Установка утилизации ПНГ (УУПНГ)

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 топливных газов	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 

	Газопоршневая электростанция мощностью 1МВт фирмы Perkins (Великобритания
	Показатель	Ед.изм.	Величина
	Модель газопоршневой электростанции		CHP125OP
	Время работы в год	ч	8040
	годовое производство электроэнергии	кВт*ч/год	8040000
	Средний ресурс установки до кап.ремонта	ч	60000
	Средняя величина полного ресурса установки	ч	300000
	Номинальный срок полезного использования	лет	37
	Количество капитальных ремонтов в срок	раз	5
	Потребление топлива	м3/час	276
	Расход масла на угар	г/кВт*ч	0,25
	Количество замен масла в год (1 раз 1500 часов)	раз	5
	Стоиомсть установки	мнл.руб	19,00
	Срок окупаемости	лет	1,6

 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.