Биогаз на спг - переработка

Особенности производства СПГ

Сжижение природного газа с целью его транспортировки морским путем производится с использованием технологии последовательных независимых замкнутых контуров, по которым циркулирует специальная рабочая смесь (обычно от одного до трех независимых охлаждающих контуров). Впервые такие установки были созданы в 50-е годы, а сейчас уже успешно функционирует целая индустрия производства СПГ. Современные технологические линии по производству СПГ позволяют сжижать до 95% входного газа при низких удельных энергозатратах.

Развитие технологии сжижения природного газа приводит к тому, что производительность сжижающих установок постоянно повышается, а удельная стоимость в расчете на годовую производительность снижается. Наименьшим энергопотреблением и максимальными капитальными затратами отличаются так называемые трехконтурные схемы ожижителей (Cascade). Однако наибольшее распространение получили все же различные варианты двухконтурных схем, сочетающие в себе приемлемые капитальные расходы с допустимым с экономической точки зрения энергопотреблением.

Танкеры для транспортировки газа являются ключевым звеном во всей производственно-сбытовой системе. Строительство судов позволяет четко определять географию развития рынка СПГ. Совершенствование технологии перевозок СПГ приводит с одной стороны, к снижению транспортных тарифов, а с другой – к тому, что в разработку будут вовлекаться новые месторождения, расположенные например в Арктике (суда-газовозы ледового класса), и, как следствие, многие из ранее недоступных потребителям запасов газа становятся доступными.

Сжижение и перевозка газа требуют больших начальных капитальных затрат, но все же они значительно меньше, чем затраты на строительство магистральных газопроводов, и при транспортировке на расстояния более 3000-3500 км являются более экономически целесообразными. По существу, тарифы на транспортировку и сжижение фактически определяются не операционными, а капитальными затратами, поэтому началу производства СПГ, как правило, предшествует предварительная договоренность потенциального потребителя и производителя о гарантированном спросе и тарифах на продолжительный срок (15-20 лет). В тоже время технология СПГ позволяет транспортировать газ практически к любым регазификационным терминалам, что дает дополнительные возможности в регулировании спроса путем переброски СПГ в регионы, где спрос (и цены) высоки.

Еще одним решающим фактором, делающим открытыми для технологии СПГ многие месторождения, расположенные в прибрежной и шельфовой зоне, а также в местах, где нет естественных гаваней, способных принимать газовозы, являются достижения в области проектирования и строительства отгрузочных продуктопроводов СПГ и отгрузочных сооружений, способных обеспечить отгрузку СПГ в открытом море при высоте волн до 3,5 м и на расстоянии до 5-8 км от берега. Однако стоимость отгрузочных СПГ-продуктопроводов до настоящего времени все еще достаточно велика.

Требования ГОСТ к сжиженному природному газу:

Требования к качеству установлены ГОСТом Р 56021-2014 «Газ горючий природный сжиженный. Топливо для двигателей внутреннего сгорания и энергетических установок. Технические условия». Они приводятся ниже в таблице:

Наименование показателя:	Значение для марки:
	А	Б	В
Компонентный состав, молярная доля, %	Определение обязательно
Область значений числа Воббе (высшего) при стандартных условиях, МДж/м3*	От 47,2 до 49,2	Не нормируется	От 41,2 до 54,5
Низшая теплота сгорания при стандартных условиях, МДж/м3*	Не нормируется	От 31,8 до 36,8	Не менее 31,8
Молярная доля метана, %, не менее	99,0	80,0	75,0
Молярная доля азота, %, не более	Не нормируется	5,0	5,0
Молярная доля диоксида углерода, %, не более	0,005	0,015	0,030
Молярная доля кислорода, %, не более	0,020
Массовая концентрация сероводорода, г/м3, не более	0,020
Массовая концентрация меркаптановой серы, г/м3, не более**	0,036
Расчетное октановое число (по моторному методу), не менее	Не нормируется	105	Не нормируется

* При расчетах показателей принимают 1 кал равной 4,1868 Дж.
** По требованию потребителя СПГ может поставляться с массовой концентрацией общей серы не более 0,010 г/м.

*** Регазифицированный СПГ поставляют для коммунально-бытового назначения с интенсивностью запаха не менее трех баллов при объемной доле 1% в воздухе.

