CC BY
680
114
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
УДК 66.074.1
С.П. Горбачев, И.С. Медведков
Низкотемпературная очистка природного газа при малотоннажном производстве сжиженного природного газа
Ключевые слова:
сжиженный природный газ, низкотемпературная очистка, малотоннажное производство, газомоторное топливо.
Keywords:
liquefied natural gas,
low-temperature
purification,
small-scale
production,
gas fuel.
Согласно перечню поручений Президента РФ от 11.06.2013 г. [1] и стратегии развития ООО «Газпром газомоторное топливо» [2] - основного оператора проектов Группы Газпром, связанных с газификацией транспорта в нашей стране, - к 2020 г. на территории РФ планируется реализовывать 15 млрд м3 газа в год в качестве моторного топлива. Из них 25 % (3,8 млрд м3) предполагается реализовывать в форме сжиженного природного газа (СПГ). Применение СПГ экономически оправдано на транспорте с высокими удельными значениями потребления топлива и большими суточными пробегами (автобусах, перемещающихся на большие расстояния по фиксированным маршрутам; дальнобойных крупнотоннажных грузовиках; сельскохозяйственной технике; железнодорожном, авиатранспорте и др.). На данном этапе развития газомоторной отрасли целесообразно производить СПГ на малотоннажных установках, размещаемых на автомобильных газонаполнительных компрессорных станциях (АГНКС) и газораспределительных станциях (ГРС), которые отличаются низкими начальными капитальными вложениями и простотой пуска-остановки, что позволяет гибко регулировать производительность станции и подстраивать ее к динамике потребления СПГ. Внедрение малотоннажного производства СПГ на транспорте сдерживается следующими факторами:
1) высокие капитальные затраты на строительство инфраструктуры для обращения СПГ и высокие удельные энергозатраты на его производство приводят к низкой рентабельности СПГ-проектов. Поэтому необходимо снижать стоимость станций производства и потребления СПГ, увеличивать их энергоэффективность;
2) газомоторное топливо должно соответствовать высоким международным нормам качества. Для СПГ такие требования к качеству дополняются требованиями к содержанию кристаллизующихся компонентов, которые могут забивать оборудование при производстве, перекачке, хранении и регазификации СПГ.
В табл. 1 приведены составы сырьевого газа применительно к различным магистральным газопроводам. В сырьевом газе помимо центрального компонента - метана - содержатся высококипящие (ВКК, углеводороды от этана и выше) и низкокипящие компоненты (НКК, прежде всего азот).
Также в табл. 1 приведен состав СПГ марки А [3], предназначенный для двигателей с узкими пределами регулирования. Марка А должна содержать ВКК и азота менее 1 %. Содержание СО2 оговаривается особо, и его доля в СПГ не должна
Таблица 1
Состав газа в различных магистральных газопроводах
Газопровод Средний состав природного газа, % мольн.
CH4 ОД C3H8 C '-'4+ СО2 N,
Брянск - Москва 92,8 3,9 1,1 0,5 0,1 1,6
Серпухов - Санкт-Петербург 89,7 5,2 1,7 0,6 0,1 2,7
Средняя Азия - Центр 93,8 3,6 0,7 0,6 0,6 0,7
ГРС-4, Екатеринбург 97,4 0,72 0,24 0,12 0,1 1,42
Требуемые концентрации СПГ марки А согласно ГОСТ Р 56021-2014 [3] > 99,0 < 1 % 0,005 < 1 %
№ 1 (21) / 2015
Современные технологии переработки и использования газа
115
превышать 50 ppm (0,005 % мольн.). Современные технологии производства в совокупности с применяемыми технологиями предварительной подготовки газа не позволяют получить продукт требуемого качества. Кроме того, имеющиеся технологии подготовки газа при малотоннажном производстве СПГ требуют значительных капитальных вложений и эксплуатационных расходов.
Установки сжижения природного газа (УСПГ) можно классифицировать по двум основным признакам - производительности и реализуемому циклу сжижения. По производительности различают крупнотоннажные УСПГ с производительностью от 30 т/ч и выше, среднетоннажные - от 10 до 30 т/ч и малотоннажные с производительностью до 10 т/ч. По реализуемому циклу сжижения - циклы с внутренним, внешним и комбинированным охлаждением. При этом выбор цикла зависит в первую очередь от производительности установки. Так, для малотоннажных УСПГ важной становится минимизация начальных капитальных затрат, и вопрос высокой энергоэффективности отходит на второй план. Таким требованиям удовлетворяют циклы с внутренним охлаждением, где для охлаждения газа используют энергию его предварительного сжатия. В некоторых случаях в малотоннажных УСПГ используют комбинированные циклы, в которых применяется предварительное охлаждение поступающего в установку газа внешним холодильным контуром.
