Состав газа в газопроводе: Какой газ используется в жилых домах

Природный газ не так прост, как порою кажется ⋆ Geoenergetics.ru

СМИ и интернет пестрят статьями «Газ – наше все!» и «да что мы можем, кроме самого простого – газ качать?» Одновременно ругают и хвалят Газпром и НОВАТЭК, одновременно газ и двигатель бюджета и тормоз модернизации экономики. Криков и рассуждений пруд пруди, а вот ответов на наши любимые «детские» вопросы найти – постараться надо.

Что такое вообще природный газ, одинаков ли он во всех трубах и во всех скважинах или нет? Почему специалисты по газу говорят, что он не пахнет, а на кухнях у себя мы любую утечку именно носом и чуем? Заглянешь в профессиональные статьи – там сам черт ногу сломит от кубометров, тонн, британских термальных единиц и прочих тонн условного топлива. Так что же происходит на всевозможных буровых установках, компрессорных станциях, отличий газоперерабатывающих заводов от газоперерабатывающих комбинатов, почему так много денег требуется для сжижения газа, а на регазификацию сжиженного – в разы меньше. И почему, в конце концов, сжиженный газ на кораблях-газовозах требует температуры в -162 градуса, а в зажигалках с ним все в порядке и при положительных температурах? Несмотря на задуманную краткость, слов придется нам написать, а вам прочитать достаточно много, так что это только начало, но «порции» большими не будут. Как всегда – минимум формул и объем, необходимый не столько для глубокого погружения в органическую химию и физические свойства газа, сколько для понимания того, насколько непрост такой «простой и привычный» нам природный газ, из чего складывается цена на него, почему газ трубопроводный всегда будет дешевле газа сжиженного, зачем строят в Амурской области газоперерабатывающий завод и чем он будет отличаться от планируемого там же газоперерабатывающего комбината.

Затаенное дыхание планеты

Итак, что такое, собственно говоря, природный газ? Пожалуй, одно из самых неудачных названий, придуманных человеком, поскольку оно не отражает и толику удивительных свойств этого творения матушки-природы. Газ… То, что мы вдыхаем – это тоже газ, и то, что мы выдыхаем – тоже газ. А «природный газ» – это затаенное дыхание планеты, дарящее нам возможность извлечь из него миллиарды джоулей энергии, получить удивительные, невиданные в природе вещества – полиэтилены и полипропилены, пластмассы, краски, растворители, удобрения, топливо для моторов наших машин. Природный газ – это небольшое чудо, щедрый подарок природы, без освоения тайн которого наша цивилизация была бы совсем иной, менее комфортной, менее уютной и, в то же время – менее опасной.

Природный газ – чудо, но чудо опасное. Концентрируясь в воздухе, он способен стать причиной отравлений и страшных пожаров. Это он, природный газ, как грозный языческий бог, забирает жизни людей, утративших бдительность и осторожность. И это он же, но покоренный нашим умом, нашими трудами – дарит свет и тепло, вращает турбины генераторов и помогает нести покупки из супермаркетов. Природный газ… Нет, что-то правильное в этом название все же есть – это дыхание природы, дающее нам возможность ее же, природу, покорить. Покорить мрак ночи и холода зимы, перенести без вреда зной лета в прохладных помещениях, без труда приготовить самые изысканные блюда. Подарок щедрый и опасный, привычный и необычный, об удивительных свойствах которого знать должен каждый.

Когда говорят о культуре, почему-то чаще всего вспоминают литературу и изобразительное искусство, скульптуру, балет, музыку и поэзию. Неумение разбираться во всем этом служит основанием обзывать человека «дикарем». Но наша с вами цивилизация – это не только изящные искусства, не только песни и пляски. Наша цивилизация – цивилизация моторов и электричества, цивилизация нефти, газа, атома. Наша цивилизация – это одухотворенный, неистовый и осмысленный протест против Второго закона термодинамики: мы не хотим и не позволяем расти энтропии на нашей Земле. И делаем мы это потому, что каждый из нас – сгусток энергии, воли и разума, отрицающего тепловую смерть. Наша цивилизация – это неуклонное, год за годом и век за веком покорение энергии, подчинение ее нашему уму и желаниям. Нашу цивилизацию создали удивительные люди – ученые, конструкторы, инженеры, простые рабочие, исповедовавшие религию техносферы, читающие евангелия энергомашин, служившие молебны энергопусков, вместо свечей ставившие громадины опор электропередач, читавшие молитвы законов электромагнетизма, физики и химии. Их схимна – глубочайшие скважины в недоступных местах, покоренные реки, перегороженные плотинами, гудящие провода и тихая, беззвучная мощь атомных реакторов, компрессорные станции, которые гонят сконцентрированную энергию на тысячи и тысячи километров. Совершаемые ими таинства их религии дают нам свет и тепло, заставляют работать двигатели насосов и тепловозов, самолетов и кораблей, автомобилей и ракет. Не зная основ религии и культуры техносферы, имеем ли мы право причислять себя к знатокам культуры?..

Газовое ассорти

То, что мы называем привычной идиомой «природный газ» – всегда смесь разных газов, которые образовались в незапамятные времена в недрах нашей планеты при анаэробном разложении органических веществ. Органические вещества – это понятно, «анаэробный» – значит, при отсутствии воздуха. Сжало-сдавило в тех недрах органику так, что места для воздуха просто не осталось, и осталась органика вот в таких ловушках на миллионы лет. Залегает природный газ в пластах земных пород отнюдь не одинаково, лежит он в разных частях планеты разное количество лет, образуется он при чуточку разных давлениях и температурах, да и органика, из которой он образовался, вовсе не была неким «единым стандартом». Потому в разных месторождениях природный газ – разный. Разное количество химических веществ в его составе, разные пропорции в этом «ассорти», потому и обработка, которой его надо подвергать, прежде, чем «затолкать» в трубу, в топку электростанции и в маленькие конфорки на кухне, на разных месторождениях всякий раз индивидуальна, всякий раз требует творческого подхода к разработке технологий переработки.

Какие-то месторождения природного газа «в полном порядке» – в газовых залежах, добывать его из них легко и приятно. Впрочем, о «легкости» мы еще не раз поговорим, легко это делать только в сравнении с трудами, которые приходится тратить, чтобы забрать его из газовых шапок нефтегазовых месторождений или из раствора в нефти и воде – бывают и такие случаи. При нормальных условиях, то есть при нуле градусов Цельсия и атмосферном давлении в 762 мм ртутного столба (они же – 101,325 кПа, килопаскалей) природный газ всегда в газообразном состоянии, уж простите за это «масло масляное». Встречается газ и в кристаллообразном состоянии, в виде естественных газогидратов, но про подобную газовую экзотику вспомним попозже.

Молекула метана

Основная часть природного газа – это метан, его в химической подземной смеси обычно от 70 до 98%. Разброс достаточно большой, но чему тут удивляться – и состав органики, из которой он образовался, мог быть совершенно разным, и температуры с давлением, при которых матушка-природа нам его припасала – тоже разные. СН₄ – вот несложная химическая формула метана, к 1 атому углерода «приклеены» 4 атома водорода. Для нас с вами важнее всего, что этот газ, не имеющий ни цвета, ни запаха, чрезвычайно горюч и даже взрывоопасен при концентрации в воздухе выше 4,5%. За время существования нашей цивилизации «на счету» метана жизни сотен тысяч, если не миллионов горняков – именно метан при малейшем нарушении правил безопасности взрывается и горит в шахтах всего мира. Но есть и обратная сторона медали – его теплотворность обеспечивает газовые электростанции тем количеством электроэнергии, которая обеспечивает технологические промышленные производства и нашу с вами комфортную жизнь. Да и в конфорках газовых плит горит все тот же метан, к которому прибавляют остро пахнущие вещества, помогающие нам уловить малейшую его утечку. 1 кубометр метана при сгорании дает столько же тепла, сколько 1,5 кубометра неочищенного природного газа (в среднем, конечно) или 1,2 литра дизельного топлива.

В природном газе практически всегда содержатся более тяжелые углеводороды – этан, пропан и бутан. Этан, С₂Н₆ точно так же бесцветен и не имеет запаха, но еще более горюч, чем метан, однако как топливо его не используют – намного больше пользы и прибыли можно получить, используя его для производства этилена. Но о химической переработке составляющих природного газа – попозже, пока просто зафиксируем: этан полезнее для химиков, чем для энергетиков.

Молекулы пропана и бутана, Рис.: промтехгаз.рф

Пропан, С₃Н₈ бесцветен, без запаха. От природного газа его отделяют, поскольку для него есть масса других способов применения. Это им мы режем металл, греем битум и асфальт, это он служит топливом для переносных электрогенераторов, это он находится в баллонах красного цвета на наших дачах и в багажниках автомобилей. Удобен, чертяка – для его хранения в баллонах достаточно давления в 10-15 атмосфер, при горении дает температуру в 466 градусов. Бутан, С₄Н₁ – бесцветен, но уже имеет специфический запах. Используют в смеси с пропаном как топливо для автомобилей, чтобы повысить октановое число, смесь пропана и бутана горит в наших зажигалках, ценен для химической промышленности как сырье для производства бутилена.

Газовая терминология

И еще пару слов – про запас, на тот случай, если кому-то из вас доведется читать статьи на узкоспециализированных сайтах, статьи профессионалов, которые не просто «глубоко погружены в материал», а которые внутри этого материала просто таки живут. Очень часто в таких источниках мелькают термины, которые с первого взгляда кажутся совершенно непонятными и порой сбивают с толку.

Метан, этан, пропан и бутан частенько «обзывают» загадочным словом «гомологи». Тут ничего хитрого нет, смотрите. Вот метан: 1 атом углерода и 4 атома водорода, СН₄. Вот этан: 2 атома углерода и 6 атомов водорода, С₂Н₆. Добавляем еще 1 атом углерода и еще 2 атома водорода, и вот перед нами формула пропана – С₃Н₈. Еще 1 атом углерода и еще 2 атома водорода, и вот уже бутан – С₄Н₁₀. Гомологи – соединения одного класса, отличающиеся по составу на целое число групп СН₂, не более того. Встречается и деление природных газов разных месторождений на сухие (бедные) и жирные (богатые). Тоже ничего хитрого, сухие газы – те, в которых метана порядка 95-96%, а содержание других гомологов незначительно. Сухие газы обычно содержатся в чисто газовых месторождениях, а жирные газы – это обычно попутные нефтяные, в них гомологов метана порой бывает десятки процентов.

Гомологический ряд алканов, Рис.: infourok.ru

Поскольку нефть и газ имеют очень схожий углеводородный состав, газ является естественным спутником нефти, содержится практически во всех известных нефтяных месторождениях. По сути нефть с растворенным в ней газом подобна газированным напиткам. При больших пластовых давлениях газа в нефти много, но после вскрытия нефтяной ловушки давление падает, газ начинает бурно выделяться. Откройте крышку бутылки с лимонадом – вот вам и самая примитивная модель нефтяного месторождения. Сначала газа выделяется много, потом остается только небольшое количество пузырьков. Увидели? Заодно и задумайтесь, так ли легко нефтяникам и газовикам отделить попутный газ от нефти. Ну, а жирный газ содержит столько тяжелых гомологов метана, что из него выгоднее получать сжиженный газ. Видите – фраза, которая до прочтения этой небольшой статьи показалась бы вам абракадаброй, стала уже понятной. Много в жирном газе этана, пропана и бутана, его выгоднее не гнать в магистральный трубопровод для дальнейшего сжигания, а переработать, чтобы получить отдельные составляющие, фракции, в чистом виде. Жирные газы в 99% случаев – это сопутствующие нефтяные газы, которые нужно выделить из нефти, чтобы сделать ее товарной. Товарная нефть, в соответствии с российскими и мировыми стандартами, должна содержать не более 1-2% газа, в силу чего любая нефтяная компания – одновременно и «немножко газовая». Принадлежность любого нефтяного промысла – многоступенчатые сепараторы, в которых от нефти отделяют воду и попутные газы.

Факел с попутным газом, Фото: tatgazinvest.ru

Часто встречается еще один термин, обычно в виде аббревиатуры – ШФЛУ, которая расшифровывается как «широкая фракция легких углеводородов». Опять же – тот, кто сочинил такое название, был либо шутником, либо участником всемирного тайного заговора химиков-газовиков или нефтяниками, которые вот так отомстили газовикам за то, что приходится возиться с газом. Вот есть слово «легких» и, по логике, в эту самую фракцию должны в обязательном порядке входить метан и этан. Но – «скажем логике «нет»! В составе ШФЛУ как раз метан и этан должны находиться в минимальном количестве, не более 5%. Это невозможно понять, это нужно просто запомнить: в составе широкой фракции легких углеводородов самых легких углеводородов – нет. ШФЛУ состоит из пропана с бутаном и более тяжелых гомологов. У всех газов, которые тяжелее бутана, тоже есть имена собственные, но звучат они настолько вычурно, что забивать ими голову нет никакого смысла. Обозначают их как «С₅ и выше» — вот и все. Более-менее запоминаемое название – пентан, следующий гомолог метана после бутана. «Пента» – пять, формула очевидна – С₅Р₁₂. Нефтяники отделяют газ от нефти за счет сепарирования, сжимают его на компрессорах и перегоняют на газовые промысла или сразу на ГПЗ (газоперерабатывающие заводы), и вот там уже от природного газа методом охлаждения отделяют ШФЛУ – замечательное сырье для химической промышленности.

Примеси родные и посторонние

Кроме углеводородов, которыми являются перечисленные «зверушки», в природном газе всегда наличествуют и другие вещества. Углекислый газ (СО₂) и сероводород (Н₂S) в газовой смеси появляются в приповерхностных слоях, где появляется возможность взаимодействовать с кислородом. А на больших глубинах газ вступает во взаимодействие с сульфатными пластовыми водами (воды с содержанием солей серной кислоты), и в результате всевозможных реакций выделяется чистая сера (S). Эти трое – углекислый газ, сероводород и сера в составе природного газа есть всегда.

Попутный нефтяной газ, Рис.: РИАНОВОСТИ

Азот, гелий, аргон и другие инертные газы в составе природного газа тоже присутствует практически всегда, хоть и в минимальных количествах, от 0,01% до 0,15%. Но случаются и редкие исключения – к примеру, в нашем Оренбургском месторождении содержание гелия доходит до 10%, поэтому там рядом с газоперерабатывающим заводом (ГПЗ) построен и работает гелиевый завод.

Кроме того, во всех без исключения нефтеносных и газоносных пластах есть вода, и выходящий из скважины газ всегда содержит то или иное количество воды в виде водяного пара. Наличие водяных паров в газе – это гарантированная коррозия трубопроводов и оборудования и шанс появления в них гидратов, снегоподобного вещества, способного полностью перекрыть сечение трубопровода. При снижении давления в газе, что в многокилометровых газопроводах просто неизбежно, вода выделяется в чистом виде, и на наших северных месторождениях она способна не только заставить ржаветь внутреннюю поверхность труб и оборудования, но еще и просто превратиться в лед. Трубы начинают закупориваться, измерительная и контрольная аппаратура и вовсе выходит из строя.

