В статье рассмотрена актуальная в настоящее время проблема декарбонизации производства и возможность снижения затрат на реализацию Стратегии «низкоуглеродного» развития ПАО «НК «Роснефть». Известно, что наиболее капиталоемкой частью проектов секвестрации углекислого газа (Carbon Capture, Utilization and Storage – CCUS) является установка улавливания диоксида углерода из дымовых газов. Ее стоимость может составлять до 2/3 стоимости проекта CCUS. Применение классической технологии аминовой очистки углеводородных газов от кислых примесей для улавливания диоксида углерода из дымовых газов сопровождается рядом негативных факторов, существенно осложняющих процесс взаимодействия амина с углекислым газом в абсорбере и напрямую влияющих на стоимость установки. К таким факторам главным образом относятся высокая температура дымовых газов, низкое давление, близкое к атмосферному, и существенно различающийся компонентный состав входного потока газа. Для анализа степени влияния ключевых негативных факторов на эффективность процесса извлечения диоксида углерода из дымовых газов разработана технологическая модель установки аминовой очистки в ПО Aspen Hysys с применением дополнительного модуля Rate-Based Distillation, который, по мнению консалтинговой службы поддержки Aspen, является лучшим универсальным средством для моделирования процессов секвестрации углекислого газа. Выполненные модельные исследования позволили установить, что наиболее целесообразной является эксплуатация колонны абсорбера при атмосферном давлении с поддержанием температуры процесса не выше 45 °С. При этом состав исходного потока дымовых газов (если отсутствует стабильный дополнительный источник чистого диоксида углерода) рационально оставлять без изменений. Определение оптимальных параметров эксплуатации установки аминовой очистки позволит добиться существенной экономии энергетических ресурсов и снизить общую стоимость проектов CCUS.
Список литературы
1. Вклад углекислого газа и воды в парниковый эффект / Н.В. Сырчина, Г.Я. Кантор, В.Н. Пугач, Т.Я. Ашихмина // Теоретическая и прикладная экология. – 2021. – №4. – С. 218–223.
2. Давлетбаев А.А., Теслюк Л.М. Интенсификация добычи нефти с помощью технологии секвестрации CO2 // Система управления экологической безопасностью: сб. труд. XV междун. науч.-практ. конф. – Екатеринбург: УрФУ, 2021. – С. 219–224.
3. Швайбер В.М. Из истории исследований парникового эффекта земной атмосферы // Биосфера. – 2013. – Т.5. – № 1. – С. 37–44.
4. Отчет компании Vygon Consulting. CCUS: Монетизация выбросов СО2, 2021. – 48 с. – https://vygon.consulting/upload/iblock/967/
jzgys72b7ome167wi4dbao9fnsqsfj13/vygon_consulting_CCUS.pdf.
5. Design of CO2 absorption plant for recovery of CO2 from flue gases of gas turbine / M. Mofarahi, Y. Khojasteh, H. Khaledi, A. Farahnak // Energy. – 2008. – V. 33 (8). – P.1311–1319. – https://doi.org/10.1016/j.energy.2008.02.013.
6. Chavez R-H., Guadarrama J.J. Numerical Evaluation of CO2 capture on post-combustion processes // Chemical engineering transactions. – 2015. – V.45. – P. 271–276.
7. Экспериментальный стенд по снижению вредных выбросов и углекислого газа в дымовых газах тепловых электростанций / А.Р. Богомолов, И.В. Дворовенко, С.В. Крюков, М.А. Чемакин // Сборник материалов III Всероссийской конференции «Химия и химическая технология: достижения и перспективы», Кемерово, 16-17 ноября 2016 г. – Кемерово: Изд-во Кузбасского гос. технического университета, 2016. – С. 78–81.
8. Углекислый газ как сырье для крупнотоннажной химии // Электронный журнал Neftegaz.ru. – 2019. – №9. – https://magazine.neftegaz.ru/articles/pererabotka/497100-uglekislyy-gaz-kak-syre-dlya-krupnotonnazhn...
9. Захаревич Ю.С., Юрьев Е.М. Моделирование схемы аминовой очистки дымовых газов от диоксида углерода при пониженном давлении в ПО Aspen Hysys // Нефтегазовое дело. - 2022. – № 4. - С. 117-135. - https://dx.doi.org/10.17122/ogbus-2022-4-117-135
10. Ушакова А.А. Извлечение углекислого газа из дымовых газов на предприятии АО «Алтайвагон» // Технологии и оборудование химической, биотехнологической и пищевой промышленности. Сбор. матер. XIII Всерос. науч.-практ. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых с международным участием. – Бийск, 2020. – С. 47–78.
11. Sipöcz N., Tobiesen F.A. Natural gas combined cycle power plants with CO2 capture оpportunities to reduce cost // Int J Greenh Gas Con. – 2012. – Issuse 7. – P. 98–106.
12. Griffin T., Bücker D., Pfeffer A. Technology options for gas turbine power generation with reduced CO2 emission // Journal of Engineering for Gas Turbines and Power. – 2008. – V. 130 (4). – https://doi.org/10.1115/1.2898717.
13. Weiland R.H., Hatcher N.A. What are the benefits from mass transfer rate-based simulation? // Hydrocarbon processing. – 2011. – July. – P. 43–49.
14. Vardheim R. How Technology Centre Mongstad (TCM) plays a central role in progressing carbon capture globally. – https://ieaghg.org/docs/General_Docs/
PCCC3_PDF/3_PCCC3_Vardheim.pdf
