Thiết kế tối ưu quy trình công nghệ kết hợp giữa kỹ thuật tách màng và hấp thụ bằng dung dịch amine để tách khí co2 ra khỏi khí thiên nhiên có hàm lượng co2 cao

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP.HỒ CHÍ MINH TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA ………o0o……… ĐỖ THỊ HỒNG HẠNH THIẾT KẾ TỐI ƯU QUY TRÌNH CƠNG NGHỆ KẾT HỢP GIỮA KỸ THUẬT TÁCH MÀNG VÀ HẤP THỤ BẰNG DUNG DỊCH AMINE ĐỂ TÁCH KHÍ CO2 RA KHỎI KHÍ THIÊN NHIÊN CĨ HÀM LƯỢNG CO2 CAO Chuyên ngành : Kỹ thuật Hoá dầu Lọc dầu Mã số: 8520305 LUẬN VĂN THẠC SĨ TP.HỒ CHÍ MINH, tháng 07 năm 2023 Cơng trình hoàn thành tại: Trường Đại Học Bách Khoa – ĐHQG TP.HCM Cán hướng dẫn khoa học : TS Nguyễn Thành Duy Quang… Chữ ký:………………………………………… Cán chấm nhận xét 1: PGS.TS Ngô Thanh An………………… Chữ ký:………………………………………… Cán chấm nhận xét 2: PGS.TS Nguyễn Tuấn Anh…………… Chữ ký:………………………………………… Luận văn thạc sĩ bảo vệ Trường Đại Học Bách Khoa, ĐHQG Tp.HCM ngày 14 tháng 07 năm 2023 Thành phần Hội đồng đánh giá luận văn thạc sĩ gồm: Chủ tịch: GS.TSKH Lưu Cẩm Lộc……………………………… Phản biện 1: PGS.TS Ngô Thanh An………………………………… Phản biện 2: PGS.TS Nguyễn Tuấn Anh…………………………… Ủy viên: TS.Lưu Xuân Cường…………………………………… Thư ký: TS.Đào Thị Kim Thoa………………………………… Xác nhận Chủ Tịch Hội Đồng đánh giá LV Trưởng Khoa quản lý chuyên ngành sau luận văn sửa chữa (nếu có) CHỦ TỊCH HỘI ĐỒNG TRƯỞNG KHOA KỸ THUẬT HÓA HỌC ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP.HCM TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA CỘNG HOÀ XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự - Hạnh phúc NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ Họ tên học viên: Đỗ Thị Hồng Hạnh MSHV: 1970257 Ngày, tháng, năm sinh: 20/10/1992 Nơi sinh: Bình Phước Chuyên ngành: Kỹ thuật Hóa dầu Lọc dầu Mã Số:8520305 1- TÊN ĐỀ TÀI: Thiết kế tối ưu quy trình cơng nghệ kết hợp kỹ thuật tách màng hấp thụ dung dịch amine để tách khí CO2 khỏi khí thiên nhiên có hàm lượng CO2 cao - Optimal design of a hybrib separation process that integrates membrane separator with amine absorber for removing CO2 from high-CO2 content natural gas resources NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG: - Sử dụng nguồn nguyên liệu khí đầu vào nguồn khí thiên nhiên có hàm lượng CO2 cao Việt Nam, khảo sát tính tốn thiết kế quy trình cơng nghệ xử lý khí CO2 sau: - Quy trình hấp thụ dung dịch amine (các bước thực bao gồm: lựa chọn loại amine phù hợp với khí ngun liệu; tính tốn thiết kế quy trình, tiến hành mơ phần mềm mơ phỏng, tính tốn & đánh giá chi phí đầu tư chi phí vận hành) - Quy trình kết hợp kỹ thuật tách màng (membrane separation) hấp thụ dung dịch amine (các bước thực bao gồm: đề xuất sơ đồ quy trình cơng nghệ; thiết lập giải tốn tối ưu hóa để tối ưu hóa quy trình cơng nghệ, tiến hành mô phần mềm mô phỏng, tính tốn & đánh giá chi phí đầu tư chi phí vận hành) II NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: 06/02/2023 III NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 11/06/2023 IV CÁN BỘ HƯỚNG DẪN: TS NGUYỄN THÀNH DUY QUANG CÁN BỘ HƯỚNG DẪN (Họ tên chữ ký) Tp.HCM, ngày tháng năm 2023 CHỦ NHIỆM BỘ MÔN ĐÀO TẠO (Họ tên chữ ký) TRƯỞNG KHOA KỸ THUẬT HOÁ HỌC (Họ tên chữ ký) i LỜI CẢM ƠN Lời em xin chân thành cảm ơn trường Đại Học Bách Khoa tạo điều kiện để học viên chúng em có mơi trường học tập thoải mái sở hạ tầng sở vật chất Cám ơn thầy khoa Kỹ thuật Hố học tận tình giảng dạy cho em kiến thức suốt thời gian học tập trường Em xin tỏ lòng biết ơn sâu sắc trước quan tâm, hướng dẫn, giúp đỡ bảo nhiệt tình khơng biết mệt mỏi thầy TS Nguyễn Thành Duy Quang Thầy truyền đạt kiến thức kinh nghiệm quý báu để giúp em hoàn thành luận văn Thầy truyền đạt cho em cách tư giải vấn đề gặp vấn đề thời gian làm luận văn, học, hành trang quý báu cho em đường học tập, làm việc nghiệp sau Em