Система газификации сжиженного природного газа (спг) котельной

Изобретение относится к газификации сжиженного природного газа (СПГ), где реализуется цикл Ренкина при газификации СПГ, и может быть использовано для получения тепловой, электрической энергии и одновременно водяного льда, пригодного для пищевой промышленности. Система газификации сжиженного природного газа котельной содержит криогенную емкость для хранения СПГ, криогенный насос для перекачки СПГ через теплообменники, получающие тепло от уходящих дымовых газов котлов котельной, турбодетандера с электрическим генератором на одном валу. Первым по ходу СПГ теплообменником является льдогенератор водяного льда, в котором теплота фазового перехода воды в лед испаряет СПГ, превращая его в природный газ. Дополнительный теплообменник - охладитель питьевой воды охлаждает воду, идущую в льдогенератор из установки водоподготовки, выходящим из турбодетандера охлажденным природным газом. Изобретение позволяет повысить эффективность газификации сжиженного природного газа в льдогенераторе, имеющем максимальный коэффициент теплопередачи при фазовом переходе СПГ в газ, а воды - в лед, а также общую эффективность работы котлов котельной. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к газификации сжиженного природного газа (СПГ), где реализуется цикл Ренкина при газификации СПГ. Изобретение позволяет эффективно получать тепловую, электрическую энергию и одновременно лед, пригодный для пищевой промышленности.

Обычно СПГ транспортируют в криогенных емкостях в сжиженной форме, впоследствии его газифицируют для распределения в виде трубопроводного природного газа или для использования путем сжигания непосредственно на месте в котлах котельных и ТЭЦ. При транспортировке температура СПГ составляет примерно минус 160°С и давление поддерживается от 0,1 до 0,2 МПа (от 1 до 2 бар). Для использования СПГ в качестве топлива в котельной его необходимо испарять - превращать в газ, и, в зависимости от назначения котельной, подогреть до температуры от 10 до 30°С.

Известны ряд устройств (см. Патент №119846 Российская Федерация, МПК F17С 9/02. Газификационная установка / К.В. Ноговицин, В.А. Ноговицин. №2012100874/06; заявл. 11.01.2012; опубл.7.08.2012, Патент №1520298 СССР, МПК F25B9/02, F17С7. Криогенный испаритель /В.П. Ельчинов, А.И. Смородин, А.Г. Лапшин, Н.И. Глебов, В.В. Попов. - №4337226/23-26; заявл. 01.12.1987; опубл. 07.11.1989, Патент №1176137 СССР, МПК F17C/02. Установка для газификации криогенной жидкости / Г.С. Виницкий, Н.Р. Васильев, В.Г. Виницкий. - №3516767/23-26; заявл. 01.12.1982; опубл. 30.08.1985, Бюл. №32, Патент №132521 Российская Федерация, МПК F17С/02, F17C13. Система регазификации сжиженного природного газа / заявитель и патентообладатель ООО НПФ «Криоген-Холод-Технология». - №2012150625; заявл.6.11.2012; опубл.0.09.2013. Бюл. №26), в которых СПГ переводят из жидкого состояния в газообразное при помощи его нагревания воздухом или водой из окружающей среды (часто морской). Такие установки полностью теряют весь потенциал холода СПГ и при этом не используют сбросную теплоту уходящих дымовых газов котлов.

Известна газификационная установка (см. Патент №1456688 СССР, МПК F17С/02. Газификационная установка / С.И. Загривый. - №90686/23-26; заявл.4.02.1989; опубл.7.02.1989, Бюл. №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 нерационально использует вырабатываемую в турбогенераторе электрическую энергию, так как при этом не используют имеющуюся в наличии теплоту дымовых газов котлов.

