Суг и спг в чем разница: Сравнение сжиженных газов СУГ и СПГ

Содержание

Сравнение сжиженных газов СУГ и СПГ

Главная / Интересные факты /

Система теплоснабжения обеспечивает жилые, административные, производственные здания и помещения горячей водой, газом, теплом и электричеством. В составе такой системы задействован комплекс газоиспользующего оборудования, для работы которого необходим достаточный объем топлива.

На данный момент в качестве хранимого топлива для систем автономного газоснабжения, не связанных с магистральной линией подачи газа, широко распространены сжиженный углеводородный газ (СУГ) и сжиженный природный газ (СПГ). В маркировке на английском языке LPG (liquefied petroleum gas) и LNG (liquefied natural gas) соответственно.

СПГ - это смесь газов, образовавшихся в глубоких слоях Земли при анаэробном разложении органических соединений. Добыча производится из пластов и из нефтяных месторождений, где газ может быть побочным продуктом нефти. В некоторых случаях могут попадаться газогидраты - кристаллическая форма природного газа.

СУГ - это тоже смесь газов, но полученная из попутного нефтяного газа или из конденсатной фракции природного газа за счет разделения с помощью абсорбционно-газофракционирующей установки.

СУГ и СПГ могут быть взаимозаменяемыми. Сжиженный углеводородный газ может выступать как основным видом топлива, так и резервным в системе газоснабжения на сжиженном природном газе.

Оба газа схожи между собой по нескольким параметрам:

  • сфера применения: тепло- и газоснабжение;
  • способность к испарению: хранение и транспортировка газа производится в жидкой фазе, которая при соблюдении определенной температуры преобразуется в газообразное состояние;
  • экологичность: при сжигании не происходит выброса соединений серы в атмосферу, отсутствует сажа и зола;
  • малая токсичность.

В чистом виде оба газа не имеют ярко выраженного запаха, поэтому для своевременного обнаружения вещества в воздухе в газ примешиваются одоранты - этантиол, смесь природных меркаптанов и др.

Отличия сжиженных газов СУГ и СПГ

Имея схожую структуру, параметры и физико-химические свойства, оба газа отличаются между собой, что дает возможность подобрать оптимальное топливо для технологической линии систем газоснабжения объекта.

Показатель Сжиженный углеводородный газ
СУГ
Сжиженный природный газ
СПГ
Состав Основные вещества: пропан и бутан, содержание не менее 95%
Дополнительные вещества: пентан, метан, этан, этилен, пропилен, бутилен
Основное вещество: метан, содержание 85-95%
Дополнительные вещества: этан, пропан, бутан, азот, сероводород, меркаптановая сера
Способ хранения надземные или подземные газгольдеры криоцистерны, в которых поддерживается пониженная температура
Для выработки 1 Гкал необходимо сжечь нормального топлива 99,84 кг* 104,48 кг*
Критическая температура, свыше которой невозможно сжижение газа 96,84°C (пропан) -82,5°C (метан)
Плотность газовой фазы при 0°C 0,7168 кг/м3 2,0037 кг/м3
Плотность жидкой фазы при 0°C 416 кг/м3 528 кг/м3
Удельная теплота сгорания 45,58 МДж/кг 43,56 МДж/кг
Концентрация газа, необходимая для воспламенения концентрация паров пропана от 2,3 до 9,5 %, нормального бутана от 1,8 до 9,1 % (объемных) от 4,4 % до 17 % (объемных)
* Значение приведено условно, т. к. точность расчета напрямую зависит от состава применяемого на объекте газа

Исходя из данных в таблице выше, ключевым и наиболее важным различием является температура хранения. СУГ хранится в газгольдерах под давлением при температуре, близкой к температуре окружающей среды. Недостаточное испарение жидкой фазы может наблюдаться в районе Крайнего Севера, где температура воздуха может быть ниже -60°С. Для улучшения процесса регазификации в таких регионах устанавливают испарительные установки жидкостного или электрического типа.

Условия хранения СПГ же кардинально отличаются. Сжиженный природный газ допускается хранить только в изотермических резервуарах с полной герметизацией (криоцистернах), изготовленных из материалов, стойких к температурам хранения продукта. Внутри емкости постоянно должна поддерживаться низкая температура около -163°С.

Сжиженный и природный газ: в чем отличие и каким образом устанавливаются тарифы? Разъяснения властей - Газ - Новости

05. 02.2018

Газ / Тарифы на газ

Газ бывает трубопроводный, а бывает в баллонах или газгольдерах. Первый дешевле, но его дорого провести. Второй – гораздо проще купить, но обходится он по более высокой цене. В чем отличия этих двух видов топлива и как формируется цена? Публикуем разъяснения Региональной энергетической комиссии Омской области по этому вопросу.

Чем отличаются сжиженный и природный газ?

Природный газ относится к полезным ископаемым, это смесь разных газов природного происхождения. Большую ее часть составляет метан. Природный газ не имеет запаха, поэтому в него обязательно вводятся одоранты – неприятно пахнущие вещества – для того, чтобы быстро обнаружить утечку. Удельная теплота сгорания такой смеси составляет от 7 600 до 8 500 ккал, точный показатель зависит от состава природного газа.

Природный газ добывают из недр земли, закачивают в специальные газовые хранилища и по газовым трубам доставляют до потребителей.

Сжиженный углеводородный газ – это продукт переработки попутного нефтяного газа и газов нефтеперерабатывающих заводов, являющихся углеводородами.

При производстве сжиженного газа используется сжиженная пропан-бутановая смесь. В таком состоянии плотность газа повышается в сотни раз, что увеличивает эффективность и удобство транспортировки, хранения и потребления смеси. Сжиженный газ заполняется в специальные баллоны или закачивается в резервуары-газгольдеры. Удельная теплоемкость такой смеси несколько выше и в среднем составляет 9 500 ккал.

В соответствии с законодательством выделяют СУГ для коммунально-бытового потребления и промышленных целей и СУГ для автомобильного транспорта. В СУГ также добавляют одоранты.

По своим характеристикам СУГ для бытовых нужд и для заправки автомобилей различается, в связи с этим не рекомендуется использование СУГ для коммунально-бытового потребления в качестве топлива для автомобилей.

Отличие природного и сжиженного газа по способам реализации

Способы реализации природного газа и СУГ различны: природный газ поставляется потребителям по трубопроводу, СУГ для населения поставляется потребителям автомобильным транспортом в емкостях различного объема, в том числе в индивидуальных баллонах, либо цистернами для закачки в групповые резервуарные установки (ГРУ), которые находятся в непосредственной близости от домов населенного пункта.

В связи с этим сжиженный газ не может быть повсеместно заменен на природный, так как для этого необходимо возведение разветвленной сети трубопроводов.

Баллоны СУГ для бытовых нужд населения заполняются на газонаполнительных станциях или на газонаполнительных пунктах.

Баллоны СУГ для автомобилей заполняются на автомобильных газозаправочных станциях. Реализация сжиженного газа на автомобильных заправках не подлежит государственному тарифному регулированию.

Кто устанавливает цены на природный и сжиженный газ?

Цены и природного, и сжиженного газа для бытовых нужд подлежат государственному регулированию, однако и здесь есть своя специфика.

В случае с природным газом сначала ФАС России устанавливает оптовую цену на газ, тарифы на услуги по транспортировке газа и плату за снабженческо-сбытовые услуги поставщика газа.

Затем на основе этих составляющих РЭК Омской области формирует и утверждает розничную цену на природный газ для населения.

Цены на сжиженный газ, реализуемый населению для бытовых нужд, устанавливаются на уровне субъектов и состоят в основном из региональных компонентов. Федеральный компонент – оптовая цена на сжиженный газ (устанавливается ФАС России).

Структура цен на сжиженный и природный газ, которая обуславливает отличия в тарифах.

Различия в технологии поставки сжиженного и природного газа до потребителей во многом определяют разницу в структуре цен на природный и сжиженный газ, реализуемый населению для бытовых нужд.

Постатейная структура розничной цены на природный газ в Омской области следующая:

— 80,01% – приобретение газа;

— 16,63% – транспортировка газа по газораспределительным сетям;

— 3,36% – стоимость снабженческо-сбытовых услуг.

Розничные цены на природный газ РЭК Омской области утверждает в летний период, поскольку только к этому времени появляются все составляющие для этих цен.

Постатейная структура розничной цены на сжиженный газ напоминает структуру других тарифов на коммунальные услуги, которые устанавливаются на уровне субъектов федерации. Так, в городе Омске структура розничной цены на сжиженный газ следующая:

— 35,13% – приобретение газа;

— 26,09% – заработная плата;

— 3,2% – амортизация;

— 35,58% – прочие расходы, в том числе на охрану труда персонала, услуги по диагностике, экспертизе, освидетельствованию газового оборудования, услуги автотранспортного хозяйства, услуги по транспортировке газа, содержанию газонаполнительных станций.

Розничная цена на сжиженный газ на очередной год устанавливается в декабре текущего года.

Стоимость природного и сжиженного газа

Природный газ значительно дешевле в связи с тем, что это уже готовый продукт, который необходимо только доставить до потребителя.

Стоимость природного газа также различается по направлениям использования. Если использовать газ и на приготовление пищи, и на отопление, и на подогрев воды для горячего водоснабжения, то стоимость кубометра будет гораздо дешевле, чем, например, для пищеприготовления без использования на другие цели.

Специфика производства и доставки сжиженного газа для бытовых нужд обуславливает более высокую его цену. У сжиженного газа тоже есть свои виды использования, которые отличаются по стоимости: газ может поставляться через газораспределительные устройства (газгольдеры) (в основном для многоквартирных домов) или в баллонах (в основном для частных домов) с доставкой непосредственно потребителю или с доставкой до промежуточных мест хранения.

Забрать баллон с газом с промежуточного места хранения дешевле, чем доставить его до двери потребителя.

Источники: 

Региональная энергетическая комиссия Омской области

Проблемы пожаровзрыво-безопасности СУГ и СПГ: тушить нельзя купировать!

В рубрику "Пожарная безопасность" | К списку рубрик  |  К списку авторов  |  К списку публикаций

Ежегодно в мире в результате аварийных пожаров и катастроф на объектах топливно-энергетического комплекса (ТЭК), и особенно при транспортировке сжиженных углеводородных газов (СУГ) и сжиженных природных газов (СПГ), гибнет от нескольких сотен до нескольких тысяч человек. Число пострадавших исчисляется несколькими десятками тысяч человек. Все это происходит на фоне резкой интенсификации процесса подготовки и осуществления добычи, потребления, хранения и транспортировки СУГ и СПГ, особенно в России и США, в связи с попыткой этих стран ликвидировать отставание в экспорте сжиженного горючего газа среди мировых экспортеров.

На вероятность снижения аварий и катастроф с гибелью людей, уничтожения материальных ценностей в будущем надеяться не приходится, так как технология использования СУГ и СПГ осуществляется на основе совершенно недоброкачественной нормативно-технической базы и при полном отсутствии концепций обеспечения пожаровзрывобезопасности указанных выше процессов, а также практически при полном отсутствии научно обоснованных методов и расчетов по ликвидации аварийных ситуаций, особенно при разливах больших объемов СУГ и СПГ (купирование процесса), и тем более при тушении пожаров, возникающих послеаварийных взрывов или простого воспламенения

Иосиф
Абдурагимов

Профессор МГТУ им. Н.Э. Баумана, академик НАНПБ, д.т.н.

Геннадий
Куприн

Генеральный директор ЗАО "НПО "СОПОТ" вице-президент ВАНКБ, к.т.н.

Хранение/транспортировка энергоресурсов и пожаротушение

В конце ХХ – начале ХХI века промышленное освоение технологических достижений криогенной техники позволило наладить крупнотоннажное (сотнями тысяч тонн в год) производство, хранение и транспортировку сжиженных углеводородных горючих газов (метана СН4, пропан/бутановой смеси С3Н8/С4Н10 и др. ). Эти огромные технологические успехи криотехнологий позволили, в свою очередь, самым существенным образом изменить пути и способы хранения и транспортировки энергоресурсов, и особенно изменить структуру международного обмена энергоресурсами. Особенно в области международной торговли.

Например, только морские международные внешнеторговые перевозки сжиженного природного газа по тоннажу в последние 8–10 лет почти удваиваются каждые три года, и к концу 2012 г. превысили 100–160 млрд. куб. м в год (по газу). И такая тенденция роста производства, транспортировки и потребления СПГ и СУГ, по мнению ряда специалистов, сохранится и на ближайшие несколько лет.

Рост производства, транспортировки и хранения СУГ и СПГ, в свою очередь, сопровождается существенным увеличением пропускной способности систем их транспортировки и масштабов их хранения. Особенно следует обратить внимание на очень значительное увеличение объемов единичного хранения этих продуктов и единичные объемы транспортных средств (особенно морских судов для перевозки СУГ и СПГ). Для их увеличения есть две главные причины. Первая: чем больше единичный объем резервуара хранения любого вида ЛВЖ – ГЖ, тем меньше удельные расходы на их строительство и эксплуатацию. Поэтому во многих технически развитых странах (США, Япония, Бразилия и др.) давно построены и успешно эксплуатируются резервуары для горючих жидкостей объемом, оптимальным по совокупности экономических соображений: порядка 100–150, 200 тыс. куб. м и более. Только в России увеличение единичных объемов для хранения горючих жидкостей в течение 30–40 лет сдерживалось, ограничивалось по требованиям ГУПО МВД СССР. Эти вынужденные ограничения объяснялись отсутствием эффективных систем и средств тушения пожаров ЛВЖ – ГЖ на резервуарах емкостью более 10–20 тыс. куб. м. Поэтому в России наземные резервуары емкостью более 40– 50 тыс. куб. м стали строить только в последние 15–20 лет, и то в порядке исключения. Самые массовые резервуары в нашей стране до сих пор 5 и 10 тыс. куб. м. Даже несмотря на то, что эффективных, надежных систем и способов тушения пожаров на таких крупных резервуарах в России так и не создано. И успешное тушение подобных пожаров до сих пор остается редчайшим исключением (а не нормой и правилом). Тем не менее изотермические резервуары для хранения СУГ и СПГ в России теперь тоже строятся объемом 100–150 тыс. куб. м и более (а наиболее перспективными считаются резервуары емкостью 200–260 тыс. куб. м и более).

Потери продукта и образование взрывопожароопасной смеси

По данным компании KOGAS-Tech, для типовых резервуаров промышленного изотермического хранения сжиженного метана объемом 200 тыс. куб. м (которых к 2010 г. было построено уже 36 шт. и в стадии строительства находилось еще 14 шт.) нормативные среднесуточные потери метана за счет теплопритока извне через ограждающие конструкции резервуара составляют 0,05% объема в сутки. Это примерно 100 куб. м СПГ в сутки.

Нормативная удельная массовая среднесуточная скорость испарения жидкого метана m = Mн / F * T (кг/ кв. м·с), где Мн – суточная массовая норма испарения (потерь) метaна, деленная на площадь зеркала свободной поверхности испаряющейся жидкости (кв. м), а Т = 24х3600 (с) – время ее испарения. После подстановки численных значений указанных величин получим m = 0,1 г/кв. м·с. То есть при изотермических условиях, когда сжиженный метан и его газовая фаза (пар) находятся при одинаковой температуре порядка 164 °C и небольшом давлении паров метана порядка 0,1 атм, с его поверхности испаряется всего 0,10 г метана (с 1 квадратного метра в секунду).

