بررسی اقتصادی و بهینه سازی اثر دمای آمین غنی ورودی به برج احیا بر عملکرد واحد شیرین سازی گاز با حلال

نویسندگان

1 دانشجوی دکترا، محقق ارشد فناوری‌های نوین گاز، پژوهشکده گاز، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران

2 کارشناسی ارشد، محقق ارشد فناوری‌های نوین گاز، پژوهشکده گاز، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران

3 استادیار، گروه مهندسی شیمی، دانشکده مهندسی، دانشگاه بجنورد، بجنورد

4 دانشجوی دکترا، عضو هیئت علمی پژوهشکده گاز، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران

5 استادیار، عضو هیئت علمی و رئیس پژوهشکده گاز، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران

چکیده

یکی از فرآیندهای متداول در شیرین‌سازی جریان گاز استفاده از حلال آمین در جداسازی گازهای اسیدی است. این فرآیند به دلیل لزوم استفاده مجدد از حلال غنی‌شده و تبدیل آن به حلال سبک نیازمند صرف انرژی برای گرمایش و جداسازی گازهای اسیدی و سرمایش به منظور استفاده دوباره در برج جذب است. سهم عمده هزینه‌های عملیاتی در این واحدها مربوط به صرف انرژی‌های یاد شده است، پس بهینه‌سازی فرآیند برای کاهش هزینه‌ها امری اجتناب‌ناپذیر است. در فرآیند بهینه‌سازی شرایط عملیاتی نیز باید مدنظر قرار گیرد. در این پژوهش اثر پارامتر دمای آمین غنی ورودی به برج احیا بر روی بار حرارتی کندانسور بار حرارتی ریبویلر و بار حرارتی مبدل آمین غنی/ ضعیف مورد بررسی قرار گرفته است و مقدار دمای بهینه برای کاهش هزینه‌های عملیاتی و افزایش سودآوری محاسبه شده است. شبیه‌سازی و آنالیز حساسیت با استفاده از نرم‌افزار PRO II انجام شد. نتایج نشان می‌دهد که در دمای  100 درجه سانتی‌گراد، آمین غنی ورودی به برج احیا، مجموع هزینه‌های عملیاتی کمترین میزان را خواهد داشت. مقایسه بین فرآیند اصلی و فرآیند بهینه‌شده نشان می‌دهد که انتخاب دمای بهینه آمین غنی ورود به برج احیا توانایی کاهش هزینه عملیاتی تا بیش از 97704 دلار در سال را دارد و بیشترین میزان بازیابی سولفید هیدروژن در این دما انجام می‌گیرد.

کلیدواژه‌ها

موضوعات


عنوان مقاله [English]

Economical Investigation And Optimization Of Rich Amine Inlet Temperature Of Regeneration Column And Its Effect On Amine Solvent Gas Sweetening Plant

نویسندگان [English]

  • M. Koolivand Salooki 1
  • M. Keshavaz Bahdori 2
  • M. Esfandyari 3
  • Kh. Mohammad Beigi 4
  • J. Sadeghzade Ahari 5
1 PhD Student, Gas Research Division, Research Institute of Petroleum Industry, Tehran, Iran
2 M.Sc, Gas Research Division, Research Institute of Petroleum Industry, Tehran, Iran
3 Assistant Professor, Dept. of Chemical Engineering, Faculty of Engineering, University Of Bojnord, Bojnord, Iran
4 PhD Student, Gas Research Division, Research Institute of Petroleum Industry, Tehran, Iran
5 Assistant Professor, Gas Research Division, Research Institute of Petroleum Industry, Tehran, Iran
چکیده [English]

The sweetening process with amine is widely used to remove acidic gases. However, this process requirement is cooling and heating energies. In addition, the reduction of energy requirements is limited by optimizing operational parameters. Therefore, changing the process parameters can lead to a significant reduction in energy consumption, resulting in lower operating costs. In this study, parameters such as the amine temperature in the entrance of the regeneration tower, the condenser heat load, the reboiler heat exchanger and the heat load of the rich/lean amine gas sweetening unit were investigated and the optimum temperature value to reduce operating costs and increase profitability achieved. Simulation analysis was performed using PRO II software. The comparison between the main process and the optimized process showed that the optimal temperature selection of the rich amine to the recovery tower has the ability to reduce operating costs to over $ 97704 per year, while also leading to the highest recovery of hydrogen sulfide.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Gas Sweetening
  • Optimization
  • Operating Cost
  • Optimum Temperature
[1]     Ghanbarabadi, H., and Khoshandam, B. (2015). “Simulation and comparison of Sulfinol solvent performance with Amine solvents in removing sulfur compounds and acid gases from natural sour gas”. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 22: 415-420.

