Переработка дымовых газов как способ выполнения парижского соглашения и увеличения нефтеотдачи

Обновлено: 13.06.2024

CO₂ можно улавливать и закачивать под землю — безопасно и сколько душе угодно

Улавливать углекислый газ можно на любом промышленном объекте — для этого существует десяток различных технологий, которые применяются в зависимости от ситуации. Пойманный CO₂ сжижается под давлением и по трубопроводу или в цистернах транспортируется к месту использования или захоронения.

Под захоронением углекислого газа подразумевается его закачивание под землю — на глубину от 800 м. За надежность такого хранения отвечают геологические свойства подземных резервуаров. Среди наиболее подходящих — пористые породы истощенных газовых или нефтяных месторождений, которые миллионы лет удерживали в себе ископаемое топливо.

Еще один вариант захоронения — закачивание в действующие нефтяные месторождения. Такой подход позволяет повысить добычу, причем использование уловленного диоксида углерода значительно эффективнее традиционного вытеснения нефти водой. Именно с этого началось развитие CCUS — первые такие проекты появились в 1970-х годах на нефтяных месторождениях в Техасе (США).

Объемы подземных хранилищ, подходящих для захоронения углекислого газа, на порядки превосходят объемы парниковых выбросов. Ежегодно в атмосферу Земли попадает свыше 59 млрд тонн CO₂-эквивалента, а в одной лишь России места под землей хватит на 1,2 трлн тонн.

Уловленный углекислый газ можно использовать в производстве — но в ограниченных объемах

Кроме нефтедобычи, использовать пойманный диоксид углерода можно во множестве технологических процессов. Сегодня в мире ежегодно потребляется 230 млн тонн CO₂. Большая часть идет на выпуск удобрений (130 млн тонн) и повышение нефтеотдачи пластов (70-80 млн тонн). Среди остальных направлений — производство продуктов питания и напитков, очистка воды, применение в теплицах, использование для охлаждения и замораживания.

Углекислый газ можно переработать, например, при производстве топлива (углерод из CO₂ связывают с водородом для получения синтетического углеводородного топлива), строительных материалов (CO₂ может заменять воду в бетоне, а также служить сырьем для ряда его компонентов), полимеров и химикатов.

Эксперт Русклиматфонда — об участии страны в мировой гонке за экотехнологиями

Международное энергетическое агентство (IEA) ожидает, что полимерная индустрия обеспечит утилизацию до 1 млрд тонн CO₂ в год, а производство химикатов и строительных материалов — по 5 млрд тонн каждое. Крупнейшим рынком будущего выглядит производство топлива, для него потребуется свыше 5 млрд тонн углекислого газа в год.

Кстати, у производства и применения стройматериалов из CO₂ самый низкий углеродный след: остальные направления утилизации подразумевают довольно высокие выбросы как при производстве, так и при использовании получившейся продукции. То же топливо из диоксида углерода, например, будут сжигать, генерируя выбросы. Поэтому использование уловленного углекислого газа в производстве нельзя назвать 100% экологичным способом сокращения выбросов — в отличие от его захоронения.

Рынок технологий улавливания CO₂ вырастет в десятки раз

Сегодня в мире насчитывается лишь 28 крупных промышленных объектов в 10 странах, где улавливается, захоранивается и используется углекислый газ. Они суммарно утилизируют 40 млн тонн CO₂ в год. Больше половины этого объема (28,5 млн т в год) приходится на предприятия по переработке природного газа. Остальное — на предприятия по производству водорода, синтетического топлива, электроэнергии, удобрений, биотоплива, а также железа и стали.

Согласно прогнозам IEA, в ближайшие годы улавливать CO₂ начнут повсеместно — это позволит миру сократить не менее 15% всех парниковых выбросов, от которых необходимо избавиться, чтобы сдержать глобальное потепление в пределах 2°C.

Сейчас на различных этапах разработки и строительства с планами запуска до 2030 года находятся 114 проектов CCUS. По прогнозу IEA, через восемь с небольшим лет в мире будет улавливаться 800 млн тонн CO₂ в год — в 20 раз больше, чем сегодня.

