Как сжижать газы? производство и использование сжиженного газа

От сжигания до признания

Исторически сложилось, что потенциал газа как источника энергии был недооценен в нашей стране. Не видя экономически обоснованных сфер применения, нефтепромышленники старались избавиться от легких фракций углеводородов, сжигали их без пользы. В 1946 году выделение газовой промышленности в самостоятельную отрасль революционно изменило ситуацию. Объём добычи этого типа углеводородов резко увеличился, как и соотношение в топливном балансе России.

Когда ученые и инженеры научились сжижать газы, стало возможным строить газосжижающие предприятия и доставлять голубое топливо в отдаленные районы, не оборудованные газопроводом, и использовать в каждом доме, в качестве автомобильного топлива, на производстве, а также экспортировать его за твердую валюту.

Тушение пожаров горючих жидкостей

Совершенно очевидно, если речь идет о тушении пожаров горючих жидкостей площадью более 200–300 кв. м, то наиболее эффективными огнетушащими составами являются пены. Но уже почти 100 лет, со времен Тидемана и Сциборского, со времен написания в России первого специального учебника «Химия горения» для пожарных специалистов в 1920-х гг., встречаются неверные толкования и продолжаются споры о механизме огнетушащего действия пен.

Эти замечательные авторы были неправильно поняты. Они объясняли процесс тушения пожаров ЛВЖ – ГЖ пенами в основном отделением, изоляцией горючих жидкостей от воздуха. При тушении химическими пенами такое толкование механизма тушения более или менее приемлемо. (В учебнике речь шла преимущественно о тушении пожаров ЛВЖ – ГЖ химическими пенами.) А позднее это относительно верное объяснение было совершенно неправомерно перенесено и на процесс тушения пожаров ЛВЖ – ГЖ воздушно-механическими пенами. Поэтому совершенно бессмысленный спор о механизмах тушения пожаров ЛВЖ – ГЖ воздушно-механическими пенами порой продолжается до сих пор.

Ошибочно повторяется тезис, что пены «изолируют ЛВЖ–ГЖ от воздуха и тем самым тушат пожар». И несмотря на прекрасные работы пятидесятилетней давности В.И. Блинова и Г.Н. Худякова, работы И.И. Петрова, В.Ч. Реута и очень оригинальные работы И.Ф. Безродного, а также десятки других убедительных исследований, споры о механизмах огнетушащего действия пен продолжаются по сей день. Особенно если речь заходит о главном, доминирующем механизме тушения пен. (Тем более, когда дело касается пенообразователей различной природы и видов.) Но даже апологеты пен на основе фторсодержащих пленкообразующих («заграничных»!) пенообразователей (этого в общем-то очень сомнительного направления в пенотушении) почти безоговорочно признают весьма существенное или даже доминантное значение охлаждающего действия пен любого вида на прогретый поверхностный слой горящей жидкости. (Хотя эта фраза по своей природе в принципе неверна!) Потому что горящих жидкостей, строго говоря, не существует! Жидкости не горят! Горят их пары в смеси с воздухом! Поэтому, чтобы поджечь горючие жидкости, их надо подогреть! Легковоспламенимые предварительно подогревать не надо, концентрации паров над зеркалом их поверхности и так хватает для воспламенения, нужен только внешний источник поджигания. Почему и существуют понятия «температура вспышки» и «температура воспламенения». Это чтобы поджечь. А вот чтобы потушить, да еще пенами, поверхностный слой горючих и легковоспламенимых жидкостей всегда надо охладить с помощью пены. Потому что при пожаре (уже через 5–6 мин. свободного горения) поверхностный слой этих жидкостей, ответственный за поставку паров горючего в зону горения, в пламя, уже, как правило, прогрет до температуры кипения! А значит давление паров горючей жидкости над ее поверхностью равно атмосферному! В этом случае прекратить поступление паров в зону пламени почти невозможно! Никакой толщиной слоя пены. Для тушения пожара пеной всегда надо предварительно охладить поверхностный слой горючего ниже температуры кипения! Лучше, до температуры вспышки (или даже чуть ниже). А потом покрыть поверхность горючей жидкости слоем пены и окончательно ограничить проход паров горючего в зону пламени и потушить пожар!

