Modeling and Simulation of Carbon Capture Processes

Abstract

Denne studien fokuserer på å analysere, optimalisere og økonomisk vurdere prosessen for CO2-absorpsjon fra avgasser som stammer fra tre kilder: raffinerier, sement- og naturgassanlegg. Ved bruk av Aspen Plus-programvare ble simuleringer utført for to løsningssystemer: MEA og en blanding av MEA og MDEA. Opprinnelig ble damp-væskelikevektsdataene validert mot eksisterende litteratur for å sikre nøyaktige termodynamiske beregninger. I tilfelle av MEA ser modellen ut til å nøyaktig simulere eksperimentelle data, mens for blandingen ble det funnet betydelige avvik ved høye temperaturer og lave belastninger. Deretter ble simuleringer for hver føde og løsningssystem utviklet, og følsomhetsanalyser ble utført ved å variere nøkkeldesignparametere som lean amine loading og antall absorber- og strippertrinn for å bestemme deres innvirkning på energiforbruk og løsningsmiddelstrøm. Resultatene viste at for MEA var lean amine loading funnet å være 0.26 og forble konstant uavhengig av fødestrømmens flyt og konsentrasjon, kun påvirket av simuleringsspesifikasjonene. I kontrast viste MEA/MDEA en negativ korrelasjon mellom lean amine loading og CO2-flyt, med en verdi i området 0.17-0.22. Maksimalt antall absorber- og strippertrinn optimaliserte energiforbruket til stripperens reboiler, selv om dette økte kapitalkostnadene. Innvirkningen var mindre for MEA/MDEA, som krevde færre trinn sammenlignet med MEA. Løsningsmiddelstrømmen ble ikke påvirket av antall strippertrinn, men ble litt påvirket av antall absorbertrinn for begge løsningsmidlene. Den spesifikke reboiler-plikten ble funnet å være 4.2-4.43 MJ/t CO2 fanget i tilfelle av MEA og 4.32-4.68 MJ/t CO2 fanget i tilfelle av MEA/MDEA. Etter følsomhetsanalysene ble kapital- og driftskostnader beregnet ved hjelp av den detaljerte faktorielle metoden. Totalkostnaden per tonn fanget CO2 ble beregnet ved å kombinere faste og variable kostnader. Totalt sett ble MEA funnet å være mer kostnadseffektiv for CO2-fangst på tvers av alle fødestrømmer sammenlignet med MEA/MDEA, med begge løsningsmidlene innenfor akseptable litteraturområder. For MEA ble kostnaden beregnet til 45.8-55.0 EUR/t CO2 fanget og for blandingen 46.7-56.3 EUR/t CO2 fanget. For fremtidig arbeid anbefales det å undersøke MEA/MDEA-tilfeller på nytt med forskjellige MEA-forhold, ettersom den forventede reduksjonen i reboiler-plikt og energiforbruk ikke kunne bekreftes. I tillegg foreslås forbedringer i nøyaktigheten til den termodynamiske modellen for løsningsmiddelblandingen for å redusere avvik fra eksperimentelle data.

This study focuses on analyzing, optimizing, and economically assessing the process of CO2 absorption from flue gases originating from three sources: refinery, cement, and natural gas plants. Using Aspen Plus software, simulations were conducted for two solvent systems: MEA and a mixture of MEA and MDEA. Initially, the vapor-liquid equilibrium data was validated against existing literature to ensure accurate thermodynamic calculations. In the case of MEA, the model seems to accurately simulate the experimental data, whereas in the case of the mixture significant deviations were found in cases of high temperatures and low loadings. Following this, simulations for each feed and solvent system were developed, and sensitivity analyses were performed by varying key design parameters such as lean amine loading and the number of absorber and stripper stages to determine their impact on energy consumption and solvent flow. The findings indicated that for MEA, the lean amine loading was found 0.26 and remained constant regardless of the feed stream flow and concentration, influenced solely by simulation specifications. In contrast, MEA/MDEA showed a negative correlation between lean amine loading and CO2 flow, with it being in the range of 0.17-0.22. The maximum number of absorber and stripper stages optimized the energy consumption of the stripper reboiler, although this increased the capital costs. The impact was smaller for MEA/MDEA, which required fewer stages compared to MEA. Solvent flow was unaffected by the number of stripper stages but was slightly influenced by the number of absorber stages for both solvents. The specific reboiler duty was found 4.2-4.43 MJ/t CO2 captured in the case of MEA and 4.32-4.68 MJ/t CO2 captured in the case of MEA/MDEA. Subsequent to the sensitivity analyses, capital and operational costs were calculated using the detailed factorial method. The total cost per ton of captured CO2 was derived by combining fixed and operating costs. Overall, MEA was found to be more cost-effective for CO2 capture across all feed streams compared to MEA/MDEA, with both solvents falling within acceptable literature ranges. For MEA the cost was calculated 45.8-55.0 EUR/t CO2 captured and for the mixture 46.7-56.3 EUR/t CO2 captured. For future work, it is recommended to re-examine MEA/MDEA cases with different MEA ratios, as the expected reduction in reboiler duty and energy consumption could not be verified. Additionally, improvements in the accuracy of the thermodynamic model for the solvent mixture are suggested to reduce deviations from experimental data.