Россия может вполовину сократить свои выбросы

Парниковые выбросы России составляют, по разным оценкам, до 2,5 млрд тонн CO₂-эквивалента в год. За счет применения CCUS страна может сократить свои выбросы CO₂ вполовину (на 1,1 млрд тонн), подсчитали в аналитическом агентстве Vygon Consulting.

Сокращение умножением: как Россия нарастит выбросы, но сохранит лицо перед Европой

Эксперты оценили новую низкоуглеродную стратегию страны

Объема всех подземных хранилищ для закачки туда CO₂ хватит более чем на тысячу лет. Только нефтяных и газовых месторождений — свыше 300 лет.

Выгодно ли улавливать углекислый газ

По оценке аналитиков, отечественная нефтяная индустрия прямо сейчас могла бы с целью повышения нефтеотдачи захоронить 23 млрд тонн диоксида углерода (столько Россия выбросит за 10 лет).

Еще две отрасли, которые уже видят экономическую эффективность CCUS, — нефтегазохимия и металлургия. Потери российских экспортеров из этих отраслей от трансграничного углеродного налога, который ЕС вводит с 2026 года, составят около $700 млн в год. Прогнозируемая цена квоты CO₂ к 2030-му составит $129 за тонну. Стоимость улавливания тонны CO₂ в металлургии уже сегодня составляет порядка $70, в нефтегазохимии — до $80. За девять лет с развитием технологий эти цены упадут в 1,5 раза.

В России уже есть проекты улавливания, использования и хранения углекислого газа

Российские предприятия просят помощи у государства

Кто заплатит за переход мира на возобновляемую энергию

Участники форума сошлись во мнении, что в России необходимо создать отрасль улавливания и утилизации CO₂, особенно на фоне трансграничного углеродного регулирования, однако без господдержки — прямой (субсидии) или косвенной (льготы и преференции) — не обойтись. Это поможет вывести на рынок пилотные проекты, которые пока не окупаются.

Подписывайтесь на наш канал в Яндекс.Дзен.

Переработка попутного нефтяного газа В богатой полезными ископаемыми России только в 21 веке стали серьезно заниматься утилизацией и использованием попутного нефтяного газа (ПНГ).
Природный газ отличается от попутного нефтяного отсутствием целого спектра полезных составляющих, применяемых в промышленности.

Состав попутного нефтяного газа

Добыча нефти сопровождается выделением попутных газов. В состав попутного нефтяного газа по разным типам месторождения входят следующие вещества:

• в нефтяном месторождении из общего объема ПНГ почти 2/3 приходятся на метан, около 8% — на этан, 17 %- пропан, 8% — бутан и его производные;
• газонефтяном месторождении доля метана еще выше — до 89 процентов.

После прохождения трех этапов сепарации ПНГ легкий метан испаряется, но становятся пригодными к использованию другие ценные компоненты: пентан, гексан, гептан, бензол.

Наличие большого спектра компонентов и изменяющимся основные свойства ПНГ не позволяют определить его точную химическую формулу.

По основным компонентам формула попутного нефтяного газа будет иметь вид:

CH4 + C2H6+C3H8+C4H10+C5H12+N2 (метан+этан+пропан+бутан+пентан+азот).

Физические свойства попутного газа не отличаются стабильностью. Он относится к жирному типу газа, плотнее обычного природного газа.

Переработка попутного газа

Одной из проблем, возникающих при добыче нефти, является утилизация попутного газа. Этот продукт содержится в самой нефти и составляет газовую шапку месторождений.

Еще в середине прошлого века переработка попутного газа в местах залегания нефти считалась нерентабельной, он по большей части просто сжигался в факелах. В настоящее время подход существенно изменился. До 82,5 % ПНГ перерабатывается и только 17,5 % сжигается на местах. Однако, учитывая масштабы добычи нефти в Российской федерации, ежегодно в факелах сгорает около 6 млрд. м. куб. ценного не восполняемого сырья. Помимо потерь сырьевого ресурса, продукты сгорания загрязняют атмосферу и усиливают парниковый эффект, за счет увеличения выбросов углекислого газа. Согласно международным соглашениям РФ обязана довести объемы безопасной утилизации ПНГ до 95 %.

