Сектор сжиженного природного газа демонстрирует рост во всех регионах мира. Предполагается, что его объем в 2010 г. составит 225 млн т, а к 2030 г. возрастет почти вдвое до 524 млн т. Сегодня в торговлю этим видом топлива вовлечено 33 страны. Общая мощность 31 терминала по сжижению газа, находящихся в 17 странах, — 207,01 млн т/год, а 59 терминалов по регазификации в 19 странах мира — 402,15 млн т/год. Крупнейшими производителями и экспортерами СПГ являются Алжир, Ливия, Бруней, АбуДаби, Индонезия, Малайзия, Австралия, Катар и США. Уже сейчас в США и странах Западной Европы доля СПГ в общем газопотреблении составляет более 20 %. Крупнейшим импортером СПГ является Япония (около 60 % мирового потребления СПГ). Основное использование СПГ в мировой практике — это топливо для крупных электростанций. В настоящее время в России имеется надежная база и технические предпосылки для широкого использования СПГ, обладающего следующими преимуществами: ❏ обеспечивает возможность газификации объектов, удаленных от магистральных газопроводов сетевого газа; ❏ обеспечивает возможность хранения топлива под небольшим избыточным давлением при температуре около 112 К; ❏ не вызывает коррозии металлов; ❏ обладает высокой калорийностью по сравнению с другими видами топлива; ❏ обладает низкой температурой кипения, что гарантирует полное испарение СПГ даже при самых низких температурах; ❏ обладает высокой эффективностью и удобством хранения, транспортировки и потребления (при сжижении природного газа его плотность увеличивается в 600 раз); ❏ обеспечивает использование в качестве моторного топлива. Одной из причин необходимости проведения работ по использованию СПГ является тот факт, что все крупные месторождения природного газа в России находятся в удаленных районах, неблагоприятных для строительства магистральных газопроводов, и наиболее целесообразным здесь представляется транспортировка газа в жидком состоянии. На территории Восточной Сибири, Камчатки, Чукотки применяется в основном привозной сжиженный углеводородный газ, состоящий из тяжелых (по сравнению с метаном) пропанобутановых фракций. При рассмотрении СПГ как топлива, альтернативного СУГ, следует отметить недостатки, присущие последнему [1]: ❏ накопление тяжелых фракций в резервуаре-хранилище, необходимость их периодического удаления; ❏ меньшие по сравнению с метаном пределы воспламеняемости; ❏ образование локальной взрывоопасной зоны даже при небольших утечках (т.к. пары СУГ значительно тяжелее воздуха); ❏ низкая температура воспламенения (430–460 °C, у природного газа она составляет 700 °C); ❏ неполное заполнение резервуаров СУГ жидкостью (85 % геометрического объема, чтобы предотвратить разрушение сосуда от температурных деформаций). Работы по развитию технологий производства и применения сжиженного природного газа в нашей стране ведутся более 10 лет. Их инициаторами стали ОАО «Газпром» и ООО «Лентрансгаз», создавшие для этой цели компанию «Криогаз». Первые шаги по использованию СПГ для энергосбережения в промышленности и коммунальном хозяйстве были осуществлены в Санкт-Петербурге и Ленинградской области. Здесь были введены в действие две опытно-промышленные установки по производству СПГ, кроме того, несколько удаленных котельных в области работают на привозном сжиженном природном газе. К основным вопросам оптимизации систем снабжения потребителей СПГ относятся: оптимизация режимов газопотребления и обоснование сберегающих систем газоснабжения потребителей; определение оптимальных размеров централизации систем газоснабжения сельских населенных пунктов. Результаты расчета технико-экономических показателей систем газоснабжения сетевым природным газом (СГ), сжиженным природным газом (СПГ), сжиженным углеводородным газом (СУГ), для сопоставимых условий сравнения вариантов, представлены в табл. 1. Значение коэффициента экономической эффективности капиталовложений при расчете приведенных затрат по всем рассматриваемым вариантам принималось в размере 0,15 год–1, что соответствует нормативному сроку окупаемости единовременных затрат шесть-семь лет. Конкурентоспособность СПГ по сравнению с СУГ и СГ определена в рамках рассмотренных модельных схем газоснабжения для различного радиуса действия газоснабжения (максимального удаления населенного пункта от источника газоснабжения). Стоимость специального оборудования принималась из каталогов, представительских листов таких крупных производителей оборудования в области газоснабжения, как ООО ПКФ «АЗССнаб», ООО «Диоксид», ООО «Ферроинжиниринг Групп» и др. Особую актуальность приобретает технико-экономическое обоснование двухстадийной газификации объектов: сначала (при отсутствии сетевого природного газа) газоснабжение СПГ (СУГ), затем (по мере подключения опорного пункта к магистралям природного газа) перевод с сжиженного на сетевой природный газ [2]. В качестве альтернативных