Но картина и вся термодинамика процесса газификации и смесеобразования газообразного метана с воздухом и образования взрывопожароопасной смеси резко изменяется при аварийном истечении жидкого метана из изотермического резервуара хранения в окружающее пространство! Скорость его испарения (газификации) возрастает в сотни и даже в тысячи раз! (И соответственно в сотни и тысячи раз возрастает скорость образования пожаровзрывоопасной смеси!) Во-первых, за счет изменения температурного режима и падения окружающего давления (при тепловом потоке более 40—50 кВт/кв. м и наступлении пленочного режима кипения скорость испарения жидкого метана возрастает до m = 0,11 кг/кв. м·с, то есть увеличивается более чем в 1000 раз. А во-вторых, суммарная массовая скорость испарения (и образования объема взрывоопасной метановоздушной смеси) может увеличиваться за счет растекания метана и увеличения площади его испарения. Здесь счет времени может идти на секунды. И площадь испарения (горения) жидкого метана размером 4–5 тыс. кв. м (площадь поверхности жидкости в резервуаре) может возрасти до 10–20 тыс. кв. м за 15–20 с! (при тотальном внезапном разрушении резервуара изотермического хранения сжиженного метана).

Резервуары изотермического хранения СУГ и СПГ, стационарные (наземные и подземные), транспортные и особенно на морском транспорте – особо прочные и высоконадежные сооружения, со многими видами и степенями защиты и обеспечения безопасности их эксплуатации. Но абсолютно безопасных сооружений, особенно таких грандиозных масштабов и опасного целевого назначения, человечеству создать еще никогда не удавалось! И непродолжительный опыт эксплуатации криогенных систем оборудования ТЭК это тоже наглядно подтверждает. Поэтому эффективные и надежные меры ликвидации аварий на этих объектах совершенно необходимы. И тем надежнее и эффективнее, чем выше темпы и шире масштабы внедрения этих чрезвычайно пожаровзрывоопасных систем в практику их повседневного и повсеместного применения. А эти темпы и масштабы дают все больше оснований для тревоги и беспокойства. Главным образом из-за почти полного отсутствия эффективных систем и надежных средств по предупреждению и локализации таких аварий (предотвращению взрыва и тушению пожара при таких крупномасштабных авариях с проливом СУГ и СПГ).

Как отмечалось выше, у кругового цилиндрического резервуара площадь поверхности жидкости, то есть вероятная площадь пожара, порядка 4–5 тыс. кв. м! А площадь пролива даже в обвалование резервуара такого количества горючей жидкости может быть десятки тысяч квадратных метров. И тушение пожаров таких площадей, даже при горении обычных ЛВЖ – ГЖ, современными средствами пожаротушения задача чрезвычайной сложности. А тушение пожаров СУГ и СПГ на таких площадях на сегодня проблема вообще неразрешимая. Тем более что практически никаких нормативных документов и конкретных рекомендаций по тактике и технологии тушения подобных пожаров в российской нормативно-технической документации нет. И ждать их в ближайшее время нет оснований.

Особые сложности пожаровзрывобезопасности

Особые сложности обеспечения пожаровзрывобезопасности при производстве, хранении, переработке и транспортировке СУГ и СПГ можно условно разбить на 3–4 категории различных, но во многом взаимосвязанных и взаимообусловленных проблем.

Сложность 1
Состоит не только в том, что объемы резервуаров хранения и транспортировки СУГ и СПГ в десятки раз больше обычных резервуаров ЛВЖ – ГЖ и что площади их проливов и пожаров тоже соответственно в десятки раз больше, чем при авариях с обычными ЛВЖ – ГЖ, а в самой их физической природе (термодинамических свойствах) и административно-технических (нормативных, документальных) проблемах и отсутствии соответствующих навыков и опыта ликвидации таких аварий, а также нормативно-технической литературы по организации борьбы с ними.

Сложность 2
Вообще, опыт работы со сжиженными газами насчитывает не один десяток лет. Использование сжиженных компонентов в качестве ракетного топлива, особенно жидкого кислорода, а позднее даже жидкого водорода, способствовало созданию в России промышленности производства сжиженных газов. Но технология криогенного сжижения углеводородов, особенно в варианте крупнотоннажного производства, появилась сравнительно недавно – в последние 20–30 лет.

Первый нормативный документ по организации такого рода производства разработан в Газпроме СССР в конце 1980-х гг. в виде ВНТП 51-1–88. В этом документе не один десяток страниц по различным аспектам технологии производства сжиженных углеводородов (более 10 многостраничных разделов!)… и только одна неполная страница раздела 9 – по обеспечению пожаровзрывобезопасности этого опаснейшего вида производства.

И дело даже не в объеме и структуре этого важнейшего раздела, а в его научном, техническом и практическом уровне. Естественно, он написан по опыту работы с обычными ЛВЖ – ГЖ. И если по профилактике пожаров и взрывов при работе с СУГ и СПГ есть хоть какие-то полезные рекомендации, хоть отчасти учитывающие термодинамические особенности и специфику СУГ и СПГ, то по вопросам тушения пожаров этих субстанций либо нет вообще необходимых инструкций и рекомендаций, либо они основаны на опыте тушения обычных горючих жидкостей. И поэтому совершенно непригодны в качестве норм и средств тушения пожаров СУГ и СПГ и технологии ликвидации подобных аварий и их последствий.

Сложность 3
Ни виды и параметры рекомендуемых средств и способов тушения таких пожаров, ни указанные в них интенсивности их подачи в очаг пожара, ни время тушения и требуемые запасы огнетушащих средств на процесс тушения пожара, а тем более на ликвидацию последствий аварий, связанных с истечением, разливом, или других происшествий с СУГ или СПГ не учитывают их специфических теплофизических и термодинамических особенностей как горючих субстанций. И почти полностью отсутствуют рекомендации по локализации или купированию взрывоопасных ситуаций при различных вариантах аварий и наиболее вероятных сценариях их развития. В том числе в вариантах, простирающихся по масштабу проблемы от небольших утечек флюида, которые можно как-то купировать или потушить с помощью ручного огнетушителя практически с любым содержимым за несколько минут, до грандиозных, катастрофических объемных взрывов, эквивалентных по мощности нескольким десяткам и даже сотням килотонн в тротиловом эквиваленте! Чего в принципе нельзя полностью исключить, например, при тотальном аварийном разрушении крупного резервуара современного морского метановоза с вместимостью единичного резервуара в сотни тысяч кубометров сжиженного метана.

Масштабы аварий и катастроф

Как это ни покажется странным на первый взгляд, одной из первых и наиболее сложных проблем обеспечения ПВБ объектов ТЭК представляется почти полное отсутствие правдоподобных, технически обоснованных и количественно описанных проработок возможных ситуаций, наиболее реальных вариантов и конкретных сценариев возникновения и динамики развития аварий.

Специфика и взаимосвязь цепи последовательных событий так обширна и многообразна (а наш опыт эксплуатации так ничтожно мал), что пока не нашлось специалиста, который рискнул бы технически обоснованно описать или хоть примерно спрогнозировать количественно обоснованные масштабы предстоящих аварий и катастроф. И главная причина такой ограниченности наших представлений о масштабах, характере и технических параметрах аварий с проливами СУГ или СПГ не только в большом разбросе и многовариантности самих аварийных ситуаций, от которых очень многое зависит в обстановке и масштабах аварии, а еще в огромном (!) небывало широком разбросе численных значений самих фундаментальных параметров процесса горения и взрыва, когда речь идет о горении и взрыве газовоздушных смесей СУГ и СПГ. Например, даже скорость кинетического, наиболее изученного и освоенного режима их горения колеблется от 4–5 см/с при ламинарном горении на НКПВ или ВКПВ до 150–200 м/с при развитом турбулентном кинетическом горении смесей состава, близкого к стехиометрическому. И до 1,5–2,5 км/с при детонационном (взрывном) горении этих смесей. То есть разница в скорости протекания основного процесса горения 50–60 тыс. раз и более!

Еще сложнее обстоит дело с описанием диффузионных процессов горения газовоздушных смесей СУГ и СПГ. Когда не только скорость распространения процесса горения зависит от концентрационного состава и степени турбулентности горючей смеси, но и сам состав смеси и скорость ее образования зависят от скорости испарения СУГ или СПГ и скорости смесеобразования. Скорость испарения, в свою очередь, зависит от мощности внешних тепловых потоков и состояния окружающей атмосферы. А внешний тепловой поток колеблется от 50 Дж/кв. м·с (50 Вт/ кв. м) при хранении СПГ в изотермическом резервуаре до 250–450 кДж/кв. м·с внешнего лучистого теплового потока при пожаре и взрыве, плюс конвективно-кондуктивный теплоприток от твердых (или жидких) поверхностей при проливе этих жидкостей. (То есть один из основных параметров процесса горения – тепловое воздействие на горючую жидкость – меняется в тысячу раз и более, а его тепловая мощь изменяется в зависимости от внешних условий и обстоятельств аварии в миллионы раз!!!) Так что, если даже отбросить редко случающиеся и маловероятные "крайности", отказаться от "академических" деталей и маловероятных событий и сократить в первом приближении диапазон изменения всех параметров горения в 10 и даже в 100 раз, разброс основных параметров процесса горения и взрыва очень велик (примерно в 100–200 раз в каждую сторону). Поэтому для технического, инженерного описания параметров таких аварий требуется проведение большого объема сложнейших и подчас крупномасштабных испытаний и обстоятельных научных исследований. Ограничиваясь форматом статьи, остановимся только на совершенно специфических теплофизических проблемах пожаров проливов СУГ или СПГ относительно небольших размеров.

Тушение пожаров горючих жидкостей

Совершенно очевидно, если речь идет о тушении пожаров горючих жидкостей площадью более 200–300 кв. м, то наиболее эффективными огнетушащими составами являются пены. Но уже почти 100 лет, со времен Тидемана и Сциборского, со времен написания в России первого специального учебника "Химия горения" для пожарных специалистов в 1920-х гг., встречаются неверные толкования и продолжаются споры о механизме огнетушащего действия пен.

Эти замечательные авторы были неправильно поняты. Они объясняли процесс тушения пожаров ЛВЖ – ГЖ пенами в основном отделением, изоляцией горючих жидкостей от воздуха. При тушении химическими пенами такое толкование механизма тушения более или менее приемлемо. (В учебнике речь шла преимущественно о тушении пожаров ЛВЖ – ГЖ химическими пенами.) А позднее это относительно верное объяснение было совершенно неправомерно перенесено и на процесс тушения пожаров ЛВЖ – ГЖ воздушно-механическими пенами. Поэтому совершенно бессмысленный спор о механизмах тушения пожаров ЛВЖ – ГЖ воздушно-механическими пенами порой продолжается до сих пор.

Ошибочно повторяется тезис, что пены "изолируют ЛВЖ–ГЖ от воздуха и тем самым тушат пожар". И несмотря на прекрасные работы пятидесятилетней давности В.И. Блинова и Г.Н. Худякова, работы И.И. Петрова, В.Ч. Реута и очень оригинальные работы И.Ф. Безродного, а также десятки других убедительных исследований, споры о механизмах огнетушащего действия пен продолжаются по сей день. Особенно если речь заходит о главном, доминирующем механизме тушения пен. (Тем более, когда дело касается пенообразователей различной природы и видов. ) Но даже апологеты пен на основе фторсодержащих пленкообразующих ("заграничных"!) пенообразователей (этого в общем-то очень сомнительного направления в пенотушении) почти безоговорочно признают весьма существенное или даже доминантное значение охлаждающего действия пен любого вида на прогретый поверхностный слой горящей жидкости. (Хотя эта фраза по своей природе в принципе неверна!) Потому что горящих жидкостей, строго говоря, не существует! Жидкости не горят! Горят их пары в смеси с воздухом! Поэтому, чтобы поджечь горючие жидкости, их надо подогреть! Легковоспламенимые предварительно подогревать не надо, концентрации паров над зеркалом их поверхности и так хватает для воспламенения, нужен только внешний источник поджигания. Почему и существуют понятия "температура вспышки" и "температура воспламенения". Это чтобы поджечь. А вот чтобы потушить, да еще пенами, поверхностный слой горючих и легковоспламенимых жидкостей всегда надо охладить с помощью пены. Потому что при пожаре (уже через 5–6 мин. свободного горения) поверхностный слой этих жидкостей, ответственный за поставку паров горючего в зону горения, в пламя, уже, как правило, прогрет до температуры кипения! А значит давление паров горючей жидкости над ее поверхностью равно атмосферному! В этом случае прекратить поступление паров в зону пламени почти невозможно! Никакой толщиной слоя пены. Для тушения пожара пеной всегда надо предварительно охладить поверхностный слой горючего ниже температуры кипения! Лучше, до температуры вспышки (или даже чуть ниже). А потом покрыть поверхность горючей жидкости слоем пены и окончательно ограничить проход паров горючего в зону пламени и потушить пожар!

Даже самые ярые апологеты пленкообразующих фторсодержащих пенообразователей в отличительных признаках своих изобретений пишут: "Положительный результат, достигаемый при использовании технического решения, заключается в снижении температуры в поверхностном слое..." И далее: "...в результате происходит… уменьшение температуры поверхностного слоя нефтепродукта. …Снижение температуры в поверхностном слое... достигается за счет расположения пенных насадков… что приводит к перемешиванию холодных слоев и гомотермического слоя горючего и тем самым к снижению температуры в поверхностном слое". И правильно, при тушении пожаров ЛВЖ – ГЖ пенами (даже хвалеными пенами на основе фторсодержащих пленкообразующих пенообразователей, которыми усиленно и совершенно безосновательно пытаются заменить все российские пенообразователи) главное в механизме тушения пожара пенами – охладить поверхностный слой горючего! И тем самым снизить напор потока паров горючего в зону горения – в факел пламени пожара! А уж потом все остальное. Именно в охлаждении поверхностного слоя горючего – доминирующий (главный) механизм тушения пенами!

Тушение пожаров сжиженных газов

Совсем иначе обстоят дела при пожарах сжиженных газов! У них, строго говоря, вообще нет температуры вспышки. Она лежит далеко "в минусах" и для нас практически недостижима (по крайней мере с помощью пены). Они всегда как на раскаленной сковородке и без пожара, готовы кипеть. Потому что вокруг них всегда температура выше температуры их кипения (кроме СУГ на самом Северном полюсе зимой – при - 60 °C и в Антарктиде). А для СПГ – так вообще всегда и везде. И при пожаре их поверхностный слой от пламени тоже не прогревается! Так и остается "при температуре кипения… - 42 или - 164 °C! Так как без внешнего давления никакую жидкость нельзя перегреть выше температуры ее кипения. Она будет только еще интенсивнее испаряться, сохраняя свою температуру почти постоянной, равной температуре кипения! Только еще больше интенсифицируется процесс испарения под действием лучистого теплового потока от пламени пожара… И охладить СУГ или СПГ подачей пены нельзя! Наоборот, более теплая и более теплоемкая пена (по сравнению с окружающим воздухом), попадая на поверхность СУГ и СПГ, только интенсифицирует их испарение (правда, при этом защищая их от теплового излучения факела пламени пожара). Но им это излучение и не нужно для горения! Они и так постоянно готовы кипеть и гореть.

Тушение пожаров в трехслойной системе пена/лед/СПГ

При попадании пены на поверхность СУГ или СПГ возникает совершенно новое явление! Сильно усложняющее и без того сложную картину на границе раздела фаз жидкость/пена – возникает третья фаза, которая окончательно усложняет и запутывает физическую картину тушения пожара. Как показывают результаты исследований, проведенных в ЗАО "НПО "СОПОТ" (г. Санкт-Петербург) в 2013 г., на границе раздела фаз жидкость/пена из стекающего из пены вниз раствора пенообразователя на нижней кромке пены, контактирующей с СПГ (или с СУГ), образуется твердая фаза пористого льда.

