Перспективы развития малотоннажного производства сжиженного природного газа в россии
УДК 661.91
Перспективы развития производства малотоннажного сжиженного газа в России
Е.Б. ФЕДОРОВА, кандидат технических наук, доцент, заместитель заведующего кафедрой оборудования нефтегазопереработки
В.Б. МЕЛЬНИКОВ, кандидат технических наук.
Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина (119991, Москва, Ленинский проспект, 65, корп. 1). E-mail: fedorova.e@gubkin.ru
Малотоннажное производство СПГ играет особую роль в мировой энергетике. В статье названы причины повышенного интереса к малотоннажному производству СПГ в условиях кризиса, показана возможность энергоснабжения российских регионов на его основе, рассмотрены основные технологии сжижения, приведен опыт российских регионов в формировании инфраструктуры СПГ, обозначены проблемы и перспективы малотоннажного производства СПГ. Исследование показывает, что к формированию инфраструктуры СПГ необходимо применять комплексный подход, учитывающий социально-экономические и промышленные особенности региона. В данной статье ключевые слова: сжиженный природный газ, СПГ, газификация, малотоннажное производство СПГ, технологии сжижения природного газа, СПГ как топливо, инфраструктура СПГ, комплексный подход.
Мировая индустрия СПГ состоит из крупномасштабного производства, основной целью которого является поставка СПГ на мировые рынки, и мелкомасштабного производства для межрегиональной торговли и внутреннего спроса. Под малыми заводами СПГ понимаются заводы мощностью до 1 миллиона тонн СПГ в год (или 125 тонн СПГ в час).
В последние годы отрасль СПГ переживает беспрецедентный всплеск производства малотоннажного СПГ. Области применения природного газа и его жидкой формы – СПГ – в последние годы значительно расширились. Кроме того, в общей структуре мировой торговли сжиженным природным газом растет доля межрегиональной торговли СПГ в небольших объемах. Хорошим примером является СПГ, поставляемый небольшим заводом NordicLNG в Норвегии на небольшой приемный терминал GIATN в Швеции.
За последний год снижение цен на нефть, а затем и на природный газ сделало нерентабельной реализацию ряда крупных проектов по строительству заводов СПГ. Са-
Самый дорогой рынок, Азиатско-Тихоокеанский, вырос в 1,5 раза: цены на СПГ в Японии упали с $15,75 за миллион британских тепловых единиц – MMWh в 2021 году (что соответствует $805,61 за тонну СПГ или $630 за 1. 000 м3 газа) (что соответствует $805,61 за 1 т СПГ или $630 за 1 000 м3 газа) упала до $9-10 в начале 2021 года (что соответствует $460,35-511,5 за 1 т СПГ или $360-400 за 1 000 м3 газа). Проекты были приостановлены в Австралии, США, Канаде и других странах.
Крупные газовые месторождения и стремление компаний любыми способами вовлечь их в разработку заставляет их пересматривать свою стратегию и искать пути снижения финансового риска. Поэтому на фоне низких цен на природный газ малые проекты по производству СПГ становятся все более привлекательными для производителей. Этому способствуют несколько причин.
Во-первых, капитальные вложения для мелкомасштабного производства СПГ в абсолютном выражении гораздо ниже, чем для крупномасштабного завода. Строительство большого количества малых заводов в Китае продемонстрировало более низкие удельные капитальные затраты: $500 на тонну производимого СПГ по сравнению с $1500, характерными для крупномасштабного завода. Следовательно, получить финансирование для маломасштабного проекта более реально.
Во-вторых, период строительства малой установки короче, чем крупной. Завод СПГ мощностью до 1 млн тонн в год.
Можно построить за один-три года, тогда как средний срок строительства крупномасштабного завода СПГ составляет пять лет. Малое производство СПГ строится по модульному принципу: все оборудование собирается на заводе-изготовителе в несколько модулей, или блоков, готовых к отгрузке, а по прибытии на место в кратчайшие сроки монтируется для немедленного ввода в эксплуатацию.