Свойства и способности сжиженных пропана, бутана и метана

Основное отличие СУГ от других видов топлива заключается в способности быстро менять свое состояние из жидкого в газообразное и обратно при определенных внешних условиях. К этим условиям относятся температура окружающей среды, внутреннее давление в резервуаре и объем вещества. Например, бутан сжижается при давлении 1,6 МПа, если температура воздуха равна 20 ºС. В то же время, температура его кипения всего -1 ºС, поэтому при серьезном морозе он будет сохранять жидкое состояние, даже если открыть вентиль баллона.

Пропан имеет более высокую энергоемкость, чем бутан. Температура его кипения равняется -42 ºС, поэтому даже в суровых климатических условиях он сохраняет способность к быстрому газообразованию.

Еще ниже температура кипения у метана. Он переходит в жидкое состояние при -160 ºС. Для бытовых условий СПГ практически не применяется, однако для импорта или транспортировки на серьезные расстояния способность природного газа сжижаться при определенной температуре и давлении имеют весомое значение.

транспортировка танкером

Любой сжиженный углеводородный газ отличается высоким коэффициентом расширения. Так, в заполненном 50-литровом баллоне содержится 21 кг жидкого пропана-бутана. При испарении всей «жидкости» образуется 11 кубометров газообразного вещества, что эквивалентно 240 Мкал. Поэтому такой вид топлива считается одним из самых эффективных и экономически выгодных для систем автономного отопления. Больше об этом можно прочитать здесь.

При эксплуатации углеводородных газов необходимо учитывать их медленную диффузию в атмосферу, а также низкие пределы воспламеняемости и взрывчатости при контакте с воздухом. Поэтому с такими веществами нужно уметь правильно обращаться, учитывая их свойства и специальные требования безопасности.

Таблица свойств

Сжиженный углеводородный газ — чем он лучше других видов топлива

Индустрия применения СУГ достаточно широка, что обусловлено его теплофизическими характеристиками и эксплуатационными преимуществами по сравнению с другими видами топлива.

Транспортировка. Основная проблема доставки обычного газа в населенные пункты заключается в необходимости прокладки газовой магистрали, длина которой может достигать нескольких тысяч километров. Для транспортировки сжиженного пропан-бутана не требуется постройка сложных коммуникация. Для этого используются обычные баллоны или другие резервуары, которые перевозятся с помощью автомобильного, железнодорожного или морского транспорта на любые расстояния. Учитывая высокую энергоэффективность данного продукта (на одном баллоне СПБ можно месяц готовить еду для семьи), выгода очевидна.

Произведенные ресурсы. Цели применения сжиженных углеводородов аналогичны целям применения магистрального газа. К ним относятся: газификация частных объектов и населенных пунктов, производство электроэнергии посредством газогенераторов, эксплуатация двигателей транспортных средств, производство продуктов химической промышленности.

Высокая теплотворная способность. Жидкие пропан, бутан и метан очень быстро преобразуются в газообразное вещество, при сгорании которого выделяется большое количество тепла. Для бутана — 10,8 Мкал/кг, для пропана — 10,9 Мкал/кг, для метана — 11,9 Мкал/кг. Коэффициент полезного действия теплового оборудования, которое работает на СУГ, значительно выше КПД приборов, принимающих в качестве сырья твердотопливные материалы.

Простота регулировки. Подача сырья к потребителю может регулироваться как в ручном, так и в автоматическом режимах. Для этого существует целый комплекс приборов, отвечающих за регулировку и безопасность эксплуатации сжиженного газа.

Высокое октановое число. СПБ имеет октановое 120, что делает его более эффективным сырьем для двигателей внутреннего сгорания, чем бензин. При использовании пропана-бутана в качестве моторного топлива повышается межремонтный период для двигателя и сокращается расход смазочных материалов.

Сокращение расходов при газификации населенных пунктов. Очень часто СУГ применяют для устранения пиковой нагрузки на магистральные газораспределительные системы. Более того, выгоднее установить для удаленного населенного пункта автономную систему газификации, чем тянуть сеть трубопроводов. По сравнению с прокладкой сетевого газа удельные капиталовложения уменьшаются в 2-3 раза. Кстати, больше информации можно найти здесь, в разделе об автономной газификации частных объектов.

