Modeling and simulation of carbon capture processes

Μίχα, Αικατερίνη; Micha, Aikaterini

dc.contributor.author	Μίχα, Αικατερίνη	el
dc.contributor.author	Micha, Aikaterini	en
dc.date.accessioned	2025-04-08T09:17:07Z
dc.date.available	2025-04-08T09:17:07Z
dc.identifier.uri	https://dspace.lib.ntua.gr/xmlui/handle/123456789/61639
dc.identifier.uri	http://dx.doi.org/10.26240/heal.ntua.29335
dc.rights	Αναφορά Δημιουργού-Μη Εμπορική Χρήση-Όχι Παράγωγα Έργα 3.0 Ελλάδα	*
dc.rights.uri	http://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/3.0/gr/	*
dc.subject	Δέσμευση διοξειδίου του άνθρακα	el
dc.subject	Χημική δέσμευση με αμίνες	el
dc.subject	Μονοαιθανολαμίνη	el
dc.subject	Ν-μεθυλδιαιθανολαμίνη	el
dc.subject	Τεχνοοικονομική ανάλυση	el
dc.subject	Carbon capture	en
dc.subject	Amine solvent systems	en
dc.subject	Aspen Plus	en
dc.subject	Monoethanolamine (MEA)	en
dc.subject	Methyldiethanolamine (MDEA)	en
dc.subject	Electrolyte-NRTL	en
dc.subject	Techno-economic analysis	en
dc.title	Modeling and simulation of carbon capture processes	en
dc.title	Μοντελοποίηση και προσομοίωση διεργασιών δέσμευσης διοξειδίου του άνθρακα	el
heal.type	bachelorThesis
heal.classification	Σχεδιασμός διεργασιών	el
heal.classification	Process design	en
heal.language	el
heal.language	en
heal.access	campus
heal.recordProvider	ntua	el
heal.publicationDate	2024-10-04
heal.abstract	Η μελέτη επικεντρώνεται στην ανάλυση, βελτιστοποίηση και οικονομική αξιολόγηση της διαδικασίας απορρόφησης CO₂, επιτυγχάνοντας ποσοστό δέσμευσης 90% από καυσαέρια εγκαταστάσεων σε τρεις διαφορετικές πηγές: διυλιστήριο, εργοστάσιο τσιμέντου και φυσικού αερίου. Οι προσομοιώσεις πραγματοποιήθηκαν χρησιμοποιώντας το λογισμικό Aspen Plus V11 για δύο συστήματα υδατικών διαλυμάτων αμινών: 30% MEA w/w και ένα μίγμα 15% MEA και 15% MDEA w/w. Αρχικά, τα δεδομένα ισορροπίας ατμού-υγρού (VLE) συγκρίθηκαν με υπάρχουσα βιβλιογραφία για την επικύρωση του μοντέλου Electrolyte-NRTL και την εξασφάλιση ακριβών θερμοδυναμικών υπολογισμών. Τα αποτελέσματα έδειξαν ότι το μοντέλο περιγράφει με ακρίβεια την ισορροπία της MEA, ενώ παρουσιάστηκαν δυσκολίες στην προσομοίωση του μείγματος MEA/MDEA, με απόδοση χαμηλότερη από το αναμενόμενο, ιδιαίτερα σε υψηλές θερμοκρασίες και χαμηλή φόρτωση αμίνης. Στη συνέχεια, αναπτύχθηκαν προσομοιώσεις για κάθε τροφοδοσία και διαλύτη, ενώ πραγματοποιήθηκε ανάλυση ευαισθησίας με μεταβολή των βασικών παραμέτρων σχεδιασμού για την αξιολόγηση της κατανάλωσης ενέργειας και της ροής του διαλύτη. Μετά από αυτές τις αναλύσεις, υπολογίστηκαν τα κεφαλαιακά, λειτουργικά και ετήσια ισοδύναμα κόστη. Τα ευρήματα ανέδειξαν συγκεκριμένες βέλτιστες συνθήκες για τη διαδικασία δέσμευσης CO₂. Για τη MEA, ο βέλτιστος λόγος ανθράκωσης του φτωχού ρεύματος αμίνης βρέθηκε περίπου σταθερός στο 0.26. Για το MEA/MDEA, ο βέλτιστος λόγος ανθράκωσης του φτωχού ρεύματος αμίνης κυμάνθηκε από 0.17 για το φυσικό αέριο έως 0.22 για τα διυλιστήρια. Ο λόγος ανθράκωσης της πλούσιας αμίνης για τη MEA βρέθηκε να είναι 0.49, κοντά στο θεωρητικό μέγιστο των 0.5, ενώ για το MEA/MDEA βρέθηκε να είναι 0.4. Η αύξηση των σταδίων του απορροφητή και του αναγεννητή βελτιστοποιεί το Ειδικό Θερμικό Καθήκον του αναβραστήρα του αναγεννητή (ΕΘΚ) και για τους δύο διαλύτες, αν και αυτό συνοδεύεται από αντίστοιχη αύξηση του κεφαλαιακού κόστους. Το ΕΘΚ δεν επηρεάστηκε σημαντικά