В-третьих, проекты с малым тоннажем имеют более короткий период окупаемости. По данным аналитиков WTU (Нью-Йорк), проект стоимостью 2,5 млрд. долларов США может окупиться за три-пять лет, а проект стоимостью 60 млрд. долларов США может иметь срок окупаемости 1 215 лет [1].
Помимо преимуществ мелкомасштабного производства СПГ в случае кризиса, области его применения достаточно широки:
– газификация территорий, отдаленных от магистральных газопроводов;
– создание запасов газа (с помощью ПХГ) для компенсации пикового потребления газа;
– Обеспечение электроэнергией малонаселенных пунктов, отдаленных деревень, социальных и промышленных объектов с использованием, например, дизельных генераторов без строительства локальной сети трубопроводов или прокладки централизованной электросети;
– разработка маргинальных, мелких и средних месторождений природного газа;
Обеспечение бесперебойного снабжения потребителей газом во время ремонта газопровода и других строительных работ;
– реализация проектов плавучих СПГ-комплексов для монетизации морских месторождений природного газа;
– Сжижение метана угольных пластов, попутного нефтяного газа, сланцевого газа и биогаза с целью рационального использования и транспортировки;
– Производство экологически чистого топлива для автомобильного, железнодорожного, водного, морского и воздушного транспорта, а также для космической и ракетной техники.
Одним из основных направлений использования СПГ является газификация российских регионов. Помимо повышения эффективности различных отраслей промышленности и уровня жизни граждан, газификация является важнейшей частью социально-экономического развития регионов. Использование более чистых источников энергии, таких как природный газ, вместо угля и мазута позволяет улучшить состояние окружающей среды и снизить количество заболеваний, вызванных загрязняющими выбросами в атмосферу.
Цепочка создания стоимости мелкомасштабного СПГ.
Fig. 1
В России значительная часть территории находится за пределами газотранспортной системы, и строительство трубопроводов в эти регионы зачастую экономически нецелесообразно, особенно если поставки должны осуществляться в отдаленные и труднодоступные районы. На успех этого проекта влияет множество факторов, включая наличие рек, озер, гор или болот, удаленность и малочисленность населенных пунктов от основных магистральных газопроводов, малонаселенные районы. Именно здесь может помочь альтернативная газификация промышленных и социальных объектов сжиженным природным газом, производимым на заводах малой мощности. Заводы СПГ позволят удаленным малым городам и поселкам получить доступ к местным энергоресурсам путем преобразования энергии СПГ в электроэнергию для распределения через дизель-генераторы или небольшие ТЭЦ. Будет сохранено состояние земель и лесных угодий для природопользования, улучшена экология и т.д. При этом не потребуется прокладка газопроводов и электросетей.
Мелкомасштабная цепочка создания стоимости СПГ повторяет крупномасштабную цепочку создания стоимости СПГ и включает производство СПГ, транспортировку, хранение, регазификацию СПГ, однако она более обширна (рис. 1).
В отличие от крупномасштабного производства СПГ, мелкомасштабная цепочка создания стоимости СПГ может начинаться с берегового приемного терминала. Такая цепочка была успешно организована в Швеции, где в 2021 году был построен первый небольшой приемный терминал в Балтийском море. Швеция не является производителем СПГ, а покупает его у Норвегии на заводе Nordic LNG. Приемный терминал состоит из причала с причалами для небольших судов, изотермического резервуара на 20 000 м3 СПГ, погрузочной эстакады и небольшой испарительной установки реконденсации газа. СПГ доставляется на приемный терминал в специально спроектированных танкерах вместимостью до 15 000 м3. Из резервуара СПГ поступает непосредственно на погрузочную рампу для погрузки на танкеры. Танкеры доставляют СПГ по всей стране на криогенные станции и регазификационные комплексы.
Классификация технологических процессов производства малотоннажного СПГ
Россия обладает огромным потенциалом для развития инфраструктуры малотоннажного СПГ. Кроме того, области и республики не входят в ЕСГ, то есть являются потенциальными потребителями СПГ, в России имеется большое количество объектов, которые могут стать базой для малотоннажного производства СПГ.