Известна комбинированная система использования СПГ в котельных установках (см. Патент №2176024 Российская Федерация, МПК F01K 13/00, F17D/02. Комбинированная система использования СПГ в котельных установках / Кирилин Н.Г. - 2000102990/06; заявл. 07.02.2000; опубл. 20.11.2001), включающая емкость с СПГ, линию подачи топлива с погружным криогенным насосом, холодильной камерой, нагревателем, расширительной турбиной с электрогенератором на одном валу и котлом с магистралью дымовых газов. Изобретение позволяет повысить КПД всей системы и получить дополнительную электрическую энергию, в т.ч. для кондиционирования воздуха внутри котельной установки. Однако и данная система не предусматривает полное использование теплоты конденсации водяных паров дымовых газов за котлом.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении изобретения, заключается в повышении КПД системы в целом за счет привода электродвигателей агрегатов котельной установки электроэнергией, получаемой не только от турбогенератора, но и от использования теплоты конденсации водяных паров уходящих дымовых газов для нагрева СПГ, при этом основное тепло, идущее на газификацию СПГ, передается в льдогенераторе при фазовом переходе воды в лед с одновременным получением водяного льда, который может быть применен в пищевой промышленности. Кроме того, существенно улучшаются экологические характеристики котлов.

Для достижения технического результата в системе газификации сжиженного природного газа (СПГ) котельной, содержащей емкость с СПГ, криогенный насос, трубопровод подачи СПГ с регулировочным клапаном, турбодетандер с электрогенератором на одном валу, магистраль дымовых газов, теплообменники (ТО) для нагрева природного газа за счет тепла дымовых газов, магистраль дымовых газов выполнена в виде идущего от котельной центрального общего газохода, соединенного с двумя дополнительными газоходами, а именно по направлению дымовых газов - нисходящим и восходящим газоходами, снабженными регулировочными шиберами и установленными в них ТО нагрева природного газа, причем оба дополнительных газохода снизу сообщены между собой с помощью поворотного газохода с установленным на дне последнего сепарационным устройством для сбора и удаления конденсата, при этом система дополнительно снабжена соединенными между собой с помощью трубопроводов льдогенератором и ТО - охладителем питьевой воды, поступающей из установки водоподготовки, кроме того, льдогенератор соединен с трубопроводом подачи СПГ, вход ТО - охладителя питьевой воды соединен с выходом турбодетандера, а выход с входом ТО нагрева природного газа, установленного в восходящем газоходе.

Предлагаемая система газификации сжиженного природного газа (СПГ) котельной включает в себя: криогенные емкости для хранения СПГ, криогенный насос для перекачки СПГ через теплообменники, расположенные в магистрали дымовых газов и получающие тепло от уходящих дымовых газов котлов котельной, турбодетандер с электрическим генератором на одном валу. Магистраль дымовых газов выполнена в виде центрального общего газохода и двух дополнительных газоходов с установленными в них теплообменниками (ТО) и снабженных регулировочными шиберами для регулировки расхода дымовых газов, причем оба газохода отходят от центрального общего газохода и сообщены снизу между собой поворотным газоходом с оборудованным на его дне сепарационным устройством для отделения от охлажденных дымовых газов сконденсированной воды. Идущий из турбодетандера трубопровод подсоединен к теплообменнику - охладителю питьевой воды, который служит для предварительного охлаждения питьевой воды, прокачиваемой через него и через установку водоподготовки насосом из природного источника пресной воды. Охлажденная вода из теплообменника - охладителя поступает в льдогенератор, где замораживается, и образующийся водяной лед поступает на склад для реализации потребителям. Энергия, вырабатываемая в электрогенераторе, направляется на привод льдогенератора и электродвигателей котельной.

В систему газификации сжиженного природного газа (СПГ) котельной в трубопровод СПГ после турбодетандера введение теплообменника - охладителя питьевой воды и на входе в турбодетандер льдогенератора через теплообменник, при этом льдогенератор служит испарителем СПГ и позволяет получать дополнительный продукт водяной лед, пригодный для использования в пищевой промышленности, а также позволяет эффективно использовать энергию фазового перехода воды в лед. При этом увеличивается тепловой потенциал газа, идущего в турбодетандер, что увеличивает производимую им мощность. Дополнительно полученную в электрогенераторе энергию направляют на работу льдогенератора и электродвигателей котельной.

Система газификации СПГ котельной иллюстрируется чертежами, представленными на фиг. 1, 2.

На фиг. 1 представлен цикл нагрева СПГ, расширения природного газа (ПГ) в турбодетандере и нагрева за турбодетандером на диаграмме метана: 0 - параметры СПГ в хранилище; 1 - параметры после перекачки криогенным насосом в дьдогенератор; 2 - параметры после испарения СПГ в льдогенераторе; 3 - параметры ПГ после нагрева перед турбодетандером; 4 - параметры после адиабатического расширения в турбодетандере; 5 - параметры ПГ после окончательного подогрева, на фиг. 2 схематично изображена система газификации СПГ котельной.

