CN104204700A - 二氧化碳管理系统及方法 - Google Patents

二氧化碳管理系统及方法 Download PDF

Info

Publication number
CN104204700A
CN104204700A CN201280071702.8A CN201280071702A CN104204700A CN 104204700 A CN104204700 A CN 104204700A CN 201280071702 A CN201280071702 A CN 201280071702A CN 104204700 A CN104204700 A CN 104204700A
Authority
CN
China
Prior art keywords
carbon dioxide
line
storage tank
gaseous
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
CN201280071702.8A
Other languages
English (en)
Other versions
CN104204700B (zh
Inventor
高旻守
金承赫
朴建映
尹虎炳
李钟哲
崔成润
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.)
Samsung Heavy Industries Co Ltd
Original Assignee
Samsung Heavy Industries Co 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 Samsung Heavy Industries Co Ltd filed Critical Samsung Heavy Industries Co Ltd
Publication of CN104204700A publication Critical patent/CN104204700A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN104204700B publication Critical patent/CN104204700B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C9/00—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure
    • F17C9/02—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure with change of state, e.g. vaporisation
    • F17C9/04—Recovery of thermal energy
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J5/00—Arrangements of cold exchangers or cold accumulators in separation or liquefaction plants
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/01—Pure fluids
    • F17C2221/013—Carbone dioxide
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/03—Mixtures
    • F17C2221/032—Hydrocarbons
    • F17C2221/033—Methane, e.g. natural gas, CNG, LNG, GNL, GNC, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2223/0107—Single phase
    • F17C2223/0123—Single phase gaseous, e.g. CNG, GNC
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2223/0146—Two-phase
    • F17C2223/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2223/0146—Two-phase
    • F17C2223/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F17C2223/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, PLNG
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/03—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2223/033—Small pressure, e.g. for liquefied gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/04—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by other properties of handled fluid before transfer
    • F17C2223/042—Localisation of the removal point
    • F17C2223/043—Localisation of the removal point in the gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/04—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by other properties of handled fluid before transfer
    • F17C2223/042—Localisation of the removal point
    • F17C2223/046—Localisation of the removal point in the liquid
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/04—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by other properties of handled fluid before transfer
    • F17C2223/042—Localisation of the removal point
    • F17C2223/046—Localisation of the removal point in the liquid
    • F17C2223/047—Localisation of the removal point in the liquid with a dip tube
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/01—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2225/0107—Single phase
    • F17C2225/0123—Single phase gaseous, e.g. CNG, GNC
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/01—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2225/0146—Two-phase
    • F17C2225/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/03—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2225/035—High pressure, i.e. between 10 and 80 bars
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/04—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by other properties of handled fluid after transfer
    • F17C2225/042—Localisation of the filling point
    • F17C2225/043—Localisation of the filling point in the gas
    • F17C2225/044—Localisation of the filling point in the gas at several points, e.g. with a device for recondensing gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/04—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by other properties of handled fluid after transfer
    • F17C2225/042—Localisation of the filling point
    • F17C2225/046—Localisation of the filling point in the liquid
    • F17C2225/047—Localisation of the filling point in the liquid with a dip tube
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/01—Propulsion of the fluid
    • F17C2227/0128—Propulsion of the fluid with pumps or compressors
    • F17C2227/0135—Pumps
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0309—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0309—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid
    • F17C2227/0323—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid in a closed loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0327—Heat exchange with the fluid by heating with recovery of heat
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2260/00—Purposes of gas storage and gas handling
    • F17C2260/04—Reducing risks and environmental impact
    • F17C2260/044—Avoiding pollution or contamination
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2260/00—Purposes of gas storage and gas handling
    • F17C2260/04—Reducing risks and environmental impact
    • F17C2260/046—Enhancing energy recovery
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/03—Treating the boil-off
    • F17C2265/032—Treating the boil-off by recovery
    • F17C2265/033—Treating the boil-off by recovery with cooling
    • F17C2265/034—Treating the boil-off by recovery with cooling with condensing the gas phase
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/06—Fluid distribution
    • F17C2265/066—Fluid distribution for feeding engines for propulsion
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0102—Applications for fluid transport or storage on or in the water
    • F17C2270/0105—Ships

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
  • Carbon And Carbon Compounds (AREA)

Abstract

公开了一种二氧化碳管理系统及方法。根据本发明的一个实施例的二氧化碳管理系统包括：二氧化碳气态线，其连接到二氧化碳储罐上部，并且气态二氧化碳在其中移动；二氧化碳液态线，其连接到所述二氧化碳储罐，并且液态二氧化碳在其中移动；线混合部，其连接所述二氧化碳气态线和所述二氧化碳液态线，从而使所述气态二氧化碳与所述液态二氧化碳混合；以及二氧化碳液化装置，其从所述线混合部连接，并且使所述气态二氧化碳液化。

