Способ наземного адсорбционного хранения природного газа, метана и комплекс для его осуществления (варианты)
Группа изобретений относится к газовой промышленности, а именно к наземному хранению природного газа, и может быть использована для хранения, распределения и выдачи природного газа, метана или попутного нефтяного газа вне зависимости от геолого-географических характеристик местности расположения комплекса. Комплекс наземного адсорбционного хранения природного газа, метана содержит последовательно расположенные блок подготовки газа, блок компримирования газа и блок хранения газа при постоянном давлении, состоящий из одного или нескольких модулей наземного адсорбционного хранения газа. Модуль наземного адсорбционного хранения представляет собой вертикальный цилиндрический газовый резервуар высокого давления, выполненный в виде набора концентрически расположенных цилиндрических обечаек, одна в другой, различного диаметра, между которыми имеется кольцевой зазор, заполненный на величину не более 97% микропористым адсорбентом, аккумулирующим не менее 155 нм3 природного газа на 1 м3 адсорбента. Толщины всех обечаек равны, а давление хранения газа в резервуаре увеличивается от периферии к центру. Способ наземного адсорбционного хранения природного газа, метана в комплексе наземного адсорбционного хранения природного газа включает в себя отбор природного газа из источника газа, его подготовку, включающую очистку от твердых включений и очистку от посторонних примесей. Также включает подготовку микропористого адсорбента в резервуаре высокого давления модуля наземного адсорбционного хранения газа, последующее заполнение очищенным газом блока хранения газа напрямую от источника газа через блок подготовки природного газа до давления источника газа, а далее - через блок компримирования природного газа до давления хранения газа, равного 3-10 МПа. Техническим результатом является простота реализации, безопасность и энергоэффективность наземного адсорбционного хранения природного газа. 4 н. и 8 з.п. ф-лы, 7 ил., 1 табл.
Группа изобретений относится к газовой промышленности, а именно к наземному хранению природного газа, и может быть использована для хранения, распределения и выдачи природного газа, метана или попутного нефтяного газа вне зависимости от геолого-географических характеристик местности расположения комплекса.
Известен способ хранения природного газа в сжатом состоянии в подземной каверне, размытой водой в каменной соли под давлением обычно выше 100 кг/см2 (Мазуров В.А. Подземные хранилища в каменной соли, М., Недра, 1982 г). Для хранения 1 млн. м3 природного газа необходима каверна объемом более 10000 м3, размытая на глубине не менее 600 м. Строительство подобных хранилищ имеет сильные геолого-географические и геофизические ограничения, оно возможно только в местах залежей каменной соли. Кроме того, ее строительство требует больших затрат средств и времени.
Известен способ хранения природного газа (ПГ) в сжиженном виде, например, [ГОСТ Р 56352-2015 Нефтяная и газовая промышленность. Производство, хранение и перекачка сжиженного природного газа]. Сжиженный природный газ (СПГ) - технологически приведенная в жидкое агрегатное состояние смесь легких углеводородов, примесей азота и углекислого газа, содержащихся в ПГ, с преимущественным содержанием метана, за счет глубокого охлаждения до криогенных температур (порядка минус 162°С) - термодинамических условий, при которых газ имеет вид жидкости при давлении, близком к атмосферному. Сжижение ПГ метана осуществляется в специальных криогенных установках, работающих по дроссельному, детандерному циклам (расширительные циклы), каскадным, холодильным и комбинированным циклам. Благодаря технологическому преобразованию природного газа в сжиженное состояние резко увеличивается его плотность, которая в 500-600 раз превышает плотность газообразного вещества при нормальных условиях. Таким образом, возникает возможность эффективного хранения и транспортировки ПГ в сверхбольших объемах.
Хранение природного газа в сжиженном виде, как правило, осуществляется в резервуарах, состоящих из внутренней оболочки, выполненной из коррозионно-стойкой стали 12Х18Н10Т, теплоизоляции, выполненной на основе традиционной для криогеники технологии (порошковая изоляция), и наружной оболочки, изготовленной из монолитного железобетона (Усюкин И.П. Установки, машины и аппараты криогенной техники. - М.: Легкая и пищевая промышленность, 1982, стр. 275).
Недостатком данного способа хранения является высокая пожаро-взрывоопасность, связанные с явлениями стратификации - или расслоением жидкого природного газа по плотности, что приводит к явлению «ролловера» - резкого увеличения давления газовой подушки над зеркалом жидкого СПГ, а также высокая стоимость хранения газа, связанная с необходимостью его охлаждения до криогенных температур, регазификации во время хранения и нагревом для доведения его для применения.
Известны также способы хранения природного газа в связанном посредством третьей сторонней структуры, например, в газогидратах (патент РФ №2293907, опубл. 20.02.2007, МПК F17C 11/00). При хранении природного газа в емкостях в виде гидратов в качестве водной гидратообразующей среды используется водный раствор поверхностно-активных веществ, выдержанный при давлении на 20-30% выше равновесного для образования чистого гидрата метана при установленной предварительно температуре.
Хранение производится в емкость-хранилище, представляющем собой стальной сосуд, рассчитанный на давление 2 МПа. Внутри емкости в нижней его части монтируется змеевик, через который прокачивается теплоноситель для подогрева или охлаждения содержимого в емкости.
Такой способ хранения обладает рядом недостатков, связанных с низкой энергоэффективностью системы хранения, определяемой необходимостью постоянного поддержания низких температур в процессе хранения путем прокачки теплоносителя, необходимостью использовать специализированные высокоэффективные системы осушки газа перед выдачей потребителю, а также низкой удельной емкостью хранилища газа.
Наиболее близким аналогом является способ хранения природного в газгольдерах высокого давления в компримированном виде, например, [Карабалин У.С., Мамонов Ф.А., Кабылдин К.М., Ермеков М.М. Транспортировка и хранение нефти, газа и нефтепродуктов. - Алматы: «TST-Company», 2005. - 509 с].
