СПОСОБ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ НАСЕЛЕННЫХ ПУНКТОВ

Изобретение относится к способам газоснабжения городов и населенных пунктов с использованием, например, морских танкеров-газовозов.

Известен способ газоснабжения населенных пунктов, осуществляемого танкерами-газовозами после их пришвартовки к прибрежной зоне, включающий подачу погружными насосами высокого давления сжиженного природного газа из резервуаров-хранилищ в регазификатор-испаритель, причем насосы, резервуары-хранилища и регазификатор-испаритель расположены на борту указанного танкера-газовоза, преобразование сжиженного природного газа в регазификаторе-испарителе и дальнейшую подачу природного газа в газообразном виде под высоким давлением из регазификатора по морскому газопроводу к береговым компрессорным установкам, соединенным с газотранспортной системой подачи природного газа потребителям (WO 99/47869, МПК В63В 25/12, опубл. 23.09.1999).

Преимуществом известного способа является упрощение и удешевление технологии и системы разгрузки танкера за счет преобразования СПГ в газообразный газ на борту танкера и подачи его с танкера непосредственно в береговую газотранспортную систему потребителя, при этом исключается необходимость сооружения и использования дорогостоящего приемного терминала с хранилищем СПГ и регазификаторами на берегу.

Однако данный способ наряду с преимуществами обладает и рядом следующих недостатков:

- весьма ограниченная область применения из-за малых объемов суточного потребления газа населенными пунктами (примерно от 1 до 5 млн. норм. м³ в сутки) в сравнении с объемом газа, доставляемого танкерами-газовозами (от 12 до 150 млн. норм. м³). В результате, во избежание дорогостоящих и длительных простоев танкеров при разгрузке приходится использовать малотоннажные танкеры вместо более эффективных крупнотоннажных танкеров, что в свою очередь приводит или к увеличению количества танкеров-газовозов для обеспечения надежного газоснабжения потребителя или к вынужденному выполнению только разовых (спотовых) поставок газа;

- неэффективность использования современных крупнотоннажных танкеров из-за длительных простоев при разгрузке (до одного месяца и более), что снижает количество рейсов танкеров в год и приводит к существенному удорожанию известного способа.

Отмеченные недостатки снижают эффективность данного способа, сужают и сводят область его применения только к спотовым поставкам газа, то есть этот способ имеет только локальное применение и не является надежным и эффективным средством устойчивого газоснабжения городов и населенных пунктов.

Технический результат, на достижение которого направлено заявленное техническое решение, заключается в повышении эффективности способа за счет ускорения разгрузки танкеров-газовозов, снижения их простоев при разгрузке, применения для морской доставки СПГ потребителям современных, более эффективных крупнотоннажных танкеров и достижения надежного и устойчивого газоснабжения потребителей.

Указанный технический результат достигается за счет того, что в заявленном способе газоснабжения населенных пунктов, включающем подачу под давлением сжиженного природного газа из резервуаров в регазификатор, расположенных на борту пришвартованного к прибрежной зоне танкера, преобразование сжиженного природного газа в регазификаторе в газообразный и дальнейшую подачу его из регазификатора по морскому газопроводу к береговым компрессорным установкам, соединенным с газотранспортной системой подачи природного газа потребителям, согласно изобретению природный газ береговыми компрессорными установками подают в указанную газотранспортную систему потребителям и/или в подземное хранилище природного газа, сооруженное на суше и соединенное с упомянутой газотранспортной системой газопроводами закачки и отбора природного газа, причем по окончании разгрузки танкера газопровод закачки газа отключают и продолжают дальнейшую подачу природного газа из подземного хранилища в газотранспортную систему потребителям через указанный газопровод отбора природного газа.

Сущность заявленного технического решения поясняется чертежом, на котором в качестве одного из возможных вариантов изображена принципиальная схема реализации предлагаемого способа.