Потребительские свойства

Чистый СПГ не горит, сам по себе не воспламеняется и не взрывается. На открытом пространстве при нормальной температуре СПГ возвращается в газообразное состояние и быстро смешивается с воздухом. При испарении природный газ может воспламениться, если произойдет контакт с источником пламени. Для воспламенения необходимо иметь концентрацию газа в воздухе от 4,4 до 17 % (объемных). Если концентрация менее 4,4 %, то газа будет недостаточно для начала возгорания, а если более 17 %, то в смеси будет слишком мало кислорода. Для использования СПГ подвергается регазификации — испарению без присутствия воздуха.

СПГ рассматривается как приоритетная или важная технология импорта природного газа целым рядом стран, включая Францию, Бельгию, Испанию, Южную Корею и США. Самый крупный потребитель СПГ — это Япония, где практически 100 % потребностей газа покрывается импортом СПГ.

Применение

Рассмотрим, где СУГ топливо используется:

В качестве альтернативного автомобильного топлива. Является более эффективным сырьем для ДВС, чем, даже, высококачественный бензин или любая марка дизельного топлива;
Для автономной газификации жилых массивов и промышленных объектов, в том числе, отдаленных территориально;
Для производства электроэнергии с помощью газогенераторов;
В химической промышленности в различных производствах (ПАВы, полиэтилены, пластмассы, пленки, волокна, смолы, растворители и т.д.).

Транспортировка СУГ реализуется в специальных сосудах под правильным давлением или в изотермических цистернах, а также по трубопроводам. Перевозка возможна железнодорожным транспортом в особых вагонах-цистернах, морским путем в танкерах-газовозах, сухопутным в автоцистернах.

Страны-потребители

Основными импортёрами СПГ в 2017 году были (в млрд м³/год):

Япония — 113,9;
Китай — 52,6;
Республика Корея — 51,3;
Индия — 25,7;
Тайвань — 22,5;
Испания — 16,6;
Турция — 10,9;
Франция — 19,8.

На 2014 год 29 стран импортировали СПГ.

За последние десять лет мировой спрос на СПГ увеличился вдвое, составив в 2016 году 258 млн тонн.

Импорт СПГ в западную Европу

На территории Европы расположено около тридцати крупных регазификационных терминалов, суммарная мощность которых по состоянию на конец 2016 г. превышала 218 млрд м³ в эквиваленте природного газа. Однако в число крупнейших потребителей СПГ европейские страны не входят. Общий импорт СПГ в Европу в 2016 г. составил всего лишь 51 млрд м³ в эквиваленте (15,3 % мирового рынка этого продукта). При этом крупные поставки осуществлялись в Испанию (13,2 млрд м³), Великобританию (10,5 млрд м³), Францию (9,7 млрд м³).

Одна из причин низкой активности европейских стран на рынке СПГ — его высокая стоимость, другая причина — давно отлаженные трубопроводные поставки газа из России. В результате существующие регазификационные мощности не востребованы, терминалы работают с довольно низкой загрузкой. В 2016 г. загрузка мощностей терминалов колебалась от 19 % в Нидерландах и 20 % в Великобритании до 31 % в Бельгии и 37 % в Италии.

В октябре 2019 года глава немецкой энергетической компании «Uniper» Андреас Ширенбек оценил в перспективе дефицит газа на континенте, который может достичь 300 миллиардов кубометров в год. По его словам, нынешняя ситуация с СПГ на европейском рынке говорит об увеличении поставок, которые обеспечит в основном Россия. По его словам, альтернативных источников практически нет. Норвегия сделать это не в состоянии из-за истощения месторождений в Северном море, а Алжир снизил экспорт на 20 процентов и сдаёт позиции крупного европейского поставщика из-за повышения внутреннего спроса.

Тушение пожаров сжиженных газов

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

Процесс производства

Исходным сырьем для производства служит природный газ и хладагент.

Существует две технологии производства СПГ:

открытого цикла;
цикл расширения азота.

Технология открытого цикла предполагает использование давления газа для выработки энергии, необходимой при охлаждении. Метан, пропускаемый по турбинам, охлаждается и расширяется, на выходе получается жидкость. Это простой способ, но он имеет один существенный недостаток – сжижается только 15% метана, а остальная его часть, не набирая достаточного давления, покидает систему.