xin trân thành cảm ơn đến Tổng Công ty TMXNK Thanh Lễ giúp đỡ tạo điều kiện thời gian để em hồn thành nhiêm vụ giao Em xin cảm ơn gia đình bạn bè động viên, hỗ trợ suốt thời gian học tập Tp Hồ Chí Minh, ngày 03 tháng 07 năm 2023 ii TÓM TẮT LUẬN VĂN Nhằm đáp ứng nhu cầu sử dụng khí thiên nhiên phục vụ cho đời sống, bể khí chứa nhiều CO2 tận dụng khai thác nhiều Nhiều cơng nghệ làm khí đời phát triển nhằm nâng cao chất lượng khí thiên nhiên đáp ứng tiêu chuẩn khí khơ thương mại Với mục tiêu, thiết kế tối ưu quy trình cơng nghệ kết hợp kỹ thuật tách màng hấp thụ dung dịch amine để tách khí CO2 khỏi khí thiên nhiên có hàm lượng CO2 đạt đến tiêu chuẩn khí khơ thương mại Luận văn thiết lập mơ hình tốn học cho thiết bị tách màng Matlab có kiểm chứng mơ hình tốn học với số liệu thực nghiệm công bố công trình nghiên cứu Sau đó, thiết lập mơ hình hồn chỉnh cho quy trình phân tách kết hợp tách màng – hấp thụ amine Matlab bao gồm phương trình cân vật chất, phương trình mơ hình tốn học màng tách phương trình chi phí đầu tư, chi phí vận hành cơng suất tiêu thụ nồi sôi theo hai thông số vận hành nồng độ CO2 lưu lượng dịng khí nhập liệu vào quy trình hấp thụ Các thơng số vận hành thơng số kinh tế tìm cách sử dụng thuật toán Genetic Algorithm (thuật toán di truyền) phần mềm Matlab iii ABSTRACT In order to meet the needs of using natural gas for life, CO2 higher natural gas are used more Many gas sweetening technologies have been introduced and developed to improve the quality of natural gas to meet commercial dry gas standards With the goal, optimally design a technological process that combines membrane separation and amine absorption techniques to separate CO2 from natural gas with CO2 content reaching commercial dry gas standards The thesis establishes a mathematical model for the membrane separation device on Matlab with the mathematical model verified with experimental data published in the research work Then, set up a complete model for the combined separation process of membrane separation - amine absorption on Matlab including the material balance equations, mathematical modeling equations of the separating membrane and the equations of investment cost, operating cost and power consumption of the boiling pot according to two operating parameters, CO2 concentration and gas flow rate input into the absorption process The operating parameters and economic parameters were found using the Genetic Algorithm (genetic algorithm) on Matlab software iv LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan, luận văn tơi thực Các kết thu hoàn toàn trung thực, đáng tin cậy Nếu có gian dối tơi xin chịu hồn tồn trách nhiệm, chấp nhận kỷ luật theo quy định nhà trường Tp.HCM, tháng 07 năm 2023 HỌC VIÊN THỰC HIỆN Đỗ Thị Hồng Hạnh v MỤC LỤC LỜI CẢM ƠN ii TÓM TẮT LUẬN VĂN iii ABSTRACT iv LỜI CAM ĐOAN v MỤC LỤC vi DANH MỤC CÁC BẢNG SỐ LIỆU ix DANH MỤC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ xi MỞ ĐẦU CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ LĨNH VỰC NGHIÊN CỨU .3 1.1 Tiềm nguồn CO2 mỏ khí có hàm lượng CO2 cao Việt Nam 1.1.1 Tổng quan phân bố khí thiên nhiên Việt Nam 1.1.2 Sơ lược chất lượng mỏ khí Việt Nam 1.1.3 Đánh giá chung bể khí thiên nhiên có hàm lượng CO2 cao Việt Nam .7 1.2 Tổng quan Công nghệ làm khí thiên nhiên 1.2.1 Tầm quan trọng việc tách CO2 khí thiên nhiên 1.2.2 Quy trình hấp thụ amine dung dịch Alkanonamine 13 1.2.2.1 MEA – Monoethanolamine .14 1.2.2.2 DEA – Diethanolamine .14 1.2.2.3 MDEA - Methyl diethanolamine 15 1.2.2.4 DGA – Diglycolamine 15 1.2.3 Quy trình sử dụng màng 16 1.2.4 Điểm mạnh điểm yếu quy trình tách màng quy trình hấp thụ amine 20 CHƯƠNG 2: CƠ SỞ THIẾT KẾ QUY TRÌNH HẤP THỤ AMINE 23 2.1 Lựa chọn quy trình cho liệu khí đầu vào ban đầu 23 2.2 Cơ sở tính tốn thiết kế quy trình