На рис. 1-3 представлены малотоннажные УСПГ сжижения высокого и среднего давления, размещающиеся на АГНКС и ГРС. Предварительная подготовка газа в таких установках осуществляется на высоком температурном уровне в дорогостоящих цеолитовых адсорберах, стоимость которых может достигать 30 % стоимости установки в целом.
На рис. 4 представлена технологическая схема адсорбционной системы очистки природного газа с тремя адсорбционными колоннами. Газ после осушки направляется в адсорбер очистки 1, заполненный регенерированным и охлажденным цеолитом. От очищенного газа из адсорбера 1 отделяется поток газа на охлаждение адсорбера 2, который прошел стадию регенерации, но имеет повышенную температуру. После прохождения адсорбера 2 газ охлаждается в холодильнике 5, и из него извлекают конденсат в сепараторе 6. После этого
Рис. 1. УСПГ высокого давления ООО «КриоМаш-БЗКМ»
Рис. 2. УСПГ высокого давления ОАО «Криогенмаш»
Рис. 3. Ожижитель природного газа (ОПГ) среднего давления НПО «Гелиймаш»
охлаждающий газ возвращается в поток очищенного газа и поступает в установку сжижения. После отработки цеолита адсорбер 1 переключают на регенерацию. Регенерация осуществляется горячим газом в адсорбере 3 по различным схемам [4]. Применительно к схеме на рис. 4 газ после нагрева в печи 5 и десорбирования диоксида углерода в адсорбере 3 возвращается в распределительный газопровод. Холодильник 5 может быть установлен также
№ 1 (21) / 2015
116
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Охлаждающий
Газнаочистку газ Газнарегенерацию
Рис. 4. Принципиальная технологическая схема системы адсорбционной очистки:
1 - адсорбер очистки; 2 - адсорбер на охлаждении;
3 - адсорбер на регенерации; 4 - печь нагрева газа регенерации; 5 - холодильник; 6 - сепаратор
перед адсорбером 1, что позволяет несколько интенсифицировать процесс адсорбции.
Малотоннажная установка высокого давления открытого типа производительностью 1 т/ч СПГ имеет расход через систему очистки 3760 нм3/ч. Для сжижения природного газа с содержанием диоксида углерода 0,5 % на станции должно быть установлено три адсорбционных колонны объемом около 12 м3 каждая. Г абаритные размеры одной такой колонны составляют 1,6 м в диаметре и около 6 м в высоту. На практике также могут быть применены схемы с двумя адсорбционными колоннами, когда попеременно одна колонна выступает в роли рабочей, а другая находится на регенерации и охлаждении.
На рис. 5 и 6 показаны принципиальные схемы УСПГ высокого и среднего давлений. Установка высокого давления (см. рис. 5) реализует цикл простого дросселирования, в результате чего невозможно получить 100%-ное сжижение всего потока газа. Это значит, что в результате образуется не СПГ, а некая жидкая фракция природного газа, которая содержит в себе высокую долю ВКК. Циклы среднего давления (см. рис. 6) реализуют процесс частичного сжижения Клода с детандером на низком температурном уровне.
Критерием эффективности любой установки частичного сжижения является коэффициент сжижения, равный массе полученного СПГ и отнесенный к массе природного газа,
Рис. 5. Схема установки частичного сжижения природного газа, работающей по простому дроссельному циклу:
1 - компрессор АГНКС; 2 - блок осушки и очистки; 3 - распределительный газопровод; 4 - обратный поток; 5 - СПГ; 6 - сборник-сепаратор СПГ; 7 - дроссельный вентиль; ТО - теплообменник
Рис. 6. Схема установки частичного сжижения природного газа, работающей по циклу Клода с расширяющим устройством (детандером): 1 - магистральный газопровод; 2 - редуцирующее устройство ГРС; 3 - распределительный трубопровод газа; 4 - обратный поток; 5 - СПГ;
6 - сборник-сепаратор СПГ; 7 - дроссельный вентиль; 8 - расширяющее устройство (детандер); 9 - продукционный поток;
10 - детандерный поток; 11 - блок осушки и очистки; ТО1, ТО2, ТО3 - теплообменники
№ 1 (21) / 2015
Современные технологии переработки и использования газа
117
который был направлен в установку сжижения. Коэффициент сжижения для циклов высокого давления зависит от изотермического дроссель-эффекта (т.е. фактической располагаемой разности давлений) и недорекуперации на горячем конце теплообменника:
L0 Ah — Ah
у. ___ 0 __ изт w
К rn - • - '
G h — h
w0 "N0 "L0
(1)
где L0 - расход получаемого СПГ; G0 - расход сырьевого газа, направленного в установку сжижения; hL0, hN0 - удельные энтальпии СПГ и обратного потока соответственно; Ahшт -удельный изотермический дроссель-эффект; AhHK - удельная величина (отнесенная к расходу сырьевого газа) недорекуперации на горячем конце теплообменника.
