Природный газ как топливо для морских и речных судов – Транспортировка

Всего в мире на октябрь 2017 года было построено и заказано около 250 судов, работающих на сжиженном природном газе (что практически незаметно по сравнению с численностью мирового гражданского флота).

Поэтому тезис о наступлению новой эры в отношении судового топлива и судовых машин представляется несколько преувеличенным.

Наиболее жесткие ограничения установлены для Районов Контроля Выбросов (Emission Control Areas – ECA), к числу которых сейчас относят Балтийское и Северное моря, прибрежные воды США и Канады.

Газ действительно позволяет полностью исключить выброс окислов серы и твёрдых частиц, снизить на 90% выбросы окислов азота и уменьшить выбросы СО₂ на 30 процентов.

Однако альтернатива также существует – малосернистое топливо плюс скруббер или дизельное топливо.

Кроме того, далеко не все суда и все время работают в ECA – выбор остается за судовладельцем.

Например, согласно MEPC.286(71) требования по выбросу NOx на уровне Tier III для Балтийского моря будут применяться к судам, построенным 1 января 2021 года или после этой даты. Скорее всего, часть новых судов успеют заложить раньше, что позволит более гибко подходить к решению вопроса соответствия международным требованиям.

Возможное применение газа на речном флоте может быть оправдано в будущем только экономическими критериями, так как ограниченная в силу естественных причин продолжительность эксплуатации судов (зима – лед) и так заметно увеличивает сроки окупаемости нового судостроения до предельных для бизнеса сроков (более 10-12 лет).

Например, на танкере проекта RST27 Морского Инженерного Бюро (см. рисунок 1, с 2012 года уже построено 40 таких танкеров – это самая большая постсоветская серия отечественных грузовых судов) предусмотрена главная энергетическая установка, состоящая из двух дизельных двигателей, работающих на 2 полноповоротные винторулевые колонки.

В качестве топлива для работы главных двигателей используется тяжелое топливо IFO 380 вязкостью 380 сСт или дизельное топливо. Очевидно, что наиболее логичным решением в данной ситуации является замена дизелей марки 6L20 на сделанные на их базе двухтопливные (газ и жидкое топливо) 6L20DF. Такое решение позволит вести строительство новых судов серии без значительных изменений в проектах самих судов. Однако дизели 6L20DF обладают меньшей мощностью, чем двигатели 6L20 (И ЭТО ВЕРНО ДЛЯ ВСЕХ ТАКИХ ДИЗЕЛЕЙ – мощность их при одинаковых массо-габаритных размерах падает).

Природный газ может храниться на судах в двух видах: сжатом (компримированном) и сжиженном. Когда-то на советском речном транспорте широко применялся (перед войной и во время войны) бытовой газ – то есть пропан – бутан, однако сейчас использование такого аналога бензина на судах – не допускается.

Компримированный природный газ (КПГ) хранится и перевозится в сосудах под давлением без сжижения. Основное преимущество КПГ состоит в том, что для его транспортировки не требуются заводы по сжижению газа и его последующей газификации. Но несмотря на это, в настоящее время использование природного газа на судах в качестве топлива в компримированном виде не нашло широкого применения, так как эффективность перевозки газа в сжатом виде как минимум в 3 раза ниже, чем перевозка в сжиженном виде; требуемый объем емкостей для хранения КПГ на судне в 2,5 раза больше, чем для сжиженного; из-за высокого давления хранения (2025 МПа) КПГ масса емкостей также значительно больше.

Поэтому по соображениям увеличения автономности плавания судна и уменьшения веса емкостей для хранения газа, реально применяют именно сжиженный природный газ (СПГ).

Главная трудность при использовании СПГ на судах – сравнительно большое пространство, требуемое для криогенных емкостей. В сравнении с нефтяным топливом равное по энергетическому содержанию количество СПГ требует примерно в 1,9 раза большего объема. С учетом теплоизоляции емкости требуемый объем возрастает примерно в 2,3 раза. В случае установки емкостей для хранения СПГ внутри корпуса судна, требуемый объем может увеличиться в 4 раза.

На танкерах (а также железнодорожных паромах, где есть свободная от груза верхняя палуба, или, напротив, есть трюмные помещения без размещения груза) проблему объема емкостей для газового топлива удается решить размещением криогенных емкостей на грузовой палубе (в трюме парома), а вот на сухогрузных судах и судах вспомогательного флота это возможно только за счет уменьшения размеров грузовых трюмов (или полезных подпалубных объемов). Это действительно реальная проблема, так как в силу дефицита доступного объема автономность судов – газоходов (НЕ ГАЗОВОЗОВ, которые сами работают на том грузе, которые и перевозят), как правило, не превышает 10 суток.

