CC BY
1557
УДК 661.91
Перспективы развития малотоннажного производства сжиженного природного газа в России
Е.Б. ФЕДОРОВА, к.т.н., доцент, зам. завкафедрой оборудования нефтегазопере-работки
В.Б. МЕЛЬНИКОВ, д.х.н., проф.
Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина (Россия, 119991, Москва, Ленинский просп., д. 65, корп. 1). E-mail: fedorova.e@gubkin.ru
Малотоннажное производство сжиженного природного газа (СПГ) играет особую роль в мировой энергетике. В статье названы причины повышенного интереса к малотоннажному производству СПГ в условиях кризиса, показана возможность энергообеспечения регионов России на его основе, рассмотрены основные технологии сжижения, приведен опыт российских регионов по формированию инфраструктуры СПГ, изложены проблемы и перспективы малотоннажного производства СПГ. Показано, что создание инфраструктуры СПГ должно опираться на комплексный подход, учитывающий социально-экономические и промышленные особенности региона. Ключевые слова: сжиженный природный газ, СПГ, газификация, малотоннажное производство СПГ, технологии сжижения природного газа, СПГ как топливо, инфраструктура СПГ, комплексный подход.
Мировая индустрия сжиженного природного газа включает крупнотоннажное производство, основная цель которого - поставки СПГ на мировые рынки, и малотоннажное производство, нацеленное на межрегиональную торговлю и удовлетворение спроса на внутреннем рынке. К малотоннажным заводам СПГ относят заводы с производительностью не более 1 млн т СПГ в год (или 125 т СПГ в час).
В последнее время малотоннажное производство СПГ стало занимать все более значительное место в структуре мировой индустрии СПГ. Это связано в первую очередь с расширением областей применения как непосредственно природного газа, так и его жидкой формы - СПГ. Кроме того, в общей структуре мировой торговли сжиженным природным газом увеличивается доля межрегиональной торговли СПГ в малых объемах. Пример - поставки СПГ с малотоннажного завода NordicLNG в Норвегии на мало..тоннажный приемный терминал ^г^Иатп в Швеции.
За последний год снижение цен на нефть, а вслед за этим и на природный газ сделало нерентабельной реализацию целого ряда проектов крупнотоннажных заводов СПГ. Са-
мый дорогой рынок - азиатско-тихоокеанский - просел в 1,5 раза: цены на СПГ в Японии с $15,75 за миллион британских тепловых единиц - ММВШ в 2014 г. (что соответствует $805,61 за 1 т СПГ или $630 за 1000 м3 газа) упали в начале 2015 г. до $9-10 (что соответствует $460,35-511,5 за 1 т СПГ или $360-400 за 1000 м3 газа). Приостановлены проекты в Австралии, США, Канаде и других странах.
Наличие крупных месторождений газа и желание добывающих компаний любыми средствами вовлечь их в разработку вынуждает менеджмент компаний пересматривать стратегию и искать решения, снижающие финансовые риски. Так, для добывающих компаний в условиях низких цен на природный газ все более привлекательными становятся проекты малотоннажных заводов СПГ. Для этого существует несколько причин.
Во-первых, капитальные вложения в малотоннажное производство СПГ в абсолютном исчислении значительно меньше, чем в крупнотоннажный завод. Строительство большого количества малотоннажных установок в Китае продемонстрировало более низкие значения удельных капитальных затрат: $500 на тонну производимого СПГ по сравнению с $1500, типичных для крупнотоннажного завода. Следовательно, для малотоннажного проекта более реально получить финансирование.
Во-вторых, срок строительства малотоннажного завода меньше, чем крупнотоннажного. Установку СПГ производительностью до 1 млн т в год
можно построить за 1-3 года, в то время как средний срок строительства крупнотоннажного завода СПГ составляет пять лет. Малотоннажное производство СПГ строится по модульному принципу: все оборудование собирается на заводе-изготовителе в нескольких модулях, или блоках, готовых к отправке, и по прибытии на место монтируется в кратчайшие сроки для немедленного запуска в эксплуатацию.
