CN1163405C - 在气化动力系统中同时除去酸性气体并产生氢气的方法 - Google Patents

在气化动力系统中同时除去酸性气体并产生氢气的方法 Download PDF

Info

Publication number
CN1163405C
CN1163405C CNB988014211A CN98801421A CN1163405C CN 1163405 C CN1163405 C CN 1163405C CN B988014211 A CNB988014211 A CN B988014211A CN 98801421 A CN98801421 A CN 98801421A CN 1163405 C CN1163405 C CN 1163405C
Authority
CN
China
Prior art keywords
gas
solvent
rich
syngas
acid
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.)
Expired - Fee Related
Application number
CNB988014211A
Other languages
English (en)
Other versions
CN1241163A (zh
Inventor
F��C�����
F·C·杨克
�������ֿ�
W·P·沃克
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.)
GE Energy USA LLC
Original Assignee
Texaco Development Corp
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 Texaco Development Corp filed Critical Texaco Development Corp
Publication of CN1241163A publication Critical patent/CN1241163A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN1163405C publication Critical patent/CN1163405C/zh
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Fee Related legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/50—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification
    • C01B3/52—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification by contacting with liquids; Regeneration of used liquids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
    • C10K1/08—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS 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
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0415—Purification by absorption in liquids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0465—Composition of the impurity
    • C01B2203/047—Composition of the impurity the impurity being carbon monoxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0465—Composition of the impurity
    • C01B2203/0475—Composition of the impurity the impurity being carbon dioxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0465—Composition of the impurity
    • C01B2203/0485—Composition of the impurity the impurity being a sulfur compound
    • Y—GENERAL 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
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • Y02E20/18—Integrated gasification combined cycle [IGCC], e.g. combined with carbon capture and storage [CCS]
    • Y—GENERAL 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
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10—Process efficiency

Abstract

本发明公开了一种从原料合成气(4)中除去酸性气体如H2S、COS和CO2的综合方法。分别回收的CO2(42)与纯化后的合成气(8)在燃气轮机中用作温度慢化剂。本发明的方法包括：在H2S汽提塔(2)中用一种液体溶剂(37)进行吸收以从原料合成气(4)中分离出H2S和COS；在CO2汽提塔(20)中用N2(28)对溶剂(12)进行汽提以从溶剂中除去共吸收的CO2；在汽提塔(46)中从溶剂(48)中分离出H2S和COS；和从H2S和COS中回收硫。通过采用CO2作为纯化后的合成气在燃气轮机中的燃烧过程中的慢化剂而回收CO2的热值及其在还原氮氧化物中作为稀释剂的价值。