hấp thụ amine 24 2.2.1 Tháp hấp thụ Amine (The Amine Absorber) 25 2.2.2 Nhiệt phản ứng 28 2.2.3 Bình Flash 29 2.2.4 Amine Reboiler 29 2.2.5 Amine Stripper 30 2.2.6 Overhead Condenser and Reflux Accumulator .31 vi 2.2.7 Thiết bị trao đổi nhiệt cho Rich Amine/ Lean Amine Exchanger 33 2.2.8 Amine Cooler 33 2.2.9 Amine Solution Pumps 34 2.3 Tính tốn chi phí tiện ích sử dụng 34 2.4 Thiết lập phương trình liên hệ Input-Output 35 CHƯƠNG 3: CƠ SỞ LÝ THUYẾT QUY TRÌNH MÀNG TÁCH 37 3.1 Cơ chế màng tách khí acid từ khí thiên nhiên 37 3.2 Các thống số đặc trưng màng tách CO2 khí thiên nhiên 38 3.3 Chế độ dòng chảy - Flow Patterns 40 3.4 Membranes and Modules 40 3.4.1 Spiral-Wound Modules 42 3.4.2 Hollow-Fiber Module 43 3.5 Mô tả giải thuật di truyền Genetic Algorithm (GA) .46 3.6 Các phương trình tính tốn chi phí tốn tối ưu hóa 48 CHƯƠNG 4: THIẾT KẾ TỐI ƯU QUY TRÌNH CƠNG NGHỆ KẾT HỢP GIỮA KỸ THUẬT TÁCH MÀNG VÀ HẤP THỤ BẰNG DUNG DỊCH AMINE .53 4.1 Tính tốn mơ quy trình hấp thụ amine 53 4.1.1 Tính tốn thiết kế quy trình hấp thụ amine Excel .53 4.1.2 Kết mơ quy trình hấp thụ amine phần mềm Hysys .57 4.1.2.1 Chất lượng khí sau tháp hấp thụ 58 4.1.2.2 Chi phí đầu tư ($/năm), chi phí vận hành ($/năm) cơng suất tiêu thụ reboiler (kJ/h) 60 4.1.2.3 Thiết lập phương trình liên hệ 62 4.2 Thiết kế tối ưu quy trình cơng nghệ kết hợp kỹ thuật tách màng hấp thụ dung dịch amine .64 4.2.1 Tổng quan nghiên cứu ứng dụng phương pháp tách màng tách loại khí CO2 khỏi khí thiên nhiên 64 4.2.2 Mơ hình tốn học cho thiết bị tách màng (Membrane Separator) 67 4.2.2.1 Mơ tả mơ hình giải mơ hình tốn học thiết bị tách màng 67 4.2.2.2 Kiểm chứng mô hình tốn học thiết bị tách màng 70 4.2.3 Chiến lược để giải toán tối ưu hóa thiết kế hệ thống thiết bị kết hợp Membrane Separator & Amine Absorber 74 4.2.4 Kiểm tra hiệu giải thuật di truyền Genetic Algorithm với toán kiểm tra (test problems) 80 vii 4.2.5 Các thông số kinh tế phương trình tính tốn chi phí tốn tối ưu hóa 82 4.2.6 Kết thiết kế tối ưu hóa Tối ưu hố giải thuật di truyền Genetic Algorithm (GA) quy trình kết hợp tách màng – hấp thụ amine 84 CHƯƠNG 5: KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ .90 TÀI LIỆU THAM KHẢO 91 PHỤ LỤC 97 viii Luận văn thạc sĩ HVCH: Đỗ Thị Hồng Hạnh Bảng 4.21 Bảng tổng hợp kết thiết kế tối ưu hóa quy trình kết hợp tách màng – hấp thụ amine, cấu hình a (chỉ có thiết bị tách màng) Trường hợp Đơn vị Giá trị Thời gian tính tốn giây 20 Diện tích màng tách m2 10 552 Tổng chi phí $/năm 650 000 Lưu lượng dòng retentate (là dòng nguyên liệu đến quy trình hấp thụ amine) mol/s 397.49 Thơng số Nồng độ mol CO2 dịng retentate (base case) (thay đổi giá NGPrice) (thay đổi chi phí màng tách) (thay đổi giá NGPrice chi phí màng tách) 0.078 Số mol CH4 dịng permeate mol/s 15.056 Số mol CH4 dòng nhập liệu mol/s 314.15 % 4.8 Nhiệt trị dòng permeate kJ/hr 46 322 000 Nhiệt lượng cần thiết nhiên liệu để cấp nhiệt cho reboiler thiết bị tái sinh (đã xem xét đến hiệu suất lượng 80%) kJ/hr 46 318 000 Thất thoát mặt kinh tế thất cấu tử có giá trị CH4, C2H6 (CNGlost) $/năm 88.8937 Tỷ lệ số mol CH4 dòng permeate / số mol CH4 dòng nguyên liệu (tỷ lệ thất thoát methane) Cả ba trường hợp có đáp số trường hợp (ví dụ: diện tích màng tách = 10552 m2, tỷ lệ số mol CH4 dòng permeate / số mol CH4 dòng nguyên liệu (tỷ lệ thất methane) = 4.8%, nhiệt trị dịng permeate = 46322000,…) ngoại trừ thơng số chi phí (ví dụ chi phí thiết bị tách màng, thất mặt kinh tế thất thoát methane) khác với giá trị trường hợp (base case) giá trị thơng số kinh tế có thay đổi Kết tương ứng với cấu hình d (hai thiết bị tách màng, có máy nén) trình bày bảng 4.22 Trang 86 Luận văn thạc sĩ HVCH: Đỗ Thị Hồng Hạnh Bảng 4.22 Bảng tổng hợp kết thiết kế tối ưu hóa quy trình kết hợp tách màng – hấp thụ amine, cấu hình d (hai thiết bị tách