Установка получения топливного газа низкотемпературной паровой конверсией ПНГ
Получение топливных газов с высоким метановым индексом путем низкотемпературной паровой конверсии (метанирования) высококалорийных «жирных» газов, имеющихся на местах – попутного нефтяного газа, газов стабилизации конденсата – актуально для обеспечения дешевым высококачественным топливом газопоршневых электростанций ГПЭС*, газотурбинных электростанций ГТЭС**, мини-ТЭЦ удаленных промысловых и коммунальных потребителей, объектов МЧС, Минобороны и т.п., позволяет исключить необходимость доставки природного газа по трубопроводам и смягчить проблематику «северного завоза» дизельного топлива. На сегодняшний день в России на месторождениях добычи нефти ежегодно сжигается 14 млрд кубометров ПНГ, который по предлагаемой технологии можно использовать для получения электроэнергии.
*Газопоршневая электростанция
** Газотурбинная электростанция
Изготовление оборудования и строительство установок для безотходного производства высококачественного топливного газа для объектов энергоснабжения мощностью до 50 Мвт и более:
• блочно-модульные установки метанирования ПНГ производительностью по топливному газу 500-15000 нм3/час для газопоршневых электростанций,
• блочно-модульные установки получения метан-водородных смесей из природного газа и легких углеводородных конденсатов в качестве топлива для газотурбинных приводов газоперекачивающих станций,
• блоки подготовки топливного газа шкафного типа для газопоршневых агрегатов малой мощности (до 2 МВт),
а также установки для:
• утилизации факельных газов и/или метанирования газового конденсата с получением компонента товарного газа для безотходной монопродуктовой подготовки природного газа на малоконденсатных месторождениях,
• для подготовки топливных газов для наземных и судовых дизельных энергоустановок, использующих в качестве топлива незамерзающие жидкие пропан-бутановые смеси.
Предлагаемое оборудование компактно, дешево и значительно превосходит по технико-экономическим характеристикам отечественные и зарубежные аналоги.
Попутный нефтяной газ |
Получение высококачественных |
Конвертированный топливный газ | ||
Компонент | Состав, % мол. | для ГПЭС* | для ГТЭС** | |
Метан | 72,69 | 85,37 | 75,50 | |
Этан | 7,81 | 2,17 | 0,00 | |
Пропан | 9,94 | 1,73 | 9,94 | |
Бутаны | 5,25 | 0,37 | 5,25 | |
Пентаны | 1,53 | 0,05 | 1,53 | |
Гексаны + высшие | 0,61 | 0,00 | 0,61 | |
Диоксид углерода | 0,73 | 8,24 | 11,3 | |
Азот | 1,45 | 1,00 | 0,85 | |
Водород | 0,00 | 1,07 | 10,10 | |
Низшая теплота сгорания | Низшая теплота сгорания | Низшая теплота сгорания | ||
56,5 МДж/нм3 | 34,1 МДж/нм3 | 31,9 МДж/нм3 | ||
Метановое число | Метановое число | Метановое число |
||
47,1 | 95,7 | 100,2 |
• Детонация и сажеобразование |
• Повышение КПД на 2-4% |
|||||
• Выпадение конденсата | • Снижение экплуатационных расходов не менее чем на 30% | |||||
• износ детаей двигателя | ||||||
• Снижение мощности ГПА на 10-60% | • Уменьшение выбросов NOx и CO в 50-70 раз благодаря наличию водорода | |||||
• Увеличение эксплуатационных расходов на 50-100% |
Технологическое оформление процесса НКПТ
Блок-схема УПТГМ Р-1, Р-2 - каталитические реакторы БПВ - блок подготовки воды Т-1, Т-2 - теплообменники АВО-1 - аппарат воздушного охлаждения Д-1 - дефлегматор конвертированного газа |
Описание блок-схемы*:
попутный нефтяной газ с давлением не менее 0,5 МПа смешивают с деионизатом, получаемым в блоке водоподготовки и водным конденсатом из дефлегматора Д-1, предварительно охлажденным в аппарате воздушного охлаждения АВО-1 до 40-45 °С, нагревают до 125-130 °С конвертированным газом в дефлегматоре Д-1, затем до 320 °С частично конвертированным газом в теплообменнике Т-1 и отходящими газами ГПЭС в теплообменнике Т-2, и направляют в каталитический реактор Р-1, где осуществляют первую ступень конверсии с образованием метан-водородной смеси, которую далее охлаждают в теплообменнике Т-1 до 270-280 °С и направляют в реактор Р-2, где после второй ступени конверсии получают конвертированный газ, который с температурой 280-290 °С подают в дефлегматор Д-1, где осушают за счет охлаждения до 40-45 °С смесью попутного нефтяного газа, деионизата и водного конденсата, нагревают одним из технологических потоков до 60-65 °С для предотвращения выпадения капельной влаги и направляют на ГПЭС (Газопоршневая электростанция).
Аналоги
Блоки конверсии природного газа для ГТЭС 18 МВт фирмы AES, Австрия | ||
Блок получения топливного газа для ГПЭС 1 МВт | Блок получения топливного газа из ШФЛУ Южно-Байкальская ГНС ООО"Запсибтрансгаз" | Установка получения топливного газа на Крапивинском НГМ |
Экономика
Кривая на рисунке показывает рост стоимости и срока окупаемости ГПЭС мощностью 1 МВт на базе установок CHP1250P фирмы Perkins (Великобритания) из-за падения мощности газопоршневых приводов вследствие утяжеления состава ПНГ, используемого в качестве топливного газа.
Начало кривой (срок окупаемости 3,1 года, объем капиталовложений 27 млн. руб.) соответствует использованию в качестве топлива газа первой ступени сепарации тяжелой нефти (плотность до 0,9 кг/м3, метановое число выше 80). При этом увеличение срока окупаемости с 1,6 до 3,1 лет происходит вследствие снижения ресурса установки на 30% и увеличения эксплуатационных расходов при использовании ПНГ в качестве топлива, что влечет за собой необходимость более частого ремонта и замены приводов. Дальнейший экспоненциальный рост срока окупаемости обусловлен уменьшением мощности единичной установки вплоть до 30% (по сравнению с номинальными параметрами, достигаемыми при работе на природном газе) из-за утяжеления состава ПНГ, что выражается в сдвиге кривой вверх и вправо. Верхний отрезок кривой (срок окупаемости до 14 лет, объем капиталовложений до 46 млн. руб.) соответствует использованию газа второй-третьей ступени сепарации средних и легких нефтей (плотность до 1,2-1,3 кг/м3, метановое число ниже 45) и почти двукратному увеличению эксплуатационных расходов.
На рисунке для сравнения, в качестве эталонной, приведена экономическая характеристика установки, работающей на природном газе (черный маркер) в сравнении с установкой, работающей на конвертированном ПНГ (красный маркер), в последнем случае срок окупаемости энергоустановки Perkins увеличивается до 2,6 лет. Эти значения на графике расположены значительно ниже области, соответствующей возможным режимам эксплуатации энергоустановок, использующих в качестве топлива ПНГ, не подвергнутый каталитической конверсии. В целом снижение срока окупаемости капитальных затрат является основным конкурентным преимуществом энергоустановок, укомплектованных блоками (установками) конверсии ПНГ.
Таким образом, применение блочно-модульных установок конверсии (метанирования) для повышения метанового числа топливного газа увеличивает экономическую эффективность эксплуатации ГПЭС до 5-6 раз в зависимости от состава ПНГ.