Газгольдеры постоянного объема (высокого давления) выполняют роль аккумуляторов газа на технологических участках газоснабжения населенных пунктов, металлургических и химических предприятий. Давление в таких резервуарах может достигать 2 МПа. Конструктивно газгольдеры высокого давления представляют собой металлические сварные или литые, цилиндрические или сферические емкости различного объема. При этом увеличение объема запасаемого газа, как правило, осуществляется за счет использования нескольких резервуаров, объединенных в единую газовую систему. Газгольдерные станции - инженерные сооружения, состоящие из большого количества газгольдеров или батарей из них, предназначенные для покрытия пиковых нагрузок потребления газа в населенных пунктах и на промышленных предприятиях. В газгольдерные станции газ поступает от ГРС - главной распределительной станции по транзитным магистралям высокого давления. Далее, из газгольдеров газ поступает в сеть среднего давления, которые являются кольцевыми и взаимосвязаны между собой, что позволяет резервировать мощности газгольдерных станций. В некоторых точках сетей среднего давления сооружают регуляторные подстанции, с помощью которых осуществляется питание сетей низкого давления.
Недостатками такого способа хранения является малая удельная емкость запасания природного газа до 20 м3(газа)/м3(системы хранения), а также повышенная пожаровзрывоопасность, в случае использования газгольдеров высокого давления.
Задачей, на решение которой направлена предлагаемая группа изобретений, является разработка простого, надежного и эффективного способа наземного адсорбционного хранения природного газа, метана и комплекса для его осуществления.
Техническим результатом, на достижение которого направлена группа изобретений, является простота реализации, безопасность и энергоэффективность наземного адсорбционного хранения природного газа, метана при сохранении качества природного газа и его калорийности, а также обеспечение потребности в природном газе различных потребителей в условиях резкой неравномерности потребления вне зависимости от геолого-географических характеристик местности расположения комплекса.
Дополнительным техническим результатом является снижение металлоемкости модуля хранения газа, а также возможность реализации ступенчатой по давлению энергосберегающей заправки и отбора газа.
Дополнительным техническим результатом является повышение технологичности и простоты изготовления комплекса, существенное сокращение сроков изготовления комплекса адсорбционного хранения природного газа, снижение стоимости хранения природного газа.
Указанный технический результат достигается за счет того, что комплекс наземного адсорбционного хранения природного газа, метана по первому варианту содержит последовательно расположенные блок подготовки газа, блок компримирования газа и блок хранения газа при постоянном давлении, состоящий из одного или нескольких модулей наземного адсорбционного хранения газа, каждый из которых представляет собой вертикальный цилиндрический газовый резервуар высокого давления, выполненный в виде набора концентрически расположенных цилиндрических обечаек, одна в другой, различного диаметра, между которыми имеется кольцевой зазор, заполненный на величину не более 97% микропористым адсорбентом, аккумулирующим не менее 155 нм3 природного газа на 1 м3 адсорбента, при этом толщины всех обечаек равны, а давление хранения газа в резервуаре увеличивается от периферии к центру.
Указанный технический результат достигается за счет того, что комплекс наземного адсорбционного хранения природного газа, метана по второму варианту содержит последовательно расположенные блок подготовки газа, блок компримирования газа и блок хранения газа при постоянном давлении, состоящий из одного или нескольких модулей наземного адсорбционного хранения газа, каждый из которых представляет собой резервуар высокого давления, несущая стенка которого изготовлена из монолитного железобетона, армированного предварительно напряженной арматурой, или выполнена комбинированной из последовательно расположенных слоев, изготовленных из металла и монолитного железобетона, армированного предварительно напряженной арматурой, при этом внутренняя поверхность резервуара облицована газонепроницаемым материалом, а внутренний объем резервуара заполнен на величину не более 97% микропористым адсорбентом, аккумулирующим не менее 155 нм3 природного газа на 1 м3 адсорбента.
Указанный технический результат достигается за счет того, что комплекс наземного адсорбционного хранения природного газа, метана по третьему варианту содержит последовательно расположенные блок подготовки газа, блок компримирования газа и блок хранения газа при постоянном давлении, состоящий из одного или нескольких модулей наземного адсорбционного хранения газа, каждый из которых представляет собой резервуар высокого давления, выполненный в виде вертикально расположенных металлических газовых труб большого диаметра, рабочим давлением не менее 3 МПа, при этом верхние и нижние оголовки труб закрыты крышками сферического типа, нижняя часть труб являются стаканом-заделкой для закрепления основной части, и омоноличенной бетоном, а внутренний объем резервуара заполнен на величину не более 97% микропористым адсорбентом, аккумулирующим не менее 155 нм3 природного газа на 1 м3 адсорбента.
При этом микропористый адсорбент может быть выполнен в гранулированном или компактированном в блоки виде.
Блок подготовки газа дополнительно включает в себя участки очистки от твердых включений и посторонних примесей, участок обогащения потока природного газа метаном и участок хранения углеводородов С2+, блок хранения газа дополнительно включает в себя модуль улавливания и хранения углеводородов С2+, внутренний объем которого заполнен адсорбентом, обладающим коэффициентом разделения этан/метан не менее 2, установленный перед модулем наземного адсорбционного хранения газа, компенсационный резервуар для сброса давления превышающего рабочее давление резервуара высокого давления, а также участок регенерации модуля наземного адсорбционного хранения газа, соединенный с резервуаром высокого давления и модулем улавливания и хранения углеводородов С2+.
Адсорбент модуля улавливания и хранения углеводородов С2+ может быть выполнен в гранулированном или компактированном в блоки виде.
Модули наземного адсорбционного хранения газа установлены таким образом, что каждый из них может быть индивидуально отключен от источника газа.
Указанный технический результат достигается за счет того, что способ наземного адсорбционного хранения природного газа, метана включает в себя отбор природного газа из источника газа, подготовку микропористого адсорбента, аккумулирующего не менее 155 нм3 природного газа на 1 м3 адсорбента, в резервуаре высокого давления модуля наземного адсорбционного хранения газа блока хранения газа, последующее заполнение газом блока хранения газа напрямую от источника газа до давления хранения газа, равного 3-10 МПа, или отбор природного газа из источника газа, его подготовку в блоке подготовки природного газа, включающую очистку от твердых включений и очистку от посторонних примесей, подготовку микропористого адсорбента, аккумулирующего не менее 155 нм3 природного газа на 1 м3 адсорбента, в резервуаре высокого давления модуля наземного адсорбционного хранения газа блока хранения газа, последующее заполнение очищенным газом блока хранения газа до давления хранения газа, равного 3-10 МПа, или до давления источника газа, а далее - через блок компримирования природного газа до давления хранения газа, равного 3-10 МПа.