Description

二氧化碳管理系统及方法
技术领域
本申请涉及一种二氧化碳管理系统及方法，更具体地说，涉及一种不将二氧化碳储罐中产生的气态二氧化碳排放到大气中，而是使液化后的二氧化碳再次返回到二氧化碳储罐的二氧化碳管理系统及方法。
背景技术
二氧化碳占地球变暖气体中的大约70％，为了从作为大量来源的火力发电站捕集二氧化碳并使其隔离，正在进行很多将二氧化碳作为海洋含水层、海水地层、气体及原油生产时补偿压力的气体或存储在气体及原油生产结束后的空间的研究。
为了将液态二氧化碳移送到对应地区，预期将使用管道线和二氧化碳输送线。其中，二氧化碳输送线被认为是一个应对方案。
以往的二氧化碳的运输是运用二氧化碳运输船，所述二氧化碳运输船以小容量的高压容器(15～30bar)用于食用，并且因产生的蒸发气体量较小而排放到大气中。但是在运送1万吨/次以上的大容量的大容量运输船中，将其排放到大气中不仅在环境问题方面，而且在经济方面也不利。因此产生了开发没有大气排放的情况下，进行运送的方法的需求。
另一方面，为了以大容量进行运送而降低储罐的设计压力在经济方面有利。在输送线方面，提高储藏压力时，存在由于容器的厚度要非常大而引起结构安全性及稳定性问题。
反之，大容量的二氧化碳运送在蒸发气体产生量及二氧化碳的组成方面不利。因此，需要一种与某种程度上与不凝性气体的组成无关，而在低压下也能以液态储藏的技术。
根据现有技术韩国专利申请第10-2008-0127318号，提出有能够将二氧化碳及其它货物同时装船的概念专利，但是具体对船舶内设置的二氧化碳的管理系统及其二氧化碳管理方法却没有记载。
此外，正在进行在运输船的储罐内设置特定吸附剂进行气态吸附而进行储藏来运输的概念的研究。由于大量捕集是连续工程，因此需要液态储藏或管道线输送。但存在如下缺点：在液态二氧化碳的装船时需要不必要地进行再次加热，而在管道线的情况下，装入船舶的时间变得很长，并且为了再循环此时产生的非吸附二氧化碳，要花费很多费用。此外，通常，当商用吸附剂的体积密度(Bulk Density)为0.6～0.8g/cm3之间而占50,000m3的1/3时，就存在常载大约12,500吨的缺点。
因此，二氧化碳输送线通常是液态输送。为了将移送的二氧化碳维持为液态，需要维持三相点(在-56.6℃条件下为5.18bar)以上，并且超临界(31.1℃，74.8bar)以下。但是，由于热传递到储罐内或在灌内部因流体的动能累积而导致相当量的二氧化碳蒸发掉。将其以较经济的方式处理是很重要的。
目前，生产二氧化碳是为了用于饮料，其方法是在气态下对含高浓度二氧化碳的混合气体进行前处理，将其压缩后在分液罐(Knock-drum)中去除水分，将气态二氧化碳再次压缩后利用采用氨水的吸收式冷冻机进行2阶段液化，从而生产液态二氧化碳。对生产的液态二氧化碳进行储藏时(-25℃附近18～20bar)产生的蒸发气体被再次送到压缩机前工序中，并通过进行再次压缩、冷凝的循环工序而生产。
但是，在大容量二氧化碳运输船中储藏压力低的情况下，在二氧化碳的三相点附近利用使用氨水的吸收式冷冻机使其液化并再次送到储罐时，存在工序复杂，操作费用和投资费用较大的缺点。
尤其是，在储藏压力低的情况下，相对地不凝性气体的比率增加，从而在二氧化碳加压时需要更低的温度，尤其是存在发生降低到二氧化碳的三相点以下的情况的担忧，因此在操作方面不利。
此外，最近除传统的燃烧后捕集(Post-Combustion)之外，在以对应于燃烧前捕集(Pre-Combustion)的整体煤气化联合循环(IGCC，Integrated GasificationCombined Cycle)和全氧燃烧(Oxy Fuel)捕集等方法捕集二氧化碳的情况下，二氧化碳内含有大量的不凝性气体。
以下表1涉及各燃烧捕集的二氧化碳、捕集后处理及蒸发气体组成。
在以下表1中，捕集后处理1是去除一部分不凝性气体后再次循环的组成，蒸发气体2是在7bar条件下所述蒸发气体产生储罐体积的0.0015/天左右的条件。
表1
如表1中所示，在整体煤气化联合循环(IGCC)中，氮(N2)和氢(H2)的含量大；在全氧燃烧的情况下，氮(N2)、氧(O2)、氩(Ar)含量多，在纯二氧化碳的三相点附近，即7bar条件下浓缩的捕集气体不会完全被液化，从而需要在陆上捕集源中去除一部分不凝性气体。
这成为在海上运送二氧化碳的很大的缺点。此外，如表1所示，为了进行海上运送，二氧化碳的浓度至少要达到99.5摩尔％以上，才能在7bar压力附近储藏在二氧化碳储罐中。
另一方面，在二氧化碳储罐内的二氧化碳储藏压力低的情况下，相对地蒸发气体的量增加，不凝性气体的比率增加，从而存在难以用液化设备将其液化的问题。
发明内容
本发明要解决的技术问题
本申请用于解决如上所述的现有技术中的问题，其目的在于提供一种二氧化碳管理系统及方法，其不需要为了使在液态二氧化碳的输送中产生的蒸发气体即气态二氧化碳再次液化而具备专门的冷冻设备，并且不会将产生的蒸发气体中的二氧化碳排出到大气中，而仅将不凝性气体排放到大气中。
技术方案
根据本发明的一个方面，可以提供一种二氧化碳管理系统，包括：二氧化碳气态线，其连接到二氧化碳储罐上部，并且气态二氧化碳在其中移动；二氧化碳液态线，其连接到所述二氧化碳储罐，并且液态二氧化碳在其中移动；线混合部，其连接所述二氧化碳气态线和所述二氧化碳液态线，从而使所述气态二氧化碳与所述液态二氧化碳混合；以及二氧化碳液化装置，其从所述线混合部连接，并且使所述气态二氧化碳液化。
此外，所述二氧化碳液化装置可以包括：液化天然气供给线，其用于将储藏在液化天然气储罐的液化天然气运送至液化天然气贮藏所；吸入器、加压泵及第1加热装置，这些设置在所述液化天然气供给线上；液化天然气液化线，其从所述加压泵后端的所述液化天然气供给线分支并再次连接到所述第1加热装置前端的所述液化天然气供给线；热交换器，其与所述线混合部连接，并且设置在所述液化天然气液化线上；第1气体排出线，其连接到所述热交换器，使不凝性气体排出到大气中；以及二氧化碳再循环线，其从所述热交换器连接到所述二氧化碳储罐。
此外，所述二氧化碳气态线可以包括压缩所述气态二氧化碳的压缩机。
此外，所述二氧化碳气态线可以包括分液罐，所述分液罐被设置在所述压力加热设备前端并吸收液体。
此外，所述二氧化碳再循环线可以包括再循环泵，其使所述液态二氧化碳向所述二氧化碳储罐再循环。
此外，可以进一步包括：二氧化碳供给线，其从二氧化碳临时贮藏所连接到所述二氧化碳储罐；二氧化碳注入线，其从所述二氧化碳储罐延长至二氧化碳贮藏所，并且设置有加压泵、气化装置及第2加热装置；吸附塔，其设置在所述线混合部的前端的所述二氧化碳气态线上；再生气体供给线，其从再生气体源连接到所述吸附塔前端的所述二氧化碳气态线上，并且设置有第4加热装置；以及第2气体排出线，其从所述吸附塔后端的所述二氧化碳气态线分支并向外部延长。
此外，所述吸附塔的数量可以是两个以上，并且并列配置。
此外，所述吸附塔使用的吸附剂包括活性炭、沸石和分子筛中的至少一个。
此外，为了吸附与二氧化碳储罐中储藏的二氧化碳混合的水或硫化物，二氧化碳管理系统可以进一步包括设置在所述吸附塔之前的所述二氧化碳气态线上的导向吸附塔。
此外，所述导向吸附塔使用的吸附剂可以包括3A、4A及13X的沸石、分子筛和硅胶中的至少一个。
此外，再生气体可以包括氮或干燥空气。
此外，二氧化碳管理系统可以进一步包括：第1二氧化碳回收线，其在加压泵前端的所述二氧化碳注入线的途中分支并连接到所述二氧化碳储罐；以及气化用热交换器，其设置在所述第1二氧化碳回收线上。
此外，二氧化碳管理系统可以进一步包括：第2二氧化碳回收线，其在气化装置后端的所述二氧化碳注入线的途中分支并连接到所述二氧化碳储罐。
此外，二氧化碳管理系统可以进一步包括：第3二氧化碳回收线，其从二氧化碳储罐内设置的排出泵中引出并再次与所述二氧化碳储罐连接；以及气化用热交换器，其设置在所述第3二氧化碳回收线上。
此外，二氧化碳管理系统可以进一步包括：二氧化碳供给线，其连接到所述二氧化碳储罐，以从二氧化碳临时贮藏所供给所述二氧化碳；气态二氧化碳供给线，其从所述二氧化碳供给线分支并与所述二氧化碳储罐上部连接；以及液态二氧化碳供给线，其从所述二氧化碳供给线分支并与所述二氧化碳储罐下部连接。
此外，在所述气态二氧化碳供给线上可以设置多个喷嘴。
根据本发明的另一方面，可以包括：二氧化碳供给线，其从二氧化碳临时贮藏所连接到所述二氧化碳储罐；二氧化碳注入线，其从所述二氧化碳储罐延长至二氧化碳贮藏所，并且设置有加压泵、气化装置及第2加热装置；二氧化碳气态线，其连接到二氧化碳储罐上部，并且设置有第3加热装置及二氧化碳分离膜；以及第2气体排出线，其向所述二氧化碳分离膜的外部延长并排出不凝性气体。