В-третьих, у малотоннажных проектов более короткий срок окупаемости. По данным аналитиков компании ВТЮ (Нью-Йорк), проект стоимостью $2,5 млрд может окупиться за 3-5 лет, тогда как срок окупаемости проекта в $60 млрд может составить 1215 лет [1].
Наряду с преимуществами, которые появляются у малотоннажного производства СПГ в условиях кризиса, области его применения довольно обширны:
• газификация регионов, удаленных от магистральных газопроводов;
• создание резервов газа (наряду с ПХГ) для компенсации пиковых нагрузок газопотребления;
• обеспечение электрической энергией малонаселенных поселений, удаленных поселков, социальных и промышленных объектов на основе применения, например, дизель-генераторов без строительства местной газопроводной сети и прокладки централизованных электросетей;
• вовлечение в разработку малоде-битных, малых и средних месторождений природного газа;
• обеспечение бесперебойного газоснабжения потребителей во время проведения ремонтных работ на газопроводах и других строительных работ;
• реализация проектов плавучих заводов СПГ с целью монетизации шельфовых месторождений природного газа;
• сжижение метана угольных пластов, попутного нефтяного газа, сланцевого и биогаза с целью их рационального использования и транспортировки;
• производство экологически чистого моторного топлива для автомобильного, железнодорожного, речного, морского и воздушного транспорта, ракетно-космической техники.
Одна из главных областей применения СПГ - это газификация регионов России. Газификация является одним из важнейших направлений социально-экономического развития регионов, средством повышения эффективности различных отраслей промышленности и жизненного уровня населения. Замена угля и мазута на более чистый источник энергии, каким является природный газ, позволяет улучшить экологическую обстановку в регионах, снизить заболеваемость населения, причиной которой являются вредные выбросы в атмосферу.
Производственно-сбытовая цепь малотоннажного СПГ
Рис. 1
Значительная часть территории России находится вне газотранспортной системы, и прокладка газопроводов в эти регионы зачастую экономически нецелесообразна, особенно при необходимости поставки газа в удаленные и труднодоступные районы. Причиной этого являются естественные преграды в виде рек, озер, гор или болот, удаленность и малочисленность населенных пунктов от основных газовых магистралей, малонаселенность территорий. Здесь может прийти на помощь альтернативная газификация промышленных и социальных объектов сжиженным природным газом, произведенным на установках малой производительности. Малотоннажные установки производства СПГ позволят на локальном социальном и промышленном уровне обеспечивать энергоресурсами удаленные малые города и поселки путем преобразования энергии СПГ в электрическую в дизель-генераторах или малых ТЭЦ. При этом не потребуется подводить газопроводы и электросети, сохранится состояние земельных и лесных угодий для природопользования, улучшится экология и т.д.
Производственно-сбытовая цепь малотоннажного СПГ является отражением производственно-сбытовой цепи крупнотоннажного СПГ и включает производство СПГ, транспортировку, хранение, регазификацию СПГ, но при этом является более разветвленной (рис. 1).
В отличие от крупнотоннажного производства СПГ производственно-сбытовая цепь малотоннажного СПГ может начинаться с берегового приемного терминала. Такую цепь успешно организовали в Швеции, где в 2011 г. был построен первый на Балтийском море малотоннажный приемный терминал. Швеция не является производителем СПГ, а покупает его у Норвегии с малотоннажного завода Nordic LNG. Приемный терминал включает причал со стендерами для малотоннажных судов, изотермический резервуар объемом 20 тыс. м3 СПГ, наливную эстакаду и небольшую установку повторной конденсации испарившегося газа. На приемный терминал СПГ поставляется специально построенными танкерами объемом до 15 000 м3. Из резервуара СПГ подается прямо на наливную эстакаду для загрузки в автоцистерны, и уже при помощи автоцистерн СПГ распределяется по стране: на крио-АЗС (автозаправочные станции с СПГ) и на комплексы регазификации.
Классификация технологических процессов малотоннажного производства СПГ
Россия обладает огромными возможностями по развитию инфраструктуры малотоннажного СПГ. Наряду с тем, что целые области и республики находятся вне единой системы газоснабжения (ЕСГ), то есть являются потенциальными потребителями СПГ, в России существует большое количество объектов, которые могут стать базой для малотоннажного производства СПГ.