При этом подготовка природного газа включает в себя разделение природного газа криогенным, адсорбционным или мембранным способом или их комбинацией на природный газ, обогащенный метаном и концентрат углеводородов С2+. Подготовку микропористого адсорбента, выполненного в гранулированном или компактированном в блоки виде, в резервуарах высокого давления осуществляют путем продувки подогретым азотом с избыточным давлением до 0,05 МПа, вакуумированием до разрежения не более 10-4 МПа, с последующей продувкой очищенным и обогащенным метаном природным газом при избыточном давлении 0,05-0,15 МПа. В блоке хранения газа очищенный газ подают в модуль улавливания и хранения углеводородов С2+, внутренний объем которого заполнен адсорбентом, обладающим коэффициентом разделения этан/метан не менее 2, далее обогащенный метаном газ подают на хранение в модуль наземного адсорбционного хранения газа. Очищенный газ подают в модуль улавливания и хранения углеводородов С2+, внутренний объем которого заполнен адсорбентом, выполненным в гранулированном или компактированном в блоки виде.
Сущность группы изобретений поясняется подробным описанием конкретных, но не ограничивающих настоящую группу изобретений примеров их выполнения и прилагаемыми чертежами.
На фиг. 1 изображена общая схема комплекса наземного адсорбционного хранения природного газа, метана; фиг. 2 - схема комплекса наземного адсорбционного хранения природного газа, метана; фиг. 3 - концентрический адсорбционный сосуд высокого давления со стенками обечаек равной толщины комплекса наземного адсорбционного хранения природного газа, метана по первому варианту, где а - вид модуля спереди, б - сечение (А-А), в - вид сверху (В); фиг. 4 - резервуар модуля адсорбционного хранилища природного газа, метана с комбинированной стенкой из монолитного железобетона и листового металла комплекса наземного адсорбционного хранения природного газа, метана по второму варианту, где а - вид модуля спереди, б - вид сверху; фиг. 5 - конструкция комбинированной стенки из монолитного железобетона и листового металла модуля адсорбционного хранения природного газа, метана; фиг. 6-7 - модуль адсорбционного хранилища природного газа из магистральных газовых труб большого диаметра (1420 мм): а - вид спереди; б - вид (А) комплекса наземного адсорбционного хранения природного газа, метана по третьему варианту.
Комплекс наземного адсорбционного хранения природного газа, метана (варианты) содержит:
А - блок подготовки природного газа;
В - блок компримирования природного газа;
С - блок хранения газа.
1 - источник природного газа;
2 - участок очистки от твердых включений;
3 - участок очистки от посторонних примесей;
4 - компрессорное оборудование;
5 - модуль (модули) наземного адсорбционного хранения газа (природного газа, метана), соединенный с участком 2 очистки от твердых включений и источником природного газа 1;
6 - участок обогащения потока природного газа метаном;
7 - участок хранения углеводородов С2+;
8 - участок регенерации резервуаров высокого давления модуля (модулей) 5 наземного адсорбционного хранения газа;
9 - дополнительные резервуары, соединенные с источником природного газа 1 и модулем (модулями) 5 наземного адсорбционного хранения газа;
10 - модуль улавливания и хранения углеводородов С2+, соединенный с участком 8 регенерации резервуаров высокого давления модуля (модулей) 5 наземного адсорбционного хранения газа;
11 - компрессорное оборудование;
12 - потребитель природного газа, обогащенного метаном.
13 - внешняя стальная обечайка;
14 - внутренняя стальная обечайка;
15 - газовые коммуникации;
16 - наполнитель из адсорбционного материала.
17 - железобетонный монолитный резервуар;
18 - внутренняя стальная обечайка;
19 - наполнитель из адсорбционного материала;
20 - защитная пластина;
21 - крышка;
22 - газовые коммуникации;
23 - армированная железобетонная стенка;
24 - внутренняя стальная обечайка;
25 - металлозащита;
26 - адсорбент;
27 - вертикальные адсорбционные трубные колонны;
28 - несущая стена модуля;
29 - плита фундамента модуля;
30 - газовые коммуникации;
31 - кран для обслуживания адсорбционных трубных колонн.
В общем виде, предлагаемый способ хранения природного газа представляет собой хранение газа в адсорбированном виде. Использование способа адсорбционного хранения природного газа позволяет повысить энергоэффективность и безопасность хранения природного газа.
Использование адсорбента в резервуаре высокого давления позволяет понизить давление заправки при одном и том же объеме природного газа по сравнению с резервуаром без адсорбента более чем в два раза, при этом относительная эффективность адсорбционного аккумулирования - отношение количества газа запасаемого в системе хранения с адсорбентом и без него, увеличивается с понижением давления, это позволяет осуществлять энергоэффективное компримирование природного газа, за счет снижения затрат на электроэнергию и использования более простого и дешевого в обслуживании оборудования для компримирования. Кроме того, возможна заправка блока хранения природного газа от магистрального газопровода напрямую бескомпрессорным способом, либо с минимальным компримированием.
Кроме того, известно, что адсорбат, в описываемом случае природный газ, в микропористом адсорбенте находится в нанодиспергированном виде в поле адсорбционных сил, что в случае разгерметизации резервуара высокого давления препятствует резкому выбросу природного газа, т.е. препятствует возможности создания условий для взрыва газа и делает описываемый способ хранения более безопасным.
Другим достоинством настоящего способа хранения природного газа по сравнению, например, с хранением в подземном газовом хранилище или в газогидратном хранилище, это сохранение качества газа и его калорийности, что является крайне важным, например, в случае использования заявляемого способа хранения для компенсации неравномерности экспортных поставок газа или использования газа в качестве газомоторного топлива.
Комплексы наземного хранения природного газа (далее - Комплекс), на основе предложенного способа могут иметь широкую географию распространения, а возможность организации модульного принципа изменения масштаба хранилища, или объема запасаемого газа, делает возможным размещение подобных комплексов как на заводских территориях, для обеспечения производства газовым топливом, так и вблизи деревень, поселков, сел, городов, и иных поселений, для обеспечения их потребности в природном газе с учетом динамики их развития. Комплексы могут быть размещены в климатических зонах со среднегодовой температурой от минус 40 до плюс 30°С.Следует отметить, что количество запасаемого природного газа в адсорбированном виде будет увеличиваться даже при более низких температурах, вплоть до температуры ожижения метана, таким образом, заявляемые Комплексы могут эксплуатироваться при температурах ниже минус 40°С при условии обеспечения возможности функционирования всех его блоков в целом.