màng) Trường hợp Đơn vị Giá trị giây 115 Diện tích màng tách (A1) m2 13293 Diện tích màng tách (A2) m2 Áp suất phía Permeate thiết bị tách màng (PP2) kPa 680 Tổng chi phí $/năm 4553300 Lưu lượng dịng Retentate (là dịng ngun liệu đến quy trình hấp thụ Amine) mol/s 385.36 Thơng số Thời gian tính tốn (base case) Nồng độ mol CO2 dòng Retentate Số mol CH4 dòng Permeate mol/s 19.282 Số mol CH4 dòng nhập liệu mol/s 314.15 Tỷ lệ số mol CH4 dòng Permeate / số mol CH4 dịng ngun liệu (tỷ lệ thất Methane) % 6.14 Thất thoát mặt kinh tế thất thoát cấu tử có giá trị CH4, C2H6 (CNGlost) $/năm 1299600 giây 116 Diện tích màng tách (A1) m2 6954.9 Diện tích màng tách (A2) m2 Áp suất phía Permeate thiết bị tách màng (PP2) kPa 779.8 Tổng chi phí $/năm 7017300 Lưu lượng dịng Retentate (là dịng ngun liệu đến quy trình hấp thụ Amine) mol/s 419.95 Thời gian tính tốn (thay đổi giá NGPrice) 0.06 Nồng độ mol CO2 dòng Retentate Số mol CH4 dòng Permeate Tỷ lệ số mol CH4 dòng Permeate / số mol CH4 dòng nguyên 0.114 mol/s % 9.647 3.07 Trang 87 Luận văn thạc sĩ Trường hợp HVCH: Đỗ Thị Hồng Hạnh Thông số liệu (tỷ lệ thất thoát Methane) Đơn vị Giá trị Thất thoát mặt kinh tế thất cấu tử có giá trị CH4, C2H6 (CNGlost) $/năm 2390900 Thời gian tính tốn (thay đổi chi phí màng tách) Diện tích màng tách (A1) m2 11788 Diện tích màng tách (A2) m2 Áp suất phía Permeate thiết bị tách màng (PP2) kPa 547 Tổng chi phí $/năm 5070700 Số mol CH4 dòng Permeate mol/s 16.953 Thất thoát mặt kinh tế thất thoát cấu tử có giá trị CH4, C2H6 (CNGlost) $/năm 1142500 giây 110 Diện tích màng tách (A1) m2 6453.7 Diện tích màng tách (A2) m2 0.4 Áp suất phía Permeate thiết bị tách màng (PP2) kPa 780.9 Tổng chi phí $/năm 7290600 Số mol CH4 dịng Permeate mol/s 8.911 Thất mặt kinh tế thất cấu tử có giá trị CH4, C2H6 (CNGlost) $/năm 2208300 Thời gian tính tốn (thay đổi giá NGPrice chi phí màng tách) giây Nhận xét kết thiết kế tối ưu hóa quy trình kết hợp tách màng – hấp thụ amine, cấu hình d (hai thiết bị tách màng): - Có đặc điểm chung phương án thiết kế tương ứng với trường hợp: diện tích màng tách thiết bị tách màng thứ hai nhỏ (A2 ≤ m2 trường hợp) Điều có nghĩa thiết bị tách màng thứ hai không sử dụng tương ứng máy nén khơng sử dụng; - Vì thiết bị tách màng thứ hai máy nén không sử dụng, cấu hình d (2 thiết bị tách màng) đơn giản hóa trở thành cấu hình a (1 thiết bị tách màng) Trang 88 Luận văn thạc sĩ HVCH: Đỗ Thị Hồng Hạnh Tuy nhiên, cấu hình d, dịng permeate khỏi thiết bị tách màng không tận dụng làm nhiên liệu nên giá trị thất thoát mặt kinh tế thất thoát cấu tử có giá trị CH4, C2H6 (CNGlost) đáng kể (CNGlost thay đổi từ 1142500 $/năm trường hợp đến 2390900 $/năm trường hợp 2) Khi so sánh với phương án tối ưu cấu hình a (CNGlost = 0) rõ ràng hàm mục tiêu (tổng chi phí) cấu hình d (2 thiết bị tách màng) lớn nhiều so với cấu hình a (ví dụ, với trường hợp tổng chi phí cấu hình d lớn 24.8% so với cấu hình a); - Với cấu hình d phương án thiết kế tương ứng với trường hợp khác nhau; - Kết thu phù hợp với dự đốn, ví dụ tăng giá khí thiên nhiên (từ 2.5 $/GJ trường hợp sang 9.2 $/GJ trường hợp 2) phương án sử dụng giảm thất cấu tử có giá trị CH4, C2H6 cách giảm diện tích màng lọc (vẫn trì giải pháp khơng sử dụng thiết bị tách màng 2, khơng sử dụng máy nén), từ giảm lượng mol CH4 dòng Permeate (giảm từ 19.282 mol/s trường hợp đến 9.647 mol/s trường hợp 2) Kết luận kết thiết kế tối ưu hóa quy trình kết hợp tách màng – hấp thụ amine - Cấu hình a (một thiết bị tách màng, dòng permeate tận dụng làm nhiên liệu cung cấp lượng cho lò nung reboiler thiết bị tái sinh) phương án tối ưu; - Với số liệu thông số kinh tế thơng số khác trình bày Chương diện tích màng tách tối ưu = 10552 m2 Đặc điểm thiết kế tối ưu (diện tích màng tách = 10552 m2) nhiệt trị dòng Permeate cung cấp nhiệt lượng cần