Автономное энергоснабжение с использованием сжиженного природного газа

Сжиженный природный газ (СПГ) представляет собой криогенную жидкость, являющуюся смесью углеводородов ряда С1 …С 10 и азота с преобладающей долей метана (0,85…0,99). Он получается из природного газа методом охлаждения его до криогенных температур: –160…–130оС. Температура кипения при атмосферном давлении: – 162… – 160 оС. Плотность СПГ зависит от давления и компонентного состава и может находиться в диапазоне от 370 до 430 кг/м3, среднее значение плотности составляет 390 кг/м3. Пожаро-взрывоопасная концентрация газифицированного СПГ в воздухе при 0оС и 0,1013 МПа составляет от 5 до 15 объемных процентов (по метану), для газа конкретного состава концентрационные пределы воспламенения определяются в соответствии с ГОСТ 12.1.044-89. Минимальная температура воспламенения смеси воздуха с газифи ...

Введение 2
1. Сравнение сжиженного природного газа с другими видами топлива 3
2. Технологии комплексной очистки природного газа и его сжижения 6
3. Транспортировка СПГ 9
4. Перспективы производства СПГ 11
5. Описание системы хранения и регазификации СПГ для автономной ТЭС 13
Заключение 16
Список использованной литературы 18

По мнению отечественных специалистов, развитие малой энергетики в ближайшие годы будет связано с более широким использованием сжиженного природного газа. В настоящее время мировой рынок торговли СПГ стал наиболее динамично развивающимся рынком углеводородов. В среднем его прирост составляет около 7% в год. Ведущими странами мира он признан как один из самых перспективных видов энергоносителей на обозримое будущее.

Топливо
Природный газ
СПГ
Мазут М100
Уголь
СУГ
Дизельное топливо
Низшая теплота сгорания
 ккал/кг
11400
 11500
 9500
 4200
 11000
 10180
Среднее значение КПД котельных
 %
 92
 92
80
 50
 92
 89
Масса топлива для производства 1 Гкал
 кг/Гкал
 95
 95
132
 476
99
 110
 Отпускная цена топлива
 руб/тонну
 4625
 15500
 13500
 4000
 22500
 24000
 Стоимость производства 1 Гкал тепловой энергии (топливная составляющая)
 руб/тонну
 441
1465
1776
 1905
2223
2649
Вывод: 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, пропан-бутан, дизельное топливо.
ТЕХНОЛОГИИ КОМПЛЕКСНОЙ ОЧИСТКИПРИРОДНОГО 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.
На рисунке 1 приводится принципиальная схема установки ожижения ПГ, разработанная применительно к ГРС «Никольская» (Ленинградская область) с расходом природного газа 8000 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.
Рисунок 1 - Принципиальная схема установки ожижения природного газа
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.
ТРАНСПОРТИРОВКА СПГ
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.