Диссертация (1172966), страница 37
Текст из файла (страница 37)
Расчет необходимого объемагаза для производства электроэнергии ОЭ и отопления жилых домов ипроизводственных предприятий ОКБ должен опираться на статистический анализмаксимальных и минимальных температур в зимний и летний периоды, на данныео продолжительности отопительного сезона, так как от этих показателей зависитсезонность потребления газа как энергоресурса.Определенный объем газа может быть поставлен по газотранспортной сети(при наличии газопроводов в регионе), обозначим этот объем через ОГТС. В случаеотсутствия газотранспортной сети для выбранного регионаОГТС = 0.Потреблениеприродногогазавкачествеальтернативного,болееэкологичного и эффективного топлива на транспорте может иметь двесоставляющие – компримированный природный газ (КПГ) и СПГ.
При этомнеобходимо учитывать, что единицей измерения КПГ является нм3, тогда как СПГво всем мире измеряется в массовых единицах – кг или т. КПГ может бытьпроизведен как из собственно природного газа путем сжатия в компрессорах, таки из СПГ путем сжатия в насосах высокого давления в жидкой фазе и дальнейшейрегазификации. Объем потребляемого транспортом КПГ обозначим как ОТ-КПГ(нм3/г), количество СПГ, необходимого для транспортных нужд, – как ОТ-СПГ (т/г).Тогда общий объем потребления природного газа без СПГ, используемого вкачестве топлива на транспорте, составитОПГ = ОЭ + ОН + ОКБ + ОМ + ОГХ + ОПр + ОГП + ОТ-КПГ (нм3/г)(4.1)Годовое количество СПГ, необходимое для региона, определяется какобъем потребления природного газа ОПГ за вычетом поставок трубопроводногогаза ОГТС (при наличии), приведенный к массовым единицам, плюс количествоСПГ для использования в качестве топлива на транспорте:МСПГ = ((ОПГ – ОГТС) ∙ ρ / 600) ∙ 10-3 + ОТ-СПГ (т/г),где ρ – плотность СПГ (кг/м3).(4.2)285На втором этапе необходимо оценить возможные источники природногогаза для производства СПГ.Исходя из предполагаемого годового объема потребления СПГ в регионеМСПГ, определяется производительность комплекса СПГ:ПКСПГ ≥ МСПГ(4.3)В некоторых случаях, например, при больших объемах потребления,наличии в регионе нескольких источников природного газа, больших расстоянияхтранспортировки, дифференцированной социально-экономической структурырегиона целесообразно создавать не один комплекс производства СПГ, анесколько.
Тогда их суммарная производительность должна быть также большеили равна годовому объему потребления:ΣПiКСПГ ≥ МСПГ,(4.4)где i изменяется от 1 до n; n – число производственных комплексов СПГ врегионе.Источником газа для производства средне- и малотоннажного СПГ могутбыть объекты газотранспортной системы (ГРС, АГНКС) или мало- и среднедебитные месторождения природного газа, в том числе метансодержащий газугольных месторождений.Рассмотрим варианты размещения комплексов по производству СПГ наобъектах газотранспортной системы.При наличии в регионе газотранспортной системы на выбор вариантагазоснабжения влияет объем годового энергопотребления, зависящий отплотности населения, и удаленность потребителя от газопровода. В работе [159]приводятся сравнительные расчеты вариантов газоснабжения потребителейсетевым газом и СПГ.
Так, например, при сравнении двух населенных пунктов сгодовымэнергопотреблением100и1500МВтрассчитанорасстояниеэффективного применения газификации на основе СПГ, что составляет более1,75 км для первого и более 28,4 км для второго населенного пункта.286Как показывает практика, при наличии в регионе газопроводов наиболеецелесообразны следующие варианты размещения производственных комплексовСПГ:1) наГРС,гдевозможноиспользоватьперепаддавлениямеждумагистральным газопроводом и газораспределительными сетями дляорганизации дроссельного, детандерного холодильного цикла, цикла свихревой трубой или волновым криогенератором;2) на АГНКС, где высокое давление природного газа (от 20 до 25 МПа) даетвозможностьприменятьоткрытыедроссельныециклывысокогодавления.При организации производства СПГ на ГРС необходимо учитывать тообстоятельство, что забор газа из трубопровода на производственный комплексСПГ осуществляется за счет возникновения излишков газа в период пониженногоспроса.
