CC BY
56
УДК 621.311
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОИЗВОДСТВА И МОРСКОГО ТРАНСПОРТА СИНТЕТИЧЕСКИХ ЖИДКИХ ТОПЛИВ И СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА1
Э.А. ТЮРИНА, В.В. СТЕПАНОВ, О.В. СКРИПЧЕНКО
Институт систем энергетики им. Л. А. Мелентьева СО РАН, г. Иркутск
Рассматриваются перспективные технологии переработки природного газа в синтетические жидкие топлива (СЖТ) или сжиженный природный газ (СПГ) на энерготехнологических установках (ЭТУ) комбинированного производства СЖТ или СПГ и электроэнергии на основе их подробных математических моделей. Произведено сопоставление эффективности технологий производства и морского транспорта СЖТ или СПГ до конечного потребителя.
Ключевые слова: сжиженный природный газ, синтетические жидкие топлива, энерготехнологические установки производства СПГ и СЖТ, оптимизация технико-экономических параметров, морской транспорт СПГ и СЖТ.
Введение
В силу неравномерности распределения мировых запасов энергоресурсов места их добычи или переработки зачастую не совпадают с местами их потребления. По этой причине важнейшими составляющими большинства энергетических систем являются подсистемы транспорта энергоносителей. Наибольшие трудности, обусловленные большими затратами энергии на транспорт и значительными капиталовложениями, связаны с транспортировкой газообразных энергоносителей. Альтернативой транспорту природного газа в газообразном состоянии может служить переработка его в жидкие продукты и последующий транспорт жидкости, характеризующийся значительно меньшими капиталовложениями и затратами энергии. Жидкими продуктами переработки природного газа могут являться СПГ и СЖТ.
В XXI веке все основные российские газовые месторождения будут располагаться в удаленных районах, неблагоприятных для строительства транспортных газопроводов (Баренцево море, шельф Карского моря, Якутия, остров Сахалин и т. д.). Данное обстоятельство обусловливает перспективность строительства крупных заводов по производству СЖТ или СПГ на местах добычи природного газа с последующим их морским транспортом до потребителей.
В качестве СЖТ, которые можно получить из природного газа, рассматриваются метанол и диметиловый эфир (ДМЭ). Выбор СЖТ и технологии их производства обусловлены рядом причин. Промышленный синтез метанола -один из отработанных гетерогенно-каталитических процессов: селективный, высокопроизводительный, непрерывный и технологичный. Мировое производство метанола достигло 35 млн. т в год [1] и спрос на него постоянно растет, что связано с наметившейся тенденцией использовать метанол в новых
1 Исследования выполнялись при поддержке НО «Фонд «Глобальная энергия» , грант МГ-2009/04/1
© Э.А.Тюрина, В.В. Степанов, О.В. Скрипченко Проблемы энергетики, 2011, № 7-8
областях, например для получения высокооктановых добавок к моторному топливу, высокооктановых бензинов, как сырья для синтеза белка и т.д. [2-6]. Значительный интерес представляет использование метанола в качестве топлива на электростанциях, оборудованных газовыми турбинами, с комбинированным циклом по топливу. По данным специалистов потребуется незначительная модификация этих установок при переводе их на метанол [7].
Ранее процесс синтеза метанола осуществляли при давлении 25-35 МПа и температуре 330-4400С преимущественно на оксидных цинк-хромовых катализаторах. В ходе развития и усовершенствования процесса установлено, что помимо цинк-хромовых катализаторов можно применять медьсодержащие. Они позволяют работать при более низких давлениях и температурах, но требуют высокой предварительной очистки сырья от серы. Современная технология позволяет производить тонкую очистку синтез-газа, что экономически оправдывает использование медьсодержащих метанольных катализаторов. Процессы низкого давления, осуществляющиеся в присутствии высокоактивных медьсодержащих катализаторов, характеризуются невысокой температурой порядка 220-270 0С. В этом случае достаточно давления 5-10 МПа, чтобы использовать устанавливающийся при таких низких температурах относительно высокий перепад концентраций реагентов и получать высокий выход метанола. Единичная мощность агрегатов доведена до 2000 т/сут., т.е. до 0,7-0,8 млн. т в год. Сооружаются установки мощностью 1,6 млн. т в год, разрабатываются технические проекты установки мощностью до 3 млн. т в год [8, 9].