Description

在气化动力系统中同时除去酸性气体并产生氢气的方法
技术领域
本发明涉及气化动力生产系统，其中，烃燃料在气化器中进行部分氧化生产出合成气，这种合成气用作燃气轮机中的燃料以生产动力；更具体地说，本发明涉及在保持CO2和其它用于生产动力的气体的同时选择性除去H2S和COS的方法。本发明还涉及用于从合成气的H2中除去CO2的方法。
背景技术
在合成气作为高压燃料气在燃气轮机中燃烧以驱动发动机并产生动力之前，通常需从通过部分氧化烃燃料产生的合成气中除去H2S和COS。一种技术利用了采用液体溶剂的物理或化学吸收过程，如US5,345,756(Jahnke等)所述。在从合成气中除去H2S和COS的方法中，并不希望其它酸性气体如CO2与H2S及COS一起除去。由于存在于高压燃料气中的CO2会在燃气轮机中膨胀时产生动力，因而希望保留CO2。
H2是合成气中的一种组分，它是通过部分氧化烃燃料产生的。合成气在使用前进行纯化处理。参见US 5,152,975(Fong等)。如果存在于H2物流中的CO2能在纯化前从H2中除去，则这种纯化过程将会更有效率。
为了达到二氧化硫的排放要求，在克劳斯工厂中必须除去和通过以元素硫回收大约97％的H2S+COS。
早期，人们试图使用N2在高压、与H2S吸收基本相同的压力或在基本上大气压下从物理溶剂中汽提共吸收的COX。由于汽提气体要求成比例地增加压力，仅仅是当合成氨及已经需要N2压缩的情形下，将数量增加的N2压缩至高压才被认为是实际可行的。
在某些时候，采用N2汽提步骤以富集克劳斯工厂的酸性气体进料。在一种方法中，是在基本上大气压下进行操作的，包括被H2S再吸收段包围的底部CO2汽提段。在操作过程中，采用N2从溶剂中汽提一部分CO2。在汽提的CO2中的H2S再用H2S溶剂重新吸收，得到N2加上CO2的放空物流，其包含约10ppmH2S，该含量是可以接受的。当低压操作减少了与压力成正比的N2汽提气需求时，将增加再吸收H2S所需的溶剂流量，其是与操作压力成反比的。由于重新吸收，溶剂流通常须加至主吸收器溶剂中用于再生。这使得需要增加再生蒸气。结果，由于再生溶剂流过量并导致需要禁止性溶剂再生蒸气和冷却处理，因而在低压下汽提N2以获得浓缩的克劳斯H2S物流将不再具有吸引力。同样，与N2汽提气体一起汽提的CO2将被排向大气中，不能为燃气轮机中产生动力作出贡献。
因而，仍需要找到一种选择性除去酸性气体的方法，这种方法应能吸收基本上全部H2S，但同时只共吸收很少量的CO2。需要少量除去CO2以获得浓缩H2S克劳斯工厂进料，从而减少克劳斯工厂的投资及运行成本。CO2的共吸收不仅使克劳斯工厂的H2S进料变稀，同时也会降低综合气化总体循环法(IGCC)生产动力的热效率。由于高压燃料气中的CO2在燃气轮机中膨胀时会产生动力，因此，其与H2S一起除去将造成动力生产能力的损失。
问题是，目前已有的酸性气体的去除方法并不具有足够的选择性，会共吸收大量的CO2。当将溶剂流设置为除去基本上所有的H2S时，最具选择性的物理溶剂如聚乙二醇的二烷基醚与N-甲基吡咯烷酮的混合物也会共吸收超过15％的CO2。这将导致酸性气体太稀而不能在常规克劳斯工厂中进行加工。在工业化实践中，采用对H2S具有选择性的昂贵的胺预浓缩过程来增加克劳斯进料至25％H2S。即使在这种浓度下，纯化过程也是非常昂贵的。
US 4,242,108(Nicholas等)解决了获取浓缩克劳斯H2S进料气的问题，采用的方法利用了H2S吸收器、CO2吸收器、H2S汽提塔和两个CO2汽提塔。该方法包括：将H2S吸收器底部溶剂加热，将其加至高压CO2汽提塔中并用高压下不含CO2的惰性气体对共吸收的CO2进行汽提，该塔在与H2S吸收器基本相同的压力下操作。该文献指出了采用来自空气分离单元的高压N2的可能性，然而，该文献采用N2显然仅限于氨的应用，此时，在除去酸性气体后制备氨合成气时，N2不得不被压缩后加至H2中。这一应用方式仅考虑了通过汽提塔所需N2的一部分有益作用，同时显示出对CO2从如在氨合成过程中产品气体中排出这种情形的限制。该方法的主要问题是，造成在闪蒸出而排空的CO2的损失及来自第二个CO2汽提塔的CO2和N2的损失。
US 4,568,364(Galstaun等)公开了将CO2加至用于燃气轮机的燃料气中的优点，即可降低对空气的过度压缩，从而增加了涡轮机的净动力。该文献所述的另一个优点是，在采用N2从负载H2S的溶剂中汽提共吸收的CO2的低硫煤气化应用中，可在最后的H2S汽提之后获得浓度可接受的H2S克劳斯进料气。然而，该方法将取决于为得到将CO2加至燃料气中及采用N2汽提以获得浓缩克劳斯H2S进料气的组合优点而采用的与生产H2相邻的选择性H2S/CO2物理溶剂酸性气体去除系统。该文献通过采用来自相邻氢工厂CO2去除步骤的负载CO2的溶剂将CO2引入燃料气物流中。该文献并不能回收周N2从负载H2S的溶剂中闪蒸或汽提进入燃料气中的共吸收CO2。该文献也根本不能回收用于汽提进入燃料气中的N2以产生CO2在燃气轮机中所能体现的优点。由于该文献的N2汽提塔流出物不可避免地被H2S污染，因而其不可以向大气中排放。因此，气体被送至相邻的CO2汽提塔中，在此，所包含的H2S再进行吸收以便于回收。
US 4,957,515和5,240,476(均为Hegarty)提出了对上述问题的一种解决办法，在保持作为加至燃气轮机进料的合成气中CO2含量以最大可能回收动力的同时，得到浓缩的加至克劳斯装置中的H2S进料。这些文献采用了少量置于一定压力下的N2从用于循环不含H2S的燃料气的富集物理溶剂中汽提共吸收的CO2。
在Hegarty的两份专利中，来自H2S吸收器底部产物的富集H2S和CO2的溶剂以约3446kPa(500psia)用于驱动涡轮机，减少压力至约620.3kPa(90psia)，此后，采用N2在CO2汽提塔于537.6kPa(78psia)下从溶剂中汽提出CO2。来自汽提塔的气体进行再循环，而负载H2S的溶剂则被送至H2S汽提塔中。在US 5,240,476中，富含CO2的气体被重新压缩并被直接送至单一H2S吸收器。在US 4,957,515中，再压缩步骤被在第二H2S吸收器中的H2S再吸收步骤代替。CO2被吸收入溶剂中，溶剂再循环至H2S吸收器；而被H2S污染的N2被放空。用于CO2汽提塔中的N2也被放空。
