- Как добиться высокой рентабельности газопоршневых установок на пнг
- Как работают газопоршневые установки на пнг
- Легко ли добыть нефть. зачем сжигают попутный газ
- Недостатки установок на попутном газе
- Парогазовая электрическая станция (варианты)
- Попутный нефтяной газ в качестве топлива для котельных и газопоршневых электростанций
- Сжигание нестандартных видов топлива в современных наддувных горелках
Как добиться высокой рентабельности газопоршневых установок на пнг
Чтобы сделать переработку попутного газа максимально выгодной, следует помнить, что этот процесс не переносит конвейерного подхода. Если природное голубое топливо не сильно отличается в различных местностях, то ПНГ на месторождениях абсолютно разный.
Газовая смесь отличается, поскольку зависит от состава добываемой нефти, особенностей разрабатываемого месторождения и технологий перегонки нефтяного сырья. Легкой нефти сопутствуют жирные газы, содержащие большое количество тяжёлых углеводородов, а жирной — сухие и тощие, состоящие в основном из метана и этана. Чем больше в газе тяжелых компонентов, тем он жирнее.
Кроме того, попутный газ может иметь примеси азота, углекислого газа, серы и других компонентов. Поэтому для выработки электричества из побочного газового сырья нужно подобрать оптимально подходящую модель электростанции. Иногда готовые варианты приходится даже «подгонять» под ПНГ, обладающий определенными свойствами.
В противном случае оборудование будет работать неустойчиво, иметь низкий КПД и часто ломаться. Ремонт электростанции вылетает в копеечку а представьте, какими будут затраты при использовании нескольких электрогенерирующих установок, не подобранных под конкретный тип попутного газа.
Чтобы избежать проблем, берутся пробы ПНГ и изучаются свойства. После проведения анализа специалисты подберут оптимальный вариант поршневой установки.
При подборе учитываются:
- состав газовой смеси – тощий, средний, жирный, особо жирный;
- турбулентность газовой смеси при поступлении в камеру сгорания;
- особенности искрозажигания и работы клапанного аппарата двигателя;
- климатические и температурные условия работы агрегатов.
По этим данным производятся расчеты мощности и других характеристик силовых аппаратов с учетом формы и расположения камеры сгорания. Только при индивидуальном подборе, осуществляемом профессионалами, имеющими большой опыт работы, можно приобрести действительно подходящую электростанцию, которая даст высокий КПД и не выйдет из строя раньше достижения моторесурса, заявленного в паспорте.
После подбора модели, заказа, приобретения, монтажа и подключения газопоршневой установки можно будет начать экономить на электроэнергии и штрафах, а впоследствии – получать прибыль.
Как работают газопоршневые установки на пнг
Принцип действия такой электростанции похож на работу автомобильного мотора. После предварительной очистки и осушения попутный газ подается в двигатель. Различные модификации оборудования для электростанций на ПНГ работают на топливе, имеющим метановое число выше 52 м степень сжатия от 10,5 до 12,0. Чем сильнее сжимается газ, тем выше КПД двигателя и ниже расход топлива.
Газовая смесь, поступающая в камеру сгорания, после воспламенения вырабатывает механическую энергию, толкающую поршни. Поэтому такие станции называют газопоршневыми. Получившаяся механическая энергия поступает на генератор, где с помощью электромагнитной индукции преобразуется в электрическую.
Специальные устройства адаптируют вырабатываемый ток под нормы, принятые для розеток и электроприборов. Полученное электричество направляется в сеть нефтедобывающего предприятия или используется для реализации. Тепло, получающееся при сжигании ПНГ, подогревает воду, направляемую в отопительную или водопроводную систему.
Электростанции на попутном газе, часто соединяют в энергетические блоки, способные вырабатывать большой объем электрического тока. Их слаженная работа обеспечивается специальными системами контроля, вводящими и выводящими нужные агрегаты и распределяющие между ними силовую нагрузку. Такой контроль минимизирует человеческий фактор, позволяя свести к нулю количество аварийных ситуаций.
