CN101721883A - 二氧化碳和硫化氢的除去方法以及除去装置 - Google Patents

二氧化碳和硫化氢的除去方法以及除去装置 Download PDF

Info

Publication number
CN101721883A
CN101721883A CN200910205403A CN200910205403A CN101721883A CN 101721883 A CN101721883 A CN 101721883A CN 200910205403 A CN200910205403 A CN 200910205403A CN 200910205403 A CN200910205403 A CN 200910205403A CN 101721883 A CN101721883 A CN 101721883A
Authority
CN
China
Prior art keywords
hydrogen sulfide
carbon dioxide
absorption tower
absorption
gas
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CN200910205403A
Other languages
English (en)
Other versions
CN101721883B (zh
Inventor
秋山朋子
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Mitsubishi Power Ltd
Original Assignee
Hitachi Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Hitachi Ltd filed Critical Hitachi Ltd
Publication of CN101721883A publication Critical patent/CN101721883A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN101721883B publication Critical patent/CN101721883B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D53/00Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1406Multiple stage absorption
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D53/00Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1425Regeneration of liquid absorbents
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D53/00Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456Removing acid components
    • B01D53/1462Removing mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C01INORGANIC CHEMISTRY
    • C01BNON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B17/00Sulfur; Compounds thereof
    • C01B17/02Preparation of sulfur; Purification
    • C01B17/04Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides
    • C01B17/0404Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides by processes comprising a dry catalytic conversion of hydrogen sulfide-containing gases, e.g. the Claus process
    • C01B17/0408Pretreatment of the hydrogen sulfide containing gases
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C01INORGANIC CHEMISTRY
    • C01BNON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B17/00Sulfur; Compounds thereof
    • C01B17/16Hydrogen sulfides
    • C01B17/167Separation
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10LFUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10LFUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101Removal of contaminants
    • C10L3/102Removal of contaminants of acid contaminants
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D2251/00Reactants
    • B01D2251/10Oxidants
    • B01D2251/102Oxygen
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D2253/00Adsorbents used in seperation treatment of gases and vapours
    • B01D2253/10Inorganic adsorbents
    • B01D2253/112Metals or metal compounds not provided for in B01D2253/104 or B01D2253/106
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D2255/00Catalysts
    • B01D2255/20Metals or compounds thereof
    • B01D2255/207Transition metals
    • B01D2255/20707Titanium
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D2255/00Catalysts
    • B01D2255/20Metals or compounds thereof
    • B01D2255/207Transition metals
    • B01D2255/20769Molybdenum
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D2256/00Main component in the product gas stream after treatment
    • B01D2256/24Hydrocarbons
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D2257/00Components to be removed
    • B01D2257/30Sulfur compounds
    • B01D2257/302Sulfur oxides
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D2259/00Type of treatment
    • B01D2259/80Employing electric, magnetic, electromagnetic or wave energy, or particle radiation
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D53/00Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/02Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02CCAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02PCLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/151Reduction of greenhouse gas [GHG] emissions, e.g. CO2

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)

Abstract

本发明提供消耗能量少的、二氧化碳和硫化氢的除去装置和除去方法。将被处理气体导入第一吸收塔,与吸收液接触而除去二氧化碳和硫化氢,接着将被处理气体导入第二吸收塔,与吸收液接触而进一步除去残留的二氧化碳和硫化氢。在第一、第二吸收塔中吸收了二氧化碳和硫化氢的吸收液被导入将压力维持在比第一、第二吸收塔低的闪蒸槽,释放一部分二氧化碳和硫化氢,一部分被冷却,再次被导入第二吸收塔。剩余的吸收液被导入再生塔,进行加热而释放二氧化碳和硫化氢。在再生塔中释放二氧化碳和硫化氢后的吸收液的一部分被冷却,导入至第一吸收塔,剩余部分被冷却,从比在闪蒸槽释放一部分二氧化碳和硫化氢的吸收液更近于塔顶部的位置导入至第二吸收塔。