这些方法均需对再循环至H2S吸收器的富集CO2进行压缩，从537.6kPa(78psia)压缩至3446kPa(500psia)，并将N2放空至大气中。
因此，仍需要一种能得到浓缩H2S克劳斯进料并同时保持CO2价值的纯化方法，还希望该方法无需过度的压力变化或进行加热或冷却。
发明内容
本发明为一种从原料合成气中除去酸性气体如H2S、COS和CO2的联合方法。H2S和COS被浓缩并分别回收。分开回收的CO2被用作在燃气轮机中纯化后的合成气的慢化剂。该方法包括：通过用一种液体溶剂进行吸收从原料合成气中分离出H2S和COS，通过用N2对溶剂进行汽提而除去共吸收的CO2，从溶剂中分离出H2S和COS，从H2S和COS中回收硫。通过采用CO2作为纯化后的合成气在燃气轮机中燃烧过程中的慢化剂回收CO2的能量值及其在还原NOX中作为稀释剂的价值。
具体地，本发明提供一种用于分离、回收和利用包含于由高压部分氧化烃反应物产生的原始合成气中的包含H2S、COS和CO2的酸性气体的联合方法，该方法包括：
(a)使合成气与第一种液体溶剂接触，以从合成气中选择性地吸收和除去至少部分酸性气体，并产生纯化的合成气；
(b)在CO2汽提塔中用N2对液体溶剂进行汽提从第一种液体溶剂中选择性地除去CO2，并形成第一种富含CO2的氮气混合物，和包含H2S及COS的第一种溶剂残余物，其中在进入汽提塔之前降低液体溶剂的压力；
(c)纯化含H2S和COS的第一种溶剂残余物以回收硫；
(d)使第一种富含CO2的氮气混合物与第二种液体溶剂接触，以脱除残余的H2S和COS，产生纯化的富含CO2的氮气混合物及含H2S和COS的第二种溶剂残余物；和
(e)在不经进一步压缩的条件下将纯化后的富含CO2的氮气混合物引入燃气轮机中发电，其中纯化后的富含CO2的氮气混合物与纯化后的合成气接触，并用作所述合成气燃烧过程中的慢化剂。
更具体地，本发明提供一种用于分离、回收和利用包含于原料变换合成气的第一分离物流和原料未变换合成气的第二分离物流中的包含CO2、COS和H2S的酸性气体的联合方法，该方法包括：
(a)使原料变换合成气与液体溶剂接触，以从原料变换合成气中选择性地吸收和除去酸性气体，并产生第一种富含酸的液体溶剂及贫含酸性气体的变换合成气；
(b)使原料未变换合成气与第一种富含酸的液体溶剂接触，以从原料未变换合成气中选择性地吸收和除去酸性气体，并产生纯化的未变换合成气及第二种富含酸的液体溶剂；
(c)使贫含酸性气体的变换合成气与第一种CO2吸收溶剂接触，以产生不含过量酸性气体的变换合成气和第一种富含CO2的溶剂；
(d)通过用N2气对第一种富含CO2的溶剂进行汽提从中选择性除去CO2，以产生第一种富含CO2的氮气混合物和第一种再生的CO2吸收溶剂；
(e)在不经进一步压缩的条件下将第一种富含CO2的氮气混合物引入到燃气轮机中发电，其中第一种富含CO2的氮气混合物与纯化后的未变换合成气接触，并用作所述纯化后的未变换合成气燃烧过程中的慢化剂；
(f)通过用N2气对第二种富含酸的液体溶剂进行汽提从中选择性除去CO2，以产生第二种富含CO2的氮气混合物和第一种富含H2S的液体溶剂；
(g)使第二种富含CO2的氮气混合物与原料未变换合成气接触，
其中在所述过程中未对含CO2气体进行进一步压缩。
附图说明
图1是从来自气化器的合成气产物中除去H2S的示意图。
图2是采用高压闪蒸槽改善H2S气体去除率的示意图。
图3是在联合酸性气体去除单元中除去H2S的示意图。
在每一附图中，相应的参考数字表示相应的部件。
具体实施方式
本发明包括一种在合成气作为燃料于燃气轮机中燃烧以驱动发电机并产生动力之前从合成气中除去酸性气体如H2S和COS的方法。H2S和COS作为不希望存在的污染物从合成气中除去，同时其它酸性气体如CO2则保留在加料至燃气轮机中的燃料物流中。
在一个实施方案中，通过采用一种用于酸性气体的溶剂将CO2的损失降至非常低，并从合成气中除去酸性气体，随后采用N2在2067.6kPa±689kPa(300psig±100psig)，优选2067.6kPa±344.6kPa(300psig±50psig)的中等压力下汽提吸收了CO2的溶剂。
通过蒸气再沸和再循环除去H2S后，再生出清洁溶剂。包含CO2和部分H2S的N2物流用清洁溶剂洗涤。不含H2S的N2与CO2的物流被用于燃气轮机中。H2S被送至克劳斯单元中用于进一步加工过程。
本发明也包括从H2中除去CO2的操作步骤，即部分氧化烃燃料并随后进行变换转化以形成变换后的合成气。
在气化动力系统中，在约6892kPa±2067.6kPa(1000psig±300psig)，优选约6892kPa±1033.8kPa(1000psig±150psig)下使烃燃料进行部分氧化以生产来自气化反应器或气化器的合成气，从气化器中排出的原料合成气主要包含H2、CO、CO2、H2O，以及少量的N2、Ar、H2S、COS、CH4、NH3、HCN及HCOOH。环境方面要求从将在燃气轮机中燃烧的合成气中除去H2S和COS。
在从合成气中除去H2S和COS的过程中，希望尽可能少地除去其它酸性气体如CO2，以避免送至克劳斯单元的H2S物流稀释，并且增加送至燃气轮机中的CO2量。由于CO2在燃气轮机中会膨胀，并且通过降低燃烧火焰的温度能减少氮氧化物(NOX)的量，因而，增加燃气轮机中的CO2量将增加产生的动力。
这种分离过程是将合成气送至酸性气体分离单元中完成的，在该单元中，于第一H2S吸收器中采用用于除去H2S的液体溶剂进行处理。即使在第一吸收器中的高压减少了溶剂循环，由第一H2S吸收器中的H2S溶剂也会除去大量的CO2。为了回收吸收于也被称为“富集溶剂”的酸性气体溶剂中的CO2，将富集溶剂加热并将压力减至约2067.6kPa(300psig)以使CO2解吸。
闪蒸后的溶剂被送至N2汽提塔中除去附加的CO2。在2067.6kPa(300psig)下，可将解吸的CO2和汽提N2送至燃气轮机中，无需进一步压缩稀释剂以控制NOX，并增加动力输出。稀释剂N2通常是由用于此目的的空气分离单元生产的，易于以所需压力向汽提步骤供应。
由于少量的H2S与CO2一起在N2汽提塔中被汽提出来，需在第二H2S吸收器中从N2中再次吸收被汽提的H2S。
通过本发明的描述可以理解，除非另有说明，除去H2S也包括除去COS。
按照本发明的一个实施方案，通过采用中等压力的N2对吸收CO2的酸性气体溶剂进行汽提将使CO2的除去量减至非常少。