В настоящее время внимание мировой научной мысли привлек новый перспективный энергоноситель - диметиловый эфир [10, 11]. Диметиловый эфир как новое дизельное топливо был предложен для специалистов достаточно неожиданно. В 1995 г. австрийские, датские и американские исследователи сообщили, что в качестве дизельного топлива они начинают использовать диметиловый эфир. В последующем было подтверждено, что это топливо может радикально решить проблему использования экономичных дизельных двигателей в городских условиях. Оно характеризуется полнотой сгорания, высоким цетановым числом, продукты сгорания практически не содержат вредных выбросов. Сторонники массового производства диметилового эфира утверждают, что этот продукт в перспективе сможет заменить сжиженный газ или газойль как основное топливо для большинства транспортных средств и генераторов энергии. Ожидается, что новый вид топлива преимущественно будет востребованным в автомобильном транспорте, поскольку имеет высокий коэффициент полезного действия по топливу и является экономичным.
В институтах Российской академии наук (ИНХС РАН им. А.В. Топчиева, ИОХ РАН им. А.Д. Зелинского) разработаны высокоэффективные процессы получения ДМЭ и высокооктанового бензина (через ДМЭ) на базе природного или попутного газа. Производство ДМЭ осуществляется в две стадии: окисление метана в синтез-газ (смесь оксидов углерода и водорода) и каталитический синтез ДМЭ из синтез-газа. Обе стадии проводятся при повышенном давлении (3-10 МПа). Как отмечают исследователи, технология получения ДМЭ близка к технологии производства метанола, но отличается существенно улучшенными технико-экономическими показателями [12, 13].
СПГ используется для тех же целей, что и сетевой природный газ: получение электричества, тепловой энергии и промышленного холода, газификация населенных пунктов и промышленных объектов, создание резерва топлива для компенсации пиковых нагрузок, применение в качестве моторного
топлива на транспорте и сырья для химической промышленности. Широкое использование СПГ на мировых рынках обусловлено, прежде всего, тем, что по ценам он либо сопоставим с жидкими углеводородными видами топлива, либо дешевле их. При этом СПГ является экологически чистым видом топлива.
К регионам с наибольшим прогнозным ростом спроса на СПГ относятся США и страны Юго-Восточной Азии, в первую очередь Китай, Южная Корея и Индия. Япония уже сейчас импортирует до 85% (45 млрд. м3) природного газа в сжиженном состоянии [14, 15].
В институте систем энергетики им Л.А. Мелентьева СО РАН в течение значительного времени ведутся исследования перспективных технологий получения СЖТ и СПГ из природного газа. Показано, что такие производства эффективно комбинировать с получением электроэнергии в единой энерготехнологической установке. В случае производства СЖТ это обусловлено тем, что при синтезе СЖТ выделяется значительное количество тепла в процессе конверсии природного газа и образуются горючие продувочные газы в реакторах синтеза, которые используются для производства электроэнергии. Установки получения СПГ характеризуются значительным потреблением механической и электрической энергии на собственные нужды. Поэтому комбинирование в одной энерготехнологической установке процессов получения СПГ и электроэнергии дает возможность покрытия собственных нужд, при необходимости - производства дополнительной электроэнергии, а также утилизации для производства электроэнергии несконденсировавшихся газов с последней ступени сепарации, так называемой продувки, которая необходима для удаления из холодильного цикла балластных газов.
В статье рассматриваются некоторые вопросы математического моделирования указанных ЭТУ, получения оптимальных технико-экономических показателей таких установок, определяющих области конкурентоспособности их продукции. Основное внимание уделено задаче оптимизации технологических цепочек производства и транспорта энергии природного газа перспективных месторождений до удаленных потребителей.
1. Математическое моделирование и исследования ЭТУ
ЭТУ комбинированного получения СЖТ или СПГ и электроэнергии характеризуются высокой сложностью технологических схем, многообразием физико-технологических процессов, протекающих в элементах, а также практическим отсутствием значительного опыта их проектирования. Корректность оценки энергетической и экономической эффективности перспективных ЭТУ в большой мере зависит от правильности выбора основных параметров установки и вида ее технологической схемы. Решение указанной задачи, из-за сложности таких установок, возможно только на основе современных методов математического моделирования и оптимизации.
Как отмечалось, работы по математическому моделированию и технико-экономическим исследованиям ЭТУ производства СЖТ, СПГ и электроэнергии, выполняются в ИСЭМ СО РАН [16-20] достаточно длительное время. Созданы математические модели отдельных блоков ЭТУ и установок в целом. Проведены технико-экономические исследования, которые базируются на одних методах математического моделирования и оптимизационных исследований ЭТУ и используют одни уровни цен на топливо, оборудование и продукцию. Эти исследования, с одной стороны, позволили найти оптимальные схемно-
параметрические решения, а с другой - определить условия, при которых различные ЭТУ становятся экономически эффективными.
