Методы получения и хранения моторного топлива из биогаза и свалочного газа
Методы получения и хранения моторного топлива из биогаза и свалочного газаВелицко В.В., Фонд содействия экономическому развитию им. Байбакова Н.К.
Всероссийская конференция «Зеленые технологии - путь решения проблем изменения климата и сохранения окружающей среды», Москва, 8 - 9 ноября 2012 года, Министерство энергетики Российской Федерации.
Существующие технологии использования биогазов, т.е. горючих газов биологического происхождения, таких как биогаз анаэробного или анаэробно-аэробного сбраживания в метантенках, а также газа мусорных свалок (ГМС), подразделяются на два основных направления. К первому направлению относятся технологии получения из выработанного или собранного биогаза электрической энергии, а при наличии потребителей тепла - и тепловой энергии. Вторым основным способом применения биогаза является кондиционирование биогаза до его соответствия по характеристикам ископаемому природному газу (ИПГ), поставляемому потребителям в виде компримированного природного газа (КПГ) [1] или сжиженного природного газа (СПГ) [2], которые относятся к квалифицированным моторным топливам.
Сырьём для производства биогаза могут являться сельхозотходы, а также иные органические отходы, осадок сточных вод очистных сооружений, а также твёрдые бытовые отходы (ТБО), в ходе микробиологической деградации, разлагающиеся на полигонах ТБО с выделением ГМС или же перерабатываемые в метантенках, аналогично другим биоразлагаемым органическим отходам. Основным целевым компонентом вырабатываемого биогаза является метан биологического происхождения (биометан), аналогичный по своим характеристикам метану, входящему в состав ПНГ. При этом дополнительным продуктом жизнедеятельности бактерий, производящих биометан является диоксид углерода, а газ мусорных свалок содержит в себе ещё и азот, входящий в состав воздуха, подсасываемого системой сбора газа мусорных свалок. Учитывая, что максимальное объёмное содержание метана в биогазе доходит до 73 - 75 % [3, 4], теплота сгорания вырабатываемого биогаза ниже теплоты сгорания ИПГ [1, 2].
Исходя из вышесказанного, преимущественное использование биогаза на месте его производства обусловлено как невозможностью, без предварительного кондиционирования, направить биогаз в газопроводы ИПГ, так и сложностью сооружения протяжённых специализированных газопроводов, которые обеспечили бы транспортировку биогаза непосредственно к потребителям, обеспечивающим полное потребление всей электрической и тепловой энергий, производимых на биогазовых мини-ТЭЦ. В этой связи, зачастую, локальное потребление биогаза сопряжено с рядом сложностей, таких как:
• отсутствие необходимой тепловой нагрузки во внеотопительный сезон;
• необходимость транспорта значительной части выработанной электроэнергии по изношенным сельским электросетям;
• более высокие капитальные и эксплуатационные затраты в связи незначительной мощностью установленной мини-ТЭЦ по причине сложности сбора биогаза от нескольких источников в сравнении со сбором биогаза от нескольких источников на централизованную мини-ТЭЦ.
Подача биогаза в существующую газотранспортную инфраструктуру сопряжена с необходимостью кондиционирования биогаза до соответствия параметрам КПГ или СПГ. Кондиционирование биогаза с применением существующих технологий заключается в последовательной его очистке от примесей, таких как диоксид углерода, сероводород, а также азот, удаление которого представляет наибольшую сложность при очистке газа мусорных свалок. После получения очищенного метана производится его осушка и компримирование, необходимые как с целью подачи полученного биометана в газопровод или в автомобильные газонаполнительные компрессорные станции (АГНКС), так и с целью его ожижения. При этом наиболее капиталоёмки и энергозатратны установки по получению биометана из газа мусорных свалок, что связано с низкими температурами кипения метана и азота, требующими применения технологии криогенного ожижения метана. Задача очистки биогаза от азота актуальна в связи с тем, что, как показано на рис. Рис. 1, производство биогаза в странах ЕС преимущественно состоит из сбора газа мусорных свалок.
Рис. 1. Производство биогаза в странах ЕС, тыс. тонн нефтяного эквивалента [5].
(По убывающей: газ мусорных свалок, биогаз из биомассы, газ сточных вод)
В этой связи с высокой себестоимостью очистки, производство биометана из возобновляемых источников требует применения мер государственной поддержки т.к., биометан неконкурентоспособен даже с ИПГ, поставляемым по магистральным газопроводам. Указанные технологические сложности и высокаие энергозатраты при очистке привели к тому, что закупочная стоимость биометана, соответствующего по своим характеристикам ИПГ, транспортируемому по газопроводам, в странах ЕС лежит в пределах 1 000 - 1 200 $ за 1 000 Нм³ при стоимости ИПГ, поставляемого по газотранспортной инфраструктуре, на уровне 500 $/1 000 Нм³ [6].
