Коэффициент сжижения природного газа

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Метод расчета термодинамических свойств

Liquefied natural gas. Method for calculation of thermodynamic properties

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий — Газпром ВНИИГАЗ»

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 52 «Природный и сжиженные газы»

5 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Октябрь 2019 г.

Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. N 162-ФЗ «О стандартизации в Российской Федерации». Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а официальный текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает метод расчета термодинамических свойств (плотность, коэффициент сжимаемости, показатель адиабаты, скорость распространения звука) сжиженного природного газа по измеренным значениям давления, температуры и молярных долей компонентов.

1.2 Настоящий стандарт применяют для расчета термодинамических свойств сжиженного природного газа при давлениях до 5 МПа включительно и температурах от 100 до 140 К.

1.3 Метод и алгоритм расчета термодинамических свойств, приведенные в настоящем стандарте, могут быть использованы при разработке программного обеспечения вычислителей расхода сжиженного природного газа.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 8.417 Государственная система обеспечения единства измерений. Единицы величин

ГОСТ 31371.1 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 1. Руководство по проведению анализа

ГОСТ 31371.2 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 2. Характеристики измерительной системы и статистические оценки данных

ГОСТ 31371.3 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 3. Определение водорода, гелия, кислорода, азота, диоксида углерода и углеводородов до с использованием двух насадочных колонок

ГОСТ 31371.4 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 4. Определение азота, диоксида углерода и углеводородов и в лаборатории и с помощью встроенной измерительной системы с использованием двух колонок

ГОСТ 31371.5 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 5. Определение азота, диоксида углерода и углеводородов и в лаборатории и при непрерывном контроле с использованием трех колонок

ГОСТ 31371.6 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 6. Определение водорода, гелия, кислорода, азота, диоксида углерода и углеводородов с использованием трех капиллярных колонок

ГОСТ 31371.7 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов

ГОСТ Р 53521 Переработка природного газа. Термины и определения

ГОСТ Р 55892 Объекты малотоннажного производства и потребления сжиженного природного газа. Общие технические требования

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины, определения и обозначения

3.1 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р 53521 и ГОСТ Р 55892, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1 идеально-газовое состояние: Условное состояние газа или смеси газов, которое характеризуется отсутствием взаимодействия молекул газа, а сами молекулы не имеют собственного объема.

сжиженный природный газ; СПГ: Природный газ, сжиженный после переработки с целью хранения или транспортирования.

регазификация (сжиженного природного газа): Перевод сжиженного природного газа в газообразное состояние путем его нагревания и испарения.

3.1.4 показатель адиабаты: Термодинамическое свойство СПГ, характеризующее процесс, происходящий без теплообмена с окружающей средой.

3.1.5 скорость распространения звука (скорость звука): Термодинамическое свойство СПГ, характеризующее скорость распространения упругих волн в СПГ.

Основные условные обозначения физических величин, принятые в стандарте, приведены в таблице 1. Обозначения единиц величин приведены в соответствии с требованиями ГОСТ 8.417.

Таблица 1 — Обозначения физических величин

Обозначение единицы величины

Универсальная газовая постоянная, 8,314472 [1]

Источник

Производство сжиженного природного газа (СПГ)

Производство сжиженного природного газа основано на значительном (примерно в 600 раз) уменьшении занимаемого этим газом объема. СПГ – криогенная жидкость, получаемая из природного газа охлаждением до температуры конденсации -161,5 °C. Температура кристаллизации – -182,5 °C, плотность – 0,42 кг/л.

За счет этого достигается существенное сокращение расходов на хранение и транспортировку, которая может осуществляться специальными судами, контейнерами, автомобильным и железнодорожным транспортом и т.д., что позволяет СПГ составить серьезную конкуренцию традиционному трубопроводному газу. Кроме того, хранение СПГ обходится недорого; при этом образуются огромные “буферы энергии”, доступ к которым обеспечивается за считанные секунды.