Система газификации сжиженного природного газа (СПГ) котельной (фиг. 2) включает емкости 1 с СПГ, трубопровод 2 заправки СПГ, трубопровод 3 выдачи СПГ, криогенный насос 4, магистраль дымовых газов, представляющая собой центральный общий газоход 9, идущий от котельной и соединенный с двумя дополнительными газоходами, а именно: по направлению дымовых газов - нисходящим газоходом 6 и восходящим газоходом 8, теплообменник (ТО) 5 для нагрева СПГ в нисходящем газоходе 6, теплообменник 7 для нагрева газа в восходящем газоходе 8, газоходы 6 и 8 сообщены друг с другом с помощью поворотного газохода 12, криогенный насос 4 для подачи СПГ в льдогенератор 13, служащий для нагрева и испарения СПГ; выход из ТО 5 связан с входом турбодетандера 14 с электрогенератором 24 на одном валу, а выход из турбодетандера 14 связан с входом ТО - охладителя 15 питьевой воды, а выход ТО - охладителя 15 питьевой воды соединен с установленным в восходящем газоходе 8 ТО 7 для нагрева природного газа, из которого подогретый газ направляется через ресивер 21 и ГРП 16 к котлам 10 котельной, дымосос 11 с трубой 23. Нисходящий газоход 6 на входе дымовых газов имеет возможность перекрываться регулировочным шибером 17, восходящий газоход 8 на выходе дымовых газов имеет возможность перекрываться регулировочным шибером 18, на дне поворотного газохода 12 оборудовано сепарационное устройство 19 с трубопроводом 20 для дренажа образующегося конденсата. Перед ГРП 16 в трубопровод газа врезан ресивер 21, а на обходной линии этого трубопровода установлен резервный атмосферный подогреватель 22 на случай нештатной ситуации. Охлажденные и подсушенные продукты сгорания дымососом 11 направляются в атмосферу через трубу 23. Турбодетандер 14 приводит в движение электрический генератор 24. Пресная вода из естественного водоема 25 насосом 26 поступает в установку 27 водоподготовки воды. Образующийся водяной лед 28 из льдогенератора 13 удаляют на склад.

Система газификации сжиженного природного газа (СПГ) котельной работает следующим образом.

СПГ из емкостей 1 по трубопроводу 3 криогенным насосом 4 подают в льдогенератор 13, где СПГ нагревается и испаряется за счет тепла фазового перехода воды в лед, при этом при заморозке вода, поступающая из источника 25 пресной воды и прокачиваемая с помощью насоса 26 через установку 27 водоподготовки и далее в ТО - охладитель 15 питьевой воды, замораживается, а нагретый газ далее поступает в расположенный в нисходящем газоходе 6 ТО 5 для его дальнейшего нагрева. При этом расход дымовых газов, поступающих по центральному общему газоходу 9, регулируется шибером 17, установленном в нисходящем газоходе 6, таким образом, чтобы дымовые газы на выходе из нисходящего газохода 6 имели температуру, обеспечивающую максимальную конденсацию водяных паров, а газ максимально нагрелся от продуктов сгорания. Подогретый газ из ТО 5 направляется в турбодетандер 14 с электрогенератором 24 на одном валу. В турбодетандере 14 давление газа и теплота преобразуется в механическую работу вращения электрогенератора 24, вырабатываемый электрический ток от которого поступает на привод льдогенератора 13 и привод электродвигателей котлов 10 котельной. Охлажденный газ после турбодетандера 14 поступает в ТО - охладитель 15 питьевой воды и затем в ТО 7 для нагрева газа, который установлен в восходящем газоходе 8 с регулировочным шибером 18. При этом расход дымовых газов регулируется шибером 18 таким образом, чтобы дымовые газы на выходе из восходящего газохода 8 имели температуру 30°С, а природный газ (ПГ) нагрелся до температуры 20°С в ТО 7. Подогретый газ из ТО 7 направляется в ресивер 21 через ГРП 16 и далее к горелкам котлов 10 котельной и к другим котлам 29 котельной. Охлажденные дымовые газы, выходящие из нисходящего газохода 6 и восходящего газохода 8, попадают в поворотный газоход 12, где из них при помощи сепарационного устройства 19 отделяется конденсат водяных паров, который выводится через трубопровод 20 в конденсатный бак (на схеме не показан). Дымовые подсушенные газы из поворотного газохода 12 направляются через восходящий газоход 8 и регулировочный шибер 18 к дымососу 11. При этом охлажденные и подсушенные газы из восходящего газохода 8 смешиваются с остатком горячих дымовых газов из общего центрального газохода 9 и удаляются дымососом 11 в трубу 23 и в атмосферу. Температура смеси дымовых газов, идущих в дымосос 11, понижается, и соответственно уменьшается ее объемный расход, что снижает мощность для привода дымососа 11. 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 в дальнейшем использоваться для питания котлов и тепловой сети. При этом при помощи холода СПГ в льдогенераторе 13 получают лед из пресной и прошедшей водоподготовку воды и пригодный для использования в пищевой промышленности.