thiết cần cung cấp cho Reboiler thiết bị tái sinh (đã có xem xét hiệu suất lượng = 80%); giá trị thất thoát kinh tế CNGlost = Trang 89 Luận văn thạc sĩ HVCH: Đỗ Thị Hồng Hạnh CHƯƠNG 5: KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ Đứng trước nhu cầu sử dụng khí thiên nhiên ngày tăng cao, việc tận dụng khai thác khí thiên nhiên có hàm lượng CO2 cao bể Sông Hồng bể Malay-Thổ Chu nước ta mang lại nhiều lợi ích kinh tế tương lai Với nhiều công nghệ xử lý khí đời phát triển, phương án kết hợp quy trình tách màng hấp thụ amine để nâng cấp chất lượng khí thiên nhiên đạt chất lượng khí khơ thương mại (CO2 ≤ 2%) phương án kinh tế với mỏ khí chứa hàm lượng CO2 cao có lưu lượng lớn Bằng việc thiết lập phương trình liên hệ chi phí (chi phí đầu tư chi phí vận hành) với thơng số đầu vào quy trình amine (lưu lượng nồng độ CO2) kết hợp mơ hình tốn học cho thiết bị tách màng (với hệ nhiều cấu tử) Luận văn sử dụng giải thuật di truyền GA phần mềm Matlap để giải toán tối ưu cấu hình chi phí cho quy trình kết hợp quy trình tách màng hấp thụ amine Kết cho thấy rằng, quy trình màng sử dụng cấu hình gồm màng tách tận dụng dịng khí permeate làm nhiên liệu cung cấp cho nồi sôi (reboiler) tháp giải hấp quy trình amine có chi phí tối ưu cấu hình sử dụng màng tách hồi lưu dòng Permeate Đồng thời, việc tận dụng nguồn khí thấm (lượng CH4 dịng permeate) chìa khố đóng vai trị quan trọng việc tối ưu chi phí cho hệ thống xử lý khí Do thời gian thực luận văn có hạn nên trình nghiên cứu quy trình kết hợp tách màng – hấp thụ amine chưa nhiều Bên cạnh đó, việc tính tốn chi phí cho mơ hình cịn mang tính khái quát, chưa đề cập cách cặn kẽ chi phí vận hành chi phí tiện ích bổ trợ Mơi trường mơ phần mềm Hysys có giới hạn chưa thể mơ tất yếu tố ảnh hưởng sản xuất thực tế Hi vọng nghiên cứu luận văn sử dụng để làm tiền đề cho nghiên cứu xu hướng ứng dụng công nghệ tách màng hấp thụ amine để nâng cao chất lượng khí thiên nhiên, gia tăng giá trị cho nguồn khí thiên nhiên Trang 90 Luận văn thạc sĩ HVCH: Đỗ Thị Hồng Hạnh TÀI LIỆU THAM KHẢO [1] N H An “CO2 Removal Optimisation For The BR-E Membrane System By Data Analysis And Modelling,” Petrovietnam Journal, vol 10, pp 4-13, 2019 [2] N P H Nghia “Nghiên cứu đánh giá phương án tận dụng nguồn Carbon Dioxide từ mỏ khí có hàm lượng CO2 cao Việt Nam,” Luận văn thạc sĩ, Trường Đại Học Bách Khoa, Hồ Chí Minh, 2016 [3] L V Trung et al., “An Overview of Vietnam’s oil and gas Industry,” Petroleum Economics & Management, vol 10, pp 64-71, 2016 [4] M Fuller “The Analysis of Carbon Dioxide in Natural Gas,” Ametek Process Instruments.PA, 150 Freeport Road, Pittsburgh, PA.15238, 2010 [5] M.Bergel and I.Tierno “Sweetening Technologies – A Look At The Whole Picture,” TECNA Estudiosy Proyectos de Ingenieria S.A, 2009 [6] M Stewart and K Arnold Gas Sweetening - Gas Sweetening and Processing Field Manual USA: Gulf Professional Publishing, 2011, pp 1-140 [7] S Mokhatab et al., Handbook of Natural gas transmission and processing USA: Gulf Professional Publishing, 2006, pp 253-288 [8] T M Hue et al., “Production of Petrochemicals from Natural gas of Ca Voi Xanh field,” Petrovietnam Journal, vol 1, pp 55-65, 2017 [9] D Dortmundt and K Doshi, “Recent Developments in CO2 Removal Membrane Technology,” UOP LLC, Des Plaines, Illinois, 1999 [10] R.W Baker Membrane Technology and Applications Newark, California: Wiley, 2012 [11] C M Jacco et al., “Carbon Dioxide Recovery From Industrial Processes,” Energy Convers, vol 36, pp 827-830, 1995 [12] M G Buonomenna “Membrane Separation of CO2 from Natural Gas,” Recent Patents on Materials Science, vol 10, pp 26-49, 2017 [13] M Rezakazemi et al., “Hybrid systems: Combining Membrane And Absorption Technologies Leads To More Efficient Acid gases (CO2 and H2S) Trang 91 Luận văn thạc sĩ HVCH: Đỗ Thị Hồng Hạnh removal from natural gas,” Journal of CO2 Utilization, vol 18, pp 362-369, 2017 [14] H Baumgarner and C Ryden “Membranes for Gas Conditioning,” Membrane Processes and Energy, vol 10, pp 234-256, 2009 [15] F P Sugaza Engineering databook (gas processing) Tulsa, Oklahoma: Gas Processors Suppliers Association, 2004 [16] D A Belegundu et al., Optimization Concepts And Applications In Engineering United Kingdom: TJ International Ltd, 2019 [17] Y Lim et al., “Modeling and Simulation of CO2 Capture Process for Coalbased Power Plant using Amine Solvent in South Korea,” Energy Procedia, vol 37, pp 1855-1862, 2013 [18] R Turton et al., Analysis, Synthesis, and Design of Chemical Processes US: The Physical and Chemical Engineering Sciences, 2018 [19] G George et al., “Polymer membranes for acid gas removal from natural gas,” Separation and Purification Technology, vol 158, pp 333-356, 2015 [20] M F Hasan et al., “Modeling, Simulation, And Optimization of Post Combustion CO2 capture for variable feed concentration and flow rate,” Ind Eng Chem Res, vol 51, pp 1562-1569, 2012 [21] W Dong et al., “CO2 Capture by Using a Membrane-absorption Hybrid Process in the Nature Gas Combined Cycle Power Plants,” Aerosol and Air Quality Research, vol 21, pp 374-381, 2020 [22] N T Hoang “Mơ tối ưu hóa quy trình hấp thụ sử dụng dung môi hỗn hợp ion lỏng (Ionic liquids) amine MEA để tách CO2 khỏi dịng khí thải,” Luận văn Thạc sĩ, Trường Đại Học Bách Khoa, Hồ Chí Minh, 2022 [23] S Negar “Acid Gas Removal from Natural Gas with Alkanolamines,” Ph.D thesis, Technical University of Denmark, Denmark, 2012 [24] M Farnam “A Review on Glassy Polymeric Membranes for Gas Separation,” Applied Mechanics and Materials, vol 625, pp 701-703, 2014 [25] S Mokhatab and M Mitariten “Efficient Acid Gas Removal Using Membrane Systems Part 1,” Gas Processing & Lng, vol 15, pp 234-240, 2018 Trang 92 Luận văn thạc sĩ HVCH: Đỗ Thị Hồng Hạnh [26] L C Law et al., “Effects of Membrane Selectivity And Configuration On Methane Purity And Recovery From High Carbon Dioxide Content Natural Gas,” Journal of Natural Gas Science and Engineering, vol 89, pp 10381045, 2021 [27] S Mokhatab and M Mitariten “Efficient Acid Gas Removal Using Membrane Systems Part 2,” Gas Processing & Lng, vol 15, pp 254-260, 2018 [28] C M James et al., “Understanding Gas Treating Fundamentals,” Journal of Natural Gas Science and Engineering, vol 23, pp 108-120, 2001 [29] R A Qamar et al., “Aspen HYSYS Simulation of CO2 Capture for the Best Amine Solvent,” Journal of Advanced Research in Fluid Mechanics and Thermal Sciences, vol 68, pp 124-144, 2020 [30] E Drioli et al., Membrane engineering for the treatment of gases London: Royal Society of Chemistry, 2018 [31] J Haydary Chemical Process Design and Simulation_ Aspen Plus and Aspen Hysys Applications Alhce: Inc, 2019 [32] Y Lim et al., “Modeling and Simulation of CO2 Capture Process for Coalbased Power Plant using Amine Solvent in South Korea,” Energy Procedia, vol 37, pp 1855-1862, 2013 [33] C Y Pan “Gas Separation by High flux, Asymmetric Hollow fiber Membrane,” AIChE Journal, vol 32, pp 2020–2027, 1986 [34] L Addington and C Ness “An evaluation of general “rules of thumb” in Amine Sweetening unit Design And Operation,” Bryan Research and Engineering Inc, 2010 [35] L Arthur et al., Gas Purification Houstan, Texas: Gulf publisbing company, 1997 [36] A K Faizan et al., “Process Simulation and Optimal Design of Membrane Separation System for CO2 capture from Natural Gas,” Computers and Chemical Engineering, vol 36, pp 119-128, 2012 [37] X He and M Häg “Membranes for Environmentally Friendly Energy Processes,” Membrane Processes and Energy, vol 2, pp 706-726, 2012 Trang 93 Luận văn thạc sĩ HVCH: Đỗ Thị Hồng Hạnh [38] W M