На рис. 1 в качестве примера показана расчетная схема ЭТУ синтеза ДМЭ. Условно установка представлена тремя блоками: получения синтез-газа, синтеза метанола и энергетическим. Моделирование установок такого уровня является достаточно сложной задачей и приводит к необходимости использования специальных подходов (декомпозиции, агрегирования и др.). Одним из эффективных подходов является метод декомпозиции, состоящий в том, что технологическая схема установки делится на отдельные части, соединенные небольшим числом связей, и для каждой части разрабатывается своя математическая модель. Затем происходит увязка моделей между собой. В соответствии с этим подходом были разработаны математические модели ЭТУ. Модели строились на базе созданной в институте системы машинного построения программ [21], которая, на основании информации о математических моделях отдельных элементов, технологических связях между ними и целях расчета, автоматически генерирует математическую модель ЭТУ в виде подпрограммы расчета на языке Fortran.
Рис. 1. Технологическая схема ЭТУ синтеза ДМЭ из природного газа: а - потоки газа; б - потоки воздуха; в - потоки питательной воды; г - потоки пара низкого давления; д - потоки пара высокого
давления; е - рециркуляция метанола;
I - блок получения синтез-газа; II - блок синтеза ДМЭ; Ш - энергетический блок; 1 - система топливоподготовки; 2 - система разделения воздуха; 3 - газогенератор; 4 - система охлаждения синтез-газа; 5 - система очистки синтез-газа; 6 - компрессор синтез-газа; 7 -регенеративный газо-газовый теплообменник; 8 - каталитические реакторы синтеза ДМЭ; 9 -холодильник-конденсатор; 10 - сепаратор ДМЭ; 11 - расширительная турбина; 12 - камера сгорания продувочных газов; 13 - основная газовая турбина; 14 - воздушный компрессор; 15 - котел-утилизатор; 16 - паровая турбина; 17- конденсатор паровой турбины; 18 - блок разделения воды,
метанола и ДМЭ
Технологическая схема ЭТУ получения СПГ и производства электроэнергии показана на рис. 2. В схеме применяется цикл с комбинированным хладагентом и двумя ступенями сепарации. На первой ступени сепарации из установки отбираются легкоожижаемые компоненты (пропан, бутан), которые могут использоваться как целевые компоненты или для выработки механической (электрической) энергии. В данной схеме продукты первой ступени сепарации используются как целевые. Со второй ступени сепарации отбирается сжиженный метан (с примесью несконденсировавшегося на предыдущих ступенях этана). Для избежания накопления в регенеративном цикле балластных компонентов в схеме предусмотрена продувка природного газа. Часть несконденсировавшегося природного газа со второй ступени сепарации возвращается в цикл на первую ступень охлаждения природного газа, а затем поступает в камеру сгорания газовой турбины на выработку электроэнергии. Для сжижения ПГ используется азотный холодильный цикл с детандерами. На основе технологической схемы ЭТУ получения СПГ и производства электроэнергии разработана ее математическая модель с использованием вышеуказанных подходов.
продувка
Рис. 2. Упрощенная технологическая схема установки сжижения природного газа: Т1 - группа регенеративных охладителей ПГ (предварительное охлаждение); Т2 - группа охладителей на внешнем хладагенте; Т3 - группа охладителей азотного холодильного цикла; Д1, Д3 -турбодетандеры; К1 - компрессор азотного холодильного цикла; С1-С3 - сепараторы-отделители жидкой фазы; ТГ - газовая турбина на продуктах сгорания продувки, КС - камера сгорания продувочных газов; КВ - воздушный компрессор для нагнетания воздуха в КС; ПТ -паровая турбина; ГВТ1 - газо-водяной теплообменник для предварительного охлаждения ПГ; ГВТ2 - газоводяной теплообменник азотного холодильного цикла; КУ - котёл-утилизатор на продуктах сгорания для получения пара для паровой турбины; К - конденсатор паровой турбины;
ПН - питательный насос
При исследованиях ЭТУ учитывался важнейший фактор, который оказывает основное влияние на стоимость всех блоков установки и ее энергетическую эффективность, - соотношение между производством СЖТ или СПГ и электроэнергии. К основным параметрам, определяющим это соотношение, относятся: состав дутья в конверторы природного газа, число реакторов в ступенях синтеза, продувка природного газа для производства электроэнергии в
ЭТУ получения СПГ и др. Эти параметры входили в состав оптимизируемых переменных при исследованиях ЭТУ. В табл. 1 даны некоторые технико-экономические характеристики оптимальных вариантов ЭТУ синтеза метанола и ДМЭ из природного газа и ЭТУ получения СПГ. Более подробные результаты исследований ЭТУ представлены в работах [16-20].