Description

二氧化碳和硫化氢的除去方法以及除去装置
技术领域
本发明涉及从含有二氧化碳和硫化氢的各种燃料气体中同时除去二氧化碳和硫化氢的方法。
背景技术
为了抑制地球变暖,人们一直考虑今后逐步扩大对天然气的利用,所述天然气在燃烧时所生成的二氧化碳的量比其他的化石燃料少。地层中所产出的天然气中含有二氧化碳和硫化氢等酸性物质。该二氧化碳和硫化氢在液化前被除去,因为二氧化碳会在液化过程中固化而引起配管和热交换器的闭塞,硫化氢会导致管线等设备的腐蚀。除了天然气以外,煤层气体、重油的气化煤气、油焦、煤的气化煤气等也有同样的问题。
作为从这样的气体中除去二氧化碳和硫化氢的方法,公开了使该含有二氧化碳和硫化氢的被处理气体和N-甲基二乙醇胺的水溶液在10~100巴、40~100℃的条件下相接触的方法(例如,参照专利文献1)。
另外,作为其他的方法,有如下方法,即,使用选自单低级烷基氨基低级链烷醇的受阻胺的水溶液作为吸收液,来除去含有二氧化碳和硫化氢的被处理气体的方法(例如,参照专利文献2)。
不仅是天然气,就本发明作为对象的煤层气体、重油的气化煤气等而言,通常,二氧化碳的浓度高于硫化氢的浓度10~1000倍级。了解到产生如下现象,硫化氢主要是从吸收塔的下段至中段的区域中先溶解于吸收液来被除去,然后,浓度远高于硫化氢的二氧化碳被吸收,吸收液的性状就随之发生变化,从而溶解的硫化氢再释放。因此,为了缓冲伴随着高浓度二氧化碳吸收所产生的吸收液的性状变化,需要使吸收液的循环量过剩,因此存在吸收液再生所需要的能量消耗量增大的课题。为了避免这样的问题,有一种通过降低吸收了二氧化碳和硫化氢的吸收液的压力,使吸收了的二氧化碳和硫化氢释放的吸收液的再生法,但是,存在的技术问题是,再生的吸收液中残存的二氧化碳和硫化氢的浓度高,吸收时得不到规定的性能。
专利文献1:USP4553984号公报
专利文献2:日本特许2824387号公报
发明内容
本发明的目的在于提供一种在使天然气、煤层气体、重油的气化煤气等含有二氧化碳和硫化氢的气体与吸收液接触,来除去二氧化碳和硫化氢的气体纯化工艺中,用于降低吸收液的再生能量,并得到实质上不含有硫化氢的纯化气体的酸性物质的除去装置。
本发明具备:将含有二氧化碳和硫化氢的被处理气体导入第一吸收塔,使其与前述第一吸收塔内的吸收液接触来除去二氧化碳和硫化氢的工序;接着,将被处理气体导入第二吸收塔,使其与前述第二吸收塔内的吸收液接触,进一步除去在前述被处理气体中残存的二氧化碳和硫化氢的工序。在前述第一吸收塔和前述第二吸收塔中吸收了二氧化碳和硫化氢的吸收液,被导入将压力维持在低于前述第一吸收塔和前述第二吸收塔压力的闪蒸槽中,从该吸收液中释放一部分二氧化碳和硫化氢后,将其一部分冷却,再次导入前述第二吸收塔。另一方面,剩余的吸收液被导入再生塔,通过加热来释放残存的二氧化塔和硫化氢。并且,在前述再生塔中释放了二氧化碳和硫化氢的吸收液的一部分被冷却,导入到前述第一吸收塔,剩余的吸收液则在冷却后从比在前述闪蒸槽中释放了一部分二氧化碳和硫化氢的吸收液更加接近塔顶部的位置导入前述第二吸收塔中。
另外,本发明具有:将含有二氧化碳和硫化氢的被处理气体导入第一吸收塔,使其与前述第一吸收塔内的吸收液接触,来除去二氧化碳和硫化氢的工序;接着,将前述被处理气体导入第二吸收塔,使其与前述第二吸收塔内的吸收液接触,将前述被处理气体中残存的二氧化碳和硫化氢除去后,将该被处理气体导入第三吸收塔,使其与前述第三吸收塔内的吸收液接触,来进一步除去残存于该被处理气体的二氧化碳和硫化氢的工序。在前述第一吸收塔和前述第二吸收塔中吸收了二氧化碳和硫化氢的吸收液,被导入将压力维持在比前述第一吸收塔、前述第二吸收塔和前述第三吸收塔的压力低的闪蒸槽内,从该吸收液中释放一部分二氧化碳和硫化氢后,其一部分与在前述第三吸收塔内吸收了二氧化碳和硫化氢的吸收液一起被冷却,导入到前述第二吸收塔。另一方面,剩余的吸收液被导入再生塔,通过加热来释放残存的二氧化碳和硫化氢。并且,在再生塔中释放了二氧化碳和硫化氢的吸收液的一部分被冷却并被导入前述第一吸收塔,剩余部分则被冷却而导入到前述第三吸收塔。
此外,使前述闪蒸槽和前述再生塔中从吸收液释放的气体,与至少含有钛和钼的氧化物的吸附剂进行接触,将前述释放的气体中所含有的硫化氢以硫化物的形态来吸附除去,接着,对前述吸附剂导入含有氧的气体,将该吸附剂中吸附的硫转换成二氧化硫气体,由此再生该吸附剂。并且,使含有由再生所生成的二氧化硫的废气与石灰石浆料接触,将二氧化硫固定于石膏形态,由此从气体中分离。
就以上方法而言,纯化气体中的硫化氢浓度和二氧化碳浓度超过规定浓度时,增加从前述闪蒸槽导入至前述再生塔的吸收液的量,与此同时,增加导入到前述再生塔的再沸器中的蒸汽量,来提高再生的吸收液的比率。或者,通过降低前述闪蒸槽的压力来促进硫化氢和二氧化碳从前述吸收液中释放,降低该吸收液中的硫化氢和二氧化碳的浓度。
本发明提供一种通过使原料气体与吸收液接触,从天然气或煤层气体等原料气体除去二氧化碳和硫化氢的设备,该设备能够削减循环的吸收液量,同时也能够削减吸收液的再生能量。
附图说明
图1是表示本发明涉及的酸性物质的除去装置的第一实施例的构成图;
图2是表示本发明涉及的酸性物质的除去装置的第二实施例的构成图;
图3是表示本发明涉及的酸性物质的除去装置的第三实施例的构成图;
图4是表示本发明涉及的第二实施例的系统的控制方法例子的框图;
图5是表示本发明涉及的酸性物质的除去装置的第五实施例的构成图;
图6是表示本发明涉及的酸性物质的除去装置的第六实施例的构成图;
图7是表示本发明涉及的酸性物质的除去装置的第七实施例的构成图;
图8是表示本发明涉及的第五实施例的系统的控制方法例子的框图;
图9是表示本发明涉及的第五实施例的系统的控制方法例子的流程图。
符号说明
1是第一吸收塔;2是第二吸收塔;3、7是热交换器;4是闪蒸槽;5是再生塔;6是再沸器;8是第三吸收塔;11是加热器;12是第一冷凝器;13是第二冷凝器;14是第三冷凝器;40是第四冷凝器;21是被处理气体;22是一次处理气体;23、25、32是吸收液;24是纯化气体;26、29、30、51是解吸气体;27是二次再生液;28是一次再生液;31是二次处理气体;41是气水分离器;42是催化塔;44是石膏回收设备;45是脱水机;46、47是吸附塔;50是水;53是再生废气;54是二氧化碳;55、56是石灰石浆料;57是石膏;58是水;60是废气;61~68是阀;69是空气;74~77是阀;71是控制装置;72是硫化氢浓度仪;73是压力仪;101是吸收塔;102是前吸收塔;103、107是液/液热交换器;104是闪蒸槽;105是再生塔;106是再沸器;111是加热器;112是第一冷凝器;113是第二冷凝器;114是第三冷凝器;121是被处理气体;124是纯化气体;125是富液;126、129、130是解吸气体;127是贫液;128是半贫液;140是冷凝器;141是气水分离器;144是湿式脱硫设备;145是脱水机;146、147是吸附塔;150是排出水;153是再生废气;154是二氧化碳;155、156是石灰石浆料;157是石膏;158是水;160是废气;161~168、175~179是阀;171是控制装置;172是硫化氢浓度仪。
具体实施方式
本发明中作为对象的气体是至少含有二氧化碳和硫化氢作为酸性物质的,硫化氢的浓度比二氧化碳的浓度低的各种气体,是天然气、煤层气体等。
下面,对本发明的实施方式进行说明,但本发明并不限于以下的实施方式。
(实施例1)
参照图1来说明本发明的第一实施例。图1是本实施例中的酸性物质的除去装置的构成图。在本实施例中,例示适用于本发明的天然气纯化设备的例子。
预先进行了必要的预处理和温度调节的被处理气体天然气21,被供给于吸收塔1。被处理气体21,与从吸收塔1的塔顶部供给的二次再生液27在同塔填充部逆流接触,被处理气体21中含有的二氧化碳和硫化氢等酸性物质被吸收,从塔顶部排出一次处理气体22。另一方面,从塔底部排出的吸收液25被导入热交换器3,与同样导入热交换器3的二次再生液27进行热交换而被加热。根据通过热交换器3,吸收液25被加热至比吸收塔1的出口的温度高10~50℃的温度,但是,如果必要的话,则通过加热器11加热至更高的温度水平。通过加热吸收液25,吸收液25中含有的二氧化碳的一部分成为游离气体,因此,吸收液25整体则形成气体和液体的混相状态。这样的混相状态的一次吸收液25被导入压力设定成比吸收塔1低的闪蒸槽4,释放所吸收的二氧化碳和硫化氢的一部分,作为混合解吸气体26被排出。闪蒸槽4的压力越是比吸收塔1的压力低,二氧化碳和硫化氢的解吸量越多,而另一方面,需要在后阶段将释放的二氧化碳液化时,液化所需要的动力越是增加。通过在热交换器3和11中利用废热预先预热吸收液,可以使气体的解吸变得容易,所以可以将闪蒸槽4的压力设定得较高,其结果可以降低系统整体的消耗能量。