В циклах среднего давления сюда добавляется также удельная работа детандера (2):
k _ L0 _ Ahtnm Ahнк + hm У dm
k ГГ •
О,
hN 0 hL0
(2)
где 1дт - удельная величина (отнесенная к расходу детандерного потока) полезной холодопроизводительности (работы, полученной при расширении газа в детандере); \удт - доля детандерного потока.
В табл. 2 приведены составы сырьевого природного газа на входе в УСПГ среднего давления и СПГ на выходе из нее. Показано, что получаемый на выходе из установки продукт не только не соответствует заданному высокому уровню качества, но и имеет худшие показатели, чем у сырьевого природного газа, поступающего на сжижение. Необходимые требования удовлетворяются только по влаге и содержанию диоксида углерода. По этой причине для очистки природного газа до требуемого предлагается переходить на уровень низких температур. Процесс очистки будет происходить в блоке низкотемпературной очистки (БНО) (рис. 7).
На входе в блок газ делится на два потока -продукционный и технологический. Продукционный поток направляется в разделительный аппарат (совокупность аппаратов 1, 2 и 3),
который может быть представлен фракционным испарителем или ректификационной колонной. Фракционный испаритель является более простым разделительным аппаратом по сравнению с ректификационной колонной. Принцип его работы заключается в следующем. Будучи жидкостью высокого давления, продукционный поток попадает в фракционный испаритель, где за счет подвода тепла жидкость частично испаряется и формирует два потока - парообразную фракцию с высокой долей НКК и жидкую фракцию (поток грязной жидкости, см. рис. 7) с высокой долей ВКК. То есть получаются чистый пар и грязная жидкость. Грязная жидкость удаляется из фракционного испарителя, и с этой отбросной жидкостью удаляются из системы масса и холод, потери которых составляют прямые потери цикла с низкотемпературной очисткой. Задача при проектировании блока низкотемпературной очистки - минимизировать величину отбросной жидкости путем регулировки основных параметров разделительного аппарата и БНО в целом. Чистый пар за счет отвода тепла переконденсируется с получением чистого конденсата (дистиллята), который далее расширяется в сборнике-сепараторе 6 установки и передается потребителю в виде конечного продукта - СПГ. Подвод тепла к испарителю и отвод тепла от конденсатора осуществляются за счет теплообмена с технологическим потоком сырьевого газа. Технологический
Поток дистиллята
Рис. 7. БНО:
1 - переконденсатор; 2 - устройство разделения; 3 - испаритель; 4, 5 - дроссельные вентили;
6 - сборник-сепаратор
Таблица 2
Сравнительный состав газа на входе и выходе УСПГ среднего давления, % мольн.
Газ Компонентный состав
с,и4 C3H8 С4 C5 СО2 n2 + O2
Сырьевой природный газ (вход) 0,718 0,243 0,052 0,011 0,104 1,438
СПГ (выход) 1,379 0,903 0,463 0,149 0,002 0,193
№ 1 (21) / 2015
118
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
поток не очищается, и велик риск образования твердых фракций в области с наиболее низкими температурами, которые наблюдаются в пере-конденсаторе разделительного аппарата. Таким образом, необходимо контролировать две точки в блоке низкотемпературной очистки - отбросную жидкость и технологический поток в переконденсаторе - на предмет образования кристаллической фракции. Поэтому следует выбрать параметры процесса таким образом, чтобы предотвратить кристаллизацию.