Легко ли добыть нефть. зачем сжигают попутный газ
Я занимаюсь вопросами эффективного обращения с отходами, ресурсосбережения и рационального природопользования. Я начинал свою работу в агроинженерном НИИ в Санкт-Петербурге, где участвовал в 12 российских и международных проектах по агроинженерной и экологической тематике.
Проводим серию опытов с различными видами отходов и убеждаемся, что оборудование работает. Попутно защищаем кандидатскую диссертацию по этой теме. Возвращаемся к железу. Взвешиваем недостатки, придумываем решение. Надо делать проще и надежнее. Путь известен — идем в Фонд содействия инновациям.
Недостатки установок на попутном газе
Необходимость предварительной очистки топлива от примесей. В отличие от природного газа, попутная газовая смесь содержит побочные компоненты, которые приходится удалять. Иначе возникает эффект детонации (взрывного горения) выводящего из строя двигатели и приводящего к ремонтам. Из-за высокой влажности ПНГ приходится еще и осушать.
С неочищенной газовой смесью в двигатель попадают кислоты и едкие вещества, ускоряющие износ, а в выхлопе определяется большое количество оксидов азота, превышение уровня которого губительно для природы. Поэтому попутный газ для газопоршневых установок предварительно подготавливают с помощью системы углеводной газоподготовки.
Усложнение работы агрегатов. Несмотря на предварительную подготовку, состав попутного газа, в отличие от природного, постоянно колеблется. Поэтому работающие на нем двигатели приходится оснащать системой автоматической подстройки. Это позволяет даже при падении метанового индекса до 38 не снижать выходную мощность более чем на 30%.
Контрольные датчики, которыми оборудован каждый цилиндр двигателя, регистрируют изменение температуры, объема, давления и состава газовой смеси. Микропроцессор обрабатывает полученные данные, автоматически изменяя скорость газового и воздушного потока, момент воспламенения и уводя горение из детонационной зоны.
Однако многие отечественные и зарубежные компании разработали неприхотливые двигатели, которые работают с горючим, состав которого постоянно меняется. Их можно использовать при минимальной подготовке газовых смесей.
Дорогостоящее и затруднительное сервисное обслуживание, вызванное удаленностью электростанций, хотя все затраты окупаются нулевой стоимостью используемого сырья, которое можно добывать в неограниченном объеме.
Парогазовая электрическая станция (варианты)
Полезная модель относится к теплоэнергетике. Парогазовая электрическая станция содержит сообщенную с каналом подвода попутного нефтяного газа газовую турбину, механически связанную с электрическим генератором, котел-утилизатор с отдельной газовой горелкой, сообщенный с каналом подвода попутного нефтяного газа и с отдельным каналом подвода выхлопных газов и несгоревшего в газовой турбине топлива и с паровой турбиной, которая механически связана с электрическим генератором, а газовая турбина выполнена с возможностью отключения от канала подвода попутного нефтяного газа. 1 ил.
Полезная модель относится к теплоэнергетике и может быть использовано в качестве электрических станций.
Известно устройство когенерационной установки, предназначенной для одновременного получения электроэнергии и тепла, включающей в себя двигатель внутреннего сгорания с электрогенератором на одном валу, линии подачи топлива, контур охлаждения двигателя, отопительный контур (система теплоснабжения с потребителями тепла), систему теплообменников, обеспечивающую передачу тепла охлаждающей жидкости двигателя и высокотемпературных отработанных газов в отопительный контур, и щит управления (“Строительное обозрение” //Журнал качества//, СПб., N 5 (32), май-июнь 1999, стр.16-17). Однако данное устройство обладает недостаточной эффективностью при достаточно повышенном расходе топлива.
В связи с этим появляются проекты создания небольших энергетических установок типа ТЭЦ, которые позволили бы гарантировано обеспечить электрической энергией небольшие районы, подключение которых к централизованной системе энергораспределения нецелесообразно экономически.