Работоспособность предлагаемой системы газификации СПГ котельной докажем расчетом на примере конкретной котельной с тепловой мощностью Qi=10 МВт, с коэффициентами полезного действия (КПД) котлов на СПГ η_СПГ=92%.

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=48185 кДж/кг).

Теплота испарения СПГ равна 511кДж/кг, а подогрев его паров от температуры насыщения до 290 К (17°С) позволяет отнять количество теплоты, равное 382 кДж/кг.

Для работы котельной потребуется расход СПГ:

В=Q₁/(Q^p_н.СПГ⋅η_СПГ)=10000/(48185 0,92)=0,226 кг/с=812 кг/ч,

где Q^p_н.СПГ=48185 кДж/кг - теплотворная способность СПГ.

Расход жидкого СПГ:

W_СПГ=В/ρ_СПГ=0,226/420=0,000538 м³/с.

Чтобы перевести СПГ из жидкого состояния в газообразное и получить дополнительную энергию, необходимо СПГ перекачать в через льдогенератор, подняв давление с 0,6МПа (в хранилище) до 2МПа (фиг. 1, процесс «0-1»).

Необходимая мощность криогенного насоса составит:

Ν_кн=ΔΡ W_СПГ/(η_н⋅η_Э)=(2-0,6) 10⁶ 0,000538/(0,7 0,95)=-Т 133 Вт=1,133 кВт,

где η_н=0,7 - КРД насоса;

η_э=0,85 - КРД электродвигателя.

Далее от точки «1» до точки «2» происходит испарение СПГ в льдогенераторе при температуре -161°С и давлении 2МПа. При этом рост энтальпии ΔΗ₂ составит:

ΔΗ₂=Η₂-Η,=622-175=446 кДж/кг.

Тепловая мощность льдогенератора:

Ν_льд=ΔН₂⋅В_СПГ=446 0,226=100,8 кВт.

В процессе от точки «2» до точки «3» происходит перегрев ПГ в теплообменнике 5 при давлении 2МПа до температуры 110°С. При этом увеличение энтальпии ΔΗ₃ составит:

ΔΗ₃=Η₃-Η₂=1210-622=588к Дж/кг.

Тепловая мощность теплообменника 5:

Ν₅=ΔΗ₃ В_{СПГ.ТЭЦ}⁼588·0,226=132,9 кВт.

Далее от точки «3» до точки «4» проходит адиабатическое расширение в турбодетандере 14 до давления 0,1 МПа. При этом энтальпия ПГ снижается на:

ΔΗ₄=Η₃-Η₄=1210-770=440 кДж/кг.

Полученная мощность электрического генератора 24:

Ν_эг=ΔН₄⋅В_СПГ/(η_д⋅η_Э)=440 0,226/(0,8 0,95)=130,8 кВт.

Эта энергия передается электрическому генератору 24. Температура ПГ в результате расширения в турбодетандере 14 снижается до -73°С.

В процессе 4-5 идет подогрев ПГ при давлении 0,1 МПа в ТО - охладителе воды 15 и теплообменнике 7. При этом энтальпия увеличится на:

ΔН₅=Н₅-Н₄=960-770=190 кДж/кг.

Тепловая мощность ТО - охладителя воды 15 и теплообменника 7:

Ν₁₅+Ν₇=ΔΗ₅⋅В_СПГ=190⋅0,226=43,9 кВт.