Процесс переработки нефти начинается на месторождении. Нефтедобывающее предприятие — это крупный объект, имеющий в своем составе установки комплексной подготовки нефти (УКПН). В результате технологической очистки нефти, в качестве побочного продукта отделяются легкие углеводороды, образующие попутные нефтяные газы. Состав этих газов зависит от исходного сырья и несколько отличается по типам месторождений.

Состав газа	формула	Содержание в попутном газе по месторождениям , % масс
		Самотлорское	Варьеганское	Аганское	Советское
Метан	СН4	60,64	59,33	46,94	51,89
Этан	С2Н6	4,13	8,31	6,89	5,29
Пропан	С3Н8	13,05	13,51	17,37	15,57
Изо-Бутан	i-С4Н10	4,04	4,05	4,47	5,02
Н-Бутан	n-C4H10	8,6	6,65	10,84	10,33
Пентан	С5Н12	2,52	2,2	3,36	2,99
Н-Пентан	n-С5Н12	2,65	1,8	3,88	3,26
Углекислый газ	СO2	0,59	0,69	0,5	1,02
Азот	N2	1,48	1,51	1,53	1,53

Способы переработки попутного газа следующие: • использование ПНГ в качестве сырья для нефтехимии; • получение сжиженного углеводородного газа (СУГ); • обеспечение электроэнергией и топливом инфраструктуры добычи нефти (первичные энергоресурсы); • внедрение технологий GTL (газ в жидкость), выработка синтетического жидкого топлива (СЖТ); • повышение отдачи от месторождений нефти путем закачки в пласт нефтяного газа.

Из перечисленного списка первые три способа являются наиболее приемлемыми. Основная часть попутных нефтяных газов использована на газоперерабатывающих заводах (43,6%), доля сырья для производства электроэнергии на ГРЭС составила (39,3%), обеспечение жизнедеятельности инфраструктур на месте добычи нефти еще 17,1%.

Основной проблемой использования попутного нефтяного газа является наличие транспортных сетей. Если имеется газопровод, то продукты перекачиваются далее потребителю, в противном случае — используются для местных нужд. Как и всякое горючее вещество ПНГ пожаро- и взрывоопасен. Он более тяжелый, чем воздух, поэтому при утечках скапливается в низинах, что может привести к взрыву с серьезными последствиями.

Одним из способов увеличения использования ПНГ на местах является применение блочных комплексов очистки попутного газа, которые представляют собой мобильные установки, доставляемые непосредственно на площадку месторождения. Их назначение: переработка попутного и природного газа в низконапорных и небольших месторождениях, там, где нерентабельно строительство крупных комплексов. На одной площадке могут быть смонтированы несколько установок, работающих параллельно. При необходимости они могут быть быстро передислоцированы на другое место.

Технологии GTL только начинают внедряться на зарубежных нефтепромыслах. Требуется отработка техпроцессов для их рентабельного использования.

Наиболее распространена закачка попутных нефтяных газов обратно в нефтяной пласт. Это увеличивает отдачу сырой нефти на месторождении. Среди практикуемых способов наиболее прогрессивным считается сайклинг-процесс, при котором часть ПНГ сжигается в электростанциях, а в нефтяной пласт поступают дымовые газы. В РФ такой способ в настоящее время не применяется.

Основные месторождения РФ.

И видео, как сжигают попутный газ

Если статья оказалась
полезной
, в качестве благодарности
воспользуйтесь одной из кнопок
ниже — это немного повысит рейнинг статьи. Ведь в интернете так трудно найти что-то стоящее.
Спасибо!

