پژوهش های کاربردی مهندسی شیمی - پلیمر
فصلنامه علمی - پژوهشی

بررسی چند شاخه ای شدن جریان آمین بر کاهش دمای بیشینه برج جذب پالایشگاه فجر جم جهت کنترل خوردگی

نوع مقاله : پژوهشی اصیل

نویسندگان

عبدالله ایراندوست
حسن زارع علی آبادی
مجتبی ساعی مقدم

دانشگاه صنعتی قوچان

چکیده
با مطالعه انواع خوردگی در فرآیندهای آمینی و بررسی تاثیر عوامل مختلف بر روی آنها، اثرغالب دما در خوردگی در برج های جذب مشخص شد. کاهش دما منجر به کاهش خوردگی در برج جذب، تاثیر بر روی کشش سطحی آمین و درنتیجه کاهش کف­زایی و طغیان در برج و کاهش گازهای ترش CO2 و H2S از جریان خروجی گاز طبیعی خواهد شد. در این تحقیق شیوه­های مختلف کاهش دما از جمله افزایش دبی آمین در گردش ، باز نمودن عایق دیواره و تزریق آمین به میانه برج مورد بررسی قرار گرفته است. برای بررسی اثرتزریق آمین به میانه برج از نرم افزار Aspen-HYSYS استفاده شد. براساس نتایج شبیه­سازی، در برج جذب دوخوراکه دمای بیشینه در برج در حدود ˚C3 و در حالت سه­خوراکه دمای بیشینه حدود ˚C10 کاهش یافت. همچنین با توجه به کاهش غلظت گازهای CO2 و H2S از جریان خروجی گاز، میزان سودسوزآور مصرفی در قسمت تحتانی برج نیز کاهش می­یابد که در نهایت میزان مصرف کاتالیزور واحد مراکس را پایین خواهد آورد. براساس نتایج حاصله تزریق آمین به میانه برج نسبت به سایر روش های اشاره شده بالاترین بازده را جهت کاهش دمای برج نشان می دهد. گر چه برای کاهش بیشتر دما در برج می توان ترکیبی از روش­های یاد شده را استفاده نمود.

کلیدواژه‌ها

برج جذب
آمین
گازهای اسیدی
خوردگی
دمای بیشینه

موضوعات

عنوان مقاله English

Investigation on Using Amine Split Flow to Reduce Maximum Temperature of the Fajr-Jam Refinery Absorption Tower for Control Corrosion Rate

نویسندگان English

abdollah irandoost
Hasan Zare Aliabadi
Mojtaba Saei moghaddam
Quchan University of Technology
چکیده English

Research subject: Regarding to temperature effect on the rate of corrosion in absorption tower of gas refineries, it is very useful to examine and invest on new methods to decrease the temperature in mentioned towers.

Research approach: By studying different types of corrosion in amine processes and the influence of different variables on them, the dominant effect of temperature on the rate of corrosion in absorption towers was determined. Due to decreasing temperature in the absorption tower the surface tension of amine solvent and corrosion rate decrease. The reduction in surface tension reduces the foaming and flooding in the tower, which reduces the concentration of sour gases CO2 and H2S from the natural gas outlet. Various methods of reducing temperature in the absorption tower such as increasing flow rate of circulation amine solvent, opening the insulated tower wall and injecting amines into the middle of the tower have been studied. Aspen- HYSYS software was used to investigate the effects of amine injection into the middle of the tower.

Main result: According to the simulation results, the maximum temperature in the two-feed absorption tower was reduced to about 3°C and in the three feedstocks the maximum temperature was reduced to about 10°C. Also, as the CO2 and H2S concentration of the gas outlet decreases, the amount of Spent Caustic and catalyst in the lower part of the tower will decrease. Finally, it was found that among the above methods, injection of amine into the middle of the tower had the highest efficiency in decreasing the temperature of it. However, a combination of the above methods can be used to further reduce the temperature in the tower.

کلیدواژه‌ها English

Absorption Tower
Amines
Acidic Gases
Corrosion
Maximum Temperature
[1] Tohid N.Borhani, Meihong Wang, Role of Solvents in CO2 Capture Processes: The Review of Selection and Design Methods, Renewable and Sustainable Energy Reviews, 114 (2019) 109299.
[2] Jak Tanthana et al, Experimental Study of a Hydrophobic Solvent for Natural Gas Sweetening Based on the Solubility and Selectivity for Light Hydrocarbons (CH4, C2H6) and Acid Gases (CO2 and H2S) at 298−353K, Journal of Chemical & Engineering Data 2019 64 (2), 545-556.
[3] Walaa M. Shehata et al, Article Open Access Challenges and Solutions of Gas Sweetening Unit in Polypropylene Plant Using Process Simulation: A Case Study, Pet Coal (2019); 61(3) 517-532.
[4] Habin Cho et al, Automated Process Design of Acid Gas Removal Units in Natural Gas Processing, Computers and Chemical Engineering (2015).
[5] Wanjun Guo et al, Simulation and Energy Performance Assessment of CO2 Removal from Crude Synthetic Natural Gas via Physical Absorption Process, Journal of Natural Gas Chemistry 21(2012) 633–638.
[6] Robert N. Maddox., "Gas Conditioning and Processing", Vol. 4, Third Edition, 1994.
[7] دکتر مرتضی احسانی، بررسی علل خوردگی بدنه و سینی های برج جذب و احیا و تعیین پوشش مناسب، شرکت پالایش گاز فجر جم
[8] Hyung Kun Bae et al, Simulation of CO2 Removal in a Split-Flow Gas Sweetening Process, Korean J. Chem. Eng., 28(1) (2011) 643-648.
[9] Sarntharm Mudhasakul et al, A Simulation Model of a CO2 Absorption Process with Methyldiethanolamine Solvent and Piperazine as an Activator, International Journal of Greenhouse Gas Control 15 (2013) 134–141.
[10] Priyabrata Pal et al, Role of Aqueous Methyldiethanolamine (MDEA) as Solvent in Natural Gas Sweetening Unit and Process Contaminants with Probable Reaction Pathway, Journal of Natural Gas Science and Engineering 24 (2015) 124-131.
[11] Mashallah Rezakazemi et al, Hybrid Systems: Combining Membrane and Absorption Technologies Leads to more Efficient Acid Gases (CO2 and H2S) Removal from Natural Gas, Journal of CO2 Utilization 18 (2017) 362–369.
[12] Toluleke Emmanuel Akinola et al, Study of CO2 Removal in Natural Gas Process Using Mixture of Ionic Liquid and MEA through Process Simulation, Fuel 236 (2019) 135–146.
[13] Alireza Bahadori, Natural Gas Sweetening, Technology and Engineering Design 2014, Pages 483-518.
[14] Pao Chi Chen and Yan-Lin Lai, Optimization in the Stripping Process of CO2 Gas Using Mixed Amines, Energies 12 (2019) 1-17.
[15] Nayef Ghasem, Chemical Absorption of CO2 Enhanced by Nanoparticles Using a Membrane Contactor: Modeling and Simulation, Membranes (Basel), 9 (2019) 1-16.

صفحه اصلی

راهنمای نویسندگان

ارسال مقاله

داوران

تماس با ما