参看图1，酸性未变换的合成气4主要包含H2、CO、CO2和H2S，温度为93.3±51.7℃(200°F±125°F)，优选65.6±10℃(150°F±50°F)，压力为10338±6892kPa(1500psig±1000psig)，优选为7581.2±2756.8kPa(1100psig±400psig)，将这种合成气加至换热器5中，在此，将合成气冷却至约32.2±10℃(90°F±50°F)，优选43.3±-12.2℃(110°F±10°F)，然后以物流6排出。术语“酸性”是指合成气包含硫，而术语“脱硫”是指所含硫已脱除的合成气。
冷却后未变换的酸性合成气物流6进入压力为约6892kPa(1000psig)的第一H2S吸收器2中，在此，其与用于酸性气体的化学或物理溶剂接触。优选采用物理溶剂，如甲醇和N-甲基吡咯烷酮，更优选聚乙二醇二甲醚，其可从Selexol®(Union Carbide)商购。温度和压力均基于Selexol®所示，对于不同的溶剂可有很大的变动。
除去含硫气体如H2S和COS。从H2S吸收器2中排出温度约15.6℃(60°F)至约54.4℃(130°F)的清洁、未变换的脱硫合成气8，并将之送至换热器5中与酸性未变换合成气4进行间接换热。
从换热器5中排出升温后清洁的未变换合成气10，此时的合成气10包含H2、CO和一些CO2，压力为6892kPa(1000psig)，将此合成气在用水饱和、加热和膨胀至适于涡轮机的燃烧条件后，加至燃气轮机(未示出)中。
将包含某些吸收CO2的H2S富集溶剂的液体物流经管线12从第一H2S吸收器中排出，并可选择性地与从第二H2S吸收器14排出的循环溶剂16合并。合并后的溶剂17在换热器18中进行预热，然后通过管线22进入CO2汽提塔20中，溶剂物流16从第二H2S吸收器14中排出。由管线24代表的部分或全部溶剂物流可分开并与进入CO2汽提塔20的H2S富集溶剂的物流22合并。减压装置26将压力减至约2067.6kPa(300psig)，该压力是汽提塔20操作时的压力条件。
通过N2汽提实现除去CO2。压力为2067.6kPa(300psig)的N2物流28进入CO2汽提塔20中，并使来自溶剂的CO2和少量H2S汽提或解吸，然后经管线30排出汽提塔20。
由于少量的H2S与CO2一起被汽提，将来自CO2汽提塔20的含CO2与H2S的N2物流30送至第二H2S吸收器14中，在此，H2S重新被溶剂吸收。包含CO2和H2S的N2物流30可直接加至第二H2S吸收器14中，或者，部分或全部由管线36表示的含CO2和H2S的N2物流可被分开，并在换热器32中冷却，与未冷却部分34合并后进入第二H2S吸收器14中。第二H2S吸收器14与CO2汽提塔20在相同的压力下操作，并可合并在一个容器中。
溶剂38进入第二H2S吸收器14中，并从进入的含CO2和H2S的N2物流中除去H2S。除去H2S并包含CO2的N2物流40经管线40排出，并通过换热器41。富集CO2的N2物流经管线42排出，其压力为约2067.6±689.2kPa(300psig±100psig)，优选约2067.6±344.6kPa(300psig±50psig)，可将其加至燃气轮机中，无需作为稀释剂压缩以控制NOX和增加动力输出。稀释剂N2通常由用于此目的的空气分离单元(未示出)生产，并易于在所需压力上得到用于汽提。
包含H2S的半富集溶剂16从第二H2S吸收器14中排出，可全部或部分经管线44循环至第一H2S吸收器2，或者与从第一H2S吸收器2排出的溶剂12合并形成物流17，或经管线24分离出来并与预热的溶剂22合并后进入CO2汽提塔20。泵15增加从H2S吸收器14排出的溶剂物流16的压力，从2067.6kPa(300psig)增至约6892kPa(1000psig)。全部或部分溶剂物流经管线44进入第一H2S吸收器2，或者经管线19与从第一H2S吸收器排出的溶剂12合并。
然后，将从CO2汽提塔20排出的含H2S的溶剂48通入H2S汽提塔46中。将含H2S的溶剂在换热器50中进行加热，并经管线52进入H2S汽提塔46中。由于N2仅轻微吸收于溶剂中，含H2S的溶剂52中的N2含量非常少。因此，生产出用于克劳斯或其它硫加工单元的高浓度H2S产物物流。汽提了H2S的溶剂58从H2S汽提塔46中排出，经过泵54、换热器18和60，经管线37循环至第一H2S吸收器，经管线38循环至第二H2S吸收器。
在CO2汽提塔20内的温度可控制在其最佳范围内，约65.6-121.1℃(150°F-250°F)，是通过将来自由H2S汽提塔46排出并通过换热器18的溶剂58回收部分热量来控制的。另一种控制方式是将全部或部分溶剂物流58通过换热器50，与从CO2汽提塔20排出的溶剂48进行逆流热交换，然后进入换热器18。
在H2S汽提塔46中，溶剂在间接换热器80中经管线78用水蒸气再沸以汽提H2S。H2S经管线64从塔顶排出，将其在换热器66中进行冷却以使水冷凝。汽液混合物流经管线68进入分离器70，在此，液体水部分经管线72排出，而富集H2S的产物则经管线74排放至克劳斯单元(未示出)。部分水再经管线76循环以保持所需的水溶剂平衡。
图2显示了采用高压闪蒸槽改善气化除去率的另一种构造，所述闪蒸槽在6892±2067.6kPa(1000psig±300psig)下，优选6892±1033.8kPa(1000psig±150psig)下操作。溶剂在约65.6-121.1℃(150°F-250°F)下进行闪蒸。该实施方案在较高的压力下回收更多的CO2，这将减少第二H2S吸收器14的尺寸。
在该实施方案中，具有酸性气体的溶剂12经泵11从第一H2S吸收器2中排出并作为预热的溶剂物流22从换热器18排出。代替直接流至CO2汽提塔，蒸气22被转移至闪蒸槽82中，在此，约5％-25％的H2S和约10％-70％的CO2被闪蒸出去。酸性气体减少了的溶剂经管线56流入CO2汽提塔20中。闪蒸后的气体85在换热器84中冷却并经管线86排出后与未变换的酸性气体4合并，再返回第一H2S吸收器2。
有时，在由气化单元生产动力的同时，希望生产大量H2。此时，部分来自气化器的合成气在反应器中按照下述反应变换成H2： 。参见US 5,152,975(Fong等)，该文献引入本文作为参考。将其余的合成气冷却而无需变换，在经进一步加工处理后，送至燃气轮机中。