από την συγκέντρωση ή τη ροή CO₂, και ήταν χαμηλότερο για την MEA, με τιμές ΕΘΚ από 4.2 έως 4.4 MJ/kg CO₂. Για το μείγμα MEA/MDEA, αν και το ΕΘΚ ήταν αποδεκτό με τιμές 4.3 με 4.7 MJ/kg CO₂, η αναμενόμενη μείωση δεν παρατηρήθηκε, πιθανώς λόγω του χαμηλού λόγου ανθράκωσης της πλούσιας αμίνης. Όσον αφορά το κόστος, η MEA ήταν πιο οικονομική από το μίγμα MEA/MDEA για κάθε ροή τροφοδοσίας, με κόστος ανά τόνο δεσμευμένου CO₂ από 44.9 έως 54.0 EUR/τόνο έναντι 45.9-57.2 EUR/τόνο για το MEA/MDEA. Αν και το MEA/MDEA ήταν ακριβότερο συνολικά, είχε χαμηλότερο κόστος διαλύτη και πρώτων υλών, αντισταθμιζόμενο από υψηλότερο κόστος εξοπλισμού και υπηρεσιών. Τα έσοδα από τις φορολογικές απαλλαγές ήταν παρόμοια και για τους δύο διαλύτες και περίπου διπλάσια από το Ετήσιο Ισοδύναμο Κόστος Κεφαλαίου, δείχνοντας την οικονομική βιωσιμότητα των εγκαταστάσεων δέσμευσης CO₂. Ωστόσο, απαιτείται περαιτέρω ανάλυση, καθώς κόστη όπως της προ-επεξεργασίας και συμπίεσης δεν συμπεριλήφθηκαν στη μελέτη. Συμπερασματικά, τα αποτελέσματα προσομοίωσης επιβεβαιώνουν τη βιωσιμότητα και των δύο μεθόδων, με το MEA να προσφέρει ένα μικρό αλλά σημαντικό πλεονέκτημα. Για μελλοντική έρευνα, προτείνεται η εξετάση διαφορετικών αναλογιών MEA και βελτιώσεις στο θερμοδυναμικό μοντέλο, ειδικά στην περίπτωση του μίγματος MEA/MDEA.	el
heal.abstract	The study centers on analyzing, optimizing, and economically evaluating the process of CO2 absorption, achieving a 90% capture rate from plant flue gases across three different sources: refinery, cement, and natural gas. Simulations were performed using Aspen Plus V11 software for two amine-water solvent systems: 30% MEA w/w and a mixture of 15% MEA and 15% MDEA w/w. Initially, vapor-liquid equilibrium (VLE) data was compared with existing literature to validate the Electrolyte-NRTL model and ensure accurate thermodynamic calculations. The results demonstrated that the model accurately describes the VLE of MEA across a broad range of conditions but encountered difficulties when simulating the MEA/MDEA mixture, which performed significantly below expectations, particularly at high temperatures and low amine loadings. Following this, simulations were developed for each feed and solvent, and a sensitivity analysis was conducted by varying key design parameters to assess their impact on energy consumption and solvent flow. After these analyses, capital, operational, and total annualized costs were calculated. The findings highlighted specific optimal conditions for the CO2 capture process. For MEA, the optimal lean amine loading was almost constant at 0.26, unaffected by feed stream flow or concentration, and seemed influenced only by simulation parameters. In contrast, for MEA/MDEA, the lean amine loadings ranged from 0.17 for natural gas to 0.22 for refineries, with a negative linear correlation observed between lean amine loading and CO2 flow in the feed stream. The rich amine loading for MEA was found to be 0.49, close to the theoretical maximum of 0.5 for amine solutions and within the literature range of 0.44 to 0.48, though slightly higher, likely due to the assumption of ideal flow in the simulations. For MEA/MDEA, rich amine loading was found to be 0.4, on the lower edge of the literature suggestion of 0.4 to 0.5, possibly due to the underperformance of the thermodynamic