Добыча нефти всегда сопровождается выделением попутного нефтяного газа (ПНГ). В настоящее время большая часть ПНГ сжигается нефтяными компаниями в факелах. Такое положение вызвано тем, что затраты по транспортировке попутного нефтяного газа до газосборных сетей и его технологической подготовке (на газоперерабатывающих заводах) для передачи в газотранспортную сеть превышают ту цену, которую нефтяные компании могут получить от продажи этого газа на входе в централизованную газотранспортную сеть, т.е. сбор ПНГ является убыточным для нефтяных компаний. В то же время сжигание ПНГ в факелах наносит значительный экологический ущерб окружающей среде, в связи с чем государство постоянно поднимает штрафные санкции для нефтяных компаний, сжигающих ПНГ в факелах.
Идея по утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) через строительство энергогенерирующих установок уже повсеместно работает в России. При этом одним из основных направлений является строительство газотурбинных электростанций (ГТЭС) на базе адаптированных авиационных двигателей, либо специально разработанных газовых турбин, которые приводят в движение электрические генераторы. КПД ГТЭС составляет до 27-29%. Выхлопные газы на выходе из газовых турбин имеют температуру от 350 до 550 С° и более, а также имеют в своем составе не полностью сгоревшее топливо и кислород. Так как ПНГ для нефтяных компаний является попутным продуктом и не «стоит» денег, они не усложняют ГТЭС дополнительными технологическими надстройками, позволяющими повысить их КПД.
Также известны электрические станции, использующие парогазовый цикл, или когенерацию при выработке электрической и при необходимости тепловой энергии – парогазовые электростанции (ПГЭС). В ПГЭС высокотемпературные выхлопные газы газовых турбин используются для производства пара в котлах-утилизаторах (КУ), а пар, в свою очередь, приводит в движение паровые турбины, которые соединены с генераторами. Использование такой схемы позволяет повысить КПД ПГЭС до 50%.
Газовые турбины имеют небольшой межремонтный срок, что приводит к достаточно частому их выводу в ремонт и на регламентное обслуживание. ПГЭС стандартной схемы при этом теряют мощность по выработке электроэнергии как по газогенерации от вывода газовой турбины, так и по парогенерации от снижения количества тепла, поступающего в котел-утилизатор (КУ) от выхлопа турбин. Кроме этого на период вывода газовой турбины опять возникает необходимость сжигания в факеле избыточного ПНГ.
Например, известна экономичная тепловая электростанция (ЭТЭ) состоит из: котельной установки, в которой последовательно смонтированы теплообменники паросиловой установки (ПСУ), газотурбинного двигателя твердого топлива (ГТДТТ), аммиачной турбины. В состав ЭТЭ входят паровая турбина, аммиачная турбина, воздушная турбина теплового насоса, воздушный компрессор ГТДТТ и воздушный компрессор теплового насоса. Все турбины и воздушные компрессоры смонтированы на одном валу, причем через дисковые муфты можно отключать тепловой насос и выключать генератор электрического тока и наоборот отключать генератор электрического тока и включать тепловой насос при выработке тепла и холода. Способ работы ЭТЭ заключается в том, что горячие газы ГТДТТ после воздушной турбины ГТДТТ подаются в топку котла, причем тепло, поглощаемое теплообменником ПСУ в сумме с теплом, поглощаемым теплообменником ГТДТТ больше тепла, подводимого в топку котельной установки с угольной пылью, кроме того, тепло конденсации паров воды используется для парообразования жидкого аммиака (RU 
2099653, F25B 29/00, опубл. 1997.12.20). Решение принято в качестве прототипа для заявленного объекта.
Недостатком данной энергетической установки ее конструктивная сложность, большие габариты и необходимость в большом количестве топлива. Сложность представляет так же монтаж такой ТЭЦ по месту и ее наладка.
Настоящая полезная модель направлена достижение технического результата, заключающегося в улучшении эксплуатационных характеристик и повышении эффективности в части утилизации попутного нефтяного газа.
Указанный технический результат для первого варианта исполнения достигается тем, что парогазовая электрическая станция, содержащая сообщенную с каналом подвода попутного нефтяного газа, газовую турбину, механически связанную с электрическим генератором, снабжена котлом-утилизатором с отдельной газовой горелкой, сообщенным с каналом подвода попутного нефтяного газа и с отдельным каналом подвода выхлопных газов и несгоревшего в газовой турбине топлива и с паровой турбиной, которая механически связана с электрическим генератором, а газовая турбина выполнена с возможностью отключения от канала подвода попутного нефтяного газа.