Рисунок 1. Общий вид танкера-газохода смешанного плавания проекта RST27

Возможные варианты емкостей – это либо специальные судовые криогенные емкости либо контейнер-криогенные емкости в размерах стандартного 40-футового контейнера.

Варианты заправки судовых емкостей – с автопоездов-газовозов, с судна-бункеровщика, с портовой бункер-станции. Например, для железнодорожного парома проекта CNF19M общий объем газовых цистерн примерно 1500 куб. метров, бункеровка предполагается либо с применением автомобилей (одновременно четыре грузовика с подачей примерно 200 куб. метров в час) или судна-бункеровщика (до 1000 куб. метров в час).

Использование контейнер-криогенных емкостей позволит производить доставку СПГ на судно с помощью железнодорожного или автомобильного транспорта без выполнения бункеровочных операций классического типа. Потребуется лишь замена емкостей. При принятии решения об использовании контейнер-криогенных емкостей необходимо ясно понимать, что относительно небольшой полезный объем контейнер-криогенных емкостей потребует значительного их количества, например, для обеспечения автономности танкера проекта RST27 10 суток при работе на газе главных двигателей, котлов и дизель-генераторов необходимо 8 контейнеров; потребуется дополнительно предусмотреть на борту судна стационарные блоки испарителей и подогревателей газа с арматурой и трубопроводами, для контроля давления подачи газа к блокам газовых клапанов; для замены контейнеров в порту, должны быть предусмотрены соответствующие грузоподъемные средства.

Примеры всех решений по заправке газомоторным топливом в мировой практике уже есть, однако в применении к рассмотренным темам – танкер смешанного река-море плавания и аварийно – спасательное судно – именно отсутствие инфраструктуры бункеровки НЕ ПОЗВОЛИЛО реализовать функцию работы на газомоторном топливе.

Кроме того, на данный момент отсутствуют международные стандарты на судовое газовое топливо. Поэтому при эксплуатации таких судов следует учитывать, что расход газа будет зависеть от низшей теплоты сгорания СПГ, которая зависит от месторождения газа.

В свою очередь, отсутствие инфраструктуры на реке не позволило судовладельцам определить стоимость СПГ как топлива. Для примера, еще 3-4 года назад были озвучены соотношения цен СПГ/дизельное топливо примерно как 0,50, а сегодня оценки уже 0,70. Понятно, что при удельной цене на мазут примерно 0,60 (предположим для мазута с уменьшенным содержанием серы в будущем 0,80) и при увеличении строительной стоимости судна – газохода по сравнению с аналогом, работающим на тяжелом топливе, на 10-15% экономического смысла в строительстве, например, танкеров смешанного река-море плавания – газоходов – не будет. Таким образом, требуется «расшитие» проблем инфраструктуры бункеровки газомоторным топливом, например, на внутренних водных путях – или речные/река-море суда будут и в будущем работать на мазуте и дизельном топливе.

Однако по ряду проектов альтернативе газомоторного топлива уже нет. Например, новые железнодорожные паромы, соединяющие Калининград с остальной частью Российской Федерации, жизненно необходимы, так как основной грузопоток области сейчас следует по железной дороге через Литву и Беларусь. Кроме того, практически полностью отсутствует альтернативные варианты доставки специфических грузов, включая военные (паромное сообщение – единственный вариант доставить груз без транспортировки его по соседним государствам). Нет действующих паромов с максимально возможными габаритными размерениями и характеристиками под линию Усть-Луга – Балтийск. Необходимы суда, способных эффективно работать в ледовых условиях порта Усть-Луга. Балтийское море – особая зона по контролю выбросов окислов азота (NECA) и серы (SECA).

С 1 января 2015 года в зонах особого контроля за выбросами (SulphurEmissionControlAreas – SECA) вступило в силу требование о том, что содержание серы в судовом топливе не должно превышать 0,1 процента. Обычное жидкое топливо с таким содержанием серы становится крайне дорогим и существенно увеличивает расходы на перевозку грузов морем. Газомоторное топливо позволяет полностью исключить выброс окислов серы и твёрдых частиц, снизить на 90% выбросы окислов азота и уменьшить выбросы СО₂ на 30 процентов.

Новый концепт железнодорожного парома для Балтики проекта CNF19M (см. рисунки 2 и 3) – это судно-газоход c арктической ледовой категорией Arc4, с грузовой палубой, обеспечивающей размещение 80 железнодорожных вагонов в одной плоскости без применения грузовых лифтов.