就闪蒸槽4而言,将吸收的二氧化碳和硫化氢的一部分释放后的一次再生液28的一部分通过第一冷凝器12冷却后,从吸收塔2的中段被导入。另一方面,未被导入吸收塔2的剩余的一次再生液28被导入再生塔5中,通过再沸器6来加热,使残存的几乎全部的二氧化碳和硫化氢被释放,得到二次再生液27。二次再生液27的一部分通过热交换器3和热交换器7而被冷却,进一步用第二冷凝器13来冷却至规定的温度,从塔顶部被导入吸收塔2中。另一方面,剩余的二次再生液27由第三冷凝器14来冷却,由塔顶部被导入吸收塔1中。这样,使一次处理气体22,在吸收塔2的塔顶部与实质上不含有硫化氢的二次再生液27接触,由此,纯化气体中的硫化氢浓度小于5ppm,可以将硫化氢去除至满足用于在管线流通的规格的水平。另外,通过将吸收了被处理气体21中所含有的硫化氢的二次再生液27直接从塔底部排出,可以抑制硫化氢的再释放,结果,可以削减吸收液循环量。
供给于吸收塔2的一次处理气体22,在比一次再生液28的供给口低的区域的填充部与一次再生液28进行逆流接触,在比一次再生液28的供给口高的区域的填充部与二次再生液27进行逆流接触,一次处理气体22中所含的二氧化碳和硫化氢等酸性物质被吸收,作为纯化气体24从塔顶被排出。另一方面,一次再生液28和二次再生液27从吸收塔2的塔底部作为吸收液23被排出,在热交换器7中通过与二次再生液27的热交换而被加热,必要情况下,通过加热器11来进一步加热,并被导入至闪蒸槽4。在该加热过程中,吸收液23变成气体和液体的混相状态。
再生塔5中从一次再生液28释放出的包含二氧化碳和硫化氢的解吸气体29,与解吸气体26合并,作为解吸气体30,被导入硫化氢的氧化工序。
(实施例2)
参照图2对本发明的第二实施例进行说明。图2是本实施例的酸性物质的除去装置的构成图。本实施例是在实施例1中在吸收塔2的后阶段添设吸收塔8的例子。仅对与实施例1不同的部分进行说明。
在吸收塔1中被处理气体21所含有的二氧化碳和硫化氢的一部分被吸收而得到的一次处理气体22,与从吸收塔2的塔顶部供给的一次再生液28在同塔填充部逆流接触,一次处理气体22中所含有的二氧化碳和硫化氢等酸性物质的一部分被吸收,从塔顶部排出二次处理气体31。二次处理气体31,与从吸收塔8的塔顶部供给的二次再生液在同塔填充部逆流接触,二次处理气体31中残留的几乎全部的二氧化碳和硫化氢被吸收,从塔顶部得到实质上不含有硫化氢的纯化气体24。
另一方面,在吸收塔8中,从塔底部排出的吸收液32与一次再生液28合流,由第一冷凝器12冷却至规定的温度,然后被导入吸收塔2。这样,通过冷却被导入吸收塔2的吸收液,吸收容量增大,结果,可以削减吸收液的循环量。
(实施例3)
参照图3对本发明的第三实施例进行说明。图3是本实施例的酸性物质的除去装置的构成图。本实施例是使用吸附剂来除去在闪蒸槽和再生塔中从吸收液释放出的解吸气体30中所含有的硫化氢,回收高纯度的二氧化碳的例子。仅对与实施例1不同的部分进行说明。
含有二氧化碳和硫化氢的解吸气体30由冷凝器40冷却后,被导入气水分离器41,得到除去水50而水分浓度降低了的解吸气体51。解吸气体51经由阀62被导入吸收塔46。吸附塔46中填充有吸附剂,该填充剂具有如下特征,在100~300℃的低温下吸附硫化氢,然后,在100~600℃的温度条件下供给含有氧的气体的话,则将吸附的硫转换为二氧化硫,而自身可以再生(例如,参照日本特开昭52-114589号公报以及日本特开昭52-114590号公报)。解吸气体51中含有的硫化氢的硫被吸附,经由阀65得到实质上不含有硫化氢的二氧化碳气体54。此时,阀61、64、66和67被关闭。
另一方面,在再生废气53的一部分中混合空气69来调节至规定的氧浓度的气体经由阀63被供给于另一个吸附塔47,被吸附剂吸附的硫成分被氧化而成为二氧化硫,作为再生废气53从阀68被排出。该再生废气53的一部分则如前所述与空气69混合,被供给于再生中的吸附塔47,剩余部分被导入石膏回收设备44。在石膏回收装置44中循环着石灰石浆料55,再生废气53中含有的二氧化硫与石灰石浆料55反应而作为石膏被固定。含有石膏的石灰石浆料55的一部分从石膏回收设备44被排出到脱水机45中,分离成石膏57和水58。另一方面,除去二氧化硫后的废气60经由烟囱被释放到大气中。
在吸附塔46和47的出口,时常监视二氧化碳气体54中的硫化氢浓度,硫化氢浓度超过一定的水平时,打开阀61、64、66和67,将阀62、63、65和68切换为关闭,将解吸气体51导入吸附塔47。通过重复该操作,回收的二氧化碳气体54之中的硫化氢浓度时常被维持在规定的范围内。
如上所示,根据本发明,通过吸附来除去硫化氢时,可以将硫化氢除去至极低的浓度。另外,吸附剂不仅能够再生,而且在再生时硫成分被转换为二氧化硫,因此,也具有如下优点,即,不需要以往所必要的用于燃烧硫化氢来形成二氧化硫的燃烧装置和用于除去三氧化硫雾的除雾器。
作为填充于吸附塔46和47中的吸附剂,可以使用例如至少含有钛和钼的氧化物的吸附剂。另外,作为使再生废气53和前述吸附剂接触的温度,优选为100~300℃,但并不限于该范围。此外,作为该吸附剂的再生温度,优选为100~600℃,但并不限于该范围。另外,在本实施例中,将空气和再生废气的混合气体用于吸附剂的再生,但也可以单独使用空气。
本实施例中,将硫化氢的氧化装置与实施例1中所示的除去装置进行组合来说明,但也可以与实施例2中所示的除去装置进行组合。
(实施例4)
参照图4对本发明的第四实施例进行说明。本实施例是涉及实施例2(图2)所示的系统的控制方法的例子。本实施例中,对硫化氢浓度的控制方法的一个例子进行说明。图4是表示本实施例的系统控制方法的框图。
纯化气体24通过硫化氢浓度仪72测定硫化氢的浓度,该测定值被输入到控制装置71。控制装置71中,预先设定管理浓度,当硫化氢浓度仪72测定的浓度超过管理浓度时,组成使阀77打开的回路。如果阀77的开度增大,则导入吸收塔8的吸收液量增加,液/气比上升,可以降低纯化气体中的硫化氢浓度。
另外,也可以一边监视由压力计73测量的闪蒸槽4的压力,一边打开阀74。通过该操作,闪蒸槽4的压力降低,硫化氢的释放量增加,因此,一次再生液28的硫化氢浓度降低。与此同时,二次再生液27的硫化氢浓度也降低,结果,可以降低纯化气体中的硫化氢浓度。
除了上述方法外,也可以在增大阀75的开度,增加导入至再生塔5的一次再生液28的量的同时,增大阀76的开度,增加供给至再沸器6的蒸汽的量。通过该操作,相对于一次再生液28的量,更高度再生的二次再生液27的量增加,因此,可以降低纯化气体24的硫化氢浓度。
以上3个操作可以以任意顺序来实施,另外,也可以同时进行2个以上的操作。在本实施例中,对纯化气体24的硫化氢浓度的控制方法进行了说明,但二氧化碳浓度的控制也可以用同样的方法来进行。
(实施例5)
对本发明的第5实施例,参照图5进行说明。图5是本实施例中的酸性物质的除去装置的构成图。在本实施例中,表示应用于天然气的纯化设备的例子。
预先进行了必要的预处理和温度调节的被处理气体121,从吸收塔101的一次接触层101a的下方供给于吸收塔101。被处理气体121与从一次接触层101a的上部供给的半贫液128逆流接触,使被处理气体121中含有的二氧化碳和硫化氢等酸性物质的一部分被除去。接下来,被处理气体在二次接触层101b,与从二次接触层101b的上部供给的贫液127逆流接触,进一步除去二氧化碳和硫化氢等酸性物质而得到纯化气体124。另一方面,从吸收塔101的塔底部排出的富液125被导入液/液热交换器107,通过贫液127的潜热对其进行加热。根据通过液/液热交换器107,富液125与从吸收塔101的出口排出时的温度相比温度上升10~50℃的水平,但根据需要,可进一步用加热器111进行加热。通过加热富液125,富液125中含有的二氧化碳的一部分成为游离气体,因此,富液125整体上成为气体和液体的混相状态。该混相状态的富液125被导入压力设定成低于吸收塔101压力的闪蒸槽104中,进一步释放二氧化碳和硫化氢。释放的气体在这里与吸收液分离,作为解吸气体126被排出。在闪蒸槽104中与解吸气体126分离的半贫液128的一部分由冷凝器112冷却后,从一次接触层101a的上部被导入吸收塔101。剩余的半贫液128被导入再生塔105,由再沸器106进行加热,残存的二氧化碳和硫化氢的大部分被释放,得到贫液127。贫液127的一部分用液/液热交换器107冷却至规定的温度,从二次接触层101b的上部被导入吸收塔101。
