Analysis of the operating mode of the existing desorber and its modernization using additional contact devices

• Autorzy: Khurmamatov Abdugaffor M. , Auesbaev Alisher U.

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2023.05.05

Warianty tytułu

PL

Analiza trybu pracy istniejącego desorbera i jego modernizacja z wykorzystaniem dodatkowych urządzeń stykowych

• Języki publikacji: EN

Abstrakty

EN

Amine regeneration studies using two devices are presented in this work. In the first apparatus, a problem analysis was carried out in the operation of the desorber, which is used in petrochemical complexes, affecting various parameters of regeneration, such as temperature and pressure at the top and bottom of the column, pressure drop in the columns, rich amine feeding and flow rate, feed temperature, reboiler temperature and stripping pressure. The problems in the existing desorber and modernized the device was studied and an experiment that affects different parameters of regeneration was conducted. The desorber-1 (existing apparatus) and desorber-2 (modernized apparatus) mass-exchange apparatus was selected to serve as experimental regeneration plants. The dimensions of the experimental setup were determined based on the principles of geometric similarity with respect to the dimensions of an industrial regeneration column on a scale of 1:10 and physical similarity (with the same scaling) of gas and liquid flow rates and initial conditions. Thus, during the experiment, the pressure drop in the column increased in the desorber. To solve the problem and to improve the efficiency of the regeneration column, the desorber was upgraded using a Raschig packing. A laboratory stand was also developed for the purpose of conducting an experiment aimed at finding the optimal modes for the parameters of the regeneration column. As a result of the modernization of the desorber, the content of carbon dioxide in lean amine decreased, and there was a 4-fold reduction in column pressure drop. The modernization of the apparatus also led to an increase in the recovery factor.

PL

W artykule przedstawiono badania procesu regeneracji amin z wykorzystaniem dwóch urządzeń. W pierwszym aparacie przeprowadzono analizę tego problemu z wykorzystaniem desorbera stosowanego w kompleksach petrochemicznych, wpływając na różne parametry regeneracji, takie jak temperatura i ciśnienie w górnej i dolnej części kolumny, spadek ciśnienia w kolumnie, stężenie nasyconej aminy i szybkość przepływu, temperatura zasilania, temperatura reboilera i ciśnienie odparowania. Przeanalizowano zagadnienia związane z istniejącym desorberem, a następnie zmodernizowano urządzenie oraz przeprowadzono eksperyment wpływający na różne parametry regeneracji. Jako eksperymentalne urządzenia do regeneracji wybrano aparat wymiany masy desorber-1 (urządzenie istniejące) oraz desorber-2 (urządzenie zmodernizowane). Wymiary układu doświadczalnego wyznaczane są w oparciu o zasady podobieństwa geometrycznego w stosunku do wymiarów przemysłowej kolumny regeneracyjnej w skali 1:10 oraz podobieństwa fizycznego (przy tej samej skali) natężenia przepływu gazu i cieczy oraz warunków początkowych. Tak więc podczas eksperymentu w desorberze następował spadek ciśnienia w kolumnie. Aby rozwiązać problem i poprawić wydajność kolumny regeneracyjnej, zmodernizowano desorber za pomocą wypełnienia Raschiga. Przygotowano również stanowisko laboratoryjne do przeprowadzenia eksperymentu w celu znalezienia optymalnych trybów dla parametrów kolumny regeneracyjnej. W wyniku modernizacji desorbera zawartość dwutlenku węgla w regenerowanym roztworze aminowym zmniejszyła się, nastąpił również 4-krotny spadek ciśnienia w kolumnie. Modernizacja aparatury wpłynęła również na wzrost współczynnika odzysku.

Słowa kluczowe

EN

regeneration column; modernization; apparatus; desorber; rich amine; carbon dioxide; lean amine

PL

kolumna regeneracyjna; modernizacja; aparatura; desorber; nasycony roztwór aminowy; dwutlenek węgla; roztwór; amina regenerowana

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2023
• Tom: R. 79, nr 6
• Strony: 412--419
• Opis fizyczny: Bibliogr. 28 poz.

Twórcy

autor

Khurmamatov Abdugaffor M.

• Academy of Sciences of the Republic of Uzbekistan

autor

Auesbaev Alisher U.