Даже самые ярые апологеты пленкообразующих фторсодержащих пенообразователей в отличительных признаках своих изобретений пишут: «Положительный результат, достигаемый при использовании технического решения, заключается в снижении температуры в поверхностном слое…» И далее: «…в результате происходит… уменьшение температуры поверхностного слоя нефтепродукта. …Снижение температуры в поверхностном слое… достигается за счет расположения пенных насадков… что приводит к перемешиванию холодных слоев и гомотермического слоя горючего и тем самым к снижению температуры в поверхностном слое». И правильно, при тушении пожаров ЛВЖ – ГЖ пенами (даже хвалеными пенами на основе фторсодержащих пленкообразующих пенообразователей, которыми усиленно и совершенно безосновательно пытаются заменить все российские пенообразователи) главное в механизме тушения пожара пенами – охладить поверхностный слой горючего! И тем самым снизить напор потока паров горючего в зону горения – в факел пламени пожара! А уж потом все остальное. Именно в охлаждении поверхностного слоя горючего – доминирующий (главный) механизм тушения пенами!

Как сжижают природный газ – особенности процесса

Главными целями в производстве сжиженного продукта являются:

получение конечного продукта как товарной единицы;
выделение бутановой, пропановой, этановой газовой фракции;
выделение гелия.

Фракционирование происходит в условиях пониженных температур (до -168°C). Данные условия приводят к уменьшении плотности сжиженного природного газа по сравнению с обычным в 600 раз. Ориентировочно, согласно данным электронного журнала Neftegaz.ru №12 от 2018 года, путем охлаждения можно сжать 1380 м3 природного газа до 1000 кг СПГ. Таковы примерные соотношения сжиженного газа к природному.

На производстве сжижение газа осуществляется по многоступенчатой технологии. Переход с одной ступени на другую характеризуется сжатием потока в 12 раз, до тех пор, пока не поменяется агрегатное состояние потока. Недостатком данного способа считаются энергетические потери, достигающие на выходе 25%.

На сегодняшний день разработаны две технологии получения СПГ:

компримирование;
технология, основанная на теплообменных процессах.

В первом случае протекает процесс конденсации с неизменным давлением, что негативно сказывается на энергоемкости в целом. Во втором варианте поток охлаждается с последующим резким дросселированием до нужных температурных параметров, однако после первого этапа степень сжижения газа составляет всего 4%. Выходом из ситуации является использование каскадных технологий, увеличивающих эффективность охлаждения до 100%.

Особое внимание в производстве СПГ необходимо уделять качественному теплообменному и изоляционную оборудованию, поскольку оно определяет возможность возникновения дополнительных расходов мощности. Так, при перепаде температуры внутри реактора или теплообменника на 1°C при проходе через него 100 000 м3 газовой смеси, затраты на сжатие по мощности увеличиваются на 5 кВт. Существует семь действующих вариантов технологий сжижения газовой смеси:

Существует семь действующих вариантов технологий сжижения газовой смеси:

для крупнотоннажного производства СПГ в 82% выбирают техпроцессы компании Air Products: AP-SMR, AP-C3MR, AP-X.
на втором месте стоит технология под названием Optimized Cascade, все права на которую принадлежат компании ConocoPhillips;
третье место занимают малогабаритные GTL-установки, предназначенные для использования в закрытых промышленных помещениях;
отдельные установочные единицы в производстве СПГ в мире находят широкое применение в циклах синтеза газомоторного топлива.

