ благодаря отсутствию внешних хладагентов. Многие из этих преимуществ имеют особое значение для схем FLNG, где вес, пространство на палубе, простота эксплуатации и безопасность являются важными факторами:

  • Нет проблем с логистикой хладагентов в удаленных или морских районах. Не требуются ни перевозки легких и тяжелых углеводородов, ни раздельное хранение для облегчения смешивания смешанного хладагента.
  • Обеспечена абсолютная безопасность подачи хладагента.
  • Отсутствие пропана или других жидких углеводородных хладагентов, что дает большое преимущество в плане безопасности по сравнению со схемами MR.
  • Однофазный хладагент (всегда газ) делает систему устойчивой к движению.
  • Присутствуют эксплуатационные преимущества по сравнению со схемами MR.Эти преимущества включают в себя отсутствие затрат на подпитку хладагента, отсутствие корректировки состава хладагента для поддержания эффективности цикла, более короткое время запуска из прогретого состояния и снижение сжигания факела.

Проект возвращается. Большинство схем сжижения основаны на предварительно выбранном драйвере компрессора. Вокруг этого привода собран экономически согласованный комплект вспомогательного технологического оборудования. После выбора привода компрессора устанавливается мощность, доступная для сжижения. Затем доминирующим фактором, определяющим производство СПГ, является эффективность цикла сжижения.Для проектов среднего масштаба разница может достигать нескольких сотен миллионов долларов, измеряемых NPV.

На рис. 8, , разработанном авторами на основе тематического исследования, представлены графики кумулятивной чистой приведенной стоимости в зависимости от времени для цикла DM, двойного азотного цикла и базовой схемы SMR для номинального, 4-метрового миллиона тонн в год, пятиступенчатой Проект FLNG по монетизации газового месторождения мощностью 2 триллиона кубических футов. Цикл DM приносит более высокую отдачу за более короткий период времени, потому что его превосходная эффективность поддерживает более высокую производственную мощность.

Рис. 8. Кумулятивная чистая приведенная стоимость в зависимости от времени для цикла DM, двойного азотного цикла
и базовой схемы SMR для проекта FLNG с пятью технологическими линиями
, производительностью 4 метрических тонны в год.

Техническое подтверждение. Все оборудование процесса метанового цикла полностью проверено в эксплуатации, а технологические этапы хорошо отработаны на десятках криогенных газоперерабатывающих заводов.BP и три инжиниринговые компании (по соглашениям о неразглашении) рассмотрели описанный проект, от моделирования до ключевых параметров процесса и детального проектирования.

Все компании подтвердили энергоэффективность и ключевые параметры производительности. Ведущие поставщики оборудования подтвердили жизнеспособность механической конструкции/конфигурации и то, что все оборудование работает в рамках подтвержденного опыта эксплуатации. Работа, выполненная совместно с ведущим OEM-производителем, позволила установить экономически согласованные конфигурации вращающегося оборудования вокруг различных приводов газовых турбин для производительности одной линии в диапазоне 0.9 метрических млн т/год – 2,2 метрических млн т/год.

Важным результатом этой работы стало подтверждение достижимой производительности поезда > 2 метрических млн тонн в год. Для конкретного привода компрессора эта производительность значительно выше, чем достижимая при использовании азота или более простых процессов SMR, что обеспечивает преимущество масштаба для метанового цикла.

Еда на вынос. Для эксплуатации в средних масштабах процесс расширения DM сочетает в себе высокую энергоэффективность с принципиальной простотой, малым количеством оборудования и низкими инвестиционными затратами.Отсутствие внешних хладагентов обеспечивает преимущества в эксплуатационных и капитальных затратах и ​​логистике, а также упрощает операции. Открытый метановый цикл допускает выгодные варианты основного процесса. Мощности одной линии, превышающие 2 метрических миллиона тонн СПГ в год, позволяют поэтапно наращивать значительные производственные мощности, снижая первоначальные затраты и снижая проектные риски. Поставка оборудования не привязана к лицензии на технологию, и все оборудование доступно от нескольких поставщиков, что позволяет осуществлять полностью конкурентоспособные закупки с преимуществами по стоимости и графику. ГП

ПРИМЕЧАНИЕ

a Процесс детандера с двойным метаном, описанный в этой статье, представляет собой систему ZR-LNG (Zero Refrigerant LNG), которая принадлежит, запатентована и лицензирована компанией Gasconsult Ltd. Газовая турбина, упомянутая в варианте высокоскоростного сжатия, представляет собой систему Siemens. СГТ-800. Различные экономически согласованные конфигурации оборудования в диапазоне производительности 0,9–2,2 метрических млн. потоки охлаждают до 20°С).