Таблица 1
Основные технико-экономические показатели оптимальных вариантов ЭТУ синтеза метанола _или ДМЭ и ЭТУ получения СПГ_
Варианты ЭТУ
Показатель, размерность синтеза синтеза получе-
ДМЭ метанола ния СПГ
Годовой расход натурального топлива, млн. куб. м 2200
Годовой расход условного топлива, тыс. т у. т. 2500
Годовое производство СЖТ или СПГ:
-условного топлива, тыс. т у. т. 1720 1400 1680
-натурального топлива, тыс. т. 1745 1900 1000
Мощность, МВт :
-паровой турбины, 230 330 91
-газовой турбины, 60 160 459
-собственных нужд, 194 167 347
-полезная. 90 320 236
Годовой отпуск электроэнергии, млн. кВт ч. 625 2200 1650
Капиталовложения, млн. дол.:
-суммарные в установку, 908 934 380
Эксергетический КПД производства СЖТ или СПГ, %. 71,9 66,8 74,4
2. Сравнение эффективности производства и морского транспорта СЖТ и СПГ
Как уже отмечалось, при оценке эффективности и областей применения ЭТУ синтеза СЖТ и получения СПГ одним из важнейших условий является учет затрат на транспорт получаемых энергоносителей до потребителей.
Были рассмотрены следующие технологические цепочки транспорта энергии природного газа (рис. 3).
Варианты транспорта энергии природного газа
<гГг
/Лл гМЙДкяг-ч СЖТ -/ / \ \ ~|™И™"Г1 >
ый газ прои
Природный газ
Л
Приемный Завод по
СПГ отгрузке СПГ С'" терминал СПГ регазификации метановозами СПГ
V.
д
>
Рис. 3. Варианты транспорта энергии природного газа в виде СЖТ и СПГ © Проблемы энергетики, 2011, № 7-8
1. Производство метанола на ЭТУ и его морской транспорт нефтяными танкерами.
2. Синтез ДМЭ на ЭТУ с последующим морским транспортом танкерами для перевозки сжиженных углеводородных газов.
3. Получение СПГ на ЭТУ и его морской транспорт танкерами-метановозами.
Сопоставление экономической эффективности указанных технологических цепочек целесообразно производить по критерию минимума стоимости СПГ или СЖТ у конечных потребителей (при заданном уровне рентабельности).
Обобщенная постановка задачи оптимизации имеет следующий вид:
min Ckp(Kety,Ktr,Kreg,Um,Ureg,Uety ,Utr,Ct). (1)
Ct,IRRz У
При условиях:
H (X, y, s) = 0, (2)
G(x, y, s) > 0, (3)
IRR(Kety,Ktr,Kreg,Um, Ureg,Uety,Utr,Ct) = IRRz , (4)
где Ckp - цена конечного продукта (СПГ, ДМЭ, метанола) на выходе технологической цепочки у потребителя; Ct - цена природного газа на входе; х -вектор независимых параметров системы транспорта энергии; y - вектор вычисляемых параметров; s - вектор исходных технических и экономических данных; IRRz - заданное значение внутренней нормы возврата; H - векторная функция ограничений-равенств; G - векторная функция ограничений-неравенств;
Kety - капиталовложения в переработку природного газа; Kreg -капиталовложения
tr
в терминалы и на регазификацию СПГ; K - капиталовложения в трубопроводный транспорт СПГ или СЖТ; Ureg - издержки в терминалы и на регазификацию СПГ;
U ety - издержки на переработку природного газа; U tr - издержки на трубопроводный транспорт природного газа или СЖТ; U m - издержки на морской транспорт СПГ и СЖТ.