Потенциальных потребителей СПГ можно условно разделить на две группы:
1) потребители СПГ в его газообразной форме, то есть необходимым условием потребления является наличие комплекса хранения и рега-зификации;
2)потребители непосредственно СПГ (в жидкой форме), в этом случае необходимо только изотермическое хранилище с установками для заправки СПГ в топливные баки или цистерны.
К первой группе потребителей относятся:
• газовые электростанции;
• промышленные предприятия;
• сельскохозяйственные предприятия;
• промышленные и бытовые котельные;
• население.
Во вторую группу входят:
• грузовой и пассажирский автотранспорт;
• морские и речные суда;
• железнодорожные локомотивы;
• самолетная и вертолетная техника;
• ракетно-космическая техника.
Базовыми объектами для производства СПГ могут выступать как не-
Однопоточные циклы (без предварительного охлаждения)
Циклы с использованием предварительного охлаждения
i j|
Дроссельные и дроссельно-эжекторные циклы высокого давления
Детандерные циклы
i i
Циклы с вихревой трубой
i
Циклы с волновыми криогенераторами
посредственно объекты ЕСГ (газораспределительные станции (ГРС), автогазонаполнительные компрессорные станции (АГНКС), газовые сети низкого и среднего давления), так и крупные промышленные предприятия - газоперерабатывающие заводы, газохимические комбинаты, а также объекты далеко за пределами ЕСГ (средне- и малодебитные месторождения природного газа, вовлечение которых в разработку при условии строительства магистрального газопровода экономически нецелесообразно).
В малотоннажных технологических процессах сжижение природного газа осуществляется двумя способами. В первом случае, как и в крупнотоннажных процессах, используется внешний источник охлаждения в виде замкнутых холодильных циклов с использованием хладагентов. Во втором случае рабочим телом холодильного цикла является непосредственно поток или часть потока природного газа, которые подвергаются последовательному сжатию, охлаждению и расширению в одну или несколько ступеней. Холодильный цикл в этом случае является открытым. Также может быть использована комбинация этих двух способов. Классификация технологических процессов малотоннажного производства СПГ представлена на рис. 2.
Процесс с использованием хладагентов может включать один или два холодильных цикла - предварительного охлаждения и сжижения. Как показывает практика, использование более двух холодильных циклов в малотоннажном производстве нецеле-
Рис. 2
Рис. 3
Азотный холодильный цикл с двумя детандерами
Т1, Т2, Т3 - теплообменники; Д1, Д2 - турбодетандеры; К1, К2, КЗ - компрессоры Х - холодильник; Др - дроссель
Т1 Т2 ТЗ
Трехступенчатый однопоточный холодильный цикл со смешанным хладагентом
Т1, Т2, ТЗ - теплообменники; К1, К2 - компрессоры; Х1, Х2 - холодильники
сообразно, поскольку простота и компактность в данном случае являются определяющим фактором.
К технологическим процессам сжижения природного газа внешним хладагентом относятся две основные группы процессов: азотные циклы и циклы на смешанных хладагентах -смесях легких углеводородов и азота. Эти технологии доминируют в диапазоне производительности от 3,5 до 35 т СПГ в час [2].
В первую очередь это азотный холодильный цикл с детандерами, получивший широкое распространение вследствие своей простоты, безопасности и доступности азота в качестве холодильного агента. За рубежом этот цикл известен как закрытый цикл Брайтона/Клода. Азот получают на воздухоразделительных установках и перевозят в газовых баллонах или цистернах. В процессе циркуляции в замкнутом холодильном цикле азот не меняет своего агрегатного состояния и остается газообразным. Так как в процессе не используется преимущество скрытой теплоты парообразования-конденсации, теплообменники работают с относительно большой разностью температур, цикл обладает низкой эффективностью и, как следствие, процесс отличается высоким потреблением энергии. Увеличение эффективности азотного цикла за счет увеличения числа ступеней охлаждения ведет к росту числа компрессоров в процессе. Однако применение в качестве расширительных устройств турбодетандеров позволяет вернуть в цикл часть затраченной энергии. Встречаются разновидности азотного холодильного цикла с одним, двумя и тремя детандерами. Эффективность и число турбодетандеров оказывают прямое влияние на общую эффективность процесса сжижения. Принципиальная схема цикла с двумя детандерами как наиболее распространенная и энергоэффективная приведена на рис. 3.