变换后的气体通过多种常规手段进行纯化。用于纯化变换后的气体的最有效技术之一是变压吸附(PSA)法，该方法对吸附剂床进行压力变化而除去杂质。但不幸的是，变换后的气体仍含有大量的CO2。由于CO2会减少在PSA中H2的回收率，这种结果是不希望出现的。进而，由于CO2不具备热值，它在PSA尾气中存在会减少尾气的热值。
对于动力生产而言，由于CO2通过降低燃烧火焰温度有助于减少NOX形成，并且由于当CO2穿过燃气轮机的膨胀器侧端时也提供动力，因而，希望在合成气中存在CO2。
一种新的且有效的实现CO2去除及浓缩的技术是联合采用用于酸性气体的物理溶剂或其它适宜的溶剂从加至PSA或其它纯化方法中的变换后的气体中除去CO2，同时使用于燃气轮机的燃料中CO2的含量最大。
在图3所示加工步骤中组合上述特点可完成上述要求。
参看图3，在变换后气体H2S吸收器90中除去H2S及在CO2吸收器104中除去CO2，由变换后的酸性气体中生产出减少了H2S和CO2的变换后气体，其主要由H2组成。
来自气化器(未示出)的变换后的酸性气体109通过换热器110和管线112进入变换后气体H2S吸收器90。减少了H2S的气体经管线114离开H2S吸收器90，与来自CO2吸收器104及泵115的溶剂物流116合并，合并后的物流在换热器118中进行冷却，并经管线120进入CO2吸收器104。在CO2吸收器104中，合成气120与经泵101和管线92来自脱硫CO2汽提塔100循环的清洁溶剂接触，冷却的清洁溶剂经管线58和121来自H2S汽提塔46。将包含大多数H2的减少H2S和CO2的产物气体111经管线122和换热器110送至PSA或其它纯化过程中。
将适宜作为稀释剂的富含CO2的N2物流108加至燃气轮机(未示出)中，物流108是这样生产的：在变换气体H2S吸收器90中除去H2S，再在CO2吸收器104中对来自物流114的减少H2S的合成气中的CO2进行溶剂吸收，在脱硫的CO2汽提塔100中对富含CO2的溶剂106进行N2汽提。
从CO2吸收器104排出的富含CO2的溶剂124的一部分128被再循环至第一H2S吸收器2中，而另一部分130被再循环至变换气体H2S吸收器90中，在此，吸收H2S。
联合方法有以下三个突出特点。
第一个特点是：选取来自变换气体H2S吸收器90的富含CO2/H2S的溶剂，将这种溶剂经管线88加至第一H2S吸收器2的下部，该吸收器也被称之为未变换气体H2S吸收器2。由于未变换气体与富含CO2/H2S的溶剂相比具有更少的CO2和更低的分压，因而，未变换气体H2S吸收器2可汽提来自富含CO2/H2S溶剂中的CO2。
第二个特点是：将来自未变换气体吸收器2的富含CO2/H2S的溶剂加热，用足量的N2或其它适宜的汽提气体对富集溶剂22进行汽提，以使来自CO2汽提塔20中的CO2解吸，上述汽提塔20的在压力为约6892±1033.8kPa(1000±150psig)。经泵11和管线12离开第一H2S吸收器2的富含CO2/H2S的溶剂在换热器18中预热，并经管线22进入CO2汽提塔20。在约6892kPa(1000psig)下的N2进入管线28。CO2汽提塔20减少了富含CO2/H2S的溶剂中的CO2量，然后，通过选择性换热器50和管线52，将溶剂48送至H2S汽提塔46中。包含CO2的N2物流94经换热器96和管线98再循环至第一H2S吸收器2中，在此，其与原料未变换的合成气进料4合并，最终作为合成气产物10的一部分回收，该产物10通过燃气轮机(未示出)，在其中，CO2/N2混合物用作慢化剂。
第三个特点是：采用CO2吸收器104，脱硫的变换气体122作为物流111最终进入PSA(未示出)或其它H2纯化方法中。通常，这样一种CO2吸收器将主要取决于压差以使溶剂再生，并在大气压下放空CO2。然而，在本发明中，从CO2吸收器104中排出的富含CO2的溶剂106被加至脱硫的CO2汽提塔100中，在此，通过N2物流102从富含CO2的溶剂中汽提CO2。脱硫的CO2汽提塔压力为约2067.6±689.2kPa(300psig±100psig)，优选约2067.6±344.6kPa(300psig±50psig)。
CO2和N2产物物流108从脱硫的CO2汽提塔100中排出，并被送至燃气轮机(未示出)中。
根据所采用的N2量及H2中所需CO2的含量，可以在进入脱硫的CO2汽提塔100之前将溶剂加热和/或在从脱硫CO2汽提塔100中排出后在大气压下闪蒸汽提的溶剂92，以增强从溶剂106中对CO2的汽提。
然而，优选不采用这些选择方式，这是因为，加热需要附加设备并对溶剂冷却。在大气压下闪蒸放空CO2将使得不能利用在燃气轮机中产生的动力。虽然如此，根据经济优化原则，这些选择方式在某些时候也具有吸引力。
本发明方法也具有生产浓缩H2S物流74的效能。采用N2或其它一些不溶性气体如H2，在将富集的溶剂预热后，利用CO2汽提塔将能极其有效地减少加至克劳斯单元(未示出)以回收硫值的气体中的CO2。采用该方法可使H2S的纯度大于50％。这种高浓缩的H2S消除了对于酸性气体在克劳斯单元中的特殊处理，并有助于减少克劳斯单元的尺寸及成本。
在酸性CO2汽提塔20与H2S汽提塔46间的闪蒸槽可用于消除附加的CO2气体和汽提气体。这样，可使H2S的浓度大于95％。然而，在汽提后残余在溶剂中的相当少量的CO2使闪蒸气体相对更富含H2S而贫含CO2，这种闪蒸气体要求压缩机来回收在较低压力下与CO2一起闪蒸的酸性气体。
另外，低压酸性CO2汽提塔也可用来代替或补充如图3所述的高压6892kPa(1000psig)酸性CO2汽提塔20。来自低压汽提塔的气体用第二吸收器进行清洁，然后以约2067.6±689.2kPa(300psig±100psig)，优选约2067.6±344.6kPa(300psig±50psig)传送至燃气轮机(未示出)，如图1和2所述。具有第二酸性CO2汽提塔(在约2067.6kPa(300psig)下操作)的优点是，减少了需在第二吸收器中进行清洁的气体流量。
在另一个实施方案中，高压酸性CO2汽提塔可用压力为约6892±2067.6kPa(1000±300psig)，优选约6892±1033.8kPa(1000psig±150psig)的闪蒸槽以及随后的压力为约2067.6±689.2kPa(300psig±100psig)，优选约2067.6±344.6kPa(300psig±50psig)的汽提塔代替，如图2所示。