Ректификационная колонна отличается от фракционного испарителя тем, что часть конденсата после переконденсации чистого пара возвращается в колонну и вступает в тепломассообмен с поднимающимся потоком чистого пара. Это позволяет обогатить пар низкокипящими, а жидкость - высококипящими компонентами и получить продукт лучшего качества и в большем количестве.
В настоящее время представляется возможным отказаться от дорогостоящей высокотемпературной очистки и заменить сборник-сепаратор на БНО. На рис. 8 показано, каким образом предлагается встраивать БНО в состав установок сжижения.
Для сравнения с высокотемпературной адсорбцией приведем габаритные характеристики ректификационной колонны с пятью тарелками для случая очистки природного газа
с содержанием диоксида углерода 0,5 %. Расход продукционного потока на входе в колонну составляет 0,68 кг/с. Высота ректификационной секции - 2,5 м. С учетом теплообменного оборудования и теплоизоляции высота колонны составит не более 4 м, диаметр - 1 м.
Принципиальные схемы УСПГ с низкотемпературной очисткой представлены на рис. 9 и в работах [4-6].
На рис. 10 показано место размещения БНО на производственной площадке рядом с УСПГ среднего давления (вблизи холодного блока). Хорошо видно, насколько габариты адсорбционных колонн очистки 3 меньше габаритов БНО 9, который их заменит.
Коэффициент сжижения установки с низкотемпературной очисткой можно выразить через уравнение (3):
k _ , _ М» - Акн, + - (1 ~Фс )(1 - )АУ (3)
L G0 К - к,
11N
где AhNC - разница удельных энтальпий обратного потока и отбросной жидкости; hL, hN -удельные энтальпии чистого СПГ и обратного потока соответственно (в общем случае hL < hLo и hN ф hN0; kL зависит не только от Ahmm, ShHK и ldm, но и от некоторой величины выхода чистого продукта фс, равной отношению массы полученного из разделительного аппарата дистиллята к массе сырьевого газа, который попал
а б
Рис. 8. Схематичное изображение встраивания БНО в технологическую схему установок частичного сжижения: а - установка высокого давления; б - установка с детандером
№ 1 (21) / 2015
Современные технологии переработки и использования газа
Рис. 9. Схемы частичного сжижения природного газа с низкотемпературной очисткой: а - установка высокого давления; б - установка с расширяющим устройством:
1 - источник природного газа высокого давления; 2 - обратный поток;
3 - технологический поток; 4 - подогревающий теплообменник; 5 - перепускающий дроссель; 6 - БНО; 7 - продукционный поток; 8 - разделительный аппарат;
9 - сборник-сепаратор СПГ; 10 - дроссель продукционного потока; 11 - кубовая жидкость; 12 - дроссели; 13 - СПГ; 14 - расширяющее устройство; ТО, TO1 - теплобменники
2
Рис. 10. Встраивание БНО в состав установки сжижения среднего давления:
1 - детандерный агрегат; 2 - холодный блок; 3 - адсорберы очистки; 4 - адсорберы осушки; 5 - азотный модуль; 6 - компрессорная станция; 7 - нагреватель газа регенерации; 8 - блок арматуры; 9 - БНО; 10 - теплообменники-маслоохладители
119
№ 1 (21) / 2015
120
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
в разделительный аппарат с продукционным потоком. Чем больше величина выхода чистого продукта, тем больше коэффициент сжижения установки.
Критерием эффективности установки с низкотемпературной очисткой является величина K:
K = Т (4)
Т к
Чем больше критерий K, тем эффективней то или иное исполнение низкотемпературной очистки. Критерий K для схем, представленных на рис. 9, находится в диапазоне от 0,65 до 0,95 в зависимости от состава сырьевого газа. Так, при содержании ВКК в сырьевом газе менее 3 %, CO2 менее 0,5 % и азота менее 1 % K > 0,9. При содержании ВКК в сырьевом газе от 3 до 5 %, CO2 от 0,5 до 1 % и азота от 1 до 3 % K > 0,65.
Одним из способов повышения эффективности низкотемпературной очистки является утилизация холода отбросной жидкости, что затруднительно из-за высокой концентрации в ней кристаллизующихся компонентов. По схеме на рис. 11 жидкость предлагается сжимать в криогенном насосе до давления 20-30 бар,
при котором кристаллизации не наблюдается. После этого сжатая жидкость испаряется при высоком давлении и охлаждает собой прямой поток сырьевого газа. Такой способ утилизации отбросной жидкости повышает критерий эффективности установок с низкотемпературной очисткой на 5-30 % (рис. 12).