На чертеже показан танкер-газовоз 1, содержащий резервуары-хранилища 2 СПГ и регазификатор-испаритель 3, соединенные между собой газопроводом 4. Танкер-газовоз 1 пришвартован к морской платформе 5 и соединен с ней на период разгрузки гибким газопроводом 6. Платформа 5 соединена морским газопроводом 7 с береговыми компрессорными установками 8 и далее от них - с газотранспортной системой 9 потребителя. По маршруту следования газотранспортной системы 9, на суше, как в прибрежной зоне, так и, возможно, на значительном удалении от нее, размещено подземное хранилище газа (ПХГ) 10 с эксплуатационными скважинами 11, которые соединены с газотранспортной системой 9 газопроводами 12 и 13 соответственно закачки и отбора газообразного природного газа. Газопроводы 12 и 13 оснащены задвижками 14, 15 и 16, газотранспортная система 9 - задвижками 17 и 18. Кроме того, на чертеже показаны компрессорные установки 19, соединенные газопроводами 12 закачки газа со скважинами ПХГ 10 и газотранспортной системой 9.

Описанная принципиальная схема реализации предлагаемого способа функционирует следующим образом.

После пришвартовки танкера-газовоза 1 к прибрежной зоне и закрепления его гибкого газопровода 6, например, к платформе 5, соединенной морским газопроводом 7 с береговым оборудованием 8, СПГ погружными насосами под высоким давлением перекачивают из резервуаров-хранилищ 2 по газопроводу 4 в регазификатор-испаритель 3. В регазификаторе-испарителе 3, в котором в качестве теплообменной среды используется экологически чистая морская вода, происходит регазификация СПГ в природный газ высокого давления, который по гибкому газопроводу 6 через платформу 5 и морской газопровод 7 поступает к береговым компрессорным установкам 8. Далее открывают задвижки 17, 14, 15, 18 и компрессорными установками 8 преобразованный в регазификаторе 3 природный газ в газообразном состоянии подают по газотранспортной системе 9 к потребителю и одновременно по газопроводу закачки 12 и скважины 11 в подземное хранилище газа 10, используя при этом компрессорные установки 19 для повышения давления закачки газа в ПХГ 10. После окончания разгрузки танкера 1 гибкий газопровод 6 отсоединяют от платформы 5 и танкер 1 отправляется к месту назначения. Одновременно с окончанием разгрузки танкера заканчивается и процесс закачки преобразованного в регазификаторе 3 природного газа в ПХГ 10, после чего задвижки 14, 15, 17 и 18 закрывают, а задвижку 16 на газопроводе отбора газа 13 из ПХГ 10 открывают. В результате газ продолжает поступать к потребителю по газопроводу отбора газа 13, но уже из ПХГ 10, обеспечивая бесперебойность газоснабжения потребителей до последующей пришвартовки следующего танкера-газовоза 1.

Предлагаемый способ позволяет за счет применения в технологической схеме газоснабжения потребителей морских танкеров-газовозов с установками регазификации перевозимого СПГ вновь превращать СПГ в природный газ в газообразном состоянии и в сочетании с береговым подземным хранилищем природного газа повысить надежность и устойчивость системы газоснабжения при меньших капитальных и эксплуатационных затратах в сравнении с затратами на создание традиционных приемных терминалов СПГ.

Реализация предлагаемого способа также позволит:

- использовать танкеры-газовозы всех типоразмеров различной газовместимости и в первую очередь крупнотоннажных судов;

- свести к минимуму простой танкеров-газовозов при разгрузке;

- увеличить количество рейсов танкеров-газовозов и объем реализации газа.

Вышеуказанные преимущества предлагаемого способа особенно важны в связи с тем, что только за последнее десятилетие число стран как производителей, так и импортеров СПГ выросло вдвое, а рынок СПГ занимает уже более 25% от объема мировой торговли газом и продолжает расти примерно на 7% ежегодно.