Claims (10)

1、一种用于分离、回收和利用包含于由高压部分氧化烃反应物产生的原始合成气中的包含H2S、COS和CO2的酸性气体的联合方法，该方法包括：
(a)使原料合成气与第一种液体溶剂接触，以从合成气中选择性地吸收和除去至少部分酸性气体，并产生纯化的合成气；
(b)在CO2汽提塔中用N2对液体溶剂进行汽提从第一种液体溶剂中选择性地除去CO2，并形成第一种富含CO2的氮气混合物，和包含H2S及COS的第一种溶剂残余物，其中在进入汽提塔之前降低液体溶剂的压力；
(c)纯化含H2S和COS的第一种溶剂残余物以回收硫；
(d)使第一种富含CO2的氮气混合物与第二种液体溶剂接触，以脱除残余的H2S和COS，产生纯化的富含CO2的氮气混合物及含H2S和COS的第二种溶剂残余物；和
(e)在不经进一步压缩的条件下将纯化后的富含CO2的氮气混合物引入燃气轮机中发电，其中纯化后的富含CO2的氮气混合物与纯化后的合成气接触，并用作所述合成气燃烧过程中的慢化剂。
2、根据权利要求1的方法，其中，在步骤(b)的汽提处理之前将第一种液体溶剂中的部分CO2和H2S闪蒸出去。
3、根据权利要求2的方法，其中，在步骤(a)之前使闪蒸出去的CO2和H25与原料合成气接触。
4、一种用于分离、回收和利用包含于原料变换合成气的第一分离物流和原料未变换合成气的第二分离物流中的包含CO2、COS和H2S的酸性气体的联合方法，该方法包括：
(a)使原料变换合成气与液体溶剂接触，以从原料变换合成气中选择性地吸收和除去酸性气体，并产生第一种富含酸的液体溶剂及贫含酸性气体的变换合成气；
(b)使原料未变换合成气与第一种富含酸的液体溶剂接触，以从原料未变换合成气中选择性地吸收和除去酸性气体，并产生纯化的未变换合成气及第二种富含酸的液体溶剂；
(c)使贫含酸性气体的变换合成气与第一种CO2吸收溶剂接触，以产生不含过量酸性气体的变换合成气和第一种富含CO2的溶剂；
(d)通过用N2气对第一种富含CO2的溶剂进行汽提从中选择性除去CO2，以产生第一种富含CO2的氮气混合物和第一种再生的CO2吸收溶剂；
(e)在不经进一步压缩的条件下将第一种富含CO2的氮气混合物引入到燃气轮机中发电，其中第一种富含CO2的氮气混合物与纯化后的未变换合成气接触，并用作所述纯化后的未变换合成气燃烧过程中的慢化剂；
(f)通过用N2气对第二种富含酸的液体溶剂进行汽提从中选择性除去CO2，以产生第二种富含CO2的氮气混合物和第一种富含H2S的液体溶剂；
(g)使第二种富含CO2的氮气混合物与原料未变换合成气接触，其中在所述过程中未对含CO2气体进行进一步压缩。
5、根据权利要求4的方法，其中，在步骤(a)中应用第一种富含CO2的溶剂的第一部分与原料变换合成气接触。
6、根据权利要求4的方法，其中，在步骤(b)中应用第一种富含CO2的溶剂的第二部分与原料未变换合成气接触。
7、根据权利要求4的方法，其中，在H2S汽提塔中由第一种富含H2S的溶剂中除去H2S，以产生气体H2S和第一种再生的H2S吸收溶剂。
8、根据权利要求7的方法，其中，在步骤(c)中应用第一种再生的H2S吸收溶剂与不含过量酸性气体的变换合成气接触。
9、根据权利要求4的方法，其中，对来自步骤(c)的不含过量酸性气体的变换合成气进行变压吸附，以从不含过量酸性气体的变换合成气中提取氢。
10、根据权利要求7的方法，其中，处理H2S以回收硫。
CNB988014211A 1997-09-12 1998-09-11 在气化动力系统中同时除去酸性气体并产生氢气的方法 Expired - Fee Related CN1163405C (zh)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US5874897P 1997-09-12 1997-09-12
US60/058,748 1997-09-12
US09/150,846 1998-09-10
US09/150,846 US6090356A (en) 1997-09-12 1998-09-10 Removal of acidic gases in a gasification power system with production of hydrogen
PCT/US1998/018939 WO1999012847A1 (en) 1997-09-12 1998-09-11 Removal of acidic gases in a gasification power system with production of hydrogen

