Modelowano efektywność ekonomiczną zastosowania turboekspandera w celu wytworzenia energii elektrycznej w procesie regazyfikacji skroplonego gazu ziemnego o różnych składach. Opisano podstawy termodynamiczne procesu rozprężania w ekspanderze oraz wyznaczono zdyskontowany okres zwrotu inwestycji dla założonych parametrów.
Abstract
Energy efficiency of the liquefied natural gas regasification in a turboexpander was calcd. for 2 typical gas compns. and gas flow (70–210)·103 m 3/h, under 10–15 MPa. Thermodynamic anal. of the expansion showed a possibility to produce more than 1 GW for the lowest gas flow and pressure. The discounted payback period on investment for the parameters was however longer than 10 years.
Zmiany zachodzące na światowym rynku gazu ziemnego powodują, że wzrasta wykorzystanie skroplonego gazu ziemnego LNG (liquefied natural gas)1). Zgodnie z prognozami przedstawionymi przez organizacje międzynarodowe, stopniowo będzie wzrastać rola tego gazu na rynku energii, a w USA spodziewany jest dynamiczny przyrost mocy instalacji skraplających gaz ziemny w okresie najbliższych kilkunastu lat2). Podniesienie efektywności ekonomicznej może wymagać optymalizacji wykorzystujących inteligentne metody obliczeniowe reprezentowane przez algorytm genetyczny oraz algorytm roju cząstek, które z powodzeniem są stosowane w zagadnieniach związanych z inżynierią naftową i gazowniczą3, 4). LNG jako nośnik energii posiada duży potencjał energetyczny, który wynika z dużej różnicy temperatur pomiędzy LNG a otoczeniem. Proces regazyfikacji LNG jest jednak procesem energochłonnym i już ogrzewanie 1,4 mln m3/h od temp. -160°C do 20°C pod ciśnieniem 8,25 MPa wymaga mocy ok. 220 MW. W związku z tym poszukiwane są rozwiązania poprawiające efektywność energetyczną tego procesu. Popularną metodą jest zastosowanie LNG jako dolnego źródła ciepła w obiegach silnikowych, w których generowana jest energia elektryczna5-7). Kolejnym proponowanym rozwiązaniem jest wykorzystanie procesu rozprężania gazu na ekspanderze połączonym z generatorem energii. Proces dławienia strumienia przepływającego gazu bez wymiany ciepła z otoczeniem i bez wykonywania pracy, bez względu na jego rodzaj, jest procesem izentalpowym. W procesie dławienia gazu przy stałej entalpii zmienia się jego temperatura. Zmiana temperatury gazu po redukcji ciśnienia związana jest z efektem Joule’a i Thomsona, który dla gazu ziemnego ma wartość ujemną (w zakresie ciśnień i temperatur występujących w gazownictwie)8). Dla gazu ziemnego wysokometanowego można przyjąć z wystarczającą dokładnością, że spadek temperatury wynosi ok. 0,4°C/bar8). W przypadku zastosowania turboekspandera proces prz [...]


Metoda płatności: Płatności elektroniczne (karta kredytowa, przelew elektroniczny) | |
Dostęp do publikacji - jednorazowy (płatność elektroniczna) - tylko 6,00 zł
(płacisz 45% mniej niż przy płatności SMS) |
|
Dostęp do Wirtualnej Czytelni - archiwalne e-zeszyty czasopisma - 1h tylko 24.60 zł | |
Dostęp do Wirtualnej Czytelni - archiwalne e-zeszyty czasopisma - 4h tylko 43.05 zł | |
Dostęp do Wirtualnej Czytelni - archiwalne e-zeszyty czasopisma - 12h tylko 73.80 zł | |
Metoda płatności: SMS Premium | |
Dostęp do publikacji - jednorazowy (płatność SMS'em) - 11,07 zł brutto (9,00 zł + VAT) | |
Prenumerata
Bibliografia
[1] J. Siemek, S. Rychlicki, M. Kaliski, A. Szurlej,
P. Janusz, Rynek Energii 2010, 3, 8.
[2] P. Janusz, M. Kaliski, A. Szurlej, Gospodarka
Surowcami Mineralnymi. Mineral Resources
Management 2015, 31, nr 3, 5.
[3] D. Janiga, R. Czarnota, J. Stopa, P. Wojnarowski,
P. Kosowski, J. Petroleum Sci. Eng. 2017, 154,
354.
[4] D. Janiga, R. Czarnota, J. Stopa, P.
Wojnarowski, P. Kosowski, E. Knapik,
Przem. Chem. 2017, 96, nr 5, 968.
[5] M. Łaciak, S. Nagy, T. Włodek, AGH Drilling, Oil,
Gas 2014, 31, nr 1, 9.
[6] Y. Liu, K. Guo, Energy 2011, 36, nr 5, 2828.
[7] C. Dispenza, G. Dispenza,V. La Rocca, G. Panno, Appl. Thermal Eng.
2009, 29, 388.
[8] T. Augustin, Gaswärme Int. 2000, 49, nr 3, 146.
[9] W.J. Kostowski, S. Usón, Appl. Energy 2013, 101, nr 1, 58.
[10] M. Łaciak, R. Smulski, NTTB 2002, 14, nr 1, 20.
[11] H. Sadeghi, H. Fouladi, H.A. Kazemi, Mat. ECOS 2004, Meksyk, 2004,
t. 3, 1255.
[12] A. Osiadacz, M. Chaczykowski, M. Kwestarz, J. Power Technol. 2017,
97, nr 4, 289.
[13] J. Holm, Turbomach Int. 1983, 24, nr 1, 26.
[14] A. Valero, L. Correas, A. Zaleta, A. Lazzaretto, M. Reini, V. Verda, Energy
2004, 29, 1875.
[15] J. Skorek, Ocena efektywności energetycznej i ekonomicznej gazowych
układów kogeneracyjnych małej mocy, Wyd. Politechniki Śląskiej,
Gliwice 2002.