В общем виде, принцип работы Комплекса, реализующего способ, заключается в следующем. Газ от источника 1 отбирается на блок подготовки природного газа А, где проходит подготовку на участке очистки от твердых включений 2 и на участке очистки от посторонних примесей 3, таких как влага, оксиды серы, двуокись углерода и др. После очистки газ поступает на блок компримирования В и затем на блок хранения газа С. В случае заправки от магистрального газопровода, в котором природный газ находится при повышенном давлении, заправка модулей адсорбционного хранения газа 5 осуществляется напрямую без использования компрессорного оборудования 4 блока компримирования В. В случае если рабочее давление источника газа 1 меньше рабочего давления модулей адсорбционного хранения 5, то заправка модулей адсорбционного хранения 5 до рабочего давления источника газа 1 осуществляется без использования компрессорного оборудования 4, а затем с его использованием. В случае, если состав природного газа из источника 1 соответствует требованиям к составу газа предъявляемым условиями работы Комплекса, то заправка модулей адсорбционного хранения 5 может осуществляться напрямую, в обход блока подготовки природного газа. Выдача газа из модулей адсорбционного хранения 5, осуществляется через фильтр очистки от твердых включений участка 2 блока подготовки природного газа А напрямую обратно в источник природного газа 1, или при необходимости через компрессорное оборудование 4 блока компримирования природного газа В.
Модуль адсорбционного хранения 5 блока хранения газа С представляет собой резервуар высокого давления или нескольких резервуаров высокого давления объединенных в газовую сеть таким образом, чтобы каждый из резервуаров высокого давления в отдельности можно было отключить от газовой сети. Это позволит повысить технологичность хранилища, так как в случае аварии, ремонта, или планового обслуживания резервуара высокого давления отсутствует необходимость выводить хранилище из работы целиком, а достаточно отключение отдельного резервуара. Кроме того, такой подход может оказаться более гибким и экономически целесообразным для потребителя газа. Емкость газового хранилища можно устанавливать в строгом соответствии с потребностями и целевым назначением Комплекса с возможностью беспрепятственного наращивания или сокращения мощностей. Также представляется возможным постепенный ввод хранилища в эксплуатацию по мере выполнения строительных работ - модуль за модулем. Очевидно, что количество модулей можно варьировать в широких интервалах, верхний предел может быть наложен только лишь в силу территориальных и экономических причин. Важно отметить, что модульный принцип также позволяет унифицировать сооружения хранилища и сделать их типовыми, по крайней мере в рамках отдельного Комплекса, что приведет к значительному снижению затрат на выработку новых проектных решений и реализации строительно-монтажных работ.
Каждый из резервуаров высокого давления 5 выполнен в виде герметичных емкостей, способных выдержать повышенное давление, в частности, от 3 до 10 МПа. Данный диапазон рабочих давлений соответствует давлениям в системе хранения, для которых наблюдается наибольшая эффективность работы адсорбционных систем. Именно в данном диапазоне давлений наибольшая разница между плотностями адсорбированного природного газа и газа в компримированном виде.
Резервуар высокого давления 5 снаряжен микропористым адсорбентом для хранения природного газа, и преимущественно его основного компонента метана. Микропористый адсорбент, используемый в резервуарах высокого давления из ряда микропористый углеродный адсорбент, активный уголь, металлорганическая каркасная структура, золь-гель, металлорганический гель, композитный микропористый материал или их смеси должен быть способным выдавать потребителю не менее 155 нм3(природного газа)/м3(адсорбента). Адсорбент должен иметь форму гранул, зерен, или блоков иной формы, например, таблетки, цилиндры, шестигранные призмы, прямоугольные блоки, квадратные блоки, торы, и др., для снижения пыления и выброса адсорбента из резервуара высокого давления в газовую сеть. При этом резервуары высокого давления должны быть заполнены адсорбентом на величину не более 97% от внутреннего объема резервуара. Это необходимо, так как в процессе адсорбции происходит адсорбционная и термическая, связанная с разогревом, деформация адсорбента. Для подавляющего большинства адсорбентов величина деформации расширения при адсорбции метана и нормальных углеводородов не выше С5+ - основных компонентов природного газа, не превышает 1% в линейном измерении, или 3% в объеме. Таким образом, в резервуаре должен оставаться доступный для расширения адсорбента объем с целью снижения вероятности механического повреждения резервуара за счет дополнительных некомпенсированных нагрузок на стенки, а также разрушения адсорбента, что может привести к повышенному пылеобразованию, и как следствие, повышенному выбросу пыли в газотранспортную сеть Комплекса.
В отдельных случаях, для повышения эффективности хранения природного газа природный газ обогащают метаном. В случае аккумулирования обогащенного метаном природного газа в адсорбенте в существенно меньших количествах будут накапливаться тяжелые углеводороды, и тем самым снижать адсорбционную емкость адсорбента. Это может позволить повысить количество циклов работы (адсорбция - десорбция) резервуаров модуля адсорбционного хранения природного газа за счет увеличенного интервала между регенерациями адсорбента в резервуарах.
Для реализации данного способа, в дополнении к ранее описанному способу, в блок подготовки природного газа А вводится участок обогащения метаном 6, в котором при использовании криогенного, адсорбционного или мембранного способов или их комбинации, происходит улавливание углеводородов С2+ и передача их на участок хранения углеводородов С2+ 7, фиг 2, из которого отобранные газы С2+ сконцентрированные в отдельной емкости, передаются на переработку, потребителю или возвращаются в источник газа. Газовые потоки на входе и выходе в участок обогащения метаном 6 по мере необходимости подвергаются периодическому анализу состава для подтверждения соответствия качества газа и, соответственно, проверки работы оборудования на участке установленным требованиям.
Высокая технологичность и ремонтопригодность адсорбционных хранилищ определяется, в том числе и возможностью восстановления исходных адсорбционных свойств микропористого адсорбента внутри резервуаров высокого давления модуля адсорбционного хранения газа без его выгрузки и замены, фиг. 2.