Потенциальных потребителей сжиженного природного газа можно разделить на две группы:
1) Потребители СПГ в газообразной форме, т.е. необходимым условием для потребления является наличие комплекса хранения и регазификации;
Когда потребители потребляют СПГ напрямую (в жидком виде), требуется только изотермическое хранилище с возможностью заправки СПГ.
К клиентам первой группы относятся:
• газовые электростанции;
– промышленных предприятий;
– сельскохозяйственные предприятия ;
– Промышленные и бытовые бойлеры ;
• население.
Во второй группе находятся :
– грузовые и пассажирские автомобили;
– морские суда и суда внутреннего плавания;
– железнодорожные локомотивы;
• самолетная и вертолетная техника;
• ракетно-космическая техника.
Ни атомные, ни неатомные электростанции не могут использоваться для производства СПГ.
Однопоточный цикл (без предварительного охлаждения)
Циклы с предварительным охлаждением
i j|
Циклы дросселя и дроссель-эжектора для высокого давления
Циклы Детандера.
i i
Велосипеды с трубой Vortex
i
Циклы с волновыми криогенераторами
В газотранспортную систему входят как крупные промышленные объекты, такие как газоперерабатывающие и газохимические заводы, так и объекты, расположенные далеко за пределами ЕСГ (средне- и низкопродуктивные месторождения природного газа, разработка которых экономически нецелесообразна в случае строительства магистрального газопровода).
В малообъемных процессах природный газ сжижается двумя способами. В первом случае, как и в крупных технологических процессах, используется внешний источник охлаждения в виде замкнутых контуров хладагента. Во втором случае рабочей жидкостью холодильного цикла является поток природного газа или непосредственно его часть, которая сжимается, охлаждается и расширяется на одной или нескольких стадиях. В этом случае холодильный цикл разомкнут. Можно также использовать комбинацию этих двух методов. Классификация процессов производства малотоннажного СПГ представлена на рисунке 2.
Когда речь идет о хладагентах, процесс может включать один или два холодильных цикла – предварительное охлаждение и сжижение. На практике охлаждение малотоннажной продукции более двух раз является неэффективным.
Fig. 2
Рис. 3
Азотный холодильный цикл с двумя съемниками
T1, T2, T3 – теплообменники;D1, D2 – турбодетандеры;K1, K2, KZ – компрессоры X – холодильник;DR – дроссель
Т1 Т2 ТЗ
Трехступенчатый однопоточный цикл охлаждения смешанного хладагента
T1, T2, TZ: теплообменники; K1, K2: компрессоры; X1, X2: чиллеры; T1, T2, TZ: теплообменники; K1, K2: компрессоры; X1, X2: чиллеры
Является последовательным, поскольку простота и компактность являются определяющими факторами в данном случае.
Процессы природной газификации с внешним хладагентом включают две основные группы процессов: азотные циклы и циклы со смешанным хладагентом – смесью легких углеводородов и азота. Эти технологии доминируют в диапазоне производительности от 3,5 до 35 т СПГ в час [2].
В качестве хладагента азот используется в азотном холодильном цикле с детандерами, который стал чрезвычайно популярным благодаря своей простоте, безопасности и доступности. На зарубежных рынках этот цикл известен как закрытый цикл Брайтона/Клода. На воздухоразделительных установках азот получают и транспортируют в газовых баллонах или цистернах. В замкнутом холодильном цикле азот не изменяет своего агрегатного состояния и остается газообразным. Более того, поскольку в процессе не используется скрытая теплота пароконденсации, теплообменники имеют относительно большую разницу температур, что приводит к низкому КПД и, как следствие, высокому энергопотреблению. Повышение эффективности азотного цикла в сочетании с увеличением количества ступеней охлаждения приводит к увеличению количества компрессоров в процессе. При использовании турбодетандеров в качестве расширительных агрегатов можно рекуперировать часть энергии, затраченной в ходе цикла. Азотный холодильный цикл может иметь один, два или три экспандера. Повышение эффективности процесса сжижения напрямую зависит от эффективности турбодетандеров. Принципиальная схема цикла с двумя экспандерами, как наиболее распространенного и энергоэффективного, показана на рис. 3. 3.