通常,纯化气体中的硫化氢浓度需要降低至数ppm这样极低级的程度,在接近于纯化气体出口的塔顶附近,需要与实际上不含有硫化氢的吸收液接触。因此,在本实施例中,从塔顶供给在再生塔105高度再生的贫液。但是,ppm级的硫化氢和%级的二氧化碳共存的情况下,为了除去二氧化碳,需要循环大量的吸收液,为了将其再生,必须将大量的蒸汽供给于再沸器。与此相对,本实施例中,通过从一次接触101a层的上部导入半贫液,被处理气体121中含有的二氧化碳的大部分被除去,因此,可以大幅度地减少从二次接触层101b的上部导入的贫液的供给量。这是因为,二氧化碳浓度高达%级,因此吸收液中残留一定程度二氧化碳的半贫液也可以吸收二氧化碳。半贫液的二氧化碳浓度可通过改变闪蒸槽104的温度条件和压力条件来调节。想要降低半贫液的二氧化碳浓度的情况下,通过由加热器111加热半贫液,或者降低闪蒸槽104的压力,可以促进再生。这样,根据本实施例,不使用蒸汽而通过用再生的半贫液除去大部分的二氧化碳,可以大幅度地削减再沸器中的蒸汽使用量。
另一方面,解吸气体126的组成对后工序的消耗能量有影响。从被处理气体分离的二氧化碳除了直接以气体形式再利用的情况以外,多是被加压而储藏于地中、海底等。在本实施例中,通过使吸收液的种类、吸收塔、闪蒸槽的温度和压力条件最优化,还可以得到二氧化碳浓度高的解吸气体126。结果,可以得到杂质混入少的二氧化碳,可以不需要后工序的除去杂质,或者省力化。
如上所述,通过降低闪蒸槽104的压力,可以降低半贫液的二氧化碳浓度。但是,另一方面,从富液释放的包含二氧化碳的解吸气体126的压力也降低,因此,在需要在后工序将其液化的情况下,在压缩工序中增加必要的动力。因此,如本实施例所示,使用液/液热交换器111,利用贫液127的潜热,对导入至闪蒸槽104的吸收液加热的话,则可促进再生,降低半贫液的二氧化碳浓度,同时,可以降低在后工序中的解吸气体的压缩动力。
另外,本实施例中,将贫液和半贫液在导入吸收塔101的前阶段进行冷却。这是因为,将为了再生而加热的吸收液调整至适于二氧化碳和硫化氢吸收的温度。
(实施例6)
参照图6对本发明的第6实施例进行说明。本实施例是在实施例5中在吸收塔101的前阶段添设前吸收塔102的例子。仅对与实施例5不同的部分进行说明。
预先进行必要的预处理和温度调节的被处理气体121被导入前吸收塔102,在这里与贫液127逆流接触,被处理气体121中含有的二氧化碳和硫化氢等酸性物质的一部分被除去。被处理气体121接着被导入吸收塔101,在一次接触层101a与半贫液128逆流接触,进一步在二次接触层101b与贫液127逆流接触,残留的二氧化碳和硫化氢等酸性物质被除去,得到纯化气体124。
另一方面,在前吸收塔102中,吸收了被处理气体121中含有的二氧化碳和硫化氢等酸性物质的一部分的富液125a,在液/液热交换器103中通过贫液127的潜热进行加热后,被导入闪蒸槽104a。闪蒸槽104a被设定成比前吸收塔102低的压力,从富液125a中释放出二氧化碳和硫化氢的一部分。从富液125a释放的解吸气体126a在这里与吸收液分离,与在再生塔105中释放的解吸气体129一起在后工序中被除去硫化氢。富液125a根据需要可以在液/液热交换器103的后阶段进一步加热。
在吸收塔101中吸收了被处理气体121中残留的二氧化碳和硫化氢的富液125b在液/液热交换器107中通过贫液127的潜热进行加热,然后,用加热器111进一步加热,导入至闪蒸槽104b。闪蒸槽104b被设定成比吸收塔101低的压力,从富液125b释放二氧化碳和硫化氢的一部分。从富液125b释放的解吸气体126b在这里与吸收液分离。
就半贫液而言,由于二氧化碳以比较高的浓度残留,因此ppm级的硫化氢气体的吸收能力低。与此相对,由于贫液中几乎不含有二氧化碳,因此也可以很好地吸收ppm级的硫化氢。首先,通过最初使被处理气体与贫液接触,预先有效地除去硫化氢,然后,通过导入至吸收塔,可以降低解吸气体126b的硫化氢浓度。这样,根据本实施例,即使是被处理气体121的硫化氢浓度比较高的情况下,也可以回收二氧化碳纯度高的解吸气体126b。
(实施例7)
对于本发明的第7实施例,参照图7进行说明。本实施例是将在闪蒸槽和再生塔从吸收液释放的解吸气体130中含有的硫化氢用吸附剂来除去,回收高纯度的二氧化碳的例子。
含有二氧化碳和硫化氢的解吸气体130,由冷凝器140冷却后,被导入气水分离器141,解吸气体130中含有的水分150被除去。水分浓度降低后的解吸气体151经由阀162被导入至吸附塔146。吸附塔146中填充有吸附剂,解吸气体151中含有的硫化氢被吸附,经由阀165得到实质上不含有硫化氢的二氧化碳气体154。此时,关闭阀161、164、166和167。另一个吸附塔147中也填充有相同的吸附剂,通过打开阀164和阀167,可以导入解吸气体151。
该吸附剂具有如下特征,在100~300℃的低温下吸附硫化氢,然后,在100~600℃的温度条件下供给含有氧的气体的话,将吸附的硫转换为二氧化硫而自身再生(例如,参照专利文献3和4)。
专利文献3:日本特开昭52-114589号公报
专利文献4:日本特开昭52-114590号公报
接下来,对吸附剂的再生操作进行说明。这里,对设置于吸附塔147的吸附剂的再生操作进行说明。将再生废气153的一部分和预先加热至规定温度的空气169进行混合而得到调节至规定的氧浓度的气体,该气体经由阀163被供给于吸附塔147。该含有氧的气体使吸附剂所吸附的硫成分氧化而转换为二氧化硫,从而再生吸附剂。该再生废气153通过阀168从吸附塔147被排出。再生废气153的一部分如前所述与空气169混合,经由阀163供给于再生中的吸附塔147。另外,再生废气153的剩余部分被导入湿式脱硫设备144。在湿式脱硫设备(石膏回收装置)144中循环着石灰石浆料155,再生废气153中含有的二氧化硫与石灰石浆料155反应而作为石膏被固定。含有石膏的石灰石浆料155的一部分,从湿式脱硫设备144被排出至脱水机145,分离成石膏157和水158。另一方面,除去二氧化硫后的废气160经由烟囱释放至大气中。
二氧化碳气体154中的硫化氢浓度被时常监视,当硫化氢浓度超过一定水平时,通过阀的切换操作将解吸气体151导入结束再生后的吸附塔。通过重复该操作,回收的二氧化碳气体154中的硫化氢浓度被始终维持在规定的范围。
作为在本实施例中使用的吸附剂,可以使用例如至少含有钛和钼的氧化物的吸附剂。另外,作为使再生废气153和前述吸附剂接触的温度,优选为100~300℃,但不限于该范围。此外,作为该吸附剂的再生温度,优选为100~600℃,但不限于该范围。另外,在本实施例中,将空气和再生废气的混合气体用于吸附剂的再生。这是为了将再生时的吸附剂的温度控制在规定的温度范围,有时也单独使用空气。
以往,再生塔的解吸气体,在导入燃烧器将硫化氢转换为二氧化硫后,导入至湿式脱硫设备。但是,就该燃烧法而言,二氧化碳由于以燃烧废气的形式被释放而不能回收。根据本实施例,由于能够从解吸气体中仅除去硫化氢,因此具有能够回收高纯度的二氧化碳的优点。另外,解吸气体中的硫化氢浓度低且二氧化碳浓度高的情况下,燃烧法存在如下问题,即,为了使比热大的二氧化碳达到高温而使用大量的燃料。与此相对,根据本实施例所示的吸附法,由于不使用燃料而可以大幅度地降低解吸气体的处理成本。
(实施例8)
对本发明的第8实施例,参照图8和图9进行说明。本实施例是涉及实施例5(图5)所示的系统的控制方法的例子。在本实施例中,对控制纯化气体124的硫化氢浓度的方法的一个例子进行说明。图8是表示本实施例中的系统控制方法的框图,图9是控制方法的流程图。
硫化氢浓度仪172测定纯化气体124中的硫化氢浓度,该测定值输入至控制装置171。在控制装置171中预先设定管理浓度。并且,就控制装置171而言,当用硫化氢浓度仪172测定的浓度超过管理浓度时(步骤S1),首先增大阀176的开度,增加供给于再沸器106的蒸汽流量,促进吸收液的再生(步骤S2)。结果,贫液127的硫化氢浓度降低,因此可以降低纯化气体中的硫化氢浓度。
通过前述操作硫化氢浓度还超过管理浓度时(步骤S3),增大阀175的开度,增加导入至再生塔105的半贫液128的比率,与此同时,增大阀177的开度,增加导入至吸收塔101的贫液的量。另外,在进行该操作的同时,提高阀178的开度,增加导入至冷凝器113的冷却水的流量(步骤S4)。
通过以上所述操作硫化氢浓度也超过管理浓度时(步骤S5),提高调节向加热器111导入的蒸汽流量的阀179的开度,提高富液的温度(步骤S6),由此促进再生。
通过相对于导入至吸收塔101的半贫液的流量提高贫液的流量比例,来降低吸收液的平均的负载量。具体来讲,打开阀177,增加导入至吸收塔101的贫液127的流量。这样,吸收塔101的液/气比上升,可以降低纯化气体中的硫化氢浓度。
以上操作基本是按照上述顺序实施,但可以改变顺序。另外,可以同时进行2个以上的操作。在本实施例中,对纯化气体124的硫化氢浓度的控制方法进行了说明,但二氧化碳浓度的控制也可以用同样的方法来进行。