Азот не горюч, поэтому является наиболее безопасным хладагентом. Основными преимуществами азотных циклов являются простота запуска и остановки технологической линии и легкость адаптации к изменениям в составе сырьевого газа. Максимальная производительность азотных циклов не превышает 0,5 млн т СПГ в год (62,5 т в час).
Технологические процессы с использованием смешанных хладагентов (СХА) в однопоточном цикле широко используются в малотоннажном производстве СПГ за рубежом. Исхо-
дя из многолетнего опыта производства и эксплуатации малотоннажных установок СПГ, были разработаны двух- и трехступенчатый цикл с СХА и разделением потока хладагента на жидкую и паровую фазу. Максимальная производительность процесса не превышает 1 млн т СПГ в год (62,5 т/ час). Принципиальная схема трехступенчатого цикла представлена на рис. 4.
Увеличение числа ступеней цикла приводит к росту числа единиц оборудования, к усложнению технологической схемы. Но деление цикла на две-три ступени с разным давлением дросселирования хладагента повышает энергоэффективность процесса, а следовательно, снижает эксплуатационные затраты. Еще один способ по-
вышения энергоэффективности данного процесса - правильный подбор состава СХА, зависящий от состава природного газа и позволяющий максимально снизить энергозатраты в цикле.
К преимуществам данной технологии можно отнести то, что компоненты СХА можно извлечь непосредственно из природного газа.
Использование внешних холодильных циклов при сжижении природного газа не требует высокого давления самого потока природного газа. Это обстоятельство позволяет применять технологии с внешним охлаждением на месторождениях природного газа.
Сравнение азотного цикла с двумя детандерами и однопоточного цикла на СХА, проведенное в работе [2], по-
Технология производства СПГ на ГРС
Т1, Т2, Т3 - теплообменники; Д1 - турбодетандер; К1, К2, КЗ - компрессоры; С1, С2 - сепараторы; Др - дроссель
Технология производства СПГ на АГНКС
Т1, Т2, ТЗ - теплообменники
Рис. 5
Рис. 6
зволило сделать вывод о том, что при незначительной разности в капитальных вложениях, при выборе технологии сжижения необходимо опираться на расчет эксплуатационных затрат и на удобство и простоту эксплуатации.
При работе установки в течение года с постоянной нагрузкой, близкой к проектной, циклы на СХА обладают очевидными преимуществами благодаря более низким эксплуатационным затратам. Недостатки данной технологии, такие как увеличенное время запуска и снижение производительности при неполной загрузке, в этом случае не так важны.
При частых пусках и остановках технологической линии несомненным преимуществом обладает азотный цикл, так как у него короткий период запуска
и стабильная эффективность при полной и частичной загрузке. Здесь более высокие эксплуатационные затраты компенсируются укороченным периодом работы в течение года.
Технологические процессы сжижения с расширением части потока природного газа базируются на применении различных расширительных устройств, в роли которых могут выступать дроссели, эжекторы, вихревые трубы, турбодетандеры и волновые криогенераторы. Поскольку часть потока природного газа выступает в роли хладагента, коэффициент ожижения у этих процессов гораздо ниже, чем у процессов с использованием внешнего хладагента.
Наибольшей энергоэффективностью обладают процессы с применением
расширительных устройств, использующие перепад давления на ГРС, а также высокое давление газа на АГНКС. Преимуществом подобных установок является относительно низкая себестоимость СПГ, так как нет необходимости затрачивать энергию на сжатие в компрессорах, а стоимость основного оборудования в последнее время становится относительно низкой.
В силу того, что Россия обладает сетью магистральных газопроводов, именно эти технологии вызывают в нашей стране наибольший интерес.