Азот не воспламеняется и поэтому является самым безопасным хладагентом. Основными преимуществами азотного цикла являются простота запуска и остановки технологической линии и легкость адаптации к изменениям в составе пищевого газа. Максимальная производительность азотных циклов составляет менее 0,5 млн тонн СПГ в год (62,5 т/т).
Однопоточные процессы смешанного охлаждающего воздуха (MCA) широко используются в малообъемном производстве СПГ за рубежом. Источник:
Двух- и трехступенчатые циклы с CCA и разделением жидкой и паровой фаз потока хладагента были разработаны на основе многолетнего опыта производства и эксплуатации небольших заводов СПГ. Максимальная производительность процесса составляет менее 1 млн тонн СПГ в год (62,5 т/ч). Принципиальная схема трехступенчатого цикла показана на рисунке 4.4.
Увеличение количества стадий цикла приводит к увеличению количества единиц оборудования, усложнению технологической схемы. Но разделение цикла на две или три ступени с разным давлением дросселирования хладагента повышает энергоэффективность процесса и, соответственно, снижает эксплуатационные затраты. Другой способ
Энергоэффективность этого процесса может быть улучшена путем выбора подходящего состава APC, основанного на составе природного газа, чтобы свести к минимуму затраты энергии на цикл.
Одним из преимуществ данной технологии является то, что компоненты CCA можно извлекать непосредственно из природного газа.
Использование внешних холодильных циклов при сжижении природного газа не требует высокого давления самого потока природного газа. Это дает месторождениям природного газа возможность использовать технологии с внешним охлаждением.
Сравнение азотного цикла с двумя зернистыми камерами и однопоточного цикла в AXA, проведенное в [2], выглядит следующим образом
Технология производства СПГ на ГРС
T1, T2, T3 – теплообменники;D1 – турбодар;K1, K2, KZ – компрессоры;C1, C2 – сепараторы;DR – дроссельная заслонка
Технология производства сжиженного природного газа на АГНКС
Т1, Т2, ТЗ – теплообменники
Фиг. 5
Fig. 6.
Выбор технологии предварительного замачивания должен основываться на расчете эксплуатационных расходов и комфорта, даже если разница в капитальных затратах невелика.
Когда электростанция работает в течение года при постоянной нагрузке, близкой к расчетной, циклы с CCA имеют очевидные преимущества благодаря более низким эксплуатационным расходам. Недостатки этой технологии, такие как более длительное время запуска и более низкая эффективность при частичной нагрузке, в данном случае не столь актуальны.
При частых запусках и остановках технологической линии азотный цикл имеет несомненное преимущество, так как имеет короткий период запуска
И стабильную работу при полной и частичной нагрузке. В этом случае более высокие эксплуатационные расходы компенсируются более коротким эксплуатационным периодом в году.
Процессы сжижения с частичным расширением потока природного газа основаны на использовании различных расширительных устройств, которыми могут быть дроссели, эжекторы, вихревые трубы, турбодетандеры и волновые криогенераторы. Поскольку часть потока природного газа выступает в качестве хладагента, эти процессы имеют гораздо более низкую скорость конденсации, чем процессы с использованием внешнего хладагента.
Наиболее энергоэффективными процессами являются те, в которых используется
Расширительные блоки, использующие перепад давления на ГРС и высокое давление газа на АГНКС. Преимуществом данного типа установки является относительно низкая стоимость СПГ, так как нет необходимости тратить энергию на сжатие в компрессорах, а стоимость основного оборудования относительно низкая в течение короткого времени.
В России наибольший интерес вызывают технологии, связанные с газопроводами.