Claims (10)

1.一种二氧化碳和硫化氢的除去方法,其为从至少含有二氧化碳和硫化氢的气体中除去二氧化碳和硫化氢的方法,其特征在于,具有:将含有二氧化碳和硫化氢的被处理气体导入第一吸收塔,使其与所述第一吸收塔内的吸收液接触,来除去二氧化碳和硫化氢的工序;接着,将所述被处理气体导入第二吸收塔,使其与所述第二吸收塔内的吸收液接触,来进一步除去所述被处理气体中残存的二氧化碳和硫化氢的工序,
将在所述第一吸收塔和所述第二吸收塔中吸收了二氧化碳和硫化氢的吸收液,导入将压力维持在比所述第一吸收塔和所述第二吸收塔的压力低的闪蒸槽,从该吸收液释放一部分二氧化碳和硫化氢后,将该吸收液的一部分冷却,导入所述第二吸收塔,再与该第二吸收塔内的被处理气体接触,剩余的吸收液导入再生塔进行加热,使其释放残余的二氧化碳和硫化氢,将该吸收液的一部分冷却并导入所述第一吸收塔,再与该第一吸收塔内的被处理气体接触,冷却剩余的吸收液后,从比在所述闪蒸槽释放一部分二氧化碳和硫化氢的吸收液更加接近塔顶部的位置导入所述第二吸收塔,再与该第二吸收塔内的被处理气体接触。
2.一种二氧化碳和硫化氢的除去方法,其为从至少含有二氧化碳和硫化氢的气体中除去二氧化碳和硫化氢的方法,其特征在于,具有:将含有二氧化碳和硫化氢的被处理气体导入第一吸收塔,使其与所述第一吸收塔内的吸收液接触,来除去二氧化碳和硫化氢的工序;接着,将所述被处理气体导入第二吸收塔,使其与所述第二吸收塔内的吸收液接触,来除去所述被处理气体中残存的二氧化碳和硫化氢,然后,将该被处理气体导入第三吸收塔,使其与所述第三吸收塔内的吸收液接触,来进一步除去该被处理气体中残存的二氧化碳和硫化氢的工序,
将在所述第一吸收塔和所述第二吸收塔中吸收了二氧化碳和硫化氢的吸收液,导入将压力维持在比所述第一吸收塔、所述第二吸收塔和所述第三吸收塔的压力低的闪蒸槽,从该吸收液释放一部分二氧化碳和硫化氢后,将该吸收液的一部分,与在所述第三吸收塔中吸收了二氧化碳和硫化氢后的吸收液一起冷却,导入所述第二吸收塔,再与该第二吸收塔内的被处理气体接触,剩余的吸收液导入再生塔进行加热,使其进一步释放残余的二氧化碳和硫化氢,将该吸收液的一部分冷却后导入所述第一吸收塔,再与该第一吸收塔内的被处理气体接触,剩余的吸收液在冷却后导入所述第三吸收塔,与该第三吸收塔内的被处理气体接触。
3.根据权利要求1或2所述的二氧化碳和硫化氢的除去方法,其中,使在所述闪蒸槽和所述再生塔从所述吸收液释放的含有二氧化碳和硫化氢的气体,与至少含有钛和钼的氧化物的吸附剂接触,将所述释放的气体中含有的硫化氢以硫化物的形态吸附除去,接着,向所述吸附剂导入含氧的气体,将该吸附剂所吸附的硫转换为二氧化硫气体,由此使该吸附剂再生,使含有由再生产生的二氧化硫的废气与石灰石浆料接触,将二氧化硫以石膏的形态固定而从气体中分离。
4.根据权利要求3所述的二氧化碳和硫化氢的除去方法,其中,使在所述闪蒸槽和所述再生塔从吸收液释放的含有二氧化碳和硫化氢的气体与所述吸附剂,在100~300℃的温度条件下接触,接着,在再生时使吸附剂和含氧的气体在100~600℃接触。
5.根据权利要求3所述的二氧化碳和硫化氢的除去方法,其中,作为所述吸附剂再生中使用的含氧气体,导入一部分再生废气。
6.根据权利要求1~5中任一项所述的二氧化碳和硫化氢的除去方法,其中,计测纯化气体中的硫化氢浓度和二氧化碳浓度,当该纯化气体中的硫化氢浓度或二氧化碳浓度超过规定的浓度时,增加从所述闪蒸槽导入所述再生塔的吸收液的量,与此同时,增加导入至所述再生塔的再沸器的蒸汽量,提高再生的吸收液的比率。
7.根据权利要求1~5中任一项所述的二氧化碳和硫化氢的除去方法,其中,计测纯化气体中的硫化氢浓度和二氧化碳浓度,当该纯化气体中的硫化氢浓度或二氧化碳浓度超过规定的浓度时,通过降低所述闪蒸槽的压力来促进硫化氢和二氧化碳从所述吸收液中释放,来降低该吸收液中的硫化氢和二氧化碳的浓度。
8.一种二氧化碳和硫化氢的除去装置,其为从至少含有二氧化碳和硫化氢的气体中除去二氧化碳和硫化氢的装置,其特征在于,具备:使含有二氧化碳和硫化氢的被处理气体和吸收液接触,从该被处理气体中除去二氧化碳和硫化氢的第一吸收塔;使通过所述第一吸收塔后的被处理气体和吸收液接触,进一步除去该被处理气体中残存的二氧化碳和硫化氢的第二吸收塔;压力维持在比所述第一吸收塔和所述第二吸收塔低的,从吸收液中释放二氧化碳和硫化氢的闪蒸槽;对所述闪蒸槽中释放一部分二氧化碳和硫化氢后的吸收液进行加热,进一步释放该吸收液中残留的二氧化碳和硫化氢的再生塔;用于将所述闪蒸槽中再生的吸收液在导入所述第二吸收塔之前进行冷却的第一冷凝器;用于将所述再生塔中再生的吸收液在导入所述第二吸收塔之前进行冷却的第二冷凝器;用于将所述再生塔中再生的吸收液在导入所述第一吸收塔之前进行冷却的第三冷凝器,
所述第二吸收塔至少有2处吸收液的供给口,从接近塔顶的供给口导入在再生塔中再生的吸收液,从位于该供给口下方的供给口导入在所述闪蒸槽中再生的吸收液。
9.一种二氧化碳和硫化氢的除去装置,其为从至少含有二氧化碳和硫化氢的气体中除去二氧化碳和硫化氢的装置,其特征在于,其由:使含有二氧化碳和硫化氢的被处理气体与吸收液接触,从该被处理气体中除去二氧化碳和硫化氢的第一吸收塔;使通过所述第一吸收塔后的被处理气体与吸收液接触,除去该被处理气体中残存的二氧化碳和硫化氢的第二吸收塔;使通过所述第二吸收塔后的被处理气体和吸收液接触,进一步除去残留的二氧化碳和硫化氢的第三吸收塔;压力维持在比所述第一吸收塔、第二吸收塔和第三吸收塔低的,从吸收液中释放二氧化碳和硫化氢的闪蒸槽;对所述闪蒸槽中释放一部分二氧化碳和硫化氢后的吸收液进行加热,进一步释放该吸收液中残留的二氧化碳和硫化氢的再生塔;用于将所述闪蒸槽中再生的吸收液在导入所述第二吸收塔之前进行冷却的第一冷凝器;用于将所述再生塔中再生的吸收液的一部分在导入所述第三吸收塔之前进行冷却的第二冷凝器;用于将所述再生塔中再生的剩余的吸收液在导入所述第一吸收塔之前进行冷却的第三冷凝器;来构成。
10.一种二氧化碳和硫化氢的除去方法,其为从至少含有二氧化碳和硫化氢的气体中除去二氧化碳和硫化氢的装置,其特征在于,具有:将至少含有二氧化碳和硫化氢的被处理气体,从具有一次接触层和二次接触层的吸收塔的一次接触层的下部导入,首先在一次接触层,接着在二次接触层与吸收液接触,由此从被处理气体中除去二氧化碳和硫化氢而得到纯化气体的步骤;
将在所述吸收塔吸收了二氧化碳和硫化氢后的吸收液从吸收塔的下部提出,导入被设定成比吸收塔压力低的闪蒸槽,从该吸收液中主要释放二氧化碳的步骤;
将所述闪蒸槽中主要释放二氧化碳后的吸收液的一部分,从一次接触层的上部导入吸收塔,同时,将剩余的吸收液导入再生塔进行加热,使在吸收液中残留的二氧化碳和硫化氢释放后,从二次接触层的上部导入吸收塔的步骤。
CN2009102054039A 2008-10-23 2009-10-23 二氧化碳和硫化氢的除去方法以及除去装置 Active CN101721883B (zh)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2008-273292 2008-10-23
JP2008273292 2008-10-23