Указанный технический результат для второго варианта исполнения достигается тем, что парогазовая электрическая станция характеризуется тем, что включает в себя два энергетических модуля, каждый из которых содержит сообщенную с каналом подвода попутного нефтяного газа газовую турбину, механически связанную с электрическим генератором, котел-утилизатор с отдельной газовой горелкой, сообщенный с каналом подвода попутного нефтяного газа и с отдельным каналом подвода выхлопных газов и несгоревшего в газовой турбине топлива, а так же паровую турбину, которая механически связана с электрическим генератором и одновременно сообщена с выходами котлов-утилизаторов обеих энергетических модулей, при этом энергетические модули сообщены с общим каналом подвода попутного нефтяного газа, а каналы подвода пара в паровые турбины сообщены между собой через регулируемый вентиль.
Указанный технический результат для третьего варианта исполнения достигается тем, что парогазовая электрическая станция характеризуется тем, что включает в себя по крайней мере два энергетических блока, каждый из которых включает по два энергетических модуля, каждый из которых содержит сообщенную с каналом подвода попутного нефтяного газа газовую турбину, механически связанную с электрическим генератором, котел-утилизатор с отдельной газовой горелкой, сообщенный с каналом подвода попутного нефтяного газа и с отдельным каналом подвода выхлопных газов и несгоревшего в газовой турбине топлива, а так же одну для каждого энергетических блока паровую турбину, которая механически связана с электрическим генератором и сообщена с общим для котлов-утилизаторов каналом подвода газа к указанной турбине, при этом все энергетические модули сообщены с общим каналом подвода попутного нефтяного газа, каналы подвода пара в паровые турбины сообщены между собой через регулируемый вентиль, а газовая турбина в каждом энергетическом модуле выполнена с возможностью отключения от канала подвода попутного нефтяного газа.
Указанные признаки являются существенными и взаимосвязаны с образованием устойчивой совокупности существенных признаков, достаточной для получения требуемого технического результата.
Настоящая полезная модель поясняется конкретным примером исполнения, который, однако, не является единственно возможным, но наглядно демонстрирует возможность достижения требуемого технического результата.
На фиг.1 – блок-схема парогазовой электростанции.
Согласно настоящей полезной модели рассматривается конструкция парогазовой электростанции, при которой обеспечивается 100% утилизация ПНГ при всех режимах ПГЭС, а также минимизируются потери в выработке электрической и тепловой энергии при выводе газовых турбин на ремонты и регламентные обслуживания. Предлагаемая схема ПГЭС содержит в своем составе активные котлы-утилизаторы, которые используют не только тепло, поступающее от выхлопа газовых турбин, но также имеют собственные газовые горелки. В нормальном режиме при параллельной работе газовой турбины котла-утилизатора паровой турбины, в котел-утилизатор дополнительно подается топливо на горелки, что позволяет дожечь несгоревшее в газовой турбине топливо и поднять температуру пара, что увеличивает паропроизводительность котла-утилизатора и позволяет установить более мощную паровую турбину. При выводе газовой турбины в ремонт или на регламент, образовавшиеся излишки топлива (ПНГ) подаются на горелки котла-утилизатора, что обеспечивает параметры пара котла-утилизатора как при нормальном режиме работы. Таким образом, для ПГЭС, выполненной по указанной схеме, потери в выработке электроэнергии снижаются только на мощность выведенной из работы газовой турбины, а выработка электроэнергии паровой турбиной и выработка тепловой энергии сохраняются в полном объеме. Также отсутствует необходимость сжигания в факеле избыточного ПНГ, который при предложенной схеме ПГЭС утилизируется в полном объеме на всех режимах работы станции, в том числе при выводе на обслуживание газовых турбин.
В качестве паровой турбины можно использовать турбины марки Т-15, 5/20, 3-5,4/02, ОАО «КТЗ» (ОАО «Калужский турбинный завод») с ЭЧСР разработки ЕФ ЗАО «Инжиниринговая компания КВАРЦ».
