天然ガスからのアミン系CO₂除去におけるエネルギー効率のトレードオフとプロセス最適化：ニジェールデルタガスシステムの比較Aspen HYSYS研究

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

🔬研究者:Provides comparative performance data on amine solvents for CO2 capture, useful for process optimization research.

🏢実務担当者:Offers guidance on solvent selection for gas processing plants to balance efficiency and cost.

🏛政策担当者:Highlights potential for reducing flaring and improving carbon management in gas-producing regions.

天然ガスからの二酸化炭素（CO₂）の効率的な除去は、エネルギー効率、運用コスト、環境持続可能性への影響から、ガス処理における依然として重要な課題である。アミン系吸収システムが広く使用されているにもかかわらず、発展途上のガスインフラを代表する条件下での溶媒性能の体系的な評価の必要性が残っている。本研究は、Aspen HYSYSシミュレーションを用いて、3種類の従来型アミン溶媒—モノエタノールアミン（MEA）、ジエタノールアミン（DEA）、メチルジエタノールアミン（MDEA）—のエネルギー効率とトレードオフおよびプロセス最適化を調査し、典型的なニジェールデルタのガス組成に適用することで、このギャップに対処する。定常状態の吸収塔–再生塔モデルは、Electrolyte Non-Random Two-Liquid（e-NRTL）熱力学フレームワークを用いて開発され、様々な運転条件（吸収塔30–50 bar、30–50°C、再生塔100–130°C、CO₂供給4–12%）下でのCO₂吸収と溶媒再生をシミュレーションした。CO₂除去効率、循環負荷容量、再生エネルギー要件、溶媒劣化、技術経済コストを含む主要業績評価指標を、供給組成の感度分析とともに体系的に評価した。結果は、溶媒間の明確な性能トレードオフを明らかにした。MEAは最高のCO₂除去効率（約96%）と最速の吸収速度を達成したが、最大の再生エネルギーペナルティ（約3600 kJ/mol CO₂）と劣化速度を被った。MDEAは優れたエネルギー効率（約2200 kJ/mol CO₂）、強化された化学的安定性、および最低の総コスト（約30ドル/トンCO₂）を示したが、除去効率は低かった（約86%）。DEAは全指標において中間的な性能を示した。CO₂濃度の増加は全溶媒の除去効率を低下させたが、MEAは高酸性ガス条件下でより大きな回復力を示した。統計分析により、溶媒間の有意差（p < 0.05）、特にエネルギー消費とコストにおいて有意差が確認された。本研究は、吸収効率とエネルギー持続可能性のバランスに関する新たな洞察を提供し、溶媒選択は単一の性能指標ではなくプロセス目標に基づいて行われるべきであることを強調している。産業的観点からは、エネルギー効率とコスト削減を優先する大規模操業にはMDEAが推奨され、MEAは高純度ガス用途に適したままである。プロセスレベルの知見を超えて、この研究は低炭素ガス処理に関するより広範な議論に貢献し、新興ガス生産地域におけるCO₂回収を最適化するためのシミュレーションベースのフレームワークを提供する。結果は政策と産業に重要な意味を持ち、特にエネルギー効率の高いガス利用の支援、フレアリングの削減、ニジェールデルタおよび類似の炭化水素システムにおける炭素管理戦略の推進に寄与する。

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 efficient removal of carbon dioxide (CO₂) from natural gas remains a critical challenge in gas processing due to its implications for energy efficiency, operational cost, and environmental sustainability. Despite the widespread use of amine-based absorption systems, there remains a need for systematic evaluation of solvent performance under conditions representative of developing gas infrastructures. This study addresses this gap by investigating the energy–efficiency trade-offs and process optimization of three conventional amine solvents—Monoethanolamine (MEA), Diethanolamine (DEA), and Methyldiethanolamine (MDEA)—using Aspen HYSYS simulation, with application to typical Niger Delta gas compositions. A steady-state absorber–stripper model was developed using the Electrolyte Non-Random Two-Liquid (e-NRTL) thermodynamic framework to simulate CO₂ absorption and solvent regeneration under varying operating conditions (30–50 bar, 30–50°C absorber; 100–130°C stripper; 4–12% CO₂ feed). Key performance indicators, including CO₂ removal efficiency, cyclic loading capacity, regeneration energy requirement, solvent degradation, and techno-economic cost, were systematically evaluated, alongside sensitivity analysis of feed composition. Results reveal distinct performance trade-offs among the solvents. MEA achieved the highest CO₂ removal efficiency (≈96%) and fastest absorption kinetics, but incurred the greatest regeneration energy penalty (≈3600 kJ/mol CO₂) and degradation rate. MDEA demonstrated superior energy efficiency (≈2200 kJ/mol CO₂), enhanced chemical stability, and the lowest overall cost (~$30/ton CO₂), albeit with lower removal efficiency (≈86%). DEA exhibited intermediate performance across all metrics. Increasing CO₂ concentration reduced removal efficiency for all solvents, though MEA showed greater resilience under high-acid gas conditions. Statistical analysis confirmed significant differences (p < 0.05) among solvents, particularly in energy consumption and cost. The study provides novel insights into the balance between absorption efficiency and energy sustainability, highlighting that solvent selection should be guided by process objectives rather than a single performance metric. From an industrial perspective, MDEA is recommended for large-scale operations prioritizing energy efficiency and cost reduction, while MEA remains suitable for high-purity gas applications. Beyond process-level findings, this work contributes to the broader discourse on low-carbon gas processing, offering a simulation-based framework for optimizing CO₂ capture in emerging gas-producing regions. The results have important implications for policy and industry, particularly in supporting energy-efficient gas utilization, reducing flaring, and advancing carbon management strategies in the Niger Delta and similar hydrocarbon systems.

• semanticscholar https://doi.org/10.9734/ajb2t/2026/v12i2294first seen 2026-05-06 00:07:12 · last seen 2026-09-22 05:06:06