RU2772676C1 - Система регазификации сжиженного природного газа (СПГ) котельной - Google Patents
Система регазификации сжиженного природного газа (СПГ) котельной Download PDFInfo
- Publication number
- RU2772676C1 RU2772676C1 RU2021117372A RU2021117372A RU2772676C1 RU 2772676 C1 RU2772676 C1 RU 2772676C1 RU 2021117372 A RU2021117372 A RU 2021117372A RU 2021117372 A RU2021117372 A RU 2021117372A RU 2772676 C1 RU2772676 C1 RU 2772676C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- lng
- boiler
- heat
- regasification
- Prior art date
Links
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 75
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 55
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 claims abstract description 31
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 22
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 239000000779 smoke Substances 0.000 claims description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 2
- 206010022000 Influenza Diseases 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 12
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 9
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 9
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 3
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 3
- 230000001105 regulatory Effects 0.000 description 3
- 241000711969 Chandipura virus Species 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 2
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 2
- 229920001451 Polypropylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing Effects 0.000 description 1
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 1
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010587 phase diagram Methods 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 1
Images
Abstract
Изобретение относится к регазификации сжиженного природного газа (СПГ), где используются циклы Ренкина для регазификации СПГ. Система включает емкость с СПГ, криогенный насос для перекачки СПГ через теплообменники, расположенные в газоходах и получающие тепло от уходящих из котла дымовых газов, турбодетандер с электрогенератором на одном валу. Магистраль дымовых газов выполнена в виде нескольких газоходов: центрального газохода и двух дополнительных газоходов, отходящих от центрального, в которых установлены теплообменники. Дополнительные газоходы с установленными в них теплообменниками сообщены друг с другом посредством поворотного газохода с сепарационным устройством для удаления конденсата. Газоходы снабжены регулировочными шиберами. Изобретение позволяет повысить эффективность регазификации сжиженного природного газа, а также общую эффективность использования сбрасываемого тепла уходящих газов котлов котельной и холода СПГ. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Изобретение относится к регазификации сжиженного природного газа (СПГ), где используются циклы Ренкина для регазификации СПГ. Изобретение позволяет повысить эффективность регазификации сжиженного природного газа, а также общую эффективность использования сбрасываемого тепла уходящих газов котлов котельной и холода СПГ.
Обычно природный газ транспортируют в сжиженной форме, то есть в виде СПГ, который впоследствии регазифицируют для распределения в виде трубопроводного природного газа или для использования путем сжигания непосредственно на месте. СПГ обычно транспортируют при температуре примерно минус 160°С, при давлении примерно от 0,1 до 0,2 МПа (от 1 до 2 бар), и перед его потреблением или распределением его необходимо регазифицировать до температуры примерно от 10 до 300°С и давлении примерно от 3 до 25,0 МПа (от 30 до 250 бар).
Известны ряд устройств [1, 2, 3, 4], в которых СПГ переводят из жидкого состояния в газообразное при помощи его нагревания воздухом или водой из окружающей среды. Такие установки полностью теряют весь потенциал холода СПГ и не используют сбросную теплоту уходящих дымовых газов из котлов.
Известна газификационная установка [5],содержащая соединенные между собой емкость для хранения низкокипящей жидкости, устройство для повышения давления жидкости, испаритель теплообменник, разделенный на секции и установленное между секциями устройство для преобразования кинетической энергии продукта в виде турбогенератора детандерного типа в электрическую, переданную в электроподогреватель для нагрева газа. Однако данная система использует нерационально электрическую энергию, получаемую от турбогенератора на нагрев топливного газа при наличии в избытке теплоты дымовых газов за котлом.
Известна комбинированная система использования сжиженного природного газа в котельных установках (Пат. РФ №2176024, опубл. 20.11.2001), включающая емкость с сжиженным природным газом (СПГ), линию подачи топлива с погружным криогенным насосом, холодильной камерой, нагревателем, расширительной турбиной с электрогенератором на одном валу и котлом с магистралью дымовых газов. Однако данная установка не позволяет полностью использовать теплоту конденсации водяных паров в дымовых газах за котлом. Данная комбинированная система использования сжиженного природного газа в котельных установках наиболее близка к предлагаемой системе регазификации сжиженного природного газа котельной.
Технический результат, на достижение которого направлено заявляемое изобретение, заключается в повышении эффективности регазификации системы за счет энергии, получаемой от турбогенератора и использования теплоты конденсации водяных паров в уходящих дымовых газах при нагреве СПГ.
