Energy saving per la purificazione pre-combustione del syngas

The absorption of acid gases with aqueous amines is the most mature capture technology used for the purification of gaseous mixtures such as natural gas, syngas, exhaust gases and refinery gases. CO2 and H2S are the two acid gases most undesirable in gaseous streams, for corrosion problems in the plant and environmental emissions. However, penalties on CO2 emissions are not yet sufficient to demand the large-scale application of CO2 capture on power plants. One of the major blocks for the commercial application of CO2 capture into power stations is the relatively large energy penalty associated with solvent based CO2 capture. The most energy intensive section is at the reboiler of the regeneration column, which needs energy, supplied by steam, to regenerate the solvent and separate the CO2 absorbed in the aqueous solution. In order to reduce the required amount for this equipment, this study is focused on possible flowsheet modifications to the standard purification process of syngas using 50% MDEA as the solvent. The most promising configurations, including split flow, rich split, vapor recompression and double flash, have been modelled using a commercial rate-based simulation software, Aspen Plus®, integrated with home-made routine developed by the GASP group of Politecnico di Milano. A comparison between results of all different schemes and a cost estimation has been made in order to achieve a compromise between minimizing the energy required for operation and the investment costs. Several cost estimation correlations and graphs have been established in the open literature for use in the gas processing industries (Turton et al., 2012; Peters et al., 2003) and have been used in this work to evaluate the capital investment cost and energy requirement for each process that has been considered.

Il processo di purificazione di gas acidi attraverso soluzioni acquose di alcanolammine, rappresenta la tecnologia più diffusa e consolidata a livello industriale per la purificazione di miscele gassose di varia natura quali il gas naturale, il syngas, i gas esausti e i gas di raffineria. La CO2 e l’H2S rappresentano i composti acidi più indesiderati nelle correnti gassose sopra menzionate a causa dell’insorgere di problematiche legate al danneggiamento e alla corrosione delle apparecchiature attraversate, oltre a problematiche di natura ambientale, legate all’emissione in atmosfera di pericolosi inquinanti. Ciò nonostante la presenza di una sezione di cattura di gas acidi non rappresenta ancora una realtà universalmente affermata, all’interno dei power-plants, dal momento che, attualmente, le penalità associate alle emissioni industriali di CO2 non sono ancora applicate uniformemente. Uno dei blocchi principali all’applicazione di questa tecnologia su vasta scala, all’interno degli impianti di potenza, è rappresentato dal grande dispendio energetico associato in generale, ai processi di separazione della CO2 mediante assorbimento con solventi amminici. La voce di costo che incide maggiormente sull’efficienza del processo è rappresentata dal ribollitore della sezione di rigenerazione, il quale necessita di energia, fornita per mezzo di vapore, per rigenerare il solvente e allontanare la CO2 assorbita nella soluzione amminica. Al fine di ridimensionare il fabbisogno energetico associato a questa sezione dell’impianto, il presente lavoro è stato focalizzato sulle possibili modifiche al flowsheet del processo standard di purificazione del syngas il quale utilizza una soluzione acquosa di MDEA al 50%. Le modifiche da apportare al processo, recuperate in letteratura e in appositi brevetti, fanno riferimento ad applicazioni nell’ambito dell’industria di processo e mettono in evidenza variazioni di varia entità nella performance energetica del processo di cattura di CO2. L’analisi delle prestazioni delle configurazioni più promettenti è stata effettuata utilizzando dei modelli di calcolo dedicati, del tipo rate based models, sviluppati con l’ausilio di un software industriale di simulazione Aspen Plus®. Le configurazioni considerate includono modifiche quali l’introduzione nel tradizionale Process Flow Diagram (PFD) di sezioni di ricompressione dei vapori, di sistemi di integrazione del calore, di suddivisione dei flussi (split flow) e di sistemi per l’inter-raffreddamento delle correnti di processo. Il confronto di queste configurazioni ha messo in luce come il miglioramento delle prestazioni energetiche dell’impianto, in termini di duty al ribollitore e di lavoro equivalente, sia sempre accompagnato da una maggiore complessità impiantistica. Infine è stata realizzata un’analisi economica di confronto tra la configurazione di partenza e le diverse configurazioni di processo analizzate in questo studio, con lo scopo di individuare un compromesso tra l’esigenza di ottimizzare il dispendio energetico associato al processo e quella di minimizzare i costi d’investimento fissi dell’impianto, evidenziando la migliore soluzione impiantistica da un punto di vista economico. Il modello impiegato nella seguente analisi è basato su una serie di correlazioni e regole del pollice ampiamente discusse e convalidate in letteratura (Turton et al., 2012; Peters et al., 2003), a partire dalle quali sono state valutate le varie voci di costo che contribuiscono a definire il costo complessivo di un impianto: i costi d’investimento fissi, relativi alle spese di costruzione dell’impianto, e i costi operativi, legati al suo funzionamento.