Так как стекание пенообразователя вниз по мере старения или разрушения пены продолжается непрерывно, непрерывно растет и толщина ледяной подложки под пенным слоем. Постепенно тепловая картина в трехслойной системе пена/лед/СПГ усложняется еще больше. В ледяной подложке под слоем пены устанавливается градиент температур от 0–1 °C сверху (непосредственно под слоем мокрой пены – температура замерзания воды или пенообразователя) до - 160 °C на нижней кромке льда (температура кипения СПГ). По закону теплопроводности в слое льда устанавливается тепловой поток сверху вниз, от пены к жидкой фазе поверхностного слоя СПГ:

q = - λ·dt/dx,

где q – тепловой поток от "горячей" пены с температурой 10–15 °C к ледяной подложке;
λ – удельная теплопроводность рыхлого, пористого льда раствора пенообразователя;
t – перепад температур на поверхностях ледяной подложки (от 0 до - 160 °C ) на поверхности контакта с СПГ;
dx – переменная толщина ледяной положки переменной пористости (толщиной от 2–3 до 6–8 мм в зависимости от времени тушения, кратности и дисперсности пены, природы и состава пенообразователя, интенсивности подачи пены на тушение и других параметров процесса тушения) (см. рис. 1).


На самом деле, физическая картина теплообмена в трехслойной системе реагентов значительно сложнее. Математическое описание процесса теплообмена и массопереноса стекающей жидкости раствора пенообразователя вниз, а потока массы горючего газа через слой льда и слой пены вверх чрезвычайно сложно.

1. Необходимо решать задачу потока тепла через слой пены вниз, к ледяной подложке.

2. Теплопередачу от слоя пены к ледяной подложке.

3. Передачу тепла по слою ледяной подложки вниз – к нижней поверхности ледяной подложки (по приведенному выше уравнению теплопроводности).

4. И наконец, передачу тепла от нижнего слоя ледяной подложки в жидкую фазу СПГ по закону теплопередачи через поверхность раздела фаз лед/СПГ.

Но в этой системе уравнений с тремя субстанциями, двумя поверхностями раздела фаз и тремя изменениями агрегатного состояния трех сред этой сложной термодинамической системы слишком много неизвестных. Тем более что для написания условий тушения пожара пеной в такой ситуации нам, строго говоря, более необходимо не описание тепловых потоков от пламени, или от пены к горючей жидкости, а уменьшение интенсивности потока паров горючего газа с изотермической поверхности СПГ через двухслойную преграду (корки льда и слоя пены) вверх, в зону пламени.

Вот в этом случае доминирующим механизмом тушения пожара может оказаться как раз газоизолирующая способность двухслойного препятствия на пути прохождения паров газа в зону горения (к пламени). Частично просочившись через пористую ледяную подложку, поток холодного горючего газа по законам молекулярной диффузии продолжает путь наверх, в зону горения. В пенном слое (как и в слое ледяной подложки) устанавливается градиент концентраций газа (по толщине слоя пены). Под действием этого градиента (и возможно, напора парциального давления паров газа) этот поток прорывается в поверхностные слои пены. Пена сама становится горючей за счет насыщения ее ячеек парами горючего газа (см. рис. 1).

Возможны и другие механизмы и каналы проникновения паров горючего газа вверх, в пену и за пределы пенного слоя. Но постепенно, по мере роста толщины слоя пены (более 0,4–0,8 м), концентрация паров горючего газа над ее поверхностью снижается до уровня НКПВ метана (5% объемных) или НКПВ пропан/бутановой смеси (2% объемных), и пламя над слоем пены становится локальным (не сплошным), прерывистым, неустойчивым, менее интенсивным. Вскоре, по мере дальнейшего наращивания толщины слоя огнетушащей пены, горение прекращается. Пожар потушен! Правда, при этом определенными способами и усилиями можно организовать медленное, управляемое горение (выжигание) огнетушащей пены. Но это предмет отдельного рассмотрения (см. рис. 1).

Техническое решение

Результаты исследований и натурных огневых испытаний, проведенных в ЗАО "НПО "СОПОТ" в 2013 г., показали, что при всех сценариях развития аварийной ситуации, обусловленной проливом или истечением СПГ или СУГ (кроме варианта внезапного взрыва газовоздушной смеси в момент истечения флюида) наиболее перспективными и целесообразными представляются попытки управления развитием аварийной ситуации с использованием комбинированных пен низкой или средней кратности, подаваемых в поток или на поверхность СПГ (СУГ) с большой интенсивностью и из пеногенераторов с большим секундным расходом пенообразующего раствора (и соответственно с большим радиусом управляемой подачи пенных струй в зону аварии).


Если соответствующие системы и устройства будут заранее смонтированы на каждом пожаровзрывоопасном объекте и содержаться в состоянии постоянной технической готовности к применению в автоматическом, ручном или дистанционном режиме управления. Сегодня это вполне возможно в любом из вариантов и во всех трех вариантах одновременно (см. рис. 2–4).


Натурные испытания показали, что ситуацию можно взять под контроль за время порядка от 1–2 с и удерживать ее под контролем до 15–20 мин. и даже более 24 ч (в зависимости от масштаба и сложности аварии, количества пролитого горючего, площади его растекания, сложности объекта и других обстоятельств).


Но почти во всех случаях есть возможность избежать или существенно снизить опасность и мощность взрыва, сократить площадь послеаварийного пожара или вообще предотвратить его возникновение, сведя аварию к постепенному, пожаровзрывобезопасному испарению пролитого СПГ или СУГ, либо организовав контролируемое, управляемое, медленное выжигание насыщенной горючим газом пены (см. рис. 5–6).


(Правда, время такого управляемого режима ликвидации подобных аварий может измеряться часами и требовать привлечения огромных сил и средств. Но это уже другой вопрос. Важно, что в принципе такая возможность существует и подтверждена экспериментально.)


Вероятно, возможны и другие оригинальные технологические инновационные решения, приемы и способы купирования, локализации и ликвидации аварий такого рода. Но об этом уже в следующей публикации по результатам наших новых испытаний.

Опубликовано: Каталог "Пожарная безопасность"-2014
Посещений: 18475

  Автор


Иосиф АбдурагимовВедущий специалист ЗАО НПО "СОПОТ", академик НАНПБ, профессор МГТУ им. Н.Э. Баумана, д.т.н.

Всего статей:  4

  Автор


Куприн Г. Н.Вице-президент Всемирной академии наук комплексной безопасности, генеральный директор ЗАО "НПО СОПОТ"

Всего статей:  5

В рубрику "Пожарная безопасность" | К списку рубрик  |  К списку авторов  |  К списку публикаций

Разница между КПГ и СУГ

Ключевое различие между КПГ и СУГ заключается в том, что КПГ в основном содержит метан, тогда как СУГ в основном содержит пропан и бутан.

Термин «КПГ» относится к сжатому природному газу, а термин «СУГ» относится к сжиженному нефтяному (углеводородному) газу. Хотя СУГ является сжиженной формой, КПГ остается в газообразной форме. Кроме того, КПГ и СУГ применяются в качестве топлива. Оба этих топлива также имеют свои преимущества и недостатки.

Содержание
  1. Обзор и основные отличия
  2. Что такое КПГ
  3. Что такое СУГ
  4. В чем разница между КПГ и СУГ
  5. Заключение
Что такое КПГ?

КПГ — это сжатый (компримированный)  природный газ. Это в основном природный газ, который находится под очень высоким давлением, при котором этот газ все еще существует в газообразном состоянии. Поскольку природный газ в основном содержит метан в качестве основного компонента, КПГ также содержит метан. Это топливо используется вместо бензина, дизельного топлива и СУГ. Однако это топливо производит меньше вредных выбросов во время сгорания по сравнению с бензином, дизельным топливом и сжиженным нефтяным газом.

Автобус с КПГ

Обычно это топливо хранится в цилиндрических или сферических ёмкостях под давлением 20–25 МПа. Поскольку давление высокое, емкости, которые используются для этой цели, должны быть изготовлены из твердого материала.

Преимущества КПГ
  • Низкие затраты на техобслуживание автомобилей, работающих на КПГ
  • Потеря топлива из-за разлива или испарения минимальна
  • Легко и равномерно смешивается с воздухом
  • Безопасен в использовании благодаря меньшему объему выбросов вредных газов/меньшему загрязнению
  • Высокая эффективность

Однако есть и недостатки. Например, транспортным средствам, использующим КПГ, требуется большое пространство для хранения топлива, поскольку оно существует в газообразном состоянии, а не в жидком состоянии. Кроме того, количество автомобилей, потребляющих КПГ, сравнительно велико.

Что такое СУГ?

Сжиженный углеводородный (нефтяной) газ — это сжиженные под давлением углеводороды. Они находятся в жидком состоянии и используются в качестве топлива. Его основными компонентами являются пропан и бутан, получаемые из нефтяных масел. Легковоспламеняющаяся смесь этих газов очень используется в оборудовании для приготовления пищи, например, газовые плиты. СУГ также используется в транспортных средствах. Кроме того, он широко используется в качестве аэрозольного энергоносителя и в качестве хладагента.

Баллоны для СУГ

В дополнение к пропану и бутану, пропилен и бутилен также могут присутствовать в этом топливе в небольших концентрациях. Кроме того, это топливо производится при переработке нефтяного масла. Следовательно, источником сжиженного углеводородного газа является природное ископаемое топливо.

Преимущества СУГ

Основные преимущества использования СУГ включают в себя следующее:

  • Чистое горящее топливо, которое не выделяет дым в газовых плитах
  • Производит меньше углекислого газа, чем уголь
  • Ресурсосберегающее
  • Обеспечивает транспортабельную энергию

Тем не менее, могут быть и некоторые недостатки, такие как,  производство углекислого газа (даже небольшое количество) может способствовать парниковому эффекту. Топливо следует хранить в цилиндрических или горизонтальных сосудах под высоким давлением. Кроме того, на этих сосудах имеются предохранительные клапаны, которые могут стать причиной случайного пожара.

В чем разница между КПГ и СУГ?

КПГ — это сжатый природный газ, а СУГ — это сжиженный углеводородный газ. Ключевое различие между КПГ и СУГ заключается в том, что КПГ в основном содержит метан, тогда как СУГ в основном содержит пропан и бутан. Кроме того, еще одно существенное различие между КПГ и СУГ заключается в том, что КПГ является топливом, которое находится в газообразном состоянии, тогда как СУГ является топливом, которое находится в жидком состоянии.

Кроме того, еще одно различие между КПГ и СУГ заключается в том, что КПГ требует больше места, поскольку он является газообразным топливом. Но сжиженный углеводородный газ требует сравнительно меньшего пространства, поскольку он находится в жидком состоянии. Тем не менее, КПГ производит меньше вредных выбросов, в то время как СУГ производит вредные выбросы в некоторой степени.

Заключение — СПГ против СНГ

СПГ — это природный газ в сжатом виде, а СУГ — это сжиженный углеводородный (нефтяной) газ. Оба являются топливом. Но ключевое различие между КПГ и СУГ состоит в том, что КПГ в основном содержит метан, тогда как СУГ в основном содержит пропан и бутан.

ЗАВОД МАЛОТОННАЖНОГО ПРОИЗВОДСТВА СПГ (LNG)

 

  • Сжиженный природный газ или сокращенно СПГ, представляет собой обыкновенный природный газ, сжатый и охлажденный до температуры –162°С для хранения и транспортировки в жидком виде. В процессе регазификации из 1 куб./м СПГ потребитель получает 600 куб./м. природного газа.
  • СПГ при сжижении объем газа уменьшается в 600 раз. На практике это означает, что в одинаковом объеме содержится СПГ в 3 раза больше, чем компримированного природного газа (КПГ) при давлении 20-25 МПа. Масса емкостей для заправки, хранения и перевозки СПГ меньше массы емкостей для КПГ.
  • Сжиженный природный газ – нетоксичная криогенная жидкость, хранение которой осуществляется в теплоизолированной емкости при температуре –162°С. и представляет собой безопасный, экологически чистый вид топлива с высокими энергетическими характеристиками и октановым числом. СПГ легче воздуха, и в случае аварийного разлива быстро испаряется, в отличие от СУГ (сжиженного углеводородного газа - пропана), накапливающегося в естественных и искусственных углублениях и создающего опасность взрыва.
  • Благодаря своей низкой стоимости по сравнению с другими видами топлив сжиженный природный газ дает возможность газификации объектов, удаленных от магистральных трубопроводов на большие расстояния, путем создания резерва СПГ непосредственно у потребителя, избегая строительства дорогостоящих трубопроводных систем.
  • Цена СПГ по стоимости у потребителя ниже цены сжиженного нефтяного газа, мазута и тем более дизельного топлива. В сравнении с бензином и дизельным топливом стоимость СПГ ниже – на 60-70% и на 25-30% ниже стоимости сжиженного углеводородного газа - пропана (СУГ).

Возможности и компетенции в области сжижения газов

Разработанные технологические решения в области подготовки, переработки и сжижения газов позволяют обеспечить производство сжиженного природного газа в объеме от 1,5 до 50 тонн в час практически в любых географических условиях и при минимальной инфраструктуре.

Источник сырья
Сырье
Технология охлаждения газа*
Примечание

Нефтяные месторождения

Попутный нефтяной газ/Факельный газ

MRC-cycle

Возможность производства  дополнительных продуктов в виде СУГ и ШФЛУ

Газовые месторождения

Природный газ

MRC-cycle

MER-cycle

 

Газоконденсатные месторождения

Природный газ, газовый конденсат

MRC-cycle

Возможность производства  дополнительных продуктов в виде СУГ и ШФЛУ

Объекты переработки нефти и газа (НПЗ, ГПЗ и проч.)

Хвостовые и факельные газы

MRC-cycle

 

Угольные месторождения 

Угольный (шахтный) метан с содержанием кислорода не более 4-5%

MRC-cycle

MER-cycle

 

Магистральные, региональные газопроводы и ГРС

Природный газ ГОСТ 5542-2014/

СТО Газпром 089-2010

MRC-cycle

MER-cycle

 

Примечание:

MRC-cycle – охлаждение газа смешанным хладагентом.

MER-cycle – охлаждения газа циклами расширения. Независимый компрессорно-детандерный метод.

Ключевые технические характеристики

Характеристики комплекса производства СПГ всегда определяются индивидуально, исходя из тех ресурсов, которыми располагает Заказчик, такими как: объемы и стоимость газа, электроэнергии, наличие инфраструктуры и пр. Конструкторские и технические решения позволяют нам адаптировать Завод СПГ практически под любые условия его эксплуатации. При этом, его ключевые характеристики и показатели не превышают заявленных.

Параметры
Контейнерное исполнение
Блочно-модульное исполнение
Комбинированное исполнение (контейнер – блок-модуль)

Производственная мощность, тн/ч.

до 2-х

до 50-ти

до 20-ти

Технология производства СПГ

MRC-cycle

MER-cycle

MRC-cycle

MRC-cycle

Тип компрессора хладагента

Винтовой

Винтовой, поршневой, центробежный

Винтовой, поршневой, центробежный

Энергопотребление с учетом ДКС, кВт/ч на 1 тонну СПГ

не более 700

не более 670

не более 670

Энергопотребление без  учета ДКС, кВт/ч на 1 тонну СПГ

не более 550

не более 500

не более 500

Гибкость производства

50-110%

50-110%

50-110%

Климатическое исполнение

от -70 0С до +50 0С

от -70 0С до +50 0С

от -70 0С до +50 0С

Сейсмостойкость

до 9 баллов

до 9 баллов

до 9 баллов

Межсервисный период, час.