Температура в точке «5» 23°С, что достаточно для работы горелочных устройств котлов.

При тепловой мощности льдогенератора Ν_1п1=100,8кВт и температуре питьевой воды t_вод2=1°C в нем можно заморозить воду до температуры льда t_льд=-10°С в следующем количестве:

G_льд=N_1п1/[c_в(_tвод2-0)+r+с_льд (0-t_льд)]=100,8/[4,19(1-0)+334+2,1(0+10)]=0,281 кг/с=1011 кг/ч,

где с_в=4,19 кДж/(кг⋅К) - теплоемкость воды;

с_льд=2,1 кДж/(кгК) - теплоемкость льда.

Количество тепла, которое будет передано СПГ в ТО - охладителе воды 15 составит при охлаждении ее от t_вод1=5°C до t_вод2=1°C:

N₁₅=G_льд c_в (t_вод1-t_вод2)=0,281 ·4,19(5-1)=4,71 кВт.

Тогда Ν₇=43,9-4,71=39,2 кВт.

Чтобы реализовать цикл турбодетандера для расхода СПГ В=0,226 кг с учетом потерь в окружающую среду, необходимо от уходящих продуктов сгорания котла отобрать следующую тепловую мощность:

N_пуг=(Ν₅+Ν₇)/ϕ=(132,9+39,2)/0,95=181,1кВт.

При сжигании 1 кг СПГ образуется:

V_CO2=1,25 м³/м³ СО₂ (2,475 кг) при плотности ρ_со2=1,98 кг/м³;

V_Н2О=2,675 м³/м³ Н₂О (2,14 кг) при плотности ρ_Н2О⁼0,803 кг/м³;

V_N2⁼7,51 м³/м³ Ν₂ (5,82 кг) при плотности ρ_N2=1,29 кг/м³.

V⁰=9,42 м /м - теоретически необходимый объем воздуха.

Объем продуктов сгорания на выходе из котла при α=1,2 составит:

V_г=V_CO2+V_H2O+V_N2+(α-1) V⁰=1,25+2,675+7,51+(1,2-1) 9,42=13,32 нм³/нм³=18,58 нм³/кг.

Парциальное давление водяных паров в продуктах сгорания p₁₀₀=P_a(V_H2O/V_г)=0,1(2,675/13,32)=0,02 МПа.

Парциальное давление водяных паров в продуктах сгорания на линии насыщения при температуре 30°С р₃₀=0,004 МПа. Количество сконденсированной воды в подогревателе природного газа (ППГ) при охлаждении продуктов сгорания до при температуры 30°С:

G_H2O=V_H20 ρ_Н2О (1-р₃₀/р₁₀₀)=2,14(1-0,004/0,02)=1,712 кг/кг.

При этом выделится количество теплоты:

Qкон=B r G_H2O=0,226-2500-1,712=967,3 кВт. (4280 кДж/кг),

где r=2500 кДж/кг - теплота конденсации водяных паров.

Это говорит о том, что теплоты конденсации водяных паров вполне хватает для обеспечения работы цикла (967,3>181,1). Но тепло конденсации водяных паров может пойти только на нагрев газообразного СПГ, выходящего из льдогенератора 13 от температуры t_ПГ=-160°С до 0°С. При этом от продуктов сгорания будет передано СПГ следующее количество тепла:

Q^ух_кон=В с_ПГ (0-t_ΠΓ)]=0,226⋅2,2 (0+160)=79,6 кВт,

где с_ПГ=2,2 кДж/(кг⋅К) - теплоемкость природного газа.

Изменение энтальпии продуктов сгорания для обеспечения Q^ух_кон =79,6 кВт:

ΔJ_кон= Q^ух_кон/В=79,6/0,226=352,2 кДж/кг.

Проверим, на сколько изменится энтальпия продуктов сгорания от температуры уходящих газов t_yx=130°С при работе цикла.