При таком сложном составе, который еще и разнится от одного месторождения к другому, нет ничего удивительного в том, что природный газ перед любым способом его использования приходится «чистить» – и от того, что вредно, и от того, что слишком ценно, чтобы гореть в топках электростанций.

Не всякий газ пригоден для трубы

Разобравшись с непростым составом природного газа, продолжим наше знакомство с технологией его транспортировки по трубам. Нам кажется, что этот маленький «ликбез» необходим как прививка от многочисленных критиканов, любящих многословно разглагольствовать о том, как «отсталая Россия пихает трубы под землю, оттуда прет газ, а ничего технически сложного ватники освоить не способны». Мягко сказать – это заблуждение, грубо – получится совсем уж нецензурно…

Газопровод «Южный поток», Фото: gazprom.ru

Скважина пробурена, магистральный трубопровод проложен – что, стыкуем, врубаем компрессорные станции вдоль трубы, и вот уже все в полном порядке, пора идти подсчитывать прибыль? Да даже мечтать об этом не приходится! Газ, поступающий из скважины, к транспортировке по трубопроводу не готов совершенно, абсолютно и категорически. Прежде всего, он несет с собой механические примеси – пыль, частички грунта. Давление в трубопроводах, которое обеспечивают компрессорные станции – 75 атмосфер, и вот эти самые механические примеси под таким давлением будут внутри трубы вести себя, как наждак, стирая поверхность. Такое же абразивное воздействие получат арматура, детали и оборудование компрессорных и газораспределительных станций, контрольно-измерительная аппаратура.

Все газы тяжелее метана в трубопроводах норовят конденсироваться и оседать в пониженных точках газопроводов, уменьшая их проходное сечение. Наличие водяных паров в газе – это гарантированная коррозия трубопроводов и оборудования, а еще – шанс появления в них гидратов, снегоподобного веществ, способных полностью перекрыть сечение трубопровода. Еще хлеще ведет себя сероводород, который в присутствии влаги образует серную и сернистую кислоты, которые в буквальном смысле слова разъедают трубы, арматуру и оборудование. Углекислый газ понижает температуру сгорания газа, ухудшает его химический состав, и тоже ведет к коррозии. В общем, неподготовленный к транспортировке природный газ – это просто фильм ужасов для любого специалиста по трубопроводам. А потому давайте знакомиться с тем, что обеспечивает всех нас приличным по своему составу газом.

Перерождение газа начинается на его месторождении

Просим любить и жаловать – УКПГ, установка комплексной подготовки газа:

Фото: gazprom.ru

или вот такая – тут в снегу:

Фото: gazprom.ru

Красиво, не так ли? Но универсальной, типовой УКПГ просто не существует – для каждого месторождения приходится подбирать индивидуальный комплект оборудования, ведь в каждом месторождении химический состав природного газа чуточку разный, способ очистки зависит и от климатических, температурных условий местности, в которой находится месторождение. УПКГ не стоит у каждой скважины отдельно, ее делают централизованной для всего месторождения, при разработке которого обычно используется не одна, а множество скважин. Соответственно, приходится монтировать систему труб от скважин к месту расположений УКПГ и в этих «паутинах», кажущихся постороннему глазу полным хаосом, сокрыт понятный только специалистам порядок, продуманность. «Ткнуть трубу и качать бабки»? Ну-ну.

В состав УКПГ входят (мы просто перечислим, не раскрывая подробных технических и технологических деталей):

• блок предварительной очистки (сепарации), обеспечивающий отделение от газа механических примесей, капельной влаги и жидких углеводородов;
• технологические установки очистки, осушки и охлаждения газов;
• дожимные компрессорные станции;
• вспомогательные системы производственного назначения (операторная, установки со средствами связи, электро-, тепло- и водоснабжения, электрохимической защиты, пожаротушения, склады химических абсорбентов и пр.)

Каким бы ни был состав газа на том или ином месторождении, в магистральный газопровод должна поступать одна и та же смесь, требования к которой собраны в ОСТ 51.40-83. В них – предельные нормы содержания воды, углекислого газа, тяжелых углеводородов, сероводорода, кислорода, температура газа при том или ином времени года и требования по теплоте сгорания. Только в таком виде газ допускают до поступления в магистральный газопровод – не прямиком из недр Земли, а после многоступенчатой системы очистки, осушки, подогрева или охлаждения. По сути, каждое УКПГ – большая химическая и физическая лаборатория, исправность функционирования которых обеспечивают специалисты с высшим образованием, соглашающиеся трудиться в очень непростых порой условиях. Мы с вами прекрасно знаем, что наш газ добывается в Сибири, в полярных районах, на шельфах северных морей. Полярные ночи, морозы и снегопады – специалисты и аппаратура обязаны выдерживать все, что выпадает на их долю. Да-да, ради того, чтобы мы поутру могли спокойно кипятить чайник и жарить яичницу, включив на кухне свет, днем и ночью работают те, о ком мы так редко вспоминаем.

Фото: gazprom.ru

УКПГ, которую вы видели на фотографии – далеко не самая большая и не самая мощная. В октябре 1966 года была запущена Пунгинская УПКГ мощностью 6 млрд кубометров газа в год, и на тот момент это был всесоюзный рекорд. В мае 1972 была запущена УКПГ на Медвежьем месторождении – 8,5 млрд кубов в год, в 1993 начала работу УКПГ Комсомольского месторождения, удерживающая пальму первенства и поныне – 32 млрд кубометров ежегодно.

Химия – не только жизнь, но еще и деньги

Как вы понимаете, этот сверхкороткий рассказ может быть развернут в повесть, в роман. УКПГ для газовых месторождений и для месторождений газоконденсатных, осушка газа охлаждением и осушка химическая, абсорбционная и адсорбционная, этиленгликоли, осушка твердым поглотителем… Это действительно серьезная наука, но для общего понимания того, что происходит в точке входа природного газа в магистральный трубопровод сказанного вполне достаточно. В следующий раз мы постараемся понять, зачем Газпром строит в Амурской области газоперерабатывающий завод и почему СИБУР решил, что должен разместить рядом с ним свой будущий газоперерабатывающий комбинат. Да и чем, собственно, отличается завод от комбината?

И совсем отдельная история – как приходится подготавливать природный газ к сжижению, как выглядит сам процесс сжижения и почему получить жидкий газ на Ямале удается немного дешевле, чем в Персидском заливе. Да, заодно разберемся, почему жидкий газ в зажигалке остается жидким и при дневной температуре, а газ, который везут по морю специализированные танкеры, должен иметь температуру -160 градусов и не выше. В том, что мы называем «природным газом» – множество тайн и загадок, которые таковыми стали просто потому, что химию в школе мы изучали давным-давно, да, порой, еще и кое-как. Попробуем вспомнить, заодно присоединив к забытому информацию сугубо экономическую – что сколько стоит, что выгоднее оставлять сырьем, а что – переработать, прикинув выгодную глубину переработки. Наука наукой, а деньги любят счет. Вряд ли будущие статьи будут трудными для понимания, ведь молекулы куда как менее загадочны и таинственны, чем атом, так что нет сомнений – справимся!

Фото: gazprom.ru

Если вы нашли ошибку, пожалуйста, выделите фрагмент текста и нажмите Ctrl+Enter.

Договор поставки газа

Форма оферты

Форма договора

Порядок заключения договора поставки природного газа

Регламентируется постановлением Правительства РФ № 549 от 21. 07. 2008 года

Для заключения договора поставки газа заявителю необходимо предоставить в абонентскую службу ООО «Газпром межрегионгаз Брянск» по месту нахождения газифицируемого дома (квартиры) оферту на заключение договора поставки газа с приложением следующих документов:

   Копия паспорта РФ.
   Документы, подтверждающие право собственности заявителя в отношении помещений, газоснабжение которых необходимо обеспечить, или иные основания пользования этими помещениями (cвидетельство о регистрации права, договор купли-продажи, договор социального найма).
   Документы, подтверждающие количество лиц, проживающих в жилых помещениях многоквартирных домов и жилых домов (справка о количестве зарегистрированных или домовая книга).
Документы, подтверждающие состав и тип газоиспользующего оборудования, входящего в состав внутридомового газового оборудования, и соответствие этого оборудования установленным для него техническим требованиям (паспорта на газовое оборудование).
   Документы, подтверждающие тип установленного прибора (узла) учета газа, место его присоединения к газопроводу, дату опломбирования прибора учета газа заводом-изготовителем или организацией, осуществлявшей его последнюю поверку, а также установленный срок проведения очередной поверки (при наличии такого прибора) (свидетельство о поверке и/или паспорт на счетчик газа).
    Копия договора о техническом обслуживании внутридомового газового оборудования и аварийно-диспетчерском обеспечении.
Документы, подтверждающие размеры общей площади жилых и отапливаемых вспомогательных помещений, а также размер (объем) отапливаемых помещений надворных построек, — при наличии отопительных газовых приборов (технический паспорт помещения/дома).
   Копия акта об определении границы раздела собственности (при наличии).

   После проверки наличия технической возможности подачи газа Потребителю, комплектности и правильности оформления представленных документов, достоверности содержащихся в них сведений, если нет оснований для отказа, Поставщик заключает Договор поставки газа для обеспечения коммунально-бытовых нужд граждан в 2-х экземплярах на неопределенный срок.

   Техническая возможность признается наличествующей, если на территории муниципального образования, где расположено помещение (жилой дом), газоснабжение которого необходимо обеспечить, имеется газораспределительная сеть, мощность которой позволяет газоснабжающей организации обеспечить подачу газа во исполнение всех заключенных ею договоров и к которой подключен газопровод, входящий в состав внутридомового газового оборудования заявителя.

Основания для отказа заключения договора поставки газа:

   Отсутствие у заявителя газопровода, входящего в состав внутридомового газового оборудования, присоединенного к газораспределительной сети, и газоиспользующего оборудования, отвечающих установленным для таких газопровода и оборудования техническим требованиям, а также подключенного к входящему в состав внутридомового газового оборудования газопроводу прибора учета газа, отвечающего установленным для таких приборов требованиям.
   Отсутствие у заявителя договора о техническом обслуживании внутридомового газового оборудования и аварийно-диспетчерском обеспечении, срок действия которого истекает не ранее года с даты подачи заявителем оферты.
   Отсутствие технической возможности подачи газа.
Предоставление не полного комплекта документов, или выявление в документах недостоверных сведений.

Форма оферты

Форма договора 

Зарубежная транспортировка российского газа | ООО «Газпром экспорт»

Транспортировка газа для поставки зарубежным покупателям осуществляется по уникальной, не имеющей аналогов в мире системе газоснабжения, соединяющей месторождения российского севера с соседними странами, а также по газопроводу «Сила Сибири», запуск в эксплуатацию которого стал одним из ключевых событий 2019 года.

Газотранспортные коридоры через Украину

Через территорию Украины проходит ряд магистральных газопроводов. Вместе они образуют крупнейший газотранспортный коридор проектной мощностью свыше 100 млрд куб. м, по которому российский газ может поставляться потребителям в Центральной, Западной и Южной Европе.

Для обеспечения бесперебойных поставок российского природного газа в страны Дальнего Зарубежья при непосредственном участии ООО «Газпром экспорт» 30 декабря 2019 г. заключено Соглашение между ПАО «Газпром» и НАК «Нафтогаз Украины» о транспортировке природного газа через территорию Украины, действующее до 31 декабря 2024 г.

 

• «Уренгой – Помары – Ужгород», «Братство», «Прогресс»
  
  Поставки по газопроводу «Братство» начались в 1967 г. В 1984 был построен первый в мире трансконтинентальный газопровод «Уренгой – Помары – Ужгород», проектной мощностью 32 млрд куб. м газа в год. В 1988 году был построен газопровод «Прогресс» («Ямбург — Западная граница СССР»), мощностью 26 млрд куб. м. На территории Украины его маршрут совпадает с маршрутом газопровода «Уренгой — Помары — Ужгород».
  
  Эти газопроводы в составе «украинского коридора» обеспечивают транзит газа в направлении Словакии. В Словакии газопровод разделяется, одна из ветвей переходит в Чехию, другая — в Австрию. 

   

  Транзит российского газа по территории Чехии идет в направлениях пунктов Вайдхаус и Гора Св. Катерины как с ужгородского направления, так и по газопроводу «Ямал — Европа» через пункты входа Ольбернау и Брандов.

  Австрия играет важную роль в доставке природного газа в Италию, Венгрию, Словению и Хорватию.  

  
   

• «Союз» 
  
  Газопровод по маршруту «Оренбург — Западная граница СССР» был построен в результате подписания «Оренбургского соглашения». Он был введен в эксплуатацию в 1980 г. Его проектная мощность составляет 26 млрд куб. м газа в год. Транспортируемый по «Союзу» газ может поставляться в направлении Словакии, Венгрии и Румынии.
  
   
• Газотранспортный коридор через Румынию
  
  Еще одним направлением транзита российского газа через Украину является Молдавия и Румыния. В 1986 г. было начато строительство транзитного газопровода, по которому газ через территорию Румынии поставлялся в Болгарию, Турцию, Грецию и Северную Македонию. В 2002 г. построена вторая нитка этого газопровода.

«Северный поток»

Газопровод «Северный поток» мощностью 55 млрд куб. м в год позволяет транспортировать газ потребителям Западной Европы, минуя транзитные страны. «Северный поток» включает в себя две нитки мощностью 27,5 млрд куб. м в год каждая. Маршрут трубопровода проходит по дну Балтийского моря от бухты Портовая близ Выборга, до побережья Германии в районе Грайфсвальда. Протяженность «Северного потока» составляет 1224 км. Целевыми рынками поставок по этому газопроводу являются Германия, Великобритания, Нидерланды, Франция, Дания и другие страны.

«Ямал – Европа»

Газопровод «Ямал — Европа» проходит по территории России, Белоруссии, Польши до Германии. Строительство газопровода началось в 1994 г. в приграничных районах Германии и Польши, и уже в 1996 г. первые участки магистрали были введены в эксплуатацию. Строительство белорусского участка газопровода «Ямал — Европа», инвестором которого стал Газпром, началось в 1997 г. После введения в строй в 2006 г. последней КС в Белоруссии газопровод «Ямал — Европа» вышел на проектную мощность — 33 млрд куб. м в год.

«Голубой поток»

Газопровод «Голубой поток» предназначен для прямых поставок российского газа в Турцию, минуя страны-транзитеры. Общая протяженность сухопутных и морского участков газопровода составляет 1213 км — от района Изобильное в Ставропольском крае до Анкары в Турции. Строительство газопровода завершено в декабре 2002 г., а в феврале 2003 г. начались промышленные поставки газа. В 2019 г. объем транспортировки газа по «Голубому потоку» составил около 11 млрд куб. м.

«Выборг – Иматра»

Газопровод для поставок российского газа в Финляндию является частью газотранспортной системы Ленинградской области. Его мощность составляет 6 млрд куб. м в год.