На рис. 5 представлена типовая схема установки получения СПГ на ГРС. Здесь не показаны подготовка, осушка газа и удаление из него тяжелых компонентов, но эти процессы являются частью установки.
Коэффициент ожижения при использовании данной технологии не превышает 20%, но она обладает самыми низкими удельными энергозатратами. Основная энергия расходуется на процессы подготовки газа -очистку и осушку.
На рис. 6 представлена технология производства СПГ на АГНКС. Это дроссельно-эжекторный цикл высокого давления с фреоновой холодильной машиной. Особенность данной технологии - высокое начальное давление газа - 220-250 атм. Данная технология хорошо известна и успела зарекомендовать себя на установках в России. Она обладает более высоким коэффициентом ожижения, чем на ГРС, - до 50% и сравнительно низкими удельными энергозатратами.
Более подробно все вышеназванные технологии сжижения описаны в работе [3].
Одной из основных причин высокой себестоимости СПГ являются жесткие требования к очистке и осушке природного газа перед сжижением. Содержание углекислоты в 1 м3 природного газа должно быть снижено до 50-10-6 м3, а содержание воды - до 1-10-6 м3. Содержание серы в СПГ не должно превышать 4-10-6 м3, содержание меркаптанов - не выше 2-3-10-6 м3. В малотоннажном производстве СПГ доминируют адсорбционные процессы очистки и осушки природного газа на цеолитах. Встречаются также мембранные процессы очистки от СО2 и физическая абсорбция полиэтилен-гликолем с целью снижения содержания углекислого газа, этана и более тяжелых углеводородов [4].
Выбор технологии сжижения основывается на выборе базового объекта для производства СПГ. В европейской части России с развитой газотран-
спортной системой наиболее целесообразно размещать малотоннажное производство СПГ на ГРС и АГНКС с долей ожижения 10-20%. В азиатской части РФ, особенно на севере, ресурсной базой производства СПГ могут стать малые и средние месторождения природного газа. Для таких месторождений необходимы технологии производства СПГ со 100% ожижением, то есть с использованием азотного цикла или цикла на смешанном хладагенте, извлекаемом на месте из природного газа, а также при наиболее доступной и эффективной технике и технологии подготовки газа. При выборе малотоннажного технологического процесса руководствуются следующими основными принципами: термодинамическая эффективность, безопасность и минимальные эксплуатационные затраты.
В области малотоннажного производства СПГ в России уже накоплен опыт производства и применения СПГ на основе использования отечественной техники и технологии и зарубежных достижений и есть достаточные научные, инженерно-технические и производственные ресурсы для успешного и существенного практического развития данного направления.
С 1995 г. в Ленинградской области функционирует региональный комплекс по производству, транспортировке и использованию СПГ на объектах теплоэнергетики. В его состав входят три установки производства СПГ - на базе АГНКС-8 в г. Петродворце, на ГРС «Никольское» Тосненского района и ГРС «Выборг» Выборгского района, транспортная система с использованием автотрейлеров, системы хранения и газификации СПГ у потребителей - поселковых и промышленных котельных и объектов коммунального хозяйства.
Таблица 1
Комплексы малотоннажного производства СПГ
Расположение Производительность, т/ч
Ленинградская обл., АГНКС № 8 г. Петродворец 1,0
Ленинградская обл., ГРС «Никольское» 0,35
Ленинградская обл., ГРС «Выборг» 0,6
Ленинградская обл., АГНКС г. Кингисепп 0,8
Московская обл., АГНКС пос. Развилка 1,0
Свердловская обл., АГНКС г. Первоуральск 0,8
Свердловская обл., ГРС-4 3,0
Пермский край, д. Канюсята Карагайского р-на 1,5
ГРС, г. Калининград 1,5
С 2001 г. в ООО «Газпром транс-газ Екатеринбург» накоплен большой опыт проектирования, строительства и эксплуатации комплексов малотоннажного производства СПГ на АГНКС и ГРС. В активе компании - объекты всей производственной сбытовой цепи СПГ - от производителя до потребителя.