Энтальпия продуктов сгорания СПГ (см. табл. XVI, Тепловой расчет котлов (нормативный метод). - 2-е изд. - СПб.: Изд-во НГЮЦКТИ, 1998) без учета конденсации водяных паров при температуре t_ух=130°С и коэффициенте избытка воздуха α=1,2 составит:

J₁₃₀=J⁰_Г1+(α-1) J⁰_В1=1753+(1,2-1)-1501=2053 кДж/м³=2863 кДж/кг,

Энтальпия продуктов сгорания СПГ (см. табл. XVI, Тепловой расчет котлов (нормативный метод). - 2-е изд. - СПб.: Изд-во НГЮЦКТИ, 1998) без учета конденсации водяных паров при температуре за подогревателем 7 t_ППГ2=30°С и коэффициенте избытка воздуха α=1,2 составит:

J₃₀=J⁰_Г2+(α-1) J⁰_В2=438+(1,2-1)375=513 кДж/м³=715,5 кДж/кг.

Энтальпия продуктов сгорания, используемая в цикле:

ΔJ=J₁₃₀-J₃₀=2863-715,5=2147,5 кДж/кг.

Необходимая разность энтальпий продуктов сгорания:

ΔJ_н=N_пуг/B=181,1/0,226=801,3 кДж/кг.

Это говорит о том, что работа цикла может быть обеспечена частью продуктов сгорания.

Определим, при какой части продуктов сгорания, которая проходит через теплообменники, будет обеспечена их требуемая мощность. Составим уравнение теплового баланса:

ΔJ_н=x(J₁₃₀-J₃₀)+xQ_кон

x=ΔJ_н / (J₁₃₀-J₃o+Q_кон)=801,2/(2863-715,5+4280)=0,125.

Это значит, что если котельная состоит из трех работающих котлов, мощностью каждого по 10/3=3,33 МВт, то газификацию СПГ можно проводить только при помощи продуктов сгорания одного котла, отбирая часть продуктов сгорания, равную 0,125/0,333=0,337. При этом в трубу от этого котла пойдет смесь с подсушенной частью с температурой 30°С с долей 0,337 и часть с температурой 130°С с долей 0,663. Температура смеси будет:

t_см=30 0,337+130 0,663=97,4°C.

Это вполне удовлетворяет условия работы дымоходов и трубы (влажность уменьшилась в два раза).

Мощность дымососа 11 уменьшится в (130°С+273°С)/(97,4°С+273°С)=1,09 раз.

При этом будет получено из продуктов сгорания конденсата водяных паров 1,712⋅0,125⋅0,226=0,0483 кг/с=174 кг/ч=4,179 т/сут.

Так же произведено водяного льда G_льд=0,282 кг/с=1,011 т/ч=39,6 т/сут.

При этом будет получена электрическая мощность Ν_эг=130 кВт, которая покрывает работу криогенного насоса 4 СПГ, насоса 26 пресной воды, двигателей привода льдогенератора 13 общей мощностью 65,7 кВт. Остаток мощности можно использовать для работы различных агрегатов котельной.

1. Система газификации сжиженного природного газа (СПГ) котельной, содержащая емкость с СПГ, криогенный насос, трубопровод подачи СПГ с регулировочным клапаном, турбодетандер с электрогенератором на одном валу, магистраль дымовых газов, теплообменники (ТО) для нагрева природного газа за счет тепла дымовых газов, отличающаяся тем, что магистраль дымовых газов выполнена в виде идущего от котельной центрального общего газохода, соединенного с двумя дополнительными газоходами, а именно по направлению дымовых газов - нисходящим и восходящим газоходами, снабженными регулировочными шиберами и установленными в них ТО нагрева природного газа, причем оба дополнительных газохода снизу сообщены между собой с помощью поворотного газохода с установленным на дне последнего сепарационным устройством для сбора и удаления конденсата, при этом система дополнительно снабжена соединенными между собой с помощью трубопроводов льдогенератором и ТО - охладителем питьевой воды, поступающей из установки водоподготовки, кроме того, льдогенератор соединен с трубопроводом подачи СПГ, вход ТО - охладителя питьевой воды соединен с выходом турбодетандера, а выход - с входом ТО нагрева природного газа, установленного в восходящем газоходе.

2. Система по п. 1, отличающаяся тем, что в трубопроводе подачи газа в котельную дополнительно установлен ресивер перед ГРП.

3. Система по п. 1, отличающаяся тем, что дополнительно снабжена обходной линией с резервным атмосферным ТО.

4. Система по п. 1, отличающаяся тем, что снабжена дымососом с трубой для удаления в атмосферу подсушенных охлажденных дымовых газов, выходящих из восходящего газохода и смешанных с частью горячих из центрального газохода.