다양한 아민 흡수제를 이용한 천연가스 중에 포함되어 있는 산성가스 제거 성능 비교 Comparison of Removal Capabilities among Several Aqueous Amine Absorbents for Sweeting Acid Gases Contained in Natural Gas원문보기
본 연구에서는 상용성 공정모사기인 BR&E사의 PROMAX를 사용하여 amine류 흡수제인 30 wt%의 MEA수용액, 30 wt%의 DEA수용액 그리고 50 wt%의 MDEA수용액과 50 wt%의 MDEA에 첨가제로써 3 wt%의 piperazine을 첨가한 공정을 이용하여 천연가스 중에 포함되어 있는 산성가스인 $CO_2$와 $H_2S$ 성분의 제거 성능에 대한 비교 작업을 수행하였다. 공정모사 결과로 MEA는 상대적으로 많은 $CO_2$를 제거 할 수 있는 반면에 DEA, MDEA, MDEA와 첨가제인 piperazine은 $H_2S$를 많이 제거한다는 것을 알 수 있었고, MEA 30 wt%수용액의 경우는 lean amine의 circulation rate가 가장 적은 것으로 나타냈다. 재비기의 heat duty는 MDEA 50 wt%에 첨가제인 piperazine 3 wt% 수용액이 가장 적음을 알 수 있었다. 또한 MDEA 그리고 MDEA와 첨가제인 piperazine을 비교해 보면 첨가제로 인하여 solvent circulation rate가 감소된 것을 알 수 있었다.
본 연구에서는 상용성 공정모사기인 BR&E사의 PROMAX를 사용하여 amine류 흡수제인 30 wt%의 MEA수용액, 30 wt%의 DEA수용액 그리고 50 wt%의 MDEA수용액과 50 wt%의 MDEA에 첨가제로써 3 wt%의 piperazine을 첨가한 공정을 이용하여 천연가스 중에 포함되어 있는 산성가스인 $CO_2$와 $H_2S$ 성분의 제거 성능에 대한 비교 작업을 수행하였다. 공정모사 결과로 MEA는 상대적으로 많은 $CO_2$를 제거 할 수 있는 반면에 DEA, MDEA, MDEA와 첨가제인 piperazine은 $H_2S$를 많이 제거한다는 것을 알 수 있었고, MEA 30 wt%수용액의 경우는 lean amine의 circulation rate가 가장 적은 것으로 나타냈다. 재비기의 heat duty는 MDEA 50 wt%에 첨가제인 piperazine 3 wt% 수용액이 가장 적음을 알 수 있었다. 또한 MDEA 그리고 MDEA와 첨가제인 piperazine을 비교해 보면 첨가제로 인하여 solvent circulation rate가 감소된 것을 알 수 있었다.
Simulation works for comparing removal capabilities of acid gases contained in natural gas among several aqueous amine absorbents using commercial process simulator PROMAX(BR&E Co.) were carried out. Amine aqueous solution used in this study were 30 wt% MEA, 30 wt% DEA, 50 wt% MDEA, and 50 wt% MDEA ...
Simulation works for comparing removal capabilities of acid gases contained in natural gas among several aqueous amine absorbents using commercial process simulator PROMAX(BR&E Co.) were carried out. Amine aqueous solution used in this study were 30 wt% MEA, 30 wt% DEA, 50 wt% MDEA, and 50 wt% MDEA with 3 wt% piperazine as additive. We obtained the simulated results that while MEA aqueous solution is relatively capable of more $CO_2$ gas, but DEA, MDEA, MDEA aqueous solutions with piperazine as additive are capable of more $H_2S$ gas. Also, we found that 30 wt% MDA aqueous solution is the smallest circulate rate of lean amine solution, and 50 wt% MDEA aqueous solution with 3 wt% piperazine as additive is the smallest heat duty in stripping unit. 50 wt% MDEA aqueous solution with 3 wt% piperazine as additive is found less amine circulation rate than 50 wt% MDEA due to the introduction of additive.