вариантов систем газоснабжения населенных пунктов было рассмотрено снабжение потребителей: ❏ СПГ на базе хранилищ со средствами выдачи; ❏ СУГ на базе групповых резервуарных установок; ❏ СПГ от хранилищ со средствами выдачи с последующим (через определенное количество τо лет) снабжением сетевым природным газом от шкафных газорегуляторных установок (ШГРП); ❏ СУГ от групповых резервуарных установок с последующим (через определенное количество τо лет) снабжением сетевым природным газом от шкафных газорегуляторных установок (ШГРП). Капитальные вложения в систему снабжения СПГ включают в себя затраты на сооружение комплекса по сжижению газа (КСГ), автотранспортной системы (АТ), хранилища со средствами выдачи (ХСВ). Расходы по эксплуатации системы снабжения СПГ включают в себя стоимость энергоресурса и годовые издержки по ремонту и обслуживанию системы газоснабжения. Капитальные вложения в сооружение систем газоснабжения природным газом включают в себя стоимость прокладки газопровода высокого давления от опорного пункта до потребителя, установку шкафных ГРП, стоимость прокладки газопроводов среднего давления. Капитальные вложения в систему снабжения СУГ включают в себя затраты в сооружение газонаполнительной станции (ГНС), автотранспортной системы (АТ), групповых резервуарных установок (ГРУ). Экономическая эффективность конвертирования систем газоснабжения определяется разностью затрат в системы СПГ и ПГ или СУГ и ПГ. Для потребителей, расположенных в непосредственной близости от опорного пункта энергоснабжения, величина экономической эффективности достигает максимального значения. Для количественной оценки предлагаемой экономико-математической модели были проведены соответствующие расчеты. В качестве примера предлагается вариант с исходными данными: ❏ годовое энергопотребление объектом газификации Qгод = 100 МВт⋅ч/год; ❏ удаленность потребителя от опорного пункта энергоснабжения L = 10 км; ❏ время газификации опорного пункта сетевым природным газом τо = 1 год; ❏ срок службы описываемых систем газоснабжения, газоиспользующих установок и т.д. τсл = 30 лет; ❏ КПД подобных газоиспользующих установок составляет 90 %. Как показывают расчеты, величина годового газопотребления населенного пункта Qгод значительно влияет на предельное расстояние, при котором потребителя, газифицированного сжиженным газом, целесообразно перевести на природный газ Lкр. Проиллюстрируем это следующим примером. При плотности населения q = 6 × 10–4 чел/м2 и годовом энергопотреблении 100 и 1500 МВт⋅ч/год разница в значениях ΔLкр составляет 87,6 %. При годовом газопотреблении населенного пункта 100–1500 МВт и плотности населения q, варьирующейся в пределах от 5 × 10–4 до 6 × 10–4 чел/м2, при наличии природного газа в опорном пункте энергоснабжения, область его целесообразного использования изменяется от 0,8 до 1,75 км (от 23,2 до 28,4 км).Потребителей, удаленных от опорного пункта энергоснабжения на большие расстояния, следует газифицировать сжиженным природным газом. При отсутствии сетевого природного газа газификация объектов может быть обеспечена только сжиженным газом. При этом, однако, представляется возможным по мере развития распределительной системы газоснабжения часть потребителей, расположенных на соответствующем расстоянии от опорного пункта энергоснабжения, перевести со сжиженного на сетевой природный газ. С увеличением срока отдаленности газификации опорного пункта τо возможности конвертирования систем газоснабжения существенно сокращаются (уменьшается зона перевода потребителей со сжиженного на природный газ Lкр). Например, если опорный пункт энергоснабжения получает сетевой природный газ через 10 лет (с годовым потреблением 1000 МВт⋅ч/год),на природный газ целесообразно переводить потребителей, удаленных от опорного пункта на расстояние до 20 км. Если срок отдаленности газификации опорного пункта τо соизмерим со сроком службы системы газоснабжения, перевод потребителей со сжиженного на сетевой природный газ нецелесообразен при любой удаленности последнего от опорного пункта энергоснабжения. Анализ проведенных расчетов приводит к выводу о том, что затраты в систему газоснабжения на базе СПГ значительно ниже по сравнению с затратами в систему сжиженного углеводородного газа для всех рассмотренных годовых объемов энергопотребления от 100 до 5000 МВт⋅ч/год и удаленности потребителя от опорного пункта газоснабжения. А с учетом дальнейшего перевода потребителя на сетевой природный газ условия перехода более выгодные при изначальном снабжении населенных пунктов сжиженным природным газом. 1. Крылов Е.В., Гордеева Р.П. Газоснабжение сжиженным природным газом. — Саратов: СГАУ, 2003. 2. Медведева О.Н. Разработка экономико-математической модели оптимального развития систем газоснабжения // Материалы второй Международной НТК «Теоретические основы теплогазоснабжения и вентиляции». — М., 2007.