Затраты в добычу природного газа на месторождении заданы равными 50 дол./тыс. м3. Цены СЖТ или СПГ получены на основе данных из табл. 1 при заданной внутренней норме возврата капитальных вложений, равной 14 %, и цене на отпускаемую от ЭТУ электроэнергию 4 и 6 цент/кВт ч. Затраты на транспорт метанола приняты на основе затрат на транспорт нефти танкерами суперкласса VLCC дедвейтом 200 тыс. т. [23, 24] с учетом разной плотности рассматриваемых энергоносителей. Затраты на транспорт ДМЭ приняты по аналогии с затратами на транспорт танкерами для перевозки сжиженных углеводородных газов [25]. Цена транспорта СПГ задана диапазоном в зависимости от дедвейта танкеров-метановозов на основе анализа данных [26-28].
Затраты в трубопроводный транспорт природного газа, метанола и ДМЭ взяты на основе ранее проведенных в ИСЭМ СО РАН оптимизационных исследований зависимости цен на перекачку энергоносителя от диаметра трубопровода, расхода перекачиваемой среды и расстояний между перекачивающими станциями [17, 29]. Удельные затраты на единицу
энергетического эквивалента топлива в приемные терминалы (включая завод по регазификации СПГ) и терминалы по отгрузке топлив получены в результате расчета инвестиционных проектов данных предприятий на основе анализа информации по основным исходным данным [30, 31] (капитальным вложениям, эксплуатационным издержкам, амортизационным отчислениям и др.) при внутренней норме возврата капитальных вложений 14%.
Ниже представлены результаты сопоставления экономической эффективности различных технологий транспорта энергии природного газа, полученные при различных сочетаниях исходной экономической информации (рис. 4). Следует отметить, что рассматривается крупномасштабное производство и транспорт СПГ или СЖТ порядка 8-10 млн. т у.т. в год.
б) 4 цент/кВт ч
Выводы
Результаты исследований позволяют сделать вывод о том, что рассматриваемые технологии производства и морского транспорта энергии природного газа имеют свои области эффективности при различных сочетаниях исходной экономической информации по оборудованию ЭТУ, ценам на топливо и отпускаемую электроэнергию, затратам в звенья рассматриваемых цепочек производства и транспорта СЖТ и СПГ.
Из рис. 4 видно, что СЖТ могут быть конкурентоспособными с СПГ, начиная с расстояний 7-9 тыс. км. Но, ввиду более высоких потребительских качеств, СЖТ могут иметь предпочтение и на более близких расстояниях до потенциальных потребителей. Конкурентоспособность СЖТ, по сравнению с СПГ, повышается с ростом цен на отпускаемую ЭТУ электроэнергию.
Summary
The paper addresses the technologies of large-scale production of synthetic liquid fuels (SLF) and liquefied natural gas (LNG). Additionally the perspective process flow charts of such productions are given, and detailed results of studies on processing plants intended for SLF and LNG production are presented. The efficiency of SLF and LNG production and sea transportation is compared, and based on the comparison results the conclusions are made.
Key words: liquefied natural gas, synthetic liquid fuels, plants for co-production of SLF or LNG and electricity, optimization of technical and economic parameters, the longrange transport natural gas energy.
Литература
1. World Methanol Supply and Demand // Methanol Institute USA, 2008. www.methanol.org.
2. Караханов Э.А. Синтез-газ как альтернатива нефти. Часть II. Метанол и синтезы на его основе // Соросовский образовательный журнал. 1997. №12. С. 6569.
3. Малышев Ю.Н., Зыков В.М. Будущее угольной промышленности // Уголь. 1997. №11. С. 5-14.
4. Терентьев Г.А., Тюков В.М., Смаль Ф.В. Моторные топлива из альтернативных сырьевых ресурсов. М.: Химия,1989. 272 с.
5. Фальбе Ю. Химические вещества из угля / Пер. с нем.: Под ред. И.В. Калечица. М.: Химия, 1980. 616 с.
6. Шелдон Р. А. Химические продукты на основе синтез-газа. / Пер. с англ.: Под ред. С.М. Локтева. М.: Химия, 1987. 248 с.
7. Tested Evaluation of Methanol in a Gas Turbine System. EPRI Report // South California. Edison Company. 1981.
8. Караваев М.М., Мастеров А.П. Производство метанола. М.: Химия, 1971. 160 с.
9. Антифеев В.Н. Моторное топливо транспорта XXI века. Экологические, сырьевые и технические аспекты. 2003. www.transgasindustry.com
10. Крылов О.В. Ограниченность ресурсов как причина предстоящего кризиса // Вестник РАН. 2002. Том 70. №2. С. 136-146.