Для обеспечения доступности газовых месторождений (касается шельфовой добычи), в эксплуатацию были введены специальные морские суда,а также плавательные платформы (разработка компании Shell) укомплектованные холодильным оборудованием – по сути, сжижение происходит по механизму in siutu.

Сделать однозначный вывод об эффективности работы каждой не представляется возможным, поскольку зависит и определяется только обстоятельствами. Однако, если брать в расчет единичный завод по производству СПГ в России, то комплектация его такова:

оборудование для подготовки исходных веществ, в частности, система очистки газа;
оборудование для основного цикла процесса;
линии оборотной воды, конденсата, технологического пара;
герметичные резервуары, предназначенные для хранения жидкости, криоцистерного типа (сосуд Дуара);
оборудование для загрузки транспортировки СПГ без потерь на испарение;
транспортировочные танкеры и иные средства перевозки;
установки бесперебойной подачи электроэнергии и холодной воды в качестве хладагента.

Согласно источнику газеты Neftegaz.ru №12, в последнее время наибольшее внимание стало уделяться технологии, экономящей до 50% затрат энергии на получение целевого продукта. Она основана на использовании собственной энергии (потенциальной) сжиженного газа и естественном охлаждении потока при уменьшении давления в магистральном трубопроводе до отметки потребительского давления (ориентировочно с 6 МПа до 1,2 МПа)

Основные зоны завода по производству СПГ:

1. Модули переработки СПГ: природный газ поступает из трубопровода первой линии, в технологические цепочки из PAU где будут удален азот, диоксид углерода, вода, сероводород, ртуть и любых другие примеси. Газ затем охлаждают до -161 градусов по Цельсию.

2. Емкости для хранения: получившийся конденсат — СПГ, закачивается в резервуары для хранения. В процессе хранения СПГ испаряется. Требуется постоянная работа компрессоров чтобы сохранять СПГ в жидком виде. СПГ должен постоянно циркулировать, чтобы не произошло расслоения жидкости по температурным слоям. У таких слоев кроме температуры у будет разная плотность, что приведет к смещению центра тяжести всей конструкции.

3. Загрузочные линии: СПГ транспортируется по трубам из складских резервуаров на причал и оттуда поступает в танкер СПГ. Эти линии должны быть изолированы, чтобы сохранить агрегатное состояние СПГ. СПГ находится в этих линиях постоянно, и так же непрерывно циркулирует.

4. Морской терминал: причал должен быть способен принимать СПГ танкеры. Буксиры будут маневрировать рядом с газовозом и позиционировать его пока носитель СПГ не будет зафиксирован у причала.

5. Двор: Объект должен быть подключено наземной транспортной инфрастуктуре — жд и/или автомобильным дорогам. Они используются для отгрузки побочных нефтехимических продуктов накапливающихся в отдельных резервуарах в процессе очистки природного газа от примесей (сера, ртуть, инертные газы, углекислота и т.д.). Они хранятся в отдельных резервурах на производственной площадке, а затем транспортируются к потребителям с помощью жд или грузового транспорта.

6. Водопоготовка: Объект нуждается в воде для использования в холодильных контурах и для иных целей. Вода должна обрабатываться и очищаться при необходимости перед использованием. Чтобы уменьшить потребности объекта в воде — применяются замкнутые циклы. Частично вода выпаривается в процессах охлаждения. Вода, которая не испаряется, наряду с любыми другими стоками отправляется на станции очистки.

7. Факелы: Два факела выступают в качестве предохранительных устройств — это общая черта всех СПГ объектов. В случае выхода из строя холодильного оборудования газ будет постепенно регазифицироваться, следовательно давление в резервуарах и трубах начнет расти. Чтобы не произошло инцидента необходимо снизить давление. Выкинуть метан в атмосферу недопустимо, поскольку это парниковый газ. Но его можно сжечь, получив на выходе воду и углекислоту. Факелы всегда находятся в верхних точках газопроводных систем.