Рис. На рисунке показана типичная схема установки СПГ на ГРС. На нем не показаны процессы подготовки газа, осушки и удаления тяжелых компонентов из газа, но эти процессы являются частью установки.
Коэффициент сжижения при этой технологии не превышает 20%, но она имеет самое низкое удельное энергопотребление. Большая часть энергии расходуется на процессы подготовки газа, такие как очистка и осушка.
На рисунке 6 показана технология производства СПГ на АГНКС. Это цикл эжекции газа высокого давления с фреоновым охладителем. Особенностью этой технологии является высокое начальное давление газа – 220-250 атм. Эта технология хорошо известна и доказала свою эффективность на заводах в России. Он характеризуется более высоким коэффициентом предварительного насыщения по сравнению с GDS – до 50% – и относительно низкими удельными энергозатратами.
Все вышеупомянутые технологии сжижения более детально описаны в [3].
Одной из основных причин высокой стоимости СПГ являются жесткие требования к очистке и осушке природного газа перед сжижением. Содержание углекислого газа 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, а содержание меркаптанов – 2-3-10-6 м3. Адсорбционные процессы обработки и осушки природного газа на цеолитах доминируют в малотоннажном производстве СПГ. Мембранная очистка CO2 и процессы физической адсорбции полиэтиленгликоля также используются для снижения содержания диоксида углерода, этана и более тяжелых углеводородов [4].
Выбор технологии предварительной обработки основан на выборе базового завода для производства СПГ. В европейской части России с развитой газотранспортной системой
Наиболее подходящими местами для маломасштабного производства СПГ являются ГРС и АГНКС с долей производства жидкости 10-20%. В азиатской части России, особенно на севере, малые и средние месторождения природного газа могут стать ресурсной базой для производства СПГ. Эти месторождения требуют технологий производства 100% СПГ, основанных на производстве жидкости, т.е. с использованием азотного цикла или цикла со смешанным хладагентом, регенерируемым на месте из природного газа, а также наиболее доступных и эффективных методов и технологий очистки газа. При выборе малотоннажного процесса следует руководствоваться следующими основными принципами: термодинамическая эффективность, безопасность и минимальные эксплуатационные расходы.
В России уже накоплен опыт малотоннажного производства и применения СПГ на основе использования отечественного оборудования и технологий, а также зарубежных достижений, и имеется достаточно научных, инженерных и производственных ресурсов для успешного и значительного практического развития в этой области.
В Ленинградской области с 1995 года действует региональный комплекс по производству, транспортировке и использованию СПГ на тепловых электростанциях. В Выборге действуют три завода по производству СПГ – Петродворцовая АГНКС-8, Никольская ГРС в Тосненском районе и Выборгская ГРС в Выборгском районе. В Выборгском районе также расположены автоприцепы и система хранения и газификации СПГ для потребителей, таких как коммерческие и промышленные котельные и управление коммунального хозяйства.
Таблица 1
Комплекс по производству СПГ малой тоннажности
Место расположения Производительность, т/ч
Ленинградская обл., АГНКС № 8 г. Петродворец 1,0
Ленинградская область, Никольское, газораспределительная станция 0,35
Ленинградская область, газораспределительная станция 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, деревня Канюсята, Карагайский район 1,5
ГРС, Калининград 1.5
С 2001 года ООО “Газпром трансгаз Екатеринбург” накопило большой опыт в проектировании, строительстве и эксплуатации малотоннажных установок по производству СПГ на АГНКС и ГРС. Компания располагает активами во всей цепочке производства СПГ – от производителя до потребителя.
Первая установка СПГ была установлена на АГНКС в Первоуральске для обеспечения газом котельной санатория “Озеро Глухое”, поскольку снабжать его газом по трубопроводам было экономически нецелесообразно. В настоящее время на АГНКС введена в эксплуатацию криогенная камера для заправки автомобилей сжиженным газом.