Laurence Permeability Properties of Plastics and Elastomers USA: William Andrew, 2017 [39] R Agrawal and J Xu “Gas-Separation Membrane Cascades Utilizing Limited Numbers Of Compressors,” AIChE Journal, vol 42, pp 2141-2154, 1996 [40] P K Kundu et al., “Effectiveness of Membranes and Hybrid Membrane Processes in comparison with Absorption Using Amines for post-combustion CO2 capture,” International Journal of Greenhouse Gas Control, vol 28, pp 248-256, 2014 [41] B H Li et al., “Simulation and Analysis of CO2 Capture Process with Aqueous Monoethanolamine Solution,” Applied Energy, vol 161, pp 707-717, 2016 [42] R Baker and K Lokhandwala “Natural gas processing with membranes: an overview,” Ind Eng Chem Res, vol 42, pp 2109-2121, 2008 [43] M S Peter et al., Plant design and economics for chemical engineers New York: McGraw-Hill, 2003 [44] A Sanna et al., “Accelerated MEA Degradation Study in Hybrid CO2 Capture Systems,” Energy Procedia, vol 63, pp 745-749, 2014 [45] L Albright et al., Albright’s Chemical Engineering Handbook West lafayette: CRC Press, 2009 [46] D W Green and M Z Southard Perry’s chemical engineers’ handbook McGraw-Hill: New York, 2018 [47] M Smith Chemical Process Design and Integration US: John Wiley & Son, 2016 [48] Qi, R and Hensen “Optimization-based Design of Spiral Wound Membrane Systems for CO2/CH4 Separations,” Separation and Purification Technology, vol 13, pp 209–225, 1998b [49] Qi, R and Hensen “Opitmal Design of Spiral Wound Membrane networks for Gas Separations,” Journal of membrane science, vol 148, pp 71–89, 1998a Trang 94 Luận văn thạc sĩ HVCH: Đỗ Thị Hồng Hạnh [50] W Echt “Hybrid Systems: Combining Technologies Leads to More Efficient Gas Conditioning,” presented at Laurance Reid Gas Conditioning Conference, Oklahoma, United States, 2002 [51] S Tessendorf et al., “Modeling, Simulation and Optimization of Membrane Based Gas Separations,” Chemical Engineering Science, vol 54, pp 943-955, 1999 [52] J Hao et al., “Upgrading Low Quality Natural Gas with H2S and CO2 Selective Polymer Membranes Part II Process Design, Economics, and Sensitive Study of Membrane Stages with Recycle Streams,” Journal of Membrane Science, vol 320, pp 108-122, 2008 [53] J Hao et al., “Upgrading Low-Quality Natural Gas with H2S and CO2 Selective Polymer Membranes Part I Process Design and Economics of Membrane Stages without Recycle Streams.” Journal of Membrane Science, vol 209, pp 177-206, 2002 [54] A K Datta and P K Sen “Optimization of Membrane Unit for Removing Carbon Dioxide from Natural Gas,” Journal of Membrane Science, vol 283, pp 291-300, 2006 [55] B D Bhide and S A Stern “Membrane Processes for The Removal of Acid Gases from Natural Gas I Process Configuration and Optimization of Operating Conditions,” Journal of Membrane Science, vol 81, pp 209-237, 1993a [56] B D Bhide and S A Stern “Membrane Processes for the Removal of Acid Gases from Natural Gas II Effects of Operating Conditions, Economic Parameters, and Membrane Properties,” Journal of Membrane Science, vol 81, pp 239-252, 1993b [57] R A Davis “Simple Gas Permeation and Pervaporation Membrane unit Operation Models for Process Simulators,” Chemical Engineering and Technology, vol 25, pp 717-722, 2002 [58] G P Rangaiah Chemical Process Retrofitting And Revamping: Techniques And Applications BLBK-Rangaiah: John Wiley & Sons, 2016 Trang 95 Luận văn thạc sĩ HVCH: Đỗ Thị Hồng Hạnh [59] G B Ferraris and F Manenti Nonlinear Systems and Optimization for the Chemical Engineer: Solving Numerical Problems Weinheim, Germany: Wiley-VCH Verlag, 2014 Trang 96 Luận văn thạc sĩ HVCH: Đỗ Thị Hồng Hạnh PHỤ LỤC A Số liệu đầu vào tháp hấp thụ amine Bảng A.1 Lượng amine sử dụng thành phần khí đầu vào thiết bị hấp thụ amine với lưu lượng khí ban đầu 484 mol/s sau qua