Для достижения указанного технического результата в системе регазификации сжиженного природного газа (СПГ) котельной, содержащей емкость с СПГ, криогенный насос, теплообменники для нагрева газа за счет тепла дымовых газов, поступающих из котла котельной по магистрали дымовых газов, турбодетандер с электрогенератором на одном валу, магистраль дымовых газов выполнена в виде четырех сообщающихся газоходов - центрального с регулировочным шибером и идущего от котла котельной, двух газоходов, отходящих от центрального газохода и снабженных регулировочными шиберами и в которых установлены теплообменники - в одном теплообменник для нагрева СПГ, в другом теплообменник для нагрева газа, поступающего из турбодетандера, оба газохода снизу сообщены друг с другом посредством четвертого поворотного газохода с установленным на дне сепарационным устройством для удаления образующегося конденсата из водяных паров, при этом вход теплообменника для нагрева СПГ соединен с криогенным насосом, а выход с входом турбодетандера с электрогенератором на одном валу, выход турбодетандера в свою очередь соединен с теплообменником для нагрева газа.
Введение в состав системы регазификации сжиженного природного газа (СПГ) котельной в магистраль дымовых газов дополнительных трех газоходов: двух, отходящих от центрального газохода с теплообменниками нагрева СПГ, соединенных снизу между собой поворотным газоходом, который соединяется с центральным газоходом котла, причем газоходы оборудованы регулировочными шиберами для регулировки расхода идущих в них дымовых газов; поворотного газохода оборудованного сепарационным устройством для отделения из охлажденных дымовых газов сконденсированной воды, позволяет получить новое свойство, заключающееся в использовании низкотемпературного СПГ для конденсации водяных паров из дымовых газов за котлом и тепла дымовых газов за котлом для подогрева СПГ до и после турбодетандера. Дополнительно полученная энергия в турбогенераторе направляется на работу электродвигателей котельной.
Предлагаемая система регазификации СПГ котельной иллюстрируется чертежом и графическим изображением, представленными на фиг. 1, 2.
На фиг. 1 схематично представлена система регазификации сжиженного природного газа (СПГ) котельной, на фиг. 2- фазовая диаграмма метана, где изображены циклы нагрева СПГ, расширения ПГ в детандере и нагрева за детандером. На фиг. 2 обозначены цифрами: 0 - параметры СПГ в хранилище; 1 - параметры после перекачки криогенным насосом в подогреватель; 2 - параметры после испарения СПГ; 3 - параметры ПГ после нагрева перед турбодетандером; 4 - параметры после расширения в турбодетандере; 5 - параметры ПГ после окончательного подогрева.
Система регазификации сжиженного природного газа (СПГ) (фиг. 1) котельной включает емкость 1 с СПГ, трубопровод 2 заправки СПГ, трубопровод 3 выдачи СПГ, криогенный насос 4, теплообменник 5 для подогрева СПГ до +100°С с последующим спарением в газоходе 6, теплообменник 7 для подогрева газа до +20°С в газоходе 8, центральный газоход 9, идущий из котла 13, дымосос 11, соединенный с газоходами 6 и 8 при помощи поворотного газохода 12, криогенный насос 4 связан с входом теплообменника 5, выход из которого связан с входом в турбодетандера 14, выход из турбодетандера 14 с электрогенератором 10 на одном валу связан с входом теплообменника 7, из которого газ направляется через ГРП 15 к котлам 13 котельной, газоход 6 на входе дымовых газов имеет возможность перекрываться регулировочным шибером 16, газоход 8 на входе дымовых газов имеет возможность перекрываться регулировочным шибером 17, центральный газоход 9 на выходе к дымососу 11 оборудован шибером 18, регулирующим расходы по газоходам 8 и 12, в нижней части поворотного газохода 12 оборудовано сепарационное устройство 19 с трубопроводом 20 для дренажа конденсата.
Система регазификации сжиженного природного газа (СПГ) котельной работает следующим образом.
