На этом фоне достижения России в области использования СПГ, как основного энергоносителя ХХI века, выглядят весьма 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 стоимость на газ равна около 95 долларов за 1 000 м3, на российском рынке эта стоимость около 900 руб.

Первые шаги по использованию СПГ в энергосбережении в промышленности и коммунальном хозяйстве сделаны в СанктПетербурге и Ленинградской области [3, 4], где уже работают 2 опытнопромышленные 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;

принцип. 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.

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 нормативноправовой базы в данной области деятельности;

создание новых установок сжижения природного газа с высокими техникоэкономическими 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.

Планируемый объем финансирования вышеперечисленных работ только в 2003 году составляет около 100 млн руб.

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

изучим 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. м 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 (пропанбутан) (СУГ), дизельное топливо (ДТ). Сопоставление стоимости 1 Гкал тепла, полученной при использовании трубопроводного природного газа (ПГ) и привозных энергоносителей, приведено в таблице.

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 (пропанбутан) 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. 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, стоимость 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 (АГНКС50 , 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, и 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 %;

сырьеприродный 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 цикла 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, и 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 детандеркомпрессорных 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); 2ступенчатого турбодетандеркомпрессорного 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 k теплопередачи, что приводит к ухудшению циклов теплообмена и в целом к нарушению технологического режима по сжижению газа. Кроме того, твердые частицы могут забивать дроссели, что приведет к нарушению работы установки. 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 v 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 весьма 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 заключению 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 Д В 2ступенчатом турбокомпрессоре давление газа повышается до 4,5 МПа, затем сжатый газ последовательно охлаждется в теплообменниках Т32 и Т31 и поступает в вымораживатель, состоящий из 3 теплообменников Т111, Т112 и Т113 (или Т121, Т122 и Т12 , где за счет использования холода обратного потока газа из теплообменника Т21 просходит вымораживание влаги. Очищенный газ после фильтра Ф12 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 Второй поток направляют в теплообменник Т21, где после охлаждения дросселируют через дроссель ДР в сепаратор С21, в котором производят отделение жидкой фазы от его паров. Жидкую фазу (СПГ) направляют в накопитель и потребителю, а паровую фазу подают последовательно в теплообменник Т21, вымораживатель Т11 или Т12 и теплообменник Т32, 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, 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 так же 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 минизаводы 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 цистерныконтейнеры 15 м3 (20футовый контейнер) и 32 м3 (40футовый контейнер), которые позволяют транспортировать СПГ авто, железнодорожным и речным транспортом.

Как демонстрирует мировой опыт, наиболее оптимальным транспортным средством для доставки СПГ к потребителям является цистерна, выполненная в виде контейнера. Такая цистернаконтейнер представляет собой не только средство доставки СПГ, но и базовую часть системы хранения и газификации у потребителя. Доставка цистернконтейнеров к потребителям осуществляется автомобильными трайлерами. Цистерныконтейнеры выгружаются на площадке установки потребителя, устанавливаются и закрепляются быстросъемными зажимами, затем с помощью металлорукавов цистернаконтейнер подсоединяется к испарителямподогревателям и к трубопроводу, снабжающему потребителя газом.

СПГ также может быть использован в качестве моторного топлива, например в дизельгенераторах. На дизельгенераторах 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 дизельгенератора, 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 дизельгенератора 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.

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

Литература
Фаворский О. Н. Состояние и перспективы развития малой энергетики в России ближайших лет // Технология легких сплавов: Спец. выпуск. М.: Деловой мир 200 2002.

Кириллов Н. Г. Сжиженный природный газ: области применения и технологии производства // Холодильный бизнес. 200 № С. 8–11.

Сердюков С. Г., Ходорков И. Л. СанктПетербург и Ленинградская область. Перспективы создания демонстрационной зоны технологии и бизнеса СПГ в России // Холодильный бизнес. 200 № С. 28–31.