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN1241163A CN1241163A (zh) 2000-01-12
CN1163405C true CN1163405C (zh) 2004-08-25

Family

ID=26737991

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CNB988014211A Expired - Fee Related CN1163405C (zh) 1997-09-12 1998-09-11 在气化动力系统中同时除去酸性气体并产生氢气的方法

Country Status (8)

Country Link
US (1) US6090356A (zh)
EP (1) EP0964829B1 (zh)
JP (1) JP3953534B2 (zh)
CN (1) CN1163405C (zh)
AU (1) AU9229398A (zh)
ES (1) ES2397500T3 (zh)
HK (1) HK1023978A1 (zh)
WO (1) WO1999012847A1 (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110997879A (zh) * 2017-06-30 2020-04-10 环球油品有限责任公司 用溶剂吸收剂分离气体的方法

Families Citing this family (93)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AR022239A1 (es) * 1999-01-11 2002-09-04 Texaco Development Corp Recuperacion de gas de purga de unidades de hidrotratamiento e hidrocraqueo
CN1321880C (zh) * 1999-05-14 2007-06-20 德士古发展公司 氢气循环和用薄膜除去酸性气体
FR2803626B1 (fr) 2000-01-10 2002-11-29 Magneti Marelli France Moteur a combustion interne a injection directe a soupapes commandees
US6494153B1 (en) * 2001-07-31 2002-12-17 General Electric Co. Unmixed combustion of coal with sulfur recycle
US6998098B2 (en) * 2002-11-11 2006-02-14 Conocophillips Company Removal of gases from a feed
US20040118126A1 (en) * 2002-12-19 2004-06-24 Ong James O.Y. Use of a chemical solvent to separate CO2 from a H2S-rich stream
CN100411710C (zh) * 2003-03-21 2008-08-20 陶氏环球技术公司 从含有硫化羰的酸性气体中除去硫化羰的改良的组合物和方法
BRPI0412767A (pt) * 2003-07-22 2006-09-26 Dow Global Technologies Inc regeneração de fluidos de tratamento contendo gás ácido
US20050154069A1 (en) * 2004-01-13 2005-07-14 Syntroleum Corporation Fischer-Tropsch process in the presence of nitrogen contaminants
EP1871511A4 (en) * 2005-04-20 2011-05-04 Fluor Tech Corp CONFIGURATIONS AND METHODS OF OPERATING A CLAUS FACILITY HAVING A VARIABLE SULFUR CONTENT
US8114176B2 (en) 2005-10-12 2012-02-14 Great Point Energy, Inc. Catalytic steam gasification of petroleum coke to methane
US20070129450A1 (en) * 2005-11-18 2007-06-07 Barnicki Scott D Process for producing variable syngas compositions
US8007568B2 (en) * 2006-04-12 2011-08-30 Millipore Corporation Filter with memory, communication and pressure sensor
US20070243113A1 (en) * 2006-04-12 2007-10-18 Dileo Anthony Filter with memory, communication and concentration sensor
US20110094310A1 (en) * 2006-04-12 2011-04-28 Millipore Corporation Filter with memory, communication and pressure sensor
US20070240578A1 (en) * 2006-04-12 2007-10-18 Dileo Anthony Filter with memory, communication and temperature sensor
US7922782B2 (en) 2006-06-01 2011-04-12 Greatpoint Energy, Inc. Catalytic steam gasification process with recovery and recycle of alkali metal compounds
US7637984B2 (en) * 2006-09-29 2009-12-29 Uop Llc Integrated separation and purification process
US7955419B2 (en) * 2007-07-25 2011-06-07 Casella Waste Systems, Inc. System and method for treating landfill gas using landfill leachate
US8591631B2 (en) * 2007-07-31 2013-11-26 General Electric Company Method and apparatus to produce synthetic gas
US8475570B2 (en) 2007-07-31 2013-07-02 Shell Oil Company Process for producing purified gas from gas comprising H2S, CO2 and HCN and/or COS
CN105062563A (zh) 2007-08-02 2015-11-18 格雷特波因特能源公司 负载催化剂的煤组合物，制造方法和用途
US7892324B2 (en) * 2007-10-10 2011-02-22 General Electric Company Systems and methods for carbon dioxide capture
US7708801B2 (en) * 2007-11-09 2010-05-04 General Electric Company System and methods for treating transient process gas
CN101631740A (zh) * 2007-11-20 2010-01-20 国际壳牌研究有限公司 用于生产纯化的合成气物流的方法
CA2713642A1 (en) 2007-12-28 2009-07-09 Greatpoint Energy, Inc. Catalytic gasification process with recovery of alkali metal from char
WO2009086407A2 (en) 2007-12-28 2009-07-09 Greatpoint Energy, Inc. Steam generating slurry gasifier for the catalytic gasification of a carbonaceous feedstock
WO2009086370A2 (en) 2007-12-28 2009-07-09 Greatpoint Energy, Inc. Processes for making syngas-derived products
CN101910370B (zh) 2007-12-28 2013-09-25 格雷特波因特能源公司 从焦炭中回收碱金属的催化气化方法
US20090173080A1 (en) * 2008-01-07 2009-07-09 Paul Steven Wallace Method and apparatus to facilitate substitute natural gas production
US20090173081A1 (en) * 2008-01-07 2009-07-09 Paul Steven Wallace Method and apparatus to facilitate substitute natural gas production
US8528343B2 (en) * 2008-01-07 2013-09-10 General Electric Company Method and apparatus to facilitate substitute natural gas production
US7846226B2 (en) * 2008-02-13 2010-12-07 General Electric Company Apparatus for cooling and scrubbing a flow of syngas and method of assembling
WO2009111342A2 (en) 2008-02-29 2009-09-11 Greatpoint Energy, Inc Carbonaceous fines recycle
US8361428B2 (en) 2008-02-29 2013-01-29 Greatpoint Energy, Inc. Reduced carbon footprint steam generation processes
US8286901B2 (en) 2008-02-29 2012-10-16 Greatpoint Energy, Inc. Coal compositions for catalytic gasification
US8709113B2 (en) 2008-02-29 2014-04-29 Greatpoint Energy, Inc. Steam generation processes utilizing biomass feedstocks
US20090217582A1 (en) * 2008-02-29 2009-09-03 Greatpoint Energy, Inc. Processes for Making Adsorbents and Processes for Removing Contaminants from Fluids Using Them
US7926750B2 (en) 2008-02-29 2011-04-19 Greatpoint Energy, Inc. Compactor feeder
US8297542B2 (en) 2008-02-29 2012-10-30 Greatpoint Energy, Inc. Coal compositions for catalytic gasification
US20090217575A1 (en) 2008-02-29 2009-09-03 Greatpoint Energy, Inc. Biomass Char Compositions for Catalytic Gasification
WO2009111345A2 (en) 2008-02-29 2009-09-11 Greatpoint Energy, Inc. Catalytic gasification particulate compositions
US8114177B2 (en) 2008-02-29 2012-02-14 Greatpoint Energy, Inc. Co-feed of biomass as source of makeup catalysts for catalytic coal gasification
US8252091B2 (en) * 2008-03-18 2012-08-28 General Electric Company CO2 recovery from IGCC power plants
CA2718295C (en) 2008-04-01 2013-06-18 Greatpoint Energy, Inc. Processes for the separation of methane from a gas stream
CA2718536C (en) 2008-04-01 2014-06-03 Greatpoint Energy, Inc. Sour shift process for the removal of carbon monoxide from a gas stream
CN101576261B (zh) * 2008-05-07 2011-05-11 北京丰汉工程咨询有限公司 一种酸性气燃烧及催化还原方法
CN102065976A (zh) * 2008-06-26 2011-05-18 环球油品公司 用于冷却半贫物理溶剂的二氧化碳吸收器部分循环回流
WO2010033852A2 (en) 2008-09-19 2010-03-25 Greatpoint Energy, Inc. Processes for gasification of a carbonaceous feedstock
KR101290477B1 (ko) * 2008-09-19 2013-07-29 그레이트포인트 에너지, 인크. 탄소질 공급원료의 기체화 방법
CN102159687B (zh) 2008-09-19 2016-06-08 格雷特波因特能源公司 使用炭甲烷化催化剂的气化方法
WO2010048493A2 (en) 2008-10-23 2010-04-29 Greatpoint Energy, Inc. Processes for gasification of a carbonaceous feedstock
KR101290453B1 (ko) 2008-12-30 2013-07-29 그레이트포인트 에너지, 인크. 촉매된 탄소질 미립자의 제조 방법
US8734548B2 (en) 2008-12-30 2014-05-27 Greatpoint Energy, Inc. Processes for preparing a catalyzed coal particulate
US20100183491A1 (en) * 2009-01-22 2010-07-22 General Electric Company Systems and methods for treating a stream comprising an undesirable emission gas
US8551199B2 (en) * 2009-04-03 2013-10-08 General Electric Company Method and apparatus to recycle tail gas
US8268899B2 (en) 2009-05-13 2012-09-18 Greatpoint Energy, Inc. Processes for hydromethanation of a carbonaceous feedstock
US8728182B2 (en) 2009-05-13 2014-05-20 Greatpoint Energy, Inc. Processes for hydromethanation of a carbonaceous feedstock
CA2759961C (en) 2009-05-13 2013-12-17 Greatpoint Energy, Inc. Processes for hydromethanation of a carbonaceous feedstock
US20100303700A1 (en) * 2009-05-29 2010-12-02 Nagaraju Palla Process for treating a gas stream or effluent
JP5383338B2 (ja) * 2009-06-17 2014-01-08 三菱重工業株式会社 Ｃｏ２回収装置及びｃｏ２回収方法
US8241404B2 (en) 2009-06-17 2012-08-14 General Electric Company Methods of recycling carbon dioxide to the gasification system
US20100319254A1 (en) * 2009-06-17 2010-12-23 Thacker Pradeep S Methods and system for separating carbon dioxide from syngas
US7811361B2 (en) * 2009-06-30 2010-10-12 Uop Llc Process for a gas removal zone
US20100132552A1 (en) * 2009-07-08 2010-06-03 Lechnick William J Zone or process for improving an efficiency thereof
US20110064648A1 (en) * 2009-09-16 2011-03-17 Greatpoint Energy, Inc. Two-mode process for hydrogen production
US7789945B2 (en) * 2009-09-25 2010-09-07 Uop Llc Maintaining low carbon monoxide levels in product carbon dioxide
CA2773845C (en) 2009-10-19 2014-06-03 Greatpoint Energy, Inc. Integrated enhanced oil recovery process
WO2011049858A2 (en) 2009-10-19 2011-04-28 Greatpoint Energy, Inc. Integrated enhanced oil recovery process
US8211213B2 (en) * 2009-12-07 2012-07-03 Uop Llc Maintaining lowered CO in a CO2 product stream in a process for treating synthesis gas
AU2010339952B8 (en) 2009-12-17 2013-12-19 Greatpoint Energy, Inc. Integrated enhanced oil recovery process
WO2011106285A1 (en) 2010-02-23 2011-09-01 Greatpoint Energy, Inc. Integrated hydromethanation fuel cell power generation
US8652696B2 (en) 2010-03-08 2014-02-18 Greatpoint Energy, Inc. Integrated hydromethanation fuel cell power generation
EP2563883A1 (en) 2010-04-26 2013-03-06 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock with vanadium recovery
CN102906230B (zh) 2010-05-28 2015-09-02 格雷特波因特能源公司 液体重烃进料向气态产物的转化
WO2012024369A1 (en) 2010-08-18 2012-02-23 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of carbonaceous feedstock
JP6124795B2 (ja) 2010-11-01 2017-05-10 グレイトポイント・エナジー・インコーポレイテッド 炭素質フィードストックの水添メタン化
CA2827916C (en) 2011-02-23 2016-06-21 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock with nickel recovery
WO2012166879A1 (en) 2011-06-03 2012-12-06 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock
WO2013022895A2 (en) * 2011-08-08 2013-02-14 Fluor Technologies Corporation Methods and configurations for h2s concentration in acid gas removal
WO2013052553A1 (en) 2011-10-06 2013-04-11 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock
US8945292B2 (en) * 2012-03-23 2015-02-03 General Electric Company System for recovering acid gases from a gas stream
CN104685038B (zh) 2012-10-01 2016-06-22 格雷特波因特能源公司 附聚的颗粒状低煤阶煤原料及其用途
US9034058B2 (en) 2012-10-01 2015-05-19 Greatpoint Energy, Inc. Agglomerated particulate low-rank coal feedstock and uses thereof
KR101717863B1 (ko) 2012-10-01 2017-03-17 그레이트포인트 에너지, 인크. 연소를 위한 오염된 저등급 석탄의 용도
IN2015DN02940A (zh) 2012-10-01 2015-09-18 Greatpoint Energy Inc
US9731974B2 (en) * 2012-12-10 2017-08-15 Total Sa Integrated process to recover high quality native CO2 from a sour gas comprising H2S and CO2
DE102015010756A1 (de) * 2015-08-18 2017-02-23 Linde Aktiengesellschaft Verfahren zur Entschwefelung eines Gasgemisches
CA3047703C (en) * 2017-02-09 2023-04-25 Fluor Technologies Corporation Two-stage absorption for acid gas and mercaptan removal
US10464872B1 (en) 2018-07-31 2019-11-05 Greatpoint Energy, Inc. Catalytic gasification to produce methanol
US10344231B1 (en) 2018-10-26 2019-07-09 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock with improved carbon utilization
US10435637B1 (en) 2018-12-18 2019-10-08 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock with improved carbon utilization and power generation
US10618818B1 (en) 2019-03-22 2020-04-14 Sure Champion Investment Limited Catalytic gasification to produce ammonia and urea