Билл Хоу является генеральным директором Gasconsult Ltd. Он окончил Бирмингемский университет по специальности инженер-химик и 30 лет проработал в электроэнергетике, в основном в компании Foster Wheeler. Он был управляющим директором филиала Foster Wheeler в Южной Африке, а затем директором по продажам и маркетингу Foster Wheeler Reading в Великобритании.

Джефф Скиннер — директор Gasconsult Ltd. Он окончил Оксфордский университет и присоединился к Foster Wheeler в Великобритании в 1965 году.С 1981 по 1986 год он был техническим директором Foster Wheeler Synfuels Corp. в Ливингстоне, штат Нью-Джерси. По возвращении в Великобританию г-н Скиннер работал консультантом в нескольких многонациональных компаниях и зарегистрировал ряд патентов, включая процессы сжижения СПГ.

Тони Маундер является директором Gasconsult Ltd. Он имеет степень в области машиностроения и химического машиностроения, полученную в Кембриджском университете. После работы в ICI General Chemicals он проработал 16 лет в отрасли E&C, в том числе с Фостером Уилером.С 1980 по 1993 год он работал в BP Research и BP Engineering над конверсией природного газа в жидкости, синтез-газ и топливо. Он зарегистрировал ряд патентов на процесс сжижения СПГ.

%PDF-1.4 % 184 0 объект > эндообъект внешняя ссылка 184 102 0000000016 00000 н 0000003119 00000 н 0000003354 00000 н 0000003381 00000 н 0000003430 00000 н 0000003466 00000 н 0000004057 00000 н 0000004171 00000 н 0000004281 00000 н 0000004395 00000 н 0000004508 00000 н 0000004622 00000 н 0000004736 00000 н 0000004847 00000 н 0000004991 00000 н 0000005164 00000 н 0000005324 00000 н 0000005404 00000 н 0000005484 00000 н 0000005564 00000 н 0000005643 00000 н 0000005722 00000 н 0000005800 00000 н 0000005878 00000 н 0000005957 00000 н 0000006037 00000 н 0000006116 00000 н 0000006196 00000 н 0000006274 00000 н 0000006353 00000 н 0000006431 00000 н 0000006510 00000 н 0000006590 00000 н 0000006668 00000 н 0000006746 00000 н 0000006823 00000 н 0000006903 00000 н 0000006982 00000 н 0000007062 00000 н 0000007143 00000 н 0000007223 00000 н 0000007788 00000 н 0000007947 00000 н 0000008455 00000 н 0000008685 00000 н 0000009099 00000 н 0000009476 00000 н 0000009763 00000 н 0000009841 00000 н 0000015576 00000 н 0000022058 00000 н 0000022613 00000 н 0000022983 00000 н 0000023405 00000 н 0000024209 00000 н 0000025091 00000 н 0000025237 00000 н 0000025691 00000 н 0000029483 00000 н 0000029816 00000 н 0000030198 00000 н 0000030410 00000 н 0000031339 00000 н 0000032292 00000 н 0000033241 00000 н 0000034149 00000 н 0000034506 00000 н 0000035508 00000 н 0000036246 00000 н 0000048445 00000 н 0000065513 00000 н 0000065958 00000 н 0000066181 00000 н 0000067407 00000 н 0000067642 00000 н 0000067977 00000 н 0000068073 00000 н 0000068383 00000 н 0000068599 00000 н 0000068655 00000 н 0000070211 00000 н 0000070487 00000 н 0000071019 00000 н 0000071134 00000 н 0000111633 00000 н 0000111672 00000 н 0000111730 00000 н 0000111927 00000 н 0000112030 00000 н 0000112131 00000 н 0000112250 00000 н 0000112365 00000 н 0000112526 00000 н 0000112635 00000 н 0000112768 00000 н 0000112885 00000 н 0000113009 00000 н 0000113194 00000 н 0000113307 00000 н 0000113429 00000 н 0000113563 00000 н 0000002336 00000 н трейлер ]>> startxref 0 %%EOF 285 0 объект >поток xڄR_HSa?Լ9Y=32֋D۝Z4KQ GZ{‘nl ZZ!BKgAù~9