По первому варианту исполнения парогазовая электрическая станция (фиг.1) содержит сообщенную с каналом 1 подвода попутного нефтяного газа газовую турбину 2, механически связанную с электрическим генератором 3, котел-утилизатор 4 с отдельной газовой горелкой, сообщенный с каналом 1 подвода попутного нефтяного газа и с отдельным каналом 5 подвода выхлопных газов и несгоревшего в газовой турбине топлива и с паровой турбиной 6, которая механически связана с электрическим генератором 7, а газовая турбина выполнена с возможностью отключения от канала подвода попутного нефтяного газа. Такая конструкция может представлять собой отдельный энергетический модуль 8. С модулем сообщена дымовая труба 9.
Парогазовая электрическая станция (по второму варианту исполнения) может быть составлена из двух энергетических модулей 8 и 10, каждый из которых содержит сообщенную с каналом подвода попутного нефтяного газа газовую турбину, механически связанную с электрическим генератором, котел-утилизатор с отдельной газовой горелкой, сообщенный с каналом подвода попутного нефтяного газа и с отдельным каналом подвода выхлопных газов и несгоревшего в газовой турбине топлива. Для таких модулей можно использовать одну паровую турбину 6, которая механически связана с электрическим генератором 7 и одновременно сообщена с выходами 11 котлов-утилизаторов 4 обеих энергетических модулей, при этом энергетические модули сообщены с общим каналом 1 подвода попутного нефтяного газа, а каналы подвода пара в паровые турбины сообщены между собой через регулируемый вентиль 12.
Парогазовая электрическая станция (по третьему варианту исполнения) может включать в себя по крайней мере два энергетических блока 13 и 14, каждый из которых включает по два энергетических модуля, например, модули 8 и 10, выполненных по примеру второго варианта. Для каждого энергетических блока предусмотрена одна паровая турбина, которая механически связана с электрическим генератором и сообщена с общим для котлов-утилизаторов каналом подвода газа к указанной турбине, при этом все энергетические модули сообщены с общим каналом подвода попутного нефтяного газа, каналы подвода пара в паровые турбины сообщены между собой через регулируемый вентиль 12, а газовая турбина в каждом энергетическом модуле выполнена с возможностью отключения от канала подвода попутного нефтяного газа.
Настоящая полезная модель промышленно применима, может быть реализована с использованием технологий, используемых при изготовлении газотурбинных установок и систем формирования горячих газовых потоков.
1. Парогазовая электрическая станция, содержащая сообщенную с каналом подвода попутного нефтяного газа газовую турбину, механически связанную с электрическим генератором, отличающаяся тем, что она снабжена котлом-утилизатором с отдельной газовой горелкой, сообщенным с каналом подвода попутного нефтяного газа и с отдельным каналом подвода выхлопных газов и несгоревшего в газовой турбине топлива и с паровой турбиной, которая механически связана с электрическим генератором, а газовая турбина выполнена с возможностью отключения от канала подвода попутного нефтяного газа.
2. Парогазовая электрическая станция, характеризующаяся тем, что включает в себя два энергетических модуля, каждый из которых содержит сообщенную с каналом подвода попутного нефтяного газа газовую турбину, механически связанную с электрическим генератором, котел-утилизатор с отдельной газовой горелкой, сообщенный с каналом подвода попутного нефтяного газа и с отдельным каналом подвода выхлопных газов и несгоревшего в газовой турбине топлива, а также паровую турбину, которая механически связана с электрическим генератором и одновременно сообщена с выходами котлов-утилизаторов обоих энергетических модулей, при этом энергетические модули сообщены с общим каналом подвода попутного нефтяного газа, а каналы подвода пара в паровые турбины сообщены между собой через регулируемый вентиль.
