Перспективы хранения сжиженного природного газа в условиях Севера



Природный газ является одним из важнейших источников энергии, так как запасы его огромны, и он является экологически чистым топливом по сравнению с нефтепродуктами. Кроме того, выбор его как топлива помогает решать две проблемы окружающей среды: загрязнение атмосферы и парниковый эффект. Также актуальным на сегодняшний момент является использование сжиженных газов в качестве топлива для удаленных от магистральных трубопроводов уголков страны. Так как большинство крупнейших месторождений природного газа в России находятся в удаленных районах, неблагоприятных для строительства транспортных газопроводов, наиболее целесообразным здесь представляется транспортировка газа в жидком состоянии.

Сжиженный природный газ (СПГ) — это природный газ, охлажденный до температуры сжижения. СПГ представляет собой бесцветную жидкость без запаха, которая не токсична и не вызывает коррозии. В жидком состоянии газ занимает гораздо меньший объем. Одинаковое количество СПГ и газообразного природного газа отличаются по объему в 600 раз [1, с. 790].

Первые попытки сжижать природный газ в промышленных целях относятся к началу XX века. В 1917 году в США был получен первый СПГ, но развитие трубопроводных систем доставки надолго отложило совершенствование этой технологии. В 1941 году была совершена следующая попытка произвести СПГ, но промышленных масштабов производство достигло только с середины 1960-х годов [2].

Обострение топливно-энергетического кризиса и разработка новых месторождений, расположенных на морских шельфах, привели к тому, что в России началась активно обсуждаться проблема промышленного производства СПГ. Это связано с техническими и экономическими преимуществами применения природного газа для коммунального газоснабжения населенных пунктов, отдаленных от газовых сетей, использования в качестве моторного топлива для различных видов транспорта, создания систем резервирования газа, а также с предполагаемой транспортировкой природного газа зарубежным потребителям морским транспортом. В России строительство первого завода СПГ началось в 2006 году в рамках проекта «Сахалин-2». В 2009 году построенный «Сахалин Энерджи» начал работу. В 2014 году завод произвел 10,8 миллиона тонн (эквивалент 14,9 миллиарда кубических метров природного газа) СПГ, который затем транспортировался в Японию, Корею, Китай, Тайвань и Таиланд судами покупателей и танкерами-газовозами [3]. В последние десятилетия мировая индустрия СПГ претерпевает бурный расцвет. Крупнейшим потребителем является Япония, на долю которой пришлось 80,9 млрд куб. м. Крупнейший производитель — Индонезия (31,6 млрд. куб.м.) [4, с. 213]. Перспективы торговли СПГ представлены на рис. 1.

Рис. 1. Мировая торговля природным газом [5, с. 234]

Перспективность использования СПГ в качестве моторного топлива для автотранспорта стала очевидной для большинства стран мира. Особенно интенсивно это направление в автомобильной технике развивается в США, где СПГ как моторное топливо использует более 25 % муниципального транспорта. Аналогичная ситуация и в Западной Европе. Так, во многих городах Германии планируется перевести на СПГ муниципальный транспорт. В Италии принята экологическая программа применения СПГ на автотранспорте. Расширяется применение СПГ и на водном транспорте. В Норвегии компания «Statoil» приступила к серийному производству судов на СПГ [1, с. 794–795].

Сжиженный природный газ при атмосферном давлении имеет температуру от минус 173 ^оС до минус 158 ^оС [6, с. 216]. Процессу сжижения предшествует ступень охлаждения с целью выделения примесей, а также тяжелых углеводородов. Если газ содержит высокий процент двуокиси углерода, сероводород, азот, необходимы дополнительные инвестиции в его предварительную обработку для снижения риска разрушения оборудования в процессе сжижения. Для сжижения природного газа могут быть использованы принципы как внутреннего охлаждения, когда газ сам выступает в роли рабочего тела, так и внешнего охлаждения, когда для охлаждения и конденсации газа используются вспомогательные криогенные газы с более низкой температурой кипения (например, кислород, азот, гелий). В последнем случае теплообмен между природным газом и вспомогательным криогенным газом происходит через теплообменную поверхность [1, с. 796].