Другим способом утилизации отбросной жидкости (рис. 13) является использование ее в качестве технологического потока, что позволяет получить критерий эффективности максимально близким к единице. Однако для таких установок существуют ограничения по максимальному коэффициенту сжижения. В УСПГ высокого давления такая утилизация позволяет действительно получить K ~ 1 при содержании ВКК в сырьевом газе менее 3 % и CO2 менее 0,5 %. В установках среднего давления K несколько меньше единицы, поскольку происходит перераспределение массы между детан-дерным и продукционным потоками (рис. 14).
В табл. 3 и 4 приведены составы сырьевого газа до и после очистки в разделительных аппаратах. Показано, что благодаря методам низкотемпературной очистки возможно получить продукт высокого заданного качества (например, СПГ марки А).
Рис. 11. Утилизация отбросной жидкости криогенным насосом в установке высокого давления с БНО
Рис. 12. Влияние качества СПГ на эффективность применения утилизации отбросной жидкости сжатием в криогенном насосе
№ 1 (21) / 2015
Современные технологии переработки и использования газа
121
1
0,9 я и
CQ
я 0,8
Н
(J
я 0,7 н
сJ
0 Я
S 0,6
1
<и
5 0,5
Л
I 0,4
я-я -©-
6 0,3
(Т)
3
0,2 0,1
0 100 200 300 400
Содержание СО2 в СПГ, ppm
ректификационная колонна с утилизацией отбросной жидкости ректификационная колонна -без утилизации ректификационная колонна без утилизации и без испарителя фракционный испаритель без утилизации
Рис. 13. Утилизация отбросной жидкости Рис. 14. Эффективность различных исполнений
в качестве технологического потока в БНО в составе УСПГ среднего давления
установке высокого давления с БНО
Таблица 3
Зависимость состава СПГ от степени его очистки (содержания диоксида углерода) при сжижении смеси ВКК (1 %) + СО2 (500 ppm) в установке частичного сжижения с БНО
(фракционный испаритель)
Компонентный состав газа
СО2, ppm CH4, % C2H6, ppm C3H8, ppm C4H10, ppm
500 98,95 5000 3750 1250
50 99,99 100 4 < 1
75 99,98 140 5
110 99,97 190 7
Таблица 4
Состав СПГ при сжижении смеси ВКК (3 %) + СО2 (5000 ppm) в установке на базе ректификационной колонны
Компонентный состав газа
СО2, ppm CH4, % ppm C3H8 ppm ppm
5000 96,5 20000 7500 2500
50 99,9947 < 3
Оценим экономические перспективы применения низкотемпературной очистки. Благодаря отказу от дорогостоящей высокотемпературной очистки (ВТО) и замене ее низкотемпературной очисткой (НТО) капитальные вложения в установки сжижения могут быть снижены на 3 млн руб. (табл. 5, рис. 15).
Кроме того, применение НТО позволяет снизить эксплуатационные и энергетические
затраты за счет исключения необходимости процессов регенерации и регулярной замены цеолита адсорберов очистки (табл. 6). По результатам расчета (расчетный период - 20 лет; норма дисконтирования - 12 %; срок амортизации основных фондов - 10 лет) установлено, что экономия в конце расчетного периода составит более 5 %.
№ 1 (21) / 2015
122
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Таблица 5
Капитальные вложения при строительстве установок сжижения высокого давления
производительностью 1 т/ч (расход газа через установку - 3759 нм3/ч), тыс. руб.