СПГ из емкости 1 после ее заправки через трубопровод 2 по трубопроводу 3 криогенным насосом 4 подается в теплообменник 5, находящийся в газоходе 6, который соединен с центральным газоходом 9 и регулировочным шибером 16. При этом расход дымовых газов регулируется шибером 16 так, чтобы дымовые газы на выходе из газохода 6 имели температуру +30°С, а СПГ полностью испарился и нагрелся до +100°С. Подогретый газ из теплообменника 5 направляется в турбодетандер 14 с электрогенератором 10 на одном валу, в котором его давление и теплота преобразуется в механическую энергию вращения электрогенератора 10, вырабатываемый электрический ток от которого поступает на привод электродвигателей котельной. Охлажденный газ после турбодетандера 14 поступает в теплообменник 7, находящийся в газоходе 8, который соединен с центральным газоходом 9 и регулировочным шибером 17. При этом расход дымовых газов регулируется шибером 17 так, чтобы дымовые газы на выходе из газохода 8 имели температуру +30°С, а газ нагрелся до температуры +20°С. Подогретый газ из теплообменника 7 направляется через ГРП 15 к котлам 13. Охлажденные дымовые газы, выходящие из газоходов 6 и 8, попадают в поворотный газоход 12, где из них при помощи сепарационного устройства 19 отделяется конденсат водяных паров и выводится через трубопровод 20 в конденсатный бак (на схеме не показан). Дымовые подсушенные газы из поворотного газохода 12 направляются через регулировочный шибер 18 к дымососу 11. При этом охлажденные и подсушенные газы из поворотного газохода 12 смешиваются с остатком горячих дымовых газов из газохода 9 и удаляются дымососом 11 в трубу (на схеме не показана). Температура смеси дымовых газов, идущих в дымосос 11, понижается и соответственно уменьшается их расход, что требует меньшей мощности для привода дымососа. Снижение температуры смеси дымовых газов не приводит к увеличению коррозии газоходов и трубы из-за того, что из нее удалена основная часть влаги, которая в виде конденсата может использоваться для питания котлов и тепловой сети.
Работоспособность установки докажем расчетом конкретной котельной.
Берем данные работы котла ГМ-50-1 №7 за 01.01.2020.
Расход топлива ВК.м100=103,2 т/сут=1,194 кг/с.
Теплопроизводительность Q1=849,6Гкал/сут=41202кВт.
Мазут М-100 высокосернистый с теплотворной способностью
КПД котла 
Расход топлива по ТЭЦ ВТЭЦ.м100=400 т/сут=4,63 кг/с.
РАСЧЕТ ТЕПЛОВОГО БАЛАНСА
Чтобы заменить мазут на СПГ необходимо учитывать разницу в КПД котла на мазуте ηм100=88,34% и КПД котла на СПГ ηСПГ=92%.
Для работы ТЭЦ потребуется расход СПГ:
где QР н.СПГ=48185кДж/кг - теплотворная способность СПГ.
Расход жидкого СПГ:
Физические свойства СПГ:
Плотность сжиженного газа при атмосферном давлении: 420 кг/м3;
Низшая теплота сгорания (при 0°С и 101,325 КПа): 35,2 МДж/м3(или 11500 ккал/кг=48185кДж/кг).
Чтобы перевести СПГ из жидкого состояния газообразное и получить дополнительную энергию необходимо СПГ перекачать в подогреватель, подняв давление с 0,6МПа (в хранилище) до 2МПа (рисунок ниже): от точки «0» до точки «1». При этом увеличится энтальпия на:
Эту энергию создает криогенный насос.
Необходимая мощность криогенного насоса:
От точки «1» до точки «2» (фиг. 2) идет испарение СПГ при температуре -161°С и давлении 2МПа. При этом увеличится энтальпия на:
Тепловая мощность выходной части теплообменника 5:
Далее от точки «2» до точки «3» идет подогрев ПГ при давлении 2МПа до температуры 110°С. При этом увеличится энтальпия на:
Тепловая мощность входной части теплообменника 5:
Суммарная тепловая мощность теплообменника 5:
Далее от точки «3» до точки «4» идет адиабатическое расширение в турбодетандере до давления 0,1 МПа. При этом снижается энтальпия на:
Полученная мощность электрического генератора:
Эта энергия передается электрическому генератору. Температура снижается до -73°С.
Далее от точки «4» до точки «5» идет подогрев ПГ при давлении 0,1 МПа. При этом увеличится энтальпия на:
Тепловая мощность теплообменника 7:
Температура в точке «5» 23°С, что достаточно для работы горелочных устройств котлов.