8 000

8 000

8 000

Гарантийный срок службы, лет

20

20

20

Завод СПГ в контейнерном исполнении

Принципиальная схема и состав оборудования завода СПГ в контейнерном исполнении мощностью до 2-х тонн в час.

Пример Мини завода СПГ в контейнерном исполнении. Внутренняя Монголия, Ордос.
  • Местонахождение: Hanggin Banner, Ordos prefecture, Inner Mongolia.
  • Владелец завода СПГ: Sinopec Corp., Государственная Китайская нефтяная и химическая корпорация (China Petroleum & Chemical Corporation).
  • Время на реализацию проекта: 9-10 месяцев. 
  • Год запуска: 2017 г.
  • Занимаемая площадь: Общая 70х90 (метр), под технологические нужды 22х12 (метр).
  • Производительность: 3,5×104 нм3/сутки (1,1 - 1,25 тонны в час).
  • Конструктивное исполнение завода: Завод СПГ в контейнере нестандартного габарита.
  • Источник и тип сырья для производства СПГ: Куст (скважина) добычи природного газа. Нормальный природный газ.
  • Технологический цикл: MRC-process (охлаждение смешанным хладагентом).
  • Тип компрессора хладагента: Винтовой.
  • Компонентный состав хладагента: Метан (СН4), Азот (N2), Этилен (С2Н4), изо-Бутан (i-С4Н10).
  • Общее потребление электроэнергии в час: 450 кВт.
  • Температура СПГ: -160 0С.
  • Сменность и количество обслуживающего персонала: 3-х сменный график работы (6 человек).

Завод СПГ в блочно-модульном и комбинированном исполнении

Принципиальная схема и состав оборудования завода СПГ в блочно-модульном исполнении мощностью до 50-ти тонн в час.

Пример завода СПГ в блочно-модульном исполнении. Цзилинь, Чанлин.
  • Местонахождение: Changlin, Jilin, China.
  • Владелец завода СПГ: Chengdu Sepmem Sci.&Tech. Co. Ltd.
  • Годы запуска: 1-й этап. Производство КПГ (2016 г.). 2-й этап. Производство СПГ (2017 г.)
  • Время на реализацию проекта: 22 месяца.
  • Занимаемая площадь: Производство СПГ – 40 000 м2. Производство КПГ – 5 300 м2.
  • Производительность: СПГ 150×103 нм3/сутки (до 5,0 тонн в час), КПГ 50×103 нм3/сут.
  • Источник и тип сырья для производства СПГ: Магистральный трубопровод (газопровод-отвод 3 км.). Нормальный природный газ.
  • Конструктивное исполнение завода: Блочно-модульный.
  • Давление исходного газа: 0,9 - 2,9 МПа.
  • Температура исходного газа: от +8 до +20 0С.
  • Технологический цикл: MRC-process (охлаждение смешанным хладагентом).
  • Тип компрессора хладагента: Поршневой.
  • Компонентный состав хладагента: Метан (СН4), Азот (N2), Этилен (С2Н4), изо-Бутан (i-С4Н10), Пропан (С3Н8).
  • Общее потребление электроэнергии в час: 2 550 кВт.
  • Температура СПГ: -160 0С.
  • Сменность и количество обслуживающего персонала: 3-х сменный график работы (12 человек +2 на погрузке СПГ).
Пример завода СПГ в комбинированном исполнении. СУАР, Урумчи.
  • Местонахождение: Shunbey Zone, Shaya County, Xinzang Province, China.
  • Владелец завода СПГ: Chengdu Sepmem Sci.&Tech. Co. Ltd.
  • Годы запуска: 2018 г.
  • Строительный цикл: 22 месяца.
  • Занимаемая площадь: Производство СПГ – 40 000 м2.
  • Производительность: СПГ 450×103 нм3/сутки (до 9,0 тонн в час).
  • Конструктивное исполнение завода: Комбинированное (блочно-модульное и контейнерное).
  • Давление исходного газа: 0,4 - 0,6 МПа.
  • Источник и тип сырья для производства СПГ: Месторождение природного газа. Нормальный природный газ.
  • Температура исходного газа: от +8 до +20 0С;
  • Технологический цикл: MRC-process (охлаждение смешанным хладагентом).
  • Тип компрессора хладагента: Винтовой.
  • Компонентный состав хладагента: Метан (СН4), Азот (N2), Этилен (С2Н4), изо-Бутан (i-С4Н10), Пропан (С3Н8).
  • Общее потребление электроэнергии в час: не более 4 950 кВт.
  • Температура СПГ: -160 0С.

Информация для запроса оборудования СПГ

 

Уважаемые потенциальные клиенты. В целях необходимой защиты ваших интересов в области реализации проектов строительства заводов малотоннажного производства СПГ, просим Вас для запроса оборудования оформить прилагамые документы и направить их копии на данный электронный адрес: [email protected]

Скачать Опросный лист 

Скачать Соглашение о конфиденциальности 

Площадка по производству мини-заводов СПГ и примеры использования СПГ как газомоторного топлива

Насосы для перекачки сжиженного газа

Насосно-сливная, или насосно-счётная установка применяется для слива, перелива и учета принимаемого газа из автомобилей – газовозов, танк контейнеров, железнодорожных цистерн.

Насосно-счётные установки для автомобилей-газовозов


Насосы для сжиженного газа от производителя

Компания «Фасэнергомаш» реализует насосы для СУГ (сжиженного углеводородного газа) собственного производства. Наше оборудование прошло несколько этапов проверки работоспособности и соответствия рабочих параметров заявленным характеристикам, отличается повышенной надежностью и отвечает всем современным требованиям безопасности, предъявляемым контролирующими службами к газораспределительному оборудованию.

Насосы для сжиженного газа поставляются в полной комплектации, с техническими документами и обязательной заводской гарантией. Осуществляем сервисное обслуживание насосных агрегатов СУГ и оперативный ремонт в случае поломки. Работаем по предварительным заказам, поставляем товар во все регионы и населенные пункты России и ближнего зарубежья. Сотрудничаем с частными лицами, коммерческими структурами, промышленными предприятиями и муниципальными организациями. Поставки выполняются строго по договору. Цена насосов для сжиженного газа зависит от комплектации, производительности и модели.

При производстве систем для перекачки газа мы применяем комплектующие от ведущих мировых производителей — FAS и VDM (Германия), Corken (США), Endress+Hauser (Швейцария). Компания «Фасэнергомаш» является официальным представителем этих брендов в России, что позволяет создавать самое передовое, надежное и при этом доступное по цене профессиональное оборудование для перекачки газа.

Насосы для пропана – характеристики и особенности

Далеко не все автоцистерны и даже газонаполнительные станции оснащены устройствами для перекачки и учета сжиженного газа. Слив СУГ самотеком — процесс небыстрый и чреват потерями топлива. Кроме того, таким способом можно сливать газ только в одном направлении — сверху вниз. При этом требуется обязательное подключение линии паровой фазы для компенсации разницы в давлении. В противном случае повышается аварийность всей системы и еще больше увеличивается расход топлива при перегонке.

Чтобы избежать описанных выше проблем, используют насосные установки. Они могут быть оснащены прибором учета или поставляться без него, но в любом случае на порядок повышают эффективность перекачки СУГ.

Насосы для перекачки сжиженного газа имеют широкую сферу применения. Они используются на автомобильных газозаправочных, газонаполнительных и газораспределительных станциях, в системах автономного газоснабжения жилых и производственных объектов, на объектах, занимающихся транспортировкой газа и в пунктах по наполнению баллонов. Поскольку сжиженный газ не может перемещаться по трубопроводам самостоятельно, для его поступления в раздаточные линии требуются специальные механизмы. С этой задачей успешно справляются насосы, которые создают избыточное давление в системах и обеспечивают движение газовой смеси в жидкой фазе. Благодаря разнице давления газ перемещается в подземные и надземные хранилища, цистерны и другие емкости.

Применение специализированного оборудования, разработанного отечественными инженерами на базе передовых европейских технологий, гарантирует бесперебойный прием и раздачу жидкой фазы СУГ под давлением в необходимом объеме.

В соответствии с требованиями технологического процесса установки для перекачки сжиженного газа различаются по мощности и конфигурации. Есть модели с горизонтальным и вертикальным расположением. Кроме того, агрегаты различаются по принципу работы: они могут быть самовсасывающими, погружными, лопастными или вихревыми.

При выборе подходящей модификации необходимо учитывать следующие параметры:

  • требования к производительности;
  • показатели диференциального давления;
  • тип двигателя;
  • габариты установки;
  • условия эксплуатации (будут ли аппараты размещены на открытом воздухе или в помещении).

Не меньшее значение имеет грамотное подсоединение насоса к линии — требуется минимизировать процесс испарения паровой фазы газа.

Оборудование для перекачки газа, которые вы можете заказать в «Фасэнергомаш», обладают рядом достоинств.

  1. Герметичная система коллекторов обеспечивает подачу СУГ с минимальными потерями.
  2. Установки работают в экономичном режиме, что снижает расходы на обслуживание.
  3. Продуманная система безопасности уменьшает вероятность поломок и аварийных ситуаций.
  4. Прочный каркас с антикоррозийным покрытием защищает рабочие узлы насоса от механических повреждений и обеспечивает устойчивость оборудования.
  5. В ассортименте имеются несколько модификаций разной производительности — пользователь без труда подберет модель, удовлетворяющую запросы по объему газа.

Помимо перекачки газа, оборудование оснащено приборами учета топлива. Вы всегда будете в курсе, сколько кубометров газа прошло через установку.

Купить насос для сжиженного газа нужной вам модификации можно по предварительному заказу онлайн или по телефону. Менеджеры дадут развернутые консультации по каждой позиции и помогут выбрать оборудование в соответствии с техническими параметрами газораспределительных и газонаполнительных систем. На сайте работает интерактивный онлайн-чат для связи с оператором, где вы можете задать вопросы и получить на них развернутые ответы.

Узлы слива СУГ из автомобилей-газовозов поставляются в нескольких основных модификациях

Сливная установка производительностью от 220-950 л/мин
без счетной установки

Сливная насосно-счетная установка производительностью
от 220-950 л/мин с механическим счетчиком, без температурной компенсации.

Сливная насосно-счетная установка производительностью от 220-950
л/мин с счетчиком кориолисового типа, с измерением литров и кг, контролем плотности и температуры газа

Сливная насосно-счетная установка шкафного исполнения, производительностью от 220-950 л/мин с счетчиком кориолисового типа, с измерением литров и кг, контролем плотности и температуры газа

Сливная насосно-счетная установка мобильного исполнения для авто-газовозов, производительностью от 90-490 л/мин с счетчиком кориолисового типа, с измерением литров и кг, контролем плотности и температуры газа

* Расположение элементов может отличаться от представленных на рисунках, компания Фасэнергомаш оставляет за собой право внесения технических изменений.

Поддать газу! Будет ли дизельное топливо вытеснено метаном — Журнал «Агротехника и технологии» — Агроинвестор

Из альтернативных видов топлив максимальное практическое применение сейчас нашел компримированный или сжиженный природный газ — метанЛегион-Медиа

Журнал «Агротехника и технологии»

Читать номер

Рост цен на дизельное топливо закономерно приводит к увеличению себестоимости продукции. Поэтому все большее число аграриев задумывается над тем, чтобы перейти на газомоторное топливо и сократить тем самым расходы сельхозпредприятий. В плюсах и минусах перехода на газ, а также в специфике этой технологии разбирался корреспондент «АТт».

Снижение себестоимости сельхозпродукции сегодня в приоритете у большинства стран. Один из способов сокращения расходов — переход на более экономичное топливо.

Как известно, затраты на транспортную составляющую в цене любой, в том числе и сельскохозяйственной продукции составляют в среднем 20%, рассказывает директор по газомоторной технике и диверсификации компании «КАМАЗ» Евгений Пронин. Соответственно, при постоянном повышении цены на традиционные ГСМ (бензин, дизельное топливо) растет и себестоимость продукта. Именно поэтому в мире постоянно ведется поиск альтернативы для заправки техники.

Этот материал доступен только подписчикам. Пожалуйста, войдите в свой аккаунт или купите подписку.

Варианты подписки на электронную версию журнала «Агротехника и технологии»

Загрузка. ..

СУГ: Сжиженные углеводородные газы

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

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

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

Компонент Температура кипения, ° C Критическая температура, ° C Давление паров при 40 ° C, МПа
Пропан - 42 + 97 1,369
н-бутан - 0,5 + 152 0,379

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

Использование сырья для использования СУГ используются природный газ и газовый конденсат, нефть и нефтяные попутные газы. Технология производства сжиженного газа зависит от отраслевого производства: нефтегазопереработка и нефтехимия. В отраслях нефтепереработки сжиженный пластиковый газ является дополнительным продуктом при производстве бензина. При газопереработке сжиженный газовый выступает в роли конечной реализации или дальнейшей переработки.

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

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

Сжиженный и природный газ: в чем отличие и каким образом установлены тарифы? Разъяснения властей - Газ - Новости

05.02.2018

Газ / Тарифы на газ

Газ бывает трубопроводный, а бывает в баллонах или газгольдерах. Первый дешевле, но его дорого провести. Второй - гораздо проще купить, но обходится он по более высокой цене. В чем отличия этих двух видов топлива и как формируется цена? Публикуем разъяснения Региональной энергетической комиссии Омской области по этому вопросу.

Чем отличаются сжиженный и природный газ?

Природный газ относится к полезным ископаемым, это смесь разных газов природного происхождения. Большую ее часть составляет метан. Природный газ не имеет запаха, поэтому в него обязательно вводятся одоранты - неприятно пахнущие вещества - для того, чтобы быстро произошла утечка. Удельная теплота сгорания такой смеси составляет от 7 600 до 8 500 ккал, точный показатель зависит от природного газа.

Природный газ добывают из недр земли, закачивают в специальные газовые хранилища и по газовым трубам доставляют до потребителей.

Сжиженный углеводородный газ - продукт переработки попутного нефтяного газа и газов нефтеперерабатывающих заводов.

При производстве сжиженного газа используется сжиженная пропан-бутановая смесь. В таком состоянии плотности газа повышается в сотни раз, увеличивается эффективность и удобство транспортировки, хранения и потребления смеси. Сжиженный газ заполняется в специальные баллоны или закачивается в резервуары-газгольдеры. Удельная теплоемкость такой смеси несколько выше и в среднем составляет 9 500 ккал.

В соответствии с законодательством уровня СУГ для коммунально-бытового потребления и промышленных целей и СУГ для автомобильного транспорта. В СУГ также добавить одоранты.

По своим характеристикам СУГ для бытовых нужд и для заправки автомобилей различается, в связи с этим не рекомендуется использование СУГ для коммунально-бытового потребления в качестве топлива для автомобилей.

Отличие природного и сжиженного газа по способам реализации

Способы реализации реализации газа и СУГ различны: природный газ поставляется потребителям по трубопроводу, СУГ для населения поставляется потребителям автомобильным транспортом в емкостях различного объема, в том числе в индивидуальных баллонах, либо цистернами для закачки в групповые резервуарные установки (ГРУ), которые находятся в ГРУ. непосредственной близости от домового населенного пункта.