Simulation works for comparing removal capabilities of acid gases contained in natural gas among several aqueous amine absorbents using commercial process simulator PROMAX(BR&E Co.) were carried out. Amine aqueous solution used in this study were 30 wt% MEA, 30 wt% DEA, 50 wt% MDEA, and 50 wt% MDEA with 3 wt% piperazine as additive. We obtained the simulated results that while MEA aqueous solution is relatively capable of more $CO_2$ gas, but DEA, MDEA, MDEA aqueous solutions with piperazine as additive are capable of more $H_2S$ gas. Also, we found that 30 wt% MDA aqueous solution is the smallest circulate rate of lean amine solution, and 50 wt% MDEA aqueous solution with 3 wt% piperazine as additive is the smallest heat duty in stripping unit. 50 wt% MDEA aqueous solution with 3 wt% piperazine as additive is found less amine circulation rate than 50 wt% MDEA due to the introduction of additive.
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제안 방법
2를 통하여 다음을 수행하였다. 30 wt% MEA수용액, 30 wt% DEA수용액, 50 wt% MDEA수용액, 50 wt% MDEA수용액과 첨가제로써 3 wt%인 piperazine를 이용하여 공정모사 비교를 하였다. Table 3은 CO2함량은 50 ppm 이하로, H2S 함량은 4 ppm 이하임을 알 수 있다.
열역학 모델식으로는 PROMAX에 내장되어 있는 amine sweetening SRK 상태방정식을 사용하였다. amine 흡수제로서는 30 wt%의 MEA수용액, 30 wt%의 DEA수용액, 50 wt%의 MDEA수용액 그리고 50 wt%의 MDEA에 첨가제로서 3 wt%의 piperazine을 첨가한 공정으로 천연가스 중에 포함되어 있는 CO2는 50 ppm, H2S는 4 ppm 이하로 제한하여 공정을 모사하여 제거성능에 대한 비교 작업을 수행하였다.
본 연구에서는 천연가스 중에 포함되어 있는 산성가스인 CO2와 H2S를 amine solvent를 이용하여 제거하는 공정으로 처음 제거된 sweet gas의 조건으로 CO2는 50ppm, H2S는 4 ppm 이하로 제한하여 전산모사인 PROMAX를 이용하여 다음과 같은 결론을 얻었다.
대상 데이터
본 연구에서는 BR&E사의 PROMAX 3.2 전산모사를 사용하였다.
사용된 상용성 공정모사기로는 BE&R사의 PROMAX 3.2를 이용하여 공정을 모사하였다.
이론/모형
2 전산모사를 사용하였다. 열역학 모델식으로는 PROMAX에 내장되어 있는 amine sweetening SRK 상태방정식을 사용하였다. amine 흡수제로서는 30 wt%의 MEA수용액, 30 wt%의 DEA수용액, 50 wt%의 MDEA수용액 그리고 50 wt%의 MDEA에 첨가제로서 3 wt%의 piperazine을 첨가한 공정으로 천연가스 중에 포함되어 있는 CO2는 50 ppm, H2S는 4 ppm 이하로 제한하여 공정을 모사하여 제거성능에 대한 비교 작업을 수행하였다.
2를 이용하여 공정을 모사하였다. 이때 사용된 열역학식은 PROMAX에 내장되어 있는 amine sweetening SRK식을 사용하였다[7]. 공정모사기를 이용하여 모사한 공정의 개요는 Fig.
성능/효과
재비기의duty 단위는 MMKcal/hr로 나타내었다. MEA 30 wt% 일 때의 재비기의 duty는 182.2 MMKcal/hr, DEA 30 wt%일 때의 duty는 274.7 MMKcal/hr, MDEA 50 wt%일 때의 duty는 228.0 MMKcal/hr, MDEA 50 wt%와 piperazine 3 wt%의 duty는 163.1 MMKcal/hr임을 알 수 있다. Table 6은 각 simulation의 결과를 정리하여 나타내었다.
