Сжиженный природный газ - Liquefied natural gas

Сжиженный природный газ (СПГ) является натуральный газ (преимущественно метан, CH₄, с некоторой смесью этан, С₂ЧАС₆), который был охлажден до жидкой формы для простоты и безопасности хранения или транспортировки без давления. Он занимает около 1/600 объема природного газа в газообразном состоянии (при стандартные условия по температуре и давлению ). это без запаха, бесцветный, нетоксичный и некоррозионный. Опасности включают воспламеняемость после испарения в газообразное состояние, замерзание и асфиксия. В разжижение процесс включает удаление определенных компонентов, таких как пыль, кислые газы, гелий, вода и тяжелая углеводороды, что может вызвать трудности при дальнейшей работе. Затем природный газ конденсированный в жидкость при давлении, близком к атмосферному, путем охлаждения ее примерно до -162 ° C (-260 ° F); максимальное давление транспортировки установлено на уровне 25 кПа (4 фунта на кв. дюйм).

Типичный процесс СПГ.

Газ, добываемый из месторождений углеводородов, обычно содержит широкий спектр углеводородных продуктов, в который обычно входит метан (CH₄), этан (C₂ЧАС₆), пропан (C₃ЧАС₈) и бутан (C₄ЧАС₁₀). Все эти продукты имеют широкий диапазон температур кипения, а также разную теплотворную способность, что позволяет использовать их по-разному и по-разному. «Кислые» элементы, такие как сероводород (H₂S) и диоксид углерода (CO₂) вместе с нефтью, грязью, водой и ртутью удаляются из газа для получения чистого подслащенный поток газа. Если не удалить такие кислотные молекулы, ртуть и другие примеси, это может привести к повреждению оборудования. Коррозия стальных труб и амальгамирование ртути с алюминием в криогенных теплообменниках может вызвать дорогостоящие повреждения.

Газовый поток обычно разделяется на фракции сжиженной нефти (бутан и пропан), которые могут храниться в жидкой форме при относительно низком давлении, и более легкие фракции этана и метана. Эти более легкие фракции метана и этана затем сжижаются, чтобы составить основную часть отгружаемого СПГ.

Природный газ считался экономически неважным везде, где добывающие газ нефтяные или газовые месторождения были удалены от газопроводов или располагались в прибрежных районах, где трубопроводы были нежизнеспособны. В прошлом это обычно означало, что добытый природный газ обычно сжигался на факеле, тем более что в отличие от нефти не существовало жизнеспособных методов хранения или транспортировки природного газа, кроме трубопроводов, которые требовали немедленного использования того же газа конечными пользователями. Это означало, что исторически рынки природного газа были исключительно местными, и любая добыча должна была потребляться в рамках местной сети.

Развитие производственных процессов, криогенного хранения и транспортировки эффективно создало инструменты, необходимые для коммерциализации природного газа на мировом рынке, который теперь конкурирует с другими видами топлива. Кроме того, развитие хранилищ СПГ также повысило надежность сетей, что ранее считалось невозможным. Учитывая, что хранение других видов топлива относительно легко обеспечить с помощью простых резервуаров, запасы могут храниться на складе в течение нескольких месяцев. С появлением крупномасштабных криогенных хранилищ стало возможным создание долгосрочных запасов газа. Эти запасы сжиженного газа могут быть задействованы в любой момент с помощью процессов регазификации, и сегодня они являются основным средством для сетей удовлетворить местные потребности в сокращении пиковых нагрузок.

Появление коммерческого рынка СПГ, транспортируемого в основном по морю из мест, где запасы газа превышают потребности местных трубопроводов, привело к огромным коммерческим возможностям. Обычно это экономическая стратегия, особенно когда трубопроводная инфраструктура технически и экономически нежизнеспособна.^[1] СПГ достигает большего уменьшения объема, чем сжатый природный газ (CNG) так, чтобы (объемный) плотность энергии СПГ в 2,4 раза больше, чем СПГ (при 200 бар), или на 60 процентов от дизельное топливо.^[2] Это делает СПГ рентабельным при морских перевозках на большие расстояния. Тем не мение, Суда-газовозы можно экономично использовать на морском транспорте на средние расстояния.^[3] Специально разработанный криогенный морские суда (Танкеры СПГ ) или криогенные автоцистерны используются для перевозки СПГ. СПГ в основном используется для транспортировки природного газа на рынки, где он регазифицированный и распределяется как природный газ по трубопроводам. Его можно использовать в автомобили на природном газе, хотя в автомобилях чаще используется КПГ. Относительно высокая стоимость производства СПГ и необходимость хранения его в дорогих криогенных резервуарах препятствуют его широкому коммерческому использованию. Несмотря на эти недостатки, ожидается, что к 2020 году производство СПГ составит 10% от мировой добычи нефти (см. Торговля СПГ ).

Удельное энергосодержание и плотность энергии

Теплотворная способность зависит от используемого источника газа и процесса, который используется для сжижения газа. Диапазон теплотворной способности может составлять от +/- 10 до 15 процентов. Типичное значение более высокая теплотворная способность СПГ составляет примерно 50 МДж / кг или 21 500 БТЕ / фунт.^[4] Типичное значение низкая теплотворная способность СПГ составляет 45 МДж / кг или 19 350 БТЕ / фунт.

С целью сравнения различных видов топлива теплотворная способность может быть выражена в единицах энергии на единицу объема, которая известна как плотность энергии выражается в МДж / литр. Плотность СПГ составляет примерно от 0,41 кг / литр до 0,5 кг / литр, в зависимости от температуры, давления и состава.^[5] по сравнению с водой при 1,0 кг / л. Используя среднее значение 0,45 кг / литр, типичные значения плотности энергии составляют 22,5 МДж / литр (на основе более высокой теплотворной способности) или 20,3 МДж / литр (на основе более низкой теплотворной способности).

Плотность энергии (на основе объема) СПГ примерно в 2,4 раза выше, чем у КПГ, что делает экономичную транспортировку природного газа по морю в виде СПГ. Плотность энергии СПГ сопоставима с пропан и этиловый спирт но составляет всего 60 процентов от дизель и 70 процентов бензин.^[6]

История

Эксперименты со свойствами газов начались в начале семнадцатого века. К середине семнадцатого века Роберт Бойл вывел обратную зависимость между давлением и объемом газов. Примерно в то же время Гийом Амонтон начал изучать влияние температуры на газ. Различные газовые эксперименты продолжались в течение следующих 200 лет. В то время были попытки сжижать газы. Было открыто много новых фактов о природе газов. Например, в начале девятнадцатого века Каньяр-де-ла-Тур показал, что существует температура, выше которой газ не может сжижаться. В середине и конце девятнадцатого века был большой толчок к сжижению всех газов. Ряд ученых, в том числе Майкл Фарадей, Джеймс Джоуль, и Уильям Томсон (Лорд Кельвин) проводил эксперименты в этой области. В 1886 г. Кароль Ольшевский сжиженный метан, основной компонент природного газа. К 1900 году все газы были сжижены, кроме гелий который был сжижен в 1908 году.

Первое крупномасштабное сжижение природного газа в США произошло в 1918 году, когда правительство США сжижало природный газ как способ извлечения гелия, который является небольшим компонентом некоторых видов природного газа. Этот гелий предназначался для использования в британских дирижаблях во время Первой мировой войны. Сжиженный природный газ (СПГ) не хранился, а регенерировался и немедленно подавался в газопровод.^[7]

Ключевые патенты, связанные с сжижением природного газа, были получены в 1915 году и в середине 1930-х годов. В 1915 г. Годфри Кэбот запатентовал способ хранения жидких газов при очень низких температурах. Он состоял из конструкции типа термоса, которая включала холодный внутренний резервуар внутри внешнего резервуара; баки разделены изоляцией. В 1937 году Ли Туми получил патенты на процесс крупномасштабного сжижения природного газа. Намерение состояло в том, чтобы хранить природный газ в виде жидкости, чтобы его можно было использовать для снижения пиковых энергетических нагрузок во время похолодания. Из-за больших объемов нецелесообразно хранить природный газ в виде газа при давлении, близком к атмосферному. Однако в сжиженном состоянии он может храниться в объеме, составляющем 1/600. Это практичный способ хранения, но температура газа должна быть −260 ° F (−162 ° C).

Есть два процесса сжижения природного газа в больших количествах. Первый - это каскадный процесс, в котором природный газ охлаждается другим газом, который, в свою очередь, был охлажден еще одним газом, отсюда и название «каскадный» процесс. Обычно перед циклом сжижения природного газа есть два каскадных цикла. Другой метод - это Процесс Linde, иногда используется вариант процесса Линде, называемый процессом Клода. В этом процессе газ охлаждается регенеративно, непрерывно пропуская его через отверстие, пока он не охладится до температур, при которых он сжижается. Охлаждение газа путем расширения его через отверстие было разработано Джеймсом Джоулем и Уильямом Томсоном и известно как Эффект Джоуля – Томсона. Ли Туми использовал каскадный процесс для своих патентов.

Коммерческие операции в США

В East Ohio Gas Компания построила полномасштабный завод по производству сжиженного природного газа (СПГ) в Кливленде, штат Огайо, в 1940 году сразу после успешного пилотного завода, построенного дочерней компанией Hope Natural Gas Company в Западной Вирджинии. Это был первый такой завод в мире. Первоначально он состоял из трех сфер диаметром примерно 63 фута, содержащих СПГ при температуре -260 ° F. Каждая сфера содержала около 50 миллионов кубических футов природного газа. Четвертый резервуар, цилиндр, был добавлен в 1942 году. Его эквивалентная емкость составляла 100 миллионов кубических футов газа. Завод успешно проработал три года. Хранившийся газ был регазифицирован и введен в сеть, когда наступили похолодания и потребовалась дополнительная мощность. Это исключило отказ в подаче газа некоторым потребителям во время похолодания.

В Завод в Кливленде потерпел неудачу 20 октября 1944 года, когда произошел разрыв цилиндрического резервуара, на завод и близлежащие окрестности разлились тысячи галлонов СПГ. Газ испарился и загорелся, в результате чего погибло 130 человек.^[8] Пожар задержал дальнейшую реализацию объектов СПГ на несколько лет. Однако в течение следующих 15 лет новые исследования низкотемпературных сплавов и лучших изоляционных материалов подготовили почву для возрождения отрасли. Он перезапустился в 1959 году, когда американский корабль Liberty времен Второй мировой войны Пионер метана, переоборудованный для перевозки СПГ, доставил СПГ с побережья Мексиканского залива США в испытывающую нехватку энергии Великобританию. В июне 1964 года в строй вступил первый в мире танкер для перевозки СПГ «Methane Princess».^[9] Вскоре после этого в Алжире было открыто крупное месторождение природного газа. Вскоре последовала международная торговля СПГ, поскольку СПГ поставлялся во Францию ​​и Великобританию с месторождений Алжира. Теперь эксплуатируется еще один важный атрибут СПГ. Когда природный газ стал сжиженным, его стало не только легче хранить, но и можно было транспортировать. Таким образом, теперь энергия может доставляться через океаны с помощью СПГ так же, как по нефти.

Промышленность СПГ в США возобновилась в 1965 году, когда в США была построена серия новых заводов. Строительство продолжалось до 1970-х годов. Эти заводы использовались не только для снижения пиковых нагрузок, как в Кливленде, но и для обеспечения базовой нагрузки в местах, где до этого никогда не было природного газа. Ряд импортных мощностей был построен на Восточном побережье в связи с необходимостью импорта энергии через СПГ. Однако недавний бум добычи природного газа в США (2010–2014 гг.), Вызванный гидроразрыв («Гидроразрыв»), многие из этих импортных объектов рассматриваются как экспортные. Первый экспорт СПГ в США был завершен в начале 2016 года.^[10]

Жизненный цикл СПГ

Жизненный цикл СПГ.

Процесс начинается с предварительной обработки исходного природного газа, поступающего в систему, для удаления примесей, таких как ЧАС₂S, CO₂, H₂О, Меркурий и с более высокими цепями углеводороды. Затем исходный газ поступает в установку сжижения, где охлаждается до температуры от -145 ° C до -163 ° C.^[11] Хотя тип или количество циклов нагрева и / или хладагенты может варьироваться в зависимости от технологии, основной процесс включает циркуляцию газа через змеевики из алюминиевых трубок и воздействие сжатого хладагента.^[11] Когда хладагент испаряется, теплопередача вызывает охлаждение газа в змеевиках.^[11] Затем СПГ хранится в специализированном резервуаре с двойной стенкой в ​​помещении атмосферное давление готов к транспортировке в пункт назначения.^[11]

Большая часть отечественного СПГ транспортируется по суше на грузовиках / прицепах, предназначенных для криогенный температуры.^[11] Эти агрегаты состоят из внутреннего стального или алюминиевого отсека и внешнего отсека из углеродистой или стальной стали с вакуумной системой между ними для уменьшения теплопередачи.^[11] На месте СПГ должен храниться с вакуумной изоляцией или с плоским дном. резервуары для хранения.^[11] Когда СПГ готов к распределению, он поступает в регазификация объект, где он закачивается в испаритель и снова нагревается до газообразной формы.^[11] Затем газ поступает в трубопроводную систему распределения и доставляется конечному пользователю.^[11]

Производство

Природный газ, подаваемый на завод СПГ, будет очищен от воды, сероводород, углекислый газ и другие компоненты, которые будут заморозить (например., бензол ) при низких температурах, необходимых для хранения или разрушающих установку для сжижения. СПГ обычно содержит более 90 процентовметан. Он также содержит небольшое количество этан, пропан, бутан, немного тяжелее алканы, и азот. Процесс очистки может быть разработан так, чтобы обеспечить почти 100%метан. Один из рисков СПГ - взрыв с быстрым фазовым переходом (RPT), который возникает при контакте холодного СПГ с воды.^[12]

Самая важная инфраструктура, необходимая для производства и транспортировки СПГ, - это завод СПГ, состоящий из одного или нескольких Поезда СПГ, каждая из которых представляет собой самостоятельную установку для сжижения газа. Самая крупная линия СПГ находится в Катаре, ее общая производственная мощность составляет 7,8 млн тонн в год (MTPA). Эти объекты недавно достигли рубежа безопасности, завершив 12 лет эксплуатации на морских объектах без происшествий с временной потерей трудоспособности.^[13] Катарская операция обогнала поезд 4 Атлантический СПГ в Тринидад и Тобаго производственной мощностью 5,2 млн тонн в год,^[14] за которым следует SEGAS LNG завод в Египте мощностью 5 млн тонн в год. В июле 2014 года компания Atlantic LNG отпраздновала 3000-ю партию СПГ на заводе по сжижению газа в Тринидаде.^[15] Производственная мощность завода Qatargas II составляет 7,8 млн тонн в год для каждой из двух линий. СПГ из Qatargas II будет поставляться в Кувейт после подписания соглашения между Катаром в мае 2014 года. Компания по производству сжиженного газа и Kuwait Petroleum Corp..^[15] СПГ загружается на суда и доставляется на терминал регазификации, где СПГ может расширяться и превращаться в газ. Терминалы регазификации обычно подключаются к хранилищам и трубопроводной распределительной сети для распределения природного газа местным распределительным компаниям (НРС) или независимым электростанциям (НЭС).

Производство завода СПГ

Информация для следующей таблицы частично получена из публикации Управления энергетической информации США.^[16]
Смотрите также Список терминалов СПГ

Мировое производство

Глобальные тенденции импорта СПГ, по объему (красным) и в процентах от мирового импорта природного газа (черным) (данные EIA США)

Тенденции в пятерке ведущих стран-импортеров СПГ по состоянию на 2009 г. (данные US EIA)

Во второй половине прошлого века отрасль СПГ развивалась медленно, потому что большинство заводов СПГ расположены в удаленных районах, не обслуживаемых трубопроводами, и из-за больших затрат на переработку и транспортировку СПГ. Строительство завода по производству СПГ стоит не менее 1,5 млрд долларов на 1 млн тонн в год, приемный терминал стоит 1 млрд долларов на 1 млрд куб. Футов в день пропускной способности, а суда для СПГ стоят от 200 до 300 млн долларов.

В начале 2000-х годов цены на строительство заводов СПГ, приемных терминалов и судов упали по мере появления новых технологий и увеличения инвестиций в сжижение и регазификацию. Это, как правило, делало СПГ более конкурентоспособным в качестве средства распределения энергии, но рост материальных затрат и спроса на строительных подрядчиков оказал повышательное давление на цены в последние несколько лет. Стандартная цена судна для сжиженного природного газа объемом 125 000 кубометров, построенного на европейских и японских верфях, раньше составляла 250 миллионов долларов США. Когда корейские и китайские верфи вступили в гонку, усиление конкуренции привело к сокращению прибыли и повышению эффективности - сокращению затрат на 60 процентов. Стоимость в долларах США также снизилась из-за девальвации валют крупнейших мировых судостроителей: японской иены и корейской воны.

С 2004 года большое количество заказов увеличило спрос на слоты верфи, повысив их цену и увеличив стоимость кораблей. Стоимость строительства завода по сжижению природного газа на тонну неуклонно снижалась с 1970-х по 1990-е годы. Стоимость снизилась примерно на 35 процентов. Однако в последнее время стоимость строительства терминалов сжижения и регазификации увеличилась вдвое из-за удорожания материалов и нехватки квалифицированной рабочей силы, профессиональных инженеров, дизайнеров, менеджеров и других белых воротничков.

Из-за опасений по поводу нехватки природного газа на северо-востоке США и излишков природного газа в остальной части страны в Соединенных Штатах рассматривается множество новых терминалов для импорта и экспорта СПГ. Обеспокоенность безопасностью таких объектов вызывает споры в некоторых регионах, где они предлагаются. Одно из таких мест находится в проливе Лонг-Айленд между Коннектикутом и Лонг-Айлендом. Broadwater Energy, усилие TransCanada Corp. и Shell желает построить терминал для импорта СПГ в Звуке на стороне Нью-Йорка. Местные политики, в том числе администрация графства Саффолк, подняли вопросы о терминале. В 2005 году сенаторы Нью-Йорка Чак Шумер и Хиллари Клинтон также заявили о своем несогласии с проектом.^[23] Несколько предложений импортных терминалов на побережье Мэн также были встречены с высоким уровнем сопротивления и вопросами. 13 сентября 2013 г. Министерство энергетики США утвердило Доминион Коув Пойнт заявка на экспорт до 770 миллионов кубических футов СПГ в день в страны, не имеющие соглашения о свободной торговле с США.^[24] В мае 2014 года FERC завершила свою экологическую оценку проекта СПГ в Коув-Пойнт, которая показала, что предлагаемый проект экспорта природного газа может быть построен и эксплуатируется безопасно.^[25] Еще один терминал СПГ в настоящее время предлагается для Остров Эльба, Ga.^[26] Планы строительства трех экспортных терминалов СПГ в регионе побережья Мексиканского залива США также получили условное федеральное одобрение.^[24][27] В Канаде строится экспортный терминал СПГ недалеко от г. Guysborough, Новая Шотландия.^[28]

Коммерческие аспекты

Мировая торговля

При коммерческом развитии производственно-сбытовой цепочки СПГ поставщики СПГ сначала подтверждают продажи для последующих покупателей, а затем подписывают долгосрочные контракты (обычно на 20–25 лет) со строгими условиями и структурой ценообразования на газ. Только после подтверждения заказчиков и признания экономической целесообразности разработки нового проекта спонсоры проекта СПГ смогут инвестировать в их разработку и эксплуатацию. Таким образом, бизнес по сжижению природного газа был ограничен игроками с сильными финансовыми и политическими ресурсами. Крупные международные нефтяные компании (МОК), такие как ExxonMobil, Роял Датч Шелл, BP, Шеврон, Total и национальные нефтяные компании (ННК), такие как Пертамина и Петронас являются активными игроками.

СПГ поставляется по всему миру в специально сконструированных морские суда. Торговля СПГ завершается подписанием договора купли-продажи (SPA) между поставщиком и принимающим терминалом и подписанием GSA (соглашения о продаже газа) между принимающим терминалом и конечными пользователями. Большинство условий контракта раньше были DES или с корабля, возлагая на продавца ответственность за транспортировку газа. При низких затратах на судостроение, а покупатели, предпочитающие обеспечивать надежные и стабильные поставки, заключают контракты с FOB сроки увеличились. По таким условиям покупатель, который часто владеет судном или подписывает долгосрочное фрахтовое соглашение с независимыми перевозчиками, несет ответственность за транспортировку.

Раньше соглашения о закупке СПГ заключались на длительный срок с относительно небольшой гибкостью как по цене, так и по объему. Если годовой объем контракта подтвержден, покупатель обязан взять и оплатить товар или оплатить его, даже если он не был взят, в соответствии с обязательством договор "бери или плати" (ВЕРХ).

В середине 1990-х СПГ был рынком покупателя. По просьбе покупателей в СПА стали применяться некоторые гибкие возможности по объему и цене. Покупатели имели большую гибкость вверх и вниз в TOP, и вступили в силу краткосрочные СПА менее 16 лет. В то же время были разрешены альтернативные направления для грузов и арбитраж. К началу XXI века рынок снова стал в пользу продавцов. Однако продавцы стали более изощренными и теперь предлагают разделить возможности арбитража и отходят от ценообразования по S-образной кривой. Было много дискуссий относительно создания «OGEC» в качестве природного газового эквивалента ОПЕК. Россия и Катар страны с крупнейшими и третьими по величине запасами природного газа в мире наконец поддержали такой шаг.^{[нужна цитата ]}

Президент Трамп посещает экспортный терминал СПГ Cameron в Луизиана, Май 2019

До 2003 года цены на СПГ внимательно следили за ценами на нефть. С тех пор цены на СПГ в Европе и Японии были ниже, чем на нефть, хотя связь между СПГ и нефтью все еще сильна. Напротив, цены в США и Великобритании недавно резко выросли, а затем упали в результате изменений в поставках и хранении.^{[нужна цитата ]} В конце 1990-х и начале 2000-х рынок сместился в сторону покупателей, но с 2003 и 2004 годов это был сильный рынок продавцов, с чистой прибылью в качестве наилучшей оценки цен.^{[нужна цитата ]}.

Исследование Global Energy Monitor в 2019 году предупредило, что новая инфраструктура экспорта и импорта СПГ на сумму до 1,3 триллиона долларов США, которая в настоящее время находится в стадии разработки, подвергается значительному риску оказаться в затруднительном положении, поскольку глобальный газ рискует стать избыточным, особенно если США и Канада будут играть более важную роль .^[29]

Текущий всплеск нетрадиционная нефть а газ в США привел к снижению цен на газ в США. Это привело к дискуссиям на азиатских газовых рынках, связанных с нефтью, по поводу импорта газа на основе индекса Генри Хаба.^[30] Недавняя конференция высокого уровня в Ванкувере, Тихоокеанский энергетический саммит 2013 г. Тихоокеанский энергетический саммит 2013 собрал политиков и экспертов из Азии и США для обсуждения торговых отношений СПГ между этими регионами.

Приемные терминалы существуют примерно в 40^[31] страны, включая Индию, Японию, Корею, Тайвань, Китай, Грецию, Бельгию, Испанию, Италию, Францию, Великобританию, США, Чили и Доминиканскую Республику, среди других. Планы существуют для Бахрейна, Германии, Ганы, Марокко, Филиппин, Вьетнама.^[32] и другие для строительства новых приемных (регазификационных) терминалов.

Проверка проектов СПГ

Базовая нагрузка (крупномасштабные,> 1 млн. Тонн в год) для проектов СПГ требуются запасы природного газа,^[33] покупатели^[34] и финансирование. Использование проверенных технологий и проверенного подрядчика чрезвычайно важно как для инвесторов, так и для покупателей.^[35] Требуемые запасы газа: 1 трлн куб. Футов газа на миллион тонн СПГ в год в течение 20 лет.^[33]

СПГ наиболее рентабельно производится на относительно крупных предприятиях из-за экономии на масштабе, на участках с выходом к морю, что позволяет регулярно отгружать крупные партии непосредственно на рынок. Для этого требуется надежная подача газа достаточной мощности. В идеале объекты должны располагаться близко к источнику газа, чтобы минимизировать затраты на промежуточную транспортную инфраструктуру и усадку газа (потери топлива на транспорте). Высокая стоимость строительства крупных заводов СПГ делает необходимым прогрессивное развитие источников газа для максимального использования мощностей и рентабельность продления срока эксплуатации существующих, изношенных в финансовом отношении установок СПГ. В частности, в сочетании с более низкими продажными ценами из-за большой установленной мощности и роста затрат на строительство это затрудняет экономический анализ / обоснование для разработки новых, и особенно новых объектов СПГ, даже если они могут быть более экологически безопасными, чем существующие объекты со всеми заинтересованными сторонами. проблемы удовлетворены. Из-за высокого финансового риска обычно предусматривается договорная гарантия поставки газа / концессий и продажи газа на длительные периоды времени, прежде чем переходить к инвестиционному решению.

Использует

Основное использование СПГ - упрощение транспортировки природного газа от источника до пункта назначения. В больших масштабах это происходит, когда источник и пункт назначения находятся через океан друг от друга. Его также можно использовать при отсутствии подходящей пропускной способности трубопровода. Для крупномасштабного использования транспорта СПГ обычно повторно классифицируется на принимающей стороне и подается в местную инфраструктуру трубопроводов природного газа.

СПГ также можно использовать для удовлетворения пикового спроса, когда обычная трубопроводная инфраструктура может удовлетворить большинство потребностей спроса, но не потребности пикового спроса. Эти заводы обычно называются заводами по очистке пика СПГ, поскольку их цель состоит в том, чтобы сократить часть пикового спроса от того, что требуется, из трубопровода поставок.

СПГ можно использовать в качестве топлива для двигателей внутреннего сгорания. СПГ находится на ранних стадиях становления основным топливом для транспортных нужд. Он проходит оценку и испытания для автомобильных перевозок по дорогам,^[36] внедорожный,^[37] морские и железнодорожные приложения.^[38] Известны проблемы с топливными баками и подачей газа в двигатель,^[39] но, несмотря на эти опасения, начался переход на СПГ в качестве транспортного топлива. СПГ напрямую конкурирует с сжатый природный газ как топливо для автомобили на природном газе так как двигатель идентичный. Могут быть приложения, в которых грузовики, автобусы, поезда и лодки, работающие на СПГ, могут быть экономически эффективными для регулярного распределения энергии СПГ вместе с обычными грузами и / или пассажирами в меньшие изолированные общины без местного источника газа или доступа к трубопроводам.

Использование СПГ для заправки больших грузовиков повышенной проходимости

Китай был лидером в использовании автомобилей на СПГ^[40] по состоянию на сентябрь 2014 г. на дорогах находилось более 100000 автомобилей, работающих на СПГ.^[41]

В Соединенных Штатах создаются первые возможности для заправки СПГ. На сайте отслеживания альтернативных заправочных центров по состоянию на декабрь 2016 года показано 84 общественных заправочных центра для СПГ.^[42] Большие грузовики могут совершать поездки по пересеченной местности, например из Лос-Анджелеса в Бостон, и заправляться на общественных заправочных станциях каждые 500 миль. В Национальном справочнике дальнобойщиков за 2013 год перечислено около 7000 остановок грузовиков,^[43] таким образом, примерно на 1% остановок грузовиков в США имеется СПГ.

Хотя по состоянию на декабрь 2014 года СПГ и газомоторные автомобили не были доставлены в Европу очень быстро, и было сомнительно, станет ли СПГ когда-либо предпочтительным топливом для операторов автопарков.^[44] Последние тенденции с 2018 года показывают иную перспективу.^[45]В 2015 году Нидерланды представили грузовые автомобили, работающие на СПГ, в транспортном секторе.^[46] Правительство Австралии планирует построить магистраль для СПГ, чтобы использовать СПГ местного производства и заменить импортное дизельное топливо, используемое для межгосударственных транспортных средств.^[47]

В 2015 году Индия также начала небольшую транспортировку СПГ автоцистернами для перевозки СПГ в штате Керала.^[48] В 2017 г. Петронет СПГ устанавливает 20 станций СПГ на автомагистралях вдоль западного побережья Индии, которые соединяют Дели с Тируванантапурамом, общей протяженностью 4500 км через Мумбаи и Бангалор.^[49] В 2020 году Индия планирует установить 24 заправочные станции СПГ на 6000 км. Золотой четырехугольник автомагистрали, соединяющие четыре метро, ​​поскольку цены на СПГ резко упали.^[50]

Япония, крупнейший в мире импортер СПГ, намерена использовать СПГ в качестве топлива для автомобильного транспорта.^[51]

Двигатели с высокой мощностью и высоким крутящим моментом

Объем двигателя является важным фактором силы двигатель внутреннего сгорания. Таким образом, двигатель 2000 куб. См, как правило, будет более мощным, чем двигатель 1800 куб. См, но это предполагает аналогичный топливовоздушная смесь используется.

Если, однако, с помощью турбонагнетателя, например, меньший двигатель использует топливно-воздушную смесь с более высокой плотностью энергии, то он может производить больше мощности, чем больший, сжигая менее энергоемкую воздушно-топливную смесь. К сожалению, турбокомпрессоры сложны и дороги. Таким образом, для двигателей с высокой мощностью / высоким крутящим моментом предпочтительным является топливо, которое создает более плотную по энергии воздушно-топливную смесь, поскольку меньший и более простой двигатель может производить такую ​​же мощность.

В традиционных бензиновых и дизельных двигателях плотность энергии топливовоздушной смеси ограничена, поскольку жидкое топливо плохо смешивается в цилиндре. Кроме того, бензин и дизельное топливо имеют температуры самовоспламенения и давления, относящиеся к конструкции двигателя. Важной частью традиционной конструкции двигателя является проектирование цилиндров, степеней сжатия и топливных форсунок таким образом, чтобы предварительное зажигание предотвращается, но в то же время можно впрыснуть как можно больше топлива, хорошо перемешать и еще успеть завершить процесс сгорания во время рабочего такта.

Природный газ не воспламеняется автоматически при давлениях и температурах, характерных для традиционных бензиновых и дизельных двигателей, что обеспечивает большую гибкость в конструкции двигателя, работающего на природном газе. Метан, основной компонент природного газа, имеет температуру самовоспламенения 580 ° C (1076 ° F),^[52] тогда как бензин и дизельное топливо самовоспламеняются при температуре примерно 250 ° C (482 ° F) и 210 ° C (410 ° F) соответственно.

В двигателе на сжатом природном газе (СПГ) смешивание топлива и воздуха более эффективно, поскольку газы обычно хорошо смешиваются за короткий период времени, но при типичных давлениях сжатия КПГ само топливо менее энергоемкое, чем бензин или дизельное топливо. таким образом, конечным результатом является более низкоэнергетическая воздушно-топливная смесь. Таким образом, для двигателя с таким же объемом цилиндров двигатель без турбонаддува, работающий на КПГ, обычно менее мощный, чем бензиновый или дизельный двигатель аналогичного размера. По этой причине турбокомпрессоры популярны на европейских автомобилях, работающих на КПГ.^[53] Несмотря на это ограничение, 12-литровый двигатель Cummins Westport ISX12G^[54] представляет собой пример двигателя, работающего на КПГ, предназначенного для буксировки тягачей / прицепов с массой до 80 000 фунтов, показывающий, что КПГ может использоваться в большинстве, если не во всех, применениях на дорожных грузовиках. Оригинальные двигатели ISX G включали турбонагнетатель для повышения плотности энергии воздуха и топлива.^[55]

СПГ предлагает уникальное преимущество перед СПГ для более требовательных приложений с большой мощностью, устраняя необходимость в турбокомпрессоре. Поскольку СПГ кипит при температуре примерно -160 ° C (-256 ° F), с помощью простого теплообменника небольшое количество СПГ может быть преобразовано в газообразную форму при чрезвычайно высоком давлении с использованием небольшой механической энергии или без нее. Правильно спроектированный двигатель большой мощности может использовать этот газообразный источник топлива с высокой плотностью энергии под высоким давлением для создания топливовоздушной смеси с более высокой плотностью энергии, чем можно эффективно создать с помощью двигателя, работающего на КПГ. The end result when compared to CNG engines is more overall efficiency in high-horsepower engine applications when high-pressure direct injection technology is used. The Westport HDMI2^[56] fuel system is an example of a high-pressure direct injection technology that does not require a turbocharger if teamed with appropriate LNG heat exchanger technology. The Volvo Trucks 13-litre LNG engine^[57] is another example of a LNG engine leveraging advanced high pressure technology.

Westport recommends CNG for engines 7 litres or smaller and LNG with direct injection for engines between 20 and 150 litres. For engines between 7 and 20 litres either option is recommended. See slide 13 from there NGV Bruxelles – Industry Innovation Session presentation^[58]

High horsepower engines in the oil drilling, mining, locomotive, and marine fields have been or are being developed.^[59] Paul Blomerus has written a paper^[60] concluding as much as 40 million tonnes per annum of LNG (approximately 26.1 billion gallons/year or 71 million gallons/day) could be required just to meet the global needs of the high-horsepower engines by 2025 to 2030.

As of the end of 1st quarter 2015 Prometheus Energy Group Inc claims to have delivered over 100 million gallons of LNG within the previous 4 years into the industrial market,^[61] and is continuing to add new customers.

Use of LNG in maritime applications

LNG bunkering has been established in some ports via truck to ship fueling. This type of LNG fueling is straightforward to establish assuming a supply of LNG is available.

Feeder and Shortsea shipping company Unifeeder have been operating the world's first LNG powered container vessel, the Wes Amelie, since late 2017 transiting between the port of Rotterdam and the Baltics on a weekly schedule.^[62]Container shipping company, Maersk Group has decided to introduce LNG fuel driven container ships.^[63] DEME Group has contracted Wärtsilä to power its new generation ‘Antigoon’ class dredger with dual fuel (DF) engines.^[64] Crowley Maritime из Джексонвилл, Флорида launched two LNG-powered ConRo ships, the Coquí and Taino, in 2018 and 2019, respectively.^[65]

In 2014, Shell ordered a dedicated LNG bunker vessel.^[66] It is planned to go into service in Rotterdam in the summer of 2017^[67]

The International Convention for Prevention of Pollution from Ships (MARPOL), adopted by the ИМО, has mandated that marine vessels shall not consume fuel (bunker fuel, diesel, etc.) with a sulphur content greater than 0.5% from the year 2020 within International Waters and coastal areas of Countries adopting the same regulation. Replacement of high sulphur bunker fuel with sulphur free LNG is required on major scale in marine transport sector as low sulphur liquid fuels are costlier than LNG.^[68] Japan's is planning to use LNG as bunker fuel by 2020.^[69]

Л.с., one of the largest mining companies in the world, is aiming to commission minerals transport ships powered with LNG by late 2021.^[70]

Use of LNG on rail

Железная дорога Восточного побережья Флориды has 24 GE ES44C4 locomotives adapted to run on LNG fuel.^[71]

Торговля

The global trade in LNG is growing rapidly from negligible in 1970 to what is expected to be a globally substantial amount by 2020.^[72] As a reference, the 2014 global production of crude oil was 92 million barrels (14.6 million cubic metres) per day^[73] or 186.4 quadrillion British thermal units (54,600 terawatt-hours ) в год.

In 1970, global LNG trade was of 3 billion cubic metres (bcm) (0.11 quads).^[74] In 2011, it was 331 bcm (11.92 quads).^[74] The U.S. started exporting LNG in February 2016. The Black & Veatch Oct 2014 forecast is that by 2020, the U.S. alone will export between 10 to 14 billion cu ft/d (280 to 400 million m³/d) or by heating value 3.75 to 5.25 quad (1,100 to 1,540 TWh).^[75] E&Y projects global LNG demand could hit 400 mtpa (19.7 quads) by 2020.^[76] If that occurs, the LNG market will be roughly 10% the size of the global crude oil market, and that does not count the vast majority of natural gas which is delivered via pipeline directly from the well to the consumer.

In 2004, LNG accounted for 7 percent of the world's natural gas demand.^[77] The global trade in LNG, which has increased at a rate of 7.4 percent per year over the decade from 1995 to 2005, is expected to continue to grow substantially.^[78] LNG trade is expected to increase at 6.7 percent per year from 2005 to 2020.^[78]

Until the mid-1990s, LNG demand was heavily concentrated in Northeast Asia: Japan, Южная Корея и Тайвань. At the same time, Pacific Basin supplies dominated world LNG trade.^[78] The worldwide interest in using natural gas-fired combined cycle generating units for electric power generation, coupled with the inability of North American and North Sea natural gas supplies to meet the growing demand, substantially broadened the regionalmarkets for LNG. It also brought new Atlantic Basin and Middle East suppliers into the trade.^[78]

Russian and Western politicians visit the Sakhalin-II project on 18 February 2009

By the end of 2017, there were 19 LNG exporting countries and 40 LNG importing countries. The three biggest LNG exporters in 2017 were Qatar (77.5 MT), Australia (55.6 MT) and Malaysia (26.9 MT). The three biggest LNG importers in 2017 were Japan (83.5 MT), China (39 MT) and South Korea (37.8 MT).^[79] LNG trade volumes increased from 142 MT in 2005 to 159 MT in 2006, 165 MT in 2007, 171 MT in 2008, 220 MT in 2010, 237 MT in 2013, 264 MT in 2016 and 290 MT in 2017.^[79] Global LNG production was 246 MT in 2014,^[80] most of which was used in trade between countries.^[81] During the next several years there would be significant increase in volume of LNG Trade.^[76] For example, about 59 MTPA of new LNG supply from six new plants came to market just in 2009, including:

• Northwest Shelf Train 5: 4.4 MTPA
• Sakhalin-II: 9.6 MTPA
• Yemen LNG: 6.7 MTPA
• Tangguh: 7.6 MTPA
• Qatargas: 15.6 MTPA
• Rasgas Qatar: 15.6 MTPA

In 2006, Qatar became the world's biggest exporter of LNG.^[74] As of 2012, Qatar is the source of 25 percent of the world's LNG exports.^[74] As of 2017, Qatar was estimated to supply 26.7% of the world's LNG.^[82]

Investments in U.S. export facilities were increasing by 2013, these investments were spurred by increasing сланцевый газ production in the United States and a large price differential between natural gas prices in the U.S. and those in Europe and Asia. Cheniere Energy became the first company in the United States to receive permission and export LNG in 2016.^[10]

Импорт

In 1964, the UK and France made the first LNG trade, buying gas from Алжир, witnessing a new era of energy.

Today, only 19 countries export LNG.^[74]

Compared with the crude oil market, in 2013 the natural gas market was about 72 percent of the crude oil market (measured on a heat equivalent basis),^[83] of which LNG forms a small but rapidly growing part. Much of this growth is driven by the need for clean fuel and some substitution effect due to the high price of oil (primarily in the heating and electricity generation sectors).

Japan, Южная Корея, Spain, France, Italy and Тайвань import large volumes of LNG due to their shortage of energy. In 2005, Japan imported 58.6 million tons of LNG, representing some 30 percent of the LNG trade around the world that year. Also in 2005, South Korea imported 22.1 million tons, and in 2004 Taiwan imported 6.8 million tons. These three major buyers purchase approximately two-thirds of the world's LNG demand. In addition, Spain imported some 8.2 MTPA in 2006, making it the third largest importer. France also imported similar quantities as Spain.^{[нужна цитата ]} После Ядерная катастрофа на Фукусима-дайити in March 2011 Japan became a major importer accounting for one third of the total.^[84]European LNG imports fell by 30 percent in 2012, and are expected to fall further by 24 percent in 2013, as South American and Asian importers pay more.^[85] In 2017, global LNG imports reached 289.8^[86] million tonnes of LNG. In 2017, 72.9% of global LNG demand was located in Asia.^[87]

Cargo diversion

Based on the LNG SPAs, LNG is destined for pre-agreed destinations, and diversion of that LNG is not allowed. However, if Seller and Buyer make a mutual agreement, then the diversion of the cargo is permitted—subject to sharing the additional profit created by such a diversion. In the European Union and some other jurisdictions, it is not permitted to apply the profit-sharing clause in LNG SPAs.

Cost of LNG plants

For an extended period of time, design improvements in liquefaction plants and tankers had the effect of reducing costs.

In the 1980s, the cost of building an LNG liquefaction plant cost $350/tpa (tonne per annum). In the 2000s, it was $200/tpa. In 2012, the costs can go as high as $1,000/tpa, partly due to the increase in the price of steel.^[74]

As recently as 2003, it was common to assume that this was a “learning curve” effect and would continue into the future. But this perception of steadily falling costs for LNG has been dashed in the last several years.^[78]

The construction cost of greenfield LNG projects started to skyrocket from 2004 afterward and has increased from about $400 per ton per year of capacity to $1,000 per ton per year of capacity in 2008.

The main reasons for skyrocketed costs in LNG industry can be described as follows:

1. Low availability of EPC contractors as result of extraordinary high level of ongoing petroleum projects worldwide.^[18]
2. High raw material prices as result of surge in demand for raw materials.
3. Lack of skilled and experienced workforce in LNG industry.^[18]
4. Devaluation of US dollar.
5. Very complex nature of projects built in remote locations and where construction costs are regarded as some of the highest in the world.^[88]

Excluding high cost projects the increase of 120% over the period 2002-2012 is more in line with escalation in the upstream oil & gas industry as reported by the UCCI index ^[88]

The 2007–2008 global financial crisis caused a general decline in raw material and equipment prices, which somewhat lessened the construction cost of LNG plants. However, by 2012 this was more than offset by increasing demand for materials and labor for the LNG market.

Small-scale liquefaction plants

Small-scale liquefaction plants are suitable for peakshaving on natural gas pipelines, transportation fuel, or for deliveries of natural gas to remote areas not connected to pipelines.^[89] They typically have a compact size, are fed from a natural gas pipeline, and are located close to the location where the LNG will be used. This proximity decreases transportation and LNG product costs for consumers.^[90][91] It also avoids the additional greenhouse gas emissions generated during long transportation.

The small-scale LNG plant also allows localized peakshaving to occur—balancing the availability of natural gas during high and low periods of demand. It also makes it possible for communities without access to natural gas pipelines to install local distribution systems and have them supplied with stored LNG.^[92]

LNG pricing

There are three major pricing systems in the current LNG contracts:

• Oil indexed contract used primarily in Japan, Korea, Taiwan and China;
• Oil, oil products and other energy carriers indexed contracts used primarily in Continental Europe;^[93] и
• Market indexed contracts used in the US and the UK.;

The formula for an indexed price is as follows:

CP = BP + β X

• BP: constant part or base price
• β: gradient
• X: indexation

The formula has been widely used in Asian LNG SPAs, where base price represents various non-oil factors, but usually a constant determined by negotiation at a level which can prevent LNG prices from falling below a certain level. It thus varies regardless of oil price fluctuation.

Henry Hub Plus

Some LNG buyers have already signed contracts for future US-based cargos at Henry Hub-linked prices.^[94] Cheniere Energy's LNG export contract pricing consists of a fixed fee (liquefaction tolling fee) plus 115% of Henry Hub per million Британская тепловая единица of LNG.^[95] Tolling fees in the Cheniere contracts vary: US$2.25 per million British thermal units ($7.7/MWh) with BG Group signed in 2011; $2.49 per million British thermal units ($8.5/MWh) with Spain's GNF signed in 2012; and $3.00 per million British thermal units ($10.2/MWh) with South Korea's Kogas and Centrica signed in 2013.^[96]

Oil parity

Oil parity is the LNG price that would be equal to that of crude oil on a Barrel of oil equivalent (BOE) basis. If the LNG price exceeds the price of crude oil in BOE terms, then the situation is called broken oil parity. A coefficient of 0.1724 results in full oil parity. In most cases the price of LNG is less than the price of crude oil in BOE terms. In 2009, in several spot cargo deals especially in East Asia, oil parity approached the full oil parity or even exceeds oil parity.^[97] In January 2016, the spot LNG price of $5.461 per million British thermal units ($18.63/MWh) has broken oil parity when the Brent crude price (≤32 US$/bbl) has fallen steeply.^[98] By the end of June 2016, LNG price has fallen by nearly 50% below its oil parity price making it more economical than more polluting diesel/gas oil in transport sector.^[99]

S-образная кривая

Most of the LNG trade is governed by long-term contracts. Many formulae include an S-образная кривая, where the price formula is different above and below a certain oil price, to dampen the impact of high oil prices on the buyer, and low oil prices on the seller. When the spot LNG price are cheaper than long term oil price indexed contracts, the most profitable LNG end use is to power mobile engines for replacing costly gasoline and diesel consumption.

In most of the East Asian LNG contracts, price formula is indexed to a basket of crude imported to Japan called the Японский сырой коктейль (JCC). In Indonesian LNG contracts, price formula is linked to Цена на индонезийскую нефть (ICP).

In continental Europe, the price formula indexation does not follow the same format, and it varies from contract to contract. Нефть марки Brent price (B), heavy fuel oil price (HFO), light fuel oil price (LFO), gas oil price (GO), coal price, electricity price and in some cases, consumer and producer price indexes are the indexation elements of price formulas.

Price review

Usually there exists a clause allowing parties to trigger the price revision or price reopening in LNG SPAs. In some contracts there are two options for triggering a price revision. regular and special. Regular ones are the dates that will be agreed and defined in the LNG SPAs for the purpose of price review.

Quality of LNG

LNG quality is one of the most important issues in the LNG business. Any gas which does not conform to the agreed specifications in the sale and purchase agreement is regarded as “off-specification” (off-spec) or “off-quality” gas or LNG. Quality regulations serve three purposes:^[100]

1 – to ensure that the gas distributed is non-corrosive and non-toxic, below the upper limits for H₂S, total sulphur, CO₂ and Hg content;

2 – to guard against the formation of liquids or hydrates in the networks, through maximum water and hydrocarbon dewpoints;

3 – to allow interchangeability of the gases distributed, via limits on the variation range for parameters affecting combustion: content of inert gases, calorific value, Wobbe index, Soot Index, Incomplete Combustion Factor, Yellow Tip Index, etc.

In the case of off-spec gas or LNG the buyer can refuse to accept the gas or LNG and the seller has to pay liquidated damages for the respective off-spec gas volumes.

The quality of gas or LNG is measured at delivery point by using an instrument such as a gas chromatograph.

The most important gas quality concerns involve the sulphur and mercury content and the calorific value. Due to the sensitivity of liquefaction facilities to sulfur and mercury elements, the gas being sent to the liquefaction process shall be accurately refined and tested in order to assure the minimum possible concentration of these two elements before entering the liquefaction plant, hence there is not much concern about them.

However, the main concern is the heating value of gas. Usually natural gas markets can be divided in three markets in terms of heating value:^[100]

• Asia (Japan, Korea, Taiwan) where gas distributed is rich, with a gross calorific value (GCV) higher than 43 MJ/m³(n), i.e. 1,090 Btu/scf,
• the UK and the US, where distributed gas is lean, with a GCV usually lower than 42 MJ/m³(n), i.e. 1,065 Btu/scf,
• Continental Europe, where the acceptable GCV range is quite wide: approx. 39 to 46 MJ/m³(n), i.e. 990 to 1,160 Btu/scf.

There are some methods to modify the heating value of produced LNG to the desired level. For the purpose of increasing the heating value, injecting propane and butane is a solution. For the purpose of decreasing heating value, nitrogen injecting and extracting butane and propane are proved solutions. Blending with gas or LNG can be a solutions; however all of these solutions while theoretically viable can be costly and logistically difficult to manage in large scale. Lean LNG price in terms of energy value is lower to the rich LNG price.^[101]

Liquefaction technology

There are several liquefaction processes available for large, baseload LNG plants (in order of prevalence):^[102]

1. AP-C3MR – designed by Air Products & Chemicals, Inc. (APCI)
2. Cascade – designed by ConocoPhillips
3. AP-X – designed by Air Products & Chemicals, Inc. (APCI)
4. AP-SMR (Single Mixed Refrigerant) – designed by Air Products & Chemicals, Inc. (APCI)
5. AP-N (Nitrogen Refrigerant) – designed by Air Products & Chemicals, Inc. (APCI)
6. MFC (mixed fluid cascade) – designed by Linde
7. PRICO (SMR) – designed by Black & Veatch
8. AP-DMR (Dual Mixed Refrigerant) - designed by Air Products & Chemicals, Inc. (APCI)
9. Liquefin – designed by Air Liquide

As of January 2016, global nominal LNG liquefaction capacity was 301.5 MTPA (million tonnes per annum), and liquefaction capacity under construction was 142 MTPA.^[103]

The majority of these trains use either APCI AP-C3MR or Cascade technology for the liquefaction process. The other processes, used in a small minority of some liquefaction plants, include Shell's DMR (double-mixed refrigerant) technology and the Linde technology.

APCI technology is the most-used liquefaction process in LNG plants: out of 100 liquefaction trains onstream or under-construction, 86 trains with a total capacity of 243 MTPA have been designed based on the APCI process. Philips Cascade process is the second most-used, used in 10 trains with a total capacity of 36.16 MTPA. The Shell DMR process has been used in three trains with total capacity of 13.9 MTPA; and, finally, the Linde/Statoil process is used in the Snohvit 4.2 MTPA single train.

Плавучий сжиженный природный газ (FLNG) facilities float above an offshore gas field, and produce, liquefy, store and transfer LNG (and potentially LPG and condensate) at sea before carriers ship it directly to markets. The first FLNG facility is now in development by Shell,^[104] due for completion in 2018.^[105]

Место хранения

LNG storage tank at EG LNG

Современное Резервуары для хранения СПГ are typically full containment type, which has a предварительно напряженный бетон outer wall and a high-nickel steel inner tank, with extremely efficient insulation between the walls. Large tanks are low aspect ratio (height to width) and cylindrical in design with a domed steel or concrete roof. Storage pressure in these tanks is very low, less than 10 kilopascals (1.5 psi ). Sometimes more expensive underground tanks are used for storage.Smaller quantities (say 700 cubic metres (180,000 US gal) and less), may be stored in horizontal or vertical, vacuum-jacketed, pressure vessels. These tanks may be at pressures anywhere from less than 50 to over 1,700 kPa (7.3–246.6 psi).

LNG must be kept cold to remain a liquid, independent of pressure. Despite efficient insulation, there will inevitably be some heat leakage into the LNG, resulting in vaporisation of the LNG. This boil-off gas acts to keep the LNG cold (see "Холодильное оборудование " below). The boil-off gas is typically compressed and exported as натуральный газ, or it is reliquefied and returned to storage.

Транспорт

Model of Tanker LNG Rivers, LNG capacity of 135,000 cubic metres

Interior of an LNG cargo tank

LNG is transported in specially designed ships with double корпуса protecting the cargo systems from damage or leaks. There are several special leak test methods available to test the integrity of an LNG vessel's membrane cargo tanks.^[106]

The tankers cost around US$200 million each.^[74]

Transportation and supply is an important aspect of the gas business, since natural gas reserves are normally quite distant from consumer markets. Natural gas has far more volume than oil to transport, and most gas is transported by pipelines. There is a natural gas pipeline network in the former Советский союз, Европа и Северная Америка. Natural gas is less dense, even at higher pressures. Natural gas will travel much faster than oil through a high-pressure pipeline, but can transmit only about a fifth of the amount of energy per day due to the lower density. Natural gas is usually liquefied to LNG at the end of the pipeline, before shipping.

Short LNG pipelines for use in moving product from LNG vessels to onshore storage are available. Longer pipelines, which allow vessels to offload LNG at a greater distance from port facilities are under development. This requires pipe-in-pipe technology due to requirements for keeping the LNG cold.^[107]

LNG is transported using both tanker truck,^[108] railway tanker cars,^[109] and purpose built ships known as LNG carriers. LNG is sometimes taken to cryogenic temperatures to increase the tanker capacity. Первый рекламный ролик ship-to-ship transfer (STS) transfers were undertaken in February 2007 at the Flotta facility in Scapa Flow^[110] with 132,000 m³ of LNG being passed between the vessels Excalibur and Excelsior. Transfers have also been carried out by Exmar Shipmanagement, то бельгийский gas tanker owner in the Мексиканский залив, which involved the transfer of LNG from a conventional LNG carrier to an LNG regasification vessel (LNGRV). Before this commercial exercise, LNG had only ever been transferred between ships on a handful of occasions as a necessity following an incident.^{[нужна цитата ]} SIGTTO - the Society of International Gas Tanker and Terminal Operators is the responsible body for LNG operators around the world and seeks to disseminate knowledge regarding the safe transport of LNG at sea.^[111]

Besides LNG vessels, LNG is also used in some aircraft.

Терминалы

Liquefied natural gas is used to transport natural gas over long distances, often by sea. In most cases, LNG terminals are purpose-built ports used exclusively to export or import LNG.

Холодильное оборудование

The insulation, as efficient as it is, will not keep LNG cold enough by itself. Inevitably, heat leakage will warm and vapourise the LNG. Industry practice is to store LNG as a boiling криоген. That is, the liquid is stored at its точка кипения for the pressure at which it is stored (atmospheric pressure). As the vapour boils off, heat for the phase change cools the remaining liquid. Because the insulation is very efficient, only a relatively small amount of boil-off is necessary to maintain temperature. This phenomenon is also called auto-refrigeration.

Boil-off gas from land based Резервуары для хранения СПГ is usually compressed and fed to натуральный газ pipeline networks. Немного LNG carriers use boil-off gas for fuel.

Environmental concerns

Protest against shale gas extraction in the United States, 2016

Натуральный газ could be considered the most environmentally friendly fossil fuel, because it has the lowest CO₂ emissions per unit of energy and because it is suitable for use in high efficiency комбинированный цикл энергостанции. For an equivalent amount of heat, burning natural gas produces about 30 percent less углекислый газ than burning нефть and about 45 per cent less than burning каменный уголь.^[112]On a per kilometre transported basis, emissions from LNG are lower than piped natural gas, which is a particular issue in Europe, where significant amounts of gas are piped several thousand kilometres from Russia. However, emissions from natural gas transported as LNG are higher than that of natural gas produced locally to the point of combustion, as emissions associated with transport are lower for the latter.^{[нужна цитата ]}

However, on the West Coast of the United States, where up to three new LNG importation terminals were proposed before the U.S. fracking boom, environmental groups, such as Pacific Environment, Ratepayers for Affordable Clean Energy (RACE), and Прилив had moved to oppose them.^[113] They claimed that, while natural gas power plants emit approximately half the carbon dioxide of an equivalent coal power plant, the natural gas combustion required to produce and transport LNG to the plants adds 20 to 40 percent more carbon dioxide than burning natural gas alone.^[114] A 2015 peer reviewed study evaluated the full end to end life cycle of LNG produced in the U.S. and consumed in Europe or Asia.^[115] It concluded that global CO2 production would be reduced due to the resulting reduction in other fossil fuels burned.

Green bordered white diamond symbol used on LNG-powered vehicles in China

Some scientists and local residents have raised concerns about the potential effect of Польша с LNG infrastructure on marine life in the Балтийское море.^[116] Similar concerns were raised in Хорватия.^[117]

Эта статья или раздел may contain misleading parts. Пожалуйста помоги clarify this article according to any suggestions provided on the страница обсуждения.

LNG compared to diesel

Although diesel has a higher energy density than LNG, the volume of greenhouse gas (GHG) и criteria air contaminant (CAC) emissions associated with both the upstream and downstream sectors is greater for дизель than it is for натуральный газ.^[118] (Table 1)

Безопасность и несчастные случаи

Natural gas is a топливо и горючий substance. To ensure safe and reliable operation, particular measures are taken in the design, construction and operation of LNG facilities.

In its liquid state, LNG is not explosive and can not ignite. For LNG to burn, it must first vaporize, then mix with air in the proper proportions (the flammable range is 5 percent to 15 percent), and then be ignited. In the case of a leak, LNG vaporizes rapidly, turning into a gas (methane plus trace gases), and mixing with air. If this mixture is within the flammable range, there is risk of ignition which would create Огонь и тепловое излучение hazards.

Gas venting from vehicles powered by LNG may create a flammability hazard if parked indoors for longer than a week. Additionally, due to its low temperature, refueling a LNG-powered vehicle requires training to avoid the risk of обморожение.^[119][120]

LNG tankers have sailed over 100 million miles without a shipboard death or even a major accident.^[121]

Several on-site accidents involving or related to LNG are listed below:

• October 20, 1944, Кливленд, Ohio, U.S. The East Ohio Natural Gas Co. experienced a failure of an LNG tank.^[122] 128 people perished in the explosion and fire. The tank did not have a dike retaining wall, and it was made during World War II, when metal rationing was very strict. The steel of the tank was made with an extremely low amount of никель, which meant the tank was brittle when exposed to the cryogenic nature of LNG. The tank ruptured, spilling LNG into the city sewer system. The LNG vaporized and turned into gas, which exploded and burned.
• 10 февраля 1973 г., Стейтн-Айленд, New York, U.S. During a cleaning operation, 42 workers were inside one of the TETCo LNG tanks which had supposedly been completely drained ten months earlier. However, ignition occurred, causing a plume of combusting gas to rise within the tank. Two workers near the top felt the heat and rushed to the safety of scaffolding outside, while the other 40 workers died as the concrete cap on the tank rose 20–30 feet in the air and then came crashing back down, crushing them to death.^[123][124]
• October 6, 1949, Lusby, Maryland, НАС. A pump seal failed at the Cove Point LNG import facility, releasing natural gas vapors (not LNG), which entered an electrical conduit.^[122] A worker switched off a circuit breaker, which ignited the gas vapors. The resulting explosion killed a worker, severely injured another and caused heavy damage to the building. A safety analysis was not required at the time, and none was performed during the planning, design or construction of the facility.^[125] National fire codes were changed as a result of the accident.
• January 19, 2004, Скикда, Алжир. Explosion at Sonatrach LNG liquefaction facility.^[122] 27 killed, 56 injured, three LNG trains destroyed, a marine berth was damaged and 2004 production was down 76 percent for the year. Total loss was US$900 million. A steam boiler that was part of an LNG liquefaction train exploded triggering a massive hydrocarbon gas explosion. The explosion occurred where propane and ethane refrigeration storage were located. Site distribution of the units caused a domino effect of explosions.^[126][127] It remains unclear if LNG or LNG vapour, or other hydrocarbon gases forming part of the liquefaction process initiated the explosions. One report, of the US Government Team Site Inspection of the Sonatrach Skikda LNG Plant in Skikda, Algeria, March 12–16, 2004, has cited it was a leak of hydrocarbons from the refrigerant (liquefaction) process system.

Проблемы безопасности

On 8 May 2018, the United States withdrew from the Совместный всеобъемлющий план действий с Иран, reinstating Iran sanctions against their nuclear program.^[128] In response, Iran threatened to close off the Ормузский пролив to international shipping.^[129] The Strait of Hormuz is a strategic route through which a third of the world's LNG passes from Middle East producers.^[130]

Смотрите также

Рекомендации

внешняя ссылка

• Годовой отчет GIIGNL за 2018 год (видео)
• Обучающее видео по СПГ. Как природный газ сжимается в сжиженный природный газ для транспортировки (Shell).
• Центр СПГ
• Новости СПГ и отраслевой журнал
• Сайт Gasworld
• Новая технология завода СПГ
• Что такое СПГ и как он становится источником энергии в США?
• Сжиженный природный газ в США: Федеральная комиссия по регулированию энергетики (FERC)
• Безопасность СПГ
• Обучение использованию транспортных средств на альтернативном топливе От Национального консорциума по обучению альтернативным видам топлива
• Безопасность СПГ «Риски и опасности СПГ» - это исчерпывающий отчет, подготовленный президентом CH · IV International Джеффом Билом, в котором анализируются моменты, сделанные в скандальном видеоролике против СПГ.
• Организация по стандартам размещения терминалов СПГ Содействие принятию правительством стандартов отрасли СПГ
• Перспективы развития СПГ в России Выступление Константина Симонова на СПГ-2008. 23 апреля 2008 г.
• Террористическая угроза сжиженному природному газу: факт или вымысел?
• Растущая доля Азии на мировом рынке СПГ через Мировой обзор
• [1]
• Прогноз развития энергетики BP до 2035 года с доступом к загрузке глобальных исторических данных
• Мировой рынок сжиженного природного газа: состояние и перспективы - (документ Adobe Acrobat * .PDF)
• Энергетическая комиссия Калифорнии: Прогноз мировой торговли сжиженным природным газом до 2020 года - (документ Adobe Acrobat * .PDF)
• Руководство по анализу рисков и последствиям для безопасности большого разлива сжиженного природного газа (СПГ) через воду - (документ Adobe Acrobat * .PDF)
• Международная группа импортеров сжиженного природного газа (GIIGNL)
• Промышленность СПГ 2008 - (документ Adobe Acrobat * .PDF)
• Общество операторов международных газовых танкеров и терминалов Мировые стандарты индустрии СПГ