«Северный поток»

Северный поток — 2

«Северный поток» — экспортный газопровод из России в Европу через Балтийское море. Он напрямую связывает «Газпром» и европейских потребителей, минуя транзитные государства. «Северный поток» обеспечивает высокую надежность поставок российского газа в Европу.

Мощность двух ниток — 55 млрд куб. м газа в год.

Протяженность — 1224 км.

Оператор «Северного потока» — компания Nord Stream AG.

Реализация проекта

«Северный поток» — это высокотехнологичный сверхнадежный маршрут поставки российского газа в ЕС.

2000–2006

В декабре 2000 года решением Европейской комиссии проекту «Северный поток» был присвоен статус TEN (Трансъевропейские сети), который был подтвержден в 2006 году. Это означает, что «Северный поток» имеет ключевое значение для обеспечения устойчивого развития и энергобезопасности Европы.

2010–2012

В апреле 2010 года в Балтийском море началось строительство газопровода «Северный поток». В ноябре 2011 года состоялся ввод в эксплуатацию первой нитки «Северного потока», в октябре 2012 года — второй нитки.

Закачку газа в «Северный поток» осуществляет компрессорная станция (КС) «Портовая». Это уникальный объект мировой газовой отрасли по суммарной мощности (366 МВт).

В «Северном потоке» использованы трубы диаметром 1220 мм, давление в газопроводе на выходе из расположенной на российском берегу компрессорной станции «Портовая» составляет 220 бар (220 кг на 1 кв. см), при выходе трубы на сушу в Германии — 106 бар.

До «Северного потока» никто в мире не строил газопроводов, по которым в бескомпрессорном режиме можно было бы транспортировать газ на расстояние 1224 км.

Еще некоторый запас по давлению создан на немецком берегу, ведь в Грайфсвальде КС тоже нет. Таким образом, энергии хватает не только, чтобы поставлять газ через Балтийское море без дополнительных компрессорных станций, но и чтобы транспортировать его еще на 100 км по суше.

Сталь, которая выбрана в рамках проекта для изготовления труб, — уникальна. Металлургам далеко не сразу удалось создать материал с таким запасом прочности и эластичности. Кроме того, внутреннюю поверхность трубы обработали таким образом, что шероховатость металла стала ниже шести микрон. Один микрон — тысячная часть миллиметра. Чтобы добиться такого показателя, сначала труба полируется механически, а затем на металл наносится специальное полимерное гладкостное покрытие.

Применяемые в проекте материалы, технологии и решения позволяют рассчитывать на безотказную работу газопровода в течение как минимум 50 лет.

Морской газопровод не требует больших затрат на обслуживание. Его состояние контролируется при помощи специальных диагностических устройств, которые запускают по трубе из России в Германию. Это так называемые интеллектуальные поршни — каждый из них представляет собой большой вычислительный комплекс. Конструкция газопровода как раз такова, чтобы по нему мог беспрепятственно проходить диагностический поршень — на всем протяжении трассы внутренний диаметр, исчисляемый с точностью до одного миллиметра, составляет 1153 мм.

В то же время внешний диаметр по ходу удаления от российского берега постепенно уменьшается в соответствии с падением давления газа. Первые 300 км труба должна выдерживать давление 220 бар, следующие почти 500 км — 200 бар, а затем — 170 бар. На каждом из этих участков стенка газопровода имеет различную толщину — от 34 до 27 мм. Такое сегментирование позволило сэкономить расходы на производство труб без ущерба для надежности.

На трубу нанесено специальное внешнее антикоррозийное и бетонное покрытие. Бетонное покрытие производится из высокоплотной железной руды, которая измельчается, смешивается с цементом и наносится на трубу. В результате труба оказывается в армированной спиральной оболочке, залитой бетоном, и затем в течение суток обрабатывается паром в специальных тоннелях. Обетонирование решает сразу несколько задач. Во-первых, удерживает газопровод на морском дне и фиксирует трубу, чтобы ее не сносило течением. Во-вторых, играет роль изоляции, защищающей магистраль от внешних механических повреждений.

Реализация проекта «Северный поток» способствовала развитию российской трубной отрасли. Производством труб большого диаметра для первой нитки газопровода занимался «Выксунский металлургический завод» (25%) и немецкий концерн Europipe (75%). Для второй нитки трубы произвели: ОМК (25%), Europipe (65%) и японская Sumitomo (10%).

«Северный поток» является транснациональным проектом. Процесс его строительства регулировался международными конвенциями и национальным законодательством каждого государства, через территориальные воды и/или исключительную экономическую зону которого проходит газопровод.

Акватория Балтийского моря по маршруту «Северного потока» была тщательно исследована до начала прокладки. Маршрут газопровода был намечен, насколько это возможно, по прямой линии и при этом скорректирован с учетом важных навигационных маршрутов, экологически чувствительных и других особых зон.

Строительство «Северного потока» осуществлялось с соблюдением самых строгих экологических норм и не нарушило экосистему Балтийского моря. В частности, для минимизации воздействия на окружающую среду строительные работы не велись во время нереста сельди, а также во время остановки перелетных птиц в этих местах.

В общей сложности исследовательские суда прошли свыше 40 тыс. км морского дна с целью изучения его рельефа и придонных отложений, поиска боеприпасов и объектов культурного наследия. Эксперты подробно исследовали химический состав воды по маршруту газопровода, морскую флору и фауну. Полученные результаты проанализировали и обобщили в материалах оценки воздействия на окружающую среду (ОВОС), которые были представлены национальным государственным органам всех стран Балтийского моря вместе с заявочной документацией в процессе получения разрешений.

ОСТ 51.40-83 Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы. Технические условия / 51 40 83

УТВЕРЖДАЮ

Министр газовой промышленности

В.А. Динков

«31» марта 1983 г.

ГАЗЫ ГОРЮЧИЕ ПРИРОДНЫЕ,

ПОДАВАЕМЫЕ В МАГИСТРАЛЬНЫЕ ГАЗОПРОВОДЫ

Технические условия

ОСТ 51.40-83

Директор ВНИИГАЗа                                                            А.И.
Гриценко

Руководитель
газоаналитической

лаборатории, руководитель
темы                                         А.К. Карпов

Руководитель
лаборатории

стандартизации                                                                       В.П.
Булычев

Руководитель
отдела технологии

транспорта газа                                                                       Г.Э.
Одишария

Руководитель
лаборатории

промыслового сбора газа и
конденсата                               А.М. Сиротин

СОГЛАСОВАНО

Начальник
Технического Управления                                 А.Д. Седых

Начальник
Управления по добыче

газа и газового конденсата                                                    В.А.
Коновалов

Начальник
Управления по переработке

природного газа                                                                      В.А.
Степанюк

Начальник
Центрального диспетчерского

управления ЕСГ СССР                                                          В.И.
Халатин

Начальник
Управления по транспортировке

и поставкам газа                                                                     В.Г.
Курченков

Директор ВНИИЭГазпрома                                                  В.Е.
Мармылев

ЦК профсоюза: исх. №
02Ф-0644-172

от 06.05.83 г.

ОТРАСЛЕВОЙ СТАНДАРТ

Приказом
Министерства газовой промышленности от 1 апреля 1983 г. № ВД-183 срок
введения установлен

с 1 июня 1983 г.

до 01.07 1993 г.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

Несоблюдение стандарта преследуется по
закону.

Настоящий стандарт
распространяется на газы горючие природные, подаваемые из газовых и
газоконденсатных месторождений и с газоперерабатывающих заводов в магистральные
газопроводы.

Для природного газа,
подаваемого с месторождений, введенных в эксплуатацию до 1983 г., показатели
точки росы по влаге и углеводородам устанавливаются в технических условиях,
разрабатываемых производственными объединениями для каждого газодобывающего
района.

Стандарт не распространяется:

на газы месторождений,
подаваемые для обработки на головных сооружениях и газоперерабатывающих
заводах;

на газы, подаваемые в
надземные магистральные газопроводы;

на газы, подаваемые в
газопроводы, предназначенные для газоснабжения отдельных потребителей
непосредственно с месторождений (завода).

(Измененная редакция, Изм. № 1).

По физико-химическим
показателям природные газы должны соответствовать требованиям и нормам,
указанным в таблице.

Таблица

Примечания: 1. Климатические районы по ГОСТ
16350-80.

2. Допускается поставка в отдельные
газопроводы газа с более высоким содержанием сероводорода и меркаптанов по
согласованным в установленном порядке техническим условиям.

3. Допускается определять
точку росы газа по влаге и по углеводородам другими методами с нормированной
погрешностью измерения.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

2.1.
Природные горючие газы по токсикологической характеристике относятся к
веществам 4 класса опасности по ГОСТ 12.1.007-76.

2.2. Природные углеводородные
газы не оказывают токсического действия на организм человека, но при высоких
концентрациях вызывают отравления, связанные с асфиксией из-за недостатка
кислорода.

2.3. Углеводороды природных
газов в организме человека не кумулируются.

2.4.
Предельно допустимая концентрация (ПДК) углеводородов природного газа в воздухе
рабочей зоны равна 300 мг/м³ в пересчете на углерод (ГОСТ 12.1.005-76).

Определение содержания
углеводородов в воздухе рабочей зоны может производиться стационарными или
переносными газоанализаторами типа УГ-2, ГХ-4, ТГ-5 или другими анализаторами
для контроля содержания углеводородов в воздухе рабочей зоны.

2.5. Углеводороды природных
газов в воздушной среде токсичных соединений не образуют.

2.6. При
добыче и переработке природного газа сернистые соединения (сероводород),
содержащиеся в нем, могут образовывать пирофорные соединения с железом.
Предотвращение самовозгорания (обезвреживание) пирофорных соединений
производится в соответствии с «Правилами безопасности в нефтегазодобывающей
промышленности», утвержденными Госгортехнадзором СССР.

2.7. Для
обеспечения безопасности работающих вся аппаратура и оборудование должны быть
герметичными, производственные помещения обеспечены вентиляцией по ГОСТ 12.4.021-75.
Другие меры и средства защиты работающих от воздействия природного газа, требования к личной гигиене работающих
регламентируются «Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности»,
«Правила безопасности при
эксплуатации газоперерабатывающих
заводов» утв. Миннефтепромом, Мингазпромом и
Госгортехнадзором СССР 11.03.86 г.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

2.8. При поставке природного
газа с повышенным содержанием сероводорода и меркаптанов по техническим
условиям должны быть установлены дополнительные требования безопасности в
соответствующем разделе технических условий.

2.9.
Природные горючие газы относятся к группе горючих веществ, способных образовывать
с воздухом взрывоопасные смеси.

Концентрационные пределы
воспламенения (по метану) в смеси с воздухом, об., %: нижний — 5, верхний — 15,
для природного газа конкретного состава концентрационные пределы воспламенения
определяют в соответствии с ГОСТ
12.1.044-84.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

2.10. Категория взрывоопасной
смеси 11АТ1.

2.11. Другие
пожаровзрывоопасные свойства природных газов приняты по метану и приведены в
справочном приложении.

2.12.
Номенклатуру видов пожарной техники и огнетушащих средств устанавливают в
соответствии с «Нормами положенности противопожарного оборудования и первичных
средств пожаротушения на объектах Министерства газовой промышленности»,
согласованными с ГУПО МВД СССР и утвержденными Министерством газовой
промышленности.

3.1. Приемка природного газа
производится по физико-химическим показателям, предусмотренным настоящим
стандартом.

3.2. Отбор
проб газа по ГОСТ
18917-82. Места отбора
проб, периодичность и пункты контроля качества газа на соответствие требованиям
настоящего стандарта устанавливают по согласованию с потребителем.

3.3. При получении
неудовлетворительных результатов испытаний проводят повторные испытания по
показателям, давшим отрицательные результаты. Результаты повторных испытаний считают
окончательными.

3.2, 3.3. (Новая редакция,
Изм. № 1).

3.3а Результаты периодических
испытаний качества газа распространяются на объем газа, поданный в трубопровод,
за период между данным и последующим испытаниями.

(Введен дополнительно, Изм. № 1).

3.4. В спорных случаях
производятся совместные контрольные измерения всех показателей качества газа
представителями обеих сторон. Результаты измерений оформляются двусторонним
актом.

3.5. Порядок разрешения
спорных вопросов по физико-химическим показателям газа устанавливается в
соглашениях между поставщиком и потребителем.

Справочное

Минимальная энергия зажигания                                                         0,28
мДж

Максимальная нормальная
скорость горения                                     0,338 м/сек

Максимальное давление взрыва                                                           7,2
кгс/см²

Минимальное взрывоопасное
содержание кислорода

при разбавлении
метановоздушных смесей (% объемн.):

углекислым газом                                                                                   15,6

азотом                                                                                                       12,8

Минимальная концентрация
предупреждения взрыва при

аварийном истечении метана и
тушения факела в закрытых

объемах (% объемн.):

углекислого газа                                                                                     26

азота                                                                                                         39

Температура самовоспламенения                                                         537
°С

(Измененная редакция, Изм. № 1).

ПЕРЕЧЕНЬ

документов, на которые даны ссылки в стандарте

(Измененная
редакция, Изм. № 1).

СОДЕРЖАНИЕ

О газе. Полезная статья — ГазПлюс

Самый распространенный в быту газ это природный газ.
Еще есть сжиженный газ. Мы специализируемся на работе с природным газом.

Газы и их свойства.
Состав и свойства природного газа.
Повышенная опасность газа, сопутствующая эксплуатации газ. оборудования жилых зданий, обусловлена свойствами газ. топлива.
Состав природного газа: Метан 98% и примеси.
Газ не имеет цвета, запаха и вкуса.
Теплопроизводительность газа — 8500 Ккалл/м³.
Температура воспламенения газа — 645 градусов C.
Пределы взрываемости газа — 5-15 %.
Давление взрыва газа — 8-10 Кгс/см².
Плотность газа — 0,73 кг/м3.
Так как газ не имеет запаха, для придания газу запаха с целью распознавания газа в воздухе используется одоризация:
Внесение в состав газа сильнопахнущего вещества, одоранта. В газ добавляется этилмеркаптан в количестве 16 грамм
на 1000 м³ природного газа.
Это позволяет обнаружить газ при его концентрации в воздухе 1%, что составляет 1/5 от нижнего предела взрываемости газа (5%).
1% — опасная концентрация газа.

Отрицательные и положительные свойства газ. топлива.
Положительные свойства газа — газ относительно дешевое топливо, экологически чистое, газ легко поддается автоматизации, легко транспортируем.
Отрицательные свойства газа — газ взрывоопасен, пожароопасен, газ действует на организм человека удушающе, продукты неполного
сгорания газа — отравляюще.

Горение газа. Горение газ. топлива.
Условия горения газ топлива:
Непрерывный подвод газа, непрерывный подвод воздуха в достаточном количестве.
Перемешивание газа с воздухом.
Температура воспламенения газа.

Продукты полного сгорания газ. топлива: углекислый газ, пары воды.
Продукты неполного сгорания газа: угарный газ, сажа, водород, природный газ.