Технической особенностью разработанного проекта парома нового поколения, является соответствие самым современным требованиям по безопасности, включая требования по экологической безопасности – он работает на СПГ.

Это современное, безопасное и экономичное судно, которое позволит совершать 135 круговых рейсов в год, перевозить 8910 вагонов в год или 534 600 тонн груза. Продолжительность рейса при условии бункеровки во время грузовых операций – 2,7 суток.

При десятисуточной автономности для этого судна требуется примерно 1500 кубических метров газа, т.е. полная бункеровка предполагается один раз в три круговых рейса или частичная – при каждом заходе в Балтийск (Усть-Лугу).

В концепт заложены варианты заправки с автопоездов-газовозов и с судна-бункеровщика.

В связи с этим в ближайшее время мы надеемся увидеть вполне реальный переход от дебатов и идей к практическим действиям, в том числе новым судам, работающим на газомоторном топливе, стационарным станциям для заправки судов СПГ (порт Высоцк), суда для бункеровки других судов СПГ.

Рисунок 2. Общий вид парома проекта CNF19M

Рисунок 3. Общее расположение железнодорожного парома – газохода проекта CNF19M

Статья «Природный газ как топливо для морских и речных судов» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№11, Ноябрь 2017)

Компримированный природный газ – Что такое Компримированный природный газ?

Компримированный природный газ – Что такое Компримированный природный газ? – Техническая Библиотека Neftegaz.RU

Природный газ 2.492

-0.03

25 июня 2018 в 15:45

33372

Компримированный природный газ (CNG, Compressed Natural Gas) – сжатый природный газ, используемый в качестве моторного топлива.
Он дешевле традиционного топлива, а вызываемый продуктами его сгорания парниковый эффект меньше по сравнению с обычными видами топлива, поэтому он безопаснее для окружающей среды.

Компримированный природный газ производят путем сжатия (компримирования) природного газа в компрессорных установках.
Хранение и транспортировка компримированного природного газа происходит в специальных накопителях газа под давлением 200—220 бар.

Сжатый природный газ как топливо имеет преимущества:

• метан легче воздуха и в случае аварийного разлива он быстро испаряется;
• не токсичен в малых концентрациях;
• не вызывает коррозии металлов;
• компримированный природный газ дешевле, чем любое нефтяное топливо, в том числе и дизельное, но по калорийности их превосходит;
• низкая температура кипения гарантирует полное испарение природного газа при самых низких температурах окружающего воздуха;
• природный газ сгорает практически полностью и не оставляет копоти, ухудшающей экологию и снижающей КПД;  
• отводимые дымовые газы не имеют примесей серы и не разрушают металл дымовой трубы;
• эксплуатационные затраты на обслуживание газовых котельных также ниже, чем традиционных. Котлы, работающие на природном газе, имеют больший КПД — до 94%, не требуют расхода топлива на предварительный его подогрев зимой. Однако в автомобилях, работающих на газе, ощущается его запах, что приводит к не всегда приятным последствиям.

СПГ получается посредством снижения температуры исходного газа, что приводит к  преобразованию его в жидкость со снижением объема исходного газа в 600 раз.

Сжатый газ – тоже жидкое топливо, получаемое посредством сжатия под большим давлением со снижением объема исходного газа в 200 раз.

Последние новости

Новости СМИ2




Произвольные записи из технической библиотеки

Следите за нами в социальных сетях

• Библиотека Neftegaz.RU
• Каталог компаний Neftegaz.RU
• Об Агентстве
• Голосуй!
• Подробнее
• Glossary Neftegaz. RU
• Цитата
• Библиотека Neftegaz.RU
• Каталог компаний Neftegaz.RU
• Об Агентстве
• Голосуй!
• Подробнее
• Glossary Neftegaz.RU
• Цитата

Используя данный сайт, вы даете согласие на использование файлов cookie, помогающих нам сделать его удобнее для вас. Подробнее.

Объяснение природного газа — Управление энергетической информации США (EIA)

Что такое природный газ?

Природный газ является источником энергии из ископаемого топлива. Природный газ содержит множество различных соединений. Самым большим компонентом природного газа является метан, соединение с одним атомом углерода и четырьмя атомами водорода (CH ₄ ). Природный газ также содержит небольшое количество сжиженного природного газа (ШФЛУ, который также является сжиженным углеводородным газом) и неуглеводородных газов, таких как двуокись углерода и водяной пар. Мы используем природный газ в качестве топлива и для производства материалов и химикатов.

Как образовался природный газ?