Сжижение метана угольных пластов с применением процесса расширения азотом с предварительным охлаждением пропана

Автор

Перечислено:
  • Гао, Тин
  • Линь, Вэньшэн
  • Гу, Анчжун
  • Гу, Мин

Abstract

Метан угольных пластов (CBM) является важным мировым энергетическим ресурсом, и для его наилучшего использования предлагается сжижение. В отличие от обычного природного газа, МУП обычно содержит большое количество азота, который нельзя удалить с помощью процедур очистки, применяемых в обычных процессах сжижения природного газа. Одним из подходов к отделению азота от CBM является перегонка после сжижения. Таким образом, азот сжижается вместе с метаном, и производительность системы сжижения может меняться вместе с содержанием азота в сырьевом газе МУП. Процесс сжижения, использующий расширение азота с предварительным охлаждением пропана, обычно считается подходящим для небольших заводов по сжижению из-за его простоты, и он находится в центре внимания этой статьи.Принимая за основной показатель удельный расход энергии на сжижение продукта, рассчитаны оптимальные параметры процесса сжижения исходного газа МУП с различным содержанием азота. На основе результатов оптимизации также исследуется влияние содержания азота, а также двух других важных технических показателей (скорость сжижения и степень извлечения метана) на производительность системы.

Рекомендуемое цитирование

  • Гао, Тин и Линь, Вэньшэн и Гу, Аньчжун и Гу, Мин, 2010 г.” Сжижение метана угольных пластов с применением процесса расширения азота с предварительным охлаждением пропана ,” Прикладная энергия, Elsevier, vol. 87(7), страницы 2142-2147, июль.
  • Дескриптор: RePEc:eee:appene:v:87:y:2010:i:7:p:2142-2147

    Скачать полный текст от издателя

    Поскольку доступ к этому документу ограничен, вы можете поискать другую его версию.

    Цитаты

    Цитаты извлекаются проектом CitEc, подпишитесь на его RSS-канал для этого элемента.


    Процитировано:

    1. Xiong, Xiaojun & Lin, Wensheng & Gu, Anzhong, 2015. ” Интеграция криогенного удаления CO2 с процессом сжижения природного газа под давлением с использованием охлаждения расширением газа ,” Энергия, Эльзевир, том. 93(P1), страницы 1-9.
    2. Хе, Т.Б. и Ю, Ю.Л., 2014. ” Новый процесс сжижения природного газа в небольших трубопроводах ,” Прикладная энергия, Elsevier, vol. 115(С), страницы 17-24.
    3. Ян, Цзин и Ву, Цзинли и Хэ, Тао и Ли, Линюэ и Хань, Дэжи и Ван, Чжици и Ву, Цзиньху, 2016 г.« Энергетические газы и связанные с ними выбросы углерода в Китае », Ресурсы, сохранение и переработка, Elsevier, vol. 113(С), страницы 140-148.
    4. Ли, Юн и Се, Гоннань и Сунден, Бенгт и Лу, Юаньвэй и Ву, Ютин и Цинь, Цзян, 2018 г. “ Исследование производительности одновинтового компрессора для переносного процесса сжижения природного газа “, Энергия, Эльзевир, том. 148(С), страницы 1032-1045.
    5. Ли, К.Ю. и Ван, Л. и Джу, Ю.Л., 2011. ” Анализ пределов воспламеняемости для процесса сжижения кислородсодержащего метана угольных пластов ,” Прикладная энергия, Elsevier, vol.88(9), страницы 2934-2939.
    6. Ян, Жуйюэ и Хун, Чунян и Хуан, Чжунвэй и Сун, Сяньчжи и Чжан, Шикун и Вэнь, Хайтао, 2019 г. ” Разрушение угля с использованием абразивной струи жидкого азота и его последствия для извлечения метана из угольных пластов ,” Прикладная энергия, Elsevier, vol. 253(С), страницы 1-1.
    7. Го, Хао и Тан, Цисюн и Гонг, Маоцюн и Ченг, Куйвэй, 2018 г. ” Оптимизация нового процесса сжижения на основе цикла Джоуля-Томсона с использованием эксергии природного газа высокого давления с помощью генетического алгоритма ,” Энергия, Эльзевир, том.151(С), страницы 696-706.
    8. Кьюм, Мухаммад Абдул и Хе, Тяньбяо и Кадир, Кинза и Мао, Нин и Ли, Сангю и Ли, Мунён, 2020 г. ” Двухступенчатый смешанный цикл охлаждения: инновационный альтернативный процесс энергоэффективного и экономичного сжижения природного газа ,” Прикладная энергия, Elsevier, vol. 268 (С).
    9. Кьюм, Мухаммад Абдул и Кадир, Кинза и Мин, Ле Куанг и Хайдер, Джунаид и Ли, Мунён, 2019 г. ” Процесс расширения на основе саморекуперации азота для морского совместного производства сжиженного природного газа, сжиженного нефтяного газа и пентана плюс ,” Прикладная энергия, Elsevier, vol.235(С), страницы 247-257.
    10. Али Рехман, Мухаммад Абдул Кьюм и Ашфак Ахмад и Саад Наваз, Мунён Ли и Ли Ван, 2020 г. « Повышение производительности процессов СПГ с двойным азотным детандером и одним смешанным хладагентом с использованием подхода Jaya Optimization », Энергии, МДПИ, вып. 13(12), страницы 1-27, июнь.
    11. Хэ, Тяньбяо и Цзюй, Юнлинь, 2015 г. ” Оптимальный синтез цикла расширения сжижения для распределенного завода по производству СПГ (сжиженного природного газа) ,” Энергия, Эльзевир, том.88(С), страницы 268-280.
    12. Хэ, Тяньбяо и Лю, Цзумин и Джу, Юнлинь и Парвез, Ашак Махмуд, 2019 г. ” Всесторонняя оптимизация и сравнение модифицированного одного смешанного хладагента и параллельного процесса расширения азота для небольшого мобильного завода СПГ ,” Энергия, Эльзевир, том. 167(С), страницы 1-12.
    13. Нин, Цзинхун и Сунь, Чжили и Донг, Цян и Лю, Синхуа, 2019 г. “ Исследование производительности комбинированного цикла подачи охлаждающей нагрузки и выходной мощности с использованием энергии холода мелкомасштабного СПГ ,” Энергия, Эльзевир, том. 172(С), страницы 36-44.
    14. Линь, Вэньшэн и Сюн, Сяоцзюнь и Гу, Аньчжун, 2018 г. ” Оптимизация и термодинамический анализ каскадного процесса PLNG (сжиженный природный газ под давлением) с криогенным удалением CO2 ,” Энергия, Эльзевир, том. 161(С), страницы 870-877.
    15. Ву, Анцзянь и Ли, Сяодун и Ян, Цзяньхуа и Ян, Цзянь и Ду, Чанмин и Чжу, Фэнсен и Цянь, Цзиньюань, 2017 г. ” Совместное производство водорода и углеродного аэрозоля из заменителя метана угольных пластов с использованием вращающейся скользящей дуговой плазмы ,” Прикладная энергия, Elsevier, vol.195(С), страницы 67-79.
    16. Хэ, Тяньбяо и Цзюй, Юнлинь, 2014 г. “ Новый концептуальный проект параллельного процесса расширения азота для малотоннажного завода по производству СПГ (сжиженного природного газа) в блочных установках ,” Энергия, Эльзевир, том. 75(С), страницы 349-359.
    17. Мофид, Хоссейн и Джазаери-Рад, Хушанг и Шахбазян, Мехди и Фетанат, Абдолваххаб, 2019 г. ” Повышение производительности параллельного процесса расширения азота (NELP) с использованием алгоритма многоцелевой оптимизации роя частиц (MOPSO) ,” Энергия, Эльзевир, том. 172(С), страницы 286-303.
    18. Нин Ван, Цзунго Вен и Тао Чжу, 2015 г. ” Оценка региональной интенсивности выбросов шахтного метана на основе методологии коэффициента интенсивности с использованием Китая в качестве примера ,” Парниковые газы: наука и технологии, Blackwell Publishing, vol. 5(4), страницы 437-448, август.
    19. Сун, Жуй и Цуй, Мэнмэн и Лю, Цзяньцзюнь, 2017 г. “ Одноцелевая и множественная оптимизация процесса сжижения природного газа “, Энергия, Эльзевир, том.124(С), страницы 19-28.
    20. Хуан, Юпин и Чжэн, Ципэн П. и Фан, Ненг и Аминян, Каши, 2014 г. ” Оптимальное планирование добычи метана из угольных пластов путем закачки CO2 ,” Прикладная энергия, Elsevier, vol. 113(С), страницы 1475-1483.
    21. Анкона, М.А., Бьянки, М., Бранчини, Л., Де Паскаль, А., Мелино, Ф., Мормиле, М., Палелла, М. и Скарпони, Л.Б., 2018. “ Исследование малотоннажного процесса производства СПГ низкого давления “, Прикладная энергия, Elsevier, vol. 227(С), страницы 672-685.