3. Парогазовая электрическая станция, характеризующаяся тем, что включает в себя по крайней мере два энергетических блока, каждый из которых включает по два энергетических модуля, каждый из которых содержит сообщенную с каналом подвода попутного нефтяного газа газовую турбину, механически связанную с электрическим генератором, котел-утилизатор с отдельной газовой горелкой, сообщенный с каналом подвода попутного нефтяного газа и с отдельным каналом подвода выхлопных газов и несгоревшего в газовой турбине топлива, а также одну для каждого энергетических блока паровую турбину, которая механически связана с электрическим генератором и сообщена с общим для котлов-утилизаторов каналом подвода газа к указанной турбине, при этом все энергетические модули сообщены с общим каналом подвода попутного нефтяного газа, каналы подвода пара в паровые турбины сообщены между собой через регулируемый вентиль, а газовая турбина в каждом энергетическом модуле выполнена с возможностью отключения от канала подвода попутного нефтяного газа.
Попутный нефтяной газ в качестве топлива для котельных и газопоршневых электростанций
Можно ли применять для разработки раздела газоснабжения СП 62.13330.2022, если для газоиспользующего оборудования (котельная, газопоршневая электростанция) в качеств топлива используется попутный нефтяной газ?
Согласно п.1 СП 62.13330.2022 в качестве топлива может использоваться только природный и сжиженный углеводородный газ.
Экспертиза, согласно п.1 СП 62.13330.2022, требует исключить раздел газоснабжения т.к. неверно идентифицировать объект как система газопотребления при использовании в качестве топлива попутного нефтяного газа.
Сжигание нестандартных видов топлива в современных наддувных горелках
С. Зотов, к.т.н., генеральный директор ООО «Тепломега»
Для беспроблемного качественного сжигания нестандартного топлива, например, СГК, нужна нестандартная или заказная горелка. На первый взгляд, она стоит намного дороже дизельной, однако окупится очень быстро, что подтверждают приведенные в статье расчеты.
Серийно производимые наддувные горелки, как правило, рассчитаны на определеные виды топлива, удовлетворяющие соответствующим стандартам: природный газ, сжиженный пропан, дизельное топливо, а также мазуты различных марок. При возможности или необходимости сжигать топливо нестандартное у потребителя есть два пути: привести топливо в рамки подходящего стандарта или приобрести горелочное устройство, изготовленное по специальному заказу. Очевидно, что оба пути связаны с дополнительными затратами, в первом случае – операционными, складывающимися из расходов на очистку, сепарацию и так далее, во втором – капитальными, обусловленными более высокой ценой заказного оборудования по сравнению с серийным.
Бывают, однако, ситуации, когда дополнительные затраты недопустимы: нестандартное топливо проще сжечь в факеле, как до сих часто поступают с попутным газом в местах добычи нефти. К тому же очевидно, что на любое нестандартное топливо всегда найдется серийная горелка, с помощью которой это топливо можно «худо-бедно» сжечь.
Поэтому вопрос можно поставить следующим образом: насколько применимо серийное оборудование для сжигания нестандартного топлива, и какие характеристики сгорания будут отличаться от гарантируемых производителем горелки?
Пример, который напрашивается первым, – это попутный нефтяной газ (ПНГ). Он представляет собой смесь газообразных углеводородов, растворенных в нефти и выделяющихся из нее на всем ее пути от скважины до НПЗ и далее – в процессе ее переработки. Состав ПНГ сильно различается не только у разных месторождений, но и в зависимости от степени их выработанности. Основные компоненты попутного газа – метан (30–90%), этан (до 10%), пропан (12–20%) и бутан (суммарно оба изомера – от 0,4 до 18%). Кроме того, в состав ПНГ в небольших количествах может входить широкий перечень более тяжелых углеводородов, а также не относящиеся к углеводородам сероводород и меркаптаны, углекислый газ, азот, гелий и аргон. Ввиду того, что для нефтедобывающих компаний ПНГ – это побочный продукт, который нельзя продать, не вложив сначала денег в его переработку, значительная часть ПНГ до сих пор сжигалась в факелах прямо на месторождениях (рис. 1).
Рис. 1. Официальная статистика использования ПНГ в России в 2022 г.
Действующее в настоящее время Постановление Правительства РФ №1148 от 08.11.2022 стимулирует нефтедобывающие компании к более разумному использованию ПНГ (сжигание в факелах более 5% получаемого газа наказывается штрафами). Поэтому может оказаться выгоднее сжигать ПНГ хоть как-нибудь, пусть не очень эффективно, но в топке котла.
