Transcript ***** 1 - НИПИгазпереработка

ТЕХНОЛОГИЯ ОЧИСТКИ
ЭТАНИЗИРОВАННОЙ ШФЛУ ОТ
ДИОКСИДА УГЛЕРОДА И
СЕРОВОДОРОДА
Авторы: Ткаченко И.Г., Дмитриев А.С.
Докладчик: Дмитриев А.С.
г. Геленджик, сентябрь 2012 г.
СОДЕРЖАНИЕ
 ПРИМЕНЕНИЕ ЭТАНА В НЕФТЕХИМИИ……………................ ……………..........................
3
 ПРЕИМУЩЕСТВА ВЫДЕЛЕНИЯ ЭТАНА ИЗ ПНГ И ВОВЛЕЧЕНИЯ ЕГО В
ПЕРЕРАБОТКУ…………….......................... …………….................……………...................
4
 СОСТАВЫ СЫРЬЕВЫХ ПОТОКОВ СЕВЕРНЫХ ЗАВОДОВ ООО "СИБУР" …………………..
5
 СЫРЬЕВАЯ БАЗА ЭТАНА НА СЕВЕРНЫХ ЗАВОДАХ ООО "СИБУР" …………….............
6
 НЕОБХОДИМОСТЬ ОЧИСТКИ ОТ СО2 И H2S …………….................……………..............
7
 АБСОРБЦИОННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ОЧИСТКИ СУГ……….................……………..............
8
 НЕДОСТАТКИ АБСОРБЦИОННОЙ ТЕХНОЛОГИИ ОЧИСТКИ СУГ ..........…………….........
9
 ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА БЛОКА ВЫДЕЛЕНИЯ
СО2 и H2S ИЗ ШФЛУ. ВАРИАНТ 1. …………….................……………...............................
10
 ПРЕИМУЩЕСТВА ТЕХНОЛОГИИ ОЧИСТКИ ШФЛУ ОТ КИСЛЫХ КОМПОНЕНТОВ
ОСНОВАННОЙ НА ЧАСТИЧНОМ ИСПАРЕНИИ И РЕАБСОРБЦИИ ..........…………….......
11
 ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА БЛОКА ВЫДЕЛЕНИЯ СО2 ИЗ ШФЛУ.
ВАРИАНТ 2. …………….......................... …………….................…………….................
12
 БЛОК-СХЕМА ВЫДЕЛЕНИЯ ЭТАНА НА ЮЖНО-БАЛЫКСКОМ ГПК. Вариант 1.................
13
 БЛОК-СХЕМА ВЫДЕЛЕНИЯ ЭТАНА НА ЮЖНО-БАЛЫКСКОМ ГПК. Вариант 2.................
14
 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ВНЕДРЕНИЯ Блоков очистки от СО2 и H2S на
ОАО «Южно-Балыкский ГПК» ПО ВАРИАНТАМ 1 и 2..........…………….....................
15
 ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ "НОВЫХ" ТЕХНОЛОГИЙ ОЧИСТКИ ЭТАНИЗИРОВАННОЙ ШФЛУ
ОТ СО2 и H2S ..........……………............. ..........……………..................................
16
2
ПРИМЕНЕНИЕ ЭТАНА В НЕФТЕХИМИИ
ЭТАН является наиболее выгодным сырьем при производства ЭТИЛЕНА –
базового сырья следующих крупнотоннажных продуктов:
 полиэтилена
 этанола
 окиси этилена
 гликолей
 этаноламинов
 других продуктов нефтехимии
3
ПРЕИМУЩЕСТВА ВЫДЕЛЕНИЯ ЭТАНА ИЗ ПНГ И
ВОВЛЕЧЕНИЯ ЕГО В ПЕРЕРАБОТКУ
Расширение сырьевой базы
Получение дополнительной продукции на ГПК
Получение дополнительной продукции на НХК
Повышение эффективности использования ПНГ
Развитие и освоение новых технологий использования сырья
Формирование новых нефтехимических кластеров
4
СОСТАВЫ СЫРЬЕВЫХ ПОТОКОВ СЕВЕРНЫХ ЗАВОДОВ ООО "СИБУР"
5
СЫРЬЕВАЯ БАЗА ЭТАНА НА СЕВЕРНЫХ ЗАВОДАХ ООО "СИБУР"
6
НЕОБХОДИМОСТЬ ОЧИСТКИ ОТ СО2 И H2S
Степень
извлечения
этана, %
масс.
Компоненты
сырьевого газа
Степень
извлечения
CO2 в ШФЛУ,
%.
Содержание
CO2 в
ШФЛУ, %
масс.
2,2
0,0
0,000
6,1
0,0
0,000
20,1
0,0
0,001
26,6
0,1
0,001
35,7
0,1
0,006
40,5
0,2
0,015
50,8
11,7
0,925
56,5
15,3
1,101
63,4
16,5
1,145
72,2
19,0
1,219
95,2
83,0
4,385
Содержание,
% масс.
СО2
1,1
C2H6
13,1
C3+выше
7,2
7
АБСОРБЦИОННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ОЧИСТКИ СУГ
Блок
осушки
Блок
промывки
К-101
ШФЛУ (марка С/Д)
очищенная
Кислый газ на утилизацию
Амин рег.
Блок
регенерации
амина
ШФЛУ (марка С/Д)
на очистку
Амин насыщ.