Стоимость оборудования ВТО НТО
Общие капиталовложения 98 875 96 076
Компрессорное оборудование 60000
Холодильная машина 11846
Системы газоподготовки, в том числе: 4702 403
• система фильтров 200 200
• адсорбционная система осушки 203 203
• адсорбционная система очистки 4299 0
Низкотемпературный блок, в том числе: 6010 7510
• низкотемпературная арматура + теплообменное оборудование 5010 5010
• КИП автоматика = 1000 1100
• БНО 0 1400
Система хранения и выдачи, в том числе: 16317
• криогенная емкость 80 м3 13317
• криогенный насос высокой производительности и заправочная арматура 3000
16,5 %
6,1 % 4,8 %
12,0 %
7,8 % 0,4 %
12,3 %
60,7 %
62,5 %
■ компрессорное оборудование ■ низкотемпературный блок
■ холодильная машина ■ система хранения и выдачи
■ системы газоподготовки
а б
Рис. 15. Структура капитальных вложений в УСПГ высокого давления:
а - ВТО; б - НТО
Таблица 6
Экономические показатели установок сжижения с различными системами очистки
Показатель ВТО НТО
Коэффициент сжижения (в цикле), кг/кг 0,38 0,38
Удельная мощность установки, кВт-ч/кг 0,96 0,88
Капитальные вложения, тыс. руб. 98875 96076
Эксплуатационные затраты, тыс. руб./год 1325 1010
Прибыль в конце расчетного периода, тыс. руб. 558603 578884
Дисконтированная прибыль в конце расчетного периода, тыс. руб. 206045 217300
Стоимость сжижения, руб./кг 3,70 3,49
Таким образом, можно сделать следующие выводы.
1. Применение низкотемпературной очистки в установках малотоннажного производства СПГ позволяет получать СПГ с низким со-
держанием диоксида углерода и высококипящих компонентов с одновременным снижением производительности (эффективности) установок. При сжижении сырьевого газа различного компонентного состава - с содержанием
№ 1 (21) / 2015
Современные технологии переработки и использования газа
123
ВКК 0-3 %, азота 0-1 %, диоксида углерода 0,05-0,5 % (500-5000 ppm) - потери производительности составят менее 10 %. При увеличении содержания в исходном газе ВКК (3-5 %), азота (1-3 %) и диоксида углерода (0,5-1 %) потери производительности составят не более 35 %.
2. Фракционный испаритель эффективен, если концентрация СО2 в исходном сырье не превышает 1000 ppm, концентрация ВКК - 3%.
Список литературы
1. Перечень поручений Президента РФ по итогам совещания о перспективах использования газомоторного топлива Пр-1298. - http://www. kremlin.ru/assignments/18345#assignment_5
2. Стратегия развития ООО «Газпром газомоторное топливо». - http://www.gazprom-gmt.ru/about/strategy
3. ГОСТ Р 56021-2014. Газ горючий природный сжиженный. Топливо для двигателей внутреннего сгорания и энергетических установок. Технические условия.
4. Пат. 2525759 РФ. Способ частичного сжижения природного газа (варианты) / Горбачев С.П., Медведков И.С. - № 2012149524; заявл. 20.10.2012; опубл. 20.08.2014.
5. Пат. 2543255 РФ. Способ частичного сжижения природного газа / Горбачев С.П., Медведков И.С. - № 2013122004; заявл. 14.05.2013; опубл. 27.02.2015.
6. Горбачев С.П. Частичное сжижение природного газа в малотоннажных установках с блоком низкотемпературной очистки /
С.П. Горбачев, И.С. Медведков // Транспорт на альтернативном топливе. - 2013. - № 2 (32). -С. 48-51.
При больших концентрациях примесей следует применять ректификационную колонну.
3. Низкотемпературная очистка позволяет снизить капитальные, эксплуатационные и энергетические затраты, что, в конечном счете, обусловливает снижение стоимости сжижения природного газа на 5-10 %.
4. Применение низкотемпературной очистки позволит значительно (более чем на 60 %) уменьшить габариты системы газоподготовки.
References
1. The list of instructions following the meeting on prospect for using gas as motor fuel. - http://www. kremlin.ru/assignments/18345#assignment_5; http://eng.news.kremlin.ru/acts/5592/print
2. Development strategy of the Gazprom Gas-Engine Fuel LLC. - http://www.gazprom-gmt.ru/about/ strategy
3. GOST R 56021-2014. Liquefied natural gas.
Fuel for internal-combustion engine and generating units. Specifications.
4. Pat. 2525759 RF. Technique of partial natural gas liquation (alternatives) / Gorbachev S.P., Medvedkov I.S. - № 2012149524;
app. 20.10.2012; pub. 20.08.2014.
5. Pat. 2543255 RF. Technique of partial natural gas liquation / Gorbachev S.P., Medvedkov I.S. -№ 2013122004; app. 14.05.2013; pub. 27.02.2015.
6. Gorbachev S.P. Partial natural gas liquation in small-tonnage plants with a unit for low-temperature purification / S.P Gorbachev,
I.S. Medvedkov // Transport na alternativnom toplive. - 2013. - № 2 (32). - P. 48-51.
№ 1 (21) / 2015
