CC BY
218
АГРОПРОМЫШЛЕННАЯ ИНЖЕНЕРИЯ
УДК 620.95:621.6
ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА И ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ УЛУЧШЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЬСКИХ СВОЙСТВ БИОГАЗА
Д.В. Костромин, кандидат технических наук Поволжский государственный технологический университет
В статье изложены материалы, посвященные обоснованию выбора и условиях применения мембранно-абсорбционного метода газоразделения и последующей осушки биогаза, применяемого для улучшения его потребительских свойств.
Ключевые слова: биогаз, абсорбция, влажность, осушка.
Широкомасштабное внедрение биогазовых технологий, в области производства и использование биологического газа (биогаза) требует использования технологий очистки и переработки биогазов на коммерчески ценные компоненты. Получаемые в результате анаэробной переработки газовые продукты являются многокомпонентными смесями, содержащими кроме полезных энергоносителей, также и третьи газы, снижающие удельную массовую калорийность топлива (например, углекислый газ, пары воды) или являющиеся токсичными (сероводород, аммиак и др.). Сами по себе третьи газы могут оказаться достаточно ценными для практического использования (например, двуокись углерода).
В настоящее время доведен до практической реализации и внедрен ряд технологий очистки биогаза от кислых примесей (СО2), основанных на мембранноабсорбционном методе [5]. Мембранно-контакторная абсорбционная установка (рис. 1) содержит два контакторных устройства - абсорбер 1 и десорбер 2, которые содержат полости 3 для протекания газа и полости 4 для протекания жидкости, разделенные мембраной 5, которая пропускает газы и не пропускает жидкость. Мембрана может быть пористой или полимерной, обладающей селективными свойствами по пропусканию различных газов. Поток очищаемого газа 6 проходит абсорбер 1, в котором в поток абсорбирующей жидкости 6 через мембрану проникают удаляемые газовые компоненты (диоксид углерода). Далее поток жидкости с помощью насоса 7 поступает в контакторный десорбер 2, где поглощенные компоненты, проникая через мембрану, выделяются из жидкости и удаляются в потоке 8.
1 м полезной площади мембраны контакторного устройства-абсорбера при входящем потоке очищаемого биогаза 50 л/час возможно понизить концентрацию диоксида углерода от 40 % объемных до величины на уровне 1 %. При этом в качестве абсорбирующей жидкости использовалась дистиллированная вода с расходом 100 л/час. Если в очистной установке использовать рециркуляционное мембранно-контакторное очистное устройство, в котором в контакторном десорбере, аналогичном абсорберу, проводится очистка абсорбента от поглощенного диоксида углерода и абсорбент в очищенном виде возвращается на вход абсорбера, то в получаемом продукте концентрация диоксида углерода может быть снижена до уровня 5 % и ниже. Согласно существующим нормативам [6], требования по содержанию диоксида углерода в топливных газах составляют его объемную концентрацию ниже 5 об.%.
№ 4 (28, 2012
<
4
5
нагрев охлаждение
5
Рисунок 1 - Обобщенная схема мембранно-контакторной очистной установки
Основным недостатком абсорбционных методов очистки биогазовых топлив от кислых компонентов является то, что получаемый продукт всегда имеет высокую относительную влажность. При использовании в контакторах в качестве границы раздела фаз пористых мембран, через их поры в очищаемый газ происходит испарение воды из абсорбента, а при использовании полимерных мембран селективный полимерный слой является высокопроницаемым для паров воды. Проницаемость паров воды для большинства полимерных мембран составляет
4 2
величины на уровне 10 л/м /атм/час, что приводит к тому, что очищаемый газ на выходе из абсорбера будет иметь относительную влажность, близкую к 100 %.
В таких количествах присутствие паров воды и остатков диоксида углерода (мембранно-абсорбционные, на практике не способны реализовать полную 100 % очистку от СО2) уже могут повлиять на такое потребительское свойство биотоплива, как его теплота сгорания. Согласно нормативным требованиям [3], низшая теплота
3 3
сгорания топлива должна составлять 31,8 МДж/м (или 7600 ккал/м ). При этом высшее число Воббе (отношение теплоты сгорания газа к квадратному корню относительной плотности при стандартных условиях) должно находиться в пределах
33
41,2 - 54,5 МДж/м (или 9850 - 13000 ккал/м ). Минимальная теплота сгорания газового топлива определяется в соответствии с общими требованиями, регламентируемыми нормативными документами [4].