Пример компонентного состава ПНГ

Поэтапно просепарированный ПНГ из нефтяного месторождения достигает плотности на 1 кубометр до 2700 грамм или почти 2 кг чистого углеводорода. На третьей ступени сепарации он содержит 23% пентана и его производных, 19% — метана, 17% — гексанов, 12% бутана и его соединений, 5% этана, 4,5 % — пропана, 4% — октана. После проведения необходимых технологических операций (осушки, очистки от серы и углекислого газа, удаления механических примесей, компримирования) полученные газовые компоненты используются для промышленного назначения и используется как топливо для получения электрической энергии. Основные отличительные свойства ПНГ- более высокая плотность, вязкость, сжимаемость по сравнению с обычным природным газом.

Получение

Где встречается попутный нефтяной газ? В первозданном виде ПНГ поступает из нефтяной или нефтегазовой скважины в центральный пункт подготовки нефти. После этого с помощью специального оборудования начинается подготовка попутного нефтяного газа к использованию. Газ после осушки, очистки от серы, углекислого газа и сепарирования поступает в специальные хранилища, на электростанции, в котельные. С помощью вакуумных компрессорных установок, газолифтных систем его предварительно компримируют – увеличивают плотность с одновременным удалением примесей.

Для получения промышленного ПНГ используются:

• маслосистемы с фильтрами тонкой очистки;
• специальная система теплообмена;
• газодожимное оборудование низкого давления;
• установки комплексной подготовки газа.

С помощью газомасляного сепаратора, фильтров – скруберов осуществляется удаление механических примесей.

Способы разделения

Для выделения отдельных составляющих ПНГ на нефтяных месторождениях чаще всего применяется компрессионный и адсорбционный способы разделения и переработки попутного нефтяного газа. Компоненты добытой газовой смеси в разной мере способны к сопротивлению воздействию пара. По плотности попутный нефтяной газ разделяют на тяжелую и легкую фракцию. Более тяжелые углеводороды отделяются, оставшаяся фракция легких углеводородов сжижается и может закачиваться в трубы для подачи на тепловые электростанции.

При применении адсорбционной технологии используется принцип короткоцикловой адсорбции. При прохождении газовой смеси через попеременно функционирующие адсорберы, наполненные углеродным молекулярным ситом (УМС), газы разделяются на фракции.

Какие фракции выделяют из попутного нефтяного газа? На завершающей стадии переработки ПНГ – ректификации, он разделяется на фракции:

• метановую;
• пропановую;
• бутан-бутиленовую;
• этиленовую;
• пропиленовую;
• амилен-бензольную.

Точный состав и количество фракций разделения зависит от применяемой технологии (компрессионной ректификации, адсорбционный метод Воронова, мембранный способ).

Выбор оптимального метода утилизации

Выбор конкретного варианта переработки и утилизации попутного газа напрямую зависит от размера и характеристик месторождения нефти. Можно выделить несколько основных схем:

Технологии утилизации ПНГ

Группой ученых Томского госуниверситета разработана и испытана на практике инновационная технология беспламенного сжигания попутного газа. После прохождения через катализаторы при температуре 650 градусов ПНГ окисляется, превращаясь в воду и углекислый газ.

Еще одним видом использования попутного нефтяного газа является применение его компонентов в качестве сырья для производства каучука, пластмасс, химических соединений пропилена, бутадиена.

Виды и способы утилизации ПНГ

Существует несколько направлений утилизации ПНГ:

Отправка ПНГ на переработку на ГПЗ требует меньше всего капитальных затрат в случае наличия развитой инфраструктуры по транспортировки газа. Недостатком этого направления для удаленных промыслов является возможная необходимость строительства дополнительных газоперекачивающих станций.

Оборудование для реализации процессов: емкостное оборудование (сепараторы, накопительные емкости), тепло-массообменное оборудование (теплообменники, ректификационные колонны), компрессоры, насосы, пароконденсационные холодильные установки, ожижители газа в блочно-модульном исполнении.