Вторая установка СПГ на ГРС была построена в 2021 году и введена в эксплуатацию в качестве пилотной в рамках программы ОАО “РЖД” по переводу железнодорожных локомотивов на СПГ. На заводе используется технологический процесс производства СПГ на ГРС. Впервые в России был применен турбодетандер-компрессор.
Компрессор природного газа производства ОАО НПО “Гелиймаш”.
Производимый на комплексе СПГ служит топливом для российских газотурбинных локомотивов ГТ1И-001 и ГТ1И-002 и газопоршневого маневрового тепловоза ТЭМ19-001 Свердловской железной дороги. Оттуда СПГ также доставляется на регазификационный комплекс в город Старуткинск, где проживает около 3 000 человек, для обеспечения газом двух котельных в отопительный сезон. Систематические поставки СПГ потребителям с производственных комплексов обеспечиваются парком трейлеров и криогенных контейнеровозов.
Мобильный активный регазификатор О О О “НПК НТЛ” был успешно использован для проведения ремонтных работ на линейной части газопровода и на газораспределительной системе (ГРС) ООО “Газпром трансгаз Екатеринбург”. Для обеспечения бесперебойной поставки газа потребителям используется данный регазификатор. На время проведения ремонтных работ регазификатор с двумя криогенными танк-контейнерами подключается к газораспределительной сети. Регазификатор может регулировать выходное давление газа, поэтому его можно использовать в сетях с различным уровнем давления.
В конце 2021 года были введены в эксплуатацию комплексы сжижения природного газа в Пермском крае и ГРС в Калининграде.
В настоящее время в России действуют восемь небольших комплексов по сжижению природного газа, данные о которых приведены в таблице 1.
Республика Саха (Якутия) рассматривает возможность энергоснабжения удаленных потребителей на основе СПГ. Согласно исследованиям Института систем
Этапы создания инфраструктуры СПГ
Выявление потенциальных потребителей СПГ в регионе Определение общего объема потребления
Определение потенциальных производителей СПГ > Определение площадок для производства СПГ, мощности каждого завода
Выбор технологий производства СПГ (в том числе подготовки газа) для каждого завода
Определение мест и объемов хранения СПГ Определение схем логистики поставок СПГ
Выбор наиболее рентабельной схемы производства и транспортировки СПГ
Поиск источников субсидий для населения (при необходимости) > Предоставление преференций предприятиям – потребителям СПГ (при необходимости)
Л.А. Мелентьева Института энергетики Сибирского отделения Российской академии наук. По словам Л. А. Мелентьева СО РАН, при реализации их плана по производству СПГ на месторождении природного газа стоимость СПГ составит 26-32 тыс. рублей за метрическую тонну. При замене импортного дизельного топлива в тяжелой технике на сжиженный природный газ экономия затрат на топливо составит 31-38%, так как цена дизельного топлива достигает 40-41 тыс. рублей за тонну (без НДС). Используя небольшое хранилище СПГ мощностью 50 200 т/г, Верхняя Муна (250 км от месторождения, потребление СПГ – 28 т/г) и Накын (513 км от месторождения, потребление СПГ – 16 500 т/г) смогут утилизировать сжиженный природный газ. Для транспортировки сжиженного метана потребуется парк из 29 грузовиков с криогенными цистернами.
Анализ существующих СПГ-комплексов в России показывает отсутствие системного подхода к размещению объектов по производству и применению СПГ. Внедрение производства СПГ по-прежнему зависит исключительно от энтузиазма чиновников газотранспортных компаний и местных властей, а выбор объектов газификации носит случайный характер. Научно обоснованная концепция создания инфраструктуры СПГ в России может стать основой для программы газификации российских регионов.
Концепция строительства инфраструктуры СПГ в России должна быть основана на комплексном социально-экономическом и про
Анализ потребления СПГ основывается на местоположении региона и наличии ресурсов природного газа (в виде газовых месторождений или газопроводов). На основе анализа определяются потенциальные потребители СПГ и рассчитываются объемы потребления газа. Далее оцениваются потенциальные мощности по производству СПГ и их близость к потребителю. Последовательность развития инфраструктуры СПГ показана на рис. 7.