От миллионов до сотен миллионов лет назад остатки растений и животных (таких как диатомовые водоросли) образовывали толстые слои на поверхности земли и дне океанов, иногда смешанные с песком, илом и карбонатом кальция. Со временем эти слои были погребены под песком, илом и камнем. Давление и тепло превратили часть этого богатого углеродом и водородом материала в уголь, часть в нефть (нефть), часть в природный газ.

Где добывают природный газ?

В некоторых местах природный газ попал в большие трещины и пространства между слоями вышележащих пород. Природный газ, обнаруженный в этих типах формаций, иногда называют обычным природным газом . В других местах природный газ встречается в крошечных порах (пространствах) в некоторых образованиях сланца, песчаника и других типов осадочных пород. Этот природный газ обозначается как сланцевый газ или плотный газ , а иногда его называют нетрадиционный природный газ . Природный газ также встречается в месторождениях сырой нефти, и этот природный газ называется попутным природным газом . Месторождения природного газа находятся на суше, а некоторые находятся на шельфе и глубоко под океанским дном. Природный газ, обнаруженный в угольных месторождениях, называется метаном угольных пластов .

Источник: адаптировано из информационного бюллетеня Геологической службы США 0113-01 (общественное достояние)

Нажмите, чтобы увеличить

Операторы, готовящие отверстие для зарядов взрывчатых веществ, используемых при сейсморазведке

Источник: Стоковая фотография (защищено авторским правом)

Где найти природный газ?

Поиски природного газа начинаются с геологов, изучающих строение и процессы земли. Они обнаруживают типы геологических образований, которые могут содержать залежи природного газа.

Геологи часто используют сейсморазведку на суше и в океане, чтобы найти подходящие места для бурения скважин на природный газ и нефть. Сейсморазведка создает и измеряет сейсмические волны в земле, чтобы получить информацию о геологии горных пород. При сейсморазведке на суше может использоваться 9Грузовик-ударник 0015 с вибрирующей подушкой, которая ударяет по земле, создавая сейсмические волны в подстилающей породе. Иногда используются небольшие количества взрывчатых веществ. Сейсмические исследования, проводимые в океане, используют взрывы звука, которые создают звуковые волны для изучения геологии под океанским дном.

Если результаты сейсморазведки показывают, что участок имеет потенциал для добычи природного газа, бурится и испытывается разведочная скважина. Результаты испытаний предоставляют информацию о качестве и количестве природного газа, имеющегося в ресурсе.

Что происходит, когда находят природный газ?

Если результаты пробной скважины показывают, что в геологической формации достаточно природного газа для получения прибыли, бурятся одна или несколько эксплуатационных (или эксплуатационных) скважин. Скважины для природного газа можно бурить вертикально и горизонтально в газоносных пластах. В обычных месторождениях природного газа природный газ обычно легко вытекает через скважины на поверхность.

В Соединенных Штатах и ​​в некоторых других странах природный газ добывается из сланцев и других типов осадочных горных пород путем нагнетания воды, химикатов и песка в скважину под высоким давлением. Этот процесс, называемый гидравлический разрыв или гидроразрыв (иногда называемый нетрадиционной добычей ), разрушает пласт, высвобождает природный газ из породы и позволяет природному газу течь к скважинам и подниматься на поверхность. В верхней части скважины природный газ собирается в сборные трубопроводы и направляется на заводы по переработке природного газа.

ты знал

?

Поскольку природный газ не имеет цвета, запаха и вкуса, газовые компании добавляют в природный газ меркаптан, чтобы придать ему характерный и неприятный запах, что помогает людям обнаруживать утечки в трубопроводах природного газа. Меркаптан — безвредное химическое вещество с запахом тухлых яиц.

Природный газ перерабатывается для продажи и потребления

Природный газ, извлекаемый из скважин природного газа или сырой нефти, называется влажным природным газом , поскольку, наряду с метаном, он обычно содержит ШФЛУ – этан, пропан, бутаны и пентаны – и водяной пар. Устьевой природный газ может также содержать неуглеводороды, такие как сера, гелий, азот, сероводород и двуокись углерода, большая часть которых должна быть удалена из природного газа перед его продажей потребителям.

С устья скважины природный газ направляется на перерабатывающие заводы, где удаляются водяной пар и неуглеводородные соединения, а ШФЛУ отделяются от влажного газа и продаются отдельно. Некоторое количество этана часто остается в обработанном природном газе. Отделенные ШФЛУ называются жидкостями заводов по производству природного газа (NGPL), а переработанный природный газ называется 9.0015 сухой , потребительский или трубопроводный природный газ. Часть скважинного природного газа является достаточно осушенной и удовлетворяет стандартам трубопроводного транспорта без переработки. Химические вещества, называемые одорантами, добавляются в природный газ, чтобы можно было обнаружить утечки в газопроводах. Сухой природный газ направляется по трубопроводам в подземные хранилища или распределительным компаниям, а затем потребителям.

