淡江大學覺生紀念圖書館 (TKU Library)
進階搜尋


下載電子全文限經由淡江IP使用) 
系統識別號 U0002-1609201415464800
中文論文名稱 酸氣水轉移反應/酸氣移除程序之最適化設計與控制
英文論文名稱 Optimal Design and Control of Sour-Water Gas Shift Reaction/Acid Gas Removal Processes
校院名稱 淡江大學
系所名稱(中) 化學工程與材料工程學系碩士班
系所名稱(英) Department of Chemical and Materials Engineering
學年度 102
學期 2
出版年 103
研究生中文姓名 吳宗翰
研究生英文姓名 Zong-Han Wu
學號 601400517
學位類別 碩士
語文別 中文
口試日期 2014-07-18
論文頁數 225頁
口試委員 指導教授-陳逸航
委員-錢義隆
委員-張煖
中文關鍵字 二氧化碳捕捉  物理吸收法  最適化  控制架構  設計 
英文關鍵字 CO2 Capture  Physical absorption  Optimization  Control structure  Design 
學科別分類
中文摘要 對煤炭氣化程序下游之酸氣水轉移轉移反應與酸氣移除程序進行研究,以減少CO2排放及避免硫化物毒化下游製程之觸媒,因此須將合成氣進行酸氣移除,其H2S和CO2之設計回收規格參照 National Energy Laboratory: 99.5%和90.14%。由於此程序操作於高壓環境,因此選擇物理吸收法(SELEXOL)進行酸氣移除。本研究使用Aspen Plus 軟體進行程序模擬並與數據進行驗證。此研究討論酸氣水轉移反應與酸氣移除程序之最適化流程選擇:流程1. 氣化爐出口之合成氣,進行水轉移反應(水轉移反應出口規格H2/CO=3),再進行H2S移除與CO2捕捉程序。流程2. 氣化爐出口之合成氣,先進行H2S移除,再將合成氣送入水轉移反應器中,最後再進行CO2捕捉。流程3. 水轉移反應器出口之合成氣,送入共同捕獲之酸氣移除程序。從靈敏度分析結果,影響三種流程年總成本(TAC)之最適化變數為吸收塔塔板數、氣提塔塔板數、吸收塔塔壓、氣提塔塔壓、氣提塔進料板數以及氣提塔進料溫度。流程1、2以及3之年總本分別為$98,967,790.9、$116,881,378.3、$95,338,636.5。由最適化結果顯示三種不同之流程,以流程3具有最低之年總成本,對流程1與流程3建立控制架構,並進行動態模擬,分析各流程之控制度以及操作度,其結果顯示,流程3在整場控制度以及操作度比流程1來得好。
英文摘要 In order to facilitate coal cleaning, optimal design and control of coal gasification downstream processes (sour water gas shift reaction/acid gas removal (SWGSR/AGR)) were investigated. In the steady-state design, Aspen Plus software was used to build the SWGSR/AGR processes model and the simulation results were validated by National Energy Laboratory data. Three different process flowsheets are taken into consideration. From the sensitivity analysis result, the optimization variables of these processes were: steam injection flowrate, number of H2S absorber trays, number of stripper trays, stripper feed stage and stripper feed tray temperature. All of which dramatically affected the total annual cost (TAC) of each process flowsheet. SWGSR/AGR processes were designed based on minimum TAC while maintaining product specifications. TACs of flowsheets 1, 2 and 3 are $98,967,790.9, $116,881,378.3, $95,338,636.5, respectively. In the dynamic control, the control structures of FS1 and FS3 were proposed. Autotuning Variation, detune and Tyrens-Luyben tuning rule methods were used to determine the controller parameters. The simulation result shows a faster disturbance rejection rate and a wider operability range using FS3 under throughput and load disturbance changes.