8. Линии пожаротушения: в виду удалённости объектов по производству СПГ от крупных населенных пунктов и от цивилизации вообще, в случае инцидента осуществлять оперативные мероприятия придется персоналу станции. В связи с этим системы пожаротушению монтируются заранее, на некотором удалении от основных производственных объектов. Необходимы запасы воды в отдельных резервуарах, запасы пенообразователей, автономные источники энергии, помпы и насосы.

Физические свойства СПГ

Физические свойства сжиженного природного газа зависят от компонентного состава и от давления. Например, для плотности в различных источниках указываются следующие диапазоны значений: 370-430, 430-470, 410-500, 400-420 кг/м3. В нижеследующей таблице отражены изменения плотности и температуры кипения СПГ в зависимости от различных значений избыточного давления и компонентного состава газа.

Основные физические характеристики сжиженного газа

Температура кипения при атмосферном давлении: –162°C
Плотность сжиженного газа при атмосферном давлении: 420 кг/м3
Низшая теплота сгорания (при 0°C и 101,325 КПа): 35,2 МДж/м3(или 11500 ккал/кг)
Пределы воспламенения при газификации: 4…16% (объемных)
Минимальная температура воспламенения газовоздушной смеси: 557°C (830 К)

В процессе регазификации СПГ из одного объема жидкости при стандартных условиях (21°C, 1 атмосфера) получается около 618 объемов природного газа. Жидкий газ обычно хранится в изотермических резервуарах при температуре кипения, которая поддерживается за счет испарения СПГ.

При сжижении природного газа повышается как калорийность газа, получаемого последующей регазификацией, так и самого СПГ. С одной стороны, в процессе сжижения удаляется углекислый газ, а с другой – ШФЛУ, входящая в состав СПГ, повышает калорийность, так как этан, пропан и бутаны обладают большей высшей теплотой сгорания (высшей удельной теплотворной способностью), чем метан (на кубометр газа или на кубометр СПГ; если сравнивать по весу, то выигрыш незначителен). Этот аспект можно учесть, проводя экономические расчеты за поставляемый СПГ на калориметрической основе (а не на волюметрической). Для примера, расчеты показывают, что энергетическая ценность СПГ, получаемого из газа нижнего мела месторождений полуострова Ямал, может достигать 23 MBTU/м3 (24,5 ГДж/м3), что на 10% больше, чем для СПГ, получаемого из сухого газа.

Примечание:

Высшая теплотворная способность газа в жидком виде при 15°C:

Метан – 16,672 ГДж/м3 (рассчитано условно как для идеального газа)
Этан – 18,459 ГДж/м3
Пропан – 25,358 ГДж/м3
n-бутан –28,715 ГДж/м3)

Зачем сжижают природный газ?

Из недр земли голубое топливо добывается в виде смеси из метана, этана, пропана, бутана, гелия, азота, сероводорода и других газов, а также различных их производных.

Часть из них применяется в химической промышленности, а часть сжигается в котлах или турбинах для генерации тепловой и электрической энергии. Плюс некоторый объем добытого используется в качестве газомоторного горючего.

Расчеты газовиков показывают, что если голубое топливо надо доставить на расстояние в 2500 км и больше, то в сжиженном виде зачастую делать это выгодней, нежели трубопроводным способом

Основная причина сжижения природного газа – упрощение его перевозки на дальние расстояния. Если потребитель и скважина добычи газового топлива находятся на суше недалеко друг от друга, то проще и выгодней проложить между ними трубу. Но в ряде случаев магистраль строить выходит слишком дорого и проблематично из-за географических нюансов. Поэтому и прибегают к различным технологиям получения СПГ либо СУГ в жидком виде.

Экономика и безопасность перевозок

После того как газ сжижен, он уже в виде жидкости закачивается в специальные емкости для перевозки морским, речным, автомобильным и/или железнодорожным транспортом. При этом технологически сжижение является достаточно затратным с энергетической точки зрения процессом.