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE2250169A1 (de) * 1972-10-13 1974-04-25 Metallgesellschaft Ag Verfahren zur entschwefelung technischer brenngase und synthesegase
DE2759123C2 (de) * 1977-12-30 1985-05-15 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Verfahren zum Auswaschen von sauren Gasen aus Gasgemischen
US4202167A (en) * 1979-03-08 1980-05-13 Texaco Inc. Process for producing power
US4254094A (en) * 1979-03-19 1981-03-03 Air Products And Chemicals, Inc. Process for producing hydrogen from synthesis gas containing COS
US4242108A (en) * 1979-11-07 1980-12-30 Air Products And Chemicals, Inc. Hydrogen sulfide concentrator for acid gas removal systems
US4568364A (en) * 1984-03-22 1986-02-04 Bechtel International Corporation Process for desulfurization of fuel gas
DE3716199A1 (de) * 1987-05-14 1988-11-24 Linde Ag Verfahren und vorrichtung zur reinigung von rohgasen unter gleichzeitiger gewinnung von synthese- und brenngas
US4957515A (en) * 1988-11-03 1990-09-18 Air Products And Chemicals, Inc. Process for sulfur removal and recovery from fuel gas using physical solvent
US5240476A (en) * 1988-11-03 1993-08-31 Air Products And Chemicals, Inc. Process for sulfur removal and recovery from a power generation plant using physical solvent
US5152975A (en) * 1991-03-15 1992-10-06 Texaco Inc. Process for producing high purity hydrogen
US5232467A (en) * 1992-06-18 1993-08-03 Texaco Inc. Process for producing dry, sulfur-free, CH4 -enriched synthesis or fuel gas
US5345756A (en) * 1993-10-20 1994-09-13 Texaco Inc. Partial oxidation process with production of power
GB2296255A (en) * 1994-12-21 1996-06-26 Jacobs Eng Ltd Production of electricity and hydrogen

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110997879A (zh) * 2017-06-30 2020-04-10 环球油品有限责任公司 用溶剂吸收剂分离气体的方法
CN110997879B (zh) * 2017-06-30 2021-11-09 环球油品有限责任公司 用溶剂吸收剂分离气体的方法

Also Published As

Publication number Publication date
EP0964829A4 (en) 2009-02-25
JP2001505615A (ja) 2001-04-24
US6090356A (en) 2000-07-18
EP0964829B1 (en) 2012-11-14
AU9229398A (en) 1999-03-29
CN1241163A (zh) 2000-01-12
ES2397500T3 (es) 2013-03-07
HK1023978A1 (en) 2000-09-29
EP0964829A1 (en) 1999-12-22
WO1999012847A1 (en) 1999-03-18
JP3953534B2 (ja) 2007-08-08

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN1163405C (zh) 在气化动力系统中同时除去酸性气体并产生氢气的方法
EP3069780B1 