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Adisorn Aroonwilas
Author with expertise in Carbon Dioxide Capture and Storage Technologies
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Pilot Plant Studies of the CO2 Capture Performance of Aqueous MEA and Mixed MEA/MDEA Solvents at the University of Regina CO2 Capture Technology Development Plant and the Boundary Dam CO2 Capture Demonstration Plant

Raphael Idem et al.Aug 6, 2005
Evaluations of the benefits of using a mixed MEA/MDEA solvent for CO2 capture in terms of the heat requirement for solvent regeneration, lean and rich loadings, CO2 production, and solvent stability were performed by comparing the performance of aqueous 5 kmol/m3 MEA with that of an aqueous 4:1 molar ratio MEA/MDEA blend of 5 kmol/m3 total amine concentration as a function of the operating time. The tests were performed using two pilot CO2 capture plants of the International Test Centre for CO2 Capture (ITC), which provided two different sources and compositions of flue gas. The University of Regina CO2 plant (UR unit) processes flue gas from the combustion of natural gas while the Boundary Dam CO2 plant (BD unit) processes flue gas from a coal-fired electric power station. The results show that a huge heat-duty reduction can be achieved by using a mixed MEA/MDEA solution instead of a single MEA solution in an industrial environment of a CO2 capture plant. However, this benefit is dependent on whether the chemical stability of the solvent can be maintained.
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Heat pump-assisted solvent regeneration for energy saving in the absorption-based carbon capture process

Adisorn Aroonwilas et al.Jan 1, 2025
Carbon dioxide (CO2) absorption process using amine has been considered as one of the most practical technologies for reducing carbon emissions from industrial waste gases. A critical issue for this process is its significant energy requirement for solvent regeneration. The main goal of this work is to explore the feasibility of integrating heat-pump or refrigeration cycles into the CO2 absorption unit that would result in significant energy saving. The feasibility study was carried out by conducting simulation of the heat pump-assisted carbon capture process model that combines both CO2 absorption process and heat pump cycles into the same computational framework. The typical absorption process using Monoethanolamine (MEA) was used as the benchmark technology for capturing CO2. Three heat pump configurations were evaluated for their energy-saving performance. These configurations are i) single-stage vapour compression, ii) cascade vapour compression, and iii) gas refrigeration cycle. The heat pump cycles were configured as a waste-heat recovery unit within the absorption process. The simulation was performed at the reboiler temperature ranging from 105 to 115oC, lean-cooler temperature ranging from 20 and 40oC, and CO2 loading of lean amine ranging from 0.15 to 0.35 mol/mol. The results were generated in terms of specific reboiler heat duty (SRD) in the unit of kJ/kg CO2 captured. It was found that the integration of heat pump cycles results in a significant reduction in total energy supply from the external source without compromising operation quality of absorption process. The level of energy saving was found to have a direct relationship with the performance of individual heat pump cycles. With proper integration strategies, the overall energy consumption of carbon capture process could be reduced by 47% when using the gas refrigeration cycle, by 66% when using the single-stage vapour compression cycle, and by 70% when using the cascade vapour compression cycle.