آمار
| تعداد نشریات | 26 |
| تعداد شماره‌ها | 447 |
| تعداد مقالات | 4,557 |
| تعداد مشاهده مقاله | 5,379,997 |
| تعداد دریافت فایل اصل مقاله | 3,580,061 |
بررسی اثر متغیرهای عملیاتی و بهینه سازی فرایند جذب دی‌اکسیدکربن از گاز حاصل از احتراق توسط دی‌اتانول‌آمین با استفاده از روش سطح-پاسخ | ||
| نشریه علوم و مهندسی جداسازی | ||
| مقاله 3، دوره 11، شماره 1، تیر 1398، صفحه 26-40 اصل مقاله (1.03 M) | ||
| نوع مقاله: مقاله پژوهشی | ||
| شناسه دیجیتال (DOI): 10.22103/jsse.2019.2240 | ||
| نویسندگان | ||
| ساسان صحرایی1؛ حامد رشیدی* 2؛ پیوند والهءشیدا3 | ||
| 1کارشناسی ارشد مهندسی شیمی، دانشگاه صنعتی کرمانشاه | ||
| 2گروه مهندسی شیمی- دانشکده انرژی- دانشگاه صنعتی کرمانشاه | ||
| 3گروه مهندسی شیمی، هیئت علمی دانشگاه صنعتی کرمانشاه | ||
| چکیده | ||
| در این پژوهش به منظور بررسی عملکرد محلول آبی دی‌اتانول‌آمین در فرایند جذب دی‌اکسیدکربن از گاز حاصل از احتراق، ضریب کلی انتقال جرم بر مبنای فاز گاز (KGaV) و شار انتقال جرم حجمی (NAaV) در شرایط عملیاتی مختلف شامل: دمای حلال ورودی 55-35 درجه سلسیوس، دبی گاز ورودی 100-50 لیتر بر دقیقه، دبی حلال ورودی 25/1-75/0 لیتر بر دقیقه، غلظت دی‌اکسیدکربن در گاز ورودی 15-5 درصد حجمی، بار حرارتی جوش‌آور 2/2-4/1 کیلووات و غلظت دی‌اتانول‌آمین در حلال 25-15 درصد وزنی، مورد بررسی قرار گرفت. جهت تحلیل نتایج و بهینه‌سازی شرایط از روش سطح-پاسخ باکس-بنکن استفاده شد. نتایج نشان داد که افزایش دبی حلال، دبی گاز، بار حرارتی جوش‌آور و غلظت دی‌اتانول‌آمین در حلال موجب افزایش مقادیر NAaV و KGaV می‌شود. با این حال افزایش غلظت دی‌اکسیدکربن در گاز ورودی مقدار NAaV و KGaV را به ترتیب افزایش و کاهش داد. تغییرات دما و غلظت دی‌اکسیدکربن در طول برج جذب نشان داد که جذب دی‌اکسیدکربن در نسبت‌های بالاتر دبی حلال به دبی گاز بیشتر می‌شود. با این حال افزایش طول برج بر افزایش میزان جذب تاثیرگذار است. در پایان بهینه‌سازی شرایط عملیاتی برج جذب انجام پذیرفت. حداکثر بودن همزمان مقدار NAaV و KGaV، تابع هدف در نظر گرفته شد. در شرایط عملیاتی بهینه مقادیر NAaV و KGaV به ترتیب به (kmol/h.m3) 01/15 و (kmol/h.m3.kPa) 07/3 به‌دست آمد. | ||
| کلیدواژه‌ها | ||
| جذب؛ دی‌اکسیدکربن؛ دی‌اتانول‌آمین؛ روش سطح-پاسخ؛ برج پرشده | ||
| مراجع | ||
|
[1] Board, O.S. and N.R. Council, Ocean acidification: a national strategy to meet the challenges of a changing ocean. 2010: National Academies Press.
##
[2] Turley, C., Ocean Acidification. A National Strategy to Meet the Challenges of a Changing Ocean. 2011, Wiley Online Library.
##
[3] Yang, H., et al., Progress in carbon dioxide separation and capture: A review. Journal of environmental sciences, 2008. 20(1): p. 14-27.
##
[4] Maqsood, K., et al., Cryogenic carbon dioxide separation from natural gas: a review based on conventional and novel emerging technologies. Reviews in Chemical Engineering, 2014. 30(5): p. 453-477.
##
[5] Rao, A.B. and E.S. Rubin, A technical, economic, and environmental assessment of amine-based CO2 capture technology for power plant greenhouse gas control. Environmental science & technology, 2002. 36(20): p. 4467-4475.
##
[6] Buhre, B.J., et al., Oxy-fuel combustion technology for coal-fired power generation. Progress in energy and combustion science, 2005. 31(4): p. 283-307.
##
[7] Adewole, J., et al., Current challenges in membrane separation of CO2 from natural gas: A review. International Journal of Greenhouse Gas Control, 2013. 17: p. 46-65.
##
[8] Mudhasakul, S., H.-m. Ku, and P.L. Douglas, A simulation model of a CO2 absorption process with methyldiethanolamine solvent and piperazine as an activator. International Journal of Greenhouse Gas Control, 2013. 15: p. 134-141.
##
[9] Kumar, S., J.H. Cho, and I. Moon, Ionic liquid-amine blends and CO2BOLs: prospective solvents for natural gas sweetening and CO2 capture technology—a review. International Journal of Greenhouse Gas Control, 2014. 20: p. 87-116.
##
[10] Ghiasi, M.M., et al., Application of ANFIS soft computing technique in modeling the CO2 capture with MEA, DEA, and TEA aqueous solutions. International Journal of Greenhouse Gas Control, 2016. 49: p. 47-54.