Первичная подготовка модуля (модулей) адсорбционного хранения природного газа, в том числе его периодическая регенерация осуществляется при использовании в блоке хранения газа С участка регенерации 8. Для восстановления адсорбционных свойств адсорбента, к обслуживаемым резервуарам модуля (модулей) подключаются системы участка регенерации: резервуары продуваются подогретым азотом при избыточном давлении до 0.05 МПа. Для улучшения подготовки адсорбента допустимо дополнительно вакуумировать резервуары высокого давления до разряжения не более 1 мбар. После этого резервуары высокого давления продуваются очищенным и обогащенным метаном природным газом при избыточном давлении 0.05…0.15 МПа.
Давление продувки подготовленного резервуара природным газом выбирается исходя из сведений о сроках запуска данного резервуара в работу модуля адсорбционного хранения газа и об ожидаемых перепадах температур за время после прекращения подготовки резервуара и его запуском в эксплуатацию. Главным критерием является сохранение в резервуаре избыточного давления в случае падения температуры, например, в ночное время или при смене сезонов.
Дополнительно модуль адсорбционного хранения газа имеет дополнительные резервуары 9, находящиеся под избыточным давлением меньшим, чем давление в резервуарах высокого давления 5, фиг. 2.
Резервуары 9 предназначены для сброса давления превышающее рабочее из резервуаров высокого давления 5 модуля адсорбционного хранения газа 5. Резервуары 9 могут иметь рабочее давление меньшее или равное рабочему давлению резервуаров высокого давления, а также могут быть как снаряженными микропористым адсорбентом способным выдавать потребителю не менее 155 нм3 (природного газа)/м3(адсорбента), так и не содержать его. Выдача природного газа из дополнительных резервуаров 9 может осуществляться как для внутренних нужд Комплекса, так и в источник газа (потребителю) при использовании блока компримирования природного газа.
Повышение эффективности работы модуля (-ей) адсорбционного хранения газа, за счет заполнения в резервуары высокого давления природного газа обогащенного метаном, можно осуществить при использовании двухмодульного хранилища, первый модуль 10 которого снаряжен адсорбентом (например, из ряда микропористый углеродный адсорбент, активный уголь, металлорганическая каркасная структура, золь-гель, металлорганический гель, композитный микропористый материал или их смеси), обладающим коэффициентом разделения этан/метан не менее 2, в гранулированном виде или компактированном в блоки виде, для аккумулирования углеводородов С2+, второй модуль 5 которого снаряжен микропористым адсорбентом в гранулированном виде или компактированном в блоки виде, способным выдавать потребителю не менее 155 нм3(природного газа)/м3(адсорбента), при этом второй модуль по общему объему запасаемого газа превышает первый. Критерием для оценки соотношения между модулями должна служить доля метана в природном газе, который планируется закачивать в хранилище.
Эксплуатация газового хранилища в таком исполнении, фиг. 2, подразумевает, что природный газ, проходя через первый модуль 10 хранения разделяется и компоненты природного газа выше С2+ полностью или частично улавливаются и концентрируются в адсорбенте в резервуарах высокого давления первого модуля адсорбционного хранения природного газа, а обогащенный метаном природный газ поступает на хранение во второй модуль газового хранилища 5. При этом углеводороды С2+ из первого модуля 10 могут быть отобраны в отдельную емкость для концентрирования и передачи на переработку или потребителю. Или в случае отбора газа из хранилища обогащенный метаном природный газ из второго модуля 5 обратным потоком десорбирует из модуля 1, сконцентрированные при заправке, углеводороды С2+, и природный газ близкий по составу к исходному, подается в источник 1.
В отдельных случаях, например, для заправки и эксплуатации автомобилей, использующих газомоторное топливо - метан, или мобильных адсорбционных терминалов для газоснабжения удаленных от газовых магистралей источников, требуется заправка природного газа, обогащенного метаном. Такая потребность может также возникнуть во время заправки модулей адсорбционного хранения природным газом. Для этого блок хранения газа снабжается компрессорным оборудованием 11 для заправки потребителей 12, фиг. 2, в то время, когда для этого не могут быть использованы блок подготовки природного газа и блок компримирования природного газа.
Для реализации заявляемого способа хранения природного газа необходимо создать целый технологический комплекс, центральной частью которого является модуль (модули) наземного адсорбционного хранения газа.
Главным и наиболее ответственным сооружением Комплекса являются непосредственно резервуары высокого давления, снаряженные адсорбентом, модуля адсорбционного хранения природного газа, характеристики которых должны обеспечивать высокие значения объема хранения, а также газодинамические характеристики отбора и закачки природного газа. Кроме того, резервуары должны быть надежными, безопасными, ремонтно-пригодными. Комплекс наземного хранения природного газа относится к классу систем с высоким верхним пределом рабочего давления, которое может изменяться в широких интервалах, в частности, от 3 до 10 МПа. Дополнительно при проектировании комплекса необходимо учитывать термодинамические особенности процессов адсорбции и десорбции, которые способствуют изменению температуры хранилища при закачке и отборе газа в интервале от минус 40 до плюс 60°С.
Для реализации заявляемого способа хранения природного газа предложен комплекс наземного хранения природного газа, содержащий блоки подготовки, компримирования и хранения природного газа, при этом блок хранения природного газа содержит резервуар(-ы) высокого давления модуля(-ей) адсорбционного хранения газа, выполненный(-ые) в виде набора концентрически расположенных цилиндрических обечаек 13, 14, одна в другой, различного диаметра, между которыми оставляют кольцевой зазор, который заполняют микропористым адсорбентом 16 способным выдавать потребителю не менее 155 нм3(природного газа)/м3(адсорбента) на величину не более 97%, при этом толщины всех обечаек равны, а давление хранения газа в резервуаре увеличивается от периферии к центру.
Особенность заявляемой конструкции заключается в том, что она состоит из набора концентрически расположенных цилиндрических обечаек различного диаметра, между которыми оставляют кольцевой зазор, который служит емкостью для заполнения газом через газовые коммуникации 15, фиг. 3. Такая схема реализации резервуара высокого давления позволяет создать конструкцию равной толщины по всем обечайкам, но с разными значениями избыточного давления внутри емкостей, образованными радиальными зазорами между обечайками, значение которого увеличивается от периферии к центру. В таком варианте стенки обечаек будут работать как мембраны, которые нагружены давлением как с внутренней, так и с внешней стороны, причем внутреннее давление рв выше наружного рн, а результирующее давление Ррез соответствует разности рв-рн. Таким образом, это решение позволяет провести оптимизацию толщины стенок в меньшую сторону и дополнительно снизить металлоемкость. С целью повышения пространственной жесткости конструкции, ее целесообразно снабдить радиальными элементами усиления жесткости, фиг. 3б.