В связи с этим сжиженный газ не может быть повсеместно заменен на природный, так как для этого необходимо возведение разветвленной сети трубопроводов.

Баллоны для бытовых нужд населения заполняются на газонаполнительных станциях или на газонаполнительных пунктах.

Баллоны СУГ для автомобилей заполняются на автомобильных газозаправочных станциях. Реализация сжиженного газа на автомобильных заправках не подлежит государственному тарифному регулированию.

Кто устанавливает цены на природный и сжиженный газ?

Цены природного и сжиженного газа подлежат государственному регулированию, однако здесь есть своя специфика.

В случае с природным газом сначала ФАС России устанавливает оптовую цену на газ, тарифы на услуги по транспортировке газа и плату за снабженческо-сбытовые услуги поставщика газа.

Затем на основе этих составляющих РЭК Омской области утверждается розничная цена на природный газ для населения.

Цены на сжиженный газ, реализуемый населением для бытовых нужд, устанавливаются на уровне субъектов и состоят в основном из региональных компонентов. Федеральный компонент - оптовая цена на сжиженный газ (устанавливается ФАС России).

Структура цен на сжиженный и природный газ, которая обуславливает отличия в тарифах.

Различия в технологиях поставки сжиженного и природного газа для потребителей во многом определяет разницу в структуре цен на природный и сжиженный газ, реализуемый населением для бытовых нужд.

Постатейная структура розничной цены на природный газ в Омской области следующий:

- 80,01% - приобретение газа;

- 16,63% - транспортировка газа по газораспределительным сетям;

- 3,36% - стоимость снабженческо-сбытовых услуг.

Розничные цены на природный газ РЭК Омской области утверждает в летний период, поскольку только к этому времени появляются все составляющие для этих цен.

Постатейная структура розничной цены на сжиженный газ восстановления других тарифов на коммунальные услуги, которые устанавливаются на уровне субъектов федерации.Так, в городе Омске структура розничной цены на сжиженный газ следующая:

- 35,13% - приобретение газа;

- 26,09% - заработная плата;

- 3,2% - амортизация;

- 35,58% - прочие расходы, в том числе на охрану труда персонала, услуги по диагностике, экспертизе, диагностике газового оборудования, услуги автотранспортного хозяйства, услуги по транспортировке газа, освидетельствованию газонаполнительных станций.

Розничная цена на сжиженный газ на очередной год устанавливается в декабре текущего года.

Стоимость природного и сжиженного газа

Природный газ значительно дешевле в связи с тем, что это уже готовый продукт, который необходимо только доставить до потребителя.

Стоимость природного газа также различается по направлениям использования. Если использовать газ и на приготовление пищи, и на отопление, и на подогрев воды для горячего водоснабжения, то стоимость кубометра будет намного дешевле, чем, например, для пищеприготовления без использования на другие цели.

Специфика производства и доставки сжиженного газа для бытовых нужд обуславливает более его цену. У сжиженного газа есть свои виды использования, которые отличаются по стоимости: газ может поставляться через газораспределительные устройства (газгольдеры) (в основном для многоквартирных домов) или в баллонах (в основном для частных домов). хранения. Забрать баллон с газом с промежуточного места хранения дешевле, чем доставить его до двери потребителя.

Источники:

Региональная энергетическая комиссия Омской области

Проблемы пожаровзрыво-безопасности СУГ и СПГ: тушить нельзя купировать!

В рубрику "Пожарная безопасность" | К списку рубрик | К списку авторов | К списку публикаций

Ежегодно в мире в результате аварийных пожаров и катастроф на объектах топливно-энергетического комплекса (ТЭК), особенно при транспортировке сжиженных углеводородных газов (СУГ) и сжиженных природных газов (СПГ), гибнет от нескольких сотен до нескольких тысяч человек.Число пострадавших исчисленных десятками тысяч человек. Все это происходит на фоне резкой интенсификации процесса подготовки и осуществления производства, потребления и транспортировки СУГ и СПГ, особенно в России и США, в связи с попыткой этих стран положить начало в экспорте сжиженного горючего газа среди мировых экспортеров. На вероятность снижения людей, уничтожение материальных ценностей в будущем, приходится использовать эту технологию на основе совершенно недоброкачественной нормативно-технической базы и при полном отсутствии концепций пожаровзрывобезопасности, указанных выше процессов, а также практически при полномасштабных обоснованных методов и расчетов по ликвидации аварийных ситуаций, особенно при разливах больших объемов СУГ и СПГ (купирование процесса), и тем более при тушении пожаров, разливающих послеаварийных пожаров или простого воспламенения

Иосиф
Абдурагимов

Профессор МГТУ им. Н.Э. Баумана, академик НАНПБ, д.т.н.

Геннадий
Куприн

Генеральный директор ЗАО "НПО" СОПОТ "вице-президент ВАНКБ, к.т.н.

Хранение / транспортировка энергоресурсов и пожаротушение

В конце ХХ - начале ХХI века промышленное освоение технологических достижений криогенной техники позволяет наладить крупнотоннажное (сотнями тысяч тонн в год) производство, хранение и транспортировку сжиженных углеводородных горючих газов (метана СН4, пропан / бутановой смеси С3Н8 / С4Н10 и др.). Эти огромные технологические успехи криотехнологий, в свою очередь, самым важным образом изменить пути хранения и передачи энергоресурсов, и особенно изменить изменение международного обмена энергоресурсами. Особенно в области международной торговли.

Например, только морские международные внешнеторговые перевозки сжиженного природного газа по тоннажу в последние 8–10 лет почти удваиваются каждые три года, и к концу 2012 г. превысили 100–160 млрд.куб. м в год (по газу). И такая тенденция роста производства, демонстрирует, как быстро проходит работа специалистов по ряду лет.

Рост производства, транспортировка и хранение СУГ и СПГ, в свою очередь, сопровождается впечатляющими качествами систем их транспортирования и масштабов их хранения. Особенно следует обратить внимание на очень значительное увеличение единичного хранения этих продуктов и единичные объемы транспортных средств (особенно морских судов для перевозки СУГ и СПГ).Для их увеличения есть две главные причины. Первая: чем больше единичный объем резервуара хранения любого вида ЛВЖ - ГЖ, тем меньше удельные расходы на их строительство и эксплуатацию. Поэтому в технически развитых странах (США, Япония, Бразилия и др.) Давно построены и успешно эксплуатируются резервуары для горючих жидкостей объемом, оптимальным по совокупности экономических соображений: порядок 100–150, 200 тыс. куб. м и более. Только в России увеличения единичных показателей хранения горючих жидкостей в течение 30–40 лет, ограничивалось по требованиям ГУПО МВД СССР. Эти вынужденные объяснялись отсутствием эффективных систем и средств тушения пожаров ЛВЖ - ГЖ на резервуарах емкостью более 10–20 тыс. куб. м. Поэтому в России наземные резервуары емкостью более 40– 50 тыс. куб. м стали строить только в последние 15–20 лет, и то в порядке исключения. Самые массовые резервуары в нашей стране до сих пор 5 и 10 тыс. куб. м. Даже несмотря на то, что эффективных, надежных систем и способов тушения пожаров на таких крупных резервуарах в России так и не создано.И успешное тушение подобных пожаров до сих пор остается редчайшим исключением (а не нормой и правилом). Тем не менее изотермические резервуары для хранения СУГ и СПГ в России теперь тоже строятся объемом 100–150 тыс. куб. м и более (наиболее перспективными резервуары емкостью 200–260 тыс. куб. м и более).

Потери продукта и образование взрывопожароопасной смеси

По данным компании KOGAS-Tech, для типовых резервуаров промышленного изотермического хранения сжиженного метана объемом 200 тыс. куб. м (к 2010 г. было построено уже 36 шт. и в стадии строительства находилось еще 14 шт.) нормативные среднесуточные метана за счет теплопритока извне через ограждающие конструкции резервуара составляют 0,05% объема в сутки. Это примерно 100 куб. м СПГ в сутки.

Нормативная удельная массовая среднесуточная скорость испарения жидкого метана m = Mн / F * T (кг / кв. М · с), где Мн - суточная массовая норма испарения (потерь) метана, деленная на площадь зеркала свободной поверхности испаряющейся жидкости (кв.м), а Т = 24х3600 (с) - время ее испарения. После подстановки численных значений указанного величин получим m = 0,1 г / кв. м · с. То есть при изотермических условиях, когда сжиженный метан и его газовая фаза (пар) находятся при одинаковой температуре порядка 164 ° C и небольшом давлении паров метана порядка 0,1 атм, с его поверхностью испаряется всего 0,10 г метана (с 1 квадратного метра) в секунду).

Картина и вся термодинамика процесса газификации и смесеобразования газообразного метана с воздухом и образования взрывопожароопасной смеси резко изменяется при аварийном истечении жидкого метана из изотермического резервуара хранения в окружающее пространство! Скорость его испарения (газификации) возрастает в сотни и даже в тысячи раз! (И соответственно в сотни и тысячи раз возрастает скорость образования пожаровзрывоопасной смеси!) Во-первых, за счет изменения температурного режима и падения окружающего давления (при тепловом потоке более 40–50 кВт / кв. м и наступлении пленочного режима кипения скорость испарения жидкого метана возрастает до m = 0,11 кг / кв. м · с, то есть больше более чем в 1000 раз. А во-вторых, суммарная массовая скорость испарения (и образования объема взрывоопасной метановоздушной смеси) может увеличиваться за счет растекания метана и увеличения площади его испарения. Здесь счет времени может идти на секунды. И площадь испарения (горения) жидкого метана размером 4–5 тыс. Руб. кв. м (площадь поверхности жидкости в резервуаре) может возрасти до 10–20 тыс.кв. м за 15–20 с! (при тотальном внезапном разрушении резервуара изотермического хранения сжиженного метана).

Резервуары изотермического хранения СУГ и СПГ, стационарные (наземные и подземные), транспортные и особенно на морском транспорте - особо прочные и высоконадежные сооружения, со многими видами и степенями защиты и безопасности их эксплуатации. Безопасность безопасных сооружений, особенно грандиозных масштабов и опасного целевого назначения, человечеству еще не удавалось! И непродолжительный опыт эксплуатации криогенных систем оборудования ТЭК это тоже наглядно подтверждает. Поэтому эффективные и надежные меры по устранению аварий на этих объектах совершенно необходимы. И тем надежнее и эффективнее, чем выше темпы и шире масштабы распространения этих практик распространоопасных систем в их повседневном и повсеместном применении. А эти темпы и масштабы дают все больше оснований для беспокойства и беспокойства. Главным образом из-за почти полного отсутствия эффективных и надежных средств по предупреждению и локализации таких аварий (предотвращение взрыва и тушению пожара при таких крупномасштабных авариях с проливом СУГ и СПГ).

Как отмечалось выше, у кругового цилиндрического резервуара поверхности жидкости, то есть вероятная площадь пожара, порядка 4–5 тыс. Руб. кв. м! А площадь пролива даже в обвалование резервуара такого количества горючей жидкости может быть десятки тысяч квадратных метров. И тушение пожаров таких пожарных площадей, даже при горении обычных ЛВЖ - ГЖ, современными средствамиотушения чрезвычайной сложности. А тушение пожаров СУГ и СПГ на таких площадях на сегодня проблема вообще неразрешимая. Тем более практически никаких нормативных документов и рекомендаций по тактике и технологиям тушения подобных пожаров в российской нормативно-технической документации нет. И ждать их в ближайшее время нет оснований.

Особые сложности пожаровзрывобезопасности

Особые сложности обеспечения пожаровзобезопасности при производстве, хранении, переработке и транспортировке СУГ и СПГ можно условно разбить на 3–4 категории различных, но во многом связанных и взаимообусловленных проблем.

Сложность 1
Сложность 1
Объем резервуаров для хранения и транспортировки СУГ и СПГ в десятки раз больше обычных резервуаров ЛВЖ - ГЖ и что площади их проливов и пожаров тоже соответственно в десятки раз больше, чем при авариях с обычными ЛВЖ - ГЖ, а в самой их физической природе (термодинамических свойствах) и административно-технических (нормативных, документальных) проблемах и опыте навыков и опыта использования таких аварий, а также нормативно-технической литературы по борьбе с ними.

Сложность 2
Вообще, опыт работы со сжиженными газами насчитывает не один десяток лет. Использование сжиженных компонентов в качестве ракетного топлива, особенно жидкого кислорода, способствовало созданию в промышленности производства сжиженных газов. Но технология криогенного сжижения углеводородов, особенно в варианте крупоннажного производства, сравнительно недавно - в последние 20–30 лет.

Первый нормативный документ такого рода производства разработан в Газпроме СССР в конце 1980-х гг.в виде ВНТП 51-1–88. В этом документе не один десяток страниц по различным технологиям производства сжиженных углеводородов (более 10 многостраничных разделов!)… И только одна неполная страница раздела 9 - по обеспечению пожаровзрывобезопасности этого опасного вида производства.

И дело даже не в объеме и структуре этого важнейшего раздела, а в его научном, техническом и практическом уровне. Естественно, он написан по опыту работы с обычными ЛВЖ - ГЖ. И если по профилактике пожаров и взрывов при работе с СУГ и СПГ есть какие-то полезные рекомендации, хоть отчасти учитывающие термодинамические особенности и особенности СУГ и СПГ, то по вопросам тушения пожаров этих субстанций либо нет вообще необходимых инструкций и рекомендаций, либо они основаны на опыте тушения обычных горючих жидкостей.И поэтому совершенно непригодны в качестве норм и средств тушения пожаров СУГ и СПГ и технологии подобных аварий и их последствий.

Сложность 3
Ни виды и параметры рекомендуемых средств и способов тушения таких пожаров, ни используются в них интенсивности их подачи в очаг пожара, ни время тушения и требуемые запасы огнетушащих средств на процесс тушения пожара, а тем более на ликвидацию аварий, аварий, связанных с истечением, разливом, или других происшествий с СУГ или СПГ не учитывают их специфических теплофизических и термодинамических функций как горючих субстанций.И почти полностью отсутствуют рекомендации по локализации или купированию взрывоопасных ситуаций при различных вариантах аварий и наиболее вероятных сценариев их развития. В том числе в вариантах, простирающихся по масштабу проблемы от небольших утечек флюида, которые можно как-то купить или потушить с помощью ручного огнетушителя практически с любым содержимым за несколько минут, до грандиозных, катастрофических объемных взрывов, эквивалентных по нескольким десяткам и даже сотням килотонн в тротиловом эквиваленте! Чего в принципе нельзя полностью исключить, например, при тотальном аварийном разрушении крупного резервуара современного морского метановоза с вместимостью единичного резервуара в сотни тысяч кубометров сжиженного метана.

Масштабы аварий и катастроф

Как это ни покажется странным на первый взгляд, одной из первых и наиболее сложных программных систем ПВБ объектов ТЭК представляется почти полное отсутствие правдоподобных, технически обоснованных и количественно описанных проработок действий, наиболее реальных вариантов и возможных вариантов создания и динамики развития аварий.