此外，可以进一步包括：二氧化碳液态线，其连接到所述二氧化碳储罐，并且液态二氧化碳在其中移动；线混合部，其连接所述二氧化碳气态线和所述二氧化碳液态线，从而使所述气态二氧化碳与所述液态二氧化碳混合；以及二氧化碳液化装置，其从所述线混合部连接，并且使所述气态二氧化碳液化。
此外，所述二氧化碳液化装置可以包括：液化天然气供给线，其用于将储藏在所述液化天然气储罐的液化天然气运送至液化天然气贮藏所；吸入器、加压泵及第1加热装置，这些设置在所述液化天然气供给线上；液化天然气液化线，其从所述加压泵后端的所述液化天然气供给线分支并连接到所述第1加热装置前端的所述液化天然气供给线；热交换器，其与所述线混合部连接，并且设置在所述液化天然气液化线上；第1气体排出线，其连接到所述热交换器，使不凝性气体排出；以及二氧化碳再循环线，其从所述热交换器连接到所述二氧化碳储罐。
此外，所述二氧化碳气态线可以包括压缩所述气态二氧化碳的压缩机。
此外，所述二氧化碳再循环线可以包括再循环泵，其使所述液态二氧化碳向所述二氧化碳储罐再循环。
此外，为了吸附与所述二氧化碳储罐中储藏的与二氧化碳混合的水或硫化物，二氧化碳管理系统可以进一步包括设置在所述二氧化碳分离膜之前的所述二氧化碳气态线上的导向吸附塔。
此外，所述二氧化碳分离膜的材料可以包括卡多聚酰胺(Cardo Polyamide)、树枝状大分子(Dendrimer)、Y-沸石、二氧化硅、碳、碳硅中的至少一个。
此外，二氧化碳管理系统可以进一步包括：第1二氧化碳回收线，其从所述加压泵前端的所述二氧化碳注入线分支并连接到所述二氧化碳储罐；以及气化用热交换器，其设置在所述第1二氧化碳回收线上。
此外，二氧化碳管理系统可以进一步包括：第2二氧化碳回收线，其从所述第2气化装置后端的所述二氧化碳注入线分支并连接到所述二氧化碳储罐。
此外，二氧化碳管理系统可以进一步包括：第3二氧化碳回收线，其从所述二氧化碳储罐内设置的排出泵中引出并再次与所述二氧化碳储罐连接；以及气化用热交换器，其设置在所述第3二氧化碳回收线上。
此外，二氧化碳管理系统可以进一步包括：二氧化碳供给线，其连接到所述二氧化碳储罐，以从二氧化碳临时贮藏所供给所述二氧化碳；气态二氧化碳供给线，其从所述二氧化碳供给线分支并与所述二氧化碳储罐上部连接；以及液态二氧化碳供给线，其从所述二氧化碳供给线分支并与所述二氧化碳储罐下部连接。
此外，在气态二氧化碳供给线上可以设置多个喷嘴。
此外，二氧化碳管理系统可以进一步包括：第1移送用线，其连接到二氧化碳储罐上部，并可延长至陆上捕集源。
此外，根据本发明的一个方面，二氧化碳管理方法可以包括以下步骤：对储藏在二氧化碳储罐中的二氧化碳进行加压和气化后供给到二氧化碳贮藏所的步骤；在吸附塔中吸附在所述二氧化碳储罐中产生的气态二氧化碳的步骤；通过供给再生气体，从所述吸附塔脱附所述二氧化碳的步骤；所述脱附的气态二氧化碳与液态二氧化碳一起在线混合部中混合的步骤；通过将储藏在液化天然气储罐中的液化天然气与热交换器进行连接来液化气态二氧化碳的步骤；以及将液化的所述二氧化碳再循环到所述二氧化碳储罐的步骤。
此外，所述气态二氧化碳与液态二氧化碳在线混合部中混合的步骤中，可以将气态二氧化碳和液态二氧化碳以1:4.5～5.7的比率混合。
此外，二氧化碳管理方法可以进一步包括：在吸附所述气态二氧化碳时，所述再生气体通过从所述吸附塔延长到外部的第2气体排出线排出的步骤。
此外，二氧化碳管理方法可以进一步包括：在液化所述气态二氧化碳时，通过从所述热交换器延长到外部的气体排出线排出不凝性气体的步骤。
此外，二氧化碳管理方法可以进一步包括：在所述二氧化碳吸附前去除所述蒸发气体中包含的水和硫化物的步骤。
此外，二氧化碳管理方法可以进一步包括：所述再生气体包括氮或干燥气体，并且其被加热后供给到所述吸附塔的步骤。
此外，所述再生气体的加热可以由引擎的余热实现。
此外，二氧化碳管理方法可以进一步包括以下步骤：在向所述二氧化碳贮藏所运送所述二氧化碳时，将通过在所述二氧化碳供给路径中使一部分所述二氧化碳气化而制作的活塞气体再次供给到所述二氧化碳储罐的步骤。
此外，二氧化碳管理方法可以进一步包括以下步骤：在向所述二氧化碳贮藏所运送所述二氧化碳时，将通过使所述二氧化碳储罐中储藏的所述二氧化碳流出并气化而制作的活塞气体再次供给到所述二氧化碳储罐的步骤。
根据本发明的另一方面，二氧化碳管理方法可以进一步包括以下步骤：对储藏在二氧化碳储罐中的二氧化碳进行加压和气化后供给到二氧化碳贮藏所的步骤；将所述二氧化碳储罐中产生的气态二氧化碳，通过二氧化碳分离膜排出不凝性气体的步骤；将通过所述二氧化碳分离膜的所述气态二氧化碳在线混合部中与液态二氧化碳混合的步骤；将储藏在液化天然气储罐中的液化天然气，在热交换器中利用冷却剂使气态二氧化碳液化的步骤；以及将液化的所述二氧化碳再循环到所述二氧化碳储罐的步骤。
此外，二氧化碳管理方法可以进一步包括：在液化所述气态二氧化碳时，通过从所述热交换器延长到外部的气体排出线排出不凝性气体的步骤。
此外，二氧化碳管理方法可以进一步包括：在所述二氧化碳吸附前去除所述蒸发气体中包含的水和硫化物的步骤。
此外，二氧化碳管理方法可以进一步包括以下步骤：在向所述二氧化碳贮藏所运送所述二氧化碳时，将通过在所述二氧化碳供给路径中使一部分所述二氧化碳气化而制作的活塞气体再次供给到所述二氧化碳储罐的步骤。
此外，二氧化碳管理方法可以进一步包括以下步骤：在向所述二氧化碳贮藏所运送所述二氧化碳时，将通过使所述二氧化碳储罐中储藏的所述二氧化碳流出并气化而制作的活塞气体再次供给到所述二氧化碳储罐的步骤。
有益效果
本发明的实施例通过混合气态二氧化碳和液态二氧化碳来利用二氧化碳液化装置，从而能够更有效地液化液态二氧化碳储罐中产生的气态二氧化碳。
此外，通过仅将不必要的不凝性气体排放到大气中，从而能够更有效地液化液态二氧化碳储罐中产生的气态二氧化碳。
此外，为了将不凝性气体排放到大气中而利用吸附塔，能够更有效地液化液态二氧化碳储罐中产生的气态二氧化碳。
此外，为了将不凝性气体排放到大气中而利用二氧化碳分离膜，能够更有效地液化液态二氧化碳储罐中产生的气态二氧化碳。
此外，通过将用作船舶等海洋结构物的燃料的液化天然气用于二氧化碳液化装置，不需要使二氧化碳液化的额外的冷却设备和加压设备，从而在经济性及工艺安全性性能方面带来有益效果。
此外，通过使用于二氧化碳液化装置的液化天然气被气化，具有能够减少对作为海洋结构物燃料的液化天然气进行气化所需要的能量的优点。
此外，通过去除和回收二氧化碳储罐中产生的蒸发气体的过程，能够使二氧化碳储罐的内部压力维持一定，并且不会在运送过程中将回收的二氧化碳排放到大气，而是将其再次回收到陆上捕集源。
此外，在向二氧化碳贮藏所注入二氧化碳时，通过将吸附的二氧化碳用作为使所述二氧化碳储罐的内部压力维持一定而供给的活塞气体，能够减少管理费。
附图说明
图1是图示根据本发明的一实施例的二氧化碳管理系统的示意图。
图2是用于说明根据图1所示的二氧化碳管理系统的二氧化碳管理方法的图。
图3是图示根据本发明的另一实施例的二氧化碳管理系统的示意图。
图4是用于说明根据图3所示的二氧化碳管理系统的二氧化碳管理方法的图。
图5是图示根据本发明的又一实施例的二氧化碳管理系统的示意图。
图6是用于说明根据图5所示的二氧化碳管理系统的二氧化碳管理方法的图。
图7是图示根据本发明的又一实施例的二氧化碳管理系统的示意图。
图8是用于说明根据图7所示的二氧化碳管理系统的二氧化碳管理方法的图。
图9、图10及图11分别是图示根据图7的变形实施例的二氧化碳管理系统的示意图。
图12是图示根据本发明的又一实施例的二氧化碳管理系统的示意图。
图13是用于说明根据图12所示的二氧化碳管理系统的二氧化碳管理方法的图。
图14及图15分别是图示根据图12的变形实施例的二氧化碳管理系统的示意图。
具体实施方式
以下，将参照附图对本发明的实施例进行详细的说明。但是，本发明所属技术领域的技术人员容易理解，附图只是为了更容易地公开本发明的内容而说明的，本发明的范围不由附图的范围所限定。
此外，提前声明，在说明本发明的实施例时，对于具有相同功能的结构部分仅是使用相同名称及相同符号，实际上与现有的二氧化碳液化装置及包括该二氧化碳液化装置的储罐的结构部件不完全相同。
此外，本申请中使用的术语只是用于说明特定的实施例，并不旨在限定本发明。单数的表达，只要是在文章脉络中没有明确表示其它含义，则包括复数的表达。本申请中，“包括”或“具有”等术语应理解为是为了指定存在说明书中记载的特征、数字、步骤、动作、结构部件、部件或其组合，而不预先排除一个或更多个其它特征或数字、步骤、动作、结构部件、部件或其组合的存在或附加可能性。
图1是图示根据本发明的一实施例的二氧化碳管理系统的示意图。
如图所示，二氧化碳管理系统包括：二氧化碳储罐110、二氧化碳气态线210、二氧化碳液态线220、线混合部223以及二氧化碳液化装置。
