IV конференция "ТРИЗ. Практика применения методических инструментов"
Выработка сжиженного метана из низкосортных горючихс применением газогидратной технологии
В.В. Велицко
Наличие широкого спектра нестандартных горючих, таких как биомасса, различные каустобиолиты (торф, уголь сланцы и т.п.), а также различных горючих углеводородных газов, таких как попутный нефтяной (ПНГ), сланцевый, шахтный газ, биогаз и т.п. ставит задачу рационального использования данных видов энергоносителей. При этом рациональное использование заключается не только в сжигании для производства максимального количества энергии, но и в том, что бы энергоносители добывались, транспортировались и использовались с максимальными безопасностью (как по отношению к природе, так и по отношению к потребителю) и максимальной экономической эффективностью. При этом критерию экологическая безопасность будет соответствовать вовлечение в использование возобновляемых видов горючих, таких как биомасса (древесина и т.п.), торф и биогазы (биогаз, газ мусорных свалок).
Поддержка производства энергии из возобновляемых источников распространяется не только на выработку по «зелёным» тарифам электроэнергии и тепла, но и на производство горючих из возобновляемых источников. К последнему примеру можно отнести производство метана из биогаза и газа мусорных свалок, которое также стимулируется в странах ЕС. Однако существующие положение с производством энергии и горючих из возобновляемых источников требует их дотирования и стимулирования различными способами, т.к., в большинстве случаев, такие энергоносители неконкурентоспособны ни по себестоимости, ни по качественным параметрам в сравнении с классическими видами энергоносителей, естественно, при доступности последних и отсутствии мер государственного принуждения к использованию потребителями нестандартных энергоносителей.
Типичным примером является наличие в странах ЕС «зелёных» тарифов на скупку газоснабжающими компаниями метана, выработанного из биогаза по цене, на уровне 1 000 – 1 200 $ за 1 000 Нм³ при стоимости природного газа для конечных потребителей на уровне 500 $/1 000 Нм³. Аналогичная тарифная политика, за которую, в конечном счёте, платят потребители, существует и по другим направлениям возобновляемой энергетики. Эта ситуация связана с тем, что нестандартные энергоносителей разнотипны, имеют децентрализованную добычу, в большинстве случаев, без предварительной переработки, не могут транспортироваться по существующей энерготранспортной инфраструктуре (газо,- и нефтепроводы, продуктопроводы и т.п.). Также использование возобновляемых энергоносителей сопряжено с необходимостью установки специализированного оборудования, зачастую имеющего более высокие удельную стоимость и стоимость жизненного цикла, чем оборудование, предназначенное для потребления стандартных энергоносителей.
Изложенные выше проблемы с использованием возобновляемых энергоносителей, также, в значительной мере, относящиеся и к нестандартным невозобновляемым, а также к медленно возобновляемым энергоносителям, ставят задачу разработки малотоннажной технологии по экономически-эффективной переработке указанного сырья в квалифицированные горючие, такие как углеводородные газы (метан, пропан-бутановая смесь – СПБТ) и моторные горючие (бензин, дизтопливо, реактивное топливо). При этом необходимо обеспечить возможность использования полученных энергоносителей, в том числе и на месте их производства, что позволит минимизировать как затраты на логистику, так и затраты на локальное топливоснабжение.
Примером такой переработки является переработка ПНГ и ископаемого природного газа (ИПГ) в синтетическую нефть с применением синтеза Фишера-Тропша (СФТ). Однако данная технология неприменима для получения конечного продукта, который может быть использован на месте производства, т.к. низкая селективность процесса позволяет получать исключительно синтетическую нефть, а не только её целевые фракции (бензиновую, дизельную), что требует дополнения ГВЖ – установки (газ в жидкость или gas to liquids – GTL) нефтеперерабатывающим заводом (ПНЗ).
Учитывая, что СФТ позволяет вырабатывать широкий спектр углеводородов начиная от метана и заканчивая парафинами, применение технологии ГВЖ обусловлено несколькими факторами, такими как более высокая стоимость синтетической нефти, чем углеводородных газов, простота отделения жидкой углеводородной фракции от примесей – в первую очередь от азота, поступающего в составе воздуха в газогенератор при парциальном окисления сырья для выработки монооксида углерода и водорода, на базе которых производится СФТ, а также простотой транспорта жидких углеводородов.
Учитывая, что разрабатываемая технология приоритетно ориентировалась для использования на территории России, с возможностью унифицированной переработки в квалифицированные виды горючего различного сырья, такого как древесина, торф, низкосортные угли, нестандартны газы и т.п., изначальным условием являлось отсутствие или низкое качество автомобильных дорог, что требовало использования альтернативной транспортной инфраструктуры для вывоза и распределения полученных квалифицированных горючих. В результате введения данных условий было сформулировано техническое противоречие (ТП) №1.