Специфика и взаимосвязь цепных последовательных событий так обширна и разнообразна (наш опыт эксплуатации так ничтожно), который рискнул бы технически обоснованно малозначимо описать или хоть примерно спрогнозировать количественно обоснованные масштабы предстоящих аварий и катастроф. И причина такой ограниченности наших представлений о масштабах, характеристик и технических параметров аварий с проливами СУГ или СПГ не только в большом разбросе и многовариантности основных аварийных ситуаций, от которых очень многое зависит в обстановке и масштабах аварии, а еще в огромном (!) Небывало. широкое разбросе численных значений отдельных параметров процесса горения и взрыва, когда речь идет о горении и взрыве газовоздушных смесей СУГ и СПГ. Например, даже скорость кинетического, наиболее изученного и освоенного режима их колеблется от 4–5 см / с при ламинарном горении на НКПВ или ВКПВ до 150–200 м / с при развитом турбулентном кинетическом горении смесей состава, близкого к стехиометрическому.И до 1,5–2,5 км / с при детонационном (взрывном) горении этих смесей. То есть разница в скорости протекания основного процесса горения 50–60 тыс. раз и более!

Еще сложнее обстоит дело с описанием диффузионных процессов горения газовоздушных смесей СУГ и СПГ. Когда не только скорость распространения горения зависит от концентрационного состава и степени турбулентности горючей смеси, но и сам состав смеси и скорость ее образования зависит от скорости испарения СУГ или СПГ и скорости смесеобразования. Скорость испарения, в свою очередь, зависит от мощности внешних тепловых потоков и состояния окружающей атмосферы. А внешний тепловой поток колеблется от 50 Дж / кв. м · с (50 Вт / кв. м) при хранении СПГ в изотермическом резервуаре до 250–450 кДж / кв. м · с внешнего лучистого теплового потока при пожаре и взрыве, плюс конвективно-кондуктивный теплоприток от твердых (или жидких) поверхностей при проливе этих жидкостей. (То есть один из основных параметров процесса горения - тепловое воздействие на горючую жидкость - меняется в тысячу раз и более, его тепловая мощность изменяется в зависимости от внешних условий и обстоятельств аварии в миллионы раз !!!) Так что, если даже отбросить редко случаются и маловероятные "крайности", отклоняются от "академических" деталей и маловероятных событий и сокращается в первом приближении диапазон изменений всех параметров горения в 10 и даже в 100 раз, разброс основных параметров процесса горения и взрыва очень велик (примерно в 100–200 раз) в каждую сторону). Поэтому для технического, инженерного описания параметров таких аварий требуется проведение большого объема сложнейших и подчас крупномасштабных испытаний и обстоятельных научных исследований. Ограничиваясь форматом статьи, остановимся только на совершенно специфических теплофизических проблемах пожаров проливов СУГ или СПГ относительно небольших размеров.

Тушение пожаров горючих жидкостей

Совершенно очевидно, если речь идет о тушении пожаров горючих жидкостей площадью более 200–300 кв.м, наиболее эффективными огнетушащими составами являются пены. Но уже почти 100 лет, со времен Тидемана и Сциборского, со времен написания в России первого специального учебника "Химия горения" для пожарных специалистов в 1920-х гг., Встречаются неверные толкования и продолжаются споры о механизме огнетушащего действия пен.

Эти замечательные авторы были неправильно поняты. Они объясняли процесс тушения пожаров ЛВЖ - ГЖ пенами в основном отделением, изоляцией горючих жидкостей от воздуха. При тушении химическими пенами такое толкование механизма тушения более или менее приемлемо. (В учебнике речь шла преимущественно о тушении пожаров ЛВЖ - ГЖ химическими пенами.) Было совершенно неправомерно перенесено и на процесс тушения пожаров ЛВЖ - ГЖ воздушно-механическими пенами. Поэтому совершенно бессмысленный спор о механизмах тушения пожаров ЛВЖ - ГЖ воздушно-механическими пенами порой продолжается до сих пор.

Ошибочно повторяется тезис, что пены "изолируют ЛВЖ – ГЖ от воздуха и тем самым тушат пожар".И несмотря на прекрасные работы пятидесятилетней давности В.И. Блинова и Г.Н. Худякова, работы И.И. Петрова, В.Ч. Реута и очень оригинальные работы И.Ф. Безродного, а также десятки других убедительных исследований, споры механизма огнетушащего действия пен продолжаются по сей день. Особенно если речь заходит о главном, доминирующем механизме тушения пен. (Тем более, когда дело касается пенообразователей различных видов природы и видов.) охлаждающего действия пен любого вида на прогретый поверхностный слой горящей жидкости. (Хотя эта фраза по своей природе в принципе неверна!) Потому что горящих жидкостей, строго говоря, не существует! Жидкости не горят! Горят их пары в смеси с воздухом! Поэтому, чтобы поджечь горючие жидкости, их надо подогреть! Легковоспламенимые подогревать не надо, паров над зеркалом их поверхности и так хватает для воспламенения, нужен только внешний источник поджигания. Почему и существуют понятия "температура вспышки" и "температура воспламенения". Это чтобы поджечь.А вот чтобы потушить, да еще пенами, поверхностный слой горючих и легковоспламенимых жидкостей всегда надо охладить с помощью пены. Потому что при пожаре (уже через 5–6 мин. Свободного горения) поверхностный слой этих жидкостей, ответственный за поставку паров горючего в зоне горения, в пламя, уже, как правило, прогрет до температуры кипения! А значит давление паров горючей жидкости над ее атмосферным атмосферным! В этом случае прекратить поступление паров в зону пламени невозможно почти! Никакой толщины слоя пены.Для тушения пожара пеной всегда надо охладить поверхностный слой горючего ниже температуры кипения! Лучше, до температуры вспышки (или даже чуть ниже). А потом покрыть поверхность горючей жидкости и окончательно ограничить проход паров горючего в зоне пламени и потушить пожар!

Даже самые ярые апологеты пленкообразующих фторсодержащих пенообразователей в отличительных признаках своих изобретений пишут: «Положительный результат, достигаемый при использовании технических решений, заключается в снижении температуры в поверхностном слое... "И далее:" ... в результате ... уменьшение температуры поверхностного слоя нефтепродукта. … Снижение температуры в поверхностном слое ... достигается за счет расположения пенных насадков… что приводит к перемешиванию холодных слоев и гомотермического слоя горючего тем самым к снижению температуры в поверхностном слое ". пенами на основе фторсодержащих пленкообразующих пенообразователей, которые усиленно и совершенно безосновательно пытаются заменить все российские пенообразователи) главное в механизме тушения пожара пенами - охладить поверхностный слой горючего! все остальное.Именно в охлаждении поверхностного слоя горючего - доминирующий (главный) механизм тушения пенами!

Тушение пожаров сжиженных газов

Совсем иначе обстоят дела при пожарах сжиженных газов! У них, строго говоря, вообще нет температуры вспышки. Она лежит далеко "в минусах" и для нас практически недостижима (по крайней мере с помощью пены). Они всегда как на раскаленной сковородке и без пожара, готовы кипеть. Потому что вокруг них всегда температура выше температуры их кипения (кроме СУГ на самом Северном полюсе зимой - при - 60 ° C и в Антарктиде).А для СПГ - так вообще всегда и везде. И при пожаре их поверхностный слой от пламени тоже не прогревается! Так и остается "при температуре кипения… - 42 или - 164 ° C! Так как без внешнего давления никакую жидкость нельзя перегреть выше температуры кипения, сохраняя свою температуру почти, равной температуре кипения! Только еще больше интенсифицируется процесс испарения потока под лучистого теплового потока от пламени пожара… И охладить СУГ или СПГ подачей пены нельзя! , при этом защищая их от теплового излучения факела пламени пожара).Но им это излучение и не нужно для горения! Они и так постоянно готовы кипеть и гореть.

Тушение пожаров в трехслойной системе пена / лед / СПГ

При попадании пены на поверхность СУГ или СПГ возникает совершенно новое явление! Сильно усложняющее и без сложной картины на границе раздела фаз жидкость / пена - возникает третья фаза, которая окончательно усложняет и запутывает физическую картину тушения пожара. Как показывают результаты исследований, проведенных в ЗАО "НПО" СОПОТ "(г.Санкт-Петербург) в 2013 г., на границе раздела фаз жидкость / пена из стекающего пенообразователя на нижней кромке пены, контактирующей с СПГ (или с СУГ), образует твердая фаза пористого льда.

Так как стекание пенообразователя вниз по мере старения или разрушения пены продолжается непрерывно, непрерывно растет и толщина ледяной подложки под пенным слоем. Постепенно тепловая картина в трехслойной системе пена / лед / СПГ усложняется еще больше. В ледяной подложке под слоем устанавливаются градиент температуры от 0–1 ° C сверху (температура кипения СПГ) до - 160 ° C на нижней кромке льда (температура кипения СПГ).По закону теплопроводности в слое льда тепловой поток сверху вниз, от пены к жидкой фазе поверхностного слоя СПГ:

q = - λ · dt / dx,

где q - тепловой поток от "горячей" пены с температурой 10–15 ° C к ледяной подложке;
λ - удельная теплопроводность рыхлого, пористого ледяного раствора пенообразователя;
t - перепад температуры на поверхностях ледяной подложки (от 0 до - 160 ° C) на поверхности контакта с СПГ;
dx - переменная толщина ледяной положки пористости (толщиной от 2–3 до 6–8 мм в зависимости от времени тушения, кратности и дисперсности пены, природы и состава пенообразователя, силы подачи пены на тушение и других параметров процесса тушения) (см. рис. 1).


На самом деле, физическая картина теплообмена в трехслойной системе реагентов значительно сложнее. Математическое описание процесса теплообмена и массопереноса стекающей жидкости пенообразователя вниз, а массы горючего газа через слой льда и слой пены вверх сложно.

1. Необходимо решить поток тепла через слой пены вниз, к ледяной подложке.

2. Теплопередачу от слоя пены к ледяной подложке.

3. Передачу тепла по слою ледяной подложки вниз к нижней поверхности ледяной подложки (по приведенному выше уравнению теплопроводности).

4. И наконец, передача тепла от нижнего слоя ледяной подложки в жидкую фазу СПГ по закону теплопередачи через поверхность раздела фаз лед / СПГ.

. Но в системе с тремя субстанциями, двумя поверхностями раздела фаз и тремя изменениями агрегатного состояния этой сложной термодинамической системы слишком много неизвестных.Тем более что для написания условий тушения пламени в такой ситуации нам, строго говоря, более необходимого описания тепловых потоков от пламени, или от пены к горючей жидкости, уменьшения потока паров горючего газа с изотермической поверхности СПГ через двухслойную преграду (корки льда) и слоя пены) вверх, в зоне пламени.

Вот в этом случае доминирующим механизмом тушения пожара может оказаться как раз газоизолирующая способность двухслойного препятствия на пути прохождения паров газа в зоне горения (к пламени).Частично просочившись через пористую ледяную подложку, поток холодного горючего газа по законам молекулярной диффузии продолжает путь наверх, в зоне горения. В пенном слое (как и в слое ледяной подложки) устанавливается концентент концентраций газа (по толщине слоя пены). Под этим потоком этого градиента (и возможно, напора парциального давления паров газа) этот поток прорывается в поверхностные слои пены. Пена сама становится горючей за счет насыщения ее ячеек парами горючего газа (см. Рис. 1).

Возможны и другие механизмы и каналы проникновения паров горючего газа вверх, в пену и за пределы пенного слоя.Но постепенно по мере роста толщины слоя пены (более 0,4–0,8 м), уровень паров горючего газа над ее поверхностью снижается до уровня НКПВ метана (5% объемных) или НКПВ пропан / бутановой смеси (2% объемных), и пламя над слоем пены становится локальным (не сплошным), прерывистым, неустойчивым, менее интенсивным. Вскоре, по мере наращивания толщины слоя огнетушащей пены, горение прекращается. Пожар потушен! Правда, при этом определенными способами и усилиями можно организовать управляемое, управляемое (выжигание) огнетушащей пены.Но это предмет отдельного рассмотрения (см. Рис. 1).

Техническое решение

Результаты исследований и натурных огневых испытаний, проведенных в ЗАО "НПО" СОПОТ "в 2013 г., показали, что при всех сценариях развития аварийной ситуации, вызванной проливом или истечением СПГ или СУГ (кроме варианта внезапного взрыва газовоздушной смеси в момент истечения флюида) Наиболее перспективными и подходящими представляются попытки управления потоком на поверхности СПГ (СУГ) с большой интенсивностью и из пеногенераторов с большим секундным расходом пенообразующего раствора (и соответственно с большим применением управляемой пенной среды струй в зоне аварии).


Если соответствующие системы и устройства будут заранее смонтированы на каждом пожаровзрывоопасном объекте и содержаться в состоянии технической готовности к применению в автоматическом, постоянном ручном или дистанционном режиме управления. Сегодня это вполне возможно в любом из вариантов и во всех трех вариантах одновременно (см. Рис. 2–4).


Натурные испытания показали, что ситуацию можно взять под контроль за порядком от 1–2 с и удерживать ее под контролем до 15–20 мин.и даже более 24 ч (в зависимости от масштаба и сложности аварии, количества пролитого горючего, площади его растекания, сложности объекта и других обстоятельств).


. Сокращение площади послеаварийного пожара или вообще предотвращения его возникновения, сведя аварию к безопасному, пожаровзрывобезопасному испарению пролитого СПГ или СУГ, либо организованное контролируемое, управляемое, медленное выжигание горючим газом. пены (см.рис. 5–6).


(В принципе, такая возможность может быть установлена ​​и проверена экспериментально.)


Вероятно, возможны и другие оригинальные технологические инновационные решения, приемы и способы купирования, локализации и ликвидации аварий такого рода. Но об этом уже в следующей публикации по результатам наших испытаний.

Опубликовано: Каталог "Пожарная безопасность" -2014
Посещений: 18476

Автор


Иосиф Абедурагим, ЗАО профессор МГТУ им. Н.Э. Баумана, д.т.н.

Всего статей: 4

Автор


Куприн Г.Н.Вице-президент Всемирной академии наук комплексной безопасности, генеральный директор ЗАО "НПО СОПОТ"

Всего статей: 5

В рубрике "Пожарная безопасность" | К списку рубрик | К списку авторов | К списку публикаций

Разница между КПГ и СУГ

Ключевое различие между КПГ и СУГ заключается в том, что КПГ в основном содержит метан, тогда как СУГ в основном содержит пропан и бутан.

Термин «КПГ» относится к сжатому природному газу, а термин «СУГ» относится к сжиженному нефтяному (углеводородному) газу. Хотя СУГ является сжиженной формой, КПГ остается в газообразной форме. Кроме того, КПГ и СУГ применяются в качестве топлива. Оба этого топлива также имеют свои преимущества и недостатки.

Содержание
  1. Обзор и основные отличия
  2. Что такое КПГ
  3. Что такое СУГ
  4. В чем разница между КПГ и СУГ
  5. Заключение
Что такое КПГ?

КПГ - это сжатый (компримированный) природный газ.Это в основном природный газ, который находится под очень высоким давлением, при котором этот газ еще существует в газообразном состоянии. Природный газ в основном содержит метан в качестве основного компонента, КПГ также содержит метан. Это топливо используется вместо бензина, дизельного топлива и СУГ. Однако это топливо производит меньше вредных выбросов во время сгорания по сравнению с бензином, дизельным топливом и сжиженным нефтяным газом.

Автобус с КПГ

Обычно это топливо хранится в цилиндрических или сферических ёмкостях под давлением 20–25 МПа.Давление высокое, используются для этой цели, изготовлены из твердого материала.

Преимущества КПГ
  • Низкие затраты на техобслуживание автомобилей, работающих на КПГ
  • Потеря топлива из-за разлива или испарения минимальна
  • Легко и равномерно смешивается с воздухом
  • Безопасность в использовании благодаря меньшему объему вредных газов / меньшему загрязнению
  • Высокая эффективность

Однако есть и недостатки.Например, транспортным средством, использующим КПГ, требуется большое пространство для хранения топлива, поскольку оно существует в газообразном состоянии, а не в жидком состоянии. Кроме того, количество автомобилей, потребляющих КПГ, сравнительно велико.