Первая установка СПГ была смонтирована на АГНКС г. Первоуральска для обеспечения газом котельной ведомственного санатория-профилактория «Озеро Глухое», так как его газификация трубопроводным газом была экономически невыгодна. В настоящее время на АГНКС введена в эксплуатацию крио-колонка для заправки автотранспорта сжиженным газом.
Второй комплекс производства СПГ на ГРС был построен в 2010 г. и введен в опытно-промышленную эксплуатацию в рамках реализации программы ОАО «РЖД» перевода железнодорожных локомотивов на СПГ. На установке используется технологический процесс производства СПГ на ГРС. Впервые в России здесь был применен турбодетандер-компрес-
сорный агрегат для природного газа производства ОАО «НПО Гелиймаш».
Производимый на комплексе сжиженный газ служит топливом для российских газотурбовозов ГТ1И-001 и ГТ1И-002 и маневрового газопоршневого тепловоза ТЭМ19-001 Свердловской железной дороги. Отсюда СПГ поставляется также на комплекс регазификации в п. Староуткинск с населением около 3 тыс. жителей для обеспечения газом двух котельных в отопительный сезон. Системность поставок СПГ от производственных комплексов потребителям обеспечивается парком автотрейлеров и криогенными контейнер-цистернами.
Разработанный в ООО НПК «НТЛ» (г. Верхняя Салда Свердловской области) для ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург» мобильный активный регазификатор успешно применяется для ремонтных работ на линейной части газопровода и на ГРС. Цель работы такого регазификатора - обеспечить бесперебойную доставку газа потребителям. Регазификатор с двумя криогенными контейнер-цистернами подключается к газораспределительной сети на время проведения ремонтных работ. Выходное давление газа может регулироваться самим регазификатором, поэтому его можно использовать в сетях с разным значением давления.
В конце 2014 г. введены в эксплуатацию комплексы сжижения природного газа в Пермском крае и на ГРС в Калининграде.
В настоящее время в России функционируют восемь малотоннажных комплексов сжижения природного газа, данные по которым сведены в табл. 1.
В Республике Саха (Якутия) рассматриваются возможности энергообеспечения удаленных потребителей на основе СПГ. По исследованиям Института систем
Этапы создания инфраструктуры СПГ
Выявление потенциальных потребителей СПГ в регионе Определение объемов суммарного потребления
Выявление потенциальных производителей СПГ > Определение мест размещения производств СПГ, производительности каждой установки
Выбор технологий производства СПГ (включая подготовку газа) для каждой установки
Определение вариантов размещения и объемов хранилищ СПГ Определение логистических схем поставок СПГ
Выбор наиболее экономически эффективной схемы производства и транспортировки СПГ
Выявление источников дотаций для населения (при необходимости) > Предоставление преференций предприятиям - потребителям СПГ (при необходимости)
энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, при реализации проекта производства СПГ на месторождении природного газа стоимость СПГ составит 26-32 тыс. руб. за тонну. При замещении привозного дизельного топлива на тяжелом автотранспорте сжиженным природным газом экономия затрат на топливо составит 31-38%, так как цена дизельного топлива достигает 40-41 тыс. руб. за тонну (без НДС). Небольшая установка производительностью 50,2 тыс. т СПГ в год сможет обеспечить сжиженным природным газом два объекта: Верхнюю Муну (удаленность от месторождения 250 км, потребление СПГ - 28,0 тыс. т в год) и Накын (удаленность от месторождения 513 км, потребление СПГ - 16,5 тыс. т в год). При этом потребуется парк из 29 автотрейлеров с криогенными цистернами для перевозки сжиженного метана.
Анализ существующих в России комплексов СПГ показывает отсутствие системного подхода к размещению объектов производства и применения СПГ. Внедрение производства СПГ до сих пор строится исключительно на энтузиазме руководителей газотранспортных компаний и местных властей, а выбор объектов газификации носит случайный характер. Научно обоснованная концепция создания инфраструктуры СПГ в России могла бы стать основой Программы газификации регионов Российской Федерации.