11. Смирнова Т., Захаров С. Диметиловый эфир - экологически чистое моторное топливо XXI века. Теория и практика внедрения ДМЭ на городском транспорте // Автогазозаправочный комплекс 2002. №3. htpp://agzk.boom.ru.
12. На диметиловом эфире. Новая технология превращения природного газа в дизельное топливо (по материалам доклада CITOGIC'2000) / И.Б. Кессель, С.В. Шурупов, А.И. Гриценко и др. // Нефтегазовая вертикаль. 2002. №9. www.ngv.ru.
13. Розовский А.Я. Поедем на попутке? // Нефть России, 2001. №5. htpp://press.lukoil.ru.
14. Proc. IV Natural Gas Conversion Symposium - Kruger National Park. South Africa (Amsterdam Elgevier. 1997).
15. Лебедев К. Мировая торговля сжиженным природным газом / Специализированные обзоры института финансовых исследований. www.itf.ru/body/memo/specials/280105.htm.
16. Математическое моделирование и технико-экономические исследования энерготехнологических установок синтеза метанола / А.М. Клер, Н.М. Прусова, Э.А. Тюрина и др. // Изв. РАН. Энергетика. 1994. №3. С.129-137.
17. Клер А.М., Санеев Б.Г., Соколов А.Д., Тюрина Э.А. Оценка эффективности различных технологий дальнего транспорта энергии // Изв. РАН. Энергетика. 2000. №2. С.36-43.
18. Тюрина Э.А., Степанов В.В. Энерготехнологические установки комбинированного получения сжиженного природного газа и электроэнергии с извлечением гелия// Теплоэнергетика. 2009. №7.С. 577-582.
19. Клер А.М., Тюрина Э.А. Математическое моделирование и технико-экономические исследования энерготехнологических установок синтеза метанола. Новосибирск: Наука. Сиб. предприятие РАН, 1998. 127 с.
20. Тюрина Э.А. Комбинированное производство искусственного жидкого топлива и электроэнергии: сопоставление технологий // Перспективы энергетики. 2002. Том 6. С. 377-384.
21. Клер А.М., Скрипкин С.К., Деканова Н.П. Автоматизация построения статических и динамических моделей теплоэнергетических установок // Изв. РАН. Энергетика. 1996. №3. С. 78-84.
22. Виленский П.Л., Лившиц В.И., Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов. Теория и практика: Учебно-практ. пособие. М.: Дело, 2001. 832 с.
23. Матафонов Д. Прогноз фрахтовых ставок // Атланта Капитал, 2005. www.nettrader/objfiles/bank/nomp.pdf.
24. Хренников И. Фрахт дорожает // РЖД-Партнер, 2004. htpp://rzd-partner.ru/press/.
25. Сжиженный газ и нефтехимия. Обзор рынков сжиженного нефтяного газа и нефтехимии // Petroleum Argus, 2003. www.petroleumargus.ru.
26. LPG World. News, prices and analysis // Petroleum Argus, 2003. www.petroleumargus.ru
27. R. Tyler, M. Goodrich Short-term LNG trading growth requires solid market and contract framework // LNG journal, Oct. 2005. P. 10-16.
28. Виноградова О. Атлантический рынок СПГ: Великобритания // Нефтегазовая вертикаль. 2006. №3. С.48-50.
29. A.M Kler, B.G. Saneev, A.D. Sokolov ets. Long-distance transport of energy carriers from the eastern regions of Russia to Northeast Asia countries // Perspectives in Energy. 2002. Volume 6. P. 53-60.
30. Терминалы нефтяные и бумажные // Нефтетранспорт. 2004. Выпуск IV. №1-2. www.petroleumargus.ru.
31. F. Ortiz Update 2-BG Group wins Chile LNG plant big // Reuters, Feb. 15, 2006/ htpp://today.reuters.com/investing.
Поступила в редакцию 07 декабря 2010 г.
Тюрина Элина Александровна - д-р техн. наук, ведущий научный сотрудник отдела теплосиловых систем Института систем энергетики им. Л. А. Мелентьева СО РАН. Тел.: 8 (3952) 42-86-30. E-mail: tyurina@isem.sei.irk.ru.
Степанов Виталий Викторович - канд. техн. наук, научный сотрудник отдела теплосиловых систем Института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН. Тел.: 8 (3952) 39-57-61. E-mail: stepanov@isem.sei. irk. ru.
Скрипченко Ольга Викторовна - старший инженер Института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН. Тел.: 8 (3952) 42-86-30. E-mail: skripchenko@isem.sei.irk.ru.
