شبیه سازی و بهینه سازی جذب CO2 و بررسی جایگزینی حلال Sulfinol-M بجای MDEA در واحد تصفیه گاز پالایشگاه سرخس

نویسندگان

1 مدرس، دانشکده فنی جاجرم، دانشگاه فنی وحرفه ای

2 دانشیار دانشکده فنی، دانشگاه تهران

چکیده

معمولا در واحدهای تصفیه گاز، علاوه بر جذب H2S درصد زیادی از CO2 نیز جذب حلال می‌شود. جذب گاز CO2در واحدهای پالایش گاز باعث اتلاف انرژی و موجب کاهش ظرفیت واحد بازیافت گوگرد می‌شود. وجود درصد بالای CO2 در منطقه گازی سرخس (6/41 مول درصد درگازترش) و توجه به این مساله که اتلاف و تجزیه حلال‌های شیمیایی در واحدی که مقدار CO2 درخوراک آن واحد بالاتر باشد، بیشتر است، بنابراین این تحقیق به عملکرد جذب CO2 با مخلوط حلال فیزیکی و شیمیایی پرداخته است تا بتواند با بررسی عملکرد پارامترهایی از جمله دمای حلال، دبی حلال ، هرزرفت حلال، جایگزینی مناسب برای حلال MDEA در این پالایشگاه باشد. همچنین برای اعتبارسنجی این تحقیق، ب ه­طور همزمان شبیه­سازی واحد تصفیه گاز پالایشگاه سرخس با حلال پیشنهادی Sulfinol-M وحلال کنونی MDEA مورد مصرف در آن با داده­ های واقعی صنعتی با نرم ­افزارAspen Plus انجام شد. نتایج شبیه­ سازی با داده­ های واحد تصفیه گاز پالایشگاه سرخس معتبر است، نتایج نشان می­ دهد که برای تصفیه scmh 173000 گاز ترش که حاوی بیش از 10 درصد از گازهای اسیدی است، در حال حاضر از حلال MDEA (با دبی حلال درگردش m3/h  400-480) با ترکیب نسبی%Wt MDEA 40-50 استفاده می­ شود، درحالی که در صورت جایگزینی حلال  Sulfinol-M(%wt H2O 20-40،  % Wt  Sulfolane 40-50،% Wt  MDEA 20-40) ، دبی حلال در گردش به  m3/h 315-420 برای مخلوط حلال Sulfinol-M کاهش می­ یابد، همچنین با توجه به قابلیت ترکیب نسبی این حلال، نتایج شبیه­ سازی نشان می­ دهد که با تغییر ترکیب نسبی حلال Sulfinol-M جذب گزینشی H2S در حضور CO2 مناسب تر است و مشکلات ناشی از درصد بالای CO2 در خوراک واحد تصفیه گاز و اتلاف انرژی ناشی از این مورد نیز کاهش می­ یابد.

کلیدواژه‌ها

عنوان مقاله [English]

Optimization of CO2 absorption and substitution of Sulfinol-M for MDEA in the gas treatment unit of Sarakhs refinery

نویسندگان [English]

  • H. Ghanbarabadi 1
  • M. Torabi Angaji 2
1 Lecturer, Dept. of Chemical Engineering, Jajarm Vocational and Technical College, Jajarm
2 Associate Professor, Dept. of Chemical Engineering, Faculty of Engineering, University of Tehran
چکیده [English]

It is well documented that in gas treatment units in addition to H2S absorption, a large percentage of CO2 is absorbed to solvent. CO2 absorption in gas treatment units causes loss of energy and a reduction in the capacity of sulfur recycling unit. According to the fact that higher amont of CO2 exists in Sarakhs gas region and also that loss of chemical solvent (Amine) is higher in a unit with higher CO2 content, this research deals with CO2 absorption performance  with physical and chemical solvent mixture ,Sulfinol-M. The results indicates an overall flow rate reduction of MDEA solvent from 400-480 m3/hr for 40-50 %wt MDEA to 315-420 m3/hr with the relative compound of H2O 20-40 %wt, Sulfolane 40-50 %wt , MDEA 20-40 %Wt  for Sulfinol-M solvent mixture. Also Co2 absorption by this solvent will be 0,001555 moles less than MDEA solvent. Therefore with relative change in water level, Sulfolane and MDEA we can control and optimize the regenerative energy required to achieve required market characteristic, investment cost, the increase of Sulfur recovery unit capacity and the decrease of solvent flow equipment.