Сердюков С. Г., Ходорков И. Л. Типовой минизавод по производству сжиженного природного газа на газоредуцирующих станциях (ГРС) магистральных газопроводов // Холодильный бизнес. 200 № С. 36–38.

Рачевский Б. С. Нетрадиционные способы газификации // Газовая промышленность. 199 № С. 55.

Саркисян В. А. Экономические проблемы газификации и использования СПГ // АвтоГазоЗаправочный Комплекс. 200 № С. 45–49.

Установка сжижения природного газа на базе детандернокомпрессорного агрегата УСДК. Техникокоммерческое предложение ОАО «Криогенмаш». Балашиха, 200 С. 58.

Обсуждение проблем энергетики в Российской академии наук

Из средств массовой информации хорошо известно о многочисленных проблемах, стоящих сейчас перед нашей страной. но «за спиной» этих уже известных проблем вырастает новая сложнейшая проблема, которая может вмешаться в нашу жизнь в ближайшие годы и затронуть интересы буквально всего населения нашей огромной страны. Эта проблема связана с низкой эффективностью работы и с износом парка оборудования существующей на данный момент централизованной системы энергоснабжения.

Научный совет РАН по проблемам развития энергетики России под председательством академика РАН О. Н. Фаворского на своем заседании, которое состоялось 22 ноября 2002 года, отметил, что существующая централизованная система энергоснабжения и энергомашиностроительный комплекс России находятся в тяжелом положении, отсутствует согласованный м. Минэнерго России, РАО «ЕЭС России», Минатомом России и другими заинтересованными организациями реальный план по вводу в эксплуатацию нового энергетического оборудования и по изготовлению оборудования для проведения модернизации и реконструкции действующих крупных электростанций. При этом в 2001 году парковый ресурс выработало оборудование электростанций общей мощностью 37,4 ГВт, в том числе на ТЭС – 14,9 ГВт, а к 2006 году эти цифры увеличатся до 74,8 и 47,9 ГВт соответственно. При этом общий объем производимой в 2001 году в России электроэнергии составил 204,6 ГВт [1]. Принимаемое на данный момент увеличение паркового ресурса сверх нормативного может иметь опасные последствия массового выхода из строя энергетического оборудования и вызвать техногенные катастрофы.

Ученые Российской академии наук приняли решение обратиться с открытым письмом к Президенту и Правительству РФ о необходимости обеспечения энергетической безопасности развития экономики страны в ближайшие годы и рекомендовали ряд мер нормативного, финансового и научнотехнического характера. Выступления ученых на заседании Научного совета отличались необычной остротой, смелостью, пониманием причин наступающего кризиса и желанием переломить ситуацию к лучшему.

При этом речь шла не просто о сохранении уровня производства энергии, достигнутого в годы существования СССР, и и о дальнейшем развитии энергетического комплекса. Планируемое на ближайшие двадцать лет 3кратное увеличение валового продукта в Президентской программе экономического развития страны требует (даже при оптимистичной программе повышения энергоэффективности в различных отраслях промышленности и быта) 80%го увеличения объема производства электроэнергии [1]. Планируемый объем производимой электроэнергии в 2010 году должен составить 244 ГВт, а в 2020 году – 321 ГВт.

К сожалению, рамки настоящего краткого сообщения не позволяют изложить всю интереснейшую информацию, полученную на заседании Научного совета РАН. Следует только отметить практически полное единодушие и понимание того, что сохранение и развитие энергетического комплекса РФ в ближайшие годы лежит на пути использования децентрализованного энергоснабжения. В год надо будет вводить 5–6 ГВт энергетических мощностей, используя высокоэффективные генераторы малой единичной мощности от нескольких десятков и сотен киловатт до 20–25 МВт, где в качестве топлива будет использоваться природный газ, в том числе сжиженный природный газ.

Литература
Фаворский О. Н. Состояние и перспективы развития малой энергетики в России ближайших лет // Технология легких сплавов: Спец. выпуск. М.: Деловой мир 200 2002.