В основу концепции создания инфраструктуры СПГ в России должен быть положен комплексный анализ социально-экономического и про-
мышленного состояния того или иного региона, его географического положения и наличия ресурсов природного газа (в виде газовых месторождений или магистральных газопроводов). На основе анализа выявляются потенциальные потребители СПГ, рассчитываются объемы потребления газа. Далее оцениваются возможные объекты размещения производства СПГ и их удаленность от потребителя. Последовательность создания инфраструктуры СПГ представлена на рис. 7.
Одним из основных препятствий для широкого внедрения инфраструктуры СПГ в России является отсутствие нормативно-технической документации на проектирование, строительство и эксплуатацию объектов СПГ [5].
Особое место в разработке концепции инфраструктуры СПГ должно отводиться размещению Крио-АЗС.
В последнее время в мире усилилась тенденция перевода транспортных средств на газомоторное топливо, в том числе на СПГ. Это связано с ухудшающейся экологической обстановкой, с принятием международных конвенций по контролю за выбросами двигателей судов, железнодорожных локомотивов и автотранспорта. Те требования, которые выдвигаются этими конвенциями, можно удовлетворить только переводом двигателей на компримированный природный газ (КПГ) или СПГ. Причем СПГ является более чистым топливом, чем КПГ, из-за применения технологических процессов очистки природного газа перед сжижением.
Растущий сектор газомоторного топлива может внести изменения в структуру мировой торговли СПГ. Все больший интерес представляет строительство средне- и малотоннажных установок по всему миру с целью производства топлива. СПГ из компактной формы хранения и транспортировки становится самостоятельным товаром. Мировые автопроизводители разрабатывают топливные системы и криогенные топливные баки, использующие сжиженный природный газ при низких температурах. Под транспорт на сжиженном природном газе создается заправочная инфраструктура, включающая сеть Крио-АЗС, заправочные комплексы для железнодорожных локомотивов и бункеровки судов.
Примером могут служить такие страны, как Китай, Испания, Норвегия, Швеция, Аргентина и др. Двенадцать
Рис. 7
европейских стран, нацеленных на оздоровление собственной экологии, разработали проект «Голубые коридоры СПГ», начавшийся в мае 2013 г. Цель проекта заключается во внедрении СПГ как реальной альтернативы дизельному топливу для большегрузных видов транспорта, на первом этапе - как дополнительного вида топлива, а затем - с целью полной и адекватной замены. Для достижения этой цели проект определил схему размещения пунктов заправки СПГ по четырем коридорам, два из которых охватят акватории Атлантического океана и Средиземноморского региона, а два соединят Южную Европу с Северной и Западную с Восточной. Для этого на критических участках вдоль «Голубых коридоров» построят около 14 новых заправок только с СПГ или комбинированных с КПГ. В это же время должно быть построено около 100 большегрузных автомобилей, использующих СПГ в качестве топлива [6].
В России развитие рынка газомоторного топлива находится на начальном этапе. Определенных успехов доби-
лось ОАО «КамАЗ», разработав криогенную топливную систему. В стране есть производство криогенных топливных баков. Уже первые тестовые испытания автомобилей КамАЗ в Свердловской области показали стоимость расхода СПГ - 4,95 руб. на 1 км (бак объемом 450 л СПГобеспечивает пробег в 600 км). Но основным препятствием для перевода транспортных средств на СПГ является привязка транспорта к источникам СПГ - крио-заправкам, которых на сегодняшний день недостаточно. Нужна заправочная инфраструктура: на первом этапе - вдоль трасс с наибольшим грузо-и пассажиропотоком, на втором - на второстепенных трассах.
ООО «Газпром Газомоторное Топливо» уже разрабатывает инфраструктурный проект по созданию международных газомоторных коридоров, связывающих Европу и Азию. Проект охватывает территорию европейской части от Калининграда до Екатеринбурга, то есть там, где уже существует сеть дорог и автозаправок. Дальнейшему расширению рынка газомотор-
ного топлива будет способствовать развитие малотоннажного производства СПГ в северо-восточных и восточных регионах России.
