CC BY
254Требования к качеству СПГ за рубежом
Н.И. Изотов, кандидат технических наук
(Из книги «Сжиженный природный газ. Технологии и посмертное издание)
Требования к качеству СПГ в разных странах определяются давно сложившимися условиями эксплуатации национальных газовых сетей и настройкой горелок у потребителей газа. Теплотворная способность СПГ, импортированного из разных источников, может быть различной. Это может привести к финансовым потерям поставщиков и претензиям к качеству газа со стороны потребителей.
Поскольку СПГ обладает различными свойствами (в том числе и разной теплотой сгорания), то большое значение имеет взаимозаменяемость СПГ и трубопроводного природного газа. По определению ISO (европейский стандарт EN 12838:2000), взаимозаменяемость природного газа (мера качества СПГ) - близкая теплотворная способность трубопроводного газа и газа, получаемого при регазификации СПГ. Газы являются взаимозаменяемыми, когда их можно применять при тех же условиях сгорания, не перенастраивая принятые параметры газовой горелки.
Способы и методы приведения в соответствие требований производителей и потребителей к качеству СПГ
Требования к качеству природного газа преследуют несколько целей: предотвращение коррозии и выпадения жидкости в трубопроводах, а также сохранение неизменными показателей работы горелки потребителя. Требования к качеству газа по коррозии ограничивают концентрацию кислых компонентов (СО2, Н28), меркаптанов или общей серы. Предприятия по производству СПГ очищают газ от СО2 до 50 ррт, чтобы избежать выпадения твердой фазы в криогенном оборудовании. Требования по Н28 определяются японским рынком, который лимитирует его содержание до 5 мг/м3 и общей серы - до 30 мг/м3. Аналогичные
требования предъявляют Европа и США (за исключением Калифорнии, где требуемое содержание общей серы до 18 мг/м3).
Кислые компоненты природного газа обычно удаляются в аминовой установке, которая обеспечивает очистку газа до норм, указанных выше. Исключения составляют заводы с более высокими концентрациями меркаптанов в исходном природном газе. Меркаптаны - очень слабые кислоты и они удаляются не прямой химической адсорбцией, а другим путем.
Чтобы предотвратить выпадение жидкости, компании по транспортировке газа в своих требованиях к качеству ограничивают количество бутанов, пен-танов и тяжелых углеводородов. Заводы по производству СПГ должны удалять компоненты более тяжелых углеводородов, чтобы предотвратить их замораживание в процессе сжижения. Удаленные
Рис. 1. Требования к ВТС газа в различных странах мира
тяжелые углеводороды являются побочным продуктом, который пользуется спросом на рынке углеводородного сырья.
Требования к подготовке природного газа к транспортировке совместимы с требованиями по подготовке газа на заводе СПГ, что делает их почти универсальными. Основной характеристикой качества газа является его теплотворная способность, количественной мерой которой является высшая теплотворная способность (ВТС). Требования по теплотворной способности (рис. 1) определяют взаимозаменяемость газа. ВТС значительно изменяется в зависимости от состава исходного сырьевого газа, и поэтому взаимозаменяемость СПГ, произведенного на разных заводах, является достаточно серьезной проблемой.
Так, страны Атлантического бассейна используют регазифицированный СПГ с более низкой ВТС. Крупнейшими потребителями такого СПГ являются США и Великобритания. Потребители АТР предпочитают закупать СПГ с повышенной ВТС. Основными производителями СПГ для этих стран являются государства Ближнего Востока.
Снижение высшей теплоты сгорания
Одной из первых трудностей, встающих перед производителями СПГ при потребности снизить ВТС, является необходимость изменения мощности завода. Снижение ВТС возможно либо за счет увеличения в СПГ содержания азота, либо за счет извлечения из него сжиженного нефтяного газа (LPG).
При извлечении LPG производительность завода СПГ снижается, и если не увеличивать мощность предприятия, то стоимость производства тонны СПГ возрастает, поскольку стоимость извлечения LPG может быть существенной. Следующий фактор - извлечение пропана и бутанов. В качественных характеристиках природного газа дается диапазон с максимальной и минимальной ВТС. Если ориентируются на минимальный предел ВТС, то производят более глубокое извлечение пропана и бутанов, если ориентируются на максимальный - наоборот.
Степень извлечения LPG определяется как рынком потребления СПГ,
так и рынком потребления LPG. Существенное значение имеют цена на LPG или его компоненты, а также доступность рынков. Если суммарные выгоды от реализации СПГ с минимальной ВТС и LPG превышают выгоды от продажи СПГ с максимальной ВТС, то в этом случае проводят более глубокое извлечение LPG и наоборот.
Уменьшение теплотворной способности за счет извлечения LPG
Схемы с рециркуляцией LPG
Принцип рециркуляции LPG основан на добавлении холодной жидкости в поток природного газа (рис. 2). Преимущество этого способа в том, что конфигурация оборудования изменяется очень незначительно. Процесс извлечения LPG в основном интегрируется с процессом сжижения, и оборудование нетрудно спроектировать для работы как в режиме извлечения, так и без него. При наличии свободных площадей возможна реконструкция завода, если при его строительстве не были предусмотрены циклы извлечения LPG.
Процессы с рециркуляцией LPG эффективны до определенного уровня. Если должно быть извлечено 60...70 % пропана, то установка с рециркуляцией LPG
работает эффективно, а если необходимо извлечь 80 % LPG и более, следует применять схемы с турбодетандерами (рис. 3).