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN101721883A true CN101721883A (zh) 2010-06-09
CN101721883B CN101721883B (zh) 2013-07-24

Family

ID=41528120

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN2009102054039A Active CN101721883B (zh) 2008-10-23 2009-10-23 二氧化碳和硫化氢的除去方法以及除去装置

Country Status (5)

Country Link
US (1) US8435325B2 (zh)
EP (1) EP2179777B1 (zh)
JP (1) JP5425586B2 (zh)
CN (1) CN101721883B (zh)
AU (1) AU2009227884B2 (zh)

Cited By (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102258928A (zh) * 2011-05-18 2011-11-30 成都华西工业气体有限公司 溶剂循环吸收法烟气脱硫中脱硫溶剂的加压热再生流程
CN102698568A (zh) * 2012-06-07 2012-10-03 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 一种强化冷却及多级再生的二氧化碳捕集再生系统
CN103189124A (zh) * 2010-11-24 2013-07-03 三菱重工业株式会社 含co2及h2s气体的回收系统及方法
CN103316567A (zh) * 2012-03-23 2013-09-25 通用电气公司 用于从气流回收酸气的系统
CN104160268A (zh) * 2012-03-09 2014-11-19 三菱重工业株式会社 降解产物浓度测定装置及酸性气体去除装置
CN110628479A (zh) * 2019-09-26 2019-12-31 江苏城乡建设职业学院 天然气深度脱碳节能方法及系统
CN114797387A (zh) * 2022-05-31 2022-07-29 华能营口热电有限责任公司 一种回收余热的烟气深度碳捕集装置及方法
CN114835118A (zh) * 2022-05-07 2022-08-02 宁夏紫光天化蛋氨酸有限责任公司 二硫化碳去除硫化氢的方法
CN115957597A (zh) * 2022-11-25 2023-04-14 新疆敦华绿碳技术股份有限公司 一种解吸装置及二氧化碳生产系统

