Korean Chemical Engineering Research

The Korean Institute of Chemical Engineers (한국화학공학회)
권호 표지
DOI QR코드

DOI QR Code

Theoretical Study on Optimal Conditions for Absorbent Regeneration in CO2 Absorption Process

이산화탄소 흡수 공정에서 흡수액 최적 재생 조건에 대한 이론적 고찰

  • Park, Sungyoul (Greenhouse Gas Department, Korea Institute of Energy Research)
  • 박성열 (한국에너지기술연구원 온실가스연구단)
  • Received : 2012.06.21
  • Accepted : 2012.07.23
  • Published : 2012.12.01
Download PDF
⟨ Previous Next ⟩

Abstract

The considerable portion of energy demand has been satisfied by the combustion of fossil fuel and the consequent $CO_2$ emission was considered as a main cause of global warming. As a technology option for $CO_2$ emission mitigation, absorption process has been used in $CO_2$ capture from large scale emission sources. To set up optimal operating parameters in $CO_2$ absorption and solvent regeneration units are important for the better performance of the whole $CO_2$ absorption plant. Optimal operating parameters are usually selected through a lot of actual operation data. However theoretical approach are also useful because the arbitrary change of process parameters often limited for the stability of process operation. In this paper, a theoretical approach based on vapor-liquid equilibrium was proposed to estimate optimal operating conditions of $CO_2$ absorption process. Two $CO_2$ absorption processes using 12 wt% aqueous $NH_3$ solution and 20 wt% aqueous MEA solution were investigated in this theoretical estimation of optimal operating conditions. The results showed that $CO_2$ loading of rich absorbent should be kept below 0.4 in case of 12 wt% aqueous $NH_3$ solution for $CO_2$ absorption but there was no limitation of $CO_2$ loading in case of 20 wt% aqueous MEA solution for $CO_2$ absorption. The optimal regeneration temperature was determined by theoretical approach based on $CO_2$ loadings of rich and lean absorbent, which determined to satisfy the amount of absorbed $CO_2$. The amount of heating medium at optimal regeneration temperature is also determined to meet the difference of $CO_2$ loading between rich and lean absorbent. It could be confirmed that the theoretical approach, which accurately estimate the optimal regeneration conditions of lab scale $CO_2$ absorption using 12 wt% aqueous $NH_3$ solution could estimate those of 20 wt% aqueous MEA solution and could be used for the design and operation of $CO_2$ absorption process using chemical absorbent.

에너지 수요의 지속적인 증가는 화석 연료의 사용을 통해 상당한 부분이 충족되고 있으며 이로 인한 이산화탄소의 배출은 지구온난화의 주요 원인으로 인식되고 있다. 대규모 발생원으로부터 이산화탄소를 포집하기 위한 방안의 하나로 흡수 공정이 적용되고 있으며, 흡수제의 흡수 및 재생으로 구성된 연속 순환 공정 특성상 흡수제의 특성뿐만 아니라 흡수 재생 운전 조건은 전체 공정 성능에 매우 중요한 부분을 차지한다. 이러한 최적의 운전 조건은 실제로 운전되고 있는 공정에서 찾아내는 것이 최선이라 할 수 있으나, 이를 위해 실제 상용 공정의 운전 변수를 임의로 변경하는 것은 공정 안정성 측면에서 현실적으로 불가능한 경우가 많다. 따라서 본 논문에서는 이러한 현실적인 제약을 극복하고자 흡수제의 기-액 상평형에 대한 이론적인 접근법을 적용하였다. 12 wt% $NH_3$ 수용액을 이용한 $CO_2$ 흡수 공정에서 최적 흡수 재생 조건 파악에 적용된 이론적인 접근법을 20 wt% Monoethanl amine (MEA) 수용액에 적용하여 흡수제의 최적 재생 조건을 예측하였다. 12 wt% $NH_3$ 수용액을 $CO_2$ 흡수 재생 공정에 사용할 경우, 재생 공정으로 공급하는 흡수액의 $CO_2$ 부하(loading)를 0.4 이하로 유지하는 것이 필요한 반면, 20 wt% MEA 수용액을 사용하는 경우에는 재생 공정으로 공급되는 흡수액의 $CO_2$ 부하에 대한 제한이 필요 없음을 알 수 있었다. 최적 재생 온도는 이론적 접근법을 이용해서 재생 공정으로 공급되는 흡수액의 $CO_2$ 부하에 따라 결정할 수 있으며, 재생된 흡수액의 $CO_2$ 부하는 흡수 공정에서 필요한 $CO_2$ 흡수량에 따라 결정되고 이를 기준으로 최적 재생 온도에 해당하는 열원의 공급량을 결정할 수 있게 된다. 12 wt% $NH_3$ 수용액을 이용한 실험실 규모의 연속 $CO_2$ 흡수 재생 실험에서 최적 재생 조건을 비교적 정확하게 예측할 수 있었던 이론적 접근법을 20 wt% MEA 수용액에 적용하여 최적 재생 조건 예측에 적용할 수 있음을 확인하였고, 실제 화학흡수제를 이용한 $CO_2$의 흡수 재생 공정의 설계 및 운전에 사용할 수 있는 가능성을 확인하였다.

