Утилизация ПНГ

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.

 

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.

*Газопоршневая электростанция ** Газотурбинная электростанция

 

Сырье и продукция

Получение высококачественных топливных газов, Низкотемпе- ратурная паровая конверсия

 

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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Экономика

капитальные затраты утилизация пнг

 

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.