Это означает, что производство СПГ на ГРС не может быть равномернымв течение года.Производство СПГ на региональных месторождениях природного газапредполагает:1) коэффициент ожижения природного газа на уровне от 80 до 99 %, взависимости от состава природного газа;2) использование технологий ожижения с внешними холодильнымициклами;3) при отсутствии энергосетей собственное производство электроэнергии изприродного газаИспользование внешних холодильных циклов при сжижении природногогаза не требует высокого давления самого потока природного газа. Этообстоятельство позволяет применять технологии с внешним охлаждением наместорождениях природного газа.Сравнение азотного цикла с двумя детандерами и однопоточного цикла наСХА, проведенное в работе [92], позволило сделать вывод о том, что принезначительной разности в капитальных вложениях при выборе технологии287сжижения необходимо опираться на расчет эксплуатационных затрат и наудобство и простоту эксплуатации.При работе установки в течение года с постоянной нагрузкой, близкой кпроектной, холодильные циклы на СХА обладают очевидными преимуществамиблагодаря более низким эксплуатационным затратам.
Недостатки даннойтехнологии,такиекакувеличенноевремязапускаиснижениепроизводительности при неполной загрузке, в этом случае не так важны. Крометого, изменения в составе сырьевого газа по мере разработки месторождениямогут потребовать более гибкого технологического процесса ожижения. В этомслучае процесс со смесевыми хладагентами является более предпочтительным.При частых пусках и остановках технологической линии несомненнымпреимуществом обладает азотный холодильный цикл, т.к. у него короткий периодзапуска и стабильная эффективность при полной и частичной загрузке. Здесьболеевысокиеэксплуатационныезатратыкомпенсируютсяукороченнымпериодом работы в течение года.Однако, в удаленных регионах, где пополнение компонентов смесевогохладагента из-за недостаточного их содержания в сырьевом газе может бытьсопряжено с логистическими трудностями, в этом случае применение азотныхциклов может стать более экономически эффективным по сравнению с цикламина СХА.ПроизводствоСПГтакжеможетбытьорганизованонакрупныхгазоперерабатывающих и газохимических производственных предприятиях, такихкак, например, завод по производству гелия или аммиака.
В этом случае СПГявляется побочным продуктом основного производства.В случае отсутствия в регионе как газопроводов, так и месторождений газа,возможна поставка СПГ в малых объемах с крупнотоннажного завода илиприемного терминала.На третьем этапе необходимо провести сравнительный анализ различныхвариантов энергообеспечения потребителей.288В рамках предлагаемой методики такой анализ должен проводиться длявсех групп потребителей (объектов), при этом каждая группа (объект)представляет собой потребителей, территориально объединенных в рамках одногоили нескольких близко расположенных населенных пунктов (социальноэкономических объектов). Сравнительный анализ представлен в виде логистикоматематической модели эффективности применения СПГ, излагаемой ниже,в п.
4.2.В том случае, когда создание инфраструктуры СПГ менее эффективно, чемцентрализованноесетевоегазоснабжение,целесообразностроительствогазопроводов. В случае более высокой эффективности инфраструктуры СПГпринимается решение о ее строительстве.Комплексная оценка потенциального потребления и производства СПГпозволяет разработать инфраструктурную матрицу, включающую логистическиесхемы поставок (рисунок 4.6).Рисунок 4.6 – Принципиальная схема инфраструктуры производства ипотребления СПГ(Источник: составлено автором)289Четвертыйэтапсвязансрасчетно-проектнымиработамипоокончательному выбору технологий подготовки и сжижения газа, способатранспортировки СПГ (автомобильным, водным, воздушным с использованиемконтейнернойподвескииливнутривертолетаилижелезнодорожнымтранспортом), количества транспортных средств и маршрутов поставок СПГ.Также на данном этапе проектируются установки регазификации вблизипотребителя, газовые и электросети на территории потребителя и, принеобходимости,локальныеустановкипроизводстваэлектроэнергииизрегазифицированного СПГ.Если источником природного газа служит газопровод, то решение задачиоптимального расположения производственной установки СПГ на линейнойчасти газопровода было представлено в работах [160-162].
Так, например, вработах[160]и[162]предлагалосьоптимизироватьразмещениепроизводственной установки СПГ по минимизации суммарного расхода топливаавтомобилями, перевозящими СПГ, с помощью компьютерных программ.К подобной задаче можно свести оптимизацию маршрутов поставок СПГ вслучае, когда источником газа являются два и более месторождений. При такихусловиях известны координаты самих месторождений, на которых размещаютсяпроизводственные установки СПГ, координаты потребителей СПГ. НеобходиморассчитатьоптимальныемаршрутыпоставокСПГсдвухиболеепроизводственных установок, число транспортных средств. Такая задача такжеможет быть решена с помощью компьютерной программы.Если в регионе находится только одно месторождение газа и на этомместорождении строится установка СПГ, то задача оптимизации логистикипоставок СПГ сводится к выбору вида и числу средств транспортировки.Допустим,впроизвольновыбранномрегионенаходитсяоднапроизводственная установка СПГ и n групп потребителей, находящихся отустановки на разном расстоянии (l1, l2, …, ln).