二氧化碳储罐110提供储藏液态二氧化碳的空间，并且被隔热处理，使得阻断从外部流入的热而在内部不产生蒸发气体。并且，所述二氧化碳储罐被构成为能够承受二氧化碳的三相点以上。将二氧化碳在三相点附近储藏的情况下，二氧化碳的密度最大，从而能够运送单位体积的储罐中含有最大质量的二氧化碳时的二氧化碳。
二氧化碳气态线210连接到所述二氧化碳储罐110上部，气态二氧化碳可以通过所述二氧化碳气态线210移动。
二氧化碳液态线220与设置在所述二氧化碳储罐110内的吸入泵123连接，液态二氧化碳可以通过所述二氧化碳液态线220移动。
另一方面，所述二氧化碳气态线210不限于移送气态的二氧化碳，也可以移送液态的二氧化碳。
此外，所述二氧化碳液态线220不限于移送液态的二氧化碳，也可以移送气态的二氧化碳。
线混合部223与所述二氧化碳气态线210和所述二氧化碳液态线220连接，所述线混合部223包括控制混合的气态二氧化碳和液态二氧化碳的流量的第1流量控制阀222。并且，所述线混合部223连接于后述的热交换器236。其中，线混合部223可以为使气态二氧化碳和液态二氧化碳混合的管路混合器(Line Mixer)，但是所述线混合部223只要是能够使气态二氧化碳和液态二氧化碳混合的结构均可。
二氧化碳液化装置包括液化天然气储罐250、液化天然气供给线230、液化天然气液化线235、第1气体排出线238和二氧化碳再循环线240。
液化天然气储罐250提供液化天然气维持大约-164℃的储藏空间。
在液化天然气供给线230上设置有：用于运送液化天然气而设置在一端的吸入泵251、用于维持液化天然气的移送的吸入器231、加压泵232、以及第1加热装置233。
液化天然气液化线235设置有热交换器236，热交换器236从所述加压泵232后端的所述液化天然气供给线230分支并再次连接到所述第1加热装置233前端的所述液化天然气供给线230，并且连接到所述线混合部223。
第1气体排出线238连接到所述热交换器236一端，并且设置有在所述第1气体排出线238上控制不凝性气体的排出的第2流量控制阀237。
二氧化碳再循环线240从所述热交换器236连接到所述二氧化碳储罐110。并且，二氧化碳再循环线240设置有再循环泵240，再循环泵240用于使液态二氧化碳更容易地再循环。
根据这种本实施例的二氧化碳管理系统的二氧化碳管理方法如下。
图2是用于说明根据图1所示的二氧化碳管理系统的二氧化碳管理方法的图。
参照图2，首先，气态二氧化碳从所述二氧化碳储罐110上部通过二氧化碳气态线210被移送到所述线混合部223。-①
并且，液态二氧化碳从所述二氧化碳储罐110下部通过二氧化碳液态线220被移送到所述线混合部223。-②
此时，所述第1流量控制阀222被开放，从而在所述线混合部223中气态二氧化碳和液态二氧化碳被混合，被混合的气态二氧化碳和液态二氧化碳被移送到所述热交换器236。-③
另一方面，液化天然气通过设置在所述液化天然气供给线230末端的吸入泵251，从所述液化天然气储罐250被移送至所述吸入器231。液化天然气通过所述吸入器231可维持移送，液化天然气通过所述加压泵232而被加压，并且通过所述液化天然气液化线235被移送到所述热交换器236。-④
液化天然气在所述热交换器236中使气态二氧化碳液化，之后通过所述液化天然气液化线235沿着所述液化天然气供给线230移送，并且由设置在所述液化天然气供给线230上的第1加热装置233气化。最后，液化天然气被移送至引擎260而用作燃料。-⑤
并且，混合的二氧化碳中的气态二氧化碳通过所述热交换器236发生液化，并且液化的二氧化碳通过所述二氧化碳再循环线240被移送到二氧化碳储罐。-⑥
即将所述二氧化碳储罐110中产生的气态二氧化碳和液态二氧化碳混合后，通过利用液化天然气的热交换器使气态二氧化碳液化。
由此，根据本实施例的二氧化碳管理系统及方法不需要所述额外的冷却设备及加压设备，而是利用海洋结构物自身内的装置就能够使二氧化碳再液化，因此具有经济性的优点。
图3是图示根据本发明的另一实施例的二氧化碳管理系统的示意图。
如图所示，根据本发明的另一实施例的二氧化碳管理系统与已说明的图1的二氧化碳管理系统类似，由此省略对具有相同功能的结构的说明。
参照图3，与图1的实施例不同，二氧化碳气态线210包括分液罐211、二氧化碳液态回收线210a和压缩机212。
分液罐211是用于吸收蒸发气体中包含的水分的装置，包括后述的吸附塔具备的活性炭等吸附剂。
二氧化碳液态回收线210a从所述分液罐211连接到所述二氧化碳储罐110，用于在气态二氧化碳沿着所述二氧化碳气态线210移动到所述分液罐211时，自然地将液化的二氧化碳回收到所述二氧化碳储罐110。
压缩机212是加压气态二氧化碳的装置，用压缩机压缩气态二氧化碳的排气压力可以是10～45bar。此外，在本实施例中用压缩机压缩二氧化碳的排气压力可以是15～25bar。
图4同样省略对与图2中的二氧化碳管理方法相同的方法的说明。在将二氧化碳储罐110中产生的气态二氧化碳移送到所述线混合器223之前，由设置在所述二氧化碳气态线上的分液罐211吸收水分并经由压缩机212加压气态二氧化碳。此外，液态二氧化碳也由加压泵221加压成与气态二氧化碳相同的压力。
在将上述表1中显示的燃烧后捕集中液化的二氧化碳以5万m3运送的情况下，假设产生的B蒸发速度(BOR)是每天0.15％，在储藏压力7bar平衡条件下混合液态二氧化碳的情况时，得到了如表2所示的结果。
为此，使用商用过程模拟器(Chemical Process Simulator)Aspen Plus Version 7.2进行了计算。
表2
流号 11 10 12 13 16
温度，℃ -52.6 -52.6 -52.6 -54.8 -54.7
压力，bar 7 7 7 6.8 8.8
蒸汽分率 1 0 0.004 0 0
摩尔流量，kmol/hr 83.568 20026.17 20109.74 20109.74 20109.74
质量流量，kg/hr 3500.129 880499.9 884000 884000 884000
体积流量，cum/hr 200.8 761.308 962.109 759.534 759.847
CO2 0.868 0.997 0.997 0.997 0.997
甲烷 0.003 96ppm 107ppm 107ppm 107ppm
N2 0.125 0.002 0.002 0.002 0.002
乙烷 416ppm 100ppm 101ppm 101ppm 101ppm
O2 0.003 95ppm 108ppm 108ppm 108ppm
NO2 微量 100ppm 100ppm 100ppm 100ppm
H2O 6ppm 501ppm 499ppm 499ppm 499ppm
在7bar条件下，蒸发气体和液态二氧化碳的最佳混合比是大约250倍。
并且，储藏压力为7bar，且使用压缩机将蒸发气体压缩至20bar后，以相同压力混合液态二氧化碳的情况下，得到了如表3所示的结果。
表3
流号 17 12 10 13 15
温度，℃ -52.6 36.2 -51.7 -49.6 -54.9
压力，bar 7 20 20 20 8.8
蒸汽分率 1 1 0 0 0.047
摩尔流量，kmol/hr 82.344 82.344 447.279 529.623 529.623
质量流量，kg/hr 3448.606 3448.606 19665.72 23114.33 23114.33
体积流量，cum/hr 197.858 96.965 17.051 20.529 66.226
CO2 0.868 0.868 0.998 0.977 0.977
甲烷 0.003 0.003 96ppm 518ppm 518ppm
N2 0.125 0.125 0.002 0.021 0.021
乙烷 416ppm 416ppm 100ppm 149ppm 149ppm
O2 0.003 0.003 96ppm 576ppm 576ppm
NO2 微量 微量 100ppm 85ppm 85ppm
H2O 6ppm 6ppm 501ppm 424ppm 424ppm
在20bar条件下，蒸发气体和液态二氧化碳的最佳混合比是大约5.7倍。
比较表2和表3，在混合气态二氧化碳和液态二氧化碳之前加压气态二氧化碳的情况下，液态二氧化碳的混合比率会降低。由此，可以减少用于混合的液态二氧化碳的供给量，从而具有能够降低工程费用的优点。
图5是图示根据本发明的又一实施例的二氧化碳管理系统的示意图。
根据图5的实施例也同样与已说明的图1的二氧化碳管理系统类似，由此省略对具有相同功能的结构的说明。
如图所示，二氧化碳管理系统包括二氧化碳供给线111、二氧化碳注入线121和第1二氧化碳回收线131。