• Academy of Sciences of the Republic of Uzbekistan

Bibliografia

• Afanas'ev A.I., Striuchkov V.M., Podlegaev N.I., Kislenko N.N., 1993. Tekhnologiia pererabotki sernistogo prirodnogo gaza: Spravochnik. Nedra, Moscow, 152.
• Aroonwilas A., Veawab A., 2007. Integration of CO2 capture unit using single- and blended-amines into supercritical coal-fired power plants: Implications for emission and energy management. International Journal Greenhouse Gas Control, 1(2): 143–150. DOI: 10.1016/S1750-5836(07)00011-4.
• Auesbaev A.U., 2023. Method determination carbon dioxide content in saturated and regenerated amine solution. XII International Scientific and Practical Conference «Actual issues of the development of science and ensuring the quality of education», Florence, Italy, March 28–31: 344–345. DOI: 10.46299/ISG.2023.1.12.
• Diao Y.F., Zheng X.Y., He B.S., Chen C.H., Xu X.C., 2004. Experimental study on capturing CO2 greenhouse gas by ammonia scrubbing. Energy Conversion and Management, 45: 2283–2296. DOI: 10.1016/j.enconman.2003.10.011.
• Eimer D.A., 2014. Gas Treating: Absorption Theory and Practice. John Wiley & Sons Ltd., 1–448.
• Farakhov M.I., Laptev A.G., 2008. Vysokoeffektivnyye apparaty vodo- i gazoochistki v promyshlennosti. Peredovyye tekhnologii i perspektivy razvitiya OAO «Kazan'orgsintez»: tezisy dokladov mezhdunar. Yubileynoy nachno-praktich. Konf. Kazan', 86–89.
• Galindo P., Shaffer A., Brechtel K., Unterberger S., Scheffknecht G., 2012. Experimental research on the performance of CO2-loaded solutions of MEA and DEA at regeneration conditions. Fuel, 101: 2–8. DOI: 10.1016/j.fuel.2011.02.005.
• Gao H., Zhou L., Liang Z.W., Idem R., Fu K., Sema T., Tontiwachwuthikul P., 2014. Comparative studies of heat duty and total equivalent work of a new heat pump distillation with split flow process, conventional split flow process, and conventional baseline process for CO2 capture using monoethanolamine. International Journal Greenhouse Gas Control, 24: 87–97. DOI: 10.1016/j.ijggc.2014.03.001
• Idem R., Supap T., Shi H., Gelowitz D., Ball M., Campbell C., Tontiwachwuthikul P., 2015. Practical experience in post-combustion CO2 capture using reactive solvents in large pilot and demonstration plant. International Journal Greenhouse Gas Control, 40: 6–25. DOI:10.1016/j.ijggc.2015.06.005.
• Idem R., Wilson M., Tontiwachwuthikul P., Chakma A., Veawab A., Aroonwilas A., Gelowitz D., 2006. Pilot Plant Studies of the CO2 Capture Performance of Aqueous MEA and Mixed MEA/MDEA Solvents at the University of Regina CO2 Capture Technology Development Plant and the Boundary Dam CO2 Capture Demonstration Plant. Industrial & Engineering Chemistry Research, 45:2414–2420. DOI: 10.1021/ie050569e.
• Ismagilov F.R., Vol'tsov A.A., Aminov O.N., Safin R.R., Plecheev A.V., 2000. Ekologiia i novye tekhnologii ochistki serovodorodsoderzhashchikh gazov. Ufa, Ekologiia Publ., 1–214.
• Laptev A.G., Farakhov M.I., Mineyev N.G., 2010. Osnovy rascheta i modernizatsiya teplomassoobmennykh ustanovok v neftekhimii. Kazan': Izd-vo Kazansk. gos. energ. un-ta.
• Laptev A.G., Krylova A.N., 2012. Energoresursosberezheniye pri razdelenii vklyucheniy razlichnykh s ispol'zovaniyem novykh kontaktnykh ustroystv. Povysheniye effektivnosti energeticheskogo oborudovaniya, sb. tr. VII yezhegodnoy mezhdunarodnoy nauchno-prakticheskoy Konf. Sankt-Peterburg, 726–736.
• Laptev A.G., Mineyev N.G., Mal'kovskiy P.A., 2002. Proyektirovaniye i modernizatsiya apparatov razdeleniya v nefte- i gazopererabotke. Kazan': Pechatnyy dvor, 1– 250.