    Исправления

    Все материалы на этом сайте предоставлены соответствующими издателями и авторами. Вы можете помочь исправить ошибки и упущения. При запросе исправления укажите дескриптор этого элемента: RePEc:eee:appene:v:87:y:2010:i:7:p:2142-2147 . См. общую информацию о том, как исправить материал в RePEc.

    По техническим вопросам, касающимся этого элемента, или для исправления его авторов, названия, реферата, библиографической информации или информации для загрузки, обращайтесь: .Общие контактные данные провайдера: http://www.elsevier.com/wps/find/journaldescription.cws_home/405891/description#description .

    Если вы создали этот элемент и еще не зарегистрированы в RePEc, мы рекомендуем вам сделать это здесь. Это позволяет связать ваш профиль с этим элементом. Это также позволяет вам принимать потенциальные ссылки на этот элемент, в отношении которых мы не уверены.

    У нас нет библиографических ссылок на этот элемент. Вы можете помочь добавить их, используя эту форму .

    Если вы знаете об отсутствующих элементах, ссылающихся на этот, вы можете помочь нам создать эти ссылки, добавив соответствующие ссылки таким же образом, как указано выше, для каждого ссылающегося элемента. Если вы являетесь зарегистрированным автором этого элемента, вы также можете проверить вкладку «Цитаты» в своем профиле RePEc Author Service, так как некоторые цитаты могут ожидать подтверждения.

    По техническим вопросам относительно этого элемента или для исправления его авторов, названия, реферата, библиографической информации или информации для загрузки обращайтесь: Кэтрин Лю (адрес электронной почты доступен ниже).Общие контактные данные провайдера: http://www.elsevier.com/wps/find/journaldescription.cws_home/405891/description#description .

    Обратите внимание, что фильтрация исправлений может занять пару недель. различные услуги RePEc.

    Сжижение метана угольных пластов с применением процесса расширения азота с предварительным охлаждением пропана | Интернет-исследования в области здравоохранения и окружающей среды (HERO)

    Заголовок

    Сжижение метана из угольных пластов с применением процесса расширения азота с предварительным охлаждением пропана

    Авторы)

    Гао, Т; Лин, Вт; Гу, А; Гу, Мин

    Журнал

    Applied Energy
    ISSN: 0306-2619
    EISSN: 1872-9118

    Абстрактный

    Метан угольных пластов (CBM) является важным мировым энергетическим ресурсом, и для его наилучшего использования предлагается сжижение.В отличие от обычного природного газа, МУП обычно содержит большое количество азота, который нельзя удалить с помощью процедур очистки, применяемых в обычных процессах сжижения природного газа. Одним из подходов к отделению азота от CBM является перегонка после сжижения. Таким образом, азот сжижается вместе с метаном, и производительность системы сжижения может меняться вместе с содержанием азота в сырьевом газе МУП. Процесс сжижения, использующий расширение азота с предварительным охлаждением пропана, обычно считается подходящим для небольших заводов по сжижению из-за его простоты, и он находится в центре внимания этой статьи.Принимая за основной показатель удельный расход энергии на сжижение продукта, рассчитаны оптимальные параметры процесса сжижения исходного газа МУП с различным содержанием азота. На основе результатов оптимизации также исследуется влияние содержания азота, а также двух других важных технических показателей (скорость сжижения и степень извлечения метана) на производительность системы.