Определение полноты сгорания газа.
При полном сгорании газа процесс горения протекает спокойно, пламя полупрозрачное, с голубовато-зеленым оттенком.
Если пламя или часть его имеет желтовато-красный оттенок — сгорание газа не полное.

Водород вместо газа из России: Германия готовит первый шаг | Экономика в Германии и мире: новости и аналитика | DW

Европа, усиливая борьбу против изменения климата, берет курс на широкое использование водорода как экологичного сырья и энергоносителя, а Германия стремится стать одним из мировых лидеров по внедрению h3-технологий в самых разных сферах. В широкомасштабную государственную программу развития водородной экономики, которую в ближайшее время намерено представить правительство ФРГ, войдет и проект перевода к 2030 году части весьма развитой немецкой газопроводной системы на транспортировку h3.

Инфраструктура для водородной энергетики: стартовый этап

В перспективе речь может пойти и о тех магистральных газопроводах, по которым в настоящее время прокачивают по территории Германии российский природный газ. В том числе об OPAL и Eugal. Они связаны с двумя ключевыми европейскими проектами «Газпрома», поскольку являются сухопутными продолжениями морских трубопроводов «Северный поток» и «Северный поток-2». Причем немецкая газпромовская дочка Gascade такие планы, в принципе, поддерживает.

Начало газопровода Eugal в Любмине под Грайфсвальдом

Эти планы представило в середине мая объединение работающих на немецком рынке операторов магистральных газопроводов FNB Gas. Название проекта «h3-Startnetz 2030» указывает на то, что в ближайшее десятилетие планируется создать лишь первоначальную, «стартовую сеть», на основе которой в дальнейшем могла бы развиваться разветвленная инфраструктура по транспортировке и хранению водорода.

«h3-Startnetz 2030 длиною свыше 1200 километров — это первый шаг на пути от визионерской концепции межрегиональной водородной сети к ее реализации. На базе имеющейся сети газопроводов в Германии возникла бы совершенно новая энергетическая сеть, которая дала бы возможность таким индустриальным отраслям, как сталелитейная и химическая промышленность, добиться климатической нейтральности», — заявила исполнительный директор FNB Gas Инга Пош (Inga Posch).

«Зеленый водород« по технологии Power to Gas

Ведь использовать предполагается преимущественно «зеленый водород», который производят без использования углеводородов и, соответственно, без выделения в атмосферу углекислого газа CO2, вызывающего парниковый эффект. «Зеленый водород» получают из обычной воды методом электролиза, используя электроэнергию из возобновляемых источников (технология Power to Gas или P2G уже свыше десяти лет разрабатывается главным образом в Германии).

FNB Gas насчитала в ФРГ 31 подобную производственную установку, преимущественно на западе и северо-западе страны. Их и предполагается первым делом соединить с такими промышленными потребителями водорода, как металлургические и нефтеперерабатывающие заводы, с заправочными станциями для водородных автомобилей и для водородных поездов, а также с действующими подземными хранилищами газа (ПХГ).

P2G-установка фирмы ENERTRAG: в здании справа осуществляется электролиз, в цистернах слева хранится водород

Причем для хранения h3 особенно подходят те, что созданы на основе соляных каверн, которых особенно много опять-таки на северо-западе Германии. Одно из самых крупных таких ПХГ, в Йемгуме, через немецкую дочку Astora контролирует «Газпром».

Примечательно, что для реализации проекта «h3-Startnetz 2030» придется проложить всего лишь 100 километров новых трубопроводов, остальная инфраструктура уже имеется, ее надо лишь переоснастить и перенастроить, чтобы она могла работать с водородом. Для этого, по подсчетам FNB Gas, потребуются инвестиции примерно в 660 миллионов евро — сумма довольно скромная, если учесть, что эти средства предстоит вложить 11 газотранспортным компаниям в течение целого десятилетия.

Opal и Eugal включены в перспективный план развития H2-сети

Поэтому FNB Gas не просит у государства никакой материальной поддержки. Единственное, чего члены объединения требуют от правительства и парламента ФРГ: как можно скорее внести необходимые изменения и дополнения в немецкое законодательство. Заинтересованные в проекте индустриальные и энергетические объединения уже представили Берлину соответствующие предложения. Эксплуатация системы транспортировки водорода больших затрат тоже не потребует, уверяет Инга Пош: «Мы исходим из очень умеренного повышения тарифов на услуги магистральных сетей на менее чем 1 процент в 2031 году».

FNB Gas опубликовала схематическую карту будущей водородной сети в Германии с потенциальными трубопроводами, хранилищами и потребителями h3. На ней в качестве возможных в будущем маршрутов транспортировки водорода на востоке ФРГ указан, в частности, и тот, который обслуживают сейчас две нитки Opal и первая нитка Eugal. В конце 2020 года к ней должна прибавиться вторая.

Так что в Германии в перспективные планы развития водородной сети, хотя пока и без указания конкретных сроков, уже включили те мощности, которые сооружались и используются в настоящее время для транспортировки российского природного газа. И его поставщик, «Газпром», это знает. Более того, он поддерживает такие планы, по меньшей мере формально.

Дочка «Газпрома«хочет помочь ФРГ в деле защиты климата

Во всяком случае Джордж Вюстнер (George Wüstner), пресс-секретарь оператора Opal и Eugal компании Gascade, заверил DW, что все ее газопроводы «в принципе могут быть предоставлены для транспортировки водорода». Gascade — это совместное газотранспортное предприятие российского полугосударственного концерна «Газпром» и немецкой нефтегазовой компании Wintershall Dea.

В диспетчерской Gascade в Касселе следят за целой сетью газопроводов, в том числе за OPAL и Eugal

В письменном ответе на вопросы DW Джордж Вюстнер пояснил: «Поскольку возобновляемый и декарбонизированный водород является тем энергоносителем, который можно в сжатые сроки получить в больших количествах по относительно выгодным ценам, мы считаем необходимым использовать его для достижения немецких климатических целей. Поэтому мы полностью поддерживаем предоставление водороду имеющейся газовой инфраструктуры».

По словам пресс-секретаря Gascade, его компания «в будущем открыта для самых разных вариантов использования нашей трубопроводной сети» с целью транспортировки водорода, но только при наличии «достаточных объемов». Однако в той части Восточной Германии, где проходят Opal и Eugal, в настоящее время, по его словам, запланированы лишь несколько небольших проектов на основе электролиза. Иными словами, принципиальное согласие заменить российский природный газ на немецкий «зеленый водород» пока ни к чему особенно не обязывает.

Проект «H2-Startnetz 2030« пользуется широкой поддержкой

Тем не менее тенденция в сторону использования h3 совершенно очевидна. «Среди операторов сетей в Германии Ontras одной из первых уже весьма рано высказалась в пользу «зеленых» газов и водорода», — напомнил DW Ральф Боршинский (Ralf Borschinsky), пресс-секретарь газотранспортной компании Ontras, принадлежащей концерну Verbundnetz Gas (VNG) — давнему крупному партнеру «Газпрома» еще со времен ГДР.

Ontras была одним из инициаторов проекта «h3-Startnetz 2030», подчеркнул он, стратегическая цель компании состоит в достижении углеродной нейтральности к 2050 году. Что же касается ближайшего будущего, то в случае успешной реализации проекта в энергетическом парке восточногерманского города Бад-Лаухштедт, где, в частности, сооружаются установка Power to gas и подземное хранилище «зеленого водорода», Ontras «могла бы самое позднее в 2025 году полностью перевести на водород один из трубопроводов».

Рост водородной экономики должна обеспечить возобновляемая энергетика

«Мы считаем, что водород — это тот существенный элемент, который обеспечит Германии достижение в 2050 году ее климатических целей и энергетический переход. Поэтому мы намерены активно содействовать развитию в этом направлении», — заверил DW и Андреас Леман (Andreas Lehmann), пресс-секретарь крупнейшей в Германия газотранспортной компании Open Grid Europe (OGE). Раньше, до предписанного Евросоюзом анбандлинга (разделения деятельности по добыче и транспортировке газа), она входила в состав энергетического концерна E.on.

Переход с «голубого топлива« на H2 намечен на 2030-2050 годы

«Если мы хотим построить водородную экономику, необходимо прежде всего наладить устойчивое и надежное снабжение водородом промышленности», — подчеркнул Андреас Леман и отметил, что в долгосрочном плане с точки зрения защиты климата смысл имеет использование только «зеленого водорода».

Компания OGE является, в частности, одним из двух операторов магистрального газопровода Megal, по которому поступающий из Австрии и Чехии российский газ идет на юг Германии и дальше транзитом во Францию.

Таким образом, три немецкие компании, занимающиеся в данный момент транспортировкой продукции «Газпрома» по территории ФРГ, фактически подтвердили DW, что в рамках создания водородной экономики готовы в период между 2030 и 2050 годами активно переводить свои сети с «голубого топлива» на «зеленый водород».

Смотрите также:

• Технологии хранения энергии из возобновляемых источников

  Электростанция из аккумуляторов

  Как хранить в промышленных масштабах излишки электроэнергии, выработанной ветрогенераторами и солнечными панелями? Соединить как можно больше аккумуляторов! В Германии эту технологию с 2014 года отрабатывают в институте общества Фраунгофера в Магдебурге (фото). По соседству, в Шверине, тогда же заработала крупнейшая в Европе коммерческая аккумуляторная электростанция фирмы WEMAG мощностью 10 МВт.

• Технологии хранения энергии из возобновляемых источников

  Большие батареи на маленьком острове

  Крупнейшие аккумуляторные электростанции действуют в США и странах Азии. А на карибском острове Синт-Эстатиус (Нидерландские Антилы) с помощью этой технологии резко снизили завоз топлива для дизельных электрогенераторов. Днем местных жителей, их около 4 тысяч, электричеством с 2016 года снабжает солнечная электростанция, а вечером и ночью — ее аккумуляторы, установленные фирмой из ФРГ.

• Технологии хранения энергии из возобновляемых источников

  Главное — хорошие насосы

  Гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС) — старейшая и хорошо отработанная технология хранения электроэнергии. Когда она в избытке, электронасосы перекачивают воду из нижнего водоема в верхний. Когда она нужна, вода сбрасывается вниз и приводит в действие гидрогенератор. Однако далеко не везде можно найти подходящий водоем и нужный перепад высот. В Хердеке в Рурской области условия подходящие.

• Технологии хранения энергии из возобновляемых источников

  Место хранения — норвежские фьорды

  Оптимальные природные условия для ГАЭС — в норвежских фьордах. Поэтому по такому кабелю с 2020 года подводная высоковольтная линия электропередачи NordLink длиной в 623 километра и мощностью в 1400 МВт будет перебрасывать излишки электроэнергии из ветропарков Северной Германии, где совершенно плоский рельеф, на скалистое побережье Норвегии. И там они будут храниться до востребования.

• Технологии хранения энергии из возобновляемых источников

  Электроэнергия превращается в газ

  Избытки электроэнергии можно хранить в виде газа. Методом электролиза из обычной воды выделяется водород, который с помощью СО2 превращается в метан. Его закачивают в газохранилища или на месте используют для заправки автомобилей. Идея технологии Power-to-Gas родилась в 2008 году в ФРГ, сейчас здесь около 30 опытно-промышленных установок. На снимке — пилотный проект в Рапперсвиле (Швейцария).

• Технологии хранения энергии из возобновляемых источников

  Водород в сжиженном виде

  Идея Power-to-Gas дала толчок разработкам в разных направлениях. Зачем, к примеру, превращать в метан полученный благодаря электролизу водород? Он и сам по себе отличное топливо! Но как транспортировать этот быстро воспламеняющийся газ? Ученые университета Эрлангена-Нюрнберга и фирма Hydrogenious Technologies разработали технологию его безопасной перевозки в цистернах с органической жидкостью.

• Технологии хранения энергии из возобновляемых источников

  В чем тут соль?

  Соль тут в тех круглых резервуарах, которые установлены посреди солнечной электростанции на краю Сахары близ города Уарзазат в Марокко. Хранящаяся в них расплавленная соль выступает в роли аккумуляторной системы. Днем ее нагревают, а ночью используют накопленное тепло для производства водяного пара, подаваемого в турбину для производства электричества.

• Технологии хранения энергии из возобновляемых источников

  Каверна в роли подземной батарейки

  На северо-западе Германии много каверн — пещер в соляных пластах. Одну из них энергетическая компания EWE и ученые университета Йены превратили в полигон для испытания технологии хранения электроэнергии в соляном растворе, обогащенном особыми полимерами, которые значительно повышают эффективность химических процессов. По сути дела, речь идет о попытке создать гигантскую подземную батарейку.

• Технологии хранения энергии из возобновляемых источников

  Крупнейший «кипятильник» Европы

  Человечество давно уже использует тепло для производства электроэнергии. Возобновляемая энергетика поставила задачу, наоборот, превращать электричество, в том числе и избыточное, в тепло (Power-to-Heat). Строительство в Берлине крупнейшего «кипятильника» Европы мощностью 120 МВт для отопления 30 тысяч домашних хозяйств компания Vattenfall намерена завершить к концу 2019 года.

• Технологии хранения энергии из возобновляемых источников

  Накопители энергии на четырех колесах

  Когда по дорогам мира будут бегать миллионы электромобилей с мощными аккумуляторными батареями, они превратятся в еще один крупный накопитель энергии из возобновляемых источников. Этому поспособствуют умные сети энергоснабжения (Smart grid): они будут стимулировать подзарядку по низким ценам в моменты избытка электричества. (На фото — заправка для электромобилей в Китае).

  Автор: Андрей Гурков

Технические характеристики газопровода — обзор

13 ОКТЯБРЯ: ОБЗОР ДИЗАЙНА ПОБЕЖДАЕТ ВЕНЕРА

Эдгар только что закончил подводить итоги своих предварительных выводов на основе контрактного проектирования заказчика. Спецификация трубопроводного газа была неполной, но Джонни Бент, инженер проекта по врезке трубопровода, согласился созвать встречу для решения этого вопроса.

Уолтер заменил Эдгара рядом с проектором и начал описывать конструкцию компрессора и чертежи расположения объекта.«Мы смогли реализовать ваши идеи, Арло. Похоже, что мы можем сэкономить от 400 000 до 500 000 долларов, используя компрессор с впускным и выпускным соплами, выходящими из верхней части корпуса компрессора. Это упростит фундамент и снизит затраты на строительство ».

«Замечательно», — сказал Арло с сияющим лицом.

«Ну, мне это ни черта не нравится», — сказал хриплый голос со стульев у задней стены.

«Давайте сделаем перерыв», — сказал Арло. «Сара, у тебя есть офис, где мы с Дипом можем поговорить?»

«Конечно, воспользуйтесь столом в моем офисе.Это две двери по коридору слева. Мы отложим до вашего возвращения.

«Что значит тебе это не нравится, Дип? Разве вам не нравится экономить деньги компании? »

«Ваши глупые идеи экономии обойдутся нам в простое больше, чем вы когда-либо мечтали. Даже обычное обслуживание компрессора с верхними форсунками займет два с половиной дня, чтобы снять, заменить и проверить этот газовый трубопровод высокого давления. Это более 1 миллиона долларов потерянных продаж газа прямо сейчас. Я этого не допущу! Стандартный дизайн El Dinero требует нижних форсунок, и именно этим он и будет — и точка.