넷째, MDEA 그리고 MDEA와 첨가제인 piperazine을 비교해 보면 첨가제로 인하여 solvent circulation rate가 감소된 것을 알 수 있었다.
둘째, MEA 30 wt% 수용액의 경우는 lean amine의 circulation rate가 가장 적은 것으로 나타났다.
다음으로는 DEA 30 wt%일 때는 685,894kg/hr이 사용되었으며 MDEA 50 wt%일 때는 729,752kg/hr이 사용되었다. 마지막으로 MDEA 50 wt%와 piperazine 3 wt% 첨가하였을 때 amine solvent는 548,670 kg/hr이 사용되었다는 것을 알 수가 있었다. 하지만 molar flow로 보았을 때 MEA 30 wt%는 18,900 kmol/hr, DEA 30 wt%는 28,588 kmol/hr이였으며 MDEA 50 wt%는 23,308 kmol/hr이다.
하지만 molar flow로 보았을 때 MEA 30 wt%는 18,900 kmol/hr, DEA 30 wt%는 28,588 kmol/hr이였으며 MDEA 50 wt%는 23,308 kmol/hr이다. 마지막으로는 MDEA 50 wt%와 piperazine 3wt%는 16,797 kmol/hr이 사용된 것으로 알 수 있었다. 이것은 사용되는 solvent의 유량에 따라 달라지기 때문에 molar flow의 차이가 나는 것으로 보인다.
셋째, 재비기의 heat duty는 MDEA 50 wt%에 첨가제인 piperazine 3 wt% 수용액이 가장 적음을 알 수 있었다.
첫째, MEA는 상대적으로 많은 CO2를 제거할 수 있고 DEA, MDEA, MDEA와 첨가제인 piperazine은 H2S를 많이 제거한다는 것을 알 수 있었다.
후속연구
이 결과에서 나타낸 바와 같이 piperezine과 같은 이온성 액체를 포함한 새로운 첨가제를 이용한 acid gas removal 공정을 위한 공정모사 및 실험이 앞으로 이뤄져야 한다고 판단된다.
질의응답
핵심어
질문
논문에서 추출한 답변
천연가스의 불순물은 어떻게 제거할 수 있는가?
그러나 천연가스 중에 포함되어 있는 불순물은 CO2와 H2S 이외의 H2O, Hg, N2를 제거해야 한다. 천연가스의 H2O는 dehydration을 통하여 Hg는 mercury removal, N2는 nitrogen rejection을 통하여 불순물을 제거 할 수 있다. 특히 가스전에서 나온 천연가스에 포함되는 중요 불순물 중 CO2의 경우 저온 공정에서 freezing 문제를 일으킬 수 있기 때문에 반드시 사전에 대부분을 제거해 주어야 한다.
액화천연가스를 제조할 때 제거해야 하는 것은 무엇인가?
국내에서는 최근 들어서 액화천연가스의 소비량이 증가하는 추세인데 이는 천연가스를 액화시키게 되면 기체 상태일 경우보다 부피가 약 600분의 1로 감소하기 때문에 동일한 저장 용량에 대해서 그만큼 많은 양을 저장할 수 있는 장점이 있기 때문이다. 그러나 천연가스 중에 포함되어 있는 불순물은 CO2와 H2S 이외의 H2O, Hg, N2를 제거해야 한다. 천연가스의 H2O는 dehydration을 통하여 Hg는 mercury removal, N2는 nitrogen rejection을 통하여 불순물을 제거 할 수 있다.
액화천연가스의 장점은 무엇인가?
국내에서는 최근 들어서 액화천연가스의 소비량이 증가하는 추세인데 이는 천연가스를 액화시키게 되면 기체 상태일 경우보다 부피가 약 600분의 1로 감소하기 때문에 동일한 저장 용량에 대해서 그만큼 많은 양을 저장할 수 있는 장점이 있기 때문이다. 그러나 천연가스 중에 포함되어 있는 불순물은 CO2와 H2S 이외의 H2O, Hg, N2를 제거해야 한다.
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