Технологии производства СПГ

Если поблизости завода есть непосредственные потребители газа, то можно смело использовать данную технологию, поскольку она менее затратная – расходуется минимальное количество электроэнергии на производственный процесс. Как следствие – более низкая себестоимость конечного продукта. Но если потребителей нет, то применять данный метод экономически нецелесообразно – большие потери исходного сырья.

Технология производства с использованием азота:

в замкнутом контуре, содержащем турбины и компрессоры, постоянно циркулирует азот;
после охлаждения азота, он направляется в теплообменное устройство, куда параллельно доставляется и метан;
газ охлаждается и сжижается;
азот направляется в компрессор и турбину для охлаждения и прохождения следующего цикла.

Технология мембранного разделения газов

Преимущества этой технологии:

100% использование исходного сырья;
компактность оборудования и простота его эксплуатации;
высокая надежность и безопасность.

Недостаток только один – высокое потребление электроэнергии (на каждый 1 нм3/ч готовой продукции расходуется до 0,5 кВт/ч), что значительно повышает себестоимость.

Схема компоновки станции по производству азота

Как сжижают природный газ – особенности процесса

Главными целями в производстве сжиженного продукта являются:

получение конечного продукта как товарной единицы;
выделение бутановой, пропановой, этановой газовой фракции;
выделение гелия.

Фракционирование происходит в условиях пониженных температур (до -168°C). Данные условия приводят к уменьшении плотности сжиженного природного газа по сравнению с обычным в 600 раз. Ориентировочно, согласно данным электронного журнала Neftegaz.ru №12 от 2018 года, путем охлаждения можно сжать 1380 м3 природного газа до 1000 кг СПГ. Таковы примерные соотношения сжиженного газа к природному.

На производстве сжижение газа осуществляется по многоступенчатой технологии. Переход с одной ступени на другую характеризуется сжатием потока в 12 раз, до тех пор, пока не поменяется агрегатное состояние потока. Недостатком данного способа считаются энергетические потери, достигающие на выходе 25%.

На сегодняшний день разработаны две технологии получения СПГ:

компримирование;
технология, основанная на теплообменных процессах.

В первом случае протекает процесс конденсации с неизменным давлением, что негативно сказывается на энергоемкости в целом. Во втором варианте поток охлаждается с последующим резким дросселированием до нужных температурных параметров, однако после первого этапа степень сжижения газа составляет всего 4%. Выходом из ситуации является использование каскадных технологий, увеличивающих эффективность охлаждения до 100%.

Особое внимание в производстве СПГ необходимо уделять качественному теплообменному и изоляционную оборудованию, поскольку оно определяет возможность возникновения дополнительных расходов мощности. Так, при перепаде температуры внутри реактора или теплообменника на 1°C при проходе через него 100 000 м3 газовой смеси, затраты на сжатие по мощности увеличиваются на 5 кВт

Существует семь действующих вариантов технологий сжижения газовой смеси:

для крупнотоннажного производства СПГ в 82% выбирают техпроцессы компании Air Products: AP-SMR, AP-C3MR, AP-X.
на втором месте стоит технология под названием Optimized Cascade, все права на которую принадлежат компании ConocoPhillips;
третье место занимают малогабаритные GTL-установки, предназначенные для использования в закрытых промышленных помещениях;
отдельные установочные единицы в производстве СПГ в мире находят широкое применение в циклах синтеза газомоторного топлива.

Для обеспечения доступности газовых месторождений (касается шельфовой добычи), в эксплуатацию были введены специальные морские суда,а также плавательные платформы (разработка компании Shell) укомплектованные холодильным оборудованием – по сути, сжижение происходит по механизму in siutu.

Сделать однозначный вывод об эффективности работы каждой не представляется возможным, поскольку зависит и определяется только обстоятельствами. Однако, если брать в расчет единичный завод по производству СПГ в России, то комплектация его такова:

оборудование для подготовки исходных веществ, в частности, система очистки газа;
оборудование для основного цикла процесса;
линии оборотной воды, конденсата, технологического пара;
герметичные резервуары, предназначенные для хранения жидкости, криоцистерного типа (сосуд Дуара);
оборудование для загрузки транспортировки СПГ без потерь на испарение;
транспортировочные танкеры и иные средства перевозки;
установки бесперебойной подачи электроэнергии и холодной воды в качестве хладагента.