От установки до пункта назначенияСПГ будет перевозиться каким-либо транспортным средством, способнымперевозить контейнер-цистерны. При этом могут быть задействованы как290автодороги,такиводные,воздушныеилижелезнодорожныепути.Предполагается, что все контейнер-цистерны имеют одинаковый объем. Знаягодовую потребность в СПГ каждой группы потребителей МСПГ,i, можнорассчитать необходимое число транспортных средств для бесперебойныхпоставок СПГ. Введем понятие коэффициента кратности времени х какотношение общего времени доставки СПГ от одной производственной установкивсем потребителям к числу рабочих часов в году m: = (∑=1 СПГ, (2 ⁄ + )⁄ )/,(4.5)где v – средняя скорость движения транспортного средства;τ – время простоя транспортного средства в течение одного рейса во времяопераций погрузки-разгрузки, оформления документов и т.п.;с – масса СПГ, перевозимого за один рейс транспортным средством.Округлив полученное значение параметра х до ближайшего большегоцелого числа, получим минимально необходимое число средств транспортировкиСПГ на одну производственную установку.Напятомгосударственнуюэтапенеобходимоподдержкупредусмотретьпотребителейисоциально-налоговуюпроизводителейСПГ.Дляуспешного построения инфраструктуры средне- и малотоннажного СПГ врегионах с целью газификации и производства топлива такая поддержка состороны государства и региональных властей может быть предусмотрена вследующих направлениях:− софинансирование строительных работ и закупок дорогостоящегооборудования;− стимулирование потребления СПГ в качестве газомоторного топлива иэнергоресурса;− отмена государственного регулирования цен на СПГ и природный газ,полученный путем регазификации СПГ.Также могут быть осуществлены иные меры поддержки развитияинфраструктуры СПГ, часть из которых изложена в работе [163].291Итогом применения данной методики, по мнению автора, являетсяэкономическиобоснованнаяиэнергоэффективнаясхемаавтономногоэнергообеспечения потребителей.4.2 Логистико-математическая модель эффективности применения СПГНиже излагается способ оценки эффективности применения схемыавтономного энергообеспечения потребителей на основе СПГ.
Сравним дваварианта энергообеспечения объектов:Вариант 1. Централизованное энергообеспечение. Поставки природногогаза осуществляются по газотранспортной системе. Поставки электроэнергии – полиниям электропередачи (ЛЭП).Вариант 2. Автономное энергообеспечение. Поставки природного газаосуществляются в виде СПГ. Электроэнергия производится на месте изрегазифицированного газа.Примем следующие обозначения:КЗГ – капитальные затраты на централизованное газопроводное снабжение;КЗЭС–капитальныезатратынацентрализованноеснабжениеэлектроэнергией;ЭЗГЭС – эксплуатационные затраты при централизованном снабжении газоми электроэнергией;КСПГ – капитальные затраты на снабжение СПГ;ЭСПГ – эксплуатационные затраты при применении СПГ;ЭУЗГЭС – экологический ущерб при централизованном снабжении газом иэлектроэнергией;ЭУСПГ – экологический ущерб при снабжении СПГ.Эффективность применения СПГ можно оценить по следующей формуле:Э = КЗГ + КЗЭС + ЭЗГЭС + ЭУЗГЭС – (КСПГ + ЭСПГ + ЭУСПГ)ЕсливеличинаЭ положительна, товариант 2Рассмотрим составляющие уравнения (3.16) более подробно.(4.6)предпочтительнее.292Капитальные затраты на централизованное газопроводное снабжение (КЗГ),состоят из:− затрат на основное и вспомогательное оборудование (К1ЗГ);− затрат на строительство (К2ЗГ).Затраты на основное и вспомогательное оборудование (К1ЗГ) состоят из:− затрат на основное и вспомогательное оборудование линейной частигазопровода (К1-1ЗГ);− затрат на основное и вспомогательное оборудование внутри заданногообъекта (К1-2ЗГ).Затраты на строительство (К2ЗГ) состоят из:− затрат на строительство линейной части газопровода (К2-1ЗГ);− затрат на строительство сети газопровода внутри заданного объекта(К2-2ЗГ).Капитальные затраты на централизованное снабжение электроэнергией(КЗЭС), состоят из:− затрат на основное и вспомогательное оборудование (К1ЗЭС);− затрат на строительство (К2ЗЭС).Затраты на основное и вспомогательное оборудование (К1ЗЭС) состоят из:− затрат на основное и вспомогательное оборудование линейной частиэлектросети (К1-1ЗЭС);− затрат на основное и вспомогательное оборудование внутри заданногообъекта (К1-2ЗЭС).Затраты на строительство (К2ЗЭС) состоят из:− затрат на строительство линейной части электросети (К2-1ЗЭС);− затрат на строительство электросети внутри заданного объекта(К2 2ЗЭС).Эксплуатационные затраты (ЭЗ) при централизованном снабжении газом(КЗГ) и/или электроэнергией (КЗЭС), состоят из:293− затрат на текущее обслуживание внутри объекта (поддержаниегазопроводных, электросетей сетей, 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}