論文目次 目錄
中文摘要 I
英文摘要 II
目錄 III
圖目錄 VII
表目錄 XIV
第一章 緒論 1
1.1前言 1
1.2文獻回顧 3
1.3研究動機 13
1.4論文組織 13
第二章 程序描述 15
2.1流程描述 17
2.1.1模式建立 21
2.1.2酸氣水轉移反應器單元設計 21
2.1.2.1酸氣水轉移反應 21
2.1.2.2羰基硫水解反應 21
2.1.2.3水轉移反應器單元建立 23
2.1.3酸氣移除程序 25
2.1.3.1吸收劑 26
2.1.3.2 H2S移除單元建立 28
2.1.3.3 CO2捕捉單元建立 33
2.2流程比較 36
2.2.1流程2(FS2) 36
2.2.2流程3(FS3) 39
2.3模試驗證 43
2.4模擬結果 45
第三章 最適化設計 59
3.1設計變數 59
3.1.1靈敏度分析 61
3.2目標函數及限制條件 92
3.3設備成本函數 93
3.3.1成本指數 94
3.3.2 吸收塔、氣提塔及反應器設備成本探討 94
3.3.3 熱交換器設備成本探討 95
3.3.4 壓縮機設備成本探討 95
3.4 公用操作成本 96
3.4.1 冷卻水操作成本探討 96
3.4.2 冷凍水操作成本探討 96
3.4.3 蒸氣操作成本探討 97
3.4.4 電力成本探討 98
3.4.5 觸媒成本探討 98
3.5 最適化方法與流程 98
3.5.1 酸氣水轉移反應最適化結果 98
3.5.2酸氣移除程序最適化結果 103
3.5.3 流程2與流程3最適化結果 107
3.6 穩態設計最適化結果與討論 111
第四章 整場控制與動態模擬 129
4.1流程1之整場基礎控制策略 131
4.1.1酸氣水轉移反應單元控制架構建立 131
4.1.2 H2S移除單元之控制架構建立 132
4.1.2.1氣提塔之靈敏度分析 133
4.1.2.2 H2S移除程序之控制迴路建立 136
4.1.3 CO2捕捉單元之控制架構建立 137
4.2控制器參數調諧 140
4.3流程3之整場基礎控制策略 152
4.3.1酸氣移除單元控制架構建立 152
4.3.2控制器參數調諧 156
4.4動態干擾測試 163
4.4.1流程1之合成氣進料流量改變之干擾 163
4.4.2流程1之合成氣進料組成改變之干擾 170
4.4.2.1流程1之H2S進料組成改變之干擾 170
4.4.2.2流程1之CO2進料組成改變之干擾 177
4.4.3流程3之合成氣進料流量改變之干擾 183
4.4.4流程3之合成氣進料組成改變之干擾 189
4.4.4.1流程3之H2S進料組成改變之干擾 189
4.4.4.2流程3之CO2進料組成改變之干擾 195
第五章 最適化設計與控制之相互影響比較 201
5.1產能變化測試 201
5.2 H2S濃度干擾測試 205
5.3 CO2濃度干擾測試 208
5.4 CO濃度干擾測試 201
5.5 流程操作度比較 213
第六章 結論 216
符號說明 219
參考文獻 222
圖目錄
圖1.1世界主要能源供給 2
圖1.2不同形式之二氧化碳捕捉技術 4
圖1.3 水轉移反應與酸氣移除程序 9
圖1.4 酸氣水轉移反應與酸氣移除程序 11
圖1.5利用驟沸槽減壓來迴流合成氣與二氧化碳結構 11
圖1.6使用N2來氣提合成氣與CO2結構迴流至H2S吸收塔 12
圖1.7硫化氫與二氧化碳共捕捉結構 12
圖2.1 煤炭產製合成氣之流程圖 16
圖2.2 流程1之酸氣水轉移反應/酸氣移除程序流程圖 20
圖2.3 酸氣水轉移反應單元結構圖 25
圖2.4 H2S除程序單元 32
圖2.5 CO2捕捉程序單元 35
圖2.6 流程2之水轉移反應/酸氣移除程序流程圖 38
圖2.7 流程3之酸氣水轉移反應/酸氣移除程序流程圖 42
圖2.8 酸氣水轉移反應單元之模式驗證 43
圖2.9 酸氣移除單元之模式驗證 44
圖2.10 流程1之基礎方案流程 46
圖2.11 流程2之基礎方案流程 50
圖2.12 流程3之基礎方案流程 55