Заправка такого резервуара высокого давления осуществляется следующим образом: сначала резервуар высокого давления заполняется полностью, до рабочего давления внешней концентрической емкости, затем подача природного газа на внешнюю концентрическую емкость перекрывается, а газ подается на оставшиеся емкости, до рабочего давления следующей за крайней концентрической емкости, и так далее пока не будет осуществлена заправка центральной емкости с максимальным рабочим давлением. Выдача газа осуществляется в обратном порядке, начиная с выдачи из центральной емкости с постепенным подключением остальных концентрических емкостей от центра к краю, при соответствующих давлениях выдачи природного газа.
В качестве примера реализации заявляемой конструкции приведены результаты расчета основных характеристик концентрического сосуда высокого давления с обечайками равной толщины s=100 мм при изменении внутренних диаметров обечаек D от 5 до 25 метров с шагом 5 метров, фиг. 3, таблица 1. В данном примере давление в резервуаре увеличивается от 1 до 12 МПа.
В графе 1 приведены номера обечаек «от периферии к центру», в графе 2 - диаметры, в 3 - расчетное допускаемое внутреннее избыточное давление, действующее на каждую обечайку рдоп, в 4 - принятые значения внутреннего избыточного давления внутри каждой из обечаек Pi. Результаты проверки условия возможности нагружения принятым внутренним избыточным давлением Pi, приведены в графе 5, для этого необходимо выполнение неравенства: рдоп ≥ Pi - Pi-1. В графах 6 и 7 представлены расчетные площади оснований зазоров между обечайками и удельное значение аккумулирующей способности слоя адсорбента для указанных уровней давления.
Суммарная «свободная» площадь оснований зазоров между обечайками составляет 475 м2, что всего на 15 м2 меньше площади основания одиночного резервуара диаметром 25 м. Важно отметить, что толщины стенок обечаек концентрического резервуара составляют 100 мм, в то время как толщина стенки одиночного резервуара D=25 м уже при 3 МПа должна равняться 207 мм. Геометрический объем W такого хранилища при высоте 20 м составляет 9501 м3, а полезная емкость VCH4 по газу в соответствии с принятыми Vуд - 1.1 млн м3.
В заявляемом решении обечайки нагружены с обеих сторон, что позволяет оптимизировать толщины стенок обечаек. Разные рабочие давления между обечайками позволяют выполнять ступенчатую заправку модуля наземного адсорбционного хранения газа. Таким образом заявляемое решение обеспечивает реализацию ступенчатой по давлению энергосберегающей заправки и последующий отбор природного газа, метана.
Другим вариантом реализации заявляемого изобретения является комплекс стратегического наземного хранения природного газа, содержащий участки закачки природного газа, очистку от твердых включений, очистку от посторонних примесей, компримирование, хранение в адсорбированном виде в герметичных сосудах при постоянном давлении закачанного природного газа в хранилище в течение заданного периода времени и последующий отбор природного газа, при этом модуль адсорбционного хранения природного газа выполнен в виде резервуара высокого давления 17, несущая стенка которого изготовлена из монолитного железобетона, армированного предварительно напряженной арматурой, или выполнена комбинированной из последовательно расположенных слоев, изготовленных из металла и монолитного железобетона, армированного предварительно напряженной арматурой, при этом внутренняя поверхность конструкции облицована газонепроницаемым материалом, внутренний объем заполнен эффективным адсорбентом для аккумулирования природного газа на величину, не превышающую 97%.
Железобетонные модули могут быть изготовлены как на заводе железобетонных изделий, так и на месте. Это позволяет избежать проблем связанных с транспортировкой крупногабаритных заготовок и изделий, характерных для металлических резервуаров для хранения газов.
Использование предварительно напряженного железобетона по сравнению с ненапряженным железобетоном позволяет значительно уменьшить прогибы и обеспечить повышенную трещиностойкость, обладая при этом одинаковой прочностью. При изготовлении железобетона прокладывается арматура из стали с высокой прочностью на растяжение, затем сталь натягивается специальным устройством и укладывается бетонная смесь. После схватывания сила предварительного натяжения освобожденной стальной проволоки или троса передается окружающему бетону, так что он оказывается сжатым. Такое создание напряжений сжатия позволяет частично или полностью устранить растягивающие напряжения от эксплуатационной нагрузки.
Для обеспечения герметичности железобетонного модуля адсорбционного хранения природного газа целесообразно выполнить облицовку внутренней поверхности газонепроницаемым материалом, например, листовым металлом с последующим ультразвуковым контролем сварных швов или установить специальную газонепроницаемую мембрану. Одновременное использование в стенках резервуара и железобетона, и толстолистового металла превращает конструкцию в комбинированную, когда нагрузку держат оба слоя - железобетонный и металлический.
В качестве примера представлен модуль адсорбционного хранения природного газа, резервуар которого представляет собой железобетонную конструкцию с внутренним металлическим лейнером, выполненным из листового металла, номинальным объемом 9 420 м3 (резервуар высотой около 30 м, внутренним диаметром 23 м), работающий при повышенном давлении до 4 МПа, фиг. 4. Толщина железобетонной стенки резервуара 1 м. Стенки резервуара содержат 105 прутков арматуры на каждые 1.5 м2 сечения стенки модуля, в плоскости перпендикулярной кольцевому размещению арматуры. Пример конструкции комбинированной стенки из монолитного железобетона и листового металла модуля адсорбционного хранения природного газа представлена на фиг. 5. Резервуар 17 состоит из внутренней стальной обечайки 18, защитной пластины 20, крышки 21, и заполнен наполнителем из адсорбционного материала 19 и 26.
Внутренний объем резервуара заполнен на величину не более 97% от внутреннего объема эффективным адсорбентом способным аккумулировать не менее 150 нм3/м3 при рабочем давлении резервуара. Объем природного газа, который способен запасти такой резервуар составляет 1.41 млн м3.