— выработка электроэнергии (применение ГТЭС, ГПЭС)

Высокая калорийность ПНГ обуславливает его применение в качестве топлива. При этом возможно применение газа как для приводов газокомпрессорного оборудования, так и для выработки электроэнергии на собственные нужды с применением газотурбинных или газопоршневых установок. Для крупных месторождений со значительным дебитом ПНГ целесообразна организация электростанций с выдачей электроэнергии в региональные сети электроснабжения.

К недостаткам этого направления можно отнести жесткие требования широко распространенных традиционных ГТЭС и ГПЭС к составу топлива (содержание сероводорода не выше 0,1%), что требует увеличенных капитальных затрат на применение систем газоочистки и эксплуатационных затрат на техническое обслуживание оборудования. Выдача электроэнергии во внешние электросети невозможна на отдаленных месторождениях по причине отсутствия внешней энергетической инфраструктуры.

Преимущества направления заключается в обеспечении нужд промысла электроэнергией и осуществление теплоснабжения промысла без затрат на внешнюю инфраструктуру электроснабжения, компактность электрогазогенераторов. Применение современных микротурбинных установок позволяет утилизировать ПНГ с содержанием сероводорода до 4-7%.

Оборудование для реализации процессов: емкостное оборудование (сепараторы, накопительные емкости), ГТЭС или ГПЭС блочно-модульного исполнения.

Недостатком направления является значительная величина капитальных затрат на расширение инфраструктуры промысла.

Оборудование для реализации процессов: емкостное оборудование (сепараторы, накопительные емкости), теплообменники, каталитические реакторы, ректификационные колонны, компрессоры, насосы.

— газохимические процессы (процесс Фишера-Тропша)

Переработка ПНГ методом Фишера-Тропша – многостадийный процесс. Первоначально из ПНГ термическим окислением при высокой температуре получают синтез-газ (смесь CO и H2), из которого вырабатывают метанол или синтетические углеводороды, используемые для производства моторного топлива. Недостаток направления – высокие капитальные и эксплуатационные затраты.

Оборудование для реализации процесса: емкостное оборудование (сепараторы, накопительные емкости), теплообменники, каталитические реакторы, компрессоры, насосы.

— применение для технологических нужд промысла (сайклинг-процесс, газлифт)

Процесс подъема нефти с помощью газлифта заключается в использовании энергии закачиваемого в нее компримированного ПНГ. Преимущества этого способа заключаются в возможности эксплуатации скважин с большим газовым фактором, в малом влиянии на процесс добычи механических примесей, температуры, давления, в возможности гибко регулировать режим работы скважин, в простоте обслуживания и ремонта газлифтных скважин. Недостаток способа – необходимость подготовки и наземного регулирования подачи газа, что повышает капитальные затраты в обустройстве месторождения.

Оборудование для реализации процессов: емкостное оборудование (сепараторы, накопительные емкости), компрессоры, насосы.

Измеритель диаметра, измеритель эксцентриситета, автоматизация, ГИС, моделирование, разработка программного обеспечения и электроники, БИМ

Реализация проекта стартовала в начале 2018 года, инвестиционная стадия проекта — 2 года.

Углекислый газ (двуокись углерода, диоксид углерода) занимает важнейшее место среди технических газов, он широко используется практически во всех отраслях промышленности и агропромышленного комплекса. На долю СО ₂ приходится 10% всего рынка технических газов, что ставит этот продукт в один ряд с основными продуктами разделения воздуха.

Направления использования углекислого газа в различных агрегатных состояниях многообразны – пищевая промышленность, сварочные газы и смеси, пожаротушение и т.д. Всё больше находит применение и его твердая фаза – сухой лёд, от заморозки, сухих брикетов до очистки поверхностей (бластинга).

Получение

Извне углекислоту получить нельзя по причине того, что в атмосфере ее почти не содержится. Животные и человек получают её при полном расщеплении пищи, поскольку белки, жиры, углеводы, построенные на углеродной основе, при сжигании с помощью кислорода в тканях образуют углекислый газ (СО ₂ ).