В местах, где нет трубопроводов природного газа для отвода попутного природного газа, добываемого из нефтяных скважин, природный газ может быть повторно закачан в нефтеносный пласт, или он может быть сброшен или сожжен (факел). Повторная закачка неликвидного природного газа может помочь поддерживать давление в нефтяных скважинах для увеличения добычи нефти.

Метан угольных пластов можно извлекать из угольных месторождений до или во время добычи угля, и его можно добавлять в трубопроводы природного газа без какой-либо специальной обработки.

Большая часть потребляемого в США природного газа производится в США. Некоторое количество природного газа импортируется из Канады и Мексики по трубопроводам. Небольшое количество природного газа также импортируется в виде сжиженного природного газа.

Последнее обновление: 27 декабря 2022 г.

Газ – топливо и технологии

Ключевые результаты

Ежедневные европейские цены на СПГ на месяц вперед и азиатские спотовые цены на СПГ, январь-апрель 2022 г.

Открытьразвернуть

Российское вторжение в Украину создало беспрецедентную неопределенность и волатильность как на европейском, так и на азиатском рынках газа. Потоки СПГ компенсируют резкое снижение поставок по трубопроводам из России. Перенаправление СПГ в Европу сыграло ключевую роль в балансировании зимнего потребления. Конкуренция за гибкие поставки СПГ подтолкнула спотовые цены в Азии к рекордно высокому уровню и привела к дальнейшему сокращению на чувствительных к цене рынках импорта, особенно в странах Азии с формирующимся рынком.

Волатильность цен также достигла рекордного уровня в результате беспрецедентной неопределенности.

Отчет о рынке газа, Q3-2022circle-arrow

Газовая генерация в сценарии Net Zero, 2010-2040 гг.

Открытьразвернуть

Ожидается, что производство электроэнергии с использованием природного газа вырастет на 1% в 2021 г.

Производство электроэнергии с использованием природного газа сократилось на 2% в 2020 г., но, как ожидается, вырастет на 1% в 2021 г. Приблизительно 6300 ТВт-ч на газ приходится 24% от общего объема мировая выработка электроэнергии в 2020 г. В сценарии «Нулевые выбросы к 2050 г.» неуклонная генерация газа продолжает расти в краткосрочной перспективе, вытесняя угольную генерацию, но начинает падать к 2030 г. и составляет 9на 0% ниже к 2040 году по сравнению с 2020 годом. Все чаще существующие газовые электростанции необходимо будет модернизировать с помощью CCUS или использовать совместно с низкоуглеродным топливом, таким как водород, чтобы соответствовать уровням Net Zero Scenario.

Электростанция на природном газеcircle-arrow

Выбросы CO2 при сжигании на факелах вверх по течению по регионам в сценарии Net Zero, 1985-2030 гг.

Открытьразвернуть

Выбросы при сжигании в факелах должны быстро сократиться, чтобы к 2050 г. достичь намеченного МЭА плана чистых нулевых выбросов

В 2020 году во всем мире было сожжено 142 миллиарда кубометров природного газа, что примерно соответствует потребности в природном газе Центральной и Южной Америки. Это привело к прямому выбросу в атмосферу около 265 млн тонн CO2, почти 8 млн тонн метана (240 млн тонн CO2-экв.), черной сажи и других парниковых газов. На пять стран (Россия, Ирак, Иран, США и Алжир) приходилось более половины всех объемов сжигания в факельных установках в мире в 2020 году.

Существует множество вариантов сокращения сжигания газа в факелах, но они, скорее всего, потребуют новых стратегий монетизации газа, бизнес-моделей и более строгих (и принудительных) правил. Все большее число компаний берут на себя обязательство отказаться от факельного сжигания к 2030 году. Сценарий «Нулевые выбросы к 2050 году» требует, чтобы к 2030 году во всем мире было прекращено все неаварийное факельное сжигание, что приведет к 90-процентному сокращению объемов сжигания на факелах к 2030 году.

Факельные выбросы: отслеживание прогресса 2021circle-arrow

Исследуйте больше данных

Datacircle-стрелка

набор данных карты

набор данных карты

набор данных карты

набор данных карты

набор данных карты

Анализ

Весь анализкруг-стрелка

Наша работа

Созданная в 2013 году, GOTCP объединяет представителей правительств, промышленности и научных кругов в глобальном диалоге для изучения роли нефтегазовых технологий в энергетическом переходе.