二氧化碳供给线111从二氧化碳临时贮藏所130连接到二氧化碳储罐110。
气态二氧化碳供给线112从所述二氧化碳供给线111的末端分支并延长到所述二氧化碳储罐110的上部内部，此时在所述气态二氧化碳供给线112上设置有第3流量控制阀112a。
此外，在所述二氧化碳储罐110的上部内部区域中的所述气态二氧化碳供给线112上可以设置至少一个以上的喷嘴(Nozzle)112b，例如雾化喷嘴(AtomizingNozzle)。
利用所述喷嘴112b供给二氧化碳时，由于焦耳汤姆逊(Joule-Thomson，JT)效果，使二氧化碳温度降低，从而能够在所述二氧化碳储罐110中抑制蒸发气体，使所述二氧化碳储罐110维持一定的温度，并防止储罐发生故障。
液态二氧化碳供给线113从所述二氧化碳供给线111的末端分支并连接到所述二氧化碳储罐110。此时，液态二氧化碳供给线113延长至所述二氧化碳储罐110的下部，以使二氧化碳供给时产生的蒸发气体最少化。此外，所述液态二氧化碳供给线113上设置有第4流量控制阀113a。其中，图1所示的二氧化碳再循环线240连接至所述液态二氧化碳供给线113。
二氧化碳注入线121与设置在所述二氧化碳储罐110内的吸入泵123连接，并连接至二氧化碳贮藏所150，如油井(Well)。并且在所述二氧化碳注入线121上设置有加压泵125、气化装置127及第2加热装置129。
第1二氧化碳回收线131在所述加压泵125前端的所述二氧化碳注入线121途中分支并连接到所述二氧化碳储罐110，并且在所述第1二氧化碳回收线131上设置有第1气化用热交换器133。
根据这种本实施例的二氧化碳管理系统的二氧化碳管理方法如下。
图6是用于说明根据图5所示的二氧化碳管理系统的二氧化碳管理方法的图。
参照图2，首先从捕集有二氧化碳的二氧化碳临时贮藏所130通过二氧化碳供给线111和气态二氧化碳供给线112向所述二氧化碳储罐110移送二氧化碳。
此时，随着使用气态二氧化碳供给线112的喷嘴112b，当所述二氧化碳储罐110的温度达到规定温度时，关闭设置在所述气态二氧化碳供给线112上的第3流量控制阀112a，并且开启第4流量控制阀113a，使得液态二氧化碳通过从所述二氧化碳供给线111分支的液态二氧化碳供给线113被移送到所述二氧化碳储罐110。
这样储藏的液态二氧化碳由设置在所述二氧化碳储罐110内的吸入泵123通过所述二氧化碳注入线121被移送到二氧化碳贮藏所150。
在被移送到二氧化碳贮藏所150时，利用压力泵125被加压至特定压力，此时，液态二氧化碳被加压至可达到气体及超临界状态的压力(约30～120bar)。气体的情况下被加压至约30～74bar，而超临界的情况下被加压至75～120bar。
被加压的液态二氧化碳通过气化装置127被气化，并且被供给到二氧化碳贮藏所150并被加热至能够充分利用的特定温度。此时，二氧化碳能够维持在气体或超临界状态，其中，为了维持在超临界状态，加热至32℃以上。
另一方面，在将二氧化碳储罐110中储藏的二氧化碳向贮藏所150注入时，内部储藏的二氧化碳被冷凝及减压，从而所述二氧化碳储罐110内的环境改变成所设置的吸入泵123不能充分运行的环境。因此，有必要将二氧化碳储罐110的压力维持在吸入泵123能够顺畅运行的充分的压力。
在使通过设置在加压泵125前端的所述二氧化碳注入线121上的第1二氧化碳回收线131注入到贮藏所的液态二氧化碳中的一部分流出并气化后，再次移送到所述二氧化碳储罐110。
在本发明的实施例中，将再次供给到所述二氧化碳储罐110的气体称为活塞气体，随着这种活塞气体的再次供给，所述二氧化碳储罐110的压力维持一定，从而能够向贮藏所顺畅地供给二氧化碳。
图7是图示根据本发明的又一实施例的二氧化碳管理系统的示意图。
如图所示，根据本发明的又一实施例的二氧化碳管理系统也同样省略对与已说明的图5的二氧化碳管理系统相同的结构及相同的功能的说明。
参照图7，二氧化碳管理系统包括根据图7的实施例的结构部件、再生气体供给线171和第2气体排出线216。
二氧化碳气态线210如前所述连接到所述二氧化碳储罐110上部，并且第3加热装置213、吸附塔215和冷却机219设置在所述二氧化碳气态线161上。
第3加热装置213将气态二氧化碳加热到220～320℃。
吸附塔215是用于吸附气态二氧化碳的装置，对所述吸附塔215的数量没有限制，但可以根据所述二氧化碳储罐110中产生的蒸发气体的量而不同。但是，为了在一个吸附塔215不能正常发挥固有功能时能够进行辅助，可以并列设置至少两个以上的吸附塔。
吸附塔215使用的吸附剂为表面积大的多孔性物质，只要是能够吸附蒸发气体内二氧化碳的物质，则任何物质都可以，但是至少包括活性炭(Activated Carbon)、沸石(Zeolite)和分子筛(Molecular Sieve)中的至少一个。
通过所述吸附剂的二氧化碳的吸附量在约45磅/平方英寸(Psia)的低压下、在活性炭和分子筛的情况下大约是4.1mol CO2/kg-吸附剂(Adsorbent)，而在约275Psia的高压下，活性炭具有8.8mol CO2/kg-吸附剂的量，分子筛具有5.2molCO2/kg-吸附剂的量。
这种吸附塔215选择性地吸附蒸发气体内的二氧化碳，不吸附甲烷(CH4)、氮(N2)、氧(O2)、氢(H2)、氩(Ar)等不凝性气体，并将这些气体通过将在以后说明的第2气体排出线216向外部排放到大气中。
再生气体供给线171从内部或外部的再生气体供给源170连接到所述吸附塔160前端的所述二氧化碳气态线210，并且在所述再生气体供给线171上设置有第4加热装置181b。
再生气体供给源170中供给的再生气体用于使所述吸附塔215中吸附的二氧化碳脱附而再生，可以包括氮(N2)或作为干燥气体(Dry Gas)的干燥空气。这种再生气体可以利用引擎的余热而被加热。
冷却机219将由再生气体脱附的二氧化碳冷却至10～45℃左右。这种冷却可以由冷却机实现，但不限于此，还可以通过所述液化天然气供给线230、海水等实现。
第2气体排出线216从设置有所述吸附塔215的所述二氧化碳气态线210分支并延长到外部，并且设置有第5流量控制阀217。二氧化碳储罐110中产生的蒸发气体内的甲烷(CH4)、氮(N2)、氧(O2)、氢(H2)、氩(Ar)等不凝性气体在经过所述吸附塔215中的吸附工序后通过所述第2气体排出线216排放到大气中。
第1移送用线181可以连接到所述二氧化碳储罐110上部，并且与陆地上或海上的陆上捕集源180连接，从而能够捕集从所述二氧化碳储罐110产生的大量的蒸发气体。并且，在所述第1移送用线181上可以设置有第八流量控制阀181a。
图8是用于说明根据图7所示的二氧化碳管理系统的二氧化碳管理方法的图。
图8同样省略对与图6中的二氧化碳管理方法相同的方法的说明。观察如下的根据图8的二氧化碳管理方法。
初期将二氧化碳移送到所述二氧化碳储罐110时，产生的蒸发气体多的情况下，由于此时蒸发气体中包含的二氧化碳的浓度高，因此开启第1移送用线181的第九流量控制阀181a，从而将所述蒸发气体向陆上或海陆捕集源180移送。此后，在蒸发气体的量减少的情况下，关闭第九流量控制阀181a。
另一方面，在将二氧化碳临时贮藏所的二氧化碳向所述二氧化碳储罐110供给的过程中，因外部环境或供给环境，甲烷(CH4)、氮(N2)、氧(O2)、氢(H2)、氩(Ar)等不凝性气体可能会与二氧化碳一起混合而移送。由此，蒸发气体可能包含二氧化碳以外的不凝性气体。
气态二氧化碳通过所述二氧化碳气态线210被移送到所述吸附塔215。在所述吸附塔215中只选择性地吸附所述蒸发气体内的二氧化碳，剩余的不凝性气体通过第2气体排出线216排放到大气中。
在第2气体排出线216上可以设置能够检测二氧化碳浓度的检测部，可以根据大气排放的不凝性气体中包含的二氧化碳的量，运行多个吸附塔中的一部分或全部。此时，吸附塔在内部压力0～7bar之间运行，而为了提高吸附效率，吸附塔内部压力可以是0.5～4.0bar。此外，吸附塔的运行温度可以是-25℃～30℃。
这种吸附塔215的内部压力及运行温度可以根据吸附剂的种类、大小及形状而不同。如果蒸发气体的温度过低时，可以在所述吸附塔前端设置运行加热用热交换器，以提高吸附塔中的吸附率。
此时，关闭第2气体排出线216的第5流量阀217，再生气体从再生气体供给源170通过再生气体供给线171被供给到所述吸附塔215。再生气体是氮或干燥空气，在氮的情况下，在被供给到所述吸附塔215之前由第4加热装置181b被加热至约50～60℃。二氧化碳通过所述再生气体从所述吸附塔215中被脱附下来，并且所述气态二氧化碳通过设置有冷却机219的所述二氧化碳气态线210被冷却到10～40℃后，与再生气体一起被移送到所述线混合部223。