圖3.1 改變蒸氣添加量與進料流量對CO出口濃度、反應器出口溫度及H2/CO比例 64
圖3.2改變蒸氣添加量對反應速率之影響 65
圖3.3 吸收塔板數對溶劑、吸收塔塔徑、氣提塔塔徑、驟沸塔塔底流量、加熱器熱值、熱交換器熱值、熱交換器面積、冷卻器熱值及再沸器熱值之影響 66
圖3.4 吸收塔板數對冷凝器熱值、吸收塔、氣提塔、驟沸槽、加熱器、熱交換器、冷卻器、再沸器成本、再沸器蒸氣之成本 67
圖3.5吸收塔板數對冷凝器、冷凝器之冷凍水、總設備、總操作及年總成本之影響 68
圖3.6吸收塔塔壓對溶劑流量、吸收塔塔徑、氣提塔塔徑、驟沸槽流量、加熱器熱值、熱交換器熱值、熱交換器面積、冷卻器熱值及再沸器熱值之影響 69
圖3.7吸收塔塔壓對冷凝器熱值、吸收塔、氣提塔、驟沸槽、加熱器、熱交換器、冷卻器、再沸器、再沸器之蒸氣成本 70
圖3.8吸收塔塔壓對冷凝器、壓縮機、壓縮機電力、冷凝器之冷凍水、總設備、總操作之成本及年總成本 71
圖3.9 氣提塔進料溫度改變對再沸器熱值、冷凝器熱值、氣提塔塔頂溫度、迴流桶槽流量、熱交換器熱值與面積、冷卻器進料溫度與熱值、溶劑流之影響 74
圖3.10氣提塔進料溫度改變對再沸器設備與蒸氣、冷凝器設備與冷凍水、迴流桶槽、熱交換器成本之影響 75
圖3.11氣提塔進料溫度改變對冷卻器設備與冷卻水、總設備與操作成本及年總成本之影響 76
圖3.12氣提塔進料板數改變對溶劑流量、氣提塔塔徑、熱交換器熱值與面積、再沸器熱值、冷凝器熱值、迴流桶槽流量、氣提塔成本及迴流桶槽成本之影響 77
圖3.13氣提塔進料板數對熱交換器、再沸器設備與蒸氣、冷凝器設備與冷凍水、總設備與操作之成本與年總成本之影響 78
圖3.14 氣提塔塔壓對溶劑流量、氣提塔塔徑、熱交換器熱值與面積、冷卻器熱值、再沸器熱值、再沸器出口溫度、冷凝器熱值及迴流量之影響 82
圖3.15 氣提塔塔壓對氣提塔、熱交換器、冷卻器、迴流桶槽、再沸器與蒸氣、冷凝器與冷凍水、總設備成本影響 83
圖3.16 氣提塔塔壓對總操作成本及年總成本之影響 84
圖3.17 氣提塔板數對溶劑、氣提塔塔徑、熱交換器熱值、熱交換器面積、冷卻器熱值、再沸器熱值、再沸器出口溫度、冷凝器熱值及之迴流桶槽流量影響 85
圖3.18 氣提塔板數對氣提塔、熱交換器、冷卻器、驟沸槽、加熱器、再沸器、迴流桶槽、再沸器與蒸氣成本、冷凝器與冷凍水及總設備成本影響 86
圖3.19 氣提塔板數對總操作成本及年總成本之影響 87
圖3.20 CO2吸收塔板數改變對溶劑流量、吸收塔塔徑、高、中、低驟沸槽流量、低壓冷卻器熱值及吸收塔、高壓、中壓驟沸槽之成本影響 88
圖3.21 CO2吸收塔板數改變對低驟沸槽、低壓冷卻器熱值、低壓壓縮機設備、低壓壓縮機電力、總設備、總操作成本即年總成本之影響 89
圖3.22 CO2吸收塔塔壓改變對溶劑流量、吸收塔塔徑與高、中、低驟沸槽流量、低壓冷卻器熱值及吸收塔、高壓、中壓驟沸槽之成本影響 90
圖3.23 CO2吸收塔塔壓改變對低壓驟沸槽、低壓冷卻器、進料壓縮機設備與電力、低壓壓縮機設備與電力、總設備與操作成本及年總成本之影響 91
圖3.24 酸氣水轉移反應最適化結果與隨著蒸氣添加反應器尺寸變化圖 101
圖3.25 流程1之H2S移除單元最適化流程圖 102
圖3.26流程1之酸氣水轉移反應單元與H2S移除單元最適化結果 106
圖3.27 流程2之水轉移反應單元與H2S移除單元最適化結果 108
圖3.28 流程3之酸氣水轉移反應單元與酸氣移除單元最適化結果 110
圖3.29 流程1、流程2及流程3最適化流程比較 112
圖3.30 流程1之最適化物流資訊 119
圖3.31流程2之最適化物流資訊 124
圖3.31流程3之最適化物流資訊 128
圖4.1 流程1之系統控制架構圖 130
圖4.2 酸氣水轉移控制架構 132
圖4.3 流程1之SVD分析 134
圖4.4 H2S移除單元控制架構 135
圖4.5 CO2捕捉單元控制架構 139
圖4.6 SWGS品質控制環路之控制器參數調諧 143
圖4.7 H2S移除單元控制器參數調諧 146
圖4.8 H2S移除單元控制器參數調諧(續) 147
