Автореферат (1172965), страница 7
Текст из файла (страница 7)
При повышении давления нагнетания более 20 МПаприрост коэффициента ожижения незначителен по сравнению с возрастающимдавлением нагнетания компрессора, что будет связано с более высокими капитальнымии эксплуатационными затратами. Следовательно, за оптимальную величину давлениянагнетания в данном цикле может быть принято давление 20 МПа. При этом давлениикоэффициент ожижения составляет 23%.На основе проведенных исследований сжижения МУО автором сделан вывод, чторассмотренный процесс сжижения МУО и малотоннажная установка на его основеможет быть использована при разработке схемы автономного газоснабжениянаселенных пунктов.Также в работе представлены результаты модельного исследования оптимальныхтермобарических параметров процесса адсорбционной осушки природного газа с цельюповышения его эффективности при подготовке природного газа к сжижению.Нами были проведены экспериментальные исследования зависимостиэффективности процесса адсорбции от температуры.
Для исследования и сравнениябыли выбраны силикагель КСМ и цеолит NaA (аналог 4А). На рисунке 22 представленазависимость равновесной активности силикагеля и цеолита от температуры. Придавлении в системе 4,5 МПа с понижением температуры от 20 °С до минус 20 °Сактивность силикагеля увеличивается с 4 до 6,7 %, а цеолита – с 16 до 27,8 % масс., т.е.в среднем, в 1,7 раза.20181614121086420-40Цеолит NaA-20020Температура °С40Рисунок 23 - Зависимость массы загрузкиадсорбента от температуры в адсорбере33Увеличение адсорбционной активности сорбента с понижением температурыведет к снижению его общего количества для обеспечения требуемой степени осушкигаза.
Расчеты при производительности адсорбционной установки 300 т/ч показали, чтоесли при температуре 20 °С в адсорберы необходимо загрузить 18,65 т силикагеля или4,68 т цеолита, то при температуре минус 20 °С – 11,2 т силикагеля или 2,69 т цеолита.Снижение необходимой массы адсорбента с понижением температуры показано нарисунке 23.Данный технологический процесс низкотемпературной осушки можноосуществить размещением адсорбционной установки в технологической линии на этапепредварительного охлаждения газа между отдельными ступенями цикла охлаждения сцелью выбора оптимальной температуры процесса адсорбции и предотвращенияобразования газовых гидратов (рисунок 24).Рисунок 24 - Схема охлаждения потока природного газа перед установкойадсорбционной осушки(I-природный газ; II-отпарной газ; III-СПГ; 1-блок адсорбционной осушки;2-блок предварительного охлаждения; 3-сепаратор; 4-блок основного охлаждения; 5рекуперативный теплообменник; 6-резервуар для хранения)Эффективность процесса низкотемпературной адсорбции демонстрируется нарисунке 25.
Изменение основных параметров работы установки представлены в видефункции ( ) = 1 −20,где , 20 – значение параметра при температуре t и 20 °С соответственно.В качестве параметров работы установки были выбраны:− масса загружаемого адсорбента;− масса аппарата-адсорбера;− расход газа регенерации;341-φ− расход газа для охлаждения адсорбента;− расход топливного газа для нагрева в печи газов регенерации.0,460,440,420,40,380,360,340,320,30,280,260,240,220,20,180,160,140,120,10,080,060,040,020Масса адсорбентаМасса аппаратаРасход газа регенерацииРасход газа охлажденияРасход топливного газа-20-15-10-505Температура 0С101520Рисунок 25 - Зависимость изменения различных параметров установки осушки оттемпературыТаким образом, снижение температуры потока природного газа, поступающего наадсорбцию, позволит уменьшить массу загрузки адсорбента, металлоемкость аппарата,снизить расход газов регенерации и охлаждения, а также снизить расход топливногогаза.