Кроме теплоты сгорания, присутствие паров воды оказывает влияние на такое свойство биогаза, как технологичность его использования. В соответствии с нормативными документами, топливный газ считается влажным, если концентрация паров воды превышает 0,005 об.% [4, 6].
Вредное действие вызывает не сам водяной пар, а его жидкая или твердая фазы, которые образуются в биогазе при его сжатии или при охлаждении. Присутствие водяного пара в биогазе влияет на безопасность и эффективность транспорта и распределения газа. Наличие жидкой воды в биогазе почти всегда усиливает коррозию трубопроводов и других металлических элементов (в особенности в присутствии следов сероводорода и остатков диоксида углерода), а
образование льда или твердых гидратов может привести к забиванию арматуры и газопроводов. Г идраты представляют собой кристаллические вещества, образованные ассоциированными молекулами углеводородов и воды. Гидраты природных газов на основе метана внешне похожи на мокрый спрессованный снег, переходящий в лед. Скапливаясь в газопроводе, они могут вызвать частичную или полную его закупорку. Водяные пробки также могут препятствовать транспорту газа. Кроме того, присутствие водяных паров не позволяет производить сжатие и закачку биогазов в баллоны высокого давления, поскольку происходит образование жидкой воды со всеми вытекающими последствиями - коррозия баллонов и выдача из них потребителю «мокрого» биогаза со 100 % относительной влажностью.
Содержание паров воды в биогазе, как и в любых других газах, характеризуется влажностью, которая имеет несколько различных основных единиц
измерения: парциальное давление паров воды Рн о (Па); объемная концентрация С, (%); абсолютная влажность (влагосодержание mH о, характеризующее массу
воды, содержащуюся в единице объема смеси биогаз-пары воды (г/м3); относительная влажность RH (%) - отношение парциального давления паров воды к максимально-возможному равновесному давлению при данной температуре, при
котором начинается конденсация (к давлению насыщенных паров PHI о ).; точка
росы ^ - температура при данном давлении, до которой должен охладиться биогаз,
чтобы содержащийся в нём водяной пар достиг состояния насыщения и начал конденсироваться в воду.
Все перечисленные выше величины влажности связаны между собой через
зависимость от температуры и давления насыщенного пара воды PH о ({), которая
имеет довольно сложный характер. Зная эту зависимость и, например, парциальное
давление пара воды Рн о > а также температуру, можно вычислить
с = РН0 /Р *100, % (1)
тН0 = С/100*1000/22,4*18 (2)
^ = Ри,о/Рн,о(0'100 (3)
где Р - давление в биогазе.
Точка росы для данного парциального давления водяного пара находится либо из табличных данных [2], либо графически, как температура на оси абсцисс, соответствующая рассматриваемой точке на графике кривой давления насыщенного пара от температуры (рис. 2, полученный обработкой опубликованных табличных данных).
Абсолютное влагосодержание в биогазе, насыщенном водяным паром, при различных эксплуатационных давлениях и температурах, можно определить из диаграммы, приведенной на рисунке 3. Диаграмма построена на основе данных работы [1] для природного газа, который по составу идентичен биогазу (содержит метан, пары воды и небольшое количество диоксида углерода). На диаграмме показана линия образования гидратов. Левее этой линии для заданного давления при охлаждении биогаза происходит его гидратообразование.
***** ИЗВЕСТИЯ ***** № 4 (28) 2012
HИЖHEВOЛЖCKOГO AГРOУHИВEРCИTETCKOГO KOМПЛEKCA
Температура, градусы Цельсия
Рисунок 2 - Зависимость давления насыщенного пара воды от температуры
Содержание воды обычно определяется в пересчете на температуры точки росы воды при определенном парциальном давлении паров воды. Для предотвращения образования конденсата и намораживания, точка росы при выдаче и транспортировке газа должна быть ниже температуры самого газа. Наличие в газе жидкой фазы воды на практике не допускается. Часто для обобщенных первичных оценок качества переработки биогаза можно полагать, что содержание паров воды должно соответствовать точке росы, более низкой, чем средняя климатическая температура в зимний период для данного региона.