圖4.9 H2S移除單元控制器參數調諧(續) 148
圖4.10 CO2捕捉單元控制器參數調諧 149
圖4.11 CO2單元控制器參數調諧(續) 150
圖4.12 流程3之整場控制架構 154
圖4.13 流程3之SVD分析 156
圖4.14 流程3單元控制器參數調諧 159
圖4.15 流程3單元控制器參數調諧(續) 160
圖4.16 流程3單元控制器參數調諧(續) 161
圖4.17 流程1 酸氣水轉移反應之產能變化 167
圖4.18 流程1 H2S移除程序之產能變化 168
圖4.19 流程1 CO2捕捉程序之產能變化 169
圖4.20 流程1酸氣水轉移反應之H2S干擾變化 174
圖4.21 流程1 H2S移除程序之H2S干擾變化 175
圖4.22 流程1 CO2捕捉程序之H2S干擾變化 176
圖4.23 流程1酸氣水轉移反應之CO2干擾變化 180
圖4.24 流程1 H2S移除程序之CO2干擾變化 181
圖4.25 流程1 CO2捕捉程序之CO2干擾變化 182
圖4.26 流程3 酸氣水轉移反應之產能變化 186
圖4.27 流程3 H2S移除程序之產能變化 187
圖4.28 流程3 CO2捕捉程序之產能變化 188
圖4.29 流程3酸氣水轉移反應之H2S干擾變化 192
圖4.30 流程3 H2S移除程序之H2S干擾變化 193
圖4.31 流程3 CO2捕捉程序之H2S干擾變化 194
圖4.32 流程3酸氣水轉移反應之CO2干擾變化 198
圖4.33 流程3 H2S移除程序之CO2干擾變化 199
圖4.34 流程3 CO2捕捉程序之CO2干擾變化 200
圖5.1 (a)增加15%產能改變量 (b)減少15%產能改變 204
圖5.2 (a)增加20% H2S濃度干擾 (b)減少20% H2S濃度干擾 207
圖5.3 (a)增加10% CO2濃度干擾 (b)減少10% CO2濃度干擾 209
圖5.4 (a)增加10% CO濃度干擾 (b)減少1% CO濃度干擾 212
圖5.5 流程1之增加30%H2S濃度干擾 215
表目錄
表2.1伊利諾六號煤炭 (Illinois No. 6 )組成分析 16
表2.2氣化爐出口合成氣組成 17
表2.3 合成氣產製不同化學品之H2/CO比例 22
表2.4 氣體在吸收劑SELEXOL之相對溶解度 27
表2.5 H2S吸收塔設定 29
表2.6 氣提塔設定 31
表2.7 CO2吸收塔設定 34
表2.8 流程3Aspen Plus設定 41
表2.9 流程1基礎方案之物流資訊 47
表2.10 流程2基礎方案之物流資訊 51
表2.11 流程3基礎方案之物流資訊 56
表3.1各壓力等級之蒸氣潛熱與成本 97
表3.2 流程1酸氣水轉移單元最適化體積 100
表3.3 流程2水轉移單元最適化體積 107
表3.4 流程1、流程2及流程3之最適化成本結果比較 113
表3.5 流程3之酸氣移除程序設備及操作成本 115
表3.6 流程1最適化物流資訊 116
表3.7 流程2最適化物流資訊 120
表3.8 流程3最適化物流資訊 125
表4.1 Tyreus-Luyben 控制參數經驗公式 142
表4.2 Ziegler-Nichols控制參數經驗公式 142
表4.3 流程1之SWGS控制器參數 143
表4.4 流程1之H2S移除單元控制器參數 144
表4.5 流程1之CO2移除單元控制器參數 145
表4.6流程1控制器參數彙整表 151
表4.7流程3之各設備尺寸 155
表4.8流程3之SWGS控制器參數 157
表4.9 流程3之酸氣移除單元控制器參數 157
表4.10流程3之控制器參數彙整表 162
表5.1 流程操作度比較 213
表5.2流程1、流程2與流程3之各項成本 218
參考文獻 [1]IEA. IEA Statistics 2013 Edition: CO2 emissions from fuel combustion highlights. International Energy Agency, Paris; 2013.