На фиг. 5 представлена конструкция комбинированной стенки модуля 23, состоящая из внутренней стальной обечайки 24, монолитной стены с предварительно напряженным армированием и металлическим защитным кожухом 25. Конструктивная толщина стенки модуля, рассчитанного на давление 3.5 МПа, будет достигать толщины более одного метра.
Небольшие габаритные размеры резервуара с комбинированной стенкой из монолитного железобетона и листового металла позволяют создать компактный модуль адсорбционного хранения природного газа. Так, на площади в 2…3 га можно разместить комплекс стратегического наземного хранения природного газа модуль адсорбционного хранения природного газа которого содержит от 9 до 12 резервуаров, а совокупный объем запасаемого газа в них буде соответствовать значениям от 12 до 16.5 млн нм3 газа.
При выборе такой конструкции можно оптимизировать количество инженерных газовых коммуникаций и значительно снизить стоимость хранилища и увеличить его надежность.
Укрупненно можно выделить следующие этапы и последовательность производства строительно-монтажных работ при возведении модуля адсорбционного наземного хранилища из монолитного железобетона с комбинированной стенкой: планировка территории; выработка котлована под устройство фундамента под модуль адсорбционного хранения природного газа; устройство свайного поля (при необходимости); устройство первого слоя монолитного ростверка (фундаментной плиты); монтаж днища с выпуском армирующего каркаса под заливку монолитных стенок; устройство второго слоя монолитного ростверка; монтаж центральной стальной обечайки; монтаж крышки; обратная засыпка пазух котлована; монтаж газопроводных коммуникаций; устройство рабочих платформ эксплуатации, инженерных систем, придание архитектурного облика и т.д.
Другим вариантом реализации заявляемого изобретения является комплекс наземного хранения природного газа, метана, содержащий последовательно расположенные блок подготовки газа, блок компримирования газа и блок хранения газа при постоянном давлении, состоящий из одного или нескольких модулей наземного адсорбционного хранения газа, каждый из которых представляет собой резервуар высокого давления, выполненный в виде вертикально расположенных металлических газовых труб большого диаметра, рабочим давлением не менее 3 Мпа, при этом верхние и нижние оголовки труб закрыты крышками сферического типа, нижняя часть труб являются стаканом-заделкой для закрепления основной части, и омоноличенной бетоном, а внутренний объем резервуара заполнен на величину не более 97% микропористым адсорбентом, аккумулирующим не менее 155 нм3 природного газа на 1 м3 адсорбента.
Благодаря этому обеспечивается повышение технологичности, ремонтопригодности и простоты изготовления комплекса, существенное сокращение сроков изготовления модуля адсорбционного хранения природного газа за счет использования элементов в конструкции резервуаров из стандартизованных изделий, изготовляемых промышленностью, на которые уже разработана исчерпывающая технологическая и нормативная документация, а также имеется большой опыт эксплуатации.
В качестве примера представлен вариант создания трубного газового хранилища, модуль адсорбционного хранения газа которого выполнен из резервуаров, которые представляют собой вертикально расположенные магистральные газовые трубы диаметра 1420 мм рассчитанные на давление 9.8 МПа по ГОСТ Р 52079-2003, фиг. 6. Трубы, имеющие высоту около 31 метра, установлены на железобетонное основание (ростверк) в вертикальном положении, верхний и нижний оголовки труб закрыты крышками сферического типа. Нижняя часть труб является стаканом-заделкой для закрепления основной части, которую омоноличивают бетоном совместно с монолитным ростверком фундамента.
Для удобства строительства и обслуживания, модуль адсорбционного хранения природного газа целесообразно разделить на два уровня: верхний и нижний, фиг. 6-7. На нижнем уровне осуществляется подвод к трубам системы газовых коммуникаций и других систем, для обслуживания которых предусмотрен специальная эксплуатационная платформа. Верхний уровень представляет собой железобетонное перекрытие в монолитном исполнении, часть нагрузки от которого воспринимают сами трубы. Для обслуживания модуля на втором уровне монтируют козловой кран 31 на рельсовом ходу, а также высокую платформу эксплуатации.
Перед монтажом, трубы уже могут быть заполнены адсорбентом эффективным для хранения природного газа. Однако также закладку адсорбента в виде формованных блоков в специализированных брикетах можно производить уже после приведения труб в вертикальное положение при помощи крана.
Для достижения заданного объема модуля адсорбционного хранения природного газа вертикально-располагаемые трубные резервуары высокого давления набирают в массив. Оптимальность этого решения заключается в том, что сооружение состоит из стандартизованных изделий, изготовляемых промышленностью, на которые уже разработана исчерпывающая технологическая и нормативная документация и имеется большой опыт эксплуатации. К тому же всегда имеется возможность тонкого регулирования мощности хранилища путем ввода или вывода новых резервуаров, фиг. 6-7.
На фиг. 6-7, представлены эскизы комплекса наземного адсорбционного хранилища газа, состоящий из вертикальных адсорбционных трубных колонн 27, несущей стены 28 модуля адсорбционного хранения газа, плиты фундамента модуля 29, газовых коммуникаций 30 и крана 31 для обслуживания адсорбционных трубных колонн. Трубы (магистральные газовые трубы 1420 мм) модуля адсорбционного хранения газа расположены в параллельные ряды по 51 шт.
Решение обладает рядом преимуществ и для разработки транспортно-логистической стратегии доставки грузов и материалов на место строительства. На сегодняшний день на доставку основного вида изделий для производства резервуаров модуля адсорбционного хранения природного газа - трубы уже разработаны схемы транспортировки и оснастка.
Предлагаемой группой изобретений обеспечивается простота реализации за счет использования типовых элементов и модульной конструкции Комплексов, повышение энергоэффективности заправки газового хранилища за счет снижения давления заправки комплекса, повышение взрывобезопасности хранения природного газа при сохранении качества природного газа и его калорийности за счет хранения газа в резервуарах под давлением, предотвращающих контаминацию газа с окружающей средой, заполненных специальным нанопористым адсорбентом, обеспечивающим нанодиспергирование природного газа в микропорах (в одной поре находится до 20…30 молекул), что препятствует резкому выбросу газа в случае нарушения герметичности сосуда, за счет диффузии газа в микропорах, имеющим повышенную теплоемкость, что способствует торможению реакции взрыва, а также обеспечивающим эндотермический эффект при выдаче газа, что приводит к «захолаживанию» материала при выбросе газа и торможению выброса. Предлагаемой группой изобретений обеспечивается возможность реализации ступенчатой по давлению энергосберегающей заправки и отбора газа, снижение металлоемкости модуля хранения, а также повышение технологичности и простоты изготовления Комплекса, существенное сокращение сроков изготовления модуля адсорбционного хранения газа, снижение стоимости хранения природного газа за счет снижения стоимости модуля адсорбционного хранения газа и за счет использования модульных конструкций, основанных на использовании типовых промышленных решений.