Согласно источнику газеты Neftegaz.ru №12, в последнее время наибольшее внимание стало уделяться технологии, экономящей до 50% затрат энергии на получение целевого продукта. Она основана на использовании собственной энергии (потенциальной) сжиженного газа и естественном охлаждении потока при уменьшении давления в магистральном трубопроводе до отметки потребительского давления (ориентировочно с 6 МПа до 1,2 МПа)

Зачем сжижают природный газ?

Из недр земли голубое топливо добывается в виде смеси из метана, этана, пропана, бутана, гелия, азота, сероводорода и других газов, а также различных их производных.

Часть из них применяется в химической промышленности, а часть сжигается в котлах или турбинах для генерации тепловой и электрической энергии. Плюс некоторый объем добытого используется в качестве газомоторного горючего.

Расчеты газовиков показывают, что если голубое топливо надо доставить на расстояние в 2500 км и больше, то в сжиженном виде зачастую делать это выгодней, нежели трубопроводным способом

Основная причина сжижения природного газа – упрощение его перевозки на дальние расстояния. Если потребитель и скважина добычи газового топлива находятся на суше недалеко друг от друга, то проще и выгодней проложить между ними трубу. Но в ряде случаев магистраль строить выходит слишком дорого и проблематично из-за географических нюансов. Поэтому и прибегают к различным технологиям получения СПГ либо СУГ в жидком виде.

Экономика и безопасность перевозок

После того как газ сжижен, он уже в виде жидкости закачивается в специальные емкости для перевозки морским, речным, автомобильным и/или железнодорожным транспортом. При этом технологически сжижение является достаточно затратным с энергетической точки зрения процессом.

На разных заводах на это уходит до 25% от исходного объема топлива. То есть для выработки нужной по технологии энергии приходиться сжигать до 1 тонны СПГ на каждые его три тонны в готовом виде. Но природный газ сейчас сильно востребован, все окупается.

В сжиженном виде метан (пропан-бутан) занимает в 500–600 раз меньший объем, нежели в газообразном состоянии

Пока природный газ находится в состоянии жидкости, он не горюч и взрывобезопасен. Только после испарения в ходе регазификации, полученная газовая смесь оказывается пригодна для сжигания в котлах и варочных плитах. Поэтому, если СПГ или СУГ используются как углеводородное топливо, то их обязательно приходится регазифицировать.

Использование в различных сферах

Чаще всего термины «сжиженный газ» и «сжижение газа» упоминаются в контексте перевозки углеводородного энергоносителя. То есть сначала происходит добыча голубого топлива, а потом его преобразование в СУГ или СПГ. Дальше полученную жидкость перевозят и после вновь возвращают в газообразное состояние для того или иного применения.

СУГ (сжиженный углеводородный газ) на 95% и более состоит из пропан-бутановой смеси, а СПГ (сжиженный природный газ) на 85–95% из метана. Это схожие и одновременно кардинально разные виды топлива

СУГ из пропан-бутана в основном используют в качестве:

газомоторного топлива;
горючего для закачки в газгольдеры автономных систем отопления;
жидкостей для заправки зажигалок и газовых баллонов емкостью от 200 мл до 50 л.

СПГ обычно производят исключительно для перевозки на дальние расстояния. Если для хранения СУГ достаточно емкости, способной выдержать давление в несколько атмосфер, то для сжиженного метана требуются специальные криогенные резервуары.

Оборудование для хранения СПГ отличается высокой технологичностью и занимает много места. Использовать такое топливо в легковых автомобилях не выгодно из-за дороговизны баллонов. Грузовики на СПГ в виде единичных экспериментальных моделей уже по дорогам ездят, но в сегменте легковушек это «жидкое» горючее вряд ли в ближайшем будущем найдет себе широкое применение.

Сжиженный метан как топливо сейчас все чаще используется при эксплуатации:

железнодорожных тепловозов;
морских судов;
речного транспорта.

Помимо использования в качестве энергоносителя LPG и LNG также применяются непосредственно в жидком виде на газо-нефтехимических заводах. Из них делают различные пластмассы и иные материалы на углеводородной основе.

Очищенный от песка газ отправляется на берег к Объединенному береговому технологическому комплексу (ОБТК). Это специальное предприятие, предназначенное для подготовки углеводородов к отправке на юг Сахалина по Транссахалинской трубопроводной системе.