Учитывая, что на фоне стимуляции производства квалифицированных горючих (к которым относится и биометан) из возобновляемых источников, рассматриваются возможности снижения господдержки биогазовых энергетических установок, становится особенно актуальным увеличение рентабельности производства биогазовых установок. Увеличение рентабельности их работы может обеспечиваться как снижением производственных издержек, так и увеличением отпуска товарной продукции, к которой относятся электроэнергия, тепло и горючее в виде компримированного или сжиженного метана, аналогичного КПГ и СПГ (далее указанные аббревиатуры, для минимизации дублирующихся определений, будут применяться к компримированному и, соответственно, сжиженному биометану).
Способ увеличения рентабельности реализации тепловой и электрической энергий заключается в максимальном приближении их производства к потребителям, что как минимизирует затраы на транспорт продукции потребителям, так и снизит энергопотери в коммуникациях, а также минимизирует капитальные затраты в сооружение электрических сетей и теплотрассы. Сложность здесь заключается в том, что потребуется сооружение газопровода для биогаза, что может быть не всегда целесообразны в связи с необходимостью землеотвода, значительным расстоянием об биогазовой установки полигона ТБО до потребителя и наличием инфраструктуры на кратчайшем пути прокладки газопровода.
Увеличение рентабельности производства КПГ и СПГ из биогаза лежит в сфере снижения себестоимости его производства, что может быть сопряжено как с увеличением EROEI (ratio of Energy Return On Energy Invested - отношение полученной энергии к затраченной энергии), так и применением более дешёвой энергии для компримирования и/или ожижения биометана.
Рентабельность транспорта к потребителю и рентабельность производства КПГ и СПГ из биогаза может быть увеличена путём использования предлагаемой инновационной технологи очистки метана, обеспечивающей одностадийное выделение метана из биогаза. Технология производства КПГ и СПГ включает одностадийное выделение из биогаза целевого продукта - биометана и его перевод в гидрат метана, являющийся твёрдым соединением метана и воды. Процесс осуществляют, охлаждая и сжимая биогаз и смешивая его затем с водой. Полученный твёрдый гидрат метана механически сепарируют от газообразных примесей и сохраняют как концентрат моторного топлива или направляют на переработку в КПГ и/или СПГ, которые используют аналогично КПГ и СПГ, полученным из ИПГ [7]. Объёмы производства биометана и гидрата метана из биогазов приведены в Таблице 1.
Таблица 1.Эффективность выделения метана из биогазов
Один кубометр гидрата метана при плотности ~ 970 кг/м³ содержит порядка 164 Нм³ метана, что эквивалентно сжатию метана до ~ 200 ати. Высокая энергоёмкость 1,7 кВт•ч/кг, а также стабильность при атмосферном давлении и сравнительно небольшой отрицательной температуре - 29 °С [8] делают гидрат метана более дешёвой и безопасной альтернативой КПГ и СПГ при использовании в качестве моторного топлива [9].
Объёмное энергосодержание гидрата метана на уровне компримированного метана, а также удельный вес гидрата метана, находящегося в изотермическом контейнере, сопоставимый с удельным весом КПГ при ~ 200 ати, с учётом веса газобаллонного оборудования, а также высокая безопасность гидрата метана в сравнении с КПГ и СПГ демонстрируется на фотографии (Рис. 2), делают гидрат метана удобной и безопасной формой транспортировки биометана в случае «первой мили» транспортировки, особенно при поставке близлежащим потребителям в районах с развитой инфраструктурой, где затруднительна прокладка газопроводов.
Рис. 2. Горение гидрата метана на воздухе [10].
Технологическая схема установки по переработке углеводородсодержащих газов в гидрат метана приведена на Рис. 3.
Рис. 3. Схема технологической установки по газогидратному разделению биогаза [6].
В соответствие со схемой (Рис. 3) перерабатываемый биогаз (1), поступает в детандер-компрессорный агрегат (ДКА), где производится его сжатие и охлаждение. Далее из газа сепарируются углеводороды С3 и выше (3) (при их наличии), а также, при необходимости, вода. Охлаждённый газ без механических примесей и конденсата поступает в модуль по производству гидрата метана, где, смешиваясь с водой, образует гидрат, механически отделяемый в сепараторе от газообразных примесей. Из примесей, таких как CO2, азот и прочие газы рекуперируются холод, а также избыточное давление, используемое в детандер-генераторной установке для выработки электроэнергии (4). Через катализатор примеси сбрасываются (5) в атмосферу.
Полученный таким образом гидрат метана, при необходимости может накапливаться в изотермических контейнерах, например во внеотопительный сезон и расходоваться для нужд топливо,- и энергоснабжения, например, в отопительный сезон, когда производство биогаза может быть снижено и/или увеличится потребность в горючем.