В промышленности углекислый газ получают из печных газов, из продуктов разложения природных карбонатов (известняк, доломит). В пищевых целях используется газ, образующийся при спиртовом брожении. Также углекислый газ получают на установках разделения воздуха, как побочный продукт получения чистого кислорода, азота и аргона. В лабораторных условиях небольшие количества СО ₂ получают взаимодействием карбонатов и гидрокарбонатов с кислотами, например, мрамора, мела или соды с соляной кислотой. Побочные источники производства СО ₂ – продукты горения; брожение; производство жидкого аммиака; установки риформинга; производство этанола; природные источники.

При получении углекислого газа в промышленных масштабах используют три основные группы сырья.

Группа 1 – источники сырья, из которых можно производить чистый СО ₂ без специального оборудования для повышения его концентрации:

Группа 2 – источники сырья, использование которых обеспечивает получение чистого СО ₂ :

• газы малораспространенных химических производств с содержанием 80-95% СО ₂ .

Группа 3 – источники сырья, использование которых дает возможность производить чистый СО ₂ только с помощью специального оборудования:

Применение

По ряду оценок, потребление СО2 на мировом рынке превышает 20 млн. метрических тонн в год. Столь высокий уровень потребления формируется под влиянием требований пищевой промышленности и нефтепромысловых предприятий, технологий газирования напитков и других промышленных нужд, например, снижения показателя Ph установок водоочистки, проблем металлургии (в том числе использования сварочного газа) и т.д.

Основные области применения СО ₂ :

• в машиностроении и строительстве (для сварки и прочее);
• для холодной посадки частей машин;
• в процессах тонкой заточки;
• для электросварки, основанной на принципе защиты расплавленного металла от вредного воздействия атмосферного воздуха;
• в металлургии;
• продувка углекислым газом литейных форм;
• при производстве алюминия и других легкоокисляющихся металлов;
• в сельском хозяйстве для создания искусственного дождя;
• в экологии заменяет сильнодействующие минеральные кислоты для нейтрализации щелочной отбросной воды;
• в изготовлении противопожарных средств;
• применяется в углекислотных огнетушителях в качестве огнетушащего вещества, эффективно останавливает процесс горения;
• в парфюмерии при изготовлении духов;
• в горнодобывающей промышленности;
• при методе беспламенного взрыва горных пород;
• в пищевой промышленности;
• используется как консервант и обозначается на упаковке кодом Е290;
• в качестве разрыхлителя теста;
• для производства газированных напитков;

Напитки с углекислотой

Газирование напитков может происходить одним из двух путей:

1. При производстве популярных сладких и минеральных вод используется механический способ газирования, который предполагает насыщение углекислым газом какой-либо жидкости. Для этого необходимо специальное оборудование (сифоны, акратофоры, сатураторы) и баллоны со сжатым углекислым газом.
2. При химическом способе газирования углекислоту получают в процессе брожения. Таким образом получается шампанское вино, пиво, хлебный квас. Углекислота в содовых водах получается в результате реакции соды с кислотой, сопровождающейся бурным выделением углекислого газа.

СО ₂ как сварочный газ

Начиная с 1960 года широкое распространение получила сварка легированных и углеродистых сталей в среде углекислого газа (СО ₂ ), отвечающего требованиям ГОСТ 8050. В последнее время все большее распространение в сварочных технологиях машиностроительных предприятий находит применение сварочных газовых смесей аргона и гелия, при этом многие наиболее востребованные газовые смеси включают в себя небольшое количество активных газов (СО ₂ или О ₂ ), необходимых для стабилизации сварочной дуги. Однако при сварке углеродистых и низколегированных сталей основных структурных классов на российских предприятиях основным защитным газом по-прежнему продолжает оставаться углекислый газ СО ₂ , что объясняется физическими свойствами этого защитного газа и его доступностью.

Понравилась статья? Тогда поддержите нас, поделитесь с друзьями и заглядывайте по рекламным ссылкам!

К основным парниковым газам, которые образуются при сжигании ископаемых видов топлива, относятся углекислый газ, метан, водяной пар и оксиды азота. При этом европейские страны сделали акцент на снижении выбросов в атмосферу углекислого газа.