Одним из основных препятствий для широкого внедрения инфраструктуры СПГ в России является отсутствие нормативно-технической документации для проектирования, строительства и эксплуатации объектов СПГ [5].
Криозаправочные станции должны сыграть важную роль в создании концепции инфраструктуры СПГ.
В последние годы транспортные средства переходят на газомоторное топливо, включая СПГ. Это связано с ухудшением экологической ситуации, с принятием международных конвенций по контролю выбросов от двигателей судов, железнодорожных локомотивов и автотранспорта. Требования, выдвигаемые этими конвенциями, могут быть выполнены только путем перевода двигателей на сжатый природный газ (КПГ) или СПГ. Природный газ очищается перед сжижением, что делает СПГ более чистым топливом, чем КПГ.
Растущие рынки газомоторного топлива могут изменить структуру мирового рынка СПГ. Для производства топлива во многих странах растет интерес к средне- и малотоннажным заводам. СПГ превращается из компактной формы хранения и транспортировки в самостоятельный товар. Производители автомобилей по всему миру разрабатывают топливные системы и криогенные баки, использующие сжиженный природный газ. Для заправки транспорта СПГ будет создана сеть криогенных заправочных станций, заправочных комплексов для железнодорожных локомотивов и бункеровочных установок для судов.
Примерами таких стран являются Китай, Испания, Норвегия, Швеция, Аргентина и др. Двенадцать
Fig. 7
Европейские страны, стремясь улучшить собственную экологию, разработали проект “Голубые коридоры СПГ”, который стартовал в мае 2021 года. Проект направлен на внедрение СПГ в качестве реальной альтернативы дизельному топливу для большегрузных автомобилей, на первом этапе – в качестве дополнительного топлива, а затем – с целью полной и адекватной замены. Для достижения этой цели в рамках проекта определена схема пунктов заправки СПГ вдоль четырех коридоров, два из которых будут охватывать Атлантический океан и Средиземноморский регион, а два соединят Южную Европу с Северной Европой и Западную Европу с Восточной Европой. С этой целью на важнейших участках вдоль “голубых коридоров” будет построено около 14 новых заправочных станций, работающих только на СПГ или на КПГ. Одновременно должно быть построено около 100 большегрузных автомобилей, использующих СПГ в качестве топлива [6].
Развитие рынка автомобилей на природном газе в России все еще находится в зачаточном состоянии. Развитие рынка автомобилей на природном газе в России все еще находится в зачаточном состоянии.
Криогенная топливная система разработана компанией “К АМАЗ”. В стране существует производство криогенных топливных баков. По данным первых испытаний автомобилей КАМАЗ, проведенных в Свердловской области, расход СПГ составляет 4,95 рубля на 1 километр (450-литровый бак СПГ позволяет проехать 600 километров). Но главным препятствием для перевода автомобилей на СПГ является привязка автомобилей к источникам СПГ – криозаправочным станциям, которых сейчас недостаточно. Нам необходима заправочная инфраструктура: на первом этапе – вдоль магистралей с наибольшим грузо- и пассажиропотоком, на втором – на второстепенных магистралях.
Газомоторная компания “Газпром газомоторное топливо” строит инфраструктурный проект, который позволит связать газомоторными маршрутами Азию и Европу. Часть проекта охватывает Европу от Калининграда до Екатеринбурга, то есть там, где уже существует сеть дорог и газозаправочных станций. Дальнейшее расширение рынка газомоторного топлива
Этому будет способствовать развитие мелкотоннажного производства СПГ в северо-восточном и восточном регионах России.