На базе газогидратной технологии также возможно производство метана из низкосортных горючих, таких как различная биомасса, отходы деревозаготовки и деревопереработки, торф, низкосортные угли, сланцы, ТБО и т.п. Суть разработанной технологии заключается в газификации низкосортного горючего воздухом, последующем синтезе из полученного газогенераторного газа метана и последующем одностадийном выделении метана из полученных продуктов синтеза. Выделение метана здесь полностью аналогично вышеуказанному процессу выделения метана из биогаза.
В КПГ и СПГ газогидрат перерабатывается с использованием разработанного газогидратного термодинамического цикла (ГГТЦ) путём термического разложения гидрата метана, в результате чего давление метана превышает 700 ати, 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, применяемым в большинстве известных установок по производству СПГ (циклы Линде, Капицы и т.п.), при этом не требуя дополнительных затрат на компримирование. При реализации ГГТЦ будет вырабатываться энергия на уровне 200 кВт•ч на каждую 1 000 Нм³ перерабатываемого метана в час при ожижении от 60% и более метана, содержащегося в газогидрате.
Остаточный газообразный метан, например с давлением на уровне 55 ати, может подаваться в газопровод. При этом положительным эффектом будет то, что в газообразном метане, подаваемом в газопровод, практически будут отсутствовать нежелательные примеси, такие как азот, что не будет дополнительно лимитировать долю метана, перерабатываемого из газогидрата в СПГ.
Технологическая блок-схема производства гидрата метана из низкосортных горючих приведена на Рис. 4 Позиции по Рис. 4:
1. заготовка сырья,
2. транспорт гидрата метана на переработку,
3. выработка электроэнергии,
4. выработка тепла,
5. выработка летучих зол,
6. сброс очищенных отходящих газов.
С учётом вышесказанного, применение газогидратной технологии для выделения метана как из биогазов, так и для переработки низкосортных горючих позволяет обеспечить комплексное достижение следующих эффектов: простое выделение, безопасный транспорт, локальное топливоснабжение автопарка и энегоизбыточная переработка газогидрата в КПГ и СПГ.
Рис. 4. Схема технологической установки по переработке низкосортных горючих в гидрат метана [6].
Данная технология может быть нацелена на широкое использование при разделении, компримировании и ожижении практически любых углеводородсодержащих газов, что позволяет использовать её начиная от биогазов и сланцевых газов вплоть до ожижения КПГ, проставляемого по магистральным газопроводам.
По предварительным оценкам реализация данной технологии на территории 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, перерабатывающих и добывающих производств, а также 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 как в регионах производства метана по газогидратной технологии, так и в близлежащих регионах.
Литература
1. СТО 089-2010 «Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия».
2. ТУ 51-03-03-85 «Газ горючий природный сжиженный. Топливо для двигателей внутреннего сгорания. Технические условия».
3. Egan Archer, BEng, MSc, PhD, AMIChemE; Adam Baddeley, MSc; Alex Klein, BSc, MSc; Joe Schwager, BA, MICM, AMIMC, MCIWM; Kevin Whiting, BEng, PhD, CEng, FIChemE Technology & Business Review. Mechanical-Biological-Treatment: A Guide for Decision Makers Processes, Policies and Markets. Annexe D, Process Reviews // Juniper Consultancy Services Ltd, March 2005, Version 1.0, p.D-130.
4. Веденев А.Г., Веденева Т.А. Руководство по биогазовым технологиям // Европейская комиссия. Программа «окружающая среда и устойчивое управление природными ресурсами, включая энергию», Проект по внедрению микро ГЭС и биогазовых технологий в Кыргызской республике, Бишкек, 2011, 84 с.
5. 5.35 MTOE Valorised in European Union in 2006 // Systemes Solaires - Le Journal des Energies Renouvelables, №179, Biogas Barometer - May 2007, p.51-61.
6. Велицко В.В. Выработка сжиженного метана из низкосортных горючих с применением газогидратной технологии // IV конференция «ТРИЗ. Практика применения методических инструментов» Сборник докладов // М., 2012, с.27-34.
7. Велицко В.В. Одностадийное получение сжиженного и сжатого метана из биогаза и газа мусорных свалок для использования в качестве моторного топлива // Материалы XVIII Международной конференции «Экологическое образование и просвещение для устойчивого развития: РИО + 20», Секция 5: «Образование в области использования энергопотенциала биологических отходов», М., 27-28 июня 2012.
8. Хавкин А.Я. Наноявления и нанотехнологии и добыче нефти и газа // М. - Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2010, 692 с.
9. Велицко В.В., Хавкин А.Я. Очистка шахтного воздуха от метана с применением газогидратных технологий // Естественные и технические науки, 2012, №1, с. 149-161.
10. Klinkhammer G. Фотография горения гидрата метана // Интернет, Oregon State University’s College of Oceanic and Atmospheric Sciences.