«Дип, ты знаешь, как это повлияет на график. Если нам придется изменить конструкцию компрессора сейчас, неизвестно, сколько времени мы потеряем, а в базовом случае график уже сжат ».

«Арло, меня не волнует твой график. Это твоя проблема.» Дип встал из-за стола и вышел из здания.

Сара подумала, что Арло выглядел так, будто он только что попал в аварию. «Сара, я не думаю, что нам нужно продвигаться дальше с обзором конструкции, пока мы не решим эту проблему с форсунками.Не могли бы вы попросить ваших сотрудников оценить изменение нижних форсунок, чтобы мы могли изучить наши варианты? Отправьте форму запроса на изменение с чертежами, спецификацией материалов, ценами поставщиков и влиянием на график. Мне это нужно до 28 октября ».

«Хорошо, Арло, но это всего две недели. К тому времени будет сложно изменить ситуацию без сотрудничества с поставщиком упаковки компрессора. Тебе лучше поговорить с Четом.

«Я позвоню ему», — сказал Арло, собираясь уходить.

Химический состав природного газа

Природный газ — это природная газовая смесь, состоящая в основном из метана.Газ, поставляемый Enbridge Gas, поступает от производителей Западной Канады, США и Онтарио. Хотя газ из этих источников имеет аналогичный анализ, это не совсем то же самое. В таблице ниже представлены типичные компоненты природного газа в нашей системе и типичные диапазоны этих значений (с учетом различных источников).

Обратите внимание, что нет никакой гарантии следующего состава в вашем регионе или в качестве общего среднего значения системы. Поскольку разные источники газа поступают в газовую систему Enbridge в разных местах, точный состав на любом участке будет варьироваться в зависимости от региона и с течением времени.Средняя теплотворная способность системы будет зависеть от смеси источников газа (которые все больше контролируются нашими клиентами) и, следовательно, может отличаться от типичного значения, указанного ниже.

* Общая теплотворная способность — это общая теплота, полученная при полном сгорании при постоянном давлении единицы объема газа в воздухе, включая тепло, выделяемое при конденсации водяного пара в продуктах сгорания (газ, воздух и горение). продукты, взятые при стандартной температуре и давлении).

Сера:

В газовой системе Enbridge типичное содержание серы составляет от 3 до 6 мг / м ³ .Это включает от 3 до 5 мг / м ³ серы в одоранте (меркаптане), добавляемом в газ по соображениям безопасности.

Водяной пар:

Содержание водяного пара в природном газе в газовой системе Enbridge составляет менее 65 мг / м ³ и обычно составляет от 16 до 32 мг / м ³ .

Типичные характеристики горения природного газа:

Обратите внимание, что нет гарантии, что характеристики горения в вашем месте будут точно такими, как показано. Показанные свойства являются средними по газовой системе Enbridge.

• Точка воспламенения: 564 ^o C *
• Пределы воспламеняемости: 4% — 15% (объемный% в воздухе) *
• Теоретическая температура пламени (стехиометрическое соотношение воздух / топливо): 1953 ^o C *
• Максимальная скорость пламени: 0,36 м / с *

* Информация взята из отчета Ortech № 26392, Расчеты характеристик горения для типичного состава газа Союза, 2017.

природного газа | Определение, открытие, запасы и факты

Природный газ , бесцветный легковоспламеняющийся газообразный углеводород, состоящий в основном из метана и этана.Это тип нефти, которая обычно встречается вместе с сырой нефтью. Ископаемое топливо, природный газ, используется для производства электроэнергии, отопления и приготовления пищи, а также в качестве топлива для некоторых транспортных средств. Он важен как химическое сырье при производстве пластмасс и необходим для множества других химических продуктов, включая удобрения и красители.

The Troll Платформа для добычи природного газа в Северном море, в 80 км (50 миль) к северо-западу от Бергена, Норвегия. Тролль А, самая большая из когда-либо построенных передвижных конструкций, покоится на морском дне на глубине около 300 метров (990 футов) от поверхности и возвышается более чем на 100 метров (330 футов) над уровнем моря.Платформа регулирует добычу газа из 40 скважин, расположенных на морском дне.

Swinsto101

Британская викторина

Нефть и природный газ: факт или вымысел?

Неужели в мире осталось всего несколько миллионов баррелей нефти? Природный газ без запаха? В этой викторине по ископаемым видам топлива отсортируйте факты от вымысла.

Природный газ часто растворяется в нефти при высоком давлении, существующем в коллекторе, и может присутствовать в виде газовой шапки над нефтью. Во многих случаях именно давление природного газа, оказываемое на подземный нефтяной пласт, обеспечивает движущую силу для выталкивания нефти на поверхность. Такой природный газ известен как попутный газ; он часто считается газовой фазой сырой нефти и обычно содержит некоторые легкие жидкости, такие как пропан и бутан.По этой причине попутный газ иногда называют «влажным газом». Есть также резервуары, которые содержат газ и не содержат нефти. Этот газ называется несвязанным газом. Несвязанный газ, поступающий из резервуаров, не связанных с каким-либо известным источником жидкой нефти, является «сухим газом».

История использования

Открытие и раннее применение

Первые открытия выходов природного газа были сделаны в Иране между 6000 и 2000 годами до нашей эры. Многие ранние авторы описывали естественные утечки нефти на Ближнем Востоке, особенно в районе Баку, который сейчас является Азербайджаном.Утечки газа, вероятно, сперва воспламененные молнией, послужили топливом для «вечных огней» огнепоклоннической религии древних персов.

Использование природного газа упоминалось в Китае около 900 г. до н. Э. Именно в Китае в 211 г. до н. Э. Была пробурена первая известная скважина для добычи природного газа, ее сообщенная глубина составила 150 метров (500 футов). Китайцы пробурили свои скважины с бамбуковыми шестами и примитивными ударными долотами специально для поиска газа в известняках, относящихся к позднетриасовой эпохе (примерно с 237 миллионов до 201 г.3 миллиона лет назад) в антиклинали (арка слоистых скал) к западу от современного Чунцина. Газ сжигали, чтобы высушить каменную соль, обнаруженную в прослоях известняка. В итоге скважины были пробурены до глубины около 1000 метров (3300 футов), и к 1900 году в антиклинали было пробурено более 1100 скважин.

Получите подписку Britannica Premium и получите доступ к эксклюзивному контенту.
Подпишитесь сейчас

Природный газ был неизвестен в Европе до его открытия в Англии в 1659 году, но даже тогда он не получил широкого распространения.Вместо этого газ, полученный из обугленного угля (известный как городской газ), стал основным топливом для освещения улиц и домов по всей Европе с 1790 года.

В Северной Америке первым коммерческим применением нефтепродуктов стало использование природного газа из неглубокой скважины в Фредонии, штат Нью-Йорк, в 1821 году. Газ распределялся по свинцовой трубе малого диаметра к потребителям для освещения и приготовления пищи.

Реконструкция газопроводов

На протяжении 19 века использование природного газа оставалось ограниченным, поскольку не было возможности транспортировать большие объемы газа на большие расстояния.Природный газ оставался на обочине промышленного развития, основанного в основном на угле и нефти. Важный прорыв в газотранспортной технике произошел в 1890 году с изобретением герметичной муфты трубопроводов. Тем не менее, материалы и методы строительства оставались настолько громоздкими, что газ нельзя было использовать на расстоянии более 160 км (100 миль) от источника подачи. Таким образом, попутный газ в основном сжигался на факеле (т.е. сжигался на устье скважины), а несвязанный газ оставался в земле, а городской газ производился для использования в городах.

Передача газа на большие расстояния стала практичной в конце 1920-х годов благодаря дальнейшему развитию трубопроводных технологий. С 1927 по 1931 год в США было построено более 10 основных систем передачи. Каждая из этих систем была оборудована трубами диаметром примерно 50 см (20 дюймов) и протяженностью более 320 км (200 миль). После Второй мировой войны было построено большое количество еще более длинных трубопроводов все большего диаметра. Стало возможным изготовление труб диаметром до 150 см (60 дюймов).С начала 1970-х годов самые протяженные газопроводы берут свое начало в России. Например, в 1960-х и 1970-х годах трубопровод Северного сияния протяженностью 5470 км (3400 миль) был построен через Уральские горы и около 700 рек и ручьев, соединив Восточную Европу с западносибирскими газовыми месторождениями за Полярным кругом. . В результате газ с Уренгойского месторождения, крупнейшего в мире, в настоящее время транспортируется в Восточную Европу, а затем в Западную Европу для потребления. Другой газопровод, более короткий, но также представляющий большую техническую сложность, — это Транс-Средиземноморский трубопровод длиной 50 см (20 дюймов), который в 1970–1980-х годах был построен между Алжиром и Сицилией.На некоторых участках этого маршрута глубина моря превышает 600 метров (2000 футов).

Природный газ как топливо премиум-класса

Еще в 1960 году попутный газ был нежелательным побочным продуктом добычи нефти во многих регионах мира. Газ отделялся от потока сырой нефти и удалялся как можно дешевле, часто сжигая его на факеле. Только после нехватки сырой нефти в конце 1960-х — начале 1970-х годов природный газ стал важным мировым источником энергии ( см. нефтяной кризис).

Даже в Соединенных Штатах рынок отопления домов природным газом был ограничен до 1930-х годов, когда городской газ начал заменяться обильными и более дешевыми поставками природного газа, теплотворная способность которого в два раза превышала его синтетический предшественник. Кроме того, при полном сгорании природного газа обычно образуются углекислый газ и вода. Сжигание газа относительно не содержит сажи, окиси углерода и окислов азота, связанных с сжиганием других ископаемых видов топлива. Кроме того, практически отсутствуют выбросы диоксида серы, еще одного крупного загрязнителя воздуха.Как следствие, природный газ часто является предпочтительным топливом по экологическим причинам, и он вытесняет уголь в качестве топлива для электростанций во многих частях мира.

»Обработка природного газа NaturalGas.org

Обработка природного газа

Источник: Duke Energy Gas Transmission Canada

Природный газ в том виде, в каком он используется потребителями, сильно отличается от природного газа, который подается из-под земли до устья скважины. Хотя переработка природного газа во многих отношениях менее сложна, чем переработка и переработка сырой нефти, она в равной степени необходима до ее использования конечными пользователями.

Природный газ, используемый потребителями, почти полностью состоит из метана. Однако природный газ, обнаруженный на устье скважины, хотя и состоит в основном из метана, ни в коем случае не столь чист. Неочищенный природный газ поступает из трех типов скважин: нефтяных скважин, газовых скважин и конденсатных скважин. Природный газ, добываемый из нефтяных скважин, обычно называют «попутным газом». Этот газ может существовать отдельно от нефти в пласте (свободный газ) или растворяться в сырой нефти (растворенный газ). Природный газ из газовых и конденсатных скважин, в котором мало или совсем нет сырой нефти, называют «несвязанным газом».Газовые скважины обычно производят сырой природный газ сам по себе, в то время как конденсатные скважины производят свободный природный газ вместе с полужидким углеводородным конденсатом. Каким бы ни был источник природного газа, после отделения от сырой нефти (если он присутствует) он обычно существует в смесях с другими углеводородами; главным образом этан, пропан, бутан и пентаны. Кроме того, неочищенный природный газ содержит водяной пар, сероводород (H ₂ S), диоксид углерода, гелий, азот и другие соединения. Чтобы узнать об основах природного газа, в том числе о его составе, щелкните здесь.

Обработка природного газа состоит из отделения всех различных углеводородов и флюидов от чистого природного газа для производства так называемого сухого природного газа «трубопроводного качества». Основные транспортные трубопроводы обычно накладывают ограничения на состав природного газа, который разрешается вводить в трубопровод. Это означает, что перед транспортировкой природный газ должен быть очищен. Хотя этан, пропан, бутан и пентаны должны быть удалены из природного газа, это не означает, что все они являются «отходами».

Фактически, попутные углеводороды, известные как «сжиженный природный газ» (ШФЛУ), могут быть очень ценными побочными продуктами переработки природного газа. ШФЛУ включают этан, пропан, бутан, изобутан и природный бензин. Эти газоконденсатные газы продаются отдельно и имеют множество различных применений; включая повышение нефтеотдачи нефтяных скважин, обеспечение сырьем для нефтеперерабатывающих или нефтехимических заводов, а также в качестве источников энергии.

Хотя некоторая необходимая обработка может быть выполнена на устье скважины или рядом с ним (промысловая обработка), полная переработка природного газа происходит на заводе по переработке, обычно расположенном в регионе добычи природного газа.Добываемый природный газ транспортируется на эти перерабатывающие предприятия по сети сборных трубопроводов, которые представляют собой трубы малого диаметра и низкого давления. Сложная система сбора может состоять из тысяч миль труб, соединяющих перерабатывающий завод с более чем 100 скважинами в этом районе. Согласно данным Gas Facts 2000 Американской газовой ассоциации, в 1999 году в США насчитывалось около 36 100 миль трубопроводов системы сбора газа.

В дополнение к обработке, выполняемой на устье скважины и на централизованных перерабатывающих предприятиях, некоторая окончательная обработка также иногда выполняется на «установках для двухсторонней экстракции».Эти заводы расположены на основных трубопроводных системах. Несмотря на то, что природный газ, который поступает на эти заводы по трансграничной добыче, уже имеет трубопроводное качество, в некоторых случаях все еще существуют небольшие количества ШФЛУ, которые извлекаются на этих установках.

Реальная практика переработки природного газа до уровня качества сухого газа по трубопроводу может быть довольно сложной, но обычно включает четыре основных процесса удаления различных примесей:

Прокрутите вниз или щелкните по ссылкам выше, чтобы перейти в определенный раздел.

В дополнение к четырем процессам, описанным выше, обычно устанавливаются нагреватели и скрубберы на устье скважины или рядом с ним. Скрубберы служат в первую очередь для удаления песка и других крупных примесей. Нагреватели гарантируют, что температура газа не упадет слишком низко. В природном газе, который содержит даже небольшое количество воды, гидраты природного газа имеют тенденцию образовываться при понижении температуры. Эти гидраты представляют собой твердые или полутвердые соединения, напоминающие ледяные кристаллы. Если эти гидраты накапливаются, они могут препятствовать прохождению природного газа через клапаны и системы сбора.Чтобы уменьшить образование гидратов, небольшие нагревательные блоки, работающие на природном газе, обычно устанавливаются вдоль сборной трубы там, где существует вероятность образования гидратов.

Удаление масла и конденсата

Для обработки и транспортировки попутного растворенного природного газа его необходимо отделить от нефти, в которой он растворен. Такое отделение природного газа от нефти чаще всего выполняется с помощью оборудования, установленного на устье скважины или рядом с ним.