С учетом потерь в окружающую среду чтобы реализовать этот цикл для 1 кг СПГ необходимо от уходящих продуктов сгорания котла ГМ-50 снять следующее количество тепла:
Общая мощность теплообменников 5 и 7 по уходящим газам составит:
Расход СПГ на котел ГМ-50 составит:
При сжигании 1 кг СПГ образуется:
VC02=1,25м3/м3 СО2 (2,475 кг) при плотности ρсо2=1,98 кг/м3;
VH20=2,675м3/м3 Н2О (2,14 кг) при плотности ρН20=0,803 кг/м3;
VN2=7,51 м3/м3 N2 (5,82 кг) при плотности ρN2=1,29 кг/м3.
Объем продуктов сгорания на выходе из котла при α=1,2 составит:
Парциальное давление водяных паров в продуктах сгорания р100=0,02МПа.
Парциальное давление водяных паров в продуктах сгорания на линии насыщения при температуре 30°С р30=0,004МПа.
Количество сконденсированной воды в подогревателе природного газа (ППГ) при охлаждении продуктов сгорания до при температуры 30°С:
При этом выделится количество теплоты:
При плотности СПГ ρСПГ=420 кг/м3 и плотности ПГ ρПГ=0,717 кг/м3 получим теплоту конденсации от продуктов сгорания 1 кг СПГ:
Тепловая мощность, получаемая от конденсации паров воды в уходящих газах:
Это говорит о том, что даже тепла конденсации водяных паров с запасом хватает для обеспечения работы цикла (5545>4187).
Проверим, на сколько охладятся продукты сгорания от 130°С при работе цикла.
Энтальпия продуктов сгорания СПГ (на объем природного газа) без учета конденсации водяных паров при температуре tППГ1=130°C и коэффициенте избытка воздуха α=1,2 составит:
Энтальпия продуктов сгорания СПГ (на объем природного газа) без учета конденсации водяных паров при температуре tППГ2=30°C и коэффициенте избытка воздуха α=1,2 составит:
Энтальпия продуктов сгорания СПГ (на объем природного газа) без учета конденсации водяных паров при температуре tППГ3=70°C и коэффициенте избытка воздуха α=1,2 составит:
Необходимая разность энтальпий продуктов сгорания:
Это говорит о том, что работа цикла без тепла конденсации невозможна.
Определим, при какой части продуктов сгорания, проходящей через теплообменник, будет обеспечена требуемая его мощность. Составим уравнение теплового баланса:
Тогда в трубу пойдет смесь из сухой с температурой 30°С с долей 0,516 и с температурой 120°С с долей 0,484. Температура смеси будет:
Это вполне удовлетворяет условия работы дымоходов и трубы (влажность уменьшилась в два раза).
Мощность дымососа уменьшится в (120+273)/(73,3+273)=1,135 раз.
Claims (2)
1. Система регазификации сжиженного природного газа (СПГ) котельной, содержащая емкость с СПГ, криогенный насос, теплообменники для нагрева газа за счет тепла дымовых газов, поступающих из котла котельной по магистрали дымовых газов, турбодетандер с электрогенератором на одном валу, отличающаяся тем, что магистраль дымовых газов выполнена в виде четырех сообщающихся газоходов - центрального с регулировочным шибером и идущего от котла котельной, двух газоходов, отходящих от центрального газохода и снабженных регулировочными шиберами и в которых установлены теплообменники - в одном теплообменник для нагрева СПГ, в другом теплообменник для нагрева газа, поступающего из турбодетандера, оба газохода снизу сообщены друг с другом посредством четвертого поворотного газохода с установленным на дне сепарационным устройством для удаления образующегося конденсата из водяных паров, при этом вход теплообменника для нагрева СПГ соединен с криогенным насосом, а выход с входом турбодетандера с электрогенератором на одном валу, выход турбодетандера, в свою очередь, соединен с теплообменником для нагрева газа, поступающего к котлам.