کلیدواژه‌ها [English]

  • CO2
  • Simulation
  • Selective absorption
  • Sulfinol-M
  • Aspen Plus

مراجع

[1]     Sheilan, M. H., Spooner, B. H., Hoorn, E. V., Street, D., and Sames, J. A. (2008). “Amine treating and sour water stripping”. 35-420.
[2]     Dash, S. K., and Bandyopadhyay, S. S. (2016). “Studies on the effect of addition of piperazine and sulfolane into aqueous solution of N-methyldiethanolamine for CO2 capture and VLE modelling using eNRTL equation”. International Journal of Greenhouse Gas Control, 44: 227-37.
[3]     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: 415-20.
[4]     Torabi Angaji, M., Ghanbarabadi, H., and Karimi Zad Gohari, F. (2013). “Optimizations of Sulfolane concentration in propose Sulfinol-M solvent instead of MDEA solvent in the refineries of Sarakhs”. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 15: 22-6.
[5]     Badawi, H. M., Förner, W., El Ali, B., and Al-Durais, A-RAH. (2008). “Ring inversion, structural stability and vibrational assignments of sulfolane c-C4H8SO2 and 3-sulfolene c-C4H6SO2”. Spectrochimica Acta Part A: Molecular and Biomolecular Spectroscopy, 70(5): 983-90.
[6]     de Angelis, A. (2012). “Natural gas removal of hydrogen sulphide and mercaptans”. Applied Catalysis B: Environmental, 113–114: 37-42.
[7]     Shahsavand, A., and Garmroodi, A. (2010). “Simulation of Khangiran gas treating units for various cooling scenarios”. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2(6): 277-83.
[8]     Zhang, Y., and Chen, C-C. (2011), “Thermodynamic Modeling for CO2 Absorption in Aqueous MDEA Solution with Electrolyte NRTL Model”. Industrial & Engineering Chemistry Research, 50(1): 163-75.
[9]     Zong, L., and Chen, C-C. (2011). “Thermodynamic modeling of CO2 and H2S solubilities in aqueous DIPA solution, aqueous sulfolane–DIPA solution, and aqueous sulfolane–MDEA solution with electrolyte NRTL model”. Fluid Phase Equilibria, 306(2): 190-203.
[10] Ghanbarabadi, H., and Zad Gohari, F. K. (2014). “Optimization of MDEA concentration in flow of input solvent to the absorption tower and its effect on the performance of other processing facilities of gas treatment unit in Sarakhs refinery”. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 20: 208-13.
[11] Wang, M., Lawal, A., Stephenson, P., Sidders, J., and Ramshaw, C. (2011). “Post-combustion CO2 capture with chemical absorption: A state-of-the-art review”. Chemical Engineering Research and Design, 89(9): 1609-24.
[12] Jou, F. Y., Deshmukh, R. D., and Otto, F. D. (1990). “Mather AE. Solubility of H2S, CO2, CH4 and C2H6 in sulfolane at elevated pressures”. Fluid Phase Equilibria, 56: 313-24.
[13] Schäfer, B., Mather, A. E., and Marsh, K. N. (2002). “Enthalpies of solution of carbon dioxide in mixed solvents”. Fluid Phase Equilibria, 194–197:929-35.
[14] Wang, C-W., Soriano, A. N., Yang, Z-Y., and Li, M-H. (2010). “Solubility of carbon dioxide in the solvent system (2-amino-2-methyl-1-propanol + sulfolane + water)”. Fluid Phase Equilibria,  291(2): 195-200.
[15] Aspen Technology I. (2011). Aspen Physical Property System(Physical Property Methods), v7.3, Burlington. 
نشریه مهندسی منابع معدنی
دوره 2، شماره 1
خرداد 1396
صفحه 63-73

فایل ها

سابقه مقاله

  • تاریخ دریافت: 31 خرداد 1396
  • تاریخ پذیرش: 31 خرداد 1396

هم رسانی

ارجاع به این مقاله

آمار