При производстве тепловой энергии на ТЭЦ и в котельных возможны следующие пути снижения выбросов в атмосферу углекислого газа:

• Повышение коэффициента полезного действия;
• Повышение коэффициента использования теплоты топлива;
• Переход с угля на сжигание природного газа.

Переход с угля на газ позволяет снизить выбросы углекислого газа примерно на 50%.

При сжигании одного килограмма метана (СН₄) — основного компонента природного газа — в атмосферу выбрасывается 2,75 кг углекислого газа (СО₂). При сжигании одного килограмма углерода — основного компонента угля — 3,7 кг углекислого газа.

Принимая во внимание, что низшая теплота сгорания углерода примерно в 1,5 раза меньше, чем низшая теплота сгорания метана, выбросы углекислого газа в атмосферу при сжигании эквивалентной массы углерода составят 5,5 кг. Поэтому перевод энергетических и теплофикационных котлов на природный газ приводит к существенному снижению выбросов в атмосферу углекислого газа. Необходимо обратить внимание, что при сжигании природного газа в атмосферу наряду с углекислым газом образуется водяной пар.

Ряд зарубежных и российских исследователей в своих статьях сообщали о том, что парниковым газом номер один является водяной пар.

В данной статье предлагается концепция снижения выбросов в атмосферу как водяного пара, так и углекислого газа при сжигании природного газа в паровых и водогрейных котлах. Одним из способов уменьшения выбросов в атмосферу водяных паров и углекислого газа при сжигании природного газа является конденсация водяных паров дымовых газов.

Высшая теплота сгорания природного газа превышает низшую теплоту природного газа в зависимости от его состава на 10–11%. Соответственно, использование теплоты, образующейся при конденсации водяного пара дымовых газов, приведет к увеличению тепловой мощности энергоустановки или к уменьшению расхода природного газа при сохранении тепловой нагрузки.

Уменьшение расхода природного газа при сохранении тепловой мощности установки приводит к уменьшению выбросов в атмосферу углекислого газа.

Дальнейшее уменьшение выбросов в атмосферу углекислого газа при сжигании природного газа возможно при подмешивании к природному газу водородсодержащих газов (ВСГ), включая подмешивание чистого водорода.

В настоящее время за рубежом и в Российской Федерации прорабатываются вопросы использования избытка электроэнергии на АЭС, ГЭС, ВЭС и СЭС для выработки водорода. При этом параллельно с развитием независимой водородной инфраструктуры рассматривается также добавление водорода к природному газу в магистральных и распределительных сетях.

Зарубежные исследования показывают, что в существующую систему транспортировки и распределения природного газа может быть добавлено до 20 или 30% (объема) водорода, что приводит к снижению выбросов в атмосферу углекислого газа на 7–11%.

На рисунке показано, каким образом увеличение объемной доли водорода в природном газе приводит к снижению выбросов углекислого газа.

Высшая теплота сгорания водорода превышает его низшую теплоту сгорания на 18%. Соответственно, использование теплоты, образующейся при конденсации водяного пара дымовых газов, приведет к большему увеличению тепловой мощности энергоустановки, чем при конденсации водяных паров, образующихся при сжигании природного газа.

Использование конденсационных теплоутилизаторов

При сжигании органических топлив в паровых и водогрейных котлах самыми большими являются потери тепла с уходящими газами. Как правило, температура уходящих дымовых газов составляет 130–200°С, то есть существенно превышает температуру точки росы водяных паров.

Исторически сложилось, что при разработке котельных агрегатов необходимо было избежать конденсации водяного пара, поскольку уголь и мазут, которые сжигались в котлах, содержали серу. Конденсация водяного пара в присутствии серы приводит к образованию серной кислоты, которая приводила к ускоренной коррозии низкотемпературных поверхностей нагрева котлов.

При сжигании природного газа, в составе которого концентрация сернистых соединений не превышает нормативных показателей, можно получить дополнительную тепловую энергию при конденсации водяного пара, который образуется при сжигании природного газа. Если снизить температуру уходящих газов до 30–50°С, то можно получить существенную экономию топлива. Дополнительная теплота получается за счет скрытой теплоты парообразования при конденсации водяных паров.