2. Система по п. 1, отличающаяся тем, что система снабжена дымососом, соединенным с двумя газоходами через поворотный газоход.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2772676C1 true RU2772676C1 (ru) | 2022-05-24 |
Family
ID=
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2817103C1 (ru) * | 2023-08-29 | 2024-04-10 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Мурманский арктический университет" (ФГАОУ ВО "МАУ") | Газорегулировочная установка котельной |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2161754C2 (ru) * | 1998-09-04 | 2001-01-10 | Финько Валерий Емельянович | Котельная, работающая на сжиженном природном газе |
| RU2176024C2 (ru) * | 2000-02-07 | 2001-11-20 | Военный инженерно-космический университет им. А.Ф. Можайского | Комбинированная система использования сжиженного природного газа в котельных установках |
| RU2570952C1 (ru) * | 2014-09-09 | 2015-12-20 | Александр Николаевич Лазарев | Способ испарения и использования сжиженного природного газа для систем автономного энергоснабжения в арктической зоне |
| RU2727542C1 (ru) * | 2019-11-29 | 2020-07-22 | Федеральное государственное казённое военное образовательное учреждение высшего образования "Военная академия материально-технического обеспечения имени генерала армии А.В. Хрулева" Министерства обороны Российской Федерации | Котельная на сжиженном природном газе |
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2161754C2 (ru) * | 1998-09-04 | 2001-01-10 | Финько Валерий Емельянович | Котельная, работающая на сжиженном природном газе |
| RU2176024C2 (ru) * | 2000-02-07 | 2001-11-20 | Военный инженерно-космический университет им. А.Ф. Можайского | Комбинированная система использования сжиженного природного газа в котельных установках |
| RU2570952C1 (ru) * | 2014-09-09 | 2015-12-20 | Александр Николаевич Лазарев | Способ испарения и использования сжиженного природного газа для систем автономного энергоснабжения в арктической зоне |
| RU2727542C1 (ru) * | 2019-11-29 | 2020-07-22 | Федеральное государственное казённое военное образовательное учреждение высшего образования "Военная академия материально-технического обеспечения имени генерала армии А.В. Хрулева" Министерства обороны Российской Федерации | Котельная на сжиженном природном газе |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2817103C1 (ru) * | 2023-08-29 | 2024-04-10 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Мурманский арктический университет" (ФГАОУ ВО "МАУ") | Газорегулировочная установка котельной |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| ES2251144T3 (es) | Recuperacion de calor de desperdicio en un convertidor de energia organico que utiliza un ciclo de liquido intermedio. | |
| Cao et al. | Comparative analysis on off-design performance of a gas turbine and ORC combined cycle under different operation approaches | |
| JP2856552B2 (ja) | 液化天然ガスを燃料とする改良された共同サイクルプラント | |
| CN100462531C (zh) | 一种提高联合循环电厂效率的系统和方法 | |
| US5632143A (en) | Gas turbine system and method using temperature control of the exhaust gas entering the heat recovery cycle by mixing with ambient air | |
| Wimmer et al. | Optimization and comparison of the two promising oxy-combustion cycles NET Power cycle and Graz Cycle | |
| US20030005698A1 (en) | LNG regassification process and system | |
| CN112963732A (zh) | 一种lng接收站bog综合利用系统 | |
| US10830105B2 (en) | System and method for improving output and heat rate for a liquid natural gas combined cycle power plant | |
| Nakhamkin et al. | The cascaded humidified advanced turbine (CHAT) | |
| JPH10332090A (ja) | 深冷冷却された液体ガスの処理方法 | |
| CN105899875A (zh) | 用于热电联产的方法和设备 | |
| CN105874272A (zh) | 用于热电联产的方法和设备 | |
| RU2772676C1 (ru) | Система регазификации сжиженного природного газа (СПГ) котельной | |
| CZ2007340A3 (cs) | Zpusob výroby elektriny s plynovou turbinou z pevných paliv i z odpadního tepla a zarízení k provádení tohoto zpusobu | |
| US6467273B1 (en) | Method for producing electrical power | |
| Borisov et al. | Analysis of the compressorless combined cycle gas turbine unit performance efficiency in district heating systems | |
| JP3697476B2 (ja) | ガス圧力エネルギを利用した複合発電システム | |
| RU2783081C1 (ru) | Система газификации сжиженного природного газа (СПГ) котельной | |
| JP7121185B2 (ja) | 天然ガス再ガス化を含む発電プラント | |
| KR20130136043A (ko) | Lng부하 연동형 열병합발전을 이용한 lng 기화시스템 | |
| RU2817103C1 (ru) | Газорегулировочная установка котельной | |
| US6968700B2 (en) | Power systems | |
| IL114123A (en) | Gas turbine system with heat utilization circuit and method to use | |
| Rastogi et al. | Energy and Exergy Analysis of Boiler in Bagasse Based 20 MW Steam Power Plants |