将在前述的表1中显示的燃烧后捕集中液化的二氧化碳以5万m3运送的情况下，假设产生的B蒸发速度(BOR)是每天0.15％，而储藏压力是7bar，并且对于蒸发气体，设置吸附塔(吸附剂13X)来去除氮气，并使用压缩机压缩至8.8bar后，以相同的压力混合液态二氧化碳，结果得到了如表4所示的结果。
为了得到表4的结果，使用Aspen Adsorption替代了过程模拟器Aspen PlusVersion 7.2。
表4
流号 17 18 19 10 12 15
温度，℃ -52.6 13.8 13.8 -52.5 236.3 -54.9
压力，bar 7 1.013 1.013 8.8 8.8 8.6
蒸汽分率 1 1 1 0 1 0
摩尔流量，kmol/hr 82.338 71.688 10.649 355.165 71.688 426.853
质量流量，kg/hr 3449.008 3129.288 319.719 15615.711 3129.288 18745.025
体积流量，cum/hr 197.848 1677.531 250.436 13.507 342.956 16.143
CO2 0.869 0.978 0.134 0.998 0.978 0.994
甲烷 0.003 322ppm 0.02 96ppm 322ppm 134ppm
N2 0.125 0.022 0.821 0.002 0.022 0.005
乙烷 416ppm 48ppm 0.003 100ppm 48ppm 91ppm
O2 0.003 366ppm 0.022 95ppm 366ppm 141ppm
NO2 微量 微量 3ppm 100ppm 微量 83ppm
H2O 6ppm 微量 41ppm 501ppm 微量 417ppm
在去除了氮和不凝性气体的蒸发气体的8.8bar压力下，蒸发气体和液态二氧化碳的混合比大约为4.5倍。
比较表2至表4，在混合气态二氧化碳和液态二氧化碳之前加压气态二氧化碳的情况下，液态二氧化碳的混合比率会降低。由此，能够减少用于混合的液态二氧化碳的供给量，从而具有能够降低工程费用的优点。
图9、图10及图11分别是图示根据图7的变形实施例的二氧化碳管理系统的示意图。
如图9所示，导向吸附塔215b可以设置在所述吸附塔215之前的所述二氧化碳气态线210上。对所述导向吸附塔215b数量也同样没有限制，设置两个以上时可以并列配置。所述导向吸附塔215b使用的吸附剂包括3A、4A及13X的沸石、分子筛和硅胶中的至少一个。
这种所述导向吸附塔215b能够预先防止由于蒸发气体内包含的水或其它硫化物等物质而导致吸附塔的性能降低。
即在二氧化碳临时贮藏所130的液态二氧化碳被移送到所述二氧化碳储罐110的过程中，因外部环境或供给环境，水或硫化物等物质与二氧化碳混合并被供给，因此会产生所述吸附塔215中的二氧化碳吸附功能降低的问题。
所述导向吸附塔215b被设置在所述吸附塔215之前的所述二氧化碳气态线210上，从而防止如上所述的二氧化碳吸附功能的降低。
根据图10所示的变形实施例的二氧化碳管理系统与已说明的图7的二氧化碳管理系统类似，由此省略对具有相同功能的结构的说明。
参照图10，二氧化碳管理系统与图7的实施例不同，包括排出泵143、第2二氧化碳回收线141、第2气化用热交换器143。
排出泵143被配置在所述二氧化碳储罐110内，以排出在所述二氧化碳储罐110中储藏的液态二氧化碳。
第2二氧化碳回收线141从所述排出泵143引出并再连接到所述二氧化碳储罐110。此时，在第2二氧化碳回收线141上设置气化用热交换器145。
根据图11所示的变形实施例的二氧化碳管理系统与已说明的图7不同，替代第1二氧化碳回收线131及气化用热交换器133，在气化装置127后端的所述二氧化碳注入线121的途中分支的第3二氧化碳回收线151连接到所述二氧化碳储罐110。
此时，所述第3二氧化碳回收线151可以连接在设置于所述二氧化碳注入线121的第2加热装置129之前或连接在所述第2加热装置129之后。
如图9、图10及图11所示，利用具备第1二氧化碳回收线、第2二氧化碳回收线和第3二氧化碳回收线的二氧化碳再用设备向所述二氧化碳储罐移送气化的二氧化碳。由此，使二氧化碳储罐的压力维持一定，从而能够稳定地注入到二氧化碳贮藏所。
图12是图示根据本发明的又一实施例的二氧化碳管理系统的示意图。
如图所示，根据本发明的又一实施例的二氧化碳管理系统也同样省略对与已说明的图5的二氧化碳管理系统相同的结构及相同的功能的说明。
参照图12，二氧化碳管理系统包括根据图7的实施例的结构部件、设置在所述二氧化碳气态线210上的二氧化碳分离膜219和第2气体排出线216。
如前所述，二氧化碳气态线210连接到所述二氧化碳储罐110上部，并且第3加热装置213和二氧化碳分离膜270设置在所述二氧化碳气态线210上。
所述二氧化碳分离膜270的材料只要是能够分离被脱附的二氧化碳和再生气体的材料均可，但是至少包括卡多聚酰胺(Cardo Polyamide)、树枝状大分子(Dendrimer)、Y-沸石、二氧化硅、碳、碳硅中的至少一个。
并且，二氧化碳分离膜270可以由筒状中空纤维膜构成，并且可以由多个二氧化碳分离膜并列配置。
第2气体排出线216从所述二氧化碳分离膜270引出并与大气连接。
图13是用于说明根据图12所示的二氧化碳管理系统的二氧化碳管理方法的图。
图13同样省略对与图8中的二氧化碳管理方法相同的方法的说明，观察根据图13的二氧化碳管理方法如下。
在二氧化碳分离膜270中被分离成二氧化碳和再生气体，且在所述二氧化碳分离膜270中分离的二氧化碳通过所述二氧化碳气态线被移送到线混合部223，再生气体通过第2气体排出线216被排放到大气中。
将在表1中显示的燃烧后捕集中液化的二氧化碳以5万m3运送的情况下，假设产生的B蒸发速度(BOR)是每天0.15％，而储藏压力是7bar，储藏压力是7bar，并且设置分离膜(常规聚酰胺胺(Conventional Polyamidoamine，PAMAM)，多中空纤维膜)来去除氮，并使用压缩机压缩至8.8bar后，以相同的压力混合液态二氧化碳，结果得到了如表5所示的结果。
在二氧化碳分离膜的情况下，不用所述过程模拟器计算，而是建立物质平衡和能量平衡进行了计算。
表5
流号 17 18 19 10 12 15
温度，℃ -52.6 13.8 13.8 -54.8 236.1 -54.8
压力，bar 7 1.013 1.013 8.6 8.8 8.6
蒸汽分率 1 1 1 0 1 0
摩尔流量，kmol/hr 82.334 71.847 10.487 367.799 71.847 367.799
质量流量，kg/hr 3448.865 3139.287 309.578 16151.55 3139.287 16151.55
体积流量，cum/hr 197.839 1681.218 246.64 13.911 343.564 13.911
CO2 0.869 0.981 0.102 0.994 0.981 0.994
甲烷 0.003 482ppm 0.019 171ppm 482ppm 171ppm
N2 0.125 0.019 0.853 0.005 0.019 0.005
乙烷 416ppm 24ppm 0.003 85ppm 24ppm 85ppm
O2 0.003 365ppm 0.022 148ppm 365ppm 148ppm
NO2 微量 微量 4ppm 81ppm 微量 81ppm
H2O 6ppm 微量 45ppm 403ppm 微量 403ppm
在去除了氮及不凝性成分的蒸发气体的8.8bar条件下，蒸发气体和液态二氧化碳的混合比是大约4.7倍。
比较表2至表4，在混合气态二氧化碳和液态二氧化碳之前加压气态二氧化碳的情况下，液态二氧化碳的混合比率会降低。由此，可以减少用于混合的液态二氧化碳的供给量，从而具有能够降低工程费用的优点。
此外，根据图13的实施例中，通过去除和回收二氧化碳储罐中产生的蒸发气体的过程，能够使二氧化碳储罐的内部压力维持一定，并且在运送中不会将回收的二氧化碳排放到大气中，而是再次回收到陆上捕集源。
此外，通过仅将不必要的不凝性气体排放到大气中，能够增加二氧化碳储罐的安全性及稳定性。
另一方面，如图13、图14及图15所示，利用具有第1二氧化碳回收线、第2二氧化碳回收线和第3二氧化碳回收线的二氧化碳再用设备向所述二氧化碳储罐额外地移送气化的二氧化碳。由此，使二氧化碳储罐的压力维持一定，从而能够稳定地注入到二氧化碳贮藏所。
本发明不限于以上说明的实施例，而是由权利要求书记载的内容所定义，并且本发明所属技术领域的技术人员在权利要求书记载的权利范围内能够进行多种变形和改进是显而易见的。