Фактический процесс, используемый для отделения нефти от природного газа, а также используемое оборудование могут сильно различаться.Хотя качество природного газа для сухих трубопроводов практически одинаково в разных географических регионах, неочищенный природный газ из разных регионов может иметь разные составы и требования к разделению. Во многих случаях природный газ растворяется в нефти под землей в первую очередь из-за давления, под которым находится пласт. Когда этот природный газ и нефть добываются, возможно, что они разделятся сами по себе просто из-за пониженного давления; подобно тому, как открывание банки с газировкой способствует выбросу растворенного углекислого газа.В этих случаях разделение нефти и газа относительно легко, и два углеводорода отправляются разными путями для дальнейшей обработки. Самый простой тип сепаратора известен как обычный сепаратор. Он состоит из простого закрытого резервуара, в котором сила тяжести служит для разделения более тяжелых жидкостей, таких как нефть, и более легких газов, таких как природный газ.

Однако в некоторых случаях для разделения нефти и природного газа необходимо специальное оборудование.Примером такого типа оборудования является низкотемпературный сепаратор (LTX). Это чаще всего используется для скважин, добывающих газ под высоким давлением вместе с легкой сырой нефтью или конденсатом. В этих сепараторах используются перепады давления для охлаждения влажного природного газа и разделения нефти и конденсата. Влажный газ поступает в сепаратор, немного охлаждаясь теплообменником. Затем газ проходит через «заглушку» для жидкости под высоким давлением, которая служит для удаления любых жидкостей в низкотемпературный сепаратор. Затем газ поступает в этот низкотемпературный сепаратор через дроссельный механизм, который расширяет газ при его поступлении в сепаратор.Такое быстрое расширение газа позволяет снизить температуру в сепараторе. После удаления жидкости сухой газ возвращается через теплообменник и нагревается поступающим влажным газом. Изменяя давление газа в различных секциях сепаратора, можно изменять температуру, что приводит к конденсации нефти и некоторого количества воды из потока влажного газа. Это базовое соотношение давления и температуры может работать и в обратном порядке для извлечения газа из потока жидкой нефти.

Удаление воды

Помимо отделения нефти и некоторого количества конденсата от потока влажного газа, необходимо удалить большую часть связанной воды. Большая часть жидкой свободной воды, связанной с добытым природным газом, удаляется простыми методами разделения на устье скважины или рядом с ним. Однако удаление водяного пара, который существует в растворе в природном газе, требует более сложной обработки. Эта обработка состоит из «обезвоживания» природного газа, которое обычно включает один из двух процессов: абсорбцию или адсорбцию.

Абсорбция происходит, когда водяной пар удаляется дегидратирующим агентом. Адсорбция происходит, когда водяной пар конденсируется и собирается на поверхности.

Дегидратация гликоля

Пример абсорбционной дегидратации известен как дегидратация гликоля. В этом процессе жидкий осушающий осушитель служит для поглощения водяного пара из газового потока. Гликоль, главный агент в этом процессе, имеет химическое сродство к воде. Это означает, что при контакте с потоком природного газа, содержащего воду, гликоль будет «украсть» воду из потока газа.По сути, дегидратация гликоля включает использование раствора гликоля, обычно либо диэтиленгликоля (ДЭГ), либо триэтиленгликоля (ТЭГ), который вводится в контакт с потоком влажного газа в так называемом «контакторе». Раствор гликоля будет поглощать воду из влажного газа. После абсорбции частицы гликоля становятся тяжелее и опускаются на дно контактора, где и удаляются. Природный газ, лишенный большей части воды, затем выводится из дегидратора.Раствор гликоля, содержащий всю воду, удаленную из природного газа, пропускается через специальный бойлер, предназначенный для испарения только воды из раствора. Хотя вода имеет температуру кипения 212 градусов по Фаренгейту, гликоль не кипит до 400 градусов по Фаренгейту. Эта разница температур кипения позволяет относительно легко удалить воду из раствора гликоля, что позволяет повторно использовать его в процессе дегидратации.

Новым нововведением в этом процессе стало добавление сепараторов-конденсаторов расширительного бака.Помимо поглощения воды из потока влажного газа, раствор гликоля иногда несет с собой небольшие количества метана и других соединений, содержащихся во влажном газе. Раньше этот метан просто выпускали из котла. Помимо потери части добытого природного газа, это способствует загрязнению воздуха и парниковому эффекту. Чтобы уменьшить количество теряемого метана и других соединений, сепараторы-конденсаторы расширительного бака удаляют эти соединения до того, как раствор гликоля достигнет бойлера.По сути, сепаратор расширительного бака состоит из устройства, которое снижает давление потока раствора гликоля, позволяя метану и другим углеводородам испаряться («мгновенно»). Затем раствор гликоля поступает в бойлер, который также может быть оснащен конденсаторами с воздушным или водяным охлаждением, которые служат для улавливания любых оставшихся органических соединений, которые могут оставаться в растворе гликоля. На практике, по данным Управления по ископаемым источникам энергии Министерства энергетики, было показано, что эти системы улавливают от 90 до 99 процентов метана, который в противном случае сжигался бы в атмосфере.

Чтобы узнать больше о дегидратации гликоля, посетите веб-сайт Института газовой технологии здесь.

Дегидратация твердым осушителем

Дегидратация твердым влагопоглотителем является основной формой осушения природного газа с использованием адсорбции и обычно состоит из двух или более адсорбционных колонн, заполненных твердым влагопоглотителем. Типичные осушители включают активированный оксид алюминия или гранулированный силикагель. Влажный природный газ пропускается через эти башни сверху вниз.Когда влажный газ проходит вокруг частиц осушающего материала, вода удерживается на поверхности этих частиц осушителя. Пройдя через весь слой адсорбента, почти вся вода адсорбируется на адсорбирующем материале, оставляя сухой газ выходить из нижней части колонны.

Дегидраторы с твердым осушителем обычно более эффективны, чем дегидраторы на основе гликоля, и обычно устанавливаются в виде двухходовой системы вдоль трубопроводов природного газа.Эти типы систем осушения лучше всего подходят для больших объемов газа под очень высоким давлением и поэтому обычно располагаются на трубопроводе после компрессорной станции. Требуются две или более колонны из-за того, что после определенного периода использования осушитель в конкретной колонне насыщается водой. Для «регенерации» осушителя используется высокотемпературный нагреватель для нагрева газа до очень высокой температуры. Прохождение этого нагретого газа через насыщенный слой адсорбента испаряет воду в башне адсорбента, оставляя ее сухой и позволяя проводить дальнейшую дегидратацию природного газа.

Разделение жидкостей природного газа

Природный газ, поступающий непосредственно из скважины, содержит много жидких углеводородов, которые обычно удаляются. В большинстве случаев сжиженный природный газ (ШФЛУ) имеет более высокую ценность как отдельный продукт, и поэтому его экономически выгоднее удалить из газового потока.Удаление сжиженного природного газа обычно происходит на относительно централизованном перерабатывающем заводе с использованием методов, аналогичных тем, которые используются для осушки природного газа.

Есть два основных этапа обработки сжиженного природного газа в потоке природного газа. Во-первых, жидкости должны быть извлечены из природного газа. Во-вторых, эти сжиженные природные газы должны быть разделены до их основных компонентов.

Экстракция NGL

Существует два основных метода удаления ШФЛУ из потока природного газа: метод абсорбции и процесс криогенного детандера.По данным Ассоциации переработчиков газа, на эти два процесса приходится около 90 процентов от общего объема добычи сжиженного природного газа.

Метод абсорбции

Абсорбционный метод экстракции NGL очень похож на абсорбционный метод дегидратации. Основное отличие состоит в том, что при абсорбции ГКЛ используется абсорбирующее масло, а не гликоль.Это абсорбирующее масло имеет «сродство» к NGL примерно так же, как гликоль имеет сродство к воде. До того, как в масле появятся какие-либо газоконденсаты, его называют «тощим» абсорбционным маслом. Когда природный газ проходит через абсорбционную башню, он контактирует с абсорбционным маслом, которое поглощает большую часть ШФЛУ. «Богатое» абсорбционное масло, теперь содержащее ШФЛУ, выходит из абсорбционной башни через дно. Теперь это смесь абсорбционного масла, пропана, бутана, пентана и других более тяжелых углеводородов.Богатое масло подается в кубы обедненного масла, где смесь нагревается до температуры выше точки кипения газоконденсатных жидкостей, но ниже температуры кипения масла. Этот процесс позволяет извлекать около 75 процентов бутанов и 85–90 процентов пентанов и более тяжелых молекул из потока природного газа.

Базовый процесс абсорбции, описанный выше, может быть изменен для повышения его эффективности или для нацеливания на извлечение определенных газоконденсатных жидкостей. В методе абсорбции охлажденного масла, когда бедное масло охлаждается путем охлаждения, извлечение пропана может составлять более 90 процентов, а из потока природного газа может быть извлечено около 40 процентов этана.С помощью этого процесса извлечение других, более тяжелых газоконденсатных углеводородов может быть близко к 100%.

Процесс криогенного расширения

Криогенные процессы также используются для извлечения ШФЛУ из природного газа. В то время как методы абсорбции позволяют извлекать почти все более тяжелые газоконденсатные газы, более легкие углеводороды, такие как этан, часто труднее извлекать из потока природного газа. В некоторых случаях экономически выгодно просто оставить более легкие ШФЛУ в потоке природного газа.Однако, если добыча этана и других более легких углеводородов рентабельна, необходимы криогенные процессы для высоких скоростей извлечения. По сути, криогенные процессы заключаются в понижении температуры газового потока примерно до -120 градусов по Фаренгейту.

Существует несколько различных способов охлаждения газа до этих температур, но один из самых эффективных известен как процесс турбодетандера. В этом процессе для охлаждения потока природного газа используются внешние хладагенты.Затем используется турбодетандер для быстрого расширения охлажденных газов, что приводит к значительному падению температуры. Это быстрое падение температуры конденсирует этан и другие углеводороды в газовом потоке, сохраняя при этом метан в газообразной форме. Этот процесс позволяет извлекать примерно от 90 до 95 процентов этана, изначально содержащегося в газовом потоке. Кроме того, турбодетандер может преобразовывать часть энергии, высвобождаемой при расширении потока природного газа, в повторное сжатие выходящего газообразного метана, тем самым экономя затраты энергии, связанные с извлечением этана.

Добыча ШФЛУ из потока природного газа дает как более чистый, более чистый природный газ, так и ценные углеводороды, которые сами являются ШФЛУ.

Жидкостное фракционирование природного газа

После того, как ШФЛУ были удалены из потока природного газа, они должны быть разбиты на их основные компоненты, чтобы быть полезными. То есть смешанный поток разных NGL должен быть отделен. Процесс, используемый для выполнения этой задачи, называется фракционированием.Фракционирование основано на разных точках кипения различных углеводородов в потоке ШФЛУ. По сути, фракционирование происходит по стадиям, состоящим из одного за другим выпаривания углеводородов. Название конкретной фракционирующей колонны дает представление о ее назначении, так как условно он назван в честь выпариваемого углеводорода. Весь процесс фракционирования разбит на этапы, начиная с удаления более легких газоконденсатных жидкостей из потока. Конкретные фракционаторы используются в следующем порядке:

• Деэтанизатор — на этой стадии происходит отделение этана от потока СУГ.
• Депропанизатор — на следующем этапе отделяется пропан.
• Дебутанизатор — на этой стадии выпаривают бутаны, оставляя пентаны и более тяжелые углеводороды в потоке ШФЛУ.
• Расщепитель бутана или деизобутанизатор — этот этап разделяет изо и нормальный бутаны.

Переходя от самых легких углеводородов к наиболее тяжелым, можно достаточно легко разделить различные газоконденсаты.

Чтобы узнать больше о фракционировании ШФЛУ, щелкните здесь.

Удаление серы и диоксида углерода

Помимо удаления воды, нефти и ШФЛУ, одна из наиболее важных частей переработки газа включает удаление серы и диоксида углерода. Природный газ из некоторых скважин содержит значительное количество серы и углекислого газа. Этот природный газ из-за тухлого запаха, обусловленного содержанием в нем серы, обычно называют «кислым газом». Кислый газ нежелателен, потому что содержащиеся в нем соединения серы могут быть чрезвычайно опасными и даже смертельными для дыхания.Кислый газ также может быть чрезвычайно агрессивным. Кроме того, сера, содержащаяся в потоке природного газа, может быть извлечена и реализована сама по себе. Фактически, по данным USGS, производство серы в США на газоперерабатывающих заводах составляет около 15 процентов от общего производства серы в США. Для получения информации о производстве серы в США посетите USGS здесь.

Сера присутствует в природном газе в виде сероводорода (H ₂ S), и газ обычно считается кислым, если содержание сероводорода превышает 5.7 миллиграммов H ₂ S на кубический метр природного газа. Процесс удаления сероводорода из высокосернистого газа обычно называют «обессериванием» газа.

Первичный процесс очистки сернистого природного газа очень похож на процессы дегидратации гликоля и абсорбции ШФЛУ. Однако в этом случае для удаления сероводорода используются растворы амина. Этот процесс известен просто как «аминный процесс» или, альтернативно, как процесс Гирдлера, и используется в 95 процентах U.S. Операции по очистке газа. Кислый газ проходит через колонну, в которой находится раствор амина. Этот раствор имеет сродство к сере и поглощает ее так же, как гликоль, поглощающий воду. Используются два основных раствора аминов: моноэтаноламин (MEA) и диэтаноламин (DEA). Любое из этих соединений в жидкой форме будет поглощать соединения серы из природного газа при прохождении через него. Отходящий газ практически не содержит соединений серы и, таким образом, теряет свой статус высокосернистого газа. Подобно процессу экстракции ГКЖ и дегидратации гликоля, используемый раствор амина можно регенерировать (то есть удалить абсорбированную серу), что позволяет повторно использовать его для обработки большего количества высокосернистого газа.

Хотя большая часть очистки от сернистого газа включает процесс абсорбции амином, также можно использовать твердые осушители, такие как железные губки, для удаления сульфида и диоксида углерода.

Сера может быть продана и использована, если преобразована в элементарную форму. Элементарная сера представляет собой ярко-желтый порошок, похожий на материал, который, как показано на рисунке, часто можно увидеть в больших кучах возле газоочистных сооружений. Чтобы извлечь элементарную серу из газоперерабатывающего завода, серосодержащие выбросы из процесса очистки газа от серы должны быть дополнительно обработаны.Процесс, используемый для извлечения серы, известен как процесс Клауса, и включает использование термических и каталитических реакций для извлечения элементарной серы из раствора сероводорода.

Для получения дополнительной информации о выделении серы и процессе Клауса щелкните здесь.

В целом процесс Клауса обычно позволяет восстановить 97 процентов серы, которая была удалена из потока природного газа.Поскольку это такое загрязняющее и вредное вещество, дальнейшая фильтрация, сжигание и очистка «остаточных газов» обеспечивают извлечение более 98 процентов серы.

Чтобы узнать больше об экологических последствиях очистки и сжигания высокосернистого газа, щелкните здесь.