Families Citing this family (24)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102463024B (zh) * 2010-11-15 2013-12-04 攀钢集团钢铁钒钛股份有限公司 一种脱硫富液的处理方法
JP5697411B2 (ja) 2010-11-17 2015-04-08 株式会社東芝 二酸化炭素回収装置および二酸化炭素回収方法
JP2013000666A (ja) * 2011-06-17 2013-01-07 Hitachi Ltd 硫化水素含有ガスの処理方法
US9068128B2 (en) 2011-10-18 2015-06-30 Baker Hughes Incorporated Method for reducing hydrogen sulfide evolution from asphalt and heavy fuel oils
JP5701998B2 (ja) * 2011-12-01 2015-04-15 株式会社東芝 二酸化炭素回収装置、二酸化炭素回収方法およびアミン化合物回収方法
JP5646524B2 (ja) * 2012-02-27 2014-12-24 株式会社東芝 二酸化炭素分離回収システムおよびその運転方法
PE20150449A1 (es) * 2012-09-05 2015-04-08 Basf Se Proceso para la separacion de gases acidos de una corriente de fluido que comprende agua
CN102895860B (zh) * 2012-09-29 2015-01-07 华北电力大学 化学吸收co2捕获流程的降耗方法及系统
JP6071622B2 (ja) * 2013-02-21 2017-02-01 三菱重工業株式会社 Co2及びh2sを含むガスの回収システム及び方法
JP5995746B2 (ja) * 2013-02-21 2016-09-21 三菱重工業株式会社 Co2及びh2sを含むガスの回収システム及び方法
US9731243B2 (en) 2014-06-30 2017-08-15 Uop Llc Low pressure re-absorber and its integration with sulfur-rich solvent flash drum or sulfur-rich solvent stripper in an absorption unit
WO2017196620A1 (en) * 2016-05-11 2017-11-16 Uop Llc Methods and apparatuses for gas separation by solvent or absorbent
KR101883878B1 (ko) 2016-08-22 2018-08-01 한양대학교 산학협력단 천연가스에 함유된 산성가스를 제거하는 장치 및 방법
US10537823B2 (en) * 2017-02-15 2020-01-21 Hall Labs Llc Method for removal of carbon dioxide from a carrier liquid
CN106823691B (zh) * 2017-02-21 2019-07-16 西南化工研究设计院有限公司 一种硫化氢气体提浓的方法
CN108686486B (zh) * 2017-04-12 2021-01-15 北京华石联合能源科技发展有限公司 一种可再生的悬浮床湿法脱硫工艺
WO2019039687A1 (ko) * 2017-08-25 2019-02-28 한국전력공사 산성가스 포집 장치
EP3501622B1 (de) * 2017-12-22 2023-08-30 L'air Liquide, Société Anonyme Pour L'Étude Et L'exploitation Des Procédés Georges Claude Absorberkolonne und verfahren zur reinigung von rohsynthesegas
CN111447986A (zh) * 2018-05-23 2020-07-24 日挥环球株式会社 天然气的预处理设备
WO2020176272A2 (en) * 2019-02-13 2020-09-03 Chevron U.S.A. Inc. Coating compositions for erosion mitigation, and coated components and methods using said coatings
CN111453703B (zh) * 2020-03-31 2023-05-12 陕西聚能新创煤化科技有限公司 一种低温甲醇净化生产高浓度硫化氢的方法及装置
US11471821B2 (en) 2020-04-18 2022-10-18 Indian Oil Corporation Limited Process for biogas upgradation
CN115138181B (zh) * 2022-05-31 2024-11-01 华能营口热电有限责任公司 一种节能节水的碳捕集装置及方法
WO2024201895A1 (ja) * 2023-03-30 2024-10-03 三菱重工業株式会社 二酸化炭素回収システム

Family Cites Families (41)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE1494808B2 (de) 1966-10-14 1976-05-06 Verfahren zum reinigen von brenn- oder synthesegasen
US3531914A (en) * 1967-12-19 1970-10-06 Stone Container Corp Packaging machine
US3609942A (en) * 1968-09-18 1971-10-05 Phillips Petroleum Co High pressure gas dehydration with liquid desiccant
US3664091A (en) * 1969-06-27 1972-05-23 Fish Engineering & Constructio Process and system for removing acid gas from natural gas
DE2611613B2 (de) 1976-03-19 1979-04-26 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen Verfahren zur Abtrennung von CO2 und/oder H25 aus Gasen, die diese Bestandteile enthalten
US4330305A (en) 1976-03-19 1982-05-18 Basf Aktiengesellschaft Removal of CO2 and/or H2 S from gases
JPS5932169B2 (ja) 1976-03-24 1984-08-07 バブコツク日立株式会社 硫化水素含有ガスの吸着剤および吸着方法
JPS5919728B2 (ja) 1976-03-24 1984-05-08 バブコツク日立株式会社 硫化水素含有ガスの処理法
US4106916A (en) * 1977-08-10 1978-08-15 Phillips Petroleum Company Automatic control of an absorption/stripping process
US4405584A (en) * 1982-02-02 1983-09-20 Exxon Research And Engineering Co. Process for removing acidic gases
US4553984A (en) 1984-03-06 1985-11-19 Basf Aktiengesellschaft Removal of CO2 and/or H2 S from gases
NL8600030A (nl) * 1986-01-09 1987-08-03 Shell Int Research Verwijderen van zure gassen uit een gasmengsel.
US4702898A (en) * 1986-10-17 1987-10-27 Union Carbide Corporation Process for the removal of acid gases from gas mixtures
JPH07114927B2 (ja) 1990-02-23 1995-12-13 三菱重工業株式会社 ▲高▼温還元性ガスの精製方法
JP2824387B2 (ja) 1994-03-18 1998-11-11 関西電力株式会社 ガス中の硫化水素と二酸化炭素を除去する方法
US6071484A (en) * 1997-01-24 2000-06-06 Mpr Services, Inc. Process for treating gas with ultra-lean amine
JP4287915B2 (ja) 1997-03-07 2009-07-01 三菱重工業株式会社 ガス中の硫化水素の処理方法及びその装置
JP3217742B2 (ja) * 1997-11-11 2001-10-15 関西電力株式会社 二酸化炭素吸収液の制御方法及びその装置
FR2820430B1 (fr) * 2001-02-02 2003-10-31 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un gaz avec lavage des hydrocarbures desorbes lors de la regeneration du solvant
US7147691B2 (en) * 2002-09-27 2006-12-12 1058238 Alberta Ltd. Acid gas enrichment process
DE10313438A1 (de) * 2003-03-26 2004-11-04 Uhde Gmbh Verfahren zur selektiven Entfernung von Schwefelwasserstoff und CO2 aus Rohgas
JP4436068B2 (ja) 2003-04-30 2010-03-24 株式会社クリーンコールパワー研究所 石炭ガス化プラント、および石炭ガス化方法、および石炭ガス化発電プラント、並びに石炭ガス化プラントの増設設備
JP2006526496A (ja) 2003-06-05 2006-11-24 ビーエーエスエフ アクチェンゲゼルシャフト 不活性な洗浄塔を用いた流体流の脱酸方法及びこのための装置
JP2005139225A (ja) 2003-11-04 2005-06-02 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 脱硫装置
JP5030371B2 (ja) 2004-04-15 2012-09-19 三菱重工業株式会社 吸収液、吸収液を用いたco2又はh2s又はその双方の除去装置及び方法
WO2006000020A1 (en) 2004-06-29 2006-01-05 European Nickel Plc Improved leaching of base metals
CA2567790C (en) * 2004-07-12 2013-01-08 Exxonmobil Upstream Research Company Methods for removing sulfur-containing compounds
PL1792131T3 (pl) * 2004-08-24 2009-06-30 Advanced Extraction Tech Inc Połączone zastosowanie zewnętrznych oraz wewnętrznych rozpuszczalników w wytwarzaniu gazów zawierających lekkie, średnie oraz ciężkie składniki
JP2006150298A (ja) 2004-11-30 2006-06-15 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 吸収液、吸収液を用いたco2又はh2s除去装置及び方法
JP5039276B2 (ja) 2004-12-13 2012-10-03 三菱重工業株式会社 吸収液、吸収液を用いたガス中のco2又はh2s除去装置及び方法
WO2006107026A1 (ja) 2005-04-04 2006-10-12 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. 吸収液、co2又はh2s又はその双方の除去方法及び装置
JP2007000702A (ja) 2005-06-21 2007-01-11 Kansai Electric Power Co Inc:The 吸収液、co2又はh2s又はその双方の除去装置及び除去方法
FR2897785B1 (fr) 2006-02-28 2009-06-05 Inst Francais Du Petrole Procede optimise d'elimination du cos
JP5230080B2 (ja) 2006-06-06 2013-07-10 三菱重工業株式会社 吸収液、co2の除去装置及び方法
TW200801513A (en) 2006-06-29 2008-01-01 Fermiscan Australia Pty Ltd Improved process
EP2109491A4 (en) 2007-02-02 2012-04-04 Chevron Usa Inc METHOD AND DEVICE FOR REMOVING ACID GAS FROM A NATURAL GAS STREAM
PL2117682T3 (pl) 2007-02-22 2013-03-29 Fluor Tech Corp Konfiguracje do produkcji dwutlenku węgla i wodoru ze strumieni zgazowywania
JP5215595B2 (ja) 2007-06-18 2013-06-19 三菱重工業株式会社 吸収液、吸収液を用いたco2又はh2s除去装置及び方法
JP2008307520A (ja) 2007-06-18 2008-12-25 Mitsubishi Heavy Ind Ltd Co2又はh2s除去システム、co2又はh2s除去方法
US7967896B2 (en) * 2008-03-26 2011-06-28 Uop Llc Use of hydraulic turbocharger for recovering energy from high pressure solvents in gasification and natural gas applications
JP5039651B2 (ja) * 2008-07-08 2012-10-03 三菱重工業株式会社 排ガス中の二酸化炭素回収システム