Схемы с использованием турбодетандеров
Существует множество схем с турбо-детандерами, однако все они предполагают динамическое расширение природного газа с получением жидкой фазы LPG и последующее компримирование отсе-парированного газа. Расширение происходит изоэнтропно, что повышает эффективность процесса.
Схемы со скрубберными колоннами
Еще один метод повышения извлечения LPG - более низкая температура в скрубберной колонне. Это может быть сделано за счет увеличения расхода обратного потока и исключения из схемы ре-бойлера скрубберной колонны (рис. 4а). Увеличить расход обратного потока можно, если использовать в конденсаторе модифицированной скрубберной колонны хладагент с более низкой температурой кипения (смесь вместо пропана). Эта модификация дает значительное увеличение количества метана при разделении газовой смеси, и в большинстве случаев, чтобы получить метан из этана, требуется деметанизатор (рис. 46).
|К основному ТО
Природный газ
ТЗкГ
Руциркуляция бутана
Скрубберная колонна
—¿г-
т
фЗг
Рециркуляция
пропана,^ р
р
Пропан
Бутан
Депропанизатор
3»
Бензин на склад
Рис. 2. Процесс рециркуляции LPG
Рис. 3. Процесс с турбодетандером
а б
Рис. 4. Схемы со скрубберной колонной: а - до модификации; б - после модификации
Все три метода, описанные выше, могут применяться на существующих заводах в разных модификациях.
Уменьшение теплотворной способности при добавлении азота
Если необходимо существенно изменить число Воббе, то добавление азота может быть более эффективным, чем извлечение LPG. Национальные стандарты США по качеству трубопроводного
газа допускают содержание азота до 3 % (мол.). Во многих случаях азот не добавляется. Он присутствует в природном газе, и иногда его концентрация превышает 5 %. Для того чтобы азот остался в СПГ, необходимо лишь переохладить его, что требует увеличение затрат примерно на 4 % на 1 т продукта в час при повышении концентрации азота на 1 %.
В табл. 1 и на рис. 5 показано влияние извлечения LPG и добавления азота на ВТС.
Таблица 1
Влияние извлечения LPG и добавления азота на ВТС
Параметр ВТС С извлечением LPG С добавлением 3 % азота
Высшая теплота сгорания СПГ, МДж/см3 42,4 40,6 41,4
Число Воббе для СПГ, МДж/см3 52,9 51,9 51,4
ВТС, МДж/см3
Рис. 5. Извлечение LPG и добавление азота
Повышение ВТС
Добавление LPG является единственным практическим методом повышения ВТС (помимо смешивания с газом из другого источника). Это относительно простой процесс, поскольку LPG при давлении в трубопроводе может закачиваться как жидкость, а его смешивание с природным газом не представляет трудности.
Закачка LPG является общепринятой практикой в Японии, где национальные стандарты требуют высокой теплотворной способности для природного газа, используемого в инфраструктуре страны. Одним из источников СПГ для Японии является завод Кенай на Аляске, где СПГ представляет собой почти чистый метан. Такому продукту в целях взаимозаменяемости с традиционно используемым СПГ (с максимальной ВТС) требуется закачка LPG.
Если смотреть на проблему глобально, может показаться, что лучшее техническое решение - закачка LPG на приемном
терминале потребителя. Температуры при транспортировке пропана и бутана относительно высоки (-40 °С), поэтому специальных материалов (как и при хранении) не требуется.
При прочих равных условиях дешевле транспортировать и хранить LPG и СПГ отдельно друг от друга и добавлять LPG в СПГ непосредственно перед подачей в трубопровод потребителю. Однако если площадь приемного терминала невелика, приходится смешивать LPG и СПГ до экспорта.
Просто закачивать LPG, имеющий температуру -40 °С, в СПГ, температура которого -160 °С, в одну ступень неэффективно. Другой метод - закачка LPG в жидкий метан на нескольких уровнях давления или при предварительном охлаждении LPG перед закачкой до температуры СПГ. Охлаждение LPG - дорогостоящий процесс, поэтому, как правило, он продается как отдельный продукт, а не как компонент для СПГ. Кроме того, транспортировка LPG будет производиться при температуре -160 °С.
Содержание этана в СПГ
Одной из самых больших проблем на стадии сжижения является извлечение этана. Требования национальных стандартов к качеству газа в Великобритании и Калифорнийских стандартов в США лимитируют содержание этана в СПГ до 6 % (мол.). Если в природном газе, поступившем на завод СПГ, содержится 8...9 % этана, то последний должен использоваться внутри завода или экспортироваться.
Использование этана в качестве топлива внутри завода - непростой вопрос: помимо возможных проблем с избыточным топливом, есть ограничения по содержанию этана в топливе, подаваемом на газовую турбину. Количество топливного газа, которое требует завод СПГ, зависит от многих факторов: КПД процесса, компрессора и привода, местонахождения исходного газа, наличия собственного источника электроэнергии или подвода ее извне и т.д. Типовой завод потребляет в качестве топливного около 10 % сырьевого газа. Если сырьевой газ содержит 9 % этана, а СПГ должен его содержать 6 %, то состав топлива будет следующим: 64 % метана и 36 % этана (ВТС - 47,9 МДж/м3).
Использование топлива, содержащего 36 % этана, повлияет на работу газовых турбин и выбросы оксидов азота. Если выбросы NOx составляют 160 ppm, то такое топливо может использоваться при эксплуатации газовых турбин Frame 5 и Frame 6. В качестве топлива для газовых турбин Frame 7 можно использовать топливный газ с содержанием метана не менее 85 % (мол.). Только в этом случае будут обеспечены допустимые выбросы NOx.
По мере становления глобального рынка СПГ взаимозаменяемость газа становится все более важным вопросом. В то же время достичь согласия о едином стандарте производителям и потребителям очень трудно, так как в разных странах уже достаточно давно
функционируют национальные трубопроводные системы, для которых разработаны национальные нормативно-технические документы. Учитывая это, Федеральная комиссия по регулированию в энергетике США отметила, что на данном этапе применение универсальных стандартов даже внутри страны будет разрушительным для существующей торговли, поскольку продавцы и покупатели СПГ постараются сохранить существующий порядок ведения дел.
Извлечение LPG будет оставаться общепринятым предпочтительным методом для регулирования ВТС СПГ в сторону уменьшения как на стадии его получения, так и на стадии регазифика-ции. В существующих терминалах для снижения ВТС СПГ применяется азот, и, возможно, этот экономичный способ будет использоваться при регази-фикации и в дальнейшем, особенно когда контролирующим фактором является число Воббе. Способом повышения ВТС будет закачка LPG в регазифицируе-мый СПГ, а не на стадии сжижения из-за высокой стоимости транспортировки.
Повышенное содержание этана в природном газе может создать проблемы при использовании части природного газа в виде топлива. Это связано как с нормами на топливо для газовых турбин, так и с возможностью повышения выбросов оксидов азота с выхлопными газами.
Извлечение этана при производстве СПГ - неоднозначно решаемая задача. При отсутствии потребителей этана в регионе, где находится завод по производству СПГ, его извлечение может быть целесообразным либо на регазификаци-онных терминалах, либо на ГПЗ перед подачей в магистральные газопроводы. Наличие потребителей этана позволяет увеличить прибыль завода по производству СПГ, так как извлечение этого газа может быть организовано в пределах технологического цикла сжижения.
Требования к качеству СПГ в США
В каждой стране, импортирующей СПГ, существуют свои требования к качеству и составу газа. Требования к качеству газа в США определяются на терминалах регазификации в индивидуальном порядке, а не на государственном или федеральном уровнях, как это принято, например, в Европе. В результате каждый трубопровод и каждый терминал приема СПГ должен иметь свой комплект технических требований к качеству газа. Эти требования представлены в так называемой «Ведомости тарифов», которая содержит информацию обо всех внутренних трубопроводах и существующих терминалах импорта СПГ.
Большинство технических требований включает максимальную концентрацию пентана или наибольшее содержание жидкости и максимальную теплотворную способность (МТС). Однако нормальное значение точки росы по углеводородам или числу Воббе в настоящее время не представляется. Из этого следует, что технические условия в США, как правило, определяют ограничения по поставке, если значения МТС выше 1050.. .1075 БТЕ/фут3.
Теплотворная способность производимого в настоящее время СПГ, как правило, ниже теплотворной способности обычного газа, транспортируемого по трубопроводу, и, следовательно, не соответствует требованиям к предельному значению. Последствия использования СПГ разных производителей могут быть следующими:
• изменения в работе приборов, которые могут привести к неполному сгоранию газа в горелке и формированию опасных уровней угарного газа в выхлопе;
• повышение выбросов N0^ что отрицательно сказывается на состоянии окружающей среды;
• реконструкция заводов под требования конкретных потребителей;
• перенастройка газовых двигателем транспортных средств.
Однако есть способы добиться взаимозаменяемости газов, которая может обеспечить подачу регазифицированно-го СПГ в систему трубопроводов фактически без проблем. Если состав импортируемого СПГ не соответствует требованиям американских газопроводов, может быть использован один из следующих способов:
• добавление к регазифицируемо-му СПГ инертного газа (типа азота) или углекислоты;
• извлечение этана, пропана и бута-нов на приемном терминале;
• извлечение этана, пропана, бутанов и остаточного пентана при сжижении до отгрузки в США;
• смешивание «жирного» СПГ с более «тощим» на американском приемном терминале.
В каждом проекте импорта СПГ эта проблема решена или решается по-разному:
• терминалы Cove Point (Вашингтон) и Everett (Бостон) используют закачку N2 и воздуха для снижения числа Воббе регазифицированного СПГ до подачи его в транспортные трубопроводы;
• терминал Elba Island принимает поставки только из Тринидада, пренебрегая значениями МТС, так как Тринидад производит самый «тощий» (газ с малым содержанием тяжелых углеводородов и низкой теплотворной способностью) СПГ среди всех крупнейших производителей (новые проекты СПГ, находящиеся в процессе реализации, обеспечат соответствие качества газа текущим условиям);
• для терминала Lake Charles, расположенного в Мексиканском заливе, вопрос поставки обогащенного СПГ не составляет проблемы - поскольку терминал расположен в производственной зоне, обогащенный СПГ может подаваться в трубопровод путем его смешивания с трубопроводным газом
Таблица 2
Требования, предъявляемые к качеству газа на приемных терминалах СПГ в США
Терминал СПГ Предельное значение МТС, БТЕ/фут3 Технологический процесс для уменьшения МТС
Everett Boston 115G Закачка воздуха
Cove Point 1138 Закачка азота
Elba Island 1G75 Закачка азота
Lake Charles 12GG Экстракция С2+
или пропускания через одну из установок экстракции этана из LPG, расположенных в зоне залива; таким образом, Lake Charles - единственный терминал, который может принимать СПГ с теплотворной способностью, достигающей 1200 БТЕ/фут3.
Требования, предъявляемые к качеству газа на приемных терминалах СПГ в США, представлены в табл. 2.
Ключевым условием для импортеров СПГ является получение взаимозаменяемого по качеству газа после регазифика-ции. Основным критерием качества СПГ в США является состав природного газа после регазификации. Природный газ, поступающий в трубопроводную систему, а затем к конкретному потребителю, должен удовлетворять условиям сгорания.
Поскольку американская газовая инфраструктура создавалась давно, она рассчитана на «тощий» СПГ. Обычно СПГ содержит больше этана, пропана и бутана, чем американский внутренний трубопроводный газ. Кроме того, СПГ, в отличие от природного газа для внутреннего потребления, фактически не содержит углекислого газа и азота. Однако США заинтересованы в получении «жирного» газа, так как из него можно извлечь этан, пропан и бутан, которые могут быть проданы как отдельные продукты или использоваться как сырье в других отраслях промышленности.
Стандартами, устанавливающими требования к качеству СПГ и регазифи-цированного газа в США, являются:
• 49CFR Part 193 Liquefi ed Natural Gas Facilities: Federal Safety Standards. (Технологические объекты сжиженного природного газа: Федеральные требования безопасности);
• 33CFR Part 127 Waterfront Facilities Handling Liquefi ed Natural Gas and Liquefi ed Hazardous Gas. (Береговые объекты сжиженного природного газа и потенциально опасных сжиженных газов);
• NFPA 59A Standard for the Production, Storage, and Handling of Liquefi ed Natural Gas (LNG). (Стандарт для производства, хранения и обработки сжиженного природного газа);
• NFPA57 Standard for Liquefi ed Natural Gas (LNG) Vehicular Fuel Sys tems. (Стандарт для сжиженного природного газа в качестве топлива для автомобилей);
• International Regulations BS7777 and EN 1473. (Международные инструкции BS7777 и EN1473).
Требования к качеству СПГ в странах Европы
Ирландия
• I.S. EN 12838:2000. Installations and Equipment for Liquefi ed Natural Gas - Suitability Testing of LNG Sampling Systems (Установки и оборудование для сжиженного газа - отбор проб сжиженного природного газа);
• I.S. EN ISO 15403:2005. Natural Gas -Designation of the Quality of Natural Gas For Use as a Compressed Fuel for Vehicles
"beut»*?
(Природный газ - требования к качеству компримированного природного газа, используемого в качестве моторного топлива для транспортных средств);
• I.S. EN ISO 14532:2005. Natural Gas -Vocabulary (Природный газ - словарь);
• I.S. CEN / TS 15174:2006. Gas Supply Systems - Guideline for Safety Management Systems for Natural gas Transmission Pipelines (Системы поставки газа - основные положения по системам безопасности для трубопроводного транспорта природного газа). Великобритания
• BS EN 1160:1997. Установки и оборудование для сжиженного природного газа. Общие характеристики сжиженного природного газа. Близкие по назначению стандарты: EN 19, EN 736-1, EN 736-2, EN 736-3, EN 764, EN 1160, EN 10045-1, EN 12308, EN ISO 5210, prEN ISO 5211:2000, prEN 12266-1:1999, prEN 12516-1:2000, prEN 12516-2:2000, prEN 12516-3:1999, EN 12570, ISO 5210:1991, ISO/FDIS 5211:2000, ISO 10497, ASTM A 380.
• BS EN 12838:2000. Installations and equipment for liquefi ed natural gas. Suitability testing of LNG sampling systems (Устройства и оборудование для жидкого природного газа. Экспертиза качества жидкого природного газа). Близкие по назначению стандарты: EN 1160, ISO 2854, ISO 6568, ISO 6578, ISO 6976, ISO 8943. Замененный стандарт: 97/708458 DC.
• BS EN 12308:1998. Installations and equipment for LNG. Suitability testing of gaskets designed for fl anged joints used on LNG piping (Сооружения и оборудование для сжиженного газа. Методы отбора проб СПГ). Близкие по назначению стандарты: EN 764, EN 1160, EN 1333, EN 1514-1, EN 1514-2, EN 1514-3, EN 1514-4, prEN 1515-1, prEN 1515-2, EN ISO 6708, ISO 6708.
• BS 7576:1992, ISO 8943:1991. Method for continuous sampling of liquefy ed natural gas (LNG) in transfer pipelines (Методы контроля отбора проб сжиженного природного газа в передающих рукавах-
трубопроводах). Близкие по назначению стандарты: BS 7577, ISO 6712, Health and Safety at Work etc. Act 1974. Замененные стандарты: 88/51276 DC, 05/30143358 DC, BS EN 1473:1997, ISO 9091-1:1991.
На протяжении многих лет Великобритания не испытывала дефицита газа. Внутренние потребности, которые оцениваются в 100 млрд м3/год, страна полностью удовлетворяла за счет собственной добычи на шельфе Северного моря. В настоящее время из-за роста потребления и истощения собственных месторождений страна вынуждена начать импорт газа.
Европейские газовые рынки применяют национальные стандарты качества газа, основанные на приемлемом диапазоне числа Воббе. Поставки, объемы, распределение и качество газа в Великобритании контролируются Управлением газовой безопасности. Сетевой кодекс, регламентирующий деятельность газовой отрасли в Великобритании, - основной документ, нормирующий все вопросы, связанные с поставками, объемами, распределением и качеством газа на внутреннем рынке. Сетевой кодекс заключен между правительством Великобритании и частной компанией Transco.
В импорте газа в Великобританию все более значительную долю занимает СПГ. В импортируемом СПГ верхний предел числа Воббе превышает принятый Управлением газовой безопасности Великобритании на внутреннем рынке (Сетевой кодекс Великобритании. Версия 3.08 от 26 февраля 1996 г.).
Текущие стандарты BS EN, используемые в качестве критерия качества газа для проверки газовых печей и плит, определяют теплоту сгорания газа в 1075 БТЕ/фут3. Это значение находится в диапазоне теплоты сгорания СПГ, производимого на многих заводах. Однако из-за увеличенного извлечения тяжелых компонентов типичная теплота сгорания газа, подаваемого по трубопроводам, в большинстве регионов Великобри-
тании в настоящее время значительно ниже: между 1025 и 1060 БТЕ/фут3.
Британский международный стандарт В8 7576: 1992 «Охлажденные углеводородные жидкости. Отбор проб сжиженного природного газа. Непрерывный метод» регламентирует метод непрерывного отбора проб СПГ для определения его качественного состава при передаче по транспортным коммуникациям.
Группа компаний Gastec (Нидерланды, Италия, Великобритания и США) провела исследование последствий разбавления регазифицированного СПГ азотом и углекислым газом с целью обеспечения постоянного числа Воббе (50,7 МДж/м3) и пришла к следующим выводам:
• добавление азота к газообразному топливу с повышенным содержанием этана и более высококипящих углеводородов, чем это принято в национальных стандартах, при регулировании числа Воббе не будет вызывать больших проблем;
• добавление азота к «жирному» газу уменьшает теплоту сгорания и, следовательно, не повлияет на работу газовой горелки (как промышленной, так и коммунальной), настроенной на определенное качество газа;
• теплота сгорания изменяется существенно при содержании пропана в поступающем газе на уровне 15 % - в этом случае требуется дополнительная обработка поступающего газа для приведения его состава в соответствие с действующими государственными стандартами;
• при транспортировке разбавленного газа необходимая мощность КС уменьшается;
• понижение нижнего предела взры-ваемости за счет увеличения содержания более высококипящих углеводородов является незначительным;
• выбросы оксидов азота, как и температура пламени, изменятся незначительно;
• изменение качества газа будет
иметь значение, только если газ используется как сырье для промышленности;
• если двуокись углерода используется в качестве разбавляющего газообразного вещества, она ведет себя как азот - ни одно из этих двух веществ не имеет никаких преимуществ.
Германия
• DIN EN 1160. Installations and equipment for liquefied natural gas - General characteristics of liquefied natural gas; German version EN 1160:1996 (Сооружения и оборудование для сжиженного газа -Общие качества сжиженного газа; немецкая версия EN 1160:1996);
• DIN EN 1473. Installations and equipment for liquefied natural gas - Design of onshore installations; German version DIN EN 1473:2007 (Установки и оборудование для сжиженного газа - Проектирование береговых сооружений; немецкая версия DIN EN 1473:2007);
• DIN EN 12838. Installations and equipment for liquefied natural gas - Suitability testing of LNG sampling systems; German version EN 12838:2000 (Устройства и оборудование для сжиженного газа - Испытания систем отбора проб при перевозке СПГ; немецкая версия EN 12838:2000).
Франция
• NF EN 1160-1996. Устройства и оборудование для сжиженного природного газа. Общие характеристики сжиженного природного газа;
• NF EN 13423-2000. Эксплуатация транспорта, работающего на сжатом природном газе;
• NF EN ISO 6976-2005. Природный газ. Расчет теплотворной способности, плотности, относительной плотности и числа Воббе для смеси.
Австрия
• OENORM EN ISO 6976:2005. Природный газ. Расчет теплотворной способности, плотности, относительной плотности и числа Воббе для смеси;
• OENORM EN ISO 13686:2006. Газ природный. Обозначение качества;
• OENORM EN 12838:2000. Устройства и оборудование для сжиженных природных газов. Испытание на пригодность систем отбора проб сжиженных природных газов.
Норвегия
• NS-EN 12838. Installation and equipment for liquefied natural gas - Suitability testing of LNG sampling systems (Устройства и оборудование для сжиженного природного газа. Испытание на пригодность систем отбора проб сжиженного природного газа);
• ISO 8943:2007. Refrigerated light hydrocarbon fluids - Sampling of liquefyed natural gas - Continuous and intermittent methods (Охлажденные легкие углеводородные жидкости. Отбор проб сжиженного природного газа непрерывным методом);
• ISO 6578:1991. Refrigerated hydrocarbon liquids - Static measurement - Calculation procedure (Охлажденные углеводородные жидкости. Статические измерения. Процедура вычисления);
• ISO 1998-5:1998. Petroleum industry - Terminology - Part 5: Transport, storage, distribution (Нефтяная промышленность. Терминология. Часть 5: Транспорт, хранение, распределение);
• NS-EN ISO 14532. Natural gas -Vocabulary (ISO 14532:2001 including Corrigendum 1: 2002). Природный газ - Словарь (ISO 14532:2001, включая доработку 1: 2002).
Польша
• PN-EN ISO 10715:2005. Природный газ. Указания по отбору проб;
• PN-EN ISO 10723:2005. Природный газ. Оценка действия процессуальных аналитических систем;
• PN-EN ISO 11541: 2004. Природный газ. Определение содержания воды под высоким давлением;
• PN-EN ISO 14111: 2004. Природный газ. Указания по обеспечению измерительной связности в анализе;
• PN-ISO 6976:2003. Природный газ. Расчет теплотворных значений,
плотности, относительном плотности и числа Воббе на основе состава;
• Р^КО 12213-1:2003. Природный газ. Расчет коэффициента сжимаемости. Часть 1: Введение и указания;
• Р^КО 12213-2:2004. Природный газ. Расчет коэффициента сжимаемости. Часть 2: Расчет с использованием молярного состава;
• Р^КО 12213-3:2004. Природный газ. Расчет коэффициента сжимаемости. Часть 3: Расчет с использованием физических свойств;
• Р^С-04750:2002. Газообразное топливо. Классификация, определение и требования;
• Р^С-04751:2002. Природный газ. Оценка качества;
• Р^С-04752:2002. Природный газ. Качество газа в транспортной сети;
• Р^С-04753:2002. Природный газ. Качество газа, поставляемого потребителям из распределительной сети.
Требования к качеству СПГ в Японии
Япония - самый большой потребитель СПГ, импортирующий его более тридцати пяти лет. Поэтому здесь особенно остро стоят вопросы стандартизации его качества и взаимозаменяемости газов. В Японии стандарты и требования к природному газу для бытовых и промышленных потребителей разрабатывает ^А, она же поддерживает снабжение промышленных и коммунальных потребителей газом в соответствии с их требованиями. ^А контролирует качество привезенного СПГ и его соответствие национальным стандартам. Разработанные ею стандарты регламентируют характеристики СПГ для бытовых и промышленных потребителей по величине теплоты сгорания.
Японские промышленные стандарты утверждаются министрами соответствующих отраслей, но их использование -и это следует подчеркнуть - носит добровольный характер.
Требования к качеству СПГ в Южной Корее
СПГ в Южную Корею поступает с завода сжижения в Катаре. Рейс из Катара до терминала Tong-young, которым управляет Korea Gas Corporation, длится четырнадцать дней. Давление
насыщения паров СПГ на танкере было вычислено исходя из состава СПГ и его температуры на момент прибытия танкера к терминалу. Концентрация азота за время рейса уменьшилась с 0,67 до 0,38 % (мол.). Составы СПГ в отгрузочном и приемном терминалах отражены в табл. 3.
Таблица 3
Состав СПГ в пунктах приема и отгрузки
Компонент Состав СПГ в пункте приема, % мол. Состав СПГ в пункте отгрузки, % мол.
n2 0,38 0,67
Cl 92,98 92,95
C2 6,24 6,03
C3 0,36 0,33
i-C4 0,02 0,01
n-C4 0,02 0,01
Требования к качеству СПГ
ООО «Газпром ВНИИГАЗ» разработал проект Технических условий (ТУ) «Газ сжиженный природный для наземного транспорта, авиационной и ракетной техники, коммунальных потребителей». В ТУ дается определение СПГ, предельное содержание основных компонентов, назначение марок СПГ. ТУ регламентируют: технические требования,
требования безопасности и охраны природы, правила приемки, методы контроля, упаковку, маркировку, хранение и транспортировку, гарантии производителя.
СПГ должен соответствовать требованиям настоящих ТУ и производиться в соответствии с технологическим регламентом, утвержденным в установленном порядке. По физико-химическим показателям качества СПГ марок А, В и С должен соответствовать требованиям, указанным в табл. 4.
Таблица 4
Физико-химические показатели качества СПГ марок A, B, C
Наименование показателя Значения для марок СПГ Метод испытаний
А В С
Состав, % об.:
метан, не менее 90,0 96,0 86,0
этан, не более 7,0 3,0 7,0 По ГОСТ 23781
пропан, не более бутан, не более 4,5 0,5 0,5 0,1 4,5 1,0 и п. 6.3 настоящих ТУ
азот, не более 3,0 1,0 3,0
Массовая доля серосодержащих примесей, %, не более: сероводород сера меркаптановая 0,001 0,002 0,001 0,002 0,001 0,002 По ГОСТ 22387.2
Точка росы по влаге при температуре 0 °С и давлении 101,32 кПа, не более -70 -70 -70 По ГОСТ 20060
Низшая теплота сгорания при температуре 0 °С и давлении 101,32 кПа, МДж/м3/(ккал/кг), не менее 36,4 / (11564) 35,6 / (11830) 38,7/ (11521) По ГОСТ 22667 и п. 6.4 настоящих ТУ
Эти ТУ могут служить основой для создания современного нормативного документа, который будет соответствовать международному стандарту. В соответствии с техническим заданием, утвержденным ОАО «Газпром», ЗАО «Крионорд», ОАО «Криогенмаш», ООО «Лентрансгаз», ЗАО «Сигма-Газ» разработали ведомственный руководящий документ ВРД 39-1.10-064-2002 «Оборудование для сжиженного природного газа (СПГ). Общие технологические требования при эксплуатации систем хранения, транспортирования и газификации».
Этот ВРД распространяется на системы хранения, транспортировки и газификации СПГ и устанавливает общие технологические требования к эксплуатации указанных систем. Положениями ВРД следует руководствоваться при разработке конструкторской и эксплуатационной технической документации систем хранения, транспортировки и газификации СПГ. ВРД не распространяется на системы топливоснабжения автомобильных, железнодорожных и речных транспортных средств.
В зависимости от области применения состав СПГ должен соответствовать требованиям ТУ 51-03-03-85 «Газ горючий природный сжиженный. Топливо для двигателей внутреннего сгорания», утвержденным Мингазпромом, и ТУ 0271-076-00480689-99 «Газ горючий природный сжиженный. Топливо для ракетной техники», утвержденным Российским космическим агентством.
Регазифицированный природный газ должен соответствовать требованиям ГОСТ 5542-87 «Газы горючие природные промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия», утвержденного Постановлением Госстандарта СССР от 16.04.87 г. № 36. СПГ должен храниться в специальных хранилищах, состоящих из одного или нескольких криогенных резервуаров, и доставляться от них
потребителю автомобильным, железнодорожным или водным транспортом.
В части систем хранения упомянутый ВРД распространяется на технологию эксплуатации наземных криогенных резервуаров любого объема. В части систем транспортировки ВРД распространяется на перевозки СПГ автомобильным и железнодорожным транспортом. В части систем газификации настоящий ВРД распространяется на технологию эксплуатации установок и устройств, использующих для испарения СПГ тепло атмосферного воздуха, воды и других жидких теплоносителей или огневой подогрев.
Требования к качеству газов в российских нормах и стандартах
ГОСТ 5542-87 «Газы горючие природные промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия». По физико-химическим показателям природные горючие газы должны соответствовать требованиям и нормам, приведенным в табл. 5.
ТУ 51-03-03-85 «Газ горючий природный сжиженный. Топливо для двигателей внутреннего сгорания. Технические условия». По физико-химическим показателям СПГ должен соответствовать требованиям и нормам, приведенным в табл. 6.
ТУ 0271-076-04806898-99 «Газ горючий природный сжиженный. Топливо для ракетной техники. Технические условия». По физико-химическим показателям СПГ должен соответствовать требованиям и нормам, приведенным в табл. 7.
Анализ стандартов, действующих на территории разных стран, показал, что и в Северной Америке, и в Европе существует развитая система стандартов. Кроме того, международные, европейские и американские организации разрабатывают общие подходы и требования к нормативным показателям стандартов для их гармонизации друг с другом.
Таблица 5
Нормирование показателей природного газа (по ГОСТ 5542-87)
Наименование показателя Норма Метод испытания
Теплота сгорания низшая, МДж/м3 (ккал/м3), при температуре 20 °С и давлении 101,325 кПа, не менее 31,8 (7600) По ГОСТ 27193-86 По ГОСТ 22667-82 По ГОСТ 10062-75
Область значений числа Воббе, МДж/м3/(ккал/м3) 41,2...54,5/ (9850...13 000) По ГОСТ 22667-82
Допустимое отклонение числа Воббе от номинального значения, %, не более ± 5 -
Массовая концентрация сероводорода, г/м3, не более 0,02 По ГОСТ 22387.2-83
Массовая концентрация меркаптановой серы, г/м3, не более 0,036 По ГОСТ 22387.2-83
Объемная доля кислорода, %, не более 1,0 По ГОСТ 23781-87
Масса механических примесей, г/м3, не более 0,001 По ГОСТ 22387.4-77
Интенсивность запаха газа (при 1 % об. в воздухе), балл., не менее 3 По ГОСТ 22387.5-77
Таблица 6
Нормирование показателей сжиженного природного газа (по ТУ 51-03-03-85)
Наименование показателя Норма Метод испытания
Состав, % об.: метан этан пропан и более тяжелые углеводороды азот 92 ± 6 4 ± 3 2,5 ± 2,5 1,5 ±1,5 По ГОСТ 23781-83 По ГОСТ 23781-83 По ГОСТ 23781-83 По ГОСТ 23781-83
Низшая теплота сгорания при температуре 0 °С и давлении 101,325 кПа, МДж/м3/(ккал/кг) 35,2 / (11 500) По ГОСТ 22667-82
Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %, не более 0,005 По ГОСТ 22387.2-83
Таблица 7
Нормирование показателей сжиженного природного газа (по ТУ 0271-076-04806898-99)
Наименование показателя Норма Метод испытания
Углеводороды, % об.: метан этан, пропан бутан - гексан, не более гептан - декан, не более непредельные и циклические, не более азот, не более диоксид углерода, не более 96,0 ± 2,0 2,820 ± 2,0 0,036 0,001 0,001 1,130 0,011 По ГОСТ 23781 (любым методом)
Сероводород и меркаптановая сера (суммарно), % об./(мг/м3), не более 0,001 / (1,52) По ГОСТ 22387.2 (любым методом)
Массовая концентрация водяных паров, при температуре -60 °С (точка росы по влаге) и давлении 0,1 МПа, г/м3, не более 0,0079 По ТУ 6-875К.550.014
Массовая концентрация суммы кристаллов воды, отвержденных газов, механических примесей, г/м3, не более 0,001 По ГОСТ 20060 По ГОСТ 23781 По ГОСТ 6370
Теплотворная способность, кДж/кг/(кДж/м3) 49500 / (35400) По ГОСТ 22667
Сочима"'''
Среди общих стандартов заметное место занимают те, что регулируют требования в газовой отрасли, в частности в области обращения СПГ, так как это направление развивается быстрыми темпами. Стандартизация требований к качеству СПГ, производимого на заводах и поступающего к потребителю, является важным фактором успешной деятельности конечного потребителя. Гармонизированные стандарты позволяют конечным потребителям получать газ необходимого качества без перенастройки своих газовых горелок и сократить дополнительные затраты, к чему в конечном итоге стремятся все.
Главный вывод из всего изложенного: необходимо иметь развитую систему стандартов, устанавливающих требования к качеству СПГ, чтобы продавцу можно было выгодно продать свой товар, произведенный с учетом всех требований существующих норм, а потребителю - получить товар соответствующего качества или довести его качество до нужных характеристик, опираясь на существующие стандарты.
В Российской Федерации существуют свои нормативные документы (ГОСТ, ТУ РД), а также специальные технические условия, разработанные для определенного объекта (например, завод СПГ на Сахалине). Однако проблема заключается в том, что нормы проектирования и безопасности, действующие в РФ, отличаются от западных. Кроме того, некоторые нормы, необходимые для проектирования безопасных и надежных технологических процессов СПГ, просто отсутствуют.
Для решения этих проблем при Правительстве России создано агентство «Ростехрегулирование». По результатам анализа требований, предъявляемых к качеству СПГ в различных странах, можно сделать вывод о федеральном регулировании качества газа в странах Европы и местном регулировании (на терминалах регазификации) в США. Основным
требованием к качеству газа является максимальная теплотворная способность. В зависимости от приемного терминала ее значение меняется в достаточно широком диапазоне: от 1075 до 1200 БТЕ/фут3. Требования к качеству и составу СПГ на территории РФ находятся в стадии согласования.
Исходные данные, необходимые для разработки стандартов качества СПГ в России
В России планируется строительство завода по производству СПГ на Штокмановском месторождении (Баренцево море). Предполагается, что вывоз СПГ будет осуществляться круглогодично танкерами-метановозами большой грузоподъемности. Для реализации этой идеи необходимо разработать пакет стандартов, определяющих качество вырабатываемого СПГ. Чтобы выгодно продать полученную с заводов сжижения продукцию, следует провести всесторонние исследования рынка СПГ, определить потенциальных покупателей и изучить условия работы их внутренних газораспределительных сетей. От требований к качеству газа потенциальных потребителей должно зависеть и качество СПГ, выпускаемого на наших заводах.
При подходе к разработке стандарта качества СПГ необходимо учесть следующее. За основу требований к качеству СПГ берется его ВТС, которая определяется составом. Состав полученного СПГ зависит от состава исходного природного газа и технологической схемы, принятой на заводе по производству СПГ. В конечном продукте могут присутствовать этан и пропан - такой СПГ будет считаться «жирным», то есть его ВТС будет достаточна высока. Для извлечения этана и пропана может быть поставлено дополнительное оборудование или увеличена мощность уже существующего.
Однако при этом количество выпускаемой основной продукции (СПГ) уменьшится. Производителю такой способ невыгоден. Если в составе СПГ будет преобладать в основном метан (до 96.. .98 %), полученный СПГ считается «тощим», его ВТС будет относительно низкая.
Требования к ВТС предъявляют потребители, поэтому если СПГ производится для конкретного потребителя, тогда и состав конечного продукта уместно гармонизировать с его требованиями. В общем случае потребитель на приемном терминале должен провести анализ качества регазифицированного газа перед подачей его в трубопроводную систему, чтобы привести качество газа в соответствие с требованиями национальных стандартов.
Требования к качеству СПГ у производителя определяются:
• составом исходного газа;
• технологической схемой завода;
• наличием дополнительного оборудования.
Требования к качеству СПГ у потребителя определяются:
• составом полученного СПГ;
• качеством регазифицированного газа в сравнении с качеством газа, на который настроена национальная горелка.
В мире существуют стандарты, гармонизирующие эти достаточно противоречивые требования, что позволяет
Новый газовоз для СПГ
сделать взаимозаменяемыми регазифици-рованный СПГ и исходный природный газ. Для достижения этой взаимозаменяемости необходимо гармонизировать российские национальные стандарты с зарубежными, для начала разделив их на следующие группы с условными названиями:
1. «Обложка»: международный стандарт после квалифицированного перевода практически без изменений принимается в качестве национального.
2. «Модификация»: международный стандарт принимается в качестве национального после относительно небольших изменений или дополнений.
3. «Основа»: уникальность объекта (его назначение или использование) диктует необходимость подготовки самостоятельного документа, учитывающего национальную специфику, но не противоречащего международной практике.
Выбор группы зависит от ориентации:
• на потребителя с определенными требованиями к СПГ и регазифициро-ванному из него газу;
• на потребителя, который примет СПГ любого качества/состава и сам приведет его в соответствие с параметрами своей национальной газовой горелки;
• на любого потребителя.
28 августа в г. Чинхэ (Южная Корея) заместитель председателя правления ОАО «Газпром» Александр Медведев принял участие в торжественной церемонии имянаречения нового газовоза для перевозки сжиженного природного газа (СПГ). Судну вместимостью 170,2 тыс. м3 дано имя «Псков».
Благодаря оснащению специальным дизель-электрическим двигателем СПГ-танкер «Псков» является одним из самых экономичных и экологически чистых в мире. Газовоз сертифицирован по ледовому классу Ice2 и может эксплуатироваться при низких температурах, в том числе осуществлять транспортировку СПГ через Северный морской путь по открытой воде.
Газовоз «Псков» - второй из серии высокотехнологичных СПГ-танкеров ледового класса, разработанных по заказу Газпрома. Судно будет зафрахтовано у «Совкомфлота» компанией Gazprom Marketing & Trading (GM&T).
С получением нового газовоза общая емкость собственного танкерного флота Газпрома возрастет до 800 тыс. м3. Этого объема газа хватит, например, для электроснабжения почти 1,7 млн домохозяйств в течение года.
Развитие собственного танкерного флота наряду с созданием новых мощностей по производству сжиженного природного газа дает компании ощутимое преимущество на высоколиквидном рынке СПГ.
Доля Газпрома в мировом производстве СПГ составляет около 5 %. В планах компании - увеличение доли на мировом рынке СПГ до 15 % после реализации проектов «Владивосток-СПГ» и «Балтийский СПГ».
Управление информации ОАО «Газпром»
