Shurtan Gas Chemical Complexにおける溶媒ベースのCO2/H2S分離のシミュレーションと技術経済評価

Unofficial AI-generated summary based on the public title and abstract. Not an official translation.

🔬研究者:This paper provides a rate-based simulation framework for acid gas removal using Aspen Plus, which can be adapted for other gas compositions or solvents.

🏢実務担当者:The techno-economic comparison of MEA vs. MDEA offers guidance for solvent selection and energy optimization in industrial gas processing units.

酸性天然ガスからの二酸化炭素（CO 2 ）および硫化水素（H 2 S）の分離は、ガス処理および排出抑制における重要な工程である。本研究では、ウズベキスタンのShurtan Gas Chemical Complexの条件を代表する状況下での溶媒ベースのCO 2 /H 2 S除去を検討するために、速度基準のAspen Plusシミュレーションを適用する。モノエタノールアミン（MEA）およびメチルジエタノールアミン（MDEA）を、分離性能およびエネルギー需要に関して参照溶媒として評価する。速度基準のモデリング枠組みは、吸収塔–再生塔システムにおける反応速度論および物質移動効果を考慮する。シミュレーション結果は、両溶媒が高い酸性ガス除去効率を達成することを示す。工学的観点から、結果は既存の酸性ガス除去ユニットにおける溶媒選択およびエネルギー最適化のための実用的な指針を提供し、工業運転条件下でのパイロット規模展開を支援する。感度分析は、ガス処理量を30 t/h超に増加させると、主に物質移動の制限によりCO 2 回収効率が漸減することを示唆する。技術経済的観点から、MDEAベースシステムのより低いエネルギー需要は、運転コストの削減を示唆する可能性がある。回収されたCO 2 流は約99.5%の純度に達し、これは下流のソーダ灰生産と適合する。全体として、結果はさらなる詳細評価を支援するスクリーニングレベルの評価を提供する。

AI 翻訳（deepseek-v4-flash）。 正確を期す場合は下の原文を参照してください。

The separation of carbon dioxide (CO 2 ) and hydrogen sulfide (H 2 S) from sour natural gas is an important step in gas processing and emission control. This study applies a rate-based Aspen Plus simulation to examine solvent-based CO 2 /H 2 S removal under conditions representative of the Shurtan Gas Chemical Complex in Uzbekistan. Monoethanolamine (MEA) and methyldiethanolamine (MDEA) are evaluated as reference solvents with respect to separation performance and energy demand. The rate-based modeling framework accounts for reaction kinetics and mass transfer effects in the absorber–regenerator system. Simulation results indicate that both solvents achieve high acid gas removal efficiencies. From an engineering perspective, the results provide practical guidance for solvent selection and energy optimization in existing acid gas removal units, supporting pilot-scale deployment under industrial operating conditions. Sensitivity analysis suggests that increasing gas throughput beyond 30 t/h leads to a gradual reduction in CO 2 capture efficiency, primarily due to mass transfer limitations. From a techno-economic perspective, the lower energy demand of the MDEA-based system may imply reduced operating costs. The captured CO 2 stream reaches a purity of around 99.5%, which is compatible with downstream soda ash production. Overall, the results provide a screening-level assessment supporting further detailed evaluation.

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