##
[11] Campbell, J., Gas Conditioning and Processing, Campbell Petroleum Series. 1994, USA [13] Multiphase Flow Production Model.
##
[12] Garg, S., et al., VLE of CO2 in aqueous potassium salt of L-phenylalanine: experimental data and modeling using modified Kent-Eisenberg model. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2016. 34: p. 864-872.
##
[13] Kadiwala, S., A.V. Rayer, and A. Henni, High pressure solubility of carbon dioxide (CO 2) in aqueous piperazine solutions. Fluid Phase Equilibria, 2010. 292(1): p. 20-28.
##
[14] Steeneveldt, R., B. Berger, and T. Torp, CO2 capture and storage: closing the knowing–doing gap. Chemical Engineering Research and Design, 2006. 84(9): p. 739-763.
##
[15] Khan, S.N., et al., High-pressure absorption study of CO 2 in aqueous N-methyldiethanolamine (MDEA) and MDEA-piperazine (PZ)-1-butyl-3-methylimidazolium trifluoromethanesulfonate [bmim][OTf] hybrid solvents. Journal of Molecular Liquids, 2018. 249: p. 1236-1244.
##
[16] Mandal, B. and S. Bandyopadhyay, Simultaneous absorption of carbon dioxide and hydrogen sulfide into aqueous blends of 2-amino-2-methyl-1-propanol and diethanolamine. Chemical Engineering Science, 2005. 60(22): p. 6438-6451.
##
[17] Daneshvar, N., et al., Carbon dioxide equilibrium absorption in the multi-component systems of CO 2+ TIPA+ MEA+ H 2 O, CO 2+ TIPA+ Pz+ H 2 O and CO 2+ TIPA+ H 2 O at low CO 2 partial pressures: experimental solubility data, corrosion study and modeling with artificial neural network. Separation and purification technology, 2004. 37(2): p. 135-147.
##
[18] Lee, J.I., F.D. Otto, and A.E. Mather, Solubility of hydrogen sulfide in aqueous diethanolamine solutions at high pressures. Journal of Chemical and Engineering Data, 1973. 18(1): p. 71-73.
##
[19] Jane, I.-S. and M.-H. Li, Solubilities of mixtures of carbon dioxide and hydrogen sulfide in water+ diethanolamine+ 2-amino-2-methyl-1-propanol. Journal of Chemical & Engineering Data, 1997. 42(1): p. 98-105.
##
[20] Haji-Sulaiman, M., M. Aroua, and A. Benamor, Analysis of equilibrium data of CO2 in aqueous solutions of diethanolamine (DEA), methyldiethanolamine (MDEA) and their mixtures using the modified Kent Eisenberg model. Chemical Engineering Research and Design, 1998. 76(8): p. 961-968.
##
[21] Vallée, G., et al., Representation of CO2 and H2S absorption by aqueous solutions of diethanolamine using an electrolyte equation of state. Industrial & engineering chemistry research, 1999. 38(9): p. 3473-3480.
##
[22] Park, S.H., et al., Correlation and prediction of the solubility of carbon dioxide in aqueous alkanolamine and mixed alkanolamine solutions. Industrial & engineering chemistry research, 2002. 41(6): p. 1658-1665.
##
[23] Gabrielsen, J., et al., A model for estimating CO2 solubility in aqueous alkanolamines. Industrial & engineering chemistry research, 2005. 44(9): p. 3348-3354.
##
[24] Porcheron, F., et al., High throughput screening of CO2 solubility in aqueous monoamine solutions. Environmental science & technology, 2011. 45(6): p. 2486-2492.
##
[25] Mahajani, V. and J. Joshi, Kinetics of reactions between carbon dioxide and alkanolamines. Gas Separation & Purification, 1988. 2(2): p. 50-64.
##
[26] Versteeg, G., L. Van Dijck, and W.P.M. van Swaaij, On the kinetics between CO2 and alkanolamines both in aqueous and non-aqueous solutions. An overview. Chemical Engineering Communications, 1996. 144(1): p. 113-158.
##
[27] Abu Zahra, M.R., Carbon dioxide capture from flue gas: development and evaluation of existing and novel process concepts. 2009.
##
[28] Vaidya, P.D. and E.Y. Kenig, CO2‐Alkanolamine reaction kinetics: A review of recent studies. Chemical Engineering & Technology, 2007. 30(11): p. 1467-1474.
##
[29] Rezazadeh, F., Optimal Integration of Post-Combustion CO2 Capture Process with Natural Gas Fired Combined Cycle Power Plants. 2016, University of Leeds.
##
[30] Dey, A. and A. Aroonwilas, CO2 absorption into MEA-AMP blend: mass transfer and absorber height index. Energy Procedia, 2009. 1(1): p. 211-215.
##
[31] Sema, T., et al., Mass transfer of CO 2 absorption in hybrid MEA-methanol solvents in packed column. Energy Procedia, 2013. 37: p. 883-889.
##
[32] Dey, A. and Aroonwilas, A. CO2 absorption into MEA-AMP blend: mass transfer and absorber height index. Energy Procedia 2009. 1(1): p. 211-–215
##
[33] Bui, M., et al., Dynamic operation of post-combustion CO2 capture in Australian coal-fired power plants. Energy Procedia, 2014. 63: p. 1368-1375.
##
[34] Nittaya, T., et al., Dynamic modelling and control of MEA absorption processes for CO2 capture from power plants. Fuel, 2014. 116: p. 672-691.
##
| ||
|
آمار تعداد مشاهده مقاله: 752 تعداد دریافت فایل اصل مقاله: 397 |
||