Следовательно, при размещении установки адсорбционной осушки междуступенями цикла предварительного охлаждения, без дополнительных энергозатрат наохлаждение потока природного газа, можно значительно снизить как капитальные, так иэксплуатационные затраты на осушку газа при производстве СПГ.Также в третьей главе на основе проведенного анализа современного состоянияиндустрии СПГ в РФ и за рубежом и результатов термодинамических исследованийавтором отмечено, что особенностью комплексов подготовки и сжижения газа длямалотоннажного производства СПГ должно стать их блочно-модульное исполнение наоснове использования технологических процессов, обеспечивающих компактность имобильность установок подготовки и сжижения газа. Это становится особенноактуальным в свете перспективного освоения газоносных районов Арктики и северныхтерриторий РФ c минимальной плотностью населения и суровыми климатическимиусловиями.В четвертой главе предложено комплексное обоснование созданияинфраструктуры СПГ в регионах РФ.
Альтернативная газификация, как ираспространение СПГ в качестве газомоторного топлива, требуют созданияинфраструктуры средне- и/или малотоннажного СПГ. При этом нами предлагается35следующее определение инфраструктуры СПГ: совокупность объектов производстваи потребления СПГ, связанных между собой логистическими схемами.Построение экономически эффективной инфраструктуры СПГ требуеткомплексного подхода на основе многостороннего анализа социально-экономических иклиматических факторов в регионе.
Комплексность в данном случае заключается всовокупной оценке следующих факторов:− объемов потребления СПГ,− вариантов производства СПГ,− логистики поставок СПГ.При этом необходимо учитывать, что речь о создании инфраструктуры СПГможет идти только в том случае, когда капитальные и эксплуатационные затратыварианта поставок газа в виде СПГ будут ниже, чем капитальные и эксплуатационныезатраты трубопроводной поставки газа.Методика построения инфраструктуры СПГ в каком-либо регионе базируется накомплексном подходе и описывает последовательный ряд этапов.
Алгоритм построенияинфраструктуры СПГ представлен на рисунке 26.На первом этапе создания инфраструктуры СПГ для выявления потенциальныхпотребителей и возможных объемов потребления СПГ в каком-либо выбранном регионеРоссийской Федерации необходимо провести анализ социально-экономическогосостояния региона, который позволяет выявить потенциальных потребителейприродного газа: в жилищно-коммунальном, промышленном, сельскохозяйственном,транспортном секторе и для производства тепло- и электроэнергии.1 этап2 этап3 этап•Оценка потенциального спроса на природный газ•Оценка возможных источников природного газа•Предварительная оценка технологий подготовки и сжижения газа•Расчет эффективности создания инфраструктуры СПГ4 этап•Выбор технологий подготовки и сжижения газа•Расчет оптимальной логистической схемы5 этап•Формирование группы потребителей•Социально-налоговая поддержка субъектов инфраструктурыИтог•Строительство объектов инфраструктурыРисунок 26 – Этапы построения инфраструктуры СПГ36Годовое количество СПГ, необходимое для региона, определяется как объемпотребления природного газа ОПГ за вычетом поставок трубопроводного газа ОГТС (приналичии), приведенный к массовым единицам, плюс количество СПГ для использованияв качестве топлива на транспорте:МСПГ = ((ОПГ - ОГТС) ∙ ρ / 600) ∙ 10-3 + ОТ-СПГ (т/г),(1)где ОПГ - общий объем потребления природного газа без СПГ, используемого вкачестве топлива на транспорте, (нм3/г);ОГТС- объем поставок газа погазотранспортной сети (при наличии газопроводов в регионе), (нм3/г); ОТ-СПГ3количество СПГ для транспортных нужд, (т/г); ρ – плотность СПГ (кг/м ).На втором этапе необходимо оценить возможные источники природного газа дляпроизводства СПГ.