Claims (43)

1.一种二氧化碳管理系统，包括：
二氧化碳气态线，其连接到二氧化碳储罐上部，并且气态二氧化碳在其中移动；
二氧化碳液态线，其连接到所述二氧化碳储罐，并且液态二氧化碳在其中移动；
线混合部，其连接所述二氧化碳气态线和所述二氧化碳液态线，从而使所述气态二氧化碳与所述液态二氧化碳混合；以及
二氧化碳液化装置，其从所述线混合部连接，并且使所述气态二氧化碳液化。
2.根据权利要求1所述的二氧化碳管理系统，所述二氧化碳液化装置包括：
液化天然气供给线，其用于将储藏在液化天然气储罐的液化天然气运送至液化天然气贮藏所；
吸入器、加压泵及第1加热装置，这些设置在所述液化天然气供给线上；
液化天然气液化线，其从所述加压泵后端的所述液化天然气供给线分支并再次连接到所述第1加热装置前端的所述液化天然气供给线；
热交换器，其与所述线混合部连接，并且设置在所述液化天然气液化线上；
第1气体排出线，其连接到所述热交换器，使不凝性气体排出到大气中；以及
二氧化碳再循环线，其从所述热交换器连接到所述二氧化碳储罐。
3.根据权利要求1所述的二氧化碳管理系统，所述二氧化碳气态线包括压缩机，其用于压缩所述气态二氧化碳。
4.根据权利要求3所述的二氧化碳管理系统，所述二氧化碳气态线包括分液罐，所述分液罐被设置在所述压力加热设备前端并吸收液体。
5.根据权利要求2所述的二氧化碳管理系统，所述二氧化碳再循环线包括再循环泵，其使所述液态二氧化碳向所述二氧化碳储罐再循环。
6.根据权利要求1所述的二氧化碳管理系统，进一步包括：
二氧化碳供给线，其从二氧化碳临时贮藏所连接到所述二氧化碳储罐；
二氧化碳注入线，其从所述二氧化碳储罐延长至二氧化碳贮藏所，并且设置有加压泵、气化装置及第2加热装置；
吸附塔，其设置在所述线混合部的前端的所述二氧化碳气态线上；
再生气体供给线，其从再生气体源连接到所述吸附塔前端的所述二氧化碳气态线上，并且设置有第4加热装置；以及
第2气体排出线，其从所述吸附塔后端的所述二氧化碳气态线分支并向外部延长。
排出线，从所述吸附塔后端的所述二氧化碳气态线分支并向外部延长。
7.根据权利要求6所述的二氧化碳管理系统，所述吸附塔的数量是两个以上，并且并列配置。
8.根据权利要求6所述的二氧化碳管理系统，所述吸附塔使用的吸附剂包括活性炭、沸石和分子筛中的至少一个。
9.根据权利要求6所述的二氧化碳管理系统，进一步包括设置在所述吸附塔之前的所述二氧化碳气态线上的导向吸附塔，以吸附与所述二氧化碳储罐中储藏的二氧化碳混合的水或硫化物。
10.根据权利要求9所述的二氧化碳管理系统，所述导向吸附塔使用的吸附剂包括3A、4A及13X的沸石、分子筛和硅胶中的至少一个。
11.根据权利要求6所述的二氧化碳管理系统，所述再生气体包括氮或干燥空气。
12.根据权利要求6所述的二氧化碳管理系统，进一步包括：
第1二氧化碳回收线，其在加压泵前端的所述二氧化碳注入线的途中分支并连接到所述二氧化碳储罐；以及
气化用热交换器，其设置在所述第1二氧化碳回收线上。
13.根据权利要求6所述的二氧化碳管理系统，进一步包括：第2二氧化碳回收线，其在气化装置后端的所述二氧化碳注入线的途中分支并连接到所述二氧化碳储罐。
14.根据权利要求6所述的二氧化碳管理系统，进一步包括：
第3二氧化碳回收线，从所述二氧化碳储罐内设置的排出泵引出并再次与所述二氧化碳储罐连接；以及
气化用热交换器，设置在所述第3二氧化碳回收线上。
15.根据权利要求6至14中的任意一项所述的二氧化碳管理系统，进一步包括：
二氧化碳供给线，其连接到所述二氧化碳储罐，以从二氧化碳临时贮藏所供给所述二氧化碳；
气态二氧化碳供给线，其从所述二氧化碳供给线分支并与所述二氧化碳储罐上部连接；以及
液态二氧化碳供给线，其从所述二氧化碳供给线分支并与所述二氧化碳储罐下部连接。
16.根据权利要求15所述的二氧化碳管理系统，在所述气态二氧化碳供给线上设置有多个喷嘴。
17.一种二氧化碳管理系统，包括：
二氧化碳供给线，其从二氧化碳临时贮藏所连接到所述二氧化碳储罐；
二氧化碳注入线，其从所述二氧化碳储罐延长至二氧化碳贮藏所，并且设置有加压泵、气化装置及第2加热装置；
二氧化碳气态线，其连接到二氧化碳储罐上部，并且设置有第3加热装置及二氧化碳分离膜；以及
第2气体排出线，其向所述二氧化碳分离膜的外部延长并排出不凝性气体。
18.根据权利要求17所述的二氧化碳管理系统，包括：
二氧化碳液态线，其连接到所述二氧化碳储罐，并且液态二氧化碳在其中移动；
线混合部，其连接所述二氧化碳气态线和所述二氧化碳液态线，从而使所述气态二氧化碳与所述液态二氧化碳混合；以及
二氧化碳液化装置，其从所述线混合部连接，并且使所述气态二氧化碳液化。
19.根据权利要求18所述的二氧化碳管理系统，所述二氧化碳液化装置包括：
液化天然气供给线，其用于将储藏在所述液化天然气储罐的液化天然气运送至液化天然气贮藏所；
吸入器、加压泵及第1加热装置，这些设置在所述液化天然气供给线上；
液化天然气液化线，其从所述加压泵后端的所述液化天然气供给线分支并连接到所述第1加热装置前端的所述液化天然气供给线；
热交换器，其与所述线混合部连接，并且设置在所述液化天然气液化线上；
第1气体排出线，其连接到所述热交换器，使不凝性气体排出；以及
二氧化碳再循环线，其从所述热交换器连接到所述二氧化碳储罐。
20.根据权利要求17所述的二氧化碳管理系统，所述二氧化碳气态线包括压缩机，其用于压缩所述气态二氧化碳。
21.根据权利要求17所述的二氧化碳管理系统，所述二氧化碳再循环线包括再循环泵，其使所述液态二氧化碳向所述二氧化碳储罐再循环。
22.根据权利要求17所述的二氧化碳管理系统，所述分离膜的材料包括卡多聚酰胺、树枝状大分子、Y-沸石、二氧化硅、碳、碳硅中的至少一个。
23.根据权利要求17所述的二氧化碳管理系统，进一步包括：
第1二氧化碳回收线，其从所述加压泵前端的所述二氧化碳注入线分支并连接到所述二氧化碳储罐；以及
气化用热交换器，其设置在所述第1二氧化碳回收线上。
24.根据权利要求17所述的二氧化碳管理系统，进一步包括：第2二氧化碳回收线，其从所述第2气化装置后端的所述二氧化碳注入线分支并连接到所述二氧化碳储罐。
25.根据权利要求17所述的二氧化碳管理系统，进一步包括：
第3二氧化碳回收线，其从所述二氧化碳储罐内设置的排出泵中引出并再次与所述二氧化碳储罐连接；以及
气化用热交换器，其设置在所述第3二氧化碳回收线上。
26.根据权利要求18至25中的任意一项所述的二氧化碳管理系统，进一步包括：
二氧化碳供给线，其连接到所述二氧化碳储罐，以从二氧化碳临时贮藏所供给所述二氧化碳；
气态二氧化碳供给线，其从所述二氧化碳供给线分支并与所述二氧化碳储罐上部连接；以及
液态二氧化碳供给线，其从所述二氧化碳供给线分支并与所述二氧化碳储罐下部连接。
27.根据权利要求26所述的二氧化碳管理系统，在所述气态二氧化碳供给线上设置有多个喷嘴。
28.根据权利要求6或17所述的二氧化碳管理系统，进一步包括：第1移送用线，其连接到二氧化碳储罐上部，并延长至陆上捕集源。
29.一种二氧化碳管理方法，包括以下步骤：
对储藏在二氧化碳储罐中的二氧化碳进行加压和气化后供给到二氧化碳贮藏所的步骤；
在吸附塔中吸附在所述二氧化碳储罐中产生的气态二氧化碳的步骤；
通过供给再生气体，从所述吸附塔脱附所述二氧化碳的步骤；
所述脱附的气态二氧化碳与液态二氧化碳一起在线混合部中混合的步骤；
通过将储藏在液化天然气储罐中的液化天然气与热交换器进行连接来液化气态二氧化碳的步骤；以及
将液化的所述二氧化碳再循环到所述二氧化碳储罐的步骤。
30.根据权利要求29所述的二氧化碳管理方法，所述气态二氧化碳与液态二氧化碳在线混合部中混合的步骤中，将气态二氧化碳和液态二氧化碳以1:4.5～5.7的比率混合。
31.根据权利要求29所述的二氧化碳管理方法，进一步包括：在吸附所述气态二氧化碳时，所述再生气体通过从所述吸附塔延长到外部的第2气体排出线排出到大气中的步骤。
32.根据权利要求29所述的二氧化碳管理方法，进一步包括：在液化所述气态二氧化碳时，通过从所述热交换器延长到外部的气体排出线排出不凝性气体的步骤。
33.根据权利要求29所述的二氧化碳管理方法，进一步包括：在吸附所述二氧化碳前去除所述蒸发气体中包含的水和硫化物的步骤。
34.根据权利要求29所述的二氧化碳管理方法，进一步包括：所述再生气体包括氮或干燥气体，并且其被加热后供给到所述吸附塔的步骤。
35.根据权利要求29所述的二氧化碳管理方法，所述再生气体的加热由引擎的余热实现。
36.根据权利要求29至35中的任意一项所述的二氧化碳管理方法，进一步包括：在向所述二氧化碳贮藏所运送所述二氧化碳时，将通过在所述二氧化碳供给路径中使一部分所述二氧化碳气化而制作的活塞气体再次供给到所述二氧化碳储罐的步骤。
37.根据权利要求29至35中的任意一项所述的二氧化碳管理方法，进一步包括：在向所述二氧化碳贮藏所运送所述二氧化碳时，将通过使所述二氧化碳储罐中储藏的所述二氧化碳流出并气化而制作的活塞气体再次供给到所述二氧化碳储罐的步骤。
38.一种二氧化碳管理方法，包括以下步骤：
对储藏在二氧化碳储罐中的二氧化碳进行加压和气化后供给到二氧化碳贮藏所的步骤；
将所述二氧化碳储罐中产生的气态二氧化碳，通过二氧化碳分离膜排出不凝性气体的步骤；
将通过所述二氧化碳分离膜的所述气态二氧化碳在线混合部中与液态二氧化碳混合的步骤；
将储藏在液化天然气储罐中的液化天然气，在热交换器中利用冷却剂使气态二氧化碳液化的步骤；以及
将液化的所述二氧化碳再循环到所述二氧化碳储罐的步骤。
39.根据权利要求38所述的二氧化碳管理方法，在所述气态二氧化碳与液态二氧化碳在线混合部中混合的步骤中，将气态二氧化碳和液态二氧化碳以1:0.81～5.7混合。
40.根据权利要求38所述的二氧化碳管理方法，进一步包括：在液化所述气态二氧化碳时，通过从所述热交换器延长到外部的气体排出线排出不凝性气体的步骤。
41.根据权利要求38所述的二氧化碳管理方法，进一步包括在吸附所述二氧化碳前去除所述蒸发气体中包含的水和硫化物的步骤。
42.根据权利要求38至41中的任意一项所述的二氧化碳管理方法，在向所述二氧化碳贮藏所运送所述二氧化碳时，将通过在所述二氧化碳供给路径中使一部分所述二氧化碳气化而制作的活塞气体再次供给到所述二氧化碳储罐的步骤。
43.根据权利要求38至41中的任意一项所述的二氧化碳管理方法，在向所述二氧化碳贮藏所运送所述二氧化碳时，将通过使所述二氧化碳储罐中储藏的所述二氧化碳流出并气化而制作的活塞气体再次供给到所述二氧化碳储罐的步骤。
CN201280071702.8A 2012-03-22 2012-10-10 二氧化碳管理系统及方法 Active CN104204700B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020120029391A KR101378995B1 (ko) 2012-03-22 2012-03-22 이산화탄소 운영 시스템 및 방법
KR10-2012-0029391 2012-03-22
PCT/KR2012/008219 WO2013141454A1 (ko) 2012-03-22 2012-10-10 이산화탄소 운영 시스템 및 방법