• Li T., Keener T.C., 2016. A review: Desorption of CO2 from rich solutions in chemical absorption processes. International Journal Greenhouse Gas Control, 51: 290–304. DOI: 10.1016/j.ijggc.2016.05.030.
• Li X., Wang S., Chen C., 2013. Experimental study of energy requirement of CO2 desorption from rich solvent. Energy Procedia, 27: 1836–1843. DOI: 10.1016/j.egypro.2013.06.063.
• Liang Z., Rongwong W., Liu H., Fu K., Gao H., Cao F., Zhang R., Sema T., Henni A., Sumon K., Nath D., Gelowitz D., Srisang W., Saiwan C., Benamor A., Al-Marri M., Shi H., Supap T., Chan C., Zhou Q., Abu-Zahra M., Wilson M., Olson W., Idem R., Tontiwachwuthikul P., 2015. Recent progress and new developments in post-combustion carbon-capture technology with amine based solvents. International Journal Greenhouse Gas Control, 40: 26–54. DOI: 10.1016/j.ijggc.2015.06.017.
• Panzhiyev O.H., Kenzhayev B.N., Zavkiyev M.Z., 2020. Povysheniye effektivnosti ochistki gazov regeneratsii na ustanovkakh aminovoy seroochistki. Universum: khimiya i biologiya: elektron. nauchnyy zhurnal. 12(78): 89–94. https://7universum.com/ru/nature/archive/item/10975.
• Rochelle G.T., 2009. Amine scrubbing for CO2 capture. Science, 325: 1652. DOI: 10.1126/science.1176731.
• Shi H., Naami A., Idem R., Tontiwachwuthikul P., 2014. Catalytic and non catalytic solvent regeneration during absorption-based CO2 capture with single and blended reactive amine solvents. International Journal Greenhouse Gas Control, 26: 39–50. DOI: 10.1016/j.ijggc.2014.04.007
• Sokol B.A., Chernyshev A.K., Baranov D.A., 2009. Nasadki massoobmennykh kolonn. Galileya-print.
• Soong Y., Goodman A.L., McCarthy-Jones J.R., Baltrus J.P., 2004. Experimental and simulation studies on mineral trapping of CO2 with brine. Energy Conversion and Management, 45(11–12): 1845–1859. DOI: 10.1016/j.enconman.2003.09.029.
• Xu B., Gao H., Chen M., Liang Z., Idem R., 2016. Experimental Study of Regeneration Performance of Aqueous N,N-Diethylethanolamine Solution in a Column Packed with Dixon Ring Random Packing. Industrial & Engineering Chemistry Research, 55(31): 8519–8526. DOI: 10.1021/acs.iecr.6b00936.
• Yan S., Fang M., Zhang W., Zhong W., Luo Z., Cen K., 2008. Comparative analysis of CO2 separation from flue gas by membrane gas absorption technology and chemical absorption technology in China. Energy Conversion and Management, 49: 3188–3197. DOI: 10.1016/j.enconman.2008.05.027.
• Yasaveyev K.H.N., Laptev A.G., Farakhov M.I., 2004. Modernizatsiya ustanovok pererabotki uglevodorodnykh smesey. Kazan': Kazan.gos. energ. un-ta, 1–307.
• Yu Y.S., Li Y., Li Q., Jiang J., Zhang Z.X., 2009. An innovative process for simultaneous removal of CO2 and SO2 from flue gas of a power plant by energy integration. Energy Conversion and Management, 50(12): 2885–2892. DOI: 10.1016/j.enconman.2009.07.003.
• Zhang J., Qiao Y., Agar D.W., 2012. Intensification of low temperature thermomorphic biphasic amine solvent regeneration for CO2 capture. Chem. Eng. Res. Des., 90(6): 743–749. DOI: 10.1016/j.cherd.2012.03.016.
• Zhang X., Fu K., Liang Z., Rongwong W., Yang Z., Idem R., Tontiwachwuthikul P., 2014. Experimental studies of regeneration heat duty for CO2 desorption from diethylenetriamine (DETA) solution in a stripper column packed with Dixon ring random packing. Fuel, 136:261–267. DOI: 10.1016/j.fuel.2014.07.057.

Uwagi

Opracowanie rekordu ze środków MEiN, umowa nr SONP/SP/546092/2022 w ramach programu "Społeczna odpowiedzialność nauki" - moduł: Popularyzacja nauki i promocja sportu (2022-2023).