Выводы
Развитие малотоннажного производства СПГ в России имеет большое значение как в социальном, так и в значительной степени, в экономическом плане. Создание инфраструктуры производства и потребления СПГ должно базироваться на комплексном учете многих факторов, на основе выбора рациональной производительности, техники и технологии производства СПГ, с учетом сырья для получения СПГ и выбора энергосберегающей технологии подготовки и сжижения газа (в настоящее время энергозатраты при производстве СПГ составляют около 45-50%). Это позволит повысить энергоэффективность производства и снизить себестоимость сжиженного природного газа, что, в свою очередь, будет способствовать поднятию жизненного уровня населения и оздоровлению экологии. НГХ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Penty R. Small-scale LNG becomes popular as slumping oil squeezes megaprojects. - Электронный журнал «Hydrocarbon Processing», 27.02.2015. - URL: http://www.hydrocarbonprocessing.com/Article/3431824/ Gas-ProcessingLNG/Small-scale-LNG-becomes-popular-as-slumping-oil-squeezes-megaprojects.html. (дата обращения 04.03.2015).
2. Kohler T., Bruentrup M. Choose the best refrigeration technology for small-scale LNG production. - Hydrocarbon Processing, 2014. № 1. p. 45-52.
3. Федорова Е.Б. Современное состояние и развитие мировой индустрии сжиженного природного газа: технологии и оборудование. - М.: РГУ нефти
и газа им. И.М. Губкина, 2011. 159 с.
4. Kidnay A.J., Parrish W.R., McCartney D.G. Fundamentals of natural gas processing. - CRC Press. Taylor&Francis Group, 2011. 574 p.
5. Федорова Е.Б., Мельников В.Б. Основные проблемы малотоннажного производства и потребления сжиженного природного газа // Тр. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2014. № 4. С. 112-123
6. LNG Blue Corridors.URL:www.lngbluecorridors.eu (дата обращения: 12.12.2014).
PROSPECTS FOR DEVELOPMENT OF SMALL-SCALE LIQUEFIED NATURAL GAS IN RUSSIA
Fedorova E.B., Cand. Sci. (Tech.), Associate Prof., Deputy Head of Processing Equipment Chair Mel'nikov V.B., Dr. Sci. (Chem.), Prof.
Gubkin Russian State University of Oil and Gas (Leninskiy prosp., 65, korp.1, 119991, Moscow, Russia)
ABSTRACT
Small-scale production of liquefied natural gas (LNG) plays a specialrole in the Global Energetics. The article points up the reasons of rising interest to small-scale LNG under crisis conditions, shows the possibility of providing Russia regions with energy based on small-scale LNG, describes the main small-scale technologies of liquefaction; the experience of Russian regions to build LNG infrastructure is given, the problems and prospects of small-scale LNG are pointed up. It is shown that the creation of the LNG infrastructure should be based on a comprehensive approach that takes into account the socio-economic and industrial features of the region.
Keywords: liquefied natural gas, LNG, gasification, small-scale LNG, small-scale LNG technologies, LNG as a fuel, LNG infrastructure, comprehensive approach.
REFERENCES
1. Penty R. Small-scale LNG becomes popular as slumping oil squeezes megaprojects. Hydrocarbon Processing, 27.02.2015. - Available at http:// www.hydrocarbonprocessing.com/Article/3431824/Gas-ProcessingLNG/ Small-scale-LNG-becomes-popular-as-slumping-oil-squeezes-megaprojects. html. (accessed 04 March 2015)
2. Kohler T., Bruentrup M. Choose the best refrigeration technology for small-scale LNG production. Hydrocarbon Processing, 2014. no. 1. p. 45-52.
3. FedorovaE.B. State-of-the-art and development of the Global LNG Industry: technologies and equipment. M.: Gubkin Russian State University of Oil and
Gas, 2011. 159 p. (in Russian)
4. Kidnay A.J., Parrish W.R., McCartney D.G. Fundamentals of natural gas processing. - CRC Press. Taylor&Francis Group, 2011. 574 p.
5. Fedorova E.B., Melnikov V.B. Basic problems of small-scale production and consumption of the liquefied natural gas. - Proceedings of Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 2014, no. 4, 112-123 (in Russian)
6. LNG Blue Corridors. Available at www.lngbluecorridors.eu (accessed 12 December 2014)