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN104204700A true CN104204700A (zh) 2014-12-10
CN104204700B CN104204700B (zh) 2017-04-12

Family

ID=49222883

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201280071702.8A Active CN104204700B (zh) 2012-03-22 2012-10-10 二氧化碳管理系统及方法

Country Status (3)

Country Link
KR (1) KR101378995B1 (zh)
CN (1) CN104204700B (zh)
WO (1) WO2013141454A1 (zh)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN108778489A (zh) * 2016-03-14 2018-11-09 川崎重工业株式会社 二氧化碳吸附剂及其制造方法、以及二氧化碳处理系统
CN114761317A (zh) * 2019-12-19 2022-07-15 三菱造船株式会社 船舶、船舶中的液化二氧化碳的装载方法

Families Citing this family (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR102629039B1 (ko) 2021-09-23 2024-01-25 삼성중공업 주식회사 이산화탄소 액화시스템
KR20230042794A (ko) 2021-09-23 2023-03-30 삼성중공업 주식회사 이산화탄소 액화장치
KR102647305B1 (ko) * 2021-12-28 2024-03-14 한화오션 주식회사 이산화탄소운반선의 이산화탄소 핸들링시스템
CN116816438A (zh) * 2023-06-29 2023-09-29 华北科技学院(中国煤矿安全技术培训中心) 一种采空区固碳加压装置及其使用方法

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20010077227A (ko) * 2000-02-01 2001-08-17 윤상국 액화천연가스의 냉열을 이용한 천연가스증기의 재액화장치및 방법
GB2416389A (en) * 2004-07-16 2006-01-25 Statoil Asa Multi-step cooling and compression to form liquid carbon dioxide
KR20110118988A (ko) * 2010-04-26 2011-11-02 대우조선해양 주식회사 재액화 전력 소비량을 절감하기 위한 증발가스 처리장치 및 방법
KR101092388B1 (ko) * 2011-05-27 2011-12-09 서울대학교산학협력단 초저온 유체 저장 시스템 및 방법

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20100147024A1 (en) 2008-12-12 2010-06-17 Air Products And Chemicals, Inc. Alternative pre-cooling arrangement
US20100281915A1 (en) * 2009-05-05 2010-11-11 Air Products And Chemicals, Inc. Pre-Cooled Liquefaction Process
KR101145303B1 (ko) * 2010-01-04 2012-05-14 한국과학기술원 Ｌｎｇ ｆｐｓｏ용 천연가스 액화방법 및 장치

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20010077227A (ko) * 2000-02-01 2001-08-17 윤상국 액화천연가스의 냉열을 이용한 천연가스증기의 재액화장치및 방법
GB2416389A (en) * 2004-07-16 2006-01-25 Statoil Asa Multi-step cooling and compression to form liquid carbon dioxide
KR20110118988A (ko) * 2010-04-26 2011-11-02 대우조선해양 주식회사 재액화 전력 소비량을 절감하기 위한 증발가스 처리장치 및 방법
KR101092388B1 (ko) * 2011-05-27 2011-12-09 서울대학교산학협력단 초저온 유체 저장 시스템 및 방법

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN108778489A (zh) * 2016-03-14 2018-11-09 川崎重工业株式会社 二氧化碳吸附剂及其制造方法、以及二氧化碳处理系统
CN108778489B (zh) * 2016-03-14 2021-08-03 川崎重工业株式会社 二氧化碳吸附剂及其制造方法、以及二氧化碳处理系统
CN114761317A (zh) * 2019-12-19 2022-07-15 三菱造船株式会社 船舶、船舶中的液化二氧化碳的装载方法
CN114761317B (zh) * 2019-12-19 2024-04-09 三菱造船株式会社 船舶、船舶中的液化二氧化碳的装载方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN104204700B (zh) 2017-04-12
KR20130107527A (ko) 2013-10-02
KR101378995B1 (ko) 2014-04-02
WO2013141454A1 (ko) 2013-09-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR101379954B1 (ko) 이산화탄소 운영 시스템 및 방법
CN104204700A (zh) 二氧化碳管理系统及方法
CA2574034C (en) Process and apparatus for the liquefaction of carbon dioxide
US20210172677A1 (en) Cryogenic process for removing nitrogen from a discharge gas
US20100058779A1 (en) Storage of natural gas in liquid solvents and methods to absorb and segregate natural gas into and out of liquid solvents
AU2021385097B2 (en) Combined cycle natural gas processing system
US20210086129A1 (en) Method for distilling a gas stream containing oxygen
US9285163B2 (en) Process and apparatus for cooling and compressing a wet gas rich in carbon dioxide
CN108431184B (zh) 在气体减压站制备天然气以生产液体天然气(lng)的方法
KR101359504B1 (ko) 이산화탄소 운영 시스템 및 방법
KR101422589B1 (ko) 이산화탄소 운영 시스템 및 방법
CN100411711C (zh) 从在石油产品储存期间和由其装入罐中时形成的蒸汽介质中除去烃类的方法
CN111447986A (zh) 天然气的预处理设备
KR101281176B1 (ko) 원유 운반선의 휘발성 유기 화합물 배출 감소 장치
KR102198046B1 (ko) 가스 처리 시스템 및 이를 포함하는 해양 구조물
KR102698207B1 (ko) 액화천연가스의 냉열을 이용한 천연가스 발전 설비의 이산화탄소 액화시스템
AU2013261333B2 (en) Production method and production system for natural gas
US20210087123A1 (en) Method for limiting the concentration of oxygen contained in a biomethane stream
KR102144193B1 (ko) 가스 처리 시스템 및 이를 포함하는 해양 구조물
KR102175556B1 (ko) 가스 처리 시스템 및 이를 포함하는 해양 구조물
KR20240087581A (ko) 이산화탄소를 함유하는 기체 혼합물을 분리하기 위한 방법 및 장치
TW202407272A (zh) 用於冷卻包含氫或氦的流體的系統和方法
KR20190143686A (ko) 가스 처리 시스템 및 이를 포함하는 해양 구조물
KR20120019639A (ko) 디메틸에테르와 이산화탄소의 선택적 운송시스템 및 이를 이용하는 운송방법

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant