Особенно стоит отметить роль технологий СПГ при использовании его в сельской местности, как в качестве моторного топлива, так и в качестве энергоносителя. Применение технологий СПГ повышает рентабельность сельского хозяйства, т.к. СПГ в два и более раз дешевле, чем нефтяные топлива, в зависимости от способа ожижения, а мобильность его доставки позволяет применить его и в поле, и в сезонных перерабатывающих комплексах, приближенных к месту производства сырья.



3. Децентрализованное энергоснабжение с использованием сжиженного природного газа

Развитие малой энергетики в России в ближайшие годы будет неразрывно связано с более широким использованием сжиженного природного газа (СПГ) [1, 2]. В настоящее время мировой рынок торговли СПГ стал наиболее динамично развивающимся рынком углеводородных энергоносителей, в среднем его прирост составляет 7% в год [2]. Ведущими странами мира СПГ признан как один из перспективных энергоносителей на обозримое будущее.

По прогнозам специалистов, объем мировой торговли СПГ может возрасти к 2010 году до 150 млрд. м³ и более. В США и странах Западной Европы доля СПГ в общем газопотреблении составляет более 20%. Япония импортирует до 85% (45 млрд. м³) природного газа в сжиженном состоянии.

На этом фоне достижения России в области использования СПГ, как основного энергоносителя ХХI века, выглядят очень скромно, хотя запасы природного газа в России составляют около 40% мировых (в России доказанные запасы природного газа составляют, по разным оценкам, от 48 до 64 трлн. м³, при этом известны 20 крупных месторождений с запасами более 500 млрд. м³), а себестоимость его существенно ниже нефтепродуктов. Сейчас западноевропейская цена на газ равна около 95 долларов за 1 000 м³, на российском рынке эта цена около 900 руб.

Первые шаги по использованию СПГ в энергосбережении в промышленности и коммунальном хозяйстве сделаны в Санкт-Петербурге и Ленинградской области [3, 4], где уже работают 2 опытно-промышленные установки по производству СПГ, и несколько удаленных котельных в области работают на привозном СПГ.

При этом в полной мере используется все преимущества СПГ как топлива:

- сжижение природного газа увеличивает его плотность в 600 раз, что повышает эффективность и удобство хранения, транспортировки и потребления энергоносителя (в том числе и как моторного топлива для транспортных средств);

- СПГ - криогенная жидкость, которая хранится под небольшим избыточным давлением при температуре около 112 К (-161°C) в емкости с теплоизоляцией, нетоксична;

- возможность газификации объектов, удаленных от магистральных трубопроводов на значительные расстояния, что позволяет также вовлекать в сельскохозяйственный оборот глубинные (удаленные) территории.

В настоящее время в ОАО "Газпром" разработана программа работ по решению актуальных задач газификации населенных пунктов, отдаленных от газопроводов. По оценкам специалистов ВНИИпромгаза, около 50% населенных пунктов, нуждающихся в газификации, экономически целесообразно обеспечивать газовым топливом в виде привозного СПГ [5].

Другой причиной необходимости ускорения работ по использованию СПГ является то, что все крупнейшие месторождения природного газа в России находятся в удаленных районах, неблагоприятных для строительства транспортных газопроводов, и наиболее целесообразным представляется транспортировка газа в жидком состоянии. В XXI веке все основные российские газовые месторождения будут располагаться именно в таких районах (Баренцево море, шельф Карского моря, остров Сахалин и т.д.), что обуславливает необходимость строительства крупных заводов по производству СПГ в местах перспективных месторождений.



Структурная схема газификации населенных пунктов и обеспечения автотранспорта природным газом посредством внедрения технологии с использованием сжиженного природного газа

В свете вышеизложенного знаменательным событием стало появление документа "Отраслевая программа первоочередных работ в области получения и использования сжиженного природного газа на период 2003-2005 годов", утвержденного руководством ОАО "Газпром" в июле 2002 года.

Программа определяет следующие основные группы работ:

- проведение НИРиОКР;

- строительство типовых комплексов получения и использования СПГ на АГНКС и газоредуцирующих станциях (ГРС) за счет средств ОАО "Газпром";

- создание комплексов получения и реализации СПГ с привлечением средств внешних инвесторов, также предусмотрена разработка пакета нормативных документов и отраслевых стандартов с завершением этих работ в 2003 году.

Главными задачами НИОКР в области технологий СПГ в 2003-2005 годах являются:

- разработка предложений по формированию экономических механизмов (в области ценообразования, налогообложения и т.д.), обеспечивающих благоприятные рыночные условия для производства СПГ на объектах ОАО "Газпром" и его реализации;

- разработка и утверждение в установленном порядке нормативных документов, регламентирующих производство, хранение и транспортировку СПГ, требования по эксплуатации криогенного оборудования, качество СПГ и т.д. Цель работ заключается в формировании практически отсутствующей в настоящее время государственной и отраслевой нормативно-правовой базы в данной области деятельности;

- создание новых установок сжижения природного газа с высокими технико-экономическими показателями с учетом специфики их размещения на конкретных объектах;

- создание криогенного оборудования, отвечающего требованиям безопасности, с применением более дешевых материалов и упрощенных конструкций; цель работ заключается в создании и внедрении технологического оборудования, обеспечивающего снижение затрат на транспортировку и хранение СПГ;

- создание технологического оборудования, обеспечивающего использование СПГ на транспортных средствах.

Значительная роль в реализации вышеупомянутой программы отводится ОАО "Криогенмаш" (г. Балашиха, Московская область), осуществляющему разработки в области получения и исследования СПГ.

Рассмотрим преимущества использования СПГ на конкретном примере. Для отопления одного из коттеджных поселков Московской области предполагается установить котельную установку ОАО "ЗИОСАБ" мощностью 2 МВт, обеспечивающую теплом жилую площадь 20 тыс. м². Отопительный сезон составляет 5 760 ч. Имеется 2 варианта решения проблемы по обеспечению котельной топливом: проложить газопровод протяженностью 8 км диаметром 160-200 мм или обеспечить котельную установку привозным топливом. При этом целесообразно рассмотреть в качестве привозного котельного топлива: СПГ, сжиженный углеводородный газ (пропан-бутан) (СУГ), дизельное топливо (ДТ). Сопоставление стоимости 1 Гкал тепла, полученной при использовании трубопроводного природного газа (ПГ) и привозных энергоносителей, приведено в таблице.

Таблица 3.1

Наименование затрат	Стоимость, тыс. руб.
	ПГ	ДТ	СУГ	СПГ
А. Капитальные вложения
Котельная установка "ЗИОСАБ - 2000"	715,5	450,0	715,5	715,5
Прокладка газопровода 8 км	32 000,0	-	-	-
Система снабжения ДТ	-	750,0	-	-
Система снабжения СУГ	-	-	1 440,0	-
Система снабжения СПГ	-	-	-	3 330,0
Бак резервного топлива (ДТ)	750,0	750,0	750,0	750,0
Всего оборудования	33 465,5	1 950,0	2 905,5	4 795,5
Строительно-монтажные работы (35 % от стоимости оборудования без учета прокладки газопровода)	513,0	680,0	1 016,9	1 678,4
Всего капитальных вложений	33 978,5	2 630,0	3 922,4	6 473,9
Б. Эксплуатационные расходы
Затраты на котельное топливо	979,2	7 811,2	6 720	3 608,5
Затраты на обслуживание	212,0	212,0	212,0	212,0
Амортизационные отчисления при сроке службы газопровода 30 лет, а оборудования - 15 лет	1 164,4	175,3	261,5	431,6
Всего эксплуатационных расходов	2 355,6	8 198,5	7 193,5	4 252,1
В. Себестоимость 1 Гкал	0,238	0,827	0,719	0,429
Г. Срок окупаемости капитальных вложений при отпускной цене 0,5 тыс. руб. за 1 Гкал, лет	8,61	-	-	6,05

Из вышеприведенного ориентировочного расчета капитальных вложений, эксплуатационных расходов и себестоимости 1 Гкал тепла видно, что наибольшие капитальные вложения для организации автономного теплоснабжения приходятся на природный газ и связаны с необходимостью прокладки газопровода длиной 8 км. Несмотря на то, что объем капитальных вложений при организации работы котельной на дизельном топливе на порядок меньше, себестоимость 1 Гкал выработанной тепловой энергии на 65% больше отпускной цены. При использовании в качестве котельного топлива СУГ (пропан-бутан) себестоимость 1 Гкал также больше отпускной цены на 44%, поэтому применение дизельного топлива и СУГ в качестве котельного топлива будет для потребителя не выгодно.

Себестоимость 1 Гкал, рассчитанная с использованием СПГ, на 80% больше, чем с использованием трубопроводного природного газа, но и капитальные вложения для обеспечения работы котельной на природном газе по проложенному газопроводу на 424% больше, чем это необходимо для перевода котельной на СПГ. Таким образом, расчетный срок окупаемости капитальных вложений при работе котельной на СПГ в 1,5 раза меньше, чем на природном газе, что и может оказаться определяющим фактором при выборе энергоносителя.

При расчете себестоимости 1 Гкал, полученной с использованием СПГ, цена 1 т СПГ была принята равной 3 500 руб. (с доставкой). Она предложена Московским газоперерабатывающим заводом, который в настоящее время завершает монтаж установки для сжижения природного газа производительностью 24 т СПГ в сутки. Установка базируется на автомобильной газозаправочной компрессорной станции (АГНКС-500), мощности которой по своему функциональному назначению практически используются только на 10-15%.

Такое решение имеет ряд преимуществ в части снижения капитальных вложений на оборудование, т. к. на АГНКС создана необходимая инженерная инфраструктура, включающая компрессорные установки, блок осушки сжатого газа, необходимое электросиловое и вспомогательное, а также обеспечивающее противопожарную безопасность оборудование и т.п.

Удельные затраты на производство 1 т СПГ на АГНКС распределяются следующим образом [6]:

- амортизация - 23%;

- электроэнергия - 19%;

- зарплата работников АГНКС - 12%;

- сырье-природный газ и вспомогательные материалы - 17%;

- зарплата работников по обслуживанию и управлению установки по получению СПГ - 18%;

- единый социальный налог - 11%.

Из приведенных данных видно, что 54% от затрат на производство СПГ приходится на амортизацию, электроэнергию и зарплату работников АГНКС, обслуживающих компрессорное и электросиловое оборудование.

Очевидно, что себестоимость СПГ главным образом зависит от принятой технологии комплексной очистки природного газа и его сжижения.

Сжижение природного газа производится на уровне температур -140… -160°C, и поэтому для оптимизации процесса имеются проверенные аналоги в области сжижения газов, его хранения, транспортирования и регазификации.

Известно, что при использовании перепада давления на городских или заводских ГРС или газоредуцирующих пунктах (ГРП) можно значительно снизить себестоимость производимого СПГ за счет уменьшения затрат на электроэнергию, на обслуживание компрессоров и электросилового оборудования, а также амортизационных отчислений.

По заказу ООО "Лентрансгаз" в ОАО "Криогенмаш" была разработана технология сжижения природного газа с использованием энергии перепада давления газа на ГРС на базе последних достижений науки и техники и накопленного опыта по внедрению детандер-компрессорных агрегатов для получения требуемой производительности [7].

На рисунке приводится принципиальная схема установки ожижения ПГ, разработанная применительно к ГРС "Никольская" (Ленинградская область) с расходом природного газа 8 000 нм³/ч, с расчетным давлением на входе в ГРС, равным 3,3 МПа, и на выходе - 0,28-0,6 МПа. Расчетная производительность установки по СПГ равна 24 т/сут.

Установка ожижения природного газа состоит из блока теплообменников вымораживателей (БТВ); системы охлаждения компримированного газа (СО); блока ожижения (БО); 2-ступенчатого турбодетандер-компрессорного агрегата (ТДКА); автоматизированной системы контроля и управления работой установки (АСКУ); арматуры, в том числе управляемой, и КИП.

Перед криогенной переработкой или сжижением газов, включая природный газ, к газу, поступающему в криогенный блок, предъявляются высокие требования по его осушке и очистке от компонентов, температура кристаллизации которых выше температуры газа в установке. Такие компоненты, вымораживаясь на поверхности теплообменников, снижают коэффициент теплопередачи, что приводит к ухудшению процессов теплообмена и в целом к нарушению технологического режима по сжижению газа. Кроме того, твердые частицы могут забивать дроссели, что приведет к нарушению работы установки. Как правило, в последнее время для комплексной очистки газа от влаги, углекислого газа и тяжелых углеводородов используют адсорбционный способ глубокой очистки газа на молекулярных ситах. Особенность комплексной очистки газа на периодически работающих адсорберах состоит в том, что пока один адсорбер работает в режиме очистки, другие адсорберы (или адсорбер) находятся в режиме регенерации для удаления продуктов очистки и восстановления поглотительной способности адсорбентов. Для регенерации используется очищенный нагретый газ, что связано с дополнительными затратами энергии и часто отвлечением части очищенного газа на нагрев и охлаждение адсорбента. При этом производительность блока адсорбционной очистки снижается на количество газа, направляемого на регенерацию. Это количество иногда может составлять более 20% от расхода газа, подаваемого на блок очистки. Кроме того, допускаемая скорость газа в адсорберах небольшая, в пределах 0,2 м/с, что приводит к увеличению проходного сечения адсорберов, и, как следствие, увеличивается металлоемкость. Применяемые в настоящее время адсорбенты имеют избирательную способность, и если их адсорбционная способность по влаге довольно высокая, то по другим компонентам может быть очень низкой. Например, цеолит NaX имеет адсорбционную способность по воде 7-10% по массе, а по углекислому газу всего 1-3%, поэтому для очистки от углекислого газа требуется большое количество соответствующего адсорбента.

Вышеизложенные факторы приводят к выводу о том, что стоимость блока комплексной очистки природного газа в зависимости от состава газа и от количества очищаемых компонентов может составлять до 30-40% от стоимости установки.

В разработанной установке по ожижению природного газа в связи с достаточно высокой чистотой природного газа (содержание СО2 не более 400 ррm) предусматривается только осушка газа, которую с целью снижения стоимости оборудования, по требованию заказчика, предусмотрено проводить способом вымораживания влаги.

Принцип работы установки заключается в следующем. Природный газ с расходом 8 000 нм³/ч и давлением 3,3 МПа поступает на турбокомпрессоры К1 и К2, работающие на 1 валу с турбодетандерами Д1 и Д2. В 2-ступенчатом турбокомпрессоре давление газа повышается до 4,5 МПа, затем сжатый газ последовательно охлаждется в теплообменниках Т3-2 и Т3-1 и поступает в вымораживатель, состоящий из 3 теплообменников Т11-1, Т11-2 и Т11-3 (или Т12-1, Т12-2 и Т12-3), где за счет использования холода обратного потока газа из теплообменника Т2-1 просходит вымораживание влаги. Очищенный газ после фильтра Ф1-2 разбивается на 2 потока. Один поток (большая часть) направляют в вымораживатель для рекуперации холода, а на выходе из вымораживателя через фильтр подают последовательно на турбодетандеры Д1 и Д2, а после них направляют в обратный поток на выходе из сепаратора С2-1. Второй поток направляют в теплообменник Т2-1, где после охлаждения дросселируют через дроссель ДР в сепаратор С2-1, в котором производят отделение жидкой фазы от его паров. Жидкую фазу (СПГ) направляют в накопитель и потребителю, а паровую фазу подают последовательно в теплообменник Т2-1, вымораживатель Т11 или Т12 и теплообменник Т3-2, а после него в магистраль низкого давления, расположенную после ГРС. Через определенное время работающий вымораживатель Т11 переводят на отогрев и продувку газом низкого давления из магистрали, а на рабочий режим переводят вымораживатель Т12.

Себестоимость СПГ, полученного по разработанной технологии, на 30-40% ниже себестоимости СПГ, полученного на АГНКС, соответственно, себестоимость 1 Гкал тепла для рассмотренного выше случая с использованием СПГ, полученной на ГРС по предлагаемой технологии будет на 45-50% ниже, чем приведенная в таблице и будет отличаться от себестоимости 1 Гкал, полученной на трубопроводном природном газе после его прокладки всего на 20-25%, но в этом случае срок окупаемости капитальных вложений с использованием СПГ составит около 3 лет, против ранее полученных 6 лет, тогда как при трубопроводном природном газе эта окупаемость составляет около 9 лет.

В стране имеется значительное количество ГРС, где редуцируемый газ бесполезно теряет свое давление, а в отдельных случаях в зимний период приходится подводить еще энергию для подогрева газа перед его дросселированием. В то же время, используя практически бесплатную энергию перепада давления газа, можно получить общественно полезный, удобный и экологически безопасный энергоноситель - СПГ, с помощью которого можно газифицировать промышленные, социальные объекты и населенные пункты, не имеющие трубопроводного газоснабжения.

На ГРС, с учетом фактического расхода газа и его давления на входе и на выходе из ГРС, можно создать мини-заводы по производству СПГ производительностью от 12 до 120 т СПГ в сутки. Полученный СПГ может храниться в системах хранения на базе криогенных резервуаров типа БСХП производства ОАО "Криогенмаш".

Транспортирование СПГ осуществляется с помощью автомобильного транспорта. В ОАО "Криогенмаш" разработаны транспортные цистерны для СПГ ЦТП-8/0.25 (объемом 8 м³), ЦТП-15/0.8 (объемом 15 м³) и ЦТП-25/0.6 (объемом 25 м³), имеющие высокоэффективную экрановакуумную теплоизоляцию, которая обеспечивает бездренажное хранение СПГ до 15 суток.

Особый интерес представляют цистерны-контейнеры 15 м³ (20-футовый контейнер) и 32 м³ (40-футовый контейнер), которые позволяют транспортировать СПГ авто-, железнодорожным и речным транспортом.

Как показывает мировой опыт, наиболее оптимальным транспортным средством для доставки СПГ к потребителям является цистерна, выполненная в виде контейнера. Такая цистерна-контейнер представляет собой не только средство доставки СПГ, но и базовую часть системы хранения и газификации у потребителя. Доставка цистерн-контейнеров к потребителям осуществляется автомобильными трайлерами. Цистерны-контейнеры выгружаются на площадке установки потребителя, устанавливаются и закрепляются быстросъемными зажимами, затем с помощью металлорукавов цистерна-контейнер подсоединяется к испарителям-подогревателям и к трубопроводу, снабжающему потребителя газом.

СПГ также может быть использован в качестве моторного топлива, например в дизель-генераторах. На дизель-генераторах может быть получена электрическая энергия значительно ниже по стоимости, чем централизованно получаемая от крупных ТЭЦ и ГРЭС. При этом в результате утилизации тепла выхлопных газов можно одновременно получить высокопотенциальное тепло для отопления и горячего водоснабжения.

Например, при установке дизель-генератора, работающего на газе, мощностью 1 500 кВт можно ежегодно получать более 13 000 МВт*ч электроэнергии и около 10 000 Гкал тепловой энергии для отопления и горячего водоснабжения. Срок окупаемости капитальных вложений на приобретение дизель-генератора составляет 3-3,5 года.

Из вышеизложенного следует, что альтернативой для прекращения зависимости потребителей от крупных поставщиков электрической и тепловой энергии являются автономные объекты миниэнергетики с применением сжиженного природного газа.

Таким образом, автономное энергоснабжение небольших промышленных, социальных предприятий и населенных пунктов на базе миниэнергетики с использованием СПГ является привлекательной сферой для инвестиции объектов энергетики со сравнительно коротким сроком окупаемости капитальных вложений.

газ сжиженный энергоснабжение коммунальный

Принципиальная схема установки ожижения природного газа



4. Твердый шаг жидкого газа

Магистральный трубопровод - сооружение почти циклопическое. Он протягивается на тысячи километров, ежесекундно расходует миллионы киловатт, обходится в миллиарды. Вспомним, что к концу пятилетки добыча природного газа достигнет небывалого для экономики одной страны уровня - триллиона кубометров, что превышает объем Ладожского озера! Чтобы довести газ до потребителя, потребуется дополнительно проложить 133 тысячи километров трубопроводов - 13 ниток от Бреста до Владивостока.

В отечественном бюджете энергетика давно прочно удерживает первое место по сумме инвестиций. А требуются еще более крупные. Нельзя ли хоть как-то снизить расходы! Оказывается, одной ниткой трубопровода можно заменить три, если только превратить газ в жидкость. Но для этого необходимо создать надежное оборудование и наладить его массовый выпуск.

"Энергетический джинн" и его характер

Природный газ прочно вошел в обиход человека. И неудивительно: это великолепное топливо и сырье, обладающее множеством достоинств. Правда, и одним существенным недостатком. Как положено всякому газу, он требует при хранении и транспортировке значительных емкостей. Напрашивается естественное решение проблемы: охладить природный газ и превратить его в жидкость. Объемная концентрация энергии возрастает при этой операции в 600 раз.

Сжиженный природный газ - своеобразный "энергетический джинн"; при его освобождении из заточения, скажем, из литровой бутылки, можно получить энергию, достаточную для приготовления пищи небольшой семье в течение месяца.

Основу природного газа составляет метан, содержание которого в зависимости от типа месторождения колеблется от 75 до 99% по объему. Поэтому сжиженный природный газ не совсем правильно называют жидким метаном или жидким газом. Сжиженный природный газ (СПГ) - жидкость, примерно в 2 раза более легкая, чем бензин, кипящая при атмосферном давлении в температурном интервале от 158 до 163°C, с калорийностью 10 000 Ккал/кг.

Жидкая "упаковка" делает природный газ доступным топливно-энергетическим ресурсом практически для любого района земного шара. СПГ может доставляться потребителям всеми видами транспорта, включая межконтинентальные перевозки в специальных танкерах. Не представляет технических проблем хранение больших объемов жидкого газа с целью снабжения промышленных районов, крупных городов и даже отдельных стран.

О сжижении природного газа стали серьезно думать после открытия в 20-30-х годах этого столетия в США крупных месторождений, расположенных вдали от крупных городов. Транспортировать газ по дальним магистральным трубопроводам тогда еще не умели. Вот потому-то и начались исследования по сжижению газа для его перевозки по железным дорогам и в наливных судах. Однако первая промышленная установка по производству жидкого метана была сооружена для других целей. В 1941 г. в Кливленде (США) построен завод сжижения для покрытия суточных "пиковых" нагрузок потребления газа в зимнее время.

Завод проработал немногим более трех лет, когда страшная катастрофа прекратила его существование. Произошел разрыв резервуара, и 4000 кубометров сжиженного газа вытекло, испарилось и вспыхнуло. При аварии погибло 128 человек, 400 было ранено. Четыре дня бушевал пожар. Он причинил огромный материальный ущерб.

С полной достоверностью причина катастрофы не установлена, несмотря на работу нескольких групп экспертов Американского горного бюро. Предположили, что малоуглеродистая сталь с 3,5%-ным содержанием никеля, из которой был сделан резервуар, под влиянием низкой температуры стала хрупкой, и в результате сейсмических толчков корпус резервуара дал трещину. Тяжелая авария на единственной в мире установке задержала работы по производству жидкого метана.

СПГ на суше и на море

В Советском Союзе аналогичный процесс был освоен в 1954 г., когда на Московском заводе сжижения природного газа ввели в эксплуатацию установку, рассчитанную на производство 25 тыс. тонн СПГ в год. Тогда же был успешно проведен комплекс работ по применению жидкого газа в качестве топлива в автомобильных двигателях. Однако вскоре были открыты крупные месторождения нефти, и проблема использования сжиженного газа потеряла актуальность.

Недавний топливно-энергетический кризис заставил вспомнить о жидком метане. В 1964 г. в г. Арзеве (Алжир) был пущен в эксплуатацию крупный завод сжижения природного газа, поставляемого в Англию и Францию. Газ с месторождений Сахары поступал по трубопроводу на завод, а далее уже в жидком виде транспортировался по морю на остров Канвей (в устье Темзы) и в Гавр.

Лиха беда начало. За последнее двадцатилетие построены и успешно эксплуатируются мощные заводы сжижения природного газа в Ливии, Индонезии, на Аляске... Строятся новые с ежесуточной производительностью до 50 млн. куб. м. Они создаются там, где достаточно высокие сырьевые запасы природного газа и низкий уровень спроса на него.

Для межконтинентального транспорта жидкого газа построен флот танкеров-метановозов с объемом резервуаров до 120 тыс. куб. м., что эквивалентно 72 млн. куб. м обычного газа. Проектируются метановозы, которые могут перевозить в один рейс свыше 200 млн. куб. м. газа. Появились танкеры со встроенными в палубу шаровыми резервуарами; суда, в которых СПГ хранится непосредственно в теплоизолированных трюмах; специальные метановозы усиленного класса для плавания в арктических ледовых условиях. В качестве топлива судовых двигателей используется как солярка, так и испарившийся в процессе рейса СПГ.

В связи с тем, что в последние несколько лет вовлекаются в интенсивную разработку месторождения газа прибрежной зоны, появились разработки по созданию заводов сжижения большой производительности и хранилищ СПГ в "плавучем" исполнении: на заякоренных в море баржах-платформах размещается весь комплекс оборудования по сжижению, хранению и отгрузке СПГ. Плавучие заводы сооружаются в крупных портах и в готовом виде доставляются в районы морского и океанского шельфа, где имеются газовые или газоконденсатные месторождения.

Коктейль из углеводородов

В промышленных условиях СПГ получают способом охлаждения и конденсации природного газа; при этом давление его выбирают в пределах P = 3,5...5,0 MПа (примерно 35-50 атмосфер).

Для охлаждения и конденсации предусматривается сжатие рабочего тела (криоагента) в компрессорах и затем резкое снижение давления в специальных устройствах, называемых дроссельными.

Иногда схему цикла дополняют расширительные машины - турбодетандеры, в которых газ охлаждается при его расширении на лопатках рабочего колеса. Энергия вращательного движения расходуется на сжатие газа в компрессорах или на выработку электроэнергии в генераторах. Охлажденный криоагент пропускается в теплообменниках навстречу теплому потоку природного газа. Потоки разделены теплопередающими поверхностями.

В реальных условиях из-за ограниченности поверхностей теплообменников и конечных разностей температур часть подведенной энергии теряется безвозвратно. Преодолеть этот недостаток и улучшить компоновку цикла помогла плодотворная идея, высказанная профессором А.П. Клименко в 1959 г.

Он предложил схему, где в качестве рабочего тела вместо криоагентов использовалась сложная по составу углеводородная смесь - своего рода "углеводородный коктейль".

Наличие в смеси различных углеводородов (метан, этан, пропан, бутан и т.д.) позволило получить плавные очертания температурных кривых и довести разность температур "тепловых" и "холодных" потоков всего до нескольких градусов. В результате на 20-30% сократились энергетические затраты. Создание оптимального криоцикла сжижения природного газа на смеси - интересная проблема, решаемая в настоящее время с помощью ЭВМ.

Другая серьезная проблема - максимальное укрупнение технологического оборудования, как машинного (компрессоры и расширительные машины), так и теплообменного. В настоящее время на заводах сжижения устанавливается оборудование очень больших единичных параметров (компрессоры мощностью 80-100 тыс. кВт в одном корпусе и теплообменники весом 200-250 тонн).

Такие "гигантские" масштабы отнюдь не являются предельными; специалисты, однако ж, работают над созданием эффективных и компактных теплообменников. Главные требования, которые предъявляются к ним, - максимальная поверхность теплопередачи в единице объема и надежность при низких температурах. Этим требованиям хорошо удовлетворяют витые конструкции из алюминиевых сплавов или хладостойких сталей. Другая интересная схема - пластинчато-ребристые теплообменники из алюминиево-бронзовых сплавов. Они собираются в виде пакета пластин и ребер, заключенных в корпус; пакет спаивается в печах, под флюсом. Значительное преимущество таких конструкций - компактность и простота обслуживания. Однако стоимость пластинчато-ребристых теплообменников из-за сложности их изготовления еще достаточно высока.

На заводах сжижения установлены самые мощные в мире турбокомпрессоры. Как снабжать их энергией? Расчеты показывают, что оптимальным является применение на заводе паровых турбин, топливом для которых служит сам сжижаемый природный газ. При этом компрессорные ступени устанавливаются прямо на вал паровой турбины.

Таким образом, достаточно довести природный газ до заводской площадки; основные энергетические нужды он берет на себя. На собственные нужды расходуется обычно до 15% подаваемого газа.

Если положение "пиковое"

В Советском Союзе для бесперебойного снабжения потребителей создана Единая газоснабжающая система. Основное ее преимущество в том, что она позволяет передавать при необходимости нужное количество газа из одной системы магистралей в другую в зависимости от колебаний спроса.

Особенно большие "пиковые" нагрузки возникают при резком похолодании в осенне-зимний период или при авариях на газопроводах. Хотя такие "пики" по сравнению с сезонной неравномерностью потребления могут быть краткосрочными (10-12 дней для районов с умеренными климатическими условиями), они, тем не менее, требуют значительных объемов газа для их "сглаживания". Для хранения газа в обычном состоянии используются подземные хранилища в геологических структурах с водоносными пористыми пластами или в выработанных пластах нефтяных и газовых месторождений. Однако необходимые условия не всегда встречаются вблизи крупных потребителей; поэтому удлиняются трубопроводы, растут затраты на транспорт и хранение газа.

Хранилища СПГ могут быть созданы практически в любых районах, а включение в действие насосов и установок регазификации происходит в считанные минуты. Именно поэтому для регулирования "пиковых" нагрузок используются установки сжижения природного газа с низкотемпературными хранилищами. В период между 1970 и 1980 гг. только в США и Канаде создано более 200 таких установок.

В нашей стране, несмотря на широкое разнообразие природно-климатических условий, установки для регулирования "пиковых" нагрузок, построены по модульному принципу и имеют типовую структуру, т.е. могут широко "тиражироваться". Единичный модуль отечественной установки производит 10 или 20 тонн СПГ/час и комплектуется двумя-тремя хранилищами общей емкостью 120-180 тыс. куб. м. Именно такой комплекс по сжижению, хранению и регазификации природного газа, способный в течение 10 суток выдавать в сеть свыше 100 млн. куб. м газа, создается в районе г. Еревана.

Использование СПГ в качестве резервного топлива требует сохранения его до наступления "пиковых" условий. Технически это несложно. Уже накоплен большой опыт хранения криогенных жидкостей, например, жидкого кислорода. Специфика вопроса - в огромных объемах СПГ и соответственно в экономических показателях хранилищ.

Изотермические хранилища сооружаются в виде надземных металлических резервуаров либо надземных и заглубленных в грунт емкостей из железобетона. Резервуары имеют диаметр до 60-70 м и высоту 20-30 м. Их емкость достигает 100 тыс. куб. м, что эквивалентно хранению 60 млн куб. м. обычного газа.

Металлические резервуары имеют двойные стенки. Внутренняя оболочка выполняется из хладостойкой никелевой стали, Наружная - из обычной углеродистой. Пространство между ними заполнено эффективной тепловой изоляцией, в качестве которой обычно используют недорогие порошкообразные материалы.

Для хранилищ еще большего объема экономически выгоднее конструкции из предварительно напряженного железобетона с внутренней тонкой металлической "рубашкой". Обычно такие резервуары для безопасности заглубляют в грунт. В настоящее время разрабатываются железобетонные гиганты емкостью до 500 тыс. куб. м (эквивалент - 300 млн. куб. м газа). Здесь проявляется известная закономерность: укрупнение объема хранилищ до определенного предела приводит к улучшению технико-экономических показателей.

Несмотря на тепловую изоляцию, некоторая часть СПГ все же испаряется. Обычно нормальным считается ежесуточное испарение продукта до 0,1% от объема. В хранилищах приемных терминалов применяется реконденсация испарившегося газа либо его сжигание в подогревателях воды. С помощью горячей воды в теплообменниках установок регазификации происходит обратное превращение СПГ в газообразное состояние.

Два СПГ - пара

Сжиженный природный газ можно перекачивать по трубопроводам на дальние расстояния.

Естественно, процесс осуществляется при низких температурах (примерно - 120°С); следовательно, сталь для труб выбирается для этих условий, а сама труба во избежание интенсивных потерь "холода" должна иметь эффективную тепловую изоляцию. Неизбежный теплоприток и нагрев жидкости компенсируются промежуточными станциями охлаждения.

Расчеты показывают, что в этом случае по трубопроводу можно передать в 3 раза больший поток топлива, чем при транспортировке метана в газообразном состоянии. Это означает, что вместо трех параллельных магистралей нужна одна, причем уменьшаются трудовые затраты, сохраняются лесные массивы, резко сокращается обслуживающий персонал.

Однако не всегда трубопроводный транспорт СПГ экономичен. Ведь необходимо соорудить достаточно дорогой и энергоемкий головной завод сжижения. Компенсируются эти затраты сокращением издержек на транспорт. Чем длиннее трасса, тем на большие расстояния "раскладываются" затраты на заводы сжижения. Расчеты показывают, что магистральный трубопроводный транспорт СПГ становится более экономичным по сравнению с традиционными при расстояниях газопередачам свыше 2200-2500 км.

Производительность трубопровода увеличивается пропорционально диаметру в степени 2,5, а его поверхность - пропорционально диаметру в первой степени. Следовательно, с ростом диаметра снижается относительный теплоприток к трубе, и уменьшаются необходимые мощности промежуточного охлаждения. Поэтому увеличение диаметра трубопровода - фактор положительный: его оптимальные значения составляют от 1020 до 1420 мм.

Проблема магистрального транспорта СПГ была поставлена советскими учеными еще в 70-х годах. Тогда же выдвинуто оригинальное предложение о транспорте газа, охлажденного до температуры - 70°C: в этом случае при давлении 10 МПа (100 атмосфер) производительность низкотемпературного газопровода за счет сжимаемости газа удваивается.

Были разработаны новые марки хладостойких сталей и изготовлены из них опытные партии труб диаметром 1020 мм. Стоимость их возросла всего лишь на 40-50%, а производительность трубопровода благодаря низким температурам увеличилась втрое.

Одна из сложных проблем трубопроводного транспорта СПГ - тепловое и механическое взаимодействие низкотемпературных трубопроводов с окружающим грунтом. Объемная тепловая изоляция (например, пенополиуретан) в состоянии лишь частично защитить почву от промерзания. В то же время процесс промерзания грунта, особенно водонасыщенного, может вызывать образование громадной ледяной "плотины", препятствующей естественному водостоку на окружающей территории, что грозит неконтролируемыми перемещениями трубопровода и даже его разрушением. Надземная прокладка полностью исключает эту опасность, хотя такой способ дороже подземного.

Трубопроводный транспорт СПГ - комплексная проблема, сопряженная со многими отраслями народного хозяйства. В частности, появляется возможность эффективно использовать "холод" СПГ для понижения температуры "сброса тепла" в паросиловых энергетических циклах и выработать дополнительное количество электроэнергии на ТЭЦ. В результате будет возвращена часть энергии, затраченной на сжижение природного газа.

Особенно заманчиво направление, связанное с использованием "холода" для передачи больших потоков электроэнергии с помощью явлений сверхпроводимости.

До последнего времени эти явления связывали с температурами жидкого гелия. Поэтому реализация идеи создания криогенных ЛЭП представлялась весьма проблематичной. Очень дефицитен и дорог для данных условий сверхпроводящий кабель из ниобиевых сплавов. Ошеломляющие открытия последних лет, создание дешевых и эффективных металлооксидных керамических материалов, обеспечивающих сверхпроводимость даже при относительно высоких температурах, в частности при температурах жидкого азота, позволяют иначе взглянуть на проблему криоэнергетики. У физиков нет сомнений, что достигнутый температурный уровень не предел. СПГ также криогенная жидкость, поэтому появляется возможность создать высокоэффективную систему магистрального транспорта СПГ совместно с передачей по сверхпроводящему кабелю, располагаемому в сжиженном метане, больших электрических мощностей.

Таким образом, у СПГ может быть два лика: непосредственного носителя энергии и носителя "холода", позволяющего по-новому решать старые энергетические проблемы. Единство этих ликов сулит широкие возможности народному хозяйству.

Метан или бензин!

Сжиженный природный газ является качественным моторным топливом, обладающим высокой теплотворной способностью и хорошими антидетонационными свойствами. Октановое число у природного газа примерно на 15% выше, чем у лучших нефтяных автобензинов. Для бензиновых двигателей СПГ не создает дополнительных проблем, но он может быть применен и в дизелях. В этом случае возможны два варианта: во-первых, установка дополнительного блока искрового зажигания и, во-вторых, вспрыск в цилиндры до 15% запального дизтоплива. При работе по первому варианту обеспечиваются номинальные мощности с незначительным снижением кпд. По второму - снижения кпд не происходит, а сам двигатель приобретает универсальность - может работать как на природном газе, так и на дизельном топливе.

СПГ не токсичен, не загрязняет топливной системы, не вызывает коррозии. При его применении увеличивается срок службы оборудования; в 2 раза снижается расход масла и увеличивается межремонтный ресурс. Не менее важен и экологический аспект. СПГ в автомобильных моторах сгорает практически полностью; по сравнению с бензиновым выхлопом содержание углеводородов в воздухе сокращается в 2-3 раза, окиси азота - в 2 раза, окиси углерода - в 10 раз.

В Москве и некоторых других городах часть автомобильного парка уже переведена на сжиженный пропан. Однако пропан дефицитен и менее эффективен в качестве моторного топлива, чем природный газ. Со временем на жидкий метан будут также переведены железнодорожные локомотивы, морские и речные суда. Заметим, что СПГ целесообразно использовать и в авиационных двигателях; при этом за счет "холодного топлива" можно охлаждать лопатки турбин и воздух, поступающий в двигатель.

Реализация всех этих идей - дело достаточно сложное, требующее создания межотраслевой специализированной материальной базы, необходимой техники, оборудования, арматуры, автоматических управляющих систем и пр. В настоящее время такие работы ведутся. Разработана рассчитанная на период до 2000 года комплексная целевая программа по производству, транспорту и хранению СПГ, продолжаются экспериментальные исследования и разработки. Использование сжиженного природного газа, как показывают расчеты, уже в 1990 г. позволит экономить 18-20% моторных топлив и даст большой технико-экономический эффект.



5. Сжиженный природный газ - топливо и энергоноситель

Россия имеет большие запасы газа и нефти, из которых производится углеводородное топливо. По обоснованным прогнозам в ближайшее десятилетие уровень добычи нефти не увеличится. К тому же запасы нефти невосполнимы и ими надо пользоваться бережно: нефть - это смазочные масла, синтетические материалы, лекарства, ароматические соединения и др. Большим бичом при использовании моторного топлива являются выбросы в атмосферу. В России автомобильным транспортом ежегодно выбрасывается более 17 млн. тонн загрязняющих веществ или 40% всех вредных примесей (приложение 1 см. далее). До 30% заболеваний горожан связано с загрязнением воздуха. Много токсичных веществ образуется и при работе котельных на жидком топливе. К тому же цены на нефтепродукты в России резко возросли.

Отсюда вывод: необходима повсеместная замена жидкого (и твердого) топлива на природный газ.

Россия имеет огромный потенциал запасов природного газа, состоящего в основном из метана (до 98%). По прогнозам уровень добычи газа в 2010 году увеличится в 1,5 раза. Огромным преимуществом природного газа по сравнению с нефтепродуктами является его более низкая стоимость и экологическая безопасность продуктов сгорания. В качестве топлива, а также при хранении и транспортировке он может применяться как в жидком, так и в газообразном состоянии.

Однако, особенностью природного газа является тот факт, что при любой температуре окружающей среды он остается газообразным даже при очень высоких давления. Для сжатия природного газа до 200 атмосфер требуется затратить значительную работу. Хранить сжатый газ необходимо в прочных баллонах, масса которых превышает массу газа, помещенного в них, в 5-10 раз.

Поэтому для компактного хранения и транспортировки следует использовать сжиженный природный газ, который требует для своего хранения глубоких отрицательных температур и специальной теплоизоляции. Сжиженный природный газ (СПГ) получают из природного газа по широко известной технологии с использованием многоступенчатых холодильных машин, затрачивая при этом энергию, величина которой доходит до 25% энергии сгорания полученного сжиженного газа.

В ряде организаций (МГУИЭ, НПКФ "ЭКИП", ВНИИХОЛОДМАШ, ОАО "Сибкреогентехника" и т.д.) разработаны установки сжижения природного газа на базе энергосберегающей технологии с привязкой их к газораспределительным станциям (ГРС). В настоящее время на ГРС при дросселировании газа от давления магистрального трубопровода (4-6 МПа) до давления потребителя (0,3-1,2 МПа) безвозвратно теряется его потенциальная энергия. К тому же газ еще и охлаждается, и для его нагрева перед подачей к потребителю необходимо часть газа сжигать. Рекомендуемые установки используют энергию сжатого газа для его частичного сжижения попутно с понижением давления газа до давления потребителя, при этом практически не требуется дополнительная затрата энергии на работу установок. Установки отличаются друг от друга в основном схемами оптимальных циклов и охлаждающими устройствами.

Наиболее простой является установка с дросселированием газа, однако, она имеет низкий коэффициент сжижения 4-5% (доля получаемого СПГ от количества газа, поступающего в установку сжижения).

Установка с вихревой трубой имеет коэффициент сжижения 8-9%, а установка с использованием турбодетандера -12-14%. В первых двух установках не применяются машины и их можно выполнить таким образом, что они будут работать по безлюдной технологии, то есть эксплуатационные затраты могут быть снижены до минимума.

Однако эти установки эффективно работают при высокой степени редуцирования давления природного газа (более 5). Такие ГРС, как правило, характеризуются относительно малым расходом газа. Поэтому для получения значительных количеств СПГ предлагается использовать как установки с вихревыми трубами, так и установки с турбодетандерами, способными вырабатывать кроме того механическую или электрическую энергию. В конечном счете вопрос выбора типа установки должен решаться в зависимости от конкретных условий с учетом множества факторов.

На ГРС Московской области с помощью таких установок можно будет производить СПГ от 200 кг/час до 20000 кг/час в зависимости от расхода газа.

Суммарное годовое количество СПГ, полученное предлагаемым способом только на крупных ГРС Московской области, может быть оценено в 1,0 млн. тонн.

Полученный сжиженный газ может быть использован как топливо двумя путями: на транспорте - с превращением его в сжатый до высокого давления (200 атмосфер) газ путем нагнетания СПГ насосом, нагрева и испарения за счет тепла окружающей среды; для теплоснабжения - за счет нагрева теплом окружающей среды и газификацией.

В первом случае отпадает необходимость в строительстве энергоемких АГНКС со сложным компрессорным оборудованием. Во втором случае - отпадает необходимость строительства газовых сетей в негазифицированных районах Подмосковья.

Все основное оборудование для установок получения СПГ, его хранения, транспортировки и газификации пред потреблением может быть изготовлено на предприятиях Московской области.

В Московской области СПГ может использоваться в качестве топлива для транспорта, тракторов, комбайнов, котельных, а также для газификации бытовым газом населенных пунктов, фермерских хозяйств, коттеджей и др. путем его доставки в сжиженном виде и газификации в пункте использования. Избытки СПГ (около 50%) могут быть реализованы для потребителей в Москве (автотранспорт) и для перспективных летательных аппаратов ЭКИП, производство и эксплуатация которых предполагается в Московской области.

По оценкам срок реализации проекта составит 5 лет. Первоначальные инвестиции составят 10 млн. $. На третьем году после начала проекта появляется возможность частичной выплаты кредита. Полная окупаемость начальных инвестиций составит 6 лет.

Анализ состояния использования природного газа на транспорте.

Использование природного газа как заменителя моторного топлива для транспорта имеет ряд аспектов:

Охрана окружающей среды: природный газ имеет

- самый низкий "индекс глобального потепления" (Global Warming Index) -GWI: бензин - 212 г/км; дизельное топливо - 192 г/км; природный газ - 164 г/км;

- самые низкие выбросы CO2 :

АИ 95 - 100%; АИ 76, дизельное топливо - 88%; природный газ - 72%;

- самое слабое влияние на разрушение озонового слоя: бензин - 950 мг озона/км; природный газ - 30 мг озона/км:

- отсутствие токсичных и канцерогенных компонентов ( по сравнению с бензином):

альдегиды и формальдегиды - 42%; ароматические и бутадиены - около 1%;

- самую низкую эмиссию окиси углерода (СО): дизель - 7 г/км: природный газ - 4,5 г/км;

- самую низкую эмиссию оксидов азота ( NOx): дизель - 22 г/км; природный газ - 4,0 г/км;

- уменьшение выброса твердых частиц и копоти - в 2 раза по сравнению с дизельным топливом;

- уменьшение шума при работе двигателя с 87, дб до 82 дб:

- отсутствие в выхлопе серы.

Сложности использования природного газа на транспорте вместо моторного топлива:

- для обеспечения достаточной энергоемкости необходимо использовать сжатый до 200 ата природный газ;

- требуется создание сети заправочных станций с энергоемким оборудованием для сжатия газа;

- необходимость в высокопрочных баллонах, работающих под давлением 200 ата, и имеющих существенную балластную массу:

- не сформулирована льготная налоговая политика, способствующая прибыльности использования природного газа.

Возможные потребители сжиженного природного газа:

- малые, средние и "элитные" легковые автомобили в частном пользовании; муниципальный и государственный автотранспорт: автобусы, грузовики, легковые автомобили, такси;

- авиация, в частности, летательные аппараты фирмы "ЭКИП"

Использование природного газа для автотранспорта в мире (1997 г.):

- количество автомобилей на природном газе:

Аргентина - 400000 шт.;

Италия - 300000 шт.;

США-87000 шт.;

Евразия - 90000 шт.;

Новая Зеландия - 25000 шт.;

Канада- 18000шт.;

- в Германии парк автомобилей на природном газе вырос за 1992 - 1997 г. г. с 15 до 3500 шт.;

- в 1999 году планировалось ввести в эксплуатацию 3000 автобусов в США, 1150 автобусов - в Австралии, 500 автобусов - в Европе (120 из них - в Германии);

- в настоящее время в США на СПГ переведено до 25% муниципального автотранспорта, работают более 600 карьерных самосвалов, автобусы, автопогрузчики, корабли, тепловозы;

- в США целый ряд фирм активно занимаются внедрением СПГ в автотранспорт, а в Голландии широко используется СПГ для огневой обработки почвы.

В 60-70 годах в СССР на СПГ были испытаны автомобили ( ЗИЛ-3-138П, ГАЗ-53-17 и ЛАЗ-099Р), опытные тепловозы, самолет ТУ-155, созданы авто и железнодорожные цистерны для хранения и перевозки СПГ. Разработана безопасная технология обращения с СПГ, при сжижении, хранении и заправке потребителей. На сегодня в России имеется надежная база и технические предпосылки для широкого использования СПГ в хозяйстве страны.

На природный газ сейчас переведено более 120 тыс. тяжелых грузовых автомобилей, для этого построены 190 автомобильных газонаполнительных компрессорных станций (АГНКС).

Оценка рынка потребителей СПГ в г. Москве:

- по данным 111 в 1998 г. в г. Москве эксплуатировалось около 2 млн. автомобилей (из них около 300000 - муниципальный и государственный автотранспорт: 70000 - автобусов, 50000 - грузовиков, 18000 - легковых автомашин). По данным 111 в среднем на 1 автомобиль расходуется до 2 тонн моторного топлива в год. При переводе на СПГ только муниципального и государственного транспорта потребуется около 600000 тонн СПГ в год. Предписание о поэтапном переходе городского транспорта на экологически безопасное топливо (природный газ) содержится в постановлении Правительства Москвы №943/134 от 26.11.96.

Использование сжиженного природного газа в авиации имеет ряд специфических особенностей.

Потребность в сжиженном природном газе для аппаратов фирмы "ЭКИП" на 2005 год, когда в соответствии с бизнес-планом в эксплуатации будет находиться по 50 машин с числом пассажиромест 20, 120 и 360, оценивается суммарно в 2.3 млн. тонн СПГ в год.



Список литературы

1. Анализ эффекта внести различных схем ожижителей природного - газа / А.К. Грезин, Г.И. Бумагин, Ю.И. Ландаи др. // Сб. научи, тр. Сибирского рег. отд. МАХ. Криогенное оборудование и криогенные технологии. Вып. I. 4.I. - Омск, 1997.

2. Апанасенко А.И., Малюшеико В.В. Пгюперекачишпощие агрегаты для газовой промышленности // Обзорн. инф. Сер. ХМ-5. - М.: ЦИН-ТИхимнефтемаш, 1985.