Keywords

References

  1. Chakma, A., "Separation of $CO_{2}$ and $SO_{2}$ from Flue Gas Streams by Liquid Membranes," Energy Conv. Manag., 36(6), 405-410 (1995). https://doi.org/10.1016/0196-8904(95)00031-8
  2. Al-Ghawas, H. A., Hagewiesche, D. P., Ruiz-lbanez, G. and Sandall, O. C., "Physicochemical Properties Important for Carbon Dioxide Absorption in Aqueous Methyldiethanolamine," J. Chem. Eng. Data, 34(4), 385-391(1989). https://doi.org/10.1021/je00058a004
  3. Saha, A. and Bandyopadhyay, S., "Kinetics of Absorption of $CO_{2}$ into Aqueous Solutions of 2-amino-2-methyl-1-propanol," Chem. Eng. Sci., 50(22), 3587-3598(1995). https://doi.org/10.1016/0009-2509(95)00187-A
  4. Bosch, H., Versteeg, G. F. and van Swaaij, W. P. M., "Kinetics of the Reaction of $CO_{2}$ with the Sterically Hindered Amine 2- Amino-2-methyl Propanol at 298K," Chem. Eng. Sci., 45(5), 1167-1173(1990). https://doi.org/10.1016/0009-2509(90)87110-E
  5. Dey, A. and Aroonwilas, A., "$CO_{2}$ Absorptionin to MEA-AMP blend : Mass Transfer and Absorber Height Index," Energy Procedia, 1, 211-215(2009). https://doi.org/10.1016/j.egypro.2009.01.030
  6. Mandal, B. P. and Bandyopadhyay, S. S., "Absorption of Carbon Dioxide Into Aqueous Blends of 2-amino-2-methyl-1-propanol and Monoethanolamine," Chem. Eng. Sci., 61(16), 5440-5447(2006). https://doi.org/10.1016/j.ces.2006.04.002
  7. Yeh, J. T., Resnik, K. P., Rygle, K. and Pennline, H. W., "Semibatch Absorption and Regeneration Studies for $CO_{2}$ Capture by Aqueous Ammonia," Fuel Process. Technol., 86(14-15), 1533- 1546(2005). https://doi.org/10.1016/j.fuproc.2005.01.015
  8. Lee, J. W. and Li, R., "Integration of Fossil Energy Systems with $CO_{2}$ Sequestration Through NH4HCO3 Production," Energy Convers. Manage., 44(9), 1535-1546(2003). https://doi.org/10.1016/S0196-8904(02)00149-8
  9. Huang, H. and Chang, S. G., "Method to Regenerate Ammonia for the Capture of Carbon Dioxide," Energy Fuels, 16(4), 904-910(2002). https://doi.org/10.1021/ef010270i
  10. Hsunling, B. and An, C. Y., "Removal of $CO_{2}$ Greenhouse Gas by Ammonia Scrubbing," Ind. Eng. Che. Res., 36(6), 2490-2493 (1997). https://doi.org/10.1021/ie960748j
  11. Kurz, F., Rumpf, B. and Maurer, G., "Vapor-liquid-sold Equilibria in the System $NH_{3}$-$CO_{2}$-$H_{2}O$ from Around 310 to 470K: New Experimental Data and Modeling," Fluid Phase Equilib., 104, 261-275(1995). https://doi.org/10.1016/0378-3812(94)02653-I
  12. Biling, V., Rumpf, B., Strepp, F. and Maurer, G. G., "An Evolutionary Optimization Method for Modeling the Solubility of Ammonia and Carbon Dioxide in Aqueous Solutions," Fluid Phase Equilib., 53, 251-259(1989). https://doi.org/10.1016/0378-3812(89)80093-7
  13. Goppert, U. and Maurer, G., "Vapor-liquid Equilibria in Aqueous Solutions of Ammonia and Carbon Dioxide at Temperatures Between 333 and 393 K and Pressures up to 7 MPa," Fluid Phase Equilib., 41(1-2), 153-185(1988). https://doi.org/10.1016/0378-3812(88)80042-6
  14. Diao, Y. F., Zheng, X. Y., He, B. S., Chen, C. H. and Xu, X. C., "Experimental Study on Capturing $CO_{2}$ Green House Gas by Ammonia Scrubbing," Energy Convers. Manage., 45(13-14), 2283-2296(2004). https://doi.org/10.1016/j.enconman.2003.10.011
  15. Darde, V., Thomsen, K., van Well, W. J. M. and Stenby, E. H., "Chilled Ammonia Process for $CO_{2}$ Capture," Energy Procedia, 1(1), 1035-1042(2009). https://doi.org/10.1016/j.egypro.2009.01.137
  16. Liu, J. H., Wang, S. J., Zhao, B., Tong, H. L. and Chen, C. H. "Absorption of Carbon Dioxide in Aqueous Ammonia," Energy Procedia, 1(1), 993-940(2009).
  17. Kim, J. Y., Han, K. W. and Chun, H. D., "$CO_{2}$ Absorption with Low Concentration Ammonia Liquor," Energy Proceedia, 1(1), 757-762(2009). https://doi.org/10.1016/j.egypro.2009.01.100
  18. McLanon, C. R. and Duncan, J. L., "Testing of Ammonia Based $CO_{2}$ capture with Multi-Pollutant Control Technology," Energy Procedia, 1(1), 1027-1034(2009). https://doi.org/10.1016/j.egypro.2009.01.136
  19. Gal, E., "Ultra Cleaning Combustion Gas Including the Removal of $CO_{2}$," World Intellectual Property, Patent WO2006022885, (2006).
  20. Park, S. Y., Yi, K. B., Ko, C. H., Park, J. H., Kim, J. N. and Hong, W. H., "Selection of Optimal Operating Conditions for a Continuous $CO_{2}$-Capture Process Using an Aqueous Ammonia Solution," Energy Fuels, 24, 3704-3709(2010). https://doi.org/10.1021/ef100292t

Cited by

  1. Performance Analysis of Upgrading Process with Amine-Based CO2 Capture Pilot Plant vol.4, pp.1, 2012, https://doi.org/10.18770/kepco.2018.04.01.033