Cited By (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9399190B2 (en) 2010-11-24 2016-07-26 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. System and method for recovering gas containing CO2 and H2S
CN103189124A (zh) * 2010-11-24 2013-07-03 三菱重工业株式会社 含co2及h2s气体的回收系统及方法
CN103189124B (zh) * 2010-11-24 2015-05-13 三菱重工业株式会社 含co2及h2s气体的回收系统及方法
CN102258928A (zh) * 2011-05-18 2011-11-30 成都华西工业气体有限公司 溶剂循环吸收法烟气脱硫中脱硫溶剂的加压热再生流程
US9782720B2 (en) 2012-03-09 2017-10-10 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Degradant concentration measurement device and acidic gas removal device
CN104160268A (zh) * 2012-03-09 2014-11-19 三菱重工业株式会社 降解产物浓度测定装置及酸性气体去除装置
CN103316567A (zh) * 2012-03-23 2013-09-25 通用电气公司 用于从气流回收酸气的系统
CN103316567B (zh) * 2012-03-23 2018-06-08 通用电气公司 用于从气流回收酸气的系统
CN102698568A (zh) * 2012-06-07 2012-10-03 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 一种强化冷却及多级再生的二氧化碳捕集再生系统
CN110628479A (zh) * 2019-09-26 2019-12-31 江苏城乡建设职业学院 天然气深度脱碳节能方法及系统
CN114835118A (zh) * 2022-05-07 2022-08-02 宁夏紫光天化蛋氨酸有限责任公司 二硫化碳去除硫化氢的方法
CN114797387A (zh) * 2022-05-31 2022-07-29 华能营口热电有限责任公司 一种回收余热的烟气深度碳捕集装置及方法
CN115957597A (zh) * 2022-11-25 2023-04-14 新疆敦华绿碳技术股份有限公司 一种解吸装置及二氧化碳生产系统
CN115957597B (zh) * 2022-11-25 2024-05-10 新疆敦华绿碳技术股份有限公司 一种解吸装置及二氧化碳生产系统

Also Published As

Publication number Publication date
EP2179777B1 (en) 2016-05-04
US8435325B2 (en) 2013-05-07
EP2179777A2 (en) 2010-04-28
US20100101416A1 (en) 2010-04-29
AU2009227884A1 (en) 2010-05-13
AU2009227884B2 (en) 2010-09-30
JP5425586B2 (ja) 2014-02-26
CN101721883B (zh) 2013-07-24
JP2010120013A (ja) 2010-06-03
EP2179777A3 (en) 2012-04-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN101721883B (zh) 二氧化碳和硫化氢的除去方法以及除去装置
CN100496678C (zh) 恶臭废气的综合净化方法
CN201244430Y (zh) 燃煤电厂烟气中二氧化碳捕集装置
CN103170223B (zh) 克劳斯法制硫尾气净化的旋流强化方法与装置
RU2509720C2 (ru) Способ получения водорода с полным улавливанием co2 и рециклом непрореагировавшего метана
CN106179287A (zh) 焦炉煤气变温吸附脱硫时吸附剂再生及再生废气处理方法
CN109482049B (zh) 一种焦炉烟气干法脱硫脱硝净化一体化工艺
CN101314102A (zh) 燃煤电厂烟气中二氧化碳捕集方法和装置
CN101519192A (zh) 一种低温克劳斯硫磺回收工艺及装置
CN104689679A (zh) 一种焦炉烟道废气脱硫脱硝工艺
EP3678757A1 (en) SOx CAPTURE USING CARBONATE ABSORBENT
CN106311149A (zh) 一种用于天然气脱碳的吸收剂
CA1133234A (en) Selective removal of h.sub.2s from gas mixtures containing co.sub.2 and h.sub.2s
CN103962115A (zh) 一种与克劳斯装置联合使用的脱硫活性炭的再生工艺
JP4775858B2 (ja) 銅系吸収剤の再生方法及び原料ガス中の水銀除去方法
WO2012073552A1 (ja) Co2回収システム
CN103316563B (zh) 兰炭尾气脱硫净化装置及其使用方法
JP2007182468A (ja) ガス精製システムおよびガス精製方法
US4041131A (en) Sulfur recovery process
CN107537297A (zh) 清洁环保的烟气循环脱硫工艺
JP4838000B2 (ja) 消化ガス中のシロキサンの除去方法
CN203498341U (zh) 兰炭尾气脱硫净化装置
JPH03238019A (ja) 高温還元性ガスの精製方法
JP2022027600A (ja) 後燃焼co2捕集のためのガス状排出物の前処理方法およびシステム
KR20170036561A (ko) 재생 가능한 바이오가스의 실록산 제거 장치

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant
ASS Succession or assignment of patent right

Owner name: MITSUBISHI HITACHI POWER SYSTEM LTD.

Free format text: FORMER OWNER: HITACHI,LTD.

Effective date: 20141113

C41 Transfer of patent application or patent right or utility model
TR01 Transfer of patent right

Effective date of registration: 20141113

Address after: Kanagawa

Patentee after: Mitsubishi Hitachi Power System Ltd.

Address before: Tokyo, Japan, Japan

Patentee before: Hitachi Ltd.

CP01 Change in the name or title of a patent holder
CP01 Change in the name or title of a patent holder

Address after: Kanagawa Prefecture, Japan

Patentee after: Mitsubishi Power Co., Ltd

Address before: Kanagawa Prefecture, Japan

Patentee before: MITSUBISHI HITACHI POWER SYSTEMS, Ltd.