    Сжиженный природный газ

    Что такое СПГ?

    СПГ — это просто природный газ в жидком состоянии.Когда природный газ охлаждается до температуры около минус 160°C (минус 260°F) при атмосферном давлении, он становится прозрачной, бесцветной жидкостью без запаха.

    СПГ не вызывает коррозии и не токсичен. Однако из-за своей чрезвычайно холодной природы СПГ может мгновенно заморозить любую плоть, к которой он прикоснется, если его высвободить, поэтому его необходимо тщательно производить и хранить.

    В процессе сжижения из природного газа удаляются вода, кислород, двуокись углерода и соединения серы. Это приводит к тому, что состав СПГ в основном состоит из метана с небольшими количествами других углеводородов и азота.

    В жидком состоянии природный газ уменьшается до 1/600 своего первоначального объема. Это делает возможной и экономичной транспортировку на большие расстояния в океанских танкерами специальной конструкции. После получения СПГ поступает в резервуары для хранения, регазифицируется и доставляется на рынки.

    Цепочка поставок СПГ

    Цепочка поставок СПГ (как показано на рисунке ниже) состоит из нескольких взаимосвязанных элементов.

    Текстовая версия – Цепочка поставок СПГ

    Взаимосвязанные элементы включают газовое месторождение, завод по сжижению газа, резервуар для хранения СПГ, танкер для СПГ, резервуар для хранения СПГ, испарители и системы трубопроводов.

    В странах-экспортерах СПГ природный газ добывается из бассейнов и транспортируется по трубопроводу на заводы по сжижению газа. Там природный газ сжижается и хранится.

    Заводы по сжижению строятся на морских терминалах, поэтому СПГ можно перегружать на специальные танкеры для транспортировки за границу. После того, как танкеры доставят груз СПГ на импортные терминалы, СПГ хранится, регазифицируется и закачивается в системы трубопроводов для доставки конечным потребителям.

     

    Канадские проекты СПГ

    Канада имеет одно действующее предприятие по импорту СПГ, терминал Canaport в Сент-Джоне, Нью-Брансуик.

    В настоящее время имеется несколько предложений по экспортным мощностям СПГ в Канаде. Обратитесь в Canadian LNG Projects для получения дополнительной информации о статусе канадских проектов.

    Полезные ссылки

    Эти веб-сайты содержат полезную справочную информацию о процессах регулирования СПГ и СПГ в Канаде.

    Произошла ошибка при настройке пользовательского файла cookie

    Этот сайт использует файлы cookie для повышения производительности. Если ваш браузер не принимает файлы cookie, вы не можете просматривать этот сайт.


    Настройка браузера на прием файлов cookie

    Существует множество причин, по которым файл cookie не может быть установлен правильно. Ниже приведены наиболее распространенные причины:

    • В вашем браузере отключены файлы cookie. Вам необходимо сбросить настройки браузера, чтобы принять файлы cookie, или спросить вас, хотите ли вы принимать файлы cookie.
    • Ваш браузер спрашивает, хотите ли вы принимать файлы cookie, и вы отказались. Чтобы принять файлы cookie с этого сайта, нажмите кнопку «Назад» и примите файл cookie.
    • Ваш браузер не поддерживает файлы cookie. Попробуйте другой браузер, если вы подозреваете это.
    • Дата на вашем компьютере в прошлом. Если часы вашего компьютера показывают дату до 1 января 1970 г., браузер автоматически забудет файл cookie. Чтобы это исправить, установите правильное время и дату на своем компьютере.
    • Вы установили приложение, которое отслеживает или блокирует установку файлов cookie. Вы должны отключить приложение при входе в систему или проконсультироваться с системным администратором.

    Почему этому сайту требуются файлы cookie?

    Этот сайт использует файлы cookie для повышения производительности, запоминая, что вы вошли в систему, когда переходите со страницы на страницу. Предоставить доступ без файлов cookie потребует от сайта создания нового сеанса для каждой посещаемой вами страницы, что замедляет работу системы до неприемлемого уровня.


    Что сохраняется в файле cookie?

    Этот сайт не хранит ничего, кроме автоматически сгенерированного идентификатора сеанса в файле cookie; никакая другая информация не фиксируется.