Можно выделить ряд преимущественных факторов использования СПГ:

– возможность газификации объектов, удаленных от магистральных трубопроводов на большие расстояния, путем создания резерва СПГ непосредственно у потребителя, избегая строительства дорогостоящих трубопроводных систем;

– высокая плотность, что определяет компактность и экономичность систем хранения и транспортировки СПГ на большие расстояния;

– СПГ — не самовозгорающийся нетоксичный газ, что выгодно отличает его в плане безопасности;

– возможность межконтинентальных перевозок СПГ специальными танкерами-газовозами, а также перевозка железнодорожным и автомобильным видами транспорта в цистернах;

– снижение выбросов СО₂ и других парниковых газов (до 30 % по сравнению с бензином и дизельным топливом) при использовании СПГ в качестве моторного топлива;

– снижение коррозии и износа частей двигателя по сравнению с бензином. Это связано с тем, что газ не смывает масляную пленку со стенок цилиндра при холодном пуске.

Наряду с несомненными преимуществами, СПГ имеет и недостатки, связанные, в основном, с трудностями длительного хранения и необходимостью дорогостоящих криогенных резервуаров. Большое количество СПГ хранят в специальных емкостях, которые представляют собой сложные технологические сооружения. Так как температура СПГ всегда ниже температуры окружающей среды, то к нему осуществляется непрерывный подвод тепла. В результате этого происходит нагрев жидкости до температуры кипения с последующим испарением части СПГ. С учетом этой особенности главная задача при хранении СПГ сводится к максимальному сокращению потерь на испарение, т. е. снижению теплопритока из окружающей среды. Это может быть достигнуто как за счет выбора рациональной конструкции и формы резервуара, так и за счет применения наиболее эффективной теплоизоляции.

Различают активные и пассивные способы хранения. Активные способы хранения характеризуются отсутствием потерь СПГ. Это достигается за счет компенсации внешних теплопритоков, которая обеспечивается с помощью холодильных машин или переохлаждением природного газа. К пассивным относятся способы, которые обеспечивают снижение внешних притоков тепла за счет конструктивных особенностей и применения материалов с низкой теплопроводностью. При использовании пассивных способов длительное хранение СПГ приводит к выкипанию его значительной части и потери кондиции вследствие накопления примесей. Ввиду этого актуальность проблемы длительного хранения и возможные пути снижения потерь СПГ при его широком использовании в хозяйстве РФ будет постоянно возрастать [1, с. 810–813].

Известно устройство подземного хранилища СПГ, состоящего из железобетонного резервуара, который по наружной боковой поверхности окружен податливой прослойкой и изнутри покрыт слоями теплоизоляции и гидроизоляции. Хранилище расположено ниже уровня земли на отметке, предотвращающей промерзание поверхности земли при самом длительном расчетном хранении газа [7].

Однако в арктической зоне, с учетом вечной мерзлоты, отпадает необходимость глубокого заложения хранилища. Криогенное хранилище сжиженного природного газа выполняют в виде заглубленного сооружения и располагают в вечномерзлом грунте ниже уровня поверхности земли. Подача сжиженного природного газа осуществляется с помощью погружного криогенного насоса, помещенного внутри заглубленного хранилища СПГ [8].

Около 5 млн. км² территории России — это районы с многолетней (вечной) мерзлотой (Рис. 2). Максимальной мощности вечная мерзлота достигает на севере Ямала, Гыдана, Таймыра. В некоторых районах Якутии ее величина превышает 1000–1500 м [9].

Рис. 2. Распространение многолетнемерзлых пород на территории России

Средняя температура вечной мерзлоты составляет –4…– 5 ^оС. Вследствие этого достигается снижение теплопритоков к криогенному хранилищу и увеличение срока бездренажного хранения. Соответственно, сокращаются энергетические затраты на поддержание криогенных температур в хранилищах СПГ. Данный способ хранения сжиженного природного газа выгоден также ввиду создания резерва непосредственно у потребителя.

