Децентрализованное энергоснабжение с использованием сжиженного природного газа

А. П. Иньков (ООО «Экотерм»), Б. А. Скородумов, Р. В. Дарбинян, А. Л. Довбиш, А. И. Ляпин, В. А. Передельский (ОАО «Криогенмаш»)

По прогнозам специалистов, объем мировой торговли СПГ может возрасти к 2010 году до 150 млрд м³ и более. В США и странах Западной Европы доля СПГ в общем газопотреблении составляет более 20 %. Япония импортирует до 85 % (45 млрд м³) природного газа в сжиженном состоянии.

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

Первые шаги по использованию СПГ в энергосбережении в промышленности и коммунальном хозяйстве сделаны в Санкт-Петербурге и Ленинградской области [3, 4], где уже работают 2 опытно-промышленные 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;

- 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.

Структурная схема газификации населенных пунктов и обеспечения автотранспорта природным газом посредством внедрения технологии с использованием сжиженного природного газа

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 нормативно-правовой базы в данной области деятельности;

- создание новых установок сжижения природного газа с высокими технико-экономическими 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.

Рассмотрим 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. м². 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 (пропан-бутан) (СУГ), дизельное топливо (ДТ). Сопоставление стоимости 1 Гкал тепла, полученной при использовании трубопроводного природного газа (ПГ) и привозных энергоносителей, приведено в таблице.

Наименование затрат Стоимость, тыс. руб. ПГ ДТ СУГ СПГ А. Капитальные вложения Котельная установка «ЗИОСАБ - 2000» 715,5 450,0 715,5 715,5 Прокладка газопровода 8 км 32 000,0 - - - Система снабжения ДТ - 750,0 - - Система снабжения СУГ - - 1 440,0 - Система снабжения СПГ - - - 3 330,0 Бак резервного топлива (ДТ) 750,0 750,0 750,0 750,0 Всего оборудования 33 465,5 1 950,0 2 905,5 4 795,5 Строительно-монтажные работы (35 % от стоимости оборудования без учета прокладки газопровода) 513,0 680,0 1 016,9 1 678,4 Всего капитальных вложений 33 978,5 2 630,0 3 922,4 6 473,9 Б. Эксплуатационные расходы Затраты на котельное топливо 979,2 7 811,2 6 720 3 608,5 Затраты на обслуживание 212,0 212,0 212,0 212,0 Амортизационные отчисления при сроке службы газопровода 30 лет, а оборудования - 15 лет 1 164,4 175,3 261,5 431,6 Всего эксплуатационных расходов 2 355,6 8 198,5 7 193,5 4 252,1 В. Себестоимость 1 Гкал 0,238 0,827 0,719 0,429 Г. Срок окупаемости капитальных вложений при отпускной цене 0,5 тыс. руб. за 1 Гкал, лет 8,61 - - 6,05

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 (пропан-бутан) 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. Таким образом, 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, цена 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 (АГНКС-500), 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, а также 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 %;

- сырье-природный 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 процесса 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, а также 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 детандер-компрессорных 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); 2-ступенчатого турбодетандер-компрессорного 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 коэффициент теплопередачи, что приводит к ухудшению процессов теплообмена и в целом к нарушению технологического режима по сжижению газа. Кроме того, твердые частицы могут забивать дроссели, что приведет к нарушению работы установки. Как правило, 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 скорость 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 очень 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 выводу 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 Д2. В 2-ступенчатом турбокомпрессоре давление газа повышается до 4,5 МПа, затем сжатый газ последовательно охлаждется в теплообменниках Т3-2 и Т3-1 и поступает в вымораживатель, состоящий из 3 теплообменников Т11-1, Т11-2 и Т11-3 (или Т12-1, Т12-2 и Т12-3), где за счет использования холода обратного потока газа из теплообменника Т2-1 просходит вымораживание влаги. Очищенный газ после фильтра Ф1-2 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 С2-1. Второй поток направляют в теплообменник Т2-1, где после охлаждения дросселируют через дроссель ДР в сепаратор С2-1, в котором производят отделение жидкой фазы от его паров. Жидкую фазу (СПГ) направляют в накопитель и потребителю, а паровую фазу подают последовательно в теплообменник Т2-1, вымораживатель Т11 или Т12 и теплообменник Т3-2, 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, тогда 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 еще 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 мини-заводы 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 цистерны-контейнеры 15 м³ (20-футовый контейнер) и 32 м³ (40-футовый контейнер), которые позволяют транспортировать СПГ авто-, железнодорожным и речным транспортом.

Как показывает мировой опыт, наиболее оптимальным транспортным средством для доставки СПГ к потребителям является цистерна, выполненная в виде контейнера. Такая цистерна-контейнер представляет собой не только средство доставки СПГ, но и базовую часть системы хранения и газификации у потребителя. Доставка цистерн-контейнеров к потребителям осуществляется автомобильными трайлерами. Цистерны-контейнеры выгружаются на площадке установки потребителя, устанавливаются и закрепляются быстросъемными зажимами, затем с помощью металлорукавов цистерна-контейнер подсоединяется к испарителям-подогревателям и к трубопроводу, снабжающему потребителя газом.

СПГ также может быть использован в качестве моторного топлива, например в дизель-генераторах. На дизель-генераторах 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 дизель-генератора, 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 дизель-генератора 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.

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

Принципиальная схема установки ожижения природного газа

Литература

1. Фаворский О. Н. Состояние и перспективы развития малой энергетики в России ближайших лет // Технология легких сплавов: Спец. выпуск. М.: Деловой мир 2000. 2002.

2. Кириллов Н. Г. Сжиженный природный газ: области применения и технологии производства // Холодильный бизнес. 2002. № 6. С. 8–11.

3. Сердюков С. Г., Ходорков И. Л. Санкт-Петербург и Ленинградская область. Перспективы создания демонстрационной зоны технологии и бизнеса СПГ в России // Холодильный бизнес. 2002. № 3. С. 28–31.

4. Сердюков С. Г., Ходорков И. Л. Типовой минизавод по производству сжиженного природного газа на газоредуцирующих станциях (ГРС) магистральных газопроводов // Холодильный бизнес. 2001. № 6. С. 36–38.

5. Рачевский Б. С. Нетрадиционные способы газификации // Газовая промышленность. 1999. № 6. С. 55.

6. Саркисян В. А. Экономические проблемы газификации и использования СПГ // АвтоГазоЗаправочный Комплекс. 2002. № 2. С. 45–49.

7. Установка сжижения природного газа на базе детандерно-компрессорного агрегата УСДК. Технико-коммерческое предложение ОАО «Криогенмаш». Балашиха, 2000. С. 58.

Обсуждение проблем энергетики в Российской академии наук

А. П. Иньков, канд. техн. наук, директор ООО «Экотерм»

Из средств массовой информации хорошо известно о многочисленных проблемах, стоящих сейчас перед нашей страной. Однако «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 сегодня 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 между 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 сегодня 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 научно-технического 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, а также и о дальнейшем развитии энергетического комплекса. Планируемое на ближайшие двадцать лет 3-кратное 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

1. Фаворский О. Н. Состояние и перспективы развития малой энергетики в России ближайших лет // Технология легких сплавов: Спец. выпуск. М.: Деловой мир 2000. 2002.