[2]IEA. Key World Energy Statistics 2013. International Energy Agency, Paris; 2013.
[3] IPCC. IPCC special report on carbon dioxide capture and storage, technical summary. Intergovernmental Panel on Climate Change, 2005.
[4]National Energy Technology Laboratory. Cost and performance baseline for fossil energy power plants study. Volume 1: Bituminous coal and natural gas to electricity. 2007; www.netl.doe.gov.
[5] Hammond GP, Ondo Akwe SS, Williams S. Techno-economic appraisal of fossil-fuelled power generation systems with carbon dioxide capture and storage. Energy 2011; 36: 975-84.
[6]Nataly Echevarria Huaman R, Jun TX. Energy related CO2 emissions and the progresson CCS: A review. Renewable and Sustainable Energy Reviews 2014; 31:368-85.
[7]Yang H, Xu Z, Fan M, Gupta R, Slimane RB, Bland AE, Wight I. Progress in carbon dioxide separation and capture: A review. JES, 20, 14-27, 2008.
[8]Kunze C, Spliethoff H. Modeling of an IGCC Plant with Carban Capture for 2020. Fuel Process Technol; 91: 934-41, 2010.
[9]Robinson PJ, Luyben WL. Plantwide Control of a Hybrid Integrated Gasification Combined Cycle/Methanol Plant, Ind. Eng. Chem. Res, 50,4579, 2011.
[10]Robinson PJ, Luyben WL. Integrated gasification combined cycle dynamic model: H2S absorption/stripping water-gas shift reactors and CO2 absorption/stripping. Ind Eng Chem Res;49: 4766-81, 2010.
[11] Bhattacharyya D, Turton R, Zitney S. E. Steady-state simulation and optimization of an integrated gasification combined cycle power plant with CO2 capture. Ind Eng Chem Res; 50:1674-90, 2011.
[12]Amick P. The Wabash River IGCC Project Repowering Coal Fired Power Plants. GTC Gasification Workshop for Environmental Regulators, 2001.
[13]Rezvani S, Huang Y, Mcllveen-Wright D, Hewitt N, Mondol JD. Comparative assessment of coal fired IGCC systems with CO2 capture using physical absorption, membrane reactors and chemical looping. Fuel;88:2463-72, 2009.
[14]Fan L S. Chemical Looping Systems for Fossil Energy Conservations, John-Wiley and Sons, New Jersey, Inc., USA ,2010.

[15]Newman SA. Acid and Sour Gas Treating Processes. Houston: Gulf Professional Publishing Company, 1985.
[16]Doctor RD, Molburg JC, Thimmapuram PR, Berry GF and Livengood CD.Energy Systems Division, Argonne National Laboratory, Argonne, Illinois, “GasificationCombined Cycle: Carbon Dioxide Recovery, Transport, and Disposal,” ANL/ESD-24, work sponsored by United States Department of Energy, September 1994.
[17]Bucklin RW, Schendel RL. Comparison of Physical Solvents Used for Gas Processing. In Acid and sour gas treating processes; Newman, S. A., Ed.; Gulf. Pub. Co.: Houston, TX, 1985.
[18] Van Deraerschot R, Valentine JP. The SELEXOL solvent process for selective removal of sulfur compounds. Control of Gaseous Sulphur and Nitrogen Emission Conf., EnglEngland, 1976.