Такие резервы можно создать в арктических портах России для обеспечения СПГ прилегающих районов. Доставка СПГ из Сахалина и Ямала возможна морским путем специальными танкерами, что экономически выгодно по сравнению с сухопутной транспортировкой или строительством сети трубопроводов СПГ. В качестве альтернативы транспортировке СПГ морским путем можно рассматривать создание системы газификации промышленных и социальных объектов сжиженным природным газом, произведенным на установках малой производительности. Арктическая зона России в целом представляет собой колоссальный сырьевой резерв страны и относится к числу немногих регионов мира, где имеются практически нетронутые запасы углеводородного и минерального сырья. Около 90 % всей площади шельфа России, составляющего 5,2–6,2 млн. км², приходится на перспективные нефтегазоносные области, в том числе 1 млн. км² на шельфе моря Лаптевых, Восточно-Сибирского и Чукотского морей [10].

Малотоннажные установки производства СПГ позволят на локальном социальном и промышленном уровне обеспечивать энергоресурсами удаленные малые города и поселки путем преобразования энергии СПГ в электрическую с помощью дизель-генераторов или малых ТЭЦ. По исследованиям Института систем 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) [11].

С учетом истощения запасов нефти, повышения экологических требований, газификация автомобильного транспорта, особенно тяжелых грузовиков и автобусов будет возрастать. Но широкому коммерческому использованию СПГ препятствует высокая стоимость производства и необходимость хранения в дорогостоящих криогенных резервуарах. Создание хранилищ, расположенных в вечномерзлом грунте, позволит уменьшить теплопритоки к резервуару, а также устранит проблемы поставки сжиженного природного газа в труднодоступные северные районы страны.

В целом внедрение СПГ на транспорте позволит России участвовать в формировании мирового рынка новых экологически чистых энергоносителей и технологий XXI в. и поможет в решении все более обостряющихся экологических проблем крупных городов страны.

Литература:

1. Пирогов С. Ю., Акулов Л. А., Ведерников М. В. и др. Природный газ. Метан: Справ. — СПб.: НПО «Профессионал», 2008. — 848 с.
2. Что такое сжиженный природный газ [Электронный ресурс] // Информаторий «Газпром»: [сайт]. [2003]. URL: http://www.gazprominfo.ru/articles/liquid-gas/ (дата обращения 26.10.2016).
3. Информация о компании. Общие сведения. [Электронный ресурс] // Сахалин Энерджи: [сайт]. [2014]. URL: http://www.sakhalinenergy.ru/ru/company/overview.wbp (дата обращения 26.10.2016).
4. Бушуева В. В., Телегина Е. А., Шафраник Ю. К. Мировой нефтегазовый рынок: инновационные тенденции. — М.: ИД «Энергия», 2008. — 358 с.
5. Брагинский О. Б. Нефтегазовый комплекс мира. — М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2006. — 640 с.
6. ГОСТ Р 56021–2014. Газ горючий природный сжиженный. Топливо для двигателей внутреннего сгорания и энергетических установок. Технические требования. — Введ. 2016–01–01. — М.: Стандартинформ, 2014. — 14 с.
7. Пат. 2510360 С2 (РФ).
8. Пат. 2570952 С1 (РФ).
9. Ледники и снежники России. [Электронный ресурс] // Федеральный портал Protown.ru. [сайт]. [2008]. URL: http://protown.ru/information/hide/2834.html (дата обращения 26.10.2016).
10. Месторождения. [Электронный ресурс] // Информационное агентство «Арктика-Инфо» [сайт]. [2011]. URL: http://www.arctic-info.ru/encyclopedia/fields/ (дата обращения 26.10.2016).
11. Мельников, В.Б., Федорова, Е. Б. Основные проблемы малотоннажного производства и потребления сжиженного природного газа // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И. М. Губкина. — 2014. — № 4 (277). — C. 112–123.