Утилизация теплоты уходящих дымовых газов широко распространена в странах Евросоюза. Большинство таких установок эксплуатируется на водогрейных и паровых котлах небольшой мощности (5–50 МВт).

При подмешивании к природному газу водорода будет возрастать эффективность работы конденсационного теплоутилизатора за счет повышения объема сконденсировавшихся водяных паров.

Использование конструкции конденсационного теплоутилизатора с предварительным подогревом и увлажнением воздуха, подаваемого на горение, позволит снизить образование термических оксидов азота, которые являются очень сильным парниковым газом, за счет уменьшения температуры горения топлива.

Также при увеличении доли водорода в топливном газе возрастает и количество конденсата, получаемого в конденсационном утилизаторе, который может быть в дальнейшем использован для различных целей, например, подпитки теплосети, увлажнения воздуха, подаваемого на горение, производства водородсодержащего газа методом паровой конверсии или получения водорода методом электролиза.

Комплексное решение по снижению выбросов парниковых газов в водогрейных и паровых котлах

Для получения наибольшего экономического и климатического эффекта целесообразным при сжигании ВСГ является оснащение котлов конденсационными теплоутилизаторами.

Ниже перечисляются основные мероприятия, которые необходимо провести для перехода на сжигание водородсодержащих топлив в существующих котлах.
При сжигании ВСГ с высокой концентрацией водорода потребуется замена или модернизация горелочного устройства.

Система подготовки ВСГ должна иметь специальную систему мониторинга состояния оборудования и газопроводов.

Газопроводы и запорно-регулирующая арматура должны быть изготовлены из материалов, позволяющих избежать водородного охрупчивания.

Должна быть перепроектирована система подготовки топливного газа, в частности потребуется разработка устройства смешения водорода и природного газа.

Потребуется разработка автоматизированной системы продувки газопроводов.

Потребуется модернизация системы автоматизированного управления котла.

Поскольку объемная теплота сгорания водорода существенно ниже, чем объемная теплота сгорания природного газа, то проходные сечения газопроводов и оборудования системы подготовки топливного газа (фильтров, запорно-регулирующей арматуры, теплообменников) должны быть увеличены по отношению к проходному сечению газопроводов, рассчитанных на работу на природном газе.

Проектирование и строительство новых котельных агрегатов на водородном топливе
При проектировании новых энергетических установок на природном газе имеет смысл закладывать технические решения, которые в будущем позволят использовать в качестве топлива водородсодержащий газ.

Кроме перечисленных выше мероприятий, которые необходимы при проведении модернизации котлов, необходимо учесть, что при увеличении в топливном газе концентрации водорода в дымовых газах будет увеличиваться доля водяного пара. Следовательно, расчет котлов необходимо проводить с учетом возможного изменения состава продуктов сгорания. На эффективность процесса конденсации водяных паров существенно влияет коэффициент избытка воздуха, с увеличением которого происходит снижение температуры точки росы. Поэтому для повышения эффективности работы конденсационного теплоутилизатора (КТУ) требуется оптимизация сжигания топлива.

Выводы

Конденсация водяных паров дымовых газов котельных агрегатов позволяет решить несколько проблем:

• снизить выбросы в атмосферу углекислого газа и водяного пара;
• уменьшить расход топлива на 10–11% при сжигании природного газа;
• получить конденсат, который может быть использован для подпитки теплосети, увлажнения воздуха, подаваемого на горение, производства водорода.

Подмешивание водорода к природному газу приведет к дальнейшему снижению выбросов в атмосферу углекислого газа, а также увеличению расхода конденсата.

Читайте также:

  
• Кто осуществляет контроль за действиями арбитражного управляющего
  
• Где хранится табель учета рабочего времени
  
• Как составить резюме газпром
  
• Как отличить согласование от несогласования
  
• Сколько в россии отказных детей