Н-101/1,2
8
НЕДОСТАТКИ АБСОРБЦИОННОЙ ТЕХНОЛОГИИ ОЧИСТКИ СУГ
 Увлажнение ШФЛУ в процессе очистки
 Повышенные потери абсорбента
 Необходимость осушки всего объема ШФЛУ
 Капитальные затраты в блоки промывки и тонкой сепарации
всего объема ШФЛУ
9
ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА БЛОКА ВЫДЕЛЕНИЯ
СО2 и H2S ИЗ ШФЛУ. ВАРИАНТ 1.
CO2, H2S на дожиг
Х-102
АМИНОВАЯ
ОЧИСТКА
Сдувка
С-101
К-101
ШФЛУ на
очистку
К-102
Н-102/1,2
СЕКЦИЯ
ОСУШКИ
ШФЛУ
Х-103 очищенная
И-101
Н-101/1,2
Х-101
Н-103/1,2
Решение о выдаче патента на изобретение
от 03.08.20012 г. по заявке № 2011112212
10
ПРЕИМУЩЕСТВА ТЕХНОЛОГИИ ОЧИСТКИ ШФЛУ ОТ КИСЛЫХ КОМПОНЕНТОВ
ОСНОВАННОЙ НА ЧАСТИЧНОМ ИСПАРЕНИИ И РЕАБСОРБЦИИ
В сравнение с абсорбционной технологией:
 Не происходит увлажнения всего объема очищаемой ШФЛУ
 Более низкие потери абсорбента
 Снижен риск "случайного" уноса абсорбента и продукта
 Более высокая надежность процесса
11
ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА БЛОКА ВЫДЕЛЕНИЯ
СО2 ИЗ ШФЛУ. ВАРИАНТ 2.
ВХ-1
C2+CO2
МБ-1
C2
На НТК
К-2
Этанизированная
ШФЛУ на очистку
Хладагент
CO2 на свечу
Е-1
К-1
Н-1
Н-3
Теплоноситель
Т-1
ВХ-2
Очищенная
этанизированная ШФЛУ
Н-2
Заявка на изобретение № 2011122358
12
БЛОК-СХЕМА ВЫДЕЛЕНИЯ ЭТАНА НА ЮЖНО-БАЛЫКСКОМ ГПК. Вариант 1
ДКС-1
ДКС-2
СОГ
ННГ
МКС
СОГ
НТКР
УПГ-1
ШФЛУ
ШФЛУ
СОГ
НТК
1300
ВНГ
CO2, H2S
БЛОК
ДОЖИГА
Дымовые
газы
АДС.
ОСУШКА
ШФЛУ
УВ
конденсат
Существующий
блок
БЛОК ОЧИСТКИ ОТ
СО2 и H2S
ШФЛУ
Новый блок
13
БЛОК-СХЕМА ВЫДЕЛЕНИЯ ЭТАНА НА ЮЖНО-БАЛЫКСКОМ ГПК. Вариант 2
Осушенный газ
регенерации
ННГ
Блок
извлеч.
H2 S
МКС
ДКС-1
ДКС-2
СОГ
УПГ-1
СОГ
НТКР
Дымовые
газы
ШФЛУ
ШФЛУ
Газ
регене
рации
Блок
аминовой
очистки
СОГ
Осуш.
газ
ВНГ
Блок
каталит.
дожига
НТК
1300
Блок 200
Адс.
осушка
ШФЛУ
УВК
Кислый
газ
Блок выделения СО2
Вариант 2
ШФЛУ/
ШФЛУ(марка С/Д)
Блок
извлеч.
H2 S
Существующий
блок
Новый блок
14
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ВНЕДРЕНИЯ Блоков очистки
от СО2 и H2S на ОАО «Южно-Балыкский ГПК» ПО ВАРИАНТАМ 1 и 2
Вариант 1
Вариант 2
158,4
158,4
Цена дополнительного объема ШФЛУ, руб./т
8500,0
8500,0
Дополнительная выручка, млн. руб./год
1346,6
1346,6
Капитальные затраты в Блоки очистки от СО2 и H2S
1348,2
1505,9
Дополнительные операционные затраты, млн.руб./год
300
350
Коэффициент дисконтирования
Доход накопленный недисконтированный (период 15
лет)
0,15
0,15
12257,7
12100
Доход накопленный дисконтированный (NPV), млн.р.
3820,9
3673,5
59,7
54,4
Наименование показателя
Дополнительный объем ШФЛУ (за счет этана), тыс.т/год
Внутренняя норма доходности, IRR,%
15
ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ "НОВЫХ" ТЕХНОЛОГИЙ ОЧИСТКИ
ЭТАНИЗИРОВАННОЙ ШФЛУ ОТ СО2 и H2S
СОГ
Осушенный ПНГ в
двухфазном
o
состоянии, Т<10 C
ПНГ
СО2
НТК
ЭШФЛУ
УВК
1
Блок выделения
СО2
ЭШФЛУ
СОГ
ПНГ
КС
Осушка
СО2
НТК
ЭШФЛУ
Проскок СО2
в ЭШФЛУ <30 %
2
Газ +
Конденсат
ЭШФЛУ
СОГ
СОГ
СОГ
НТС
Нестабильный
конденсат
3
Блок выделения
СО2
Стабилизация
СО2
ЭШФЛУ
Блок выделения
СО2
ЭШФЛУ
Стабильный
конденсат
СОГ
Газ природный,
o
Т< 10 C
Осушка
СО2
НТК
ЭШФЛУ
4
Блок выделения
СО2
ЭШФЛУ
16
БЛАГОДАРЮ ЗА ВНИМАНИЕ!
Дмитриев Артем Сергеевич
Главный специалист
Технологический отдел
ОАО "НИПИгазпереработка"
Тел +7(861) 238 60 60 доб. 53-91
e-mail: [email protected]
© ОАО «НИПИгазпереработка», 2012
17