Рисунок 5. Проект «Сахалин-2»

Транспортировка в южную часть Сахалина необходима для обеспечения круглогодичного производства. В северной части острова, где ведется добыча, слишком суровые климатические условия, препятствующие доступу обычных видов транспорта. Поэтому была сооружена Транссахалинская трубопроводная система — мощная сеть трубопроводов, включающая в себя подводную и наземную части, по которой сырье через весь остров перекачивается на берег залива Анива на юге острова, практически незамерзающего зимой, которая обеспечивает возможность круглогодичного поступления сырья.

Один из главных элементов трубопроводной системы — Объединенный береговой технологический комплекс (ОБТК). ОБТК — это специализированное перерабатывающее предприятие, имеющее несколько назначений. Общая протяженность подводных трубопроводов составляет 300 км. Они проложены в местах со сложной ледовой обстановкой. Прежде всего оно предназначено для первичной очистки углеводородов, их разделению по видам (сепарации), последующего компримирования (сжатия) и отправки под давлением в пункт назначения. Кроме того, ОБТК производит из части поступившего газа электроэнергию для себя и для платформы ЛУН-А. Для этого в состав комплекса входит энергоустановка мощностью 100 МВт.

На юге Сахалина находится центральная часть всей системы — завод по производству СПГ, терминал отгрузки нефти (ТОН). Пройдя под давлением 800-километровую дистанцию от ОБТК до этого комплекса, природный газ поступает на завод по производству СПГ. Сжижение газа проводится на двух технологических линиях. На заводе СПГ проекта «Сахалин-2» используется специально разработанная компанией «Шелл» технология сжижения газа с применением двойного смешанного хладагента (Double Mixed Refrigerant — DMR), повышающая энергоэффективность производства за счет использования преимуществ холодного сахалинского климата.

Рисунок 6.Месторождения природного газа на Ямале

Ключевым элементом системы безопасности завода является факельная установка. Сжигание на факеле представляет собой процесс, с помощью которого избыточный газ быстро и безопасно подается от завода через вертикальную трубу высотой 125 м (факельный ствол) для незамедлительного воспламенения с помощью «пилотной горелки» — постоянного источника открытого огня, который свидетельствует о нормальной работе.

Основная причина сжигания газа состоит в том, что при этом процессе на окружающую среду оказывается меньшее воздействие, по сравнению с выбросами невоспламененного углеводородного газа.

Резервуар СПГ состоит из нескольких элементов. Внешний резервуар — бетонный, толщина его стен — около 1 м у основания и до 0,5 м вверху. Второй резервуар играет роль пароизоляционного барьера. Он сделан из углеродистой стали и примыкает к внешнему резервуару. Внутренняя емкость построена из специальной 9-процентной никелевой стали, рассчитанной на криогенные температуры. Основное назначение пароизоляционного барьера — препятствовать попаданию кислорода или влаги в резервуар СПГ, а также не допустить попадание испаряющегося газа из резервуара СПГ в атмосферу.

Старение сжиженного природного газа

СПГ, будучи смесью простых веществ, образует пары состава, отличающегося от состава жидкости, в парах представлены больше всего легколетучие углеводороды. Таким образом, состав остаточного сжиженного природного газа изменяется в сторону обогащения высококипящими компонентами, и это явление называется старением СПГ: теплотворная способность и число Воббе увеличиваются.

Примеры:

Для сжиженного газа, содержащего азот, компонент более летучий, чем углеводороды, испарения будут состоять, главным образом, из метана и азота; СПГ с содержанием 1% азота равновесен с паровой фазой с содержанием 20% азота.
Старение первоначального объема 50000 м3 хранимого сжиженного газа состава: 1% азота, 89% метана и 10% тяжелых углеводородов приводит к увеличению высшей теплотворной способности на 3 ватт-час в сутки и числа Воббе для среднего объема испарений 2000 нм3/час.

Особые случаи:

Старение и усадка сжиженного газа в хранилищах.
Старение в пониженных точках сети СПГ (продувочные резервуары и т.д.) в зависимости от времени пребывания СПГ в этих местах. В результате может произойти полное испарение метана, разогрев жидкости выше –80°С, опасность замерзания оставшихся тяжелых углеводородов во время прохождения порции свежего СПГ и, как следствие, забивка твердой фазой фильтров СПГ

Следовательно, важно следить за периодическим обновлением СПГ в пониженных точках системы.

Тушение пожаров горючих жидкостей

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

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

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

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