[19]Padurean, P.;Cormos, C. C.; Agachi, P. A.. Pre-combustion carbon dioxide capture by gas–liquid absorption for Integrated Gasification Combined Cycle power plants. International Journal of Greenhouse Gas Control, 1-11, 2010.
[20]Field RP, Brasington R. Baseline flowsheet model for IGCC with carbon capture. Ind Eng Chem Res;50:11306-12, 2011.
[21] Ordorica-Garcia G, Douglas P, Croiset E, Zheng L. Technoeconomic evaluation of IGCC power plants for CO2 avoidance. Energy Convers Manage;47:2250-9, 2006
[22]National Energy Technology Laboratory. Cost and performance baseline for fossil energy power plants study: Coal to Synthetic Nature Gas and Ammonia. 2011; www.netl.doe.gov.
[23]Lund CRF. Micro kinetics of Water-Gas Shift over Sulfided Mo/Al2O3 Catalysts. Ind. Eng. Chem. Res , 35, 2531–8, 1996.
[24]Svoronos Paris D. N. and Bruno T. J. Carbonyl Sulfide: A Review of its Chemistry and Properties a review. Ind. Eng. Chem. Res , 41, 5321–36, 2002.
[25]Kohl A. and Nielsen R. Gas purification, 5th ed.;Gulf Professional Publishing: Houston, TX, 1997.
[26] Arakawa H, Aresta M, Armor J. Catalysis Research of Relevance to Carbon Management: Progress, Challenges, and Opportunities. Chem. Rev, 101, 953—996, 2001.
[27]Sun, l. and Smith, R..Rectisol wash process simulation and analysis. Journal of Cleaner Production, 39, 321-328, 2013.
[28]Grainger D, Ha¨gg MB. Techno-economic evaluation of a PVAm CO2-selective membrane in an IGCC power plant with CO2 capture. Fuel, 87, 14–24. 2008.
[29]Göttlicher G, Pruschek R. Comparison of CO2 removal systems for fossil-fuelled power plant processes. Energy ConVers. Manage, 38, 173–178. 1997.
[30]Damen, K.; van Troost, M.; Faaij, A.; Turkenburg, W.. A comparison of electricity and hydrogen production systems with CO2 capture and storage. Part A: Review and selection of promision conversion and capture technologies. Prog. Energy Combust. Sci. 32, 215–246, 2006.
[31]Gross J, Sadowski G. Perturbed-chain SAFT: An equation of state based on a perturbation theory for chain molecules. Ind. Eng. Chem. Res. 40, 1244–1260, 2001.
[32]Xu Y, Schutte RP, Hepler LG. Solubilities of Carbon Dioxide, Hydrogen Sulfide and Sulfur Dioxide in physical solvents. Can. J. Chem. Eng. 70, 569–573. 1992.
[33]Aspen Plus model of the CO2 capture process by Selexol, 1-22, 2008; www.aspentech.com.
[34]DOW. Using physical solvent in multiple applications. Dow Chemical Canada, 1-8, 2012.
[35]Douglas J. M. Conceptual Design of Chemical Processes, New-York: McGraw-Hill, 1988.
[36]Seider WD, Seader JD, Lewin DR, Widagdo S. Production and process design principles synthesis, analysis, and evaluation. 3rd ed. John Wiley & Sons, Inc.;2010.
[37]Gilron J, Song L, Sirkar KK. “Design for cascade of crossflow direct contact membrane distillation”, Ind. Eng. Chem. Res., 46, 2324-2334, 2007.
[38]Luyben WL.. Plantwide Dynamic Simulation in Chemical Processing and Control. Marcel Dekker, Inc.: New York, 2002.
[39]Tyreus BD, Luyben WL.. Tuning PI Controllers for Integrator/Deadtime Processes. Chem. Eng. Sci, 28, 1707, 1973.
[40]Ziegler JG, Nichols NB. Optimun Settings for Automatic Controllers. Trans. ASME, 12, 759, 1942.
[41] Yu CC. Autotuning of PID controllers. London: Springer; 1994.
論文使用權限
  • 同意紙本無償授權給館內讀者為學術之目的重製使用,於2015-09-18公開。
  • 同意授權瀏覽/列印電子全文服務,於2015-09-18起公開。


  • 若您有任何疑問,請與我們聯絡!
    圖書館: 請來電 (02)2621-5656 轉 2281 或 來信