От теории — к реальным проектам. Сжиженный природный газ на практике

По всей России 8 800 500-92-62 Москва +7 (495) 120-07-78 Санкт-Петербург +7 (812) 318-75-80

Хотя о преимуществах использования сжиженного природного газа (СПГ) уже написано немало, его пока трудно отнести к разряду массовых технологических решений. Тем не менее, рано или поздно, СПГ станет доминирующим видом топлива.

Причин, по которым использование сжиженного природного газа пока не приняло массовый характер, несколько. Первая и самая главная - дороговизна оборудования, которое должно стабильно и надежно работать при очень низких температурах и высоком давлении. Вторая - высокие эксплуатационные расходы, связанные с необходимостью повышенного контроля за криогенным оборудованием. Третья - круг решений, связанных с исключительным применением сжиженного природного газа, пока сравнительно невелик, и большинство потребителей предпочитает обходиться уже апробированными способами автономного и резервного топливообеспечения, то есть использовать мазут, дизельное топливо или пропан-бутановые смеси. И все же перейти на СПГ в массовом порядке придется: запасы легкодоступных углеводородов тают с каждым днем.

Практически все крупнейшие месторождения природного газа в России находятся в удаленных районах, неблагоприятных для строительства транспортных газопроводов. Основные российские газовые месторождения располагаются именно в таких регионах (шельфы Баренцева и Карского морей, остров Сахалин, п-ов Ямал и т.д.). Это обуславливает необходимость строительства крупных заводов по производству СПГ в местах перспективных месторождений и уже с них транспортировать газ в жидком состоянии.

Ориентируясь на среднесрочные перспективы, ОАО «Газпром» разработало несколько целевых программ по решению актуальных задач газификации населенных пунктов, отдаленных от магистральных газопроводов. По оценкам специалистов ВНИИПро-мгаза, около половины городов и поселков, нуждающихся в газификации, экономически целесообразней обеспечивать топливом в виде привозного СПГ.

Первые шаги по использованию сжиженного природного газа в промышленности и коммунальном хозяйстве были осуществлены в Санкт-Петербурге и Екатеринбурге, а также на объектах в Ленинградской и Свердловской областях. Здесь были введены в действие опытно-промышленные установки по производству СПГ, и несколько удаленных котельных переведены на питание привозным сжиженным природным газом.

Пожалуй, особый интерес вызывает использование СПГ для теплоснабжения коттеджных поселков. Один из проектов реализован в Московской области: общая котельная мощностью 2 МВт предназначена для отопления и частичного горячего водоснабжения домов общей жилой площадью около 20 тыс. м2. Варианты топливоснабжения ограничивались двумя решениями. Во-первых, можно было проложить отводной газопровод протяженностью 8 км и диаметром 160—200 мм. Во-вторых, можно было обеспечить котельную установку привозным топливом, в качестве которого рассматривались сжиженный природный газ, пропан-бутановая смесь (сжиженный углеводородный газ) и дизельное топливо.

Произведенный экономический расчет капитальных вложений, эксплуатационных расходов и себестоимости 1 Гкал тепловой энергии, полученной при использовании трубопроводного природного газа и привозных энергоносителей, показал, что максимальные затраты по организации автономного теплоснабжения приходятся на природный газ и связаны с необходимостью прокладки достаточно длинного (8 км) газопровода. Они более чем в 4 раза превышают стоимость переоборудования котельной для использования сжиженного природного газа, и почти на порядок — затраты, связанные с использованием СУГ и дизельного топлива.

Последнее, несмотря на то, что объем капитальных вложений при организации работы котельной на дизельном топливе значительно меньше, себестоимость 1 Гкал выработанной тепловой энергии на 7096 превышает отпускную цену. При использовании в качестве котельного топлива сжиженного углеводородного газа (пропан-бутановой смеси) себестоимость 1 Гкал также больше отпускной цены на 3096. Соответственно, применение этих видов топлива в течение отопительного сезона (около 5800 часов) может стать достаточно затратным, а в случае с соляром — еще и экологически вредным.

Себестоимость 1 Гкал при использовании СПГ на 8096 больше, чем с использованием магистрального природного газа, но и капитальные вложения, как уже было сказано ранее, для обеспечения работы котельной на природном газе по проложенному газопроводу на 42496 больше. Расчетный срок окупаемости капиталовложений при работе котельной на СПГ в 1,5 раза меньше, чем на природном газе, что и может оказаться определяющим фактором при выборе энергоносителя.

Решающую роль в интенсификации внедрения СПГ сыграет появление новых установок по сжижению газа малой и средней мощности. Весьма перспективными выглядят проекты переоборудования автомобильных газозаправочных компрессорных станций типа АГНКС-500, возможности которых по своему функциональному назначению в настоящее время используются только на 10-1596. На их базе монтируются установки сжижения природного газа производительностью 15—30 тонн в сутки. 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, а также обеспечивающее противопожарную безопасность оборудование и т.п.