Переработка газа является важным звеном в цепочке создания стоимости природного газа. Это способствует тому, чтобы природный газ, предназначенный для использования, был как можно более чистым и чистым, что делает его экологически чистым и экологически безопасным выбором энергии.После того, как природный газ будет полностью переработан и готов к потреблению, его необходимо транспортировать из тех районов, где добывается природный газ, в те районы, которые в нем нуждаются.

Щелкните здесь, чтобы узнать о транспортировке природного газа.

Поставка и хранение природного газа

Поставка природного газа потребителям

Доставка природного газа из газовых и нефтяных скважин потребителям требует множества объектов инфраструктуры и этапов обработки, а также включает в себя несколько физических передач хранения.

• Обработка
• Транспорт
• Хранилище

Переработка природного газа для транспортировки по трубопроводам

Природный газ, транспортируемый по магистральной системе транспортировки природного газа (трубопроводам) в Соединенных Штатах, должен соответствовать особым критериям качества, чтобы трубопроводная сеть (или сеть ) могла обеспечивать природный газ однородного качества.Устьевой природный газ может содержать загрязняющие вещества и жидкие углеводородные газы (HGL), которые необходимо удалить, прежде чем природный газ можно будет безопасно доставить в магистральные трубопроводы высокого давления, по которым природный газ транспортируется потребителям. Природный газ обычно перемещается из газовых и нефтяных скважин через систему сбора трубопроводов на заводы по переработке природного газа для обработки.

Обработка природного газа может быть сложной и обычно включает несколько процессов или стадий для удаления нефти, воды, HGL и других примесей, таких как сера, гелий, азот, сероводород и диоксид углерода.Состав устьевого природного газа определяет количество стадий и процессов, необходимых для производства сухого природного газа трубопроводного качества. Эти этапы и процессы могут быть интегрированы в одно подразделение или операцию, выполняться в другом порядке или в альтернативных местах (аренда / завод) или не требоваться вовсе.

• Сепараторы газ-масло-вода : Сброс давления в одноступенчатом сепараторе вызывает естественное отделение жидкостей от газов в природном газе.В некоторых случаях требуется многоступенчатый процесс разделения для разделения различных потоков жидкости.
• Сепаратор конденсата : Конденсаты чаще всего удаляются из потока природного газа на устье скважины с помощью сепараторов, очень похожих на сепараторы газ-нефть-вода. Поток природного газа в сепаратор идет непосредственно с устья скважины. Добытый конденсат направляется в резервуары для хранения.
• Обезвоживание : В процессе обезвоживания удаляется вода, которая может вызвать образование нежелательных гидратов и конденсацию воды в трубопроводах.
• Удаление загрязняющих веществ : Неуглеводородные газы, такие как сероводород, диоксид углерода, водяной пар, гелий, азот и кислород, также должны быть удалены из потока природного газа. Наиболее распространенный метод удаления — направлять природный газ через емкость, содержащую раствор амина. Амины поглощают сероводород и диоксид углерода из природного газа и могут быть переработаны и регенерированы для повторного использования.
• Экстракция азота : После того, как сероводород и диоксид углерода снижаются до приемлемых уровней, поток природного газа направляется в установку отвода азота (NRU), где он подвергается дальнейшей дегидратации с использованием слоев молекулярных сит.
• Разделение метана : Процесс деметанизации потока природного газа может происходить как отдельная операция на заводе по переработке природного газа или как часть операции NRU. Методы криогенной обработки и абсорбции — это некоторые из способов, используемых для отделения метана от HGL.
• Фракционирование : Фракционирование разделяет HGL на составные жидкости с использованием различных точек кипения индивидуального HGL. ВСУ с перерабатывающего завода можно отправлять на нефтехимические заводы, нефтеперерабатывающие заводы и другим потребителям ВГК.

По трубопроводам природный газ с мест добычи доставляется на рынки

Трубопроводы для транспортировки природного газа представляют собой трубопроводы большого диаметра и часто представляют собой протяженную часть трубопроводных систем природного газа, которые соединяют системы сбора в районах добычи, заводы по переработке природного газа, другие точки приема и основные районы обслуживания потребителей.

• Межгосударственные трубопроводы природного газа эксплуатируют и транспортируют природный газ через государственные границы.
• Интрастейт трубопроводы природного газа эксплуатируют и транспортируют природный газ в пределах государственной границы.
• Hinshaw трубопроводы природного газа принимают природный газ из межгосударственных трубопроводов и доставляют его потребителям для потребления в пределах государственной границы.

Когда природный газ поступает в места, где он будет использоваться (обычно через крупные трубопроводы), он течет в трубопроводы меньшего диаметра, называемые магистральными , а затем в более мелкие трубопроводы , которые идут непосредственно к домам или зданиям.

Природный газ также можно хранить в периоды пикового спроса

Спрос на природный газ колеблется ежедневно и сезонно, в то время как добыча и импорт по трубопроводам относительно постоянны в краткосрочной перспективе. Хранение природного газа в периоды низкого спроса помогает гарантировать наличие достаточных запасов природного газа в периоды высокого спроса. Природный газ в больших объемах хранится в подземных сооружениях и в меньших объемах в резервуарах над или под землей.

• Истощенные месторождения природного газа или нефти — близкие к потребляющим районам, где большая часть природного газа хранится в Соединенных Штатах.
• Соляные каверны — которые обеспечивают высокую скорость забора и закачки по сравнению с их рабочим объемом природного газа. Базовые потребности в природном газе относительно низкие. Большинство хранилищ соляных пещер находятся в формациях соляных куполов в штатах, граничащих с Мексиканским заливом. Соляные пещеры также выщелачивались из слоистых соляных образований в штатах на Среднем Западе, Северо-Востоке и Юго-Западе.
• Водоносные горизонты — которые преобразованы в резервуары для хранения природного газа, особенно на Среднем Западе, где водоносные осадочные горные образования перекрыты водонепроницаемыми покрывающими породами.

Последнее обновление: 15 января 2021 г.

Роль природного газа как основного топлива в ближайшем будущем, включая сравнение затрат на приобретение, транспортировку и обработку отходов с конкурентными альтернативами | BMC Chemistry

Природный газ находит коммерческое применение в жилых домах, промышленности и транспортном секторе.

Использование в жилых помещениях

Природный газ — один из самых дешевых видов энергии, доступных для бытовых потребителей; это даже дешевле, чем электричество как источник энергии. По данным Министерства энергетики, в 2007 году природный газ был самым дешевым традиционным источником энергии, доступным для использования в качестве источника энергии; она стоит менее 30% от стоимости электроэнергии за Btu (британская тепловая единица). [См. Точную стоимость в Таблице 2]

Таблица 2 Установка системы распределения природного газа в жилых домах

Природный газ используется для отопления и приготовления пищи.Приготовление пищи на природном газе дает такие преимущества, как простой контроль температуры, самовоспламенение и самоочистка. Газовая плита стоит примерно вдвое дешевле, чем электрическая, и обладает способностью быстро нагреваться. Газовые печи нового поколения являются наиболее эффективными, экономичными и универсальными кухонными приборами.

Природный газ — наиболее популярное топливо для отопления жилых домов. По данным Американской газовой ассоциации (AGA), в 2000 году 51% отапливаемых домов в США использовали отопление на природном газе.

Установки для кондиционирования воздуха, работающие на природном газе, как и многие другие газовые приборы, изначально дороже электрических, но дешевле в эксплуатации. и они имеют более длительный ожидаемый срок службы и требуют минимального обслуживания.Поскольку для природного газа требуется очень мало электроэнергии, он освобождает электрические сети в существующих зданиях для других целей. Мало того, что потребности в электрических услугах на новых объектах могут быть значительно сокращены, меньший спрос на электроэнергию также означает меньшие потребности и расходы на аварийную резервную генерацию [4]. Современные бытовые кондиционеры потребляют почти на 30 процентов меньше энергии, чем в прошлые годы, и их ожидаемый срок службы составляет 20 лет при минимальном техническом обслуживании [5]. Все газовые приборы представляют собой безопасную, эффективную и экономичную альтернативу другим источникам топлива.Почти 70% новых домов в США используют природный газ для отопления, и поэтому во многих из них уже есть инфраструктура для доставки природного газа. Газовые трубы, по которым газ поступает в печи, можно использовать для подачи энергии для всех газовых приборов, что упрощает установку.

Топливные элементы и микротурбины, работающие на природном газе, дают бытовым потребителям возможность отключиться от местного электрораспределителя и вырабатывать электричество, достаточное для удовлетворения своих потребностей.Хотя эта технология все еще находится на начальной стадии, она обещает обеспечить независимую, эффективную, надежную и экологически чистую электроэнергию для бытовых нужд.

Коммерческое использование

Основное коммерческое использование природного газа включает отопление помещений, нагрев воды и охлаждение. См. Таблицу 3, где указан точный процент, выделенный для каждого типа использования. По данным Управления энергетической информации, по состоянию на 2003 год коммерческий сектор ежегодно потреблял около 6 523 триллионов БТЕ энергии (за вычетом потерь в электрической системе), большая часть из которых использовалась для отопления, освещения и охлаждения.

Таблица 3 Коммерческое использование природного газа

Природный газ — эффективное и экономичное топливо для коммерческих зданий. Ожидается, что на применение природного газа в отоплении помещений, не связанных с отоплением, придется большая часть роста использования природного газа в коммерческом секторе. Он обеспечивает 13% энергии, используемой в промышленном охлаждении, но ожидается, что этот процент будет увеличиваться благодаря технологическим инновациям в коммерческих технологиях охлаждения природного газа.

В частности, наблюдается рост спроса на природный газ в сфере общественного питания.Природный газ — это гибкий источник энергии, и приборы, работающие на природном газе, могут готовить пищу разными способами, которые являются экономичными и эффективными для крупных коммерческих предприятий по приготовлению пищи. Системы меньшего размера, использующие природный газ, могут включать в себя газовые фритюрницы, сковороды, надстройки, складские помещения для горячего / холодного хранения и несколько вариантов вентиляции в небольшом пространстве, поскольку приборы, работающие на природном газе, могут быть простыми и эффективными, будучи компактными.

Технологические достижения позволяют использовать природный газ для повышения энергоэффективности в коммерческих условиях.Топливные элементы, поршневые двигатели и турбины, работающие на природном газе, могут вырабатывать электричество. Эти блоки, работающие на природном газе, предлагают коммерческой среде большую независимость от перебоев в подаче электроэнергии, а также стабильно высокое качество электроэнергии и контроль над собственным энергоснабжением.

Кроме того, для повышения энергоэффективности используются комбинированные системы отопления и выработки электроэнергии (ТЭЦ) и комбинированные системы охлаждения, отопления и электроснабжения (КТЭУ). Эти системы могут использовать энергию, которая обычно теряется в виде тепла, и, используя эту энергию, которая обычно расходуется впустую, можно значительно повысить энергоэффективность.Например, в определенных промышленных условиях избыточное тепло и пар, производимые этим процессом, могут использоваться для выполнения других промышленных задач, таких как отопление помещений, нагрев воды и для питания промышленных котлов. Повышенная эффективность экономит деньги, а свойства горения природного газа помогают отраслям сокращать вредные выбросы.

Промышленное использование

Природный газ является источником основных ингредиентов для таких продуктов, как пластик, удобрения, антифриз и ткани. На промышленность приходится около 25% потребления природного газа во всех секторах.Это второй по популярности источник энергии в промышленности после электричества.

Природный газ используется в основном в металлургической, химической, нефтеперерабатывающей, каменной, глиняной и стеклянной, целлюлозно-бумажной, пластмассовой и пищевой промышленности. На эти предприятия приходится более 84% от общего объема промышленного использования природного газа. Природный газ используется для обработки и сжигания отходов, предварительного нагрева металла, плавления стекла, сушки и осушения, пищевой промышленности и заправки промышленных котлов. Он также используется в качестве сырья для производства ряда химикатов и продуктов, а также в качестве строительного материала для метанола, который имеет ряд промышленных применений.Природный газ превращается в синтез-газ (смесь водорода и оксидов углерода, образующаяся в процессе парового риформинга. В этом процессе природный газ подвергается воздействию катализатора, который вызывает окисление природного газа при контакте с паром). Синтез-газ используется для производства метанола (может использоваться в качестве источника топлива в топливных элементах) — используется для производства таких веществ, как формальдегид, добавки для более чистого горящего бензина под названием МТБЭ (метил-трет-бутиловый эфир) и уксусной кислоты. Такие газы, как бутан, пропан и этан, могут быть извлечены из природного газа, и их можно использовать в качестве сырья для таких продуктов, как удобрения и фармацевтические продукты.

Системы осушения природного газа (используемые для осушения) используются в фармацевтической, пластмассовой, кондитерской и вторичной промышленности. Абсорбционные системы, используемые для нагрева и охлаждения воды экономичным, эффективным и экологически безопасным способом.

Природный газ в транспортном секторе

По оценкам коалиции транспортных средств, работающих на природном газе, в США насчитывается 120 000 транспортных средств, работающих на природном газе, и более 8,7 миллионов газомоторных автомобилей по всему миру. Только в США насчитывается около 1100 газозаправочных станций.

Недостатки газомоторного топлива, такие как ограниченная дальность действия, объем багажника, более высокая начальная стоимость, отсутствие инфраструктуры для дозаправки, являются препятствиями для будущего распространения газомоторного топлива. Некоторые автомобили, работающие на природном газе, работают на двух видах топлива [6], поэтому существует гибкость в выборе топлива. Многие из этих автомобилей изначально были просто бензиновыми, но были преобразованы в двухтопливные. Конверсия дорогостоящая и приводит к менее эффективному использованию природного газа.

Более новые строгие федеральные законы и законы штата о выбросах требуют улучшения выбросов транспортных средств, а природный газ является наиболее экологически чистым альтернативным транспортным топливом, и он дает возможность соответствовать строгим экологическим стандартам выбросов.Природный газ безопасен и легче воздуха, поэтому в случае аварии природный газ просто рассеивается в воздухе и не образует опасный воспламеняющийся бассейн на земле, как другие виды топлива. В случае разлива нет загрязнения грунтовых вод. Резервуары для хранения природного газа на газомоторном топливе оказываются прочнее и крепче, чем резервуары для бензина. В целом, природный газ — это экономичная альтернатива другим видам топлива для транспорта. Газомоторный автомобиль примерно на 30% дешевле бензиновых автомобилей, так как расходы на заправку и техническое обслуживание ниже.Кроме того, Агентство по охране окружающей среды США (EPA) и Национальное управление безопасности дорожного движения (NHTSA) находятся в процессе внедрения нового поколения экологически чистых транспортных средств за счет сокращения выбросов парниковых газов (250 миллионов метрических тонн), повышения энергетической независимости (сокращение добычи нефти на 500 миллионов баррелей) и улучшенная топливная экономичность дорожных транспортных средств и двигателей. Это новое предложение повысит конкурентоспособность газомоторных автомобилей, сделав автомобили, работающие на бензине, более дорогими.