Чтобы понять, насколько параметры горения ПНГ отличаются от параметров горения ближайшего по свойствам стандартного топлива, природного газа, рассчитаем их для ПНГ, содержащего 60% метана, 6% этана, по 12% пропана и смеси изомеров бутана, а также суммарно 5% всех изомеров пентана. Результаты расчетов представлены в табл. 1.
Таблица 1
Вид топлива | Удельный расход газа, нм3/ч·кВт | Расход воздуха для горения при Кизб=1 нм3/ч·кВт | Объемный поток дымовых газов нм3/ч·кВт | Содержание СО2 в дымовых газах при Кизб=1 |
|---|---|---|---|---|
Природный газ (G20) | 0,10 | 0,95 | 1,05 | 12,3% |
Попутный нефтяной газ | 0,06 | 0,94 | 1,03 | 13,7% |
Как видно из таблицы, для сжигания ПНГ вполне могут быть использованы стандартные газовые горелки. Тем не менее, хоть технической проблемы здесь и нет, скорее всего, есть проблема логистическая, ведь в местах, где ПНГ доступен и практически бесплатен, как правило, нет большой потребности в генерации тепла.
У газовых промыслов также есть побочный продукт, это – газовый конденсат, жидкая смесь углеводородов, выделяемая из природного газа при его добыче на газоконденсатных месторождениях. Различают сырой (нестабильный) и стабильный газовый конденсат (СГК), остающийся после извлечения из сырого газового конденсата растворенных в нем газов метан-бутановой фракции. Основная сфера использования СГК – нефтехимия, однако на рынке ряда регионов довольно велико предложение поставок СГК в качестве топлива. При этом, хоть на состав и свойства СГК и разработан ГОСТ, стандартным топливом его назвать нельзя ввиду довольно большого разброса состава и свойств от месторождения к месторождению. Основной мотив использования СГК в этом качестве – обусловленная низкой себестоимостью цена, которая почти в два раза ниже цены дизельного топлива в том же регионе.
По удельной теплотворной способности СГК лишь немного уступает дизельному топливу (8,4 кВт·ч/л против 10 кВт·ч/л). При всех отличиях в составе общим для СГК различного происхождения можно считать то, что они представляют собой в основном смесь бензина и керосина. Соответственно, плотность СГК должна находиться в промежутке между 700 и 800 г/л, а вязкость при 20оС – где-то в промежутке между 0,55 сСт (нижняя граница для бензина) и 4,5 сСт (верхняя граница для керосина). Насос и форсунки горелок стандартного исполнения рассчитаны на дизельное топливо с вязкостью до 6 сСт при 20оС, поэтому работа серийной горелки на СГК может повлечь проблемы как с топливным насосом, так и с качеством сжигания.
Выходит, что для беспроблемного качественного сжигания СГК нужна нестандартная, или заказная горелка, в которой применен насос с низким напором, а необходимое качество распыления топлива при меньшем давлении обеспечивается за счет использования атомизатора, или распылителя, работающего на сжатом воздухе.
Понятно, что такая горелка оказывается в три, а то и в четыре раза дороже стандартной дизельной. Чтобы понять, насколько привлекательным в таком случае может быть переход с дизельного топлива на СГК, рассмотрим аспект окупаемости: пусть стоимость СГК и дизельного топлива составляют, соответственно, 20 и 36 руб. за литр (что недалеко от реальных цен). Тогда каждый кВт∙ч энергии, выработанной при сжигании СГК, оказывается на 1,2 руб. дешевле, чем при сжигании дизельного топлива. Если на котел производительностью в 1000 кВт вместо стандартной дизельной горелки стоимостью 200 тыс. руб. установить горелку специального исполнения для СГК стоимостью 800 тыс. руб., то дополнительные капитальные затраты окупятся всего за 500 часов работы котла на полной мощности.
Статья из журнала «Промышленные и отопительные котельные и мини-ТЭЦ», №5/2022
вернуться назад