Удельные затраты на производство 1 тонны СПГ на АГНКС распределяются следующим образом:

  • амортизация — 2396;
  • электроэнергия — 1996;
  • заработная плата работников АГНКС — 1296;
  • сырье (природный газ и вспомогательные материалы) — 1796;
  • заработная плата работников по обслуживанию и управлению установкой по получению СПГ — 1896;
  • единый социальный налог — 1196. Из приведенных данных видно, что более половины (5496) затрат на производство СПГ приходится на амортизацию, электроэнергию и зарплату работников АГНКС, обслуживающих компрессорное и электросиловое оборудование.

Себестоимость СПГ, главным образом, зависит от принятой технологии комплексной очистки природного газа и его сжижения. Сжижение природного газа производится на уровне температур -140...160°С, и поэтому для оптимизации процесса имеются проверенные аналоги в области сжижения газов, его хранения, транспортировки и регазификации. Один из путей оптимизации производства СПГ — использование перепада давления на городских или заводских газораспределительных станциях (ГРС) или газоредуцирующих пунктах (ГРП), за счет чего уменьшаются затраты на электроэнергию и обслуживание компрессоров и электросилового оборудования.

Примером плодотворного использования такого подхода стала установка сжижения природного газа, разработанная специалистами ОАО «Криоген-маш» (по заказу ООО «Лентрансгаз») на базе детандер-компрессорных агрегатов, построенная на ГРС «Никольская» (Ленинградская область) с расходом природного газа 8000 нм3/ч, с расчетным давлением на входе 3,3 МПа и на выходе — 0,28-0,60 МПа. Производительность установки по СПГ равна 24 тоннам в сутки.

Установка сжижения природного газа состоит из блока теплообменников-вымораживателей, системы охлаждения компримированного газа, блока сжижения, двухступенчатого турбодетандер-компрессорного агрегата, автоматизированной системы контроля и управления работой установки (АСКУ), арматуры, в том числе управляемой, и КИП.

Природный газ с расходом 8000 нм3/ч и давлением 3,3 МПа поступает на турбокомпрессоры, работающие на одном валу с турбодетандерами. В 2-ступенча-том турбокомпрессоре давление газа повышается до 4,5 МПа, затем сжатый газ последовательно охлаждается в теплообменниках и поступает в вымораживатель, состоящий из трех теплообменников, где за счет использования холода обратного потока газа из теплообменника происходит вымораживание влаги. Очищенный газ после фильтра разбивается на два потока, большая часть направляется в вымораживатель для рекуперации холода, а на выходе через фильтр подается последовательно на турбодетандеры, а после них направляют в обратный поток на выходе из сепаратора. Меньшая часть потока направляется в теплообменник, где после охлаждения дросселируется в сепаратор, отделяющий жидкую фазу от паров. Сжиженный природный газ направляется в накопитель (к потребителю), а паровая фаза подается последовательно в теплообменник, вымораживатель и далее в магистраль низкого давления, расположенную после газораспределительной станции. Через определенное время вымораживатели попеременно переводятся на отогрев и продувку газом низкого давления из магистрали.

Себестоимость сжиженного природного газа, полученного по данной технологии, на 30—4096 ниже себестоимости СПГ, полученного на АГНКС. Следовательно, и себестоимость 1 Гкал тепла будет намного ниже, вплотную приближаясь к значениям, характерным для магистрального природного газа. Расчетный срок окупаемости капитальных вложений с использованием СПГ составит около 3-4 лет, против 9-10 лет для решений на трубопроводном природном газе.

Россия обладает значительным количеством ГРС, на которых редуцируемый газ бесполезно теряет свое давление, а во многих случаях зимой приходится подводить еще энергию для подогрева газа перед его дросселированием. Использование практически бесплатной энергии перепада давления газа дает возможность получить сжиженный природный газ, 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, вполне возможно создать мини-заводы производительностью от 12 до 120 тонн сжиженного природного газа в сутки. Полученный СПГ может храниться в системах хранения на базе криогенных резервуаров.

Особый интерес представляет использование СПГ в качестве топлива для генераторных и когенераторных систем. Например, при установке газового генератора мощностью 1,5 МВт можно ежегодно получать более 13000 МВт/ч электроэнергии и около 10000 Гкал тепловой энергии для отопления и горячего водоснабжения. Срок окупаемости капитальных вложений газогенераторных систем не превышает 4 лет.

Автономное энергоснабжение небольших промышленных, социальных предприятий и населенных пунктов с помощью СПГ — привлекательная сфера для инвестиций со сравнительно коротким сроком окупаемости капитальных вложений. Автономные объекты малой энергетики помогут ликвидировать проблему энергообеспечения отдаленных регионов.

© 1997 — 2017 «ГазТехника»