Рисунок З - Абсолютное влагосодержание в биогазе, насыщенном парами воды, в зависимости от температуры и давления.
Цифры на линиях - давление биогаза (МПа): 1-Q, 1; 2 - Q^5; З - Q,7; 4 - 1,4.
Пунктирная линия 5 - линия образования твердых гидратов Другим важным для практики критерием влажности биогаза является абсолютное влагосодержание mH о , по величине которого можно сделать оценки по
скорости конденсирования и намораживания воды в трубопроводе в тех случаях, когда по разным причинам точка росы будет превышать температуру газа (т.е. биогаз на 100 % насыщен водяными парами). В этом случае количество осажденной воды на 1 м3 биогаза при его охлаждении на определенную величину температуры и при заданном давлении будет определяться разницей между ординатами на графике.
В недавних публикациях уже появилась информация о возможности применения мембранно-контакторных технологий для осушки биогазовых топлив и некоторые экспериментальные и расчетные данные по оценке технологических параметров осушки [7]. В рассмотренной в статье схеме при осушке предварительного очищенного от диоксида углерода биогаза в качестве сорбента использовался водный 40 % раствор соли LiCl. Рабочая температура равнялась 18 оС. Для достижения максимальной осушки при данной температуре поток жидкости оказывается примерно равным и даже ниже потока осушаемого газа.
Единственным недостатком абсорбции является то, что при ее использовании не может быть достигнута столь низкая влажность, например, величина точки росы. Реально достигаемая точка росы может составлять величины минус 30 - минус 40 оС. На практике при осушке биогазовых топлив в большинстве случаев этого вполне достаточно для того, чтобы транспортировать топливо в зимних условиях и производить закачку в баллоны среднего давления (до 5-7 МПа) [2].
При осушке биогазовых топлив мембранно-контакторные осушители должны обладать теми же преимуществами, как и при очистке от диоксида углерода -отсутствие контакта между жидкостью и газом, которое предотвращает вспенивание жидкости, а самое главное - обеспечивать малый механический унос сорбента. Кроме того, преимуществом является то, что в мембранно-контакторных осушителях исключена возможность образования интенсивных турбулентных двухфазных потоков, которые усиливают коррозию. Процесс осушки в мембранно-контакторных устройствах в отдельных случаях может проводиться в изотермических условиях (температура в абсорбере и десорбере одинакова), а регенерация (удаление воды из абсорбента) проводится вакуумной откачкой, что при использовании границы раздела фаз в виде полупроницаемой мембраны является более технологичным.
Таким образом, в основе технического решения по улучшению потребительских свойств биогаза должен лежать метод очистки биогазового топлива и последующая его осушка в едином технологическом процессе, на основе только мембранно-контакторных методов.
Работа выполнена в рамках при финансовой поддержке Министерства образования и науки РФ (гран Президента РФ МК-3710.2012.8)
Библиографический список
1. Артур, Л. Очистка газа. Государственное научно-техническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы [Текст]/ Л. Артур, С. Коуль, Фред Ризенфельд. 1962 г. - С. 263-264.
2. ГОСТ 20060-83. Газы горючие природные. Методы определения содержания водяных паров и точки росы влаги.
3. ГОСТ 5542-87. Газы горючие природные для промышленного и коммунальнобытового назначения.
4. ГОСТ Р 8.577-2000 Государственная система обеспечения единства измерений. «Теплота объемная (энергия) сгорания природного газа. Общие требования к методам определения».
5. Разработка и исследование работы мембранно-абсорбционной газоразделительной системы обеспечивающей улучшение потребительских свойств биогаза [Текст]/ Ю.Н.
Сидыганов, Д.Н. Шамшуров, Д.В. Костромин, Е.В. Левин, А.Ю. Окунев //Известия СПбГАУ. - 2011. - № 23. - С. 377-384.
6. Стандарт КО: 14532:2001, ФГУП «СТАНДАРТИНФОРМ», Рег. № 2307 Группа МКС 01.040.75; 75.060. - М.: 2006.
7. Тимофеев, Д.В. Кондиционирование биогаза мембранно-абсорбционным методом / Д.В. Тимофеев, Н.И. Лагунцов, Е.В. Левин. // Альтернативная энергетика и экология. - 2010. -№ 11. - С. 95-100.
Е-mail: КЕМО@ volgatech.net