Что такое СУГ?

Сжиженный углеводородный (нефтяной) газ - это сжиженные под давлением углеводороды. Они находятся в жидком состоянии и используются в качестве топлива. Его компонентами являются пропан и бутан, получаемые из нефтяных масел.Легковоспламеняющаяся смесь этих газов очень используется в оборудовании для приготовления пищи, например, газовые плиты. СУГ также используется в транспортных средствах. Кроме того, он широко используется в качестве аэрозольного энергоносителя и в качестве хладагента.

Баллоны для СУГ

В дополнение к пропану и бутану, пропилен и бутилен также могут присутствовать в этом топливе в небольшх легх. Кроме того, это топливо производится при переработке нефтяного масла. Следовательно, сжиженного углеводородного газа является природное ископаемое топливо.

Преимущества СУГ

Основные преимущества использования СУГ включают следующее:

  • Чистое горящее топливо, которое не выделяет дым в газовых плитах
  • Производит меньше углекислого газа, чем уголь
  • Ресурсосберегающее
  • Обеспечивает транспортбельную энергию

Тем не менее, могут быть и некоторые недостатки, такие как производство углекислого газа (даже небольшое количество) может быть парниковому эффекту. Топливо следует хранить в цилиндрических или горизонтальных сосудах под высоким давлением. Кроме того, на этих сосудах имеются предохранительные клапаны, которые могут стать причиной случайного пожара.

В чем разница между КПГ и СУГ?

КПГ - это сжатый природный газ, а СУГ - это сжиженный углеводородный газ. Ключевое различие между КПГ и СУГ заключается в том, что КПГ в основном содержит метан, тогда как СУГ в основном содержит пропан и бутан. Кроме того, еще одно существенное различие между КПГ и СУГ заключается в том, что КПГ является топливом, которое находится в газообразном состоянии, тогда как СУГ является топливом, которое находится в жидком состоянии.

Кроме того, еще одно различие между КПГ и СУГ заключается в том, что КПГ требует больше места, поскольку он является газообразным топливом. Но сжиженный углеводородный газ требует сравнительно меньшего пространства, поскольку он находится в жидком состоянии. Тем не менее, КПГ меньше производит вредных выбросов, в то время как СУГ производит вредные выбросы в некоторой степени.

Заключение - СПГ против СНГ

СПГ - это природный газ в сжатом виде, а СУГ - это сжиженный углеводородный (нефтяной) газ.Оба являются топливом. Но в основном различие между КПГ и СУГ состоит в том, что КПГ в основном содержит метан, тогда как СУГ в основном содержит пропан и бутан.

ЗАВОД МАЛОТОННАЖНОГО ПРОИЗВОДСТВА СПГ (СПГ)

  • Сжиженный природный газ или сокращенно СПГ , представляет собой обыкновенный природный газ, сжатый и охлажденный до температуры –162 ° С для хранения и транспортировки в жидком виде. В процессе регазификации из 1 куб. / М СПГ потребитель получает 600 куб./ м. природного газа.
  • СПГ при сжижении объем газа уменьшается в 600 раз. На практике это означает, что в соответствии с требованиями настоящего стандарта, чем компримированного природного газа (КПГ) при давлении 20-25 МПа. Масса емкостей для заправки, хранения и перевозки СПГ меньше массы емкостей для КПГ.
  • Сжиженный природный газ - нетоксичная криогенная жидкость, которая осуществляется в теплоизолированной емкости при температуре –162 ° С. И представляет собой безопасный, экологически чистый вид топлива с высокими энергетическими указателями и октановым номером.СПГ легче воздуха, и в случае аварийного разлива быстро испаряется, в отличие от СУГ (сжиженного углеводородного газа - пропана), накапливающегося в естественных и искусственных углублениях и создающего опасность взрыва.
  • Благодаря своей низкой стоимости по сравнению с другими видами топлив сжиженный природный газ дает возможность газификации объектов, удаленных от магистральных трубопроводов на больших расстояниях, путем создания резерва СПГ непосредственно у потребителя, избегая строительства дорогостоящих трубопроводных систем.
  • Цена СПГ по стоимости у потребителя ниже цены сжиженного нефтяного газа, мазута и тем более дизельного топлива. В сравнении с бензином и дизельным топливом стоимость СПГ ниже - на 60-70% и на 25-30% ниже стоимости сжиженного углеводородного газа - пропана (СУГ).

Возможности и компетенции в области сжижения газов

Разработанные технологические решения в области подготовки, переработки и сжижения газов позволяют обеспечить производство сжиженного природного газа в объеме от 1,5 до 50 тонн в час практически в любых географических условиях и при минимальной инфраструктуре.

Источник сырья
Сырье
Технология охлаждения газа *
Примечание

Нефтяные месторождения

Попутный нефтяной газ / Факельный газ

MRC-цикл

Возможность производства дополнительных продуктов в виде СУГ и ШФЛУ

Газовые месторождения

Природный газ

MRC-цикл

MER-цикл

Газоконденсатные месторождения

Природный газ, газовый конденсат

MRC-цикл

Возможность производства дополнительных продуктов в виде СУГ и ШФЛУ

Объекты переработки нефти и газа (НПЗ, ГПЗ и проч.)

Хвостовые и факельные газы

MRC-цикл

Угольные месторождения

Угольный (шахтный) метан с содержанием кислорода не более 4-5%

MRC-цикл

MER-цикл

Магистральные, региональные газопроводы и ГРС

Природный газ ГОСТ 5542-2014 /

СТО Газпром 089-2010

MRC-цикл

MER-цикл

Примечание :

MRC-цикл - охлаждение газа смешанным хладагентом.

MER-цикл - охлаждения газа циклами расширения. Независимый компрессорно-детандерный метод.

Ключевые технические характеристики

Характеристики комплекса производства СПГ всегда индивидуально, исходя из тех ресурсов, располагает Заказчик, такими как: объемы и стоимость газа, электроэнергии, наличие инфраструктуры и пр. Конструкторские и технические решения позволяют нам адаптировать Завод СПГ практически под любые условия его эксплуатации.При этом его ключевые характеристики и показатели не превышают заявленных.

Параметры
Контейнерное исполнение
Блочно-модульное исполнение
Комбинированное исполнение (контейнер - блок-модуль)

Производственная мощность, тн / ч.

до 2-х

до 50-ти

до 20-ти

Технология производства СПГ

MRC-цикл

MER-цикл

MRC-цикл

MRC-цикл

Тип компрессора хладагента

Винтовой

Винтовой, поршневой, центробежный

Винтовой, поршневой, центробежный

Энергопотребление с учетом ДКС, кВт / ч на 1 тонну СПГ

не более 700

не более 670

не более 670

Энергопотребление без учета ДКС, кВт / ч на 1 тонну СПГ

не более 550

не более 500

не более 500

Гибкость производства

50–110%

50–110%

50–110%

Климатическое исполнение

от -70 0 С до +50 0 С

от -70 0 С до +50 0 С

от -70 0 С до +50 0 С

Сейсмостойкость

до 9 баллов

до 9 баллов

до 9 баллов

Межсервисный период, час.

8 000

8 000

8 000

Гарантийный срок службы, лет

20

20

20

Завод СПГ в контейнерном исполнении

Принципиальная схема и состав оборудования завода СПГ в контейнерном исполнении мощностью до 2-х тонн в час.

Пример Мини завода СПГ в контейнерном исполнении. Внутренняя Монголия, Ордос.
  • Местонахождение: Hanggin Banner, префектура Ордос, Внутренняя Монголия.
  • Владелец завода СПГ: Sinopec Corp., Государственная китайская нефтяная и химическая корпорация (China Petroleum & Chemical Corporation).
  • Время на проекта: 9-10 месяцев.
  • Год запуска: 2017 г.
  • Занимаемая площадь: Общая 70х90 (метр), под технологические нужды 22х12 (метр).
  • Производительность: 3,5 × 104 нм 3 / сутки (1,1 - 1,25 тонны в час).
  • Конструктивное исполнение завода: Завод СПГ в контейнере нестандартного габарита.
  • Источник и тип сырья для производства СПГ: Куст (скважина) природного газа. Нормальный природный газ.
  • Технологический цикл: MRC-процесс (охлаждение смешанным хладагентом).
  • Тип компрессора хладагента: Винтовой.
  • Компонентный состав хладагента: Метан (СН 4 ), Азот (N 2 ), Этилен (С 2 Н 4 ), изо-Бутан (i-С 4 Н 10 ).
  • Общее потребление электроэнергии в час: 450 кВт.
  • Температура СПГ: -160 0 С.
  • Сменность и количество обслуживающего персонала: 3-х сменный график работы (6 человек).

Завод СПГ в блочно-модульном и комбинированном исполнении

Принципиальная схема и состав оборудования завода СПГ в блочно-модульном исполнении мощностью до 50-ти тонн в час.

Пример завода в блочно-модульном исполнении СПГ. Цзилинь, Чанлин.
  • Местонахождение: Чанлинь, Цзилинь, Китай.
  • Владелец завода СПГ: Chengdu Sepmem Sci. & Tech. Co. Ltd.
  • Годы запуска: 1-й этап. Производство КПГ (2016 г.). 2-й этап. Производство СПГ (2017 г.)
  • Время на реализации проекта: 22 месяца.
  • Занимаемая площадь: Производство СПГ - 40 000 м 2 .Производство КПГ - 5 300 м 2 .
  • Производительность: СПГ 150 × 103 нм 3 / сутки (до 5,0 тонн в час), КПГ 50 × 103 нм 3 / сут.
  • Источник и тип сырья для производства СПГ: Магистральный трубопровод (газопровод-отвод 3 км.). Нормальный природный газ.
  • Конструктивное исполнение завода: Блочно-модульный.
  • Давление исходного газа: 0,9 - 2,9 МПа.
  • Начало исходного газа: от +8 до +20 0 С.
  • Технологический цикл: MRC-процесс (охлаждение смешанным хладагентом).
  • Тип компрессора хладагента: Поршневой.
  • Компонентный состав хладагента: Метан (СН 4 ), Азот (N 2 ), Этилен (С 2 Н 4 ), изо-Бутан (i-С 4 Н 10 ), Пропан (С 3 Н 8 ).
  • Общее потребление электроэнергии в час: 2 550 кВт.
  • Температура СПГ: -160 0 С.
  • Сменность и количество обслуживающего персонала: 3-х сменный график работы (12 человек +2 на погрузке СПГ).
Пример завода СПГ в комбинированном исполнении. СУАР, Урумчи.
  • Местонахождение: Зона Шунбэй, уезд Шая, провинция Синьцзан, Китай.
  • Владелец завода СПГ: Chengdu Sepmem Sci. & Tech. Co. Ltd.
  • Годы запуска: 2018 г.
  • Строительный цикл: 22 месяца.
  • Занимаемая площадь: Производство СПГ - 40 000 м 2 .
  • Производительность: СПГ 450 × 103 нм 3 / сутки (до 9,0 тонн в час).
  • Конструктивное исполнение завода: Комбинированное (блочно-модульное и контейнерное).
  • Давление исходного газа: 0,4 - 0,6 МПа.
  • Источник и тип сырья для производства СПГ: Месторождение природного газа. Нормальный природный газ.
  • Начало исходного газа: от +8 до +20 0 С;
  • Технологический цикл: MRC-процесс (охлаждение смешанным хладагентом).
  • Тип компрессора хладагента: Винтовой.
  • Компонентный состав хладагента: Метан (СН 4 ), Азот (N 2 ), Этилен (С 2 Н 4 ), изо-Бутан (i-С 4 Н 10 ), Пропан (С 3 Н 8 ).
  • Общее потребление электроэнергии в час: не более 4 950 кВт.
  • Температура СПГ: -160 0 С.

Информация для запроса оборудования СПГ

Уважаемые потенциальные клиенты.В целях защиты ваших интересов в области реализации проектов строительства заводов малотоннажного производства СПГ, просим вас для запроса оборудования оформить прилагаемые документы и найти их копии на данный электронный адрес: [email protected]

Скачать Опросный лист

Скачать Соглашение о конфиденциальности

Площадка по производству мини-заводов СПГ и примеры использования СПГ как газомоторного топлива

Мировой рынок сжиженного газа: проснувшийся гигант | Экономика в Германии и мире: новости и аналитика | DW

О сжиженном природном газе (СПГ, по-английски LNG) в последнее время много говорили в связи со строительством «Северного потока-2»: мол, США пытаются сорвать проект «Газпрома», чтобы навязать европейцам свой дорогостоящий сжиженный газ вместо дешевого российского трубопроводного .

Произошло ужасное впечатление, что Америка - чуть ли не основной в мире поставщик СПГ, причем этот не очень-то востребованный, потому что Россия совершенно правильно поступает, что предпочитает экспортировать свое голубое топливо в Европу по трубам.

На самом деле глобальный рынок сжиженного газа стремительно развивается, Европа уже давно является крупным покупателем СПГ, а «Газпром» форсированными темпами наращивания собственных мощностей для сжижения своего главного экспортного товара.

СПГ будет теснить трубопроводный газ

С 2000 года экспорт сжиженного газа вырос на планете более чем в два раза, всего - за счет спроса в Азии. Сегодня на СПГ приходятся 40% до 2040 года его доля возрастет до 60% (снизив роль трубопроводного газа до 40%). Один только Китай за 2018 год увеличил импорт сжиженного газа на 40%, глобальный спрос на него уже в ближайшее время, до конца 2020 года, вырастет на 20%.

Эти цифры взяты из двух докладов, опубликованных 19 и 25 февраля британо-нидерландским нефтегазовым концерном Royal Dutch Shell. Второй ежегодный прогноз развития рынка СПГ - Shell LNG Outlook 2019 - очередным ежегодным прогнозом развития рынка СПГ.

Опираясь на два этих наиболее актуальных исследования, DW составил портрет «проснувшегося гиганта» - отрасли, с каждым годом играющей все более важной роль в мировой энергетике.Одна из ключевых причин: газ намного экологичнее других ископаемых энергоносителей - угля и нефти, что имеет большое значение, в частности, для Китая, борющегося с загрязнением воздуха в больших городах.

Первопроходцами были американцы и британцы

Начнем с азов. СПГ получить при значительном охлаждении самого обычного природного газа, добытого традиционным способом, либо методом гидроразрыва пласта из сланцевых пород (сланцевый газ). Сама технология сжижения не нова, ее изобрел еще в 1895 году немецкий ученый и предприниматель Карл фон Линде (Carl von Linde), основатель компании Linde.Однако масштабный переход мировой газовой промышленности на эту технологию начался лишь столетие спустя.

Крупнейший в Европе перевалочный СПГ-терминал Isle of Grain на юго-востоке Великобритании

Правда, первые коммерческие операции со сжиженным природным газом были осуществлены в США еще в начале 40-х годов прошлого века, оттуда же в 1959 году отправили первую партию американского СПГ в Европу. Ее рассматривала Великобритания. В 1964 году началась эксплуатация первого танкера-газовоза, специально построенного для транспортировки СПГ, он курсировал между первым экспортным терминалом в Алжире и Соединенным Королевством.

Так что в Европе у британцев - самый давний опыт использования этого вида топлива. Не случайно именно в Великобритании, в графстве Кент на юго-востоке страны, является крупнейший европейский терминал по приему СПГ Isle of Grain. Его резервуары рассчитаны на 1 миллион кубометров газа (мощность крупных импортных терминалов обычно составляет несколько сотен тысяч кубометров).