На разных заводах на это уходит до 25% от исходного объема топлива. То есть для выработки нужной по технологии энергии приходиться сжигать до 1 тонны СПГ на каждые его три тонны в готовом виде. Но природный газ сейчас сильно востребован, все окупается.

В сжиженном виде метан (пропан-бутан) занимает в 500–600 раз меньший объем, нежели в газообразном состоянии

Пока природный газ находится в состоянии жидкости, он не горюч и взрывобезопасен. Только после испарения в ходе регазификации, полученная газовая смесь оказывается пригодна для сжигания в котлах и варочных плитах. Поэтому, если СПГ или СУГ используются как углеводородное топливо, то их обязательно приходится регазифицировать.

Использование в различных сферах

Чаще всего термины «сжиженный газ» и «сжижение газа» упоминаются в контексте перевозки углеводородного энергоносителя. То есть сначала происходит добыча голубого топлива, а потом его преобразование в СУГ или СПГ. Дальше полученную жидкость перевозят и после вновь возвращают в газообразное состояние для того или иного применения.

СУГ (сжиженный углеводородный газ) на 95% и более состоит из пропан-бутановой смеси, а СПГ (сжиженный природный газ) на 85–95% из метана. Это схожие и одновременно кардинально разные виды топлива

СУГ из пропан-бутана в основном используют в качестве:

газомоторного топлива;
горючего для закачки в газгольдеры автономных систем отопления;
жидкостей для заправки зажигалок и газовых баллонов емкостью от 200 мл до 50 л.

СПГ обычно производят исключительно для перевозки на дальние расстояния. Если для хранения СУГ достаточно емкости, способной выдержать давление в несколько атмосфер, то для сжиженного метана требуются специальные криогенные резервуары.

Оборудование для хранения СПГ отличается высокой технологичностью и занимает много места. Использовать такое топливо в легковых автомобилях не выгодно из-за дороговизны баллонов. Грузовики на СПГ в виде единичных экспериментальных моделей уже по дорогам ездят, но в сегменте легковушек это «жидкое» горючее вряд ли в ближайшем будущем найдет себе широкое применение.

Сжиженный метан как топливо сейчас все чаще используется при эксплуатации:

железнодорожных тепловозов;
морских судов;
речного транспорта.

Помимо использования в качестве энергоносителя LPG и LNG также применяются непосредственно в жидком виде на газо-нефтехимических заводах. Из них делают различные пластмассы и иные материалы на углеводородной основе.

Требования к оборудованию котельных, использующих СУГ

В соответствии с нормативными документами, при модернизации существующих котельных и строительстве новых следует учесть следующие моменты:

■ следует применять для жидкой фазы СУГ стальные бесшовные, для паровой фазы СУГ стальные бесшовные или электросварные трубы, а для газопроводов паровой фазы СУГ низкого давления от резервуарных установок допускается применение полиэтиленовых и многослойных полимерных труб. Материал труб, трубопроводной запорной арматуры, соединительных деталей выбирают с учетом давления газа, расчетной температуры наружного воздуха в районе строительства и температуры стенки трубы при эксплуатации, грунтовых и природных условий, наличия вибрационных нагрузок и т.д.;

■ конструкция запорной арматуры должна обеспечивать стойкость к транспортируемой среде и испытательному давлению. Запорная и регулирующая арматура должна обеспечивать герметичность затворов не ниже класса «В».