Исходя из предполагаемого годового объема потребления СПГ врегионе определяется производительность комплекса СПГ. Очевидно, чтопроизводительность комплекса должна быть выше или равна потребности в СПГ. Внекоторых случаях, например, при больших объемах потребления, наличии в регионенескольких источников природного газа, больших расстояниях транспортировки,дифференцированной социально-экономической структуры региона, целесообразносоздавать не один комплекс производства СПГ, а несколько. Тогда их суммарнаяпроизводительность должна быть также больше или равна годовому объемупотребления.Источником газа для производства средне- и малотоннажного СПГ могут бытьобъекты газотранспортной системы (ГРС, АГНКС) или мало- и средне дебитныеместорождения природного газа, в том числе метансодержащий газ угольныхместорождений.На третьем этапе необходимо провести комплексную оценку различныхвариантов энергообеспечения потребителей.В рамках предлагаемой методики такой анализ должен проводиться для всехгрупп потребителей (объектов), при этом каждая группа (объект) представляет собойпотребителей, территориально объединенных в рамках одного или нескольких близкорасположенных населенных пунктов (социально-экономических объектов).Сравним два варианта энергообеспечения объектов:Вариант 1.
Централизованное энергообеспечение. Поставки природного газаосуществляются по газотранспортной системе. Поставки электроэнергии – по линиямэлектропередачи (ЛЭП).Вариант 2. Автономное энергообеспечение. Поставки природного газаосуществляются в виде СПГ. Электроэнергия производится на месте изрегазифицированного газа.Эффективность применения СПГ можно оценить по следующей формуле:Э = КЗГ + КЗЭС + ЭЗГЭС + ЭУЗГЭС – (КСПГ + ЭСПГ + ЭУСПГ),(2)37где КЗГ – капитальные затраты на централизованное газопроводное снабжение;КЗЭС – капитальные затраты на централизованное снабжение электроэнергией; ЭЗГЭС –эксплуатационные затраты при централизованном снабжении газом и электроэнергией;КСПГ – капитальные затраты на снабжение СПГ; ЭСПГ – эксплуатационные затраты приприменении СПГ; ЭУЗГЭС – экологический ущерб при централизованном снабжениигазом и электроэнергией; ЭУСПГ – экологический ущерб при снабжении СПГ.Если величина Э положительна, то вариант 2 предпочтительнее.
Рассмотримсоставляющие уравнения (2) более подробно.Капитальные затраты на централизованное газопроводное снабжение (КЗГ) ицентрализованное снабжение электроэнергией (КЗЭС), состоят из затрат на основное ивспомогательное оборудование (К1ЗГ, К1ЗЭС) и затрат на строительство (К2ЗГ, К2ЗЭС).Затраты на основное и вспомогательное оборудование (К1ЗГ, К1ЗЭС) состоят из затрат наосновное и вспомогательное оборудование линейной части газопровода (К1-1ЗГ) иэлектросети (К1-1ЗЭС) и затрат на основное и вспомогательное оборудование внутризаданного объекта (К1-2ЗГ , К1-2ЗЭС). Затраты на строительство (К2ЗГ, К2ЗЭС) состоят иззатрат на строительство линейной части газопровода (К2-1ЗГ) и электросети (К2-1ЗЭС) изатрат на строительство сети газопровода и электросети внутри заданного объекта (К2-2ЗГ, К2-2ЗЭС).Эксплуатационные затраты (ЭЗ) при централизованном снабжении газом (КЗГ)и/или электроэнергией (КЗЭС), состоят из затрат на текущее обслуживание внутриобъекта (поддержание газопроводных, электросетей сетей, распределительныхприборов, трансформаторных станций, приборов учета и т.п.
в рабочем состоянии) –Э1ЗГ, Э1ЗЭС и затрат на текущее обслуживание линейной части при КЗГ и КЗЭС – Э2ЗГ,Э2ЗЭС.Капитальные затраты на снабжение СПГ (КСПГ) состоят из затрат напроизводственную установку СПГ, транспортные средства для перевозки СПГ иустановку регазификации СПГ (К1СПГ), затрат на основное и вспомогательноеоборудование по снабжению объекта электроэнергией из регазифицированногоприродного газа (К2СПГ), затрат на строительно-монтажные работы по снабжениюобъекта природным газом из установки СПГ (К3СПГ), затрат на строительно-монтажныеработы по снабжению объекта электроэнергией из регазифицированного природногогаза (К4СПГ).Эксплуатационные затраты при применении СПГ (ЭСПГ) состоят из затрат натекущее обслуживание (поддержание газопроводных и электросетей сетей объекта,распределительных приборов, трансформаторных станций, приборов учета и т.п.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
