Сжиженный природный газ как резервное топливо ТЭЦ

Основные тенденции развития газовой отрасли указывают на масштабное расширение рынка сжиженного природного газа (СПГ), который продолжает оставаться быстрорастущим сегментом на фоне остальных энергоносителей. Государственная политика Российской Федерации направлена на развитие инфраструктуры СПГкомплексов. Проведен анализ мирового опыта применения СПГ-комплексов в установках для гашения пиков газопотребления, которые соответствуют условиям применения СПГ в качестве резервного топлива филиалами ПАО «Мосэнерго» (малотоннажное производство в сочетании с большим объемом хранения СПГ). Показано, что для условий производства и применения СПГ на электростанциях наиболее подходящими являются установки 90–100% ожижения входящего потока газа с внешним холодильным контуром на смесевом хладагенте или на азоте, которые обеспечивают состав регазифицированного СПГ, практически идентичный составу исходного газа. Сформулированы требования к разработке энергоэффективных СПГ-комплексов на филиалах ПАО «Мосэнерго», включая обеспечение энергозатрат цикла за счет расширения сетевого газа в детандере с утилизацией холодильной мощности в цикле ожижения, а также охлаждение компримированного теплоносителя холодильного контура потоками газа, подаваемого далее на горение. Рассмотрены технологические особенности внедрения СПГ-комплекса для производства, хранения и регазификации СПГ в качестве резервного топлива ТЭЦ. В ходе исследования было показано, что наиболее походящей для введения комплекса по производству СПГ является ТЭЦ-22, для которой проектируется новое мазутное хозяйство. Несмотря на сложившуюся практику использования в качестве резервного топлива мазут и дизельное топливо, СПГ может обладать конкурентоспособными преимуществами за счет использования вторичных энергоресурсов ТЭЦ. 

1. «LNG: A Local Market – A Global Market» [Электронный ресурс], режим доступа: https://pubs.naruc.org/pub/248cfb83-a111-8809-a940-485c431df253

2. Макаров А., Митрова Т., Кулагин В., Мельникова С., Галкина А., Мировые газовые горизонты до 2040 года, Институт энергетических исследований РАН (ИНЭИ РАН), Газовый бизнес №3 2016, С 21.

3. Shell LNG outlook 2021 [Электронный ресурс], режим доступа: https://www.shell.com/energy-and-innovation/natural-gas/liquefiednatural-gas-lng/lng-outlook-2021.html

4. Follow-up study to the LNG and storage strategy [Электронный ресурс]: URL: https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/follow_up_study_lng_storage_final_01.pdf

5. Small-scale LNG in Asia Pacific [Электронный ресурс]: URL: https://aperc.or.jp/file/2019/9/27/small-scale+lng+in+asia+pacific.pdf

6. North American Midstream Infrastructure – A Near Term Update Through 2025 [Электронный ресурс]: URL: https://www.ingaa.org/File.aspx?id=38492

7. Аверьянов В. К., Блинов А. Н., Митрофанов В. А., Хаев В. К., Цвик А. А. Обоснование целесообразности использования установок сжижения природного газа в качестве источника пикового и резервного топлива для ГТ-ТЭС и ПГУ-ТЭС // Газинформ 2016; 2 (52): 52–58.

8. Федорова Е. Б., Мельников В. Б. Перспективы развития малотоннажного производства сжиженного природного газа в России [Электронный ресурс]: НефтеГазоХимия: электрон. журнал. 2017; 1. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/perspektivy-razvitiyamalotonnazhnogo-proizvodstva-szhizhennogo-prirodnogo-gaza-vrossii

9. «Возможности и перспективы развития малотоннажного СПГ в России» // Центр энергетики Московской школы управления СКОЛКОВО Июль 2018. [Электронный ресурс], режим доступа: www.researchgate.net/publication/326877562

10. Lee S. H.; Lim D.-H.; Park K. Optimization and Economic Analysis for Small-Scale Movable LNG Liquefaction Process with Leakage Considerations. Appl. Sci. 2020, 10, 5391. https://doi.org/10.3390/app10155391