Конструкция автоматических быстродействующих предохранительных запорных клапанов перед горелками и предохранительных запорных клапанов на газопроводах жидкой фазы СУГ должна обеспечивать герметичность затворов не ниже класса «А». Классы герметичности затворов должны определяться по ГОСТ 9544;

■ система вентиляции должна обеспечивать 10-кратный воздухообмен в рабочее время, при этом 2/3 объема воздухозабора должны обеспечиваться из нижней зоны помещения и 1/3 — из верхней зоны. При недостаточности воздухообмена работа со сжиженными углеводородными газами не допускается. Электродвигатели вытяжных вентиляторов должны быть во взрывозащищенном исполнении;

■ резервуары перед наполнением должны быть проверены на наличие избыточного давления, которое должно быть не менее 0,05 МПа (кроме новых резервуаров и после технического освидетельствования, диагностирования и ремонта). Резервуары следует заполнять жидкой фазой СУГ не более 85% геометрического объема.

Литература

1. СП 89.13330.2012 Котельные установки. Актуализированная редакция СНиП II-35-76. Приказ Минрегиона России от 30.06.2012 № 281. М.: Минрегион России, 2012.

2. ГОСТ Р 52087-2003. Газы углеводородные сжиженные топливные. Технические условия. Введ. 30.06.2003. — М.: Госстандарт России, 2003.

3. Правила поставки газа в Российской Федерации: утв. Правительством РФ 5.02.98: с изм. от 07.12.05 и 10.05.10. — М., 2010.

4. СП 62.13330.2011 Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002 (с изменением № 1). Приказ Минрегиона России от 27.12.2010 № 780. — М.: Минрегион России, 2011.

5. ГОСТ 9544-2005. Арматура трубопроводная запорная. Классы и нормы герметичности затворов. Введ. 1.04.2008. — М.: Стандартинформ, 2008.

6. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы». Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 21 ноября 2013 г. № 558.

7. Промышленное газовое оборудование: справочник, 6-е изд., перераб. и доп., под ред. Карякина Е.А. — Саратов: Газовик, 2013.

8. Карякин Е.А., Гордеева Р.П. Оборудование для СУГ// Газ России. 2013, № 1. С. 58-64.

9. Зубков С.В., Карякин Е.А., Поляков А.С. Газоснабжение без перерывов//Газ России. 2014, № 1. С. 68-75.

Перспективы сжиженного водорода

Помимо непосредственного сжижения и использования в таком виде из природного газа также можно получить еще один энергоноситель – водород. Метан это СН₄, пропан С₃Н₈, а бутан С₄Н₁₀.

Водородная составляющая присутствует во всех этих ископаемых топливах, надо лишь выделить ее.

Чтобы водород из состояния газа перевести в жидкость, его требуется охладить до -253 °С. Для этого используются многоступенчатые системы охлаждения и установки «сжатия/расширения». Пока подобные технологии слишком дороги, но работа по их удешевлению ведется.

Также в отличие от LPG и LNG сжиженный водород гораздо более взрывоопасен. Малейшая его утечка в соединении с кислородом дает газовоздушную смесь, которая воспламеняется от малейшей искры. А хранение жидкого водорода возможно лишь в специальных криогенных контейнерах. Минусов у водородного топлива пока слишком много.

Риск пожара / взрыва и смягчение его последствий [ править ]

Этот раздел требует дополнительных ссылок для проверки . Пожалуйста, помогите улучшить эту статью , добавив цитаты из надежных источников . Материал, не полученный от источника, может быть оспорен и удален. ( Сентябрь 2009 г. ) ( Узнайте, как и когда удалить этот шаблон сообщения )

Сферический контейнер для газа, который обычно используется на нефтеперерабатывающих заводах.

На нефтеперерабатывающем заводе или газовом заводе СНГ должен храниться в резервуарах под давлением . Эти контейнеры бывают цилиндрическими, горизонтальными или сферическими. Обычно эти сосуды проектируются и изготавливаются в соответствии с некоторыми правилами. В Соединенных Штатах этот кодекс регулируется Американским обществом инженеров-механиков (ASME).

Контейнеры для сжиженного нефтяного газа имеют клапаны сброса давления, поэтому при воздействии внешних источников тепла они выпускают сжиженный нефтяной газ в атмосферу или в факельную трубу .