Кроме того, использование природного газа снижает вредные для окружающей среды выбросы, связанные с автомобилями.На автомобили на дорогах приходится 60% загрязнения угарным газом, 31% оксидов азота и 29% выбросов углеводородов в США. Эти выбросы способствуют загрязнению смогом и повышают уровень опасного озона на уровне земли. На автомобили приходится более половины всех опасных загрязнителей воздуха и около 30% общих выбросов углерода в США. Это способствует присутствию в атмосфере парниковых газов. Воздействие природного газа на окружающую среду менее пагубно, чем у других.

Из-за химического состава природного газа газомоторный топливный газ намного чище, чем другие.Природный газ — в основном метан — выделяет небольшие количества этана, пропана и бутана. Бензин / дизельное топливо — содержат вредные соединения — выделяют диоксид серы и оксиды азота (объединяются в атмосфере с образованием озона на уровне земли), мышьяк, бензол, никель и более 40 других токсичных веществ. Газомоторные автомобили производят в среднем на 70% меньше оксида углерода, на 80% меньше оксидов азота и на 87% меньше неметанового органического газа, чем другие транспортные средства.

Теперь, когда были объяснены различные пользователи природного газа, мы приведем примеры некоторых технологических достижений в области природного газа, которые повышают его конкурентоспособность.

Инфракрасные обогреватели

Природный газ используется для инфракрасных обогревателей, и это инновационный и экономичный метод использования природного газа для выработки тепла. Инфракрасные обогреватели повышают эффективность процессов производства порошковых покрытий. Инфракрасные обогреватели нагревают материалы более эффективно и быстро. Природный газ реагирует с панелью из керамических волокон, содержащих платиновый катализатор, вызывая реакцию с кислородом, которая резко увеличивает температуру без образования пламени. Использование природного газа таким образом увеличивает скорость производственного процесса и является экономичной альтернативой электричеству.

Водонагреватели с прямым контактом

Энергия сгорания природного газа напрямую передается от пламени в воду. Это эффективное приложение для нагрева воды. В то время как обычные промышленные водонагреватели работают с диапазоном энергоэффективности 60-70%, водонагреватели с прямым контактом могут достигать КПД до 99,7%. Следовательно, есть экономия средств в отраслях, где требуется нагрев воды.

Промышленное комбинированное производство тепла и электроэнергии

Промышленные потребители получают большие выгоды от эксплуатации систем комбинированного охлаждения, тепла и электроэнергии (CCHP) и комбинированного производства тепла и электроэнергии (CHP) на природном газе.Природный газ может использоваться для выработки электроэнергии в определенных промышленных условиях, избыточное тепло и пар, производимые в этом процессе, могут использоваться для выполнения других промышленных задач, таких как отопление помещений, нагрев воды и для питания промышленных котлов. Повышенная эффективность экономит деньги, а свойства горения природного газа помогают отраслям сокращать вредные выбросы.

Промышленное совместное сжигание

Технологии совместного сжигания природного газа помогают повысить энергоэффективность промышленности и снизить вредные выбросы в атмосферу.Совместное сжигание — это процесс, при котором природный газ используется в качестве дополнительного топлива при сжигании других видов топлива, таких как уголь, энергия биомассы и древесина. Использование природного газа может улучшить эксплуатационные характеристики котла, в том числе его энергоэффективность. Совместное сжигание можно использовать для выработки электроэнергии.

Производство электроэнергии с использованием природного газа

В 2009 году в США запланировано 23 475 МВт новых генерирующих мощностей, из которых 50% (12 334 МВт) будут добавлены за счет сжигания природного газа. Уголь — самое дешевое ископаемое топливо для производства электроэнергии, но в то же время самое грязное.Он выбрасывает в воздух самые высокие уровни загрязняющих веществ. Электроэнергетика — одна из самых загрязняющих отраслей в США. Новые технологии позволяют производить более чистую электроэнергию с использованием природного газа.

Природный газ используется в парогенераторах, централизованных газовых турбинах, парогазовых установках, локомотивах, распределенной генерации, промышленных турбинах, работающих на природном газе, микротурбинах и топливных элементах.

Приложение: производство электроэнергии в дополнительном файле 1 проиллюстрирует рыночную долю различных видов топлива в производстве электроэнергии в США.S. и доходы, связанные с каждым видом топлива, включая ядерное, ветровое и угольное. Как показано, ветряные, атомные и гидроэлектростанции имеют самую высокую отдачу от вложенной энергии, но, вероятно, они менее привлекательны из-за их высоких постоянных затрат (которые включают строительство инфраструктуры, эксплуатацию, техническое обслуживание и деньги, которые необходимо потратить независимо от действительно ли производится мощность). Согласно данным, предоставленным крупнейшей энергокомпанией Северо-Запада, PacifiCorp, самые высокие затраты на природные затраты — это «переменные затраты», которые могут варьироваться в зависимости от таких факторов, как тип технологических достижений в области природного газа или законодательства о сокращении / смягчении последствий загрязнения.Неопределенный характер последнего, к которому мы вернемся позже, увеличивает «стоимость» природного газа. Более того, в исследовании, представленном Конгрессу (также доступному в дополнительном файле 1), прогноз затрат дается для каждого типа топливной технологии в сценарии, в котором взимается плата за выбросы, такие как SO ₂ , NOx и CO _{. 2} . В этой гипотетической ситуации установка комбинированного цикла на природном газе без улавливания углерода выглядит относительно конкурентоспособной из-за ее низких капитальных затрат, высокого коэффициента мощности и низких выбросов CO ₂ на мегаватт-час вырабатываемой электроэнергии.

Объяснив науку о природном газе, в следующем разделе мы исследуем рынки природного газа, поскольку это решающий фактор в преобладании природного газа в качестве основного топлива в будущем.

Основная информация о свалочном газе | Программа распространения метана на свалках (LMOP)

На этой странице:

Свалочный газ (свалочный газ) — это естественный побочный продукт разложения органических материалов на свалках. Свалочный газ состоит примерно на 50 процентов из метана (основного компонента природного газа), на 50 процентов из двуокиси углерода (CO ₂ ) и небольшого количества неметановых органических соединений.Согласно последнему отчету Межправительственной группы экспертов по изменению климата (IPCC) Exit (AR5), метан является мощным парниковым газом, который в 28–36 раз более эффективен, чем CO ₂ , улавливая тепло в атмосфере в течение 100-летнего периода.

Узнайте больше о выбросах метана в США.

Выбросы метана со свалок

Примечание. Все оценки выбросов из Реестра выбросов и стоков парниковых газов США: 1990–2019 гг.

Изображение большего размера для сохранения или распечатки Свалки твердых бытовых отходов (ТБО) являются третьим по величине источником антропогенных выбросов метана в Соединенных Штатах, на них приходится примерно 15 выбросов метана.1 процент этих выбросов в 2019 году. Выбросы метана со свалок ТБО в 2019 году были примерно эквивалентны выбросам парниковых газов (ПГ) от более чем 21,6 миллиона легковых автомобилей, эксплуатируемых в течение одного года, или выбросам CO ₂ из почти 12,0 миллионов домов ‘энергопотребление в течение одного года. В то же время выбросы метана со свалок ТБО представляют собой упущенную возможность улавливать и использовать значительный энергетический ресурс.

Когда ТБО впервые размещаются на свалке, они проходят стадию аэробного (с кислородом) разложения, когда образуется мало метана.Затем, обычно менее чем за 1 год, устанавливаются анаэробные условия, и производящие метан бактерии начинают разлагать отходы и вырабатывать метан.

На следующей диаграмме показаны изменения в типичном составе свалочного газа после размещения отходов. Бактерии разлагают свалочные отходы в четыре этапа. Состав газа меняется с каждой фазой, и отходы на полигоне могут подвергаться разложению сразу в несколько фаз. Масштаб времени после размещения (общее время и продолжительность фазы) зависит от условий захоронения.

Рисунок адаптирован из ATSDR 2008. Глава 2: Основные сведения о свалочном газе. In Landfill Gas Primer — Обзор для специалистов по охране окружающей среды. Рисунок 2-1, стр. 5-6. https://www.atsdr.cdc.gov/HAC/landfill/PDFs/Landfill_2001_ch3mod.pdf (PDF) (12 стр., 2 МБ) Exit

Дополнительные сведения см. В главе 1. «Основы энергии из свалочного газа» в Руководстве LMOP по разработке энергетических проектов по производству свалочного газа.

В октябре 2009 года EPA выпустило правило (40 CFR Part 98), которое требует отчетности о выбросах (ПГ) от крупных источников и поставщиков в США и предназначено для сбора точных и своевременных данных о выбросах для информирования будущих политических решений.

Ежегодно Агентство по охране окружающей среды выпускает отчет об инвентаризации, чтобы представить оценки правительства США по выбросам и поглощению парниковых газов в США за каждый год с 1990 года. Выбросы от сектора отходов, а также от других секторов представлены в этом инвентаре.

Начало страницы

Сбор и обработка свалочного газа

Вместо того, чтобы улетучиваться в воздух, свалочный газ можно улавливать, преобразовывать и использовать в качестве возобновляемого источника энергии. Использование свалочного газа помогает уменьшить запахи и другие опасности, связанные с выбросами свалочного газа, а также предотвращает миграцию метана в атмосферу и внесение вклада в местный смог и глобальное изменение климата.Кроме того, проекты по производству свалочного газа приносят доход и создают рабочие места в сообществе и за его пределами. Узнайте больше о преимуществах использования LFG.

На графике показан сбор и переработка свалочного газа для производства метана для различных целей. Во-первых, свалочный газ собирается по вертикальным и горизонтальным трубам, закапываемым на полигоне ТБО. Затем LFG обрабатывается и обрабатывается для использования. На графике показаны потенциальные конечные области использования свалочного газа, включая промышленное / институциональное использование, декоративно-прикладное искусство, трубопроводный газ и автомобильное топливо.

На этом рисунке показаны три стадии обработки свалочного газа. Первичная обработка удаляет влагу, когда газ проходит через выталкивающую емкость, фильтр и воздуходувку. Вторичная обработка включает использование доохладителя или другого дополнительного удаления влаги (при необходимости) с последующим удалением силоксана / серы и сжатием (при необходимости). После удаления примесей на стадии вторичной очистки свалочный газ можно использовать для выработки электроэнергии или в качестве топлива со средним БТЕ для декоративно-прикладного искусства или котлов.Усовершенствованная обработка удаляет дополнительные примеси (CO ₂ , N ₂ , O ₂ и летучие органические соединения) и сжимает свалочный газ в газ с высоким содержанием британских тепловых единиц, который можно использовать в качестве автомобильного топлива или закачивать в газопровод. Отходящий / остаточный газ направляется на факел или в установку термического окисления.

Блок-схема базовой системы сбора и обработки биогаза

свалочный газ извлекается со свалок с помощью ряда скважин и системы нагнетания / факела (или вакуума). Эта система направляет собранный газ в центральную точку, где он может обрабатываться и обрабатываться в зависимости от конечного использования газа.С этого момента газ можно сжигать на факеле или выгодно использовать в проекте по производству свалочного газа. Нажмите на блок-схему, чтобы просмотреть более подробную информацию, включая фотографии систем сбора и обработки свалочного газа.

— Нажмите на блок-схему, чтобы просмотреть подробности —

Начало страницы

Типы энергетических проектов на свалочном газе

Существует множество вариантов преобразования свалочного газа в энергию. Различные типы энергетических проектов с использованием свалочного газа сгруппированы ниже по трем широким категориям — производство электроэнергии, прямое использование газа средней БТЕ и возобновляемые источники природного газа.Описание технологий проекта включено в каждый тип проекта. Для получения дополнительной информации о вариантах технологии проектов по производству энергии из свалочного газа, а также о преимуществах и недостатках каждого из них, см. Главу 3. Варианты технологии проекта в Руководстве по разработке проектов LFG Energy Project.

Производство электроэнергии

Около 70 процентов действующих проектов по производству свалочного газа в Соединенных Штатах вырабатывают электроэнергию. Различные технологии, включая поршневые двигатели внутреннего сгорания, турбины, микротурбины и топливные элементы, могут использоваться для выработки электроэнергии для использования на месте и / или продажи в сеть.Поршневой двигатель является наиболее часто используемой технологией преобразования для электроснабжения свалочного газа из-за его относительно низкой стоимости, высокой эффективности и диапазонов размеров, которые дополняют выход газа на многих полигонах. Газовые турбины обычно используются в более крупных проектах по производству свалочного газа, в то время как микротурбины обычно используются для небольших объемов свалочного газа и в нишевых приложениях.

В проектах когенерации, также известной как комбинированное производство тепла и электроэнергии (ТЭЦ), свалочный газ используется для выработки как электроэнергии, так и тепловой энергии, обычно в виде пара или горячей воды.Несколько проектов когенерации с использованием двигателей или турбин были реализованы на промышленных, коммерческих и институциональных предприятиях с использованием двигателей или турбин. Повышение эффективности использования тепловой энергии в дополнение к производству электроэнергии может сделать этот тип проекта очень привлекательным.

Прямое использование газа средней БТЕ

Непосредственное использование свалочного газа для компенсации использования другого топлива (например, природного газа, угля или мазута) встречается примерно в 17 процентах действующих в настоящее время проектов.Свалочный газ можно использовать непосредственно в бойлере, сушилке, печи, теплице или другом тепловом оборудовании. В этих проектах газ направляется непосредственно ближайшему клиенту для использования в оборудовании для сжигания в качестве замены или дополнительного топлива. Требуется лишь ограниченное удаление конденсата и фильтрация, хотя могут потребоваться некоторые модификации существующего оборудования для сжигания.

LFG также можно использовать непосредственно для испарения фильтрата. Испарение фильтрата с использованием свалочного газа — хороший вариант для свалок, где удаление фильтрата на предприятии по восстановлению водных ресурсов недоступно или дорого.Свалочный газ используется для испарения фильтрата в более концентрированный и более легко удаляемый объем стоков.

Инновационные способы прямого использования газа со средним БТЕ, включая обжиг керамических изделий и стеклодувные печи; питание и обогрев теплиц; и испарение отработанной краски. Текущие отрасли, использующие свалочный газ, включают автомобилестроение, химическое производство, производство продуктов питания и напитков, фармацевтику, производство цемента и кирпича, очистку сточных вод, бытовую электронику и продукты, производство бумаги и стали, а также тюрьмы и больницы.

Возобновляемый природный газ

LFG может быть преобразован в возобновляемый природный газ (RNG), газ с высоким содержанием британских тепловых единиц, путем обработки путем увеличения содержания в нем метана и, наоборот, снижения содержания CO ₂ , азота и кислорода. RNG может использоваться вместо ископаемого природного газа в качестве газа трубопроводного качества, сжатого природного газа (CNG) или сжиженного природного газа (LNG). Около 13 процентов действующих в настоящее время энергетических проектов на свалочном газе создают ГСЧ.

Варианты использования ГСЧ включают тепловые приложения, для выработки электроэнергии или в качестве топлива для транспортных средств.ГСЧ можно использовать на месте добычи газа или закачивать в трубопроводы для транспортировки или распределения природного газа для доставки в другое место.

Начало страницы

.