Рынок СПГ похож на рынок нефти

Кстати, именно в этом перевалочном пункте танкер Кристоф де Маржери доставил 27 декабря 2017 года самый первый сжиженный газ с проекта "Ямал СПГ", реализуемый международным консорциумом во главе с российской компанией "Новатэк" . Отсюда этот газ, срочно перекупленный у первоначального заказчика, ушел в охваченный резкими холодами Бостон, тем самым первым партией СПГ, поставленной из России в США.

Этот эпизод стал яркой иллюстрацией коренного преимущества сжиженного газа: его производитель (владелец) имеет возможность гибко реагировать на изменения спроса, оперативно направляя или перенаправляя свой товар по морю с одного континента на другой.

В этом смысле рынок СПГ, стремительное развитие которого началось в 1990-х годах, куда больше похоже на мировую рынок нефти, чем на традиционную торговлю трубопроводным газом, который экспортируют (в основном по суше) только туда, куда проложены магистральные газопроводы.А их протяженность из соображений рентабельности обычно не превышает 4 тысячи километров. Среднестатистический маршрут СПГ-танкера составил в 2017 году 15,5 тысяч километров.

Возможность трансконтинентальных поставок газа в сжиженном виде коренным образом меняет облик мировой газовой промышленности. Ведь крупными игроками в отрасли становятся страны, которые в силу своей отдаленности от важнейших рынков сбыта в Азии и Европе (Австралия, Нигерия) и / или из-за своего островного характера (Индонезия, Тринидад и Тобаго) не могли стать поставщикомми трубопроводного газа, а теперь экспортируют СПГ, пользуясь все более крупными судами-газовозами.В результате растет глобальное предложение - и резко обостряется конкуренция.

Основные поставщики для Европы - Катар, Алжир и Нигерия

Сегодня СПГ производят и экспортируют 18 стран. В 2017 году объемы его поставки составили 323 миллиарда кубометров или 230 миллионов тонн (всего в тот год на экспорт пошло примерно 770 миллиардов кубометров газа). Бесспорным мировым лидером на рынке СПГ является Катар. Его быстро догоняет Австралия, до недавнего времени не игравшая сколько-нибудь заметной роли на глобальном газовом рынке.Большими мощностями для сжижения обладают также Малайзия, Индонезия, Алжир, Нигерия.

США в данный момент занимают 7-е место среди производителей в мире и экспортеров сжиженного газа. "Газпрома" и для "Северного потока-2" будет, скорее, совсем не (сравнительно) американский СПГ, а африканский и ближневосточный.

Во всяком случае в 2018 году поставщиками для Европы были Катар, Алжир и Нигерия.Не случайно Катар настойчиво агитирует Германию обзавестись собственным приемным терминалом и готов вложиться в этот проект.

Растущую роль России снабдите «Сахалин-2» и «Ямал СПГ»

Россия, по данным Shell, еще не обогнала Тринидад и Тобаго по мощностям для сжижения газа, но еще в 2017 году заняла 8-е место после США среди авторов экспортеров СПГ. Первым в РФ заводом по его производству стал в 2009 году "Сахалин-2". Контрольный пакет в компании-операторе принадлежит "Газпрому".Проектная предприятия - 9,6 миллионов тонн в год, однако в 2017 году мощность ему удалось, по данным самого "Газпрома", произвести 11,49 миллионов тонн.

Вторым российским заводом стал уже упоминавшийся "Ямал СПГ" под управлением компании "Новатэк", который после намеченной на 2019 год сдачи в эксплуатацию третей очереди должен выйти на проектную мощность в 16,5 миллионов тонн. В ближайшие годы Газпром, Новатэк и Роснефть планируют реализовать еще как минимум четыре СПГ-проекта.

В июле 2018 танкер "Владимир Русанов" доставил в Китай первую партию газа с завода "Ямал СПГ"

Так что Россия, с одной стороны, по идее должна быть заинтересована в развитии мирового рынка сжиженного газа и, в частности, в строительстве терминалов по его приему в Германии, ведь ФРГ - крупнейший покупатель голубого топлива из РФ, а после ввода в эксплуатацию «Северного потока-2» еще больше закрепит за собой роль европейского распределительного центра российского газа.

С другой стороны, при увеличении глобального экспорта импорта СПГ, особенно, оно будет сопровождаться снижением цен, с растущей конкуренцией столкновения российский трубопроводный газ. Причем как раз на тех рынках, для обслуживания государственной компании "Газпром" в настоящее время реализует дорогостоящие трубопроводные проекты. Это Евросоюз («Северный поток-2» и вторая нитка «Турецкого потока»), Турция (первая нитка «Турецкого потока»), Китай («Сила Сибири»).

Был бы СПГ, а терминалы найдутся

после того, как это будет рассматриваться вместе с ЕС и Турцией, как это и делается в исследовании Shell.В группу лидеров лидеров по приему СПГ входит также Китай, в 2018 году возглавивший список импортеров.

Испания, географически расположенная дальше других поставщиков трубопроводного газа в Европе, является крупнейшим покупателем трубопроводного газа: России (СССР), Норвегии и Нидерландов. На Атлантическом океане и Средиземном море в общей сложности 7 испанских терминалов.

В Великобритании терминалов 3, но они мощнее, чем 4 французских.В Турции и Италии по 3, по одному в Нидерландах, Бельгии, Португалии, Польше, Греции, Финляндии, Литве и на Мальте. В обозримом будущем от одного до трех терминалов могут появиться в Германии: политическое решение из Берлина об их государственном предложении ожидается еще в марте.

В настоящее время на планете в 42 странах имеются около 120 терминалов по приему СПГ (не считая несколько десятков запланированных или строящихся). Суммарная мощность превышает 850 миллионов тонн, что в два с лишним раза больше глобальных мощностей по сжижению газа, отмечает Shell и поясняет, что приемные терминалы сооружают иногда не только из чисто экономических соображений, но и из стремления обрести независимость от поставщиков.

Кроме того, это самое простаивающее число устройств в США. Так что Америка может и экспортировать, и импортировать СПГ.

Таким образом, возможности сжиженный газ на планете предостаточно - и будет еще больше. Это означает: если производители, Австралия, Малайзия или Алжир, США или Россия будут предлагать свою продукцию по конкурентоспособным ценам, могут смело ускоренным темпами наращивать производство СПГ.

Подписывайтесь на наши каналы о России, Германии и Европе в | Twitter | Facebook | Youtube

Смотрите также :

  • Российский газ в Европе: планы и конкуренты «Газпрома»

    Рекорды сибирского голубого топлива

    В 2017 году доля «Газпрома» на газовом рынке Европы впервые достигла 35 процентов, второй год оказались рекордными поставками в Германию - крупнейший экспортный рынок компании. В 2018-2019 годах она намерена осуществить одновременно два газотранспортных мегапроекта. В то же время растущую конкуренцию голубому топливу из Сибири составляют новые технологии.

  • Российский газ в Европе: планы и конкуренты «Газпрома»

    Главная цель - обойти Украину

    Газопроводы «Северный поток-2» и «Турецкий поток» сооружаются одновременно, оба проекта завершить к концу 2019 года. Именно к этому времени истекает десятилетний российско-украинский договор о транзите газа.Объявленная "цель" Газпрома ": пустить цель экспортные потоки в обход Украины. Чем руководствуется компания: коммерческими соображениями или геополитическими установками Кремля?

  • Российский газ в Европе: планы и конкуренты «Газпрома»

    Nord Stream 2: председатель Шрёдер

    Бывший канцлер ФРГ Герхард Шрёдер (в центре) уже обеспечивал первому газопроводу на Балтике политическую поддержку в Европе, он председательствует и в Европе. швейцарской компании Nord Stream 2, прокладывающей "Северный поток-2". На снимке он в Париже рядом с Алексеем Миллером, главой "Газпрома", и Изабель Кошер, гендиректором французской компании Engie, присоединившейся к проекту.

  • Российский газ в Европе: планы и конкуренты "Газпрома"

    "Северному потоку-2" нужен EUGAL

    "Северный поток-2" у всех на слуху, про EUGAL мало кто слышал. Однако без этого сухопутного отвода новый газопровод на Балтике не имеет смысла, ведь его конечная точка - побережье Германии. Отсюда российский газ еще надо будет доставлять потребителям в разных странах ЕС.За прокладку двух мощных труб до Чехии отвечает компания Gascade, совместное предприятие немецкой Wintershall и "Газпрома".

  • Российский газ в Европе: планы и конкуренты "Газпрома"

    Где греческая труба?

    Первая нитка "Турецкого потока" предназначена для снабжения западной части Турции, куда российский газ сейчас идет транзитом через Украину. Вторую нитку планировалось дотянуть до границы с Грецией, а оттуда проложить новый газопровод в сторону Италии. Президент России Владимир Путин лоббировал этот проект в Афинах в мае 2016 года, но он застопорился.

  • Российский газ в Европе: планы и конкуренты «Газпрома»

    TAP: конкурент на южном маршруте

    Конкурировать с «Газпромом» на важном для него итальянском рынке с 2020 года будет голубое топливо из азербайджанского месторождения »Шах Дениз-2 ". Согласно международному соглашению, подписанному в Баку в декабре 2013 года, газ, пройдя по Турции, будет поступать в Трансадриатический газопровод (TAP), который сейчас прокладывается через Грецию, Албанию и по дну Адриатического моря в Италию.

  • Российский газ в Европе: планы и конкуренты «Газпрома»

    Сжиженный газ сдерживает цены

    В разных странах ЕС «Газпрому» теперь приходится конкурировать с поставщиками сжиженного природного газа. Например, в Литве, где плавучий терминал регазификации СПГ заработал в декабре 2014 года. Топливо, идущее по морю с других континентов, чаще всего дороже трубопроводного газа из России, потому что вряд ли его потеснит. Однако наличие такой альтернативы сдерживает цены.

  • Российский газ в Европе: планы и конкуренты "Газпрома"

    Нет спроса на газовые турбины

    Европейская и особенно немецкая электроэнергетика все более серьезную конкуренцию газу составляет ветер, солнце и биомасса. Бум возобновляемой энергетики привел к тому, что в Евросоюзе почти перестали строить новые газовые электростанции. Резкое падение спроса на турбины для них вынудили компании Siemens и General Electric объявить в конце 2017 года о радикальном сокращении производства.

  • Российский газ в Европе: планы и конкуренты "Газпрома"

    Топить можно и электричеством

    Природный газ остается в Европе важнейшим источником тепла, но и на этом рынке новые технологии выступают все более серьезную конкуренцию продукции "Газпрома". В Германии и Швейцарии, к примеру, в новых домах все чаще устанавливают не газовое отопление, тепловые насосы, преобразующие холод в тепло с помощью электроэнергии. А для обогрева воды все чаще используют солнечную энергию.

  • Российский газ в Европе: планы и конкуренты «Газпрома»

    Курс на защиту климата

    Перспективы газа и тем самым «Газпрома» на европейском рынке во многом от того, насколько решительно Евросоюз будет бороться против глобального потепления, стимулирует возобновляемую энергетику и энергосбережение. Исполняющие планы до 2030 года возглавляют заместитель председателя Еврокомиссии Марош Шевчович и комиссар ЕС по энергетике Мигель Ариас Каньете.

    Автор: Андрей Гурков


(PDF) Среднетоннажный СПГ в России - между небом и землей

Декабрь 2018

6

Рисунок 6 - Операционные затраты производства СПГ Driftwood LNG ................... .22

Рисунок 7 - Производственная цепочка компании Skangas ...................................... 29

Рисунок 8 - Прогноз добычи газа в Канаде ........................................ ................... ....... 32

Рисунок 9 - Прогноз производства и спроса газа в Индии .......................... ............... 34

Рисунок 10 - Схема размещения терминалов СПГ в Индии ....................... ................ 35

Рисунок 11 - Газотранспортная инфраструктура Индии ......................... .................... 37

Рисунок 12 - План сети размещения СПГ заправок в Индии ................. ................... 38

Рисунок 13 - Сравнение затрат на производство СПГ FLNG в Западной Африке и

США................................................... .................................................. .............................. 41

Рисунок 14 - Полные капитальные затраты на единицу установленной мощности

плавучих среднетоннажных СПГ в России и в мире ............................................... .... 41

Рисунок 15 - Доля проектов FLNG в заявленных проектах производства СПГ в мире

............................ ...... ......................................................................... ............................... 42

Рисунок 16 - Общая схема производства СПГ ......... .................................................. ... 44

Рисунок 17 - Классификация СПГ проектов ...................................... ........................... 45

Рисунок 18 - Технологическая схема азотного цикла ............. .................................... 46

Рисунок 19 - Технологическая схема SMR технологии................................................ 47

Рисунок 20 - Технологическая схема процесса производства СПГ «Арктический

каскад» .................................... .................................................. ....................................... 49

Рисунок 21 - Технологическая схема процесса производства СПГ GMR .................. 50

Рисунок 22 - Технологическая схема среднетоннажного СПГ ..................... .............. 53

Рисунок 23 - Потенциал использования СПГ. .................................................. ............ 57

Рисунок 24 - Карта ж / д дорог и структуры потребления топлива ПАО «РЖД» ....... 59

Рисунок 25 - Характеристики магистрального газотурбовоза ГТ1h .. ........................ 60

Рисунок 26 - Северный широтный ход ................. .................................................. ...... 60

Рисунок 27 - Байкало-Амурская магистраль .................................. .............................. 61

Рисунок 28 - Перспективные применения СПГ железные дороги ПАО «РЖД»

.................... .................................................. .................................................. ................... 61

Рисунок 29 - Карта-схема моделей энергоснабжения в Российской Федерации ...... 63

Рисунок 30 - Схема размещения СПГ заводов в Арктической зоны .......................... 64

Рисунок 31 - Карта использования СПГ объектов в Арктической зоне Российской

Федерации. .................................................. .................................................. ................... 65

Рисунок 32 - Производственная цепочка проекта Ямал СПГ Т4 ................... ............ 68

Рисунок 33 - Параметры производства СПГ по технологии Арктический каскад .. 69

Рисунок 34 - Технологическая схема производства СПГ-Горская ........... .................. 70

Рисунок 35 - Технологическая схема LIMUM 3 ............................................................ 71

Рисунок 36 - Фотографии площадки строительства КС Портовая ............................. 71

Рисунок 37 - Производственная цепочка проекта КС «Портовая» .. .......................... 72

Рисунок 38 - График реализации проекта КС Портовая СПГ ............ ......................... 72

Рисунок 39 - График реализации проекта ФСРУ в Калининграде ............. ................ 73

Рисунок 40 - 3D модель проекта «Высоцк СПГ»... ................................................ ....... 75

Рисунок 41 - Фотографии площадки строительства «Высоцк СПГ» .......................... 75

Рисунок 42 - Производственная цепочка проекта «Высоцк СПГ» ............................. 76

Рисунок 43 - График реализации проекта «Высоцк СПГ» ».......................................... 76

Рисунок 44 - Производственная цепочка проекта «Якутск СПГ» .............................. 78

Рисунок 45 - Производственная цепочка проекта «Архангельск СПГ».................... 79

Рисунок 46 - Полные капитальные затраты на единицу установленной мощности

среднетоннажных СПГ в России и в мире ......... .................................................. ........ 80

Рисунок 47 - Долгосрочные предельные издержки производства СПГ (долл. / Млн

БТЕ) ...................... .................................................. .................................................. ........