Если резервуар подвергается пожару достаточной продолжительности и интенсивности, он может подвергнуться взрыву расширяющегося пара кипящей жидкости ( BLEVE ). Обычно это вызывает беспокойство у крупных нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов, которые обслуживают очень большие контейнеры. Как правило, резервуары сконструированы таким образом, что продукт будет выходить быстрее, чем давление может достигнуть опасного уровня.

Одно из средств защиты, которое используется в промышленных условиях, — это оснащение таких контейнеров мерой, обеспечивающей степень огнестойкости . Большие сферические контейнеры для сжиженного нефтяного газа могут иметь толщину стальных стенок до 15 см. Они оснащены сертифицированным предохранительным клапаном . Большой пожар вблизи сосуда повысит его температуру и давление.. Сверху предохранительный клапан предназначен для сброса избыточного давления, чтобы предотвратить разрыв самого контейнера. При достаточной продолжительности и интенсивности пожара давление, создаваемое кипящим и расширяющимся газом, может превышать способность клапана удалять избыток. Если это произойдет, передержанный контейнер может сильно разорваться, выбросив части с большой скоростью, в то время как выпущенные продукты также могут воспламениться, что потенциально может вызвать катастрофические повреждения всего, что находится поблизости, включая другие контейнеры.

Люди могут подвергнуться воздействию сжиженного нефтяного газа на рабочем месте при вдыхании, контакте с кожей и глазами. Управление по безопасности и гигиене труда (OSHA) установило допустимый предел ( допустимый предел воздействия ) для воздействия сжиженного нефтяного газа на рабочем месте на уровне 1000 ppm (1800 мг / м 3 ) в течение 8-часового рабочего дня. Национальный институт профессиональной безопасности и здоровья (NIOSH) установила предел рекомендуемой экспозиции (REL) 1000 частей на миллион (1800 мг / м 3 ) в течение 8-часового рабочего дня. При уровнях 2000 ppm, 10% нижнего предела взрываемости, сжиженный нефтяной газ считается непосредственно опасным для жизни и здоровья (исключительно из соображений безопасности, связанных с риском взрыва).

Выводы

1. Применение сжиженного природного газа в котельных показало, что СПГ обладает наивысшей теплотой сгорания, наивысшим значением КПД котельных установок, средней стоимостью и позволяет получать тепловую энергию дешевле, чем при использовании альтернативных энергоносителей, таких как мазут.

2. Пути транспортировки газа легко привязываются к котельным, т.к. СПГ можно доставлять (поставлять к котельным) железнодорожным транспортом.

3. СПГ сжигается легче и эффективнее, чем уголь или мазут. Утилизация сбросной теплоты от отходящих газов осуществляется также проще, т.к. топочный газ не загрязнен твердыми частицами или агрессивными соединениями серы. Применение СПГ как топлива сократит вредные выбросы в атмосферу. При проливе топлива он испаряется, а не впитывается в землю.

Литература

1. Киселев И.Г. Теплотехника на подвижном составе железных дорог: Учебное пособие для вузов ж.-д. транспорта. М.: ГОУ «Учебно-методический центр по образованию на железнодорожном транспорте», 2008. 278 с.

2. Бармин И.В., Кунис И.Д. Сжиженный природный газ вчера, сегодня, завтра/под ред. А.М. Архарова. М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2009. 256 с.

3. Тимофеев В.А. Энциклопедия газовой промышленности (4-ое издание 1990), ред. пер. К.С. Басниев. М.: Акционерное общество ТВАНТ, 1994. 884 с.

4. Бучнев О.А., Саркисян В.А. Перспективы сжиженного природного газа на энергетических рынках // Газовая промышленность. 2005. № 2.

5. Вешицкий В.А. Изотермическое хранение сжиженных газов. Л.: Недра, 1970. 190 с.

6. Ильинский А.А. Транспорт и хранение промышленных сжиженных газов. М.: Химия, 1976.