[2]     Rezakazemi, M., Niazi, Z., Mirfendereski, M., Shirazian, S., Mohammadi, T., and Pak, A. (2011). “CFD simulation of natural gas sweetening in a gas–liquid hollow-fiber membrane contactor”. Chemical Engineering Journal, 168(3): 1217-1226.

[3]     Lunsford, K. M., and Bullin, J. A. (1996). “Optimization of amine sweetening units”. American Institute of Chemical Engineers, 12-150.

[4]     Saghatoleslami, N., Salooki, M., and Mohamadi, N. (2011). “Auto-design of neural network–based GAs for manipulating the khangiran gas refinery sweetening absorption column outputs”. Petroleum Science and Technology, 29(14): 1437-1448.

[5]     Salooki, M. K., Abedini, R., Adib, H., and Koolivand, H. (2011). “Design of neural network for manipulating gas refinery sweetening regenerator column outputs”. Separation and Purification Technology, 82: 1-9.

[6]     Wang, T., Hovland, J., and Jens, K. J. (2015). “Amine reclaiming technologies in post-combustion carbon dioxide capture”. Journal of Environmental Sciences, 27: 276-289.

[7]     Addington, L. and Ness, C. (2009). “An evaluation of general “rules of thumb” in amine sweetening unit design and operation”. Bryan Research and Engineering, 140-250.

[8]     Bullin, J. A., Polasek, J. C., and Holmes, J. W. (1981). “Optimization of new and existing amine gas sweetening plants using computer simulation. in Proceedings of the sixtieth GPA annual convention”. Gas Processors Association Tulsa, OK.

[9]     Kazemi, A., Malayeri, M., and Shariati, A. (2014). “Feasibility study, simulation and economical evaluation of natural gas sweetening processes–Part 1: a case study on a low capacity plant in Iran”. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 20: 16-22.

[10]  Sharif Dashti, S., Shariati, A., and Khosravi Nikou, M. R. (2015). “Sensitivity analysis for selection of an optimum amine gas sweetening process with minimum cost requirement”. Asia-Pacific Journal of Chemical Engineering, 10(5): 709-715.

[11]  Qiu, K., Shang, J. F., Ozturk, M., Li, T. F., Chen, S. K., Zhang, L. Y., and Gu, X. H. (2014). “Studies of methyldiethanolamine process simulation and parameters optimization for high-sulfur gas sweetening”. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 21: 379-385.

[12]  Khakdaman, H. R., Zoughi, A., Abedinzadegan, M., and Ghadirian, H. A. (2008). “Revamping of gas refineries using amine blends”. IUST International Journal of Engineering Science, 19(3): 27-32.

[13]  Øi, L. E., Bråthen, T., Berg, C., Brekne, S.K., Flatin, M., Johnsen, R., Moen, I. G., and Thomassen, E. (2014). “Optimization of configurations for amine based CO2 absorption using Aspen HYSYS”. Energy Procedia, 51: 224-233.

[14]  Al-Lagtah, N. M., Al-Habsi, S., and Onaizi, S. A. (2015). “Optimization and performance improvement of Lekhwair natural gas sweetening plant using Aspen HYSYS”. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 26: 367-381.

[15]  Berrouk, A. S., and Ochieng, R. (2014). “Improved performance of the natural-gas-sweetening Benfield-HiPure process using process simulation”. Fuel Processing Technology, 127: 20-25.

[16]  Moran, S. (2015). “An applied Guide to process and plant design”. Butterworth-Heinemann, 25-51.

[17]  Erwin, D. L. (2002). “Industrial chemical process design”. McGraw-Hill, 115-146.

[18]  Muhammad, A., and GadelHak, Y. (2014). “Correlating the additional amine sweetening cost to acid gases load in natural gas using Aspen Hysys”. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 17: 119-130.