Выводы
Развитие малотоннажного производства СПГ в России важно как по социальным, так и преимущественно экономическим причинам. Создание инфраструктуры для производства и потребления СПГ должно быть основано на комплексном рассмотрении многих факторов на основе выбора разумной мощности производства СПГ, оборудования и технологии с учетом сырья для СПГ и выбора энергоэффективной технологии переработки и сжижения газа (в настоящее время энергозатраты на производство СПГ составляют около 45-50%). Это позволит повысить энергоэффективность производства и снизить стоимость СПГ, что, в свою очередь, будет способствовать повышению уровня жизни населения и улучшению состояния окружающей среды. NGH
REFERENCE
1. Penty R. Small-scale LNG becomes popular as slumping oil squeezes megaprojects. – Электронный журнал «Hydrocarbon Processing», 27.02.2021. – URL: http://www.hydrocarbonprocessing.com/Article/3431824/ Gas-ProcessingLNG/Small-scale-LNG-becomes-popular-as-slumping-oil-squeezes-megaprojects.html. (дата обращения 04.03.2021).
Колер Т., Бруентруп М. Выбор оптимальной холодильной технологии для мелкомасштабного производства СПГ. – Переработка углеводородов, 2021 год. № 1. p. 45-52.
3. Федорова Е.Б. Современное состояние и развитие мировой индустрии сжиженного природного газа: технология и оборудование – М.: Российский государственный нефтяной университет.
Российский государственный университет нефти и газа Губкин, 2021. 159 с.
4. Kidnay A.J., Parrish W.R., McCartney D.G. Fundamentals of natural gas processing. – CRC Press. Taylor&Francis Group, 2021. 574 p.
5. Федорова Е. Б., Мельников В. Б. Основные проблемы малотоннажного производства и потребления сжиженного природного газа // Тр. Губкинского университета нефти и газа, 2021. № 4. С. 112-123
6. голубые коридоры СПГ.URL:www.lngbluecorridors.eu (дата обращения: 12.12.2021).
ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ МЕЛКОМАСШТАБНОГО ПРОИЗВОДСТВА СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА В РОССИИ
Fedorova E.B., Cand. Sci. (Tech.), Associate Prof., Deputy Head of Processing Equipment Chair Mel’nikov V.B., Dr. Sci. (Chem.), Prof.
Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина (Ленинский проспект, 65, корп.1, 119991, Москва, Россия)
АБСТРАКТ
Мелкомасштабное производство сжиженного природного газа (СПГ) играет особую роль в мировой энергетике. В статье указаны причины роста интереса к малотоннажному СПГ в условиях кризиса, представлены возможности энергоснабжения российских регионов на основе малотоннажного СПГ, описаны основные технологии малотоннажного сжижения природного газа, приведен опыт российских регионов по строительству инфраструктуры СПГ и указаны проблемы и перспективы малотоннажного СПГ. В нем говорится, что создание инфраструктуры СПГ должно основываться на комплексном подходе, учитывающем социально-экономические и промышленные особенности региона.
Ключевые слова: сжиженный природный газ, СПГ, газификация, малотоннажный СПГ, малотоннажные технологии СПГ, СПГ как топливо, инфраструктура СПГ, глобальный подход
ССЫЛКИ :
1. Penty R. Small-scale LNG becomes popular as slumping oil squeezes megaprojects. Hydrocarbon Processing, 27.02.2021. – Available at http:// www.hydrocarbonprocessing.com/Article/3431824/Gas-ProcessingLNG/ Small-scale-LNG-becomes-popular-as-slumping-oil-squeezes-megaprojects. html. (accessed 04 March 2021)
2. Kohler T., Bruentrup M. Choose the best refrigeration technology for small-scale LNG production. Hydrocarbon Processing, 2021. no. 1. p. 45-52.
3. ФедороваЕ.Б. Состояние и развитие мировой индустрии СПГ : технологии и оборудование. М.: Российский государственный университет нефти и газа им.
Газ, 2021 год. 159 p. (на русском языке)
4. Kidnay A.J., Parrish W.R., McCartney D.G. Fundamentals of natural gas processing. – CRC Press. Taylor&Francis Group, 2021. 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, 2021, no. 4, 112-123 (in Russian)
6. Голубые коридоры СПГ. Доступно на сайте www.lngbluecorridors.eu (доступ получен 12 декабря 2021 года).