ТП№1: синтезированные углеводороды, если они жидкие, при нормальных термобарических условиях, легко сепарировать и они имеют высокую отпускную стоимость, но они требуют сооружения НПЗ или завоза на место производства моторных топлив со стороны, тогда как синтезированные газообразные углеводороды (приоритетно – метан), при низкой стоимости и отсутствии известной технологии дешёвого разделения от газообразных примесей, не требуется разделять на отдельные углеводородные фракции, можно транспортировать по существующей газотранспортной инфраструктуре и можно непосредственно использовать в качестве моторных топлив.
Усилив ТП №1 получим, что целевой продукт – синтезированный метан, который может транспортироваться по газотранспортной инфраструктуре, не может быть дёшево очищен от примесей с использованием известных технологий газоочистки.
Выбрав в качестве полезного свойства в ТП №1 возможность транспорта метана по газотранспортной инфраструктуре, сформулируем ТП №2.
ТП №2: синтезированный метан до потребителя может транспортироваться в компактном виде, что потребует дополнительного энергозатратного передела (компримирование до 200 ати и выше или ожижение) или же метан может транспортироваться при низком давлении по локальному газопроводу, что снизит маневренность перерабатывающего комплекта по производству метана.
Усилим ТП №2: сжиженный метан имеет минимальный удельный объём при максимальной энергозатратности процесса получения (известно, что на заводах по производству СПГ для покрытия энергозатрат расходуется 30-50% ИПГ, поступающего на завод).
В качестве полезного свойства в ТП №2 выбираем возможность транспорта метана в компактном (сжиженном) виде.
Учитывая, что в компактном виде метан может быть представлен в качестве как отдельного вещества, т.е. в сжиженном виде или в виде льда или же в виде химического и/или физического соединения с другими веществами, которые помимо компактности транспортировки могут обеспечить снижение пожароопасности сжиженного метана, было сформулировано ТП №3.
ТП №3: сжиженный метан максимально компактен, но сложен в транспортировке и пожароопасен, а метан в соединении с другим веществом не столь компактен и требует дополнительного передела по превращению в метан у потребителя.
В качестве полезной функции ТП №3 выберем транспорт метана в смеси или в соединении с другим, как минимум одним веществом.
Опустим многоитерационный путь длиной в несколько лет и кратко опишем полученные результаты. Веществом, в соединении с которым метан, как и многие другие углеводородные газы, приобретает компактную форму и очень низкую пожароопасность, является вода. Этим соединением является газогидрат – гидрат метана, состоящий только из молекул воды и метана, преимущественно образуемый при воздействии пониженных температур и невысоких избыточных давлений. Гидрат метана содержит в 1 м³ 164 Нм³ метана. По энергосодержанию он, аналогичен сжатому метану и безопасен в транспортировке. На фотографии (Рис. 4) представлено горение гидрата метана на воздухе.
Газогидрат является стабильным и безопасным для транспортировки веществом. Ведущие мировые страны в настоящее время не только разрабатывают и внедряют технологии разработки природных месторождений газогидратов, но и сооружают заводы (Рис. 5) по выработке газогидратов для транспортировки морским транспортом, что обеспечивает общее снижение затрат на доставку метана в сравнении с технологией ожижения природного газа. На Рис. 5 приведены пилотные заводы, сооружённые компанией Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC) для отработки технологии производства, транспорта и применения гидрата метана, а также приведена фотография гидратных пеллет.
Существующие технологии получения синтетического метана, соответствующего по составу ископаемому природному газу, из низкосортных горючих являются экономически неэффективными, т.к. требуют высоких капитальных и эксплуатационных затрат. В существующих технологических схемах в дополнение к основному технологическому оборудованию, включающему в себя оборудование по подготовке сырья, например древесины, её газификации, очистке полученного газогенераторного газа и синтезу углеводородов (в том числе и метана) требуется криогенный комплекс по производству кислорода сопоставимый по стоимости и эксплуатационным затратам с остальным оборудованием всего производства. Также, для производства СПГ требуется сооружение энергозатратного комплекса по ожижению метана.
Разработана инновационная технология производства синтетического метана с применением процесса синтеза по методу Фишера-Тропша, отличается техническим решением, позволяющим исключить из технологической цепочки криогенный кислородный завод. Данное решение обеспечивает существенное снижение капитальных и текущих затрат, что делает рентабельным производство синтетического метана.
Весь производственный цикл инновационный технологии синтеза метана может быть реализован на базе существующего стандартного технологического оборудования.
В настоящее время патентуются ключевые технические решения предлагаемой технологии.
Суть предлагаемой технологии заключается в газификации низкосортного топлива воздухом, последующем синтезе из полученного газогенераторного газа метана и последующем одностадийном выделении метана из полученных продуктов синтеза. Выделение метана осуществляется путём его превращения в газогидрат с последующим транспортом гидрата метана на комплекс по производству LNG. В LNG гидрат метана перерабатывается путём термического разложения гидрата метана, в результате чего давление метана превышает 700 атмосфер избыточных (ати). Метан с указанным давление может ожижаться в большинстве известных установок по производству LNG, при этом не требуя дополнительных затрат на компримирование. Остаточный газообразный метан с давлением 55 ати подаётся в магистральный газопровод. LNG используется для экспортных поставок, а также для топливоснабжения парка заготовительной техники, что исключает потребность в завозе дизтоплива.