model in accurately describing the VLE data for the mixture. In both solvent cases, maximizing the number of absorber and stripper stages optimized the energy consumption of the stripper reboiler, although this increased capital costs. In the case of MEA/MDEA, this effect was less pronounced, so the number of stages used was not maximized, unlike with MEA. Similarly, the number of stripper stages did not affect solvent flow, while the number of absorber stages had a small but almost negligible effect in both solvent cases. The specific reboiler duty (SRD) was not significantly affected by the feed’s CO2 content or flow in either solvent case, consistent with literature findings. Notably, the SRD was lower for the MEA solvent across all feed streams. For MEA, SRD values ranged from 4.2 to 4.4 MJ/kg CO2, which is acceptable for a 90% capture rate according to the literature. For the MEA/MDEA mixture, although the SRD was found between 4.3 and 4.7 MJ/kg CO2 and fell within the acceptable range, the expected decrease effect was not observed, possibly due to the low rich amine loading from thermodynamic modeling. The CO2 product stream’s flow and purity appeared unaffected by the solvent method, with purity remaining constant across all simulations, suggesting it is likely design-specific. In terms of cost-effectiveness, MEA was found to be more economical than MEA/MDEA for each feed stream, though both fell within acceptable ranges according to the literature. The cost per ton of CO2 was also lower for MEA, ranging from 44.9 to 54.0 EUR/t captured CO2 compared to 45.9-57.2 EUR/t CO2 for MEA/MDEA. While the MEA/MDEA mixture was overall more expensive, it had lower solvent and raw material costs, offset by higher equipment and utilities costs. Income from emission offsets, i.e., tax reductions from CO2 emissions, was the same regardless of the solvent used for each feed stream, as expected, since the amount captured was nearly identical between the two methods. In all cases, income was approximately double the total annualized cost, indicating that such capture facilities are financially viable. However, further analysis is necessary, as certain costs, such as pre-treatment, compression, and administration, were not included in this study. In conclusion, the simulation results for all six cases align with the literature, confirming that both methods are financially viable for refineries, cement plants, and natural gas plants, with MEA offering a slight but notable advantage over the MEA/MDEA mixture in terms of both energy consumption and cost. For future research, it is recommended that the MEA/MDEA cases be re-examined with different MEA:MDEA ratios, as the anticipated reduction in reboiler duty and energy consumption from MDEA could not be verified. Additionally, improvements in the accuracy of the thermodynamic model for the solvent mixture are suggested, given the deviations from experimental data.	en
heal.advisorName	Βουτσάς, Επαμεινώνδας	el
heal.committeeMemberName	Λούλη, Βασιλική	el
heal.committeeMemberName	Μπουρουσιάν, Μιρτάτ	el
heal.academicPublisher	Εθνικό Μετσόβιο Πολυτεχνείο. Σχολή Χημικών Μηχανικών. Τομέας Ανάλυσης, Σχεδιασμού και Ανάπτυξης Διεργασιών και Συστημάτων (ΙΙ)	el
heal.academicPublisherID	ntua
heal.numberOfPages	89 σ.	el
heal.fullTextAvailability	false