Технологический процесс

Как правило, производство СПГ включает следующие установки:

а) подготовка газа;
б) сжижение газа;
в) фракционирование;
г) хранение сжиженного газа;
д) системы отгрузки.

Очистка газа

Сырой природный газ на входе подвергается фильтрации для очистки от взвешенных твердых частиц. Далее поток через входные сепараторы-каплеуловители. Где газ очищается от капельных жидкостей, захваченных потоком из трубопроводов. После выхода из сепаратора-газоуловителя газ направляется на установку удаления кислых компонентов.

Существует несколько способов очистки природного газа от кислых примесей:

Большинство заводов СПГ используют аминовую очистку от углекислого газа и сероводорода – метод химической абсорбции водными растворами амина (МЭА, ДЭА, ДГА, МДЭА) и его соединениями с активаторами.

В результате взаимодействия кислых газов с аминовыми растворами в очистной системе образуется воды, содержание которой в природном газе ограничено 1 ppmv, это определяет порядок размещения в технологической цепи обезвоживающей установки адсорбционной установки.

Установки сжижения газа

В настоящее время используются различные технологические процессы, основанные на одном принципе: охлаждение и конденсация природного газа в теплообменном аппарате одним или более хладагентами.

К ключевым компонентам оборудования процесса сжижения относятся, прежде всего, теплообменники и компрессоры, а к технологическим – тип хладагента и способ охлаждения.

Процесс сжижения природного газа – перевод в жидкое состояние основного его компонента – метана. На рисунке приведен пример технологической схемы сжижения природного газа.

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

Чтобы сжижить природный газ, его необходимо охладить до температуры порядка -160 °C, то есть температуры ниже критической. Существует несколько способов достижения холода такой глубины.

В настоящее время для получения сжиженного природного газа применяются два процесса:

конденсация при постоянном давлении (компримирование);
теплообменный: рефрижераторный с использованием охладителя или турбодетандерный/дросселирование с получением необходимой температуры при резком расширении газа.

Процесс сжижения природного газа является весьма энергоемким, вследствие чего в настоящее время в мировой практике зачастую отдают предпочтение теплообменным способам сжижения.

Дросселирование позволяет получать сжиженный природный газ при малых энергетических затратах. Недостатком является низкий коэффициент ожижения – до 4%, и требование многократной перегонки.

В компрессорно-детандерной схеме охлаждение газа происходит за счет совершения работы на лопатках турбины. Использование энергии вращающейся турбины позволяет сделать процесс сжатия газа энергетически более эффективным.

Коэффициент сжижения компрессорно-детандерных установок невысок – до 14%. Это значит, что для реализации такой схемы, так же как и для дроссельной, необходимо наличие магистрали низкого давления для сброса в нее несжиженной части природного газа.

Кроме того, выделяют следующие системы сжижения газа:

классический каскадный цикл с последовательным использованием в качестве хладагентов пропана, этилена и метана путем последовательного снижения их температуры кипения;
цикл с двойным хладагентом – смесью этана и метана;
расширительные циклы сжижения;
новый способ “объединенный” автохолодильный каскадный цикл (ARC), в котором производится ступенчатая конденсация углеводородов с использованием их в качестве хладагентов в последующей ступени охлаждения при циркуляции неконденсирующегося азота.

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

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

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

Лицензиары и технологии

Технологии сжижения больших заводов СПГ в мире:

AP-C3MR — разработан Air Products & Chemicals, Inc. (APCI)
AP-X — разработан Air Products & Chemicals, Inc. (APCI)
AP-SMR (Single Mixed Refrigerant) — разработан Air Products & Chemicals, Inc. (APCI)
Cascade — разработан ConocoPhillips
MFC (mixed fluid cascade) — разработан Linde
PRICO (SMR) — разработан Black & Veatch
DMR (Dual Mixed Refrigerant)
Liquefin — разработан Air Liquide
“Арктический каскад” для ПАО “НОВАТЭК” (Ямал СПГ)

Источник