Суть разработанной технологии заключается в газификации низкосортного топлива воздухом, последующем синтезе из полученного газогенераторного газа метана и последующем одностадийном выделении метана из полученных продуктов синтеза. Выделение метана осуществляется путём его превращения в газогидрат с последующим транспортом гидрата метана на комплекс по производству СПГ. В СПГ гидрат метана перерабатывается путём термического разложения гидрата метана, в результате чего давление метана превышает 700 атмосфер избыточных (ати, BarG), при этом технология, без существенных дополнительных энергозатрат, позволяет увеличивать давление вырабатываемого метана вплоть до 4 000 ати и более. Метан с указанным давление может ожижаться по процессам, аналогичным процессам в большинстве известных установок по производству СПГ, при этом не требуя дополнительных затрат на компримирование. Остаточный газообразный метан с давлением на уровне 55 ати подаётся в магистральный газопровод. СПГ используется для экспортных поставок, а также для топливоснабжения парка заготовительной техники, что исключает потребность в завозе дизтоплива.
Технологические блок-схемы производства приведены на Рис. 6 и 7. Позиции по Рис. 6 и 7:
- заготовка сырья,
- транспорт гидрата метана на переработку,
- выработка электроэнергии,
- выработка тепла,
- выработка летучих зол,
- сброс очищенных отходящих газов,
- транспорт гидрата метана на переработку,
- выработка воды питьевого качества,
- заправка компримированным метаном автотранспорта,
- заправка LNG автотранспорта,
- Транспорт компримированного метана потребителями по газопроводу,
- Транспорт LNG железнодорожным / морским транспортом потребителям.
Рис. 6
Рис. 7
Аналогично технологиям, приведённым на Рис. 6 и 7 могут перерабатываться и нефтеоотходы. Технология переработки нефтеотходов представлена на Рис. 8. Последующая технологическая цепочка полностью аналогична технологиям переработки, представленным на Рис. 6 и 7.
Рис. 8
Ключевые особенности технологии: технология нацелена на переработку любых нестандартных метаносодержащих газов в чистый метан. Также в чистый метан могут перерабатываться органическое сырьё любого качества. Технология применима в угольных шахтах для выделения метана из шахтного воздуха, что обеспечит предотвращение взрывов шахтного газа в угольных шахтах и эффективное парирование суфлярных выбросов шахтного газа.
Технология очистки метана сопряжена с производством КПГ и СПГ, что делает процесс компримирования и производства сжиженного метана энергоизбыточным, а не энергодефицитным и позволяет отказаться от использования компрессоров для сжатия или ожижения метана. Побочными продуктами производства СПГ и КПГ являются электроэнергия и техническая вода. При этом в виде СПГ возможно производство от 60% метана и выше, тогда как остальная часть метана может подаваться потребителям в газообразном виде.
Перерабатывающие комплексы могут устанавливаться у потребителей, обладающих запасами низкосортных топлив и органических отходов коммунального (ТБО) и промышленного происхождения, а также в местах добычи нефти и горючих газов, таких как ПНГ, ИПГ и сланцевый газ.
Приоритетными потребителями являются страны, импортирующие природный газ, а также страны, нацеленные на рациональное природопользование.
Приоритетными регионами, в которых располагаются потребители, является Евросоюз и азиатско-тихоокеанский регион (АТР). Приоритетными странами, где может размещаться переработка низкосортного сырья с СПГ, являются страны СНГ (Россия, Украина, Белоруссия, Казахстан), Австралия, США, Канада, Бразилия, Индия.
По предварительным оценка реализация данной технологии в России позволит решить несколько ключевых задач, таких как экономически-эффективное использование торфяников и низкосортной древесины, экономическое стимулирование развития депрессивных регионов и неудобных земель, к которым отсутствует подвод энергоносителей с созданием на них новых сельскохозяйственных и перерабатывающих производств и эффективное производство по конкурентоспособным ценам на уровне более 90 млрд. нм³ метана в год по России, для чего потребуется 1 – 1,5 тыс. головных производств и 10 – 20 тыс. заготовительных производств суммарной стоимостью 20 – 40 млрд $. При этом комплектные производства могут полностью изготавливаться в России, что напрямую создаст на уровне 300 тыс. рабочих мест без учёта мультипликативного эффекта, а также эффекта от того, что будет развёрнута параллельная газотранспортная инфраструктура, наличие которой также обеспечит стимулирование всех сфер промышленного производства.
Литература
- Klinkhammer G. Фотография горения гидрата метана // Интернет, Oregon State University’s College of Oceanic and Atmospheric Sciences.
- Хавкин А.Я., Велицко В.В. Очистка шахтного газа от метана // Содействуя экономическому развитию России. Проекты международного общественного фонда «Фонд содействия экономическому развитию им. Байбакова Н.К.» за 1996–2011 гг. // М., Нефть и газ, 2011, с. 117–118.
- Велицко В.В., Хавкин А.Я. Очистка шахтного воздуха от метана с применением газогидратных технологий // Естественные и технические науки, 2012, №1, с.150–162.