1. Комплекс наземного адсорбционного хранения природного газа, метана, содержащий последовательно расположенные блок подготовки газа, блок компримирования газа и блок хранения газа при постоянном давлении, состоящий из одного или нескольких модулей наземного адсорбционного хранения газа, каждый из которых представляет собой вертикальный цилиндрический газовый резервуар высокого давления, выполненный в виде набора концентрически расположенных цилиндрических обечаек, одна в другой, различного диаметра, между которыми имеется кольцевой зазор, заполненный на величину не более 97% микропористым адсорбентом, аккумулирующим не менее 155 нм3 природного газа на 1 м3 адсорбента, при этом толщины всех обечаек равны, а давление хранения газа в резервуаре увеличивается от периферии к центру.
2. Комплекс наземного адсорбционного хранения природного газа, метана, содержащий последовательно расположенные блок подготовки газа, блок компримирования газа и блок хранения газа при постоянном давлении, состоящий из одного или нескольких модулей наземного адсорбционного хранения газа, каждый из которых представляет собой резервуар высокого давления, несущая стенка которого изготовлена из монолитного железобетона, армированного предварительно напряженной арматурой, или выполнена комбинированной из последовательно расположенных слоев, изготовленных из металла и монолитного железобетона, армированного предварительно напряженной арматурой, при этом внутренняя поверхность резервуара облицована газонепроницаемым материалом, а внутренний объем резервуара заполнен на величину не более 97% микропористым адсорбентом, аккумулирующим не менее 155 нм3 природного газа на 1 м3 адсорбента.
3. Комплекс наземного адсорбционного хранения природного газа, метана, содержащий последовательно расположенные блок подготовки газа, блок компримирования газа и блок хранения газа при постоянном давлении, состоящий из одного или нескольких модулей наземного адсорбционного хранения газа, каждый из которых представляет собой резервуар высокого давления, выполненный в виде вертикально расположенных металлических газовых труб большого диаметра, рабочим давлением не менее 3 МПа, при этом верхние и нижние оголовки труб закрыты крышками сферического типа, нижняя часть труб является стаканом-заделкой для закрепления основной части, омоноличенной бетоном, а внутренний объем резервуара заполнен на величину не более 97% микропористым адсорбентом, аккумулирующим не менее 155 нм3 природного газа на 1 м3 адсорбента.
4. Комплекс по одному из пп. 1-3, отличающийся тем, что микропористый адсорбент выполнен в гранулированном или компактированном в блоки виде.
5. Комплекс по одному из пп. 1-3, отличающийся тем, что блок подготовки газа включает в себя участки очистки от твердых включений и посторонних примесей, участок обогащения потока природного газа метаном и участок хранения углеводородов С2+, блок хранения газа дополнительно включает в себя модуль улавливания и хранения углеводородов С2+, внутренний объем которого заполнен адсорбентом, обладающим коэффициентом разделения этан/метан не менее 2, установленный перед модулем наземного адсорбционного хранения газа, компенсационный резервуар для сброса давления, превышающего рабочее давление резервуара высокого давления, а также участок регенерации модуля наземного адсорбционного хранения газа, соединенный с резервуаром высокого давления и модулем улавливания и хранения углеводородов С2+.
6. Комплекс по п. 5, отличающийся тем, что адсорбент модуля улавливания и хранения углеводородов С2+ выполнен в гранулированном или компактированном в блоки виде.
7. Комплекс по одному из пп. 1-3, отличающийся тем, что модули наземного адсорбционного хранения газа установлены таким образом, что каждый из них может быть индивидуально отключен от источника газа.
8. Способ наземного адсорбционного хранения природного газа, метана, включающий в себя отбор природного газа из источника газа, подготовку микропористого адсорбента, аккумулирующего не менее 155 нм3 природного газа на 1 м3 адсорбента, в резервуаре высокого давления модуля наземного адсорбционного хранения газа блока хранения газа, последующее заполнение газом блока хранения газа напрямую от источника газа до давления хранения газа, равного 3-10 МПа, или отбор природного газа из источника газа, его подготовку в блоке подготовки природного газа, включающую очистку от твердых включений и очистку от посторонних примесей, подготовку микропористого адсорбента, аккумулирующего не менее 155 нм3 природного газа на 1 м3 адсорбента, в резервуаре высокого давления модуля наземного адсорбционного хранения газа блока хранения газа, последующее заполнение очищенным газом блока хранения газа до давления хранения газа, равного 3-10 МПа, или до давления источника газа, а далее - через блок компримирования природного газа до давления хранения газа, равного 3-10 МПа.
9. Способ по п. 8, отличающийся тем, что подготовка природного газа включает в себя разделение природного газа криогенным, адсорбционным или мембранным способом или их комбинацией на природный газ, обогащенный метаном и концентрат углеводородов С2+.
10. Способ по п. 8, отличающийся тем, что подготовку микропористого адсорбента, выполненного в гранулированном или компактированном в блоки виде, в резервуарах высокого давления осуществляют путем продувки подогретым азотом с избыточным давлением до 0,05 МПа, вакуумированием до разрежения не более 10-4 МПа с последующей продувкой очищенным и обогащенным метаном природным газом при избыточном давлении 0,05-0,15 МПа.
11. Способ по п. 8, отличающийся тем, что в блоке хранения газа очищенный газ подают в модуль улавливания и хранения углеводородов С2+, внутренний объем которого заполнен адсорбентом, обладающим коэффициентом разделения этан/метан не менее 2, далее обогащенный метаном газ подают на хранение в модуль наземного адсорбционного хранения газа.
12. Способ по п. 11, отличающийся тем, что очищенный газ подают в модуль улавливания и хранения углеводородов С2+, внутренний объем которого заполнен адсорбентом, выполненным в гранулированном или компактированном в блоки виде.