màng tách CO2, Kmol/h 104.6 139.45 174.32 209.18 261.48 Methane, Kmol/h 1401.40 1366.53 1331.66 1296.80 1244.51 Ethane, Kmol/h 104.42 104.42 104.42 104.42 104.42 C3+ , Kmol/h 115.57 115.57 115.57 115.57 115.57 Nitrogen, Kmol/h 17.25 17.25 17.25 17.25 17.25 Lưu lượng dòng Lean Amine MEA 20% 94.8 126.3 157.9 189.5 236.9 Bảng A.2 Lượng amine sử dụng thành phần khí đầu vào thiết bị hấp thụ amine với lưu lượng khí ban đầu 415 mol/s sau qua màng tách CO2, Kmol/h 89.65 Methane, Kmol/h 119.53 149.42 179.30 224.13 1201.12 1171.31 1141.42 1111.54 1066.71 Ethane, Kmol/h 89.50 89.50 89.50 89.50 89.50 C3+ , Kmol/h 99.06 99.06 99.06 99.06 99.06 Nitrogen, Kmol/h 14.79 14.79 14.79 14.79 14.79 Lưu lượng dòng Lean Amine MEA 20% 81.2 108.3 135.4 162.4 203.0 Bảng A.3 Lượng amine sử dụng thành phần khí đầu vào thiết bị hấp thụ amine với lưu lượng khí ban đầu 346 mol/s sau qua màng tách CO2, Kmol/h 74.71 99.61 124.51 149.42 186.77 1000.99 976.09 951.19 926.28 888.93 Ethane, Kmol/h 12.32 12.32 12.32 12.32 12.32 C3+ , Kmol/h 82.55 82.55 82.55 82.55 82.55 Nitrogen, Kmol/h 74.58 74.58 74.58 74.58 74.58 67.7 90.2 112.8 135.4 169.2 Methane, Kmol/h Lưu lượng dòng Amine MEA 20% Lean Trang 97 Luận văn thạc sĩ HVCH: Đỗ Thị Hồng Hạnh Bảng A.4 Lượng amine sử dụng thành phần khí đầu vào thiết bị hấp thụ amine với lưu lượng khí ban đầu 277 mol/s sau qua màng tách CO2, Kmol/h 59.76 76.69 99.61 119.5 149.42 Methane, Kmol/h 800.79 780.87 760.95 741.02 711.14 Ethane, Kmol/h 59.66 59.66 59.66 59.66 59.66 C3+ , Kmol/h 66.04 66.04 66.04 66.04 66.04 Nitrogen, Kmol/h 9.86 9.86 9.86 9.86 9.86 Lưu lượng dòng Lean Amine MEA 20% 54.1 72.2 90.2 108.3 135.4 B Số liệu thành phần khí dịng khí (khí sản phẩm) từ đỉnh tháp hấp thụ amine Bảng B.1 Thành phần khí dịng khí từ đỉnh tháp hấp thụ dòng nhập liệu 484 mol/s 0.15 0.12 0.1 0.08 0.06 Methane 1234.1 1288.2 1324.3 1360.5 1396.8 Ethane 103.6 103.8 103.9 104.0 104.1 Propane 114.9 115.0 115.1 115.2 115.3 Nitrogen 17.2 17.2 17.2 17.2 17.2 CO2 1.32E-03 1.36E-03 1.35E-03 1.52E-03 1.07E-03 H2 O 1.79 1.86 1.90 1.95 1.99 1.42E-03 1.47E-03 1.52E-03 1.53E-03 1.68E-03 MEA amine Bảng B.2 Thành phần khí dịng khí từ đỉnh tháp hấp thụ dòng nhập 415 mol/s 0.15 0.12 0.1 0.08 0.06 1057.7 1104.1 1135.1 1166.2 1197.3 Ethane 88.8 89.0 89.0 89.1 89.2 Propane 98.4 98.6 98.7 98.7 98.8 Methane Trang 98 Luận văn thạc sĩ Nitrogen HVCH: Đỗ Thị Hồng Hạnh 14.7 14.8 14.8 14.8 14.8 CO2 1.15E-03 1.16E-03 1.21E-03 1.15E-03 1.27E-03 H2 O 1.54 1.59 1.63 1.67 1.71 1.22E-03 1.26E-03 1.29E-03 1.34E-03 1.37E-03 MEA amine Bảng B.3 Thành phần khí dịng khí từ đỉnh tháp hấp thụ dòng nhập liệu 346 mol/s 0.15 0.12 0.1 0.08 0.06 Methane 881.4 920.1 946.0 971.9 997.8 Ethane 74.0 74.1 74.2 74.3 74.4 Propane 82.0 82.1 82.2 82.3 82.4 Nitrogen 12.3 12.3 12.3 12.3 12.3 CO2 8.94E-04 9.69E-04 9.30E-04 9.07E-04 1.18E-03 H2 O 1.28 1.33 1.36 1.39 1.42 1.02E-03 1.05E-03 1.09E-03 1.13E-03 1.12E-03 MEA amine Bảng B.4 Thành phần khí dịng khí từ đỉnh tháp hấp thụ dòng nhập liệu 277 mol/s 0.15 0.12 0.1 0.08 0.06 Methane 705.1 736.1 756.7 777.4 798.2 Ethane 59.2 59.3 59.4 59.4 59.5 Propane 65.6 65.7 65.8 65.8 65.9 Nitrogen 9.8 9.8 9.8 9.8 9.8 CO2 7.41E-04 6.79E-04 7.11E-04 7.62E-04 8.79E-04 H2 O 1.02 1.06 1.09 1.11 1.14 8.16E-04 8.60E-04 8.76E-04 8.91E-04 9.01E-04 MEA amine Trang 99 Luận văn thạc sĩ HVCH: Đỗ Thị Hồng Hạnh LÝ LỊCH TRÍCH NGANG Họ Tên: Đỗ Thị Hồng Hạnh Ngày sinh: 20/10/1992 Nơi sinh: Bình Phước Địa chỉ: Hẻm 257, Nguyễn Bình, Xã Phú Xuân, Nhà Bè, Tp HCM QUÁ TRÌNH ĐÀO TẠO Năm 2010-2014: Học Trường Đại Học Công Nghiệp TP HCM Năm 2019 đến nay: Học Trường Đại Học Bách Khoa TP HCM Q TRÌNH CƠNG TÁC Năm 2014-2015 : Làm việc Trung tâm nghiên cứu phát triển dầu khí (PvPro) Năm 2015-2017: Làm việc SGS Năm 2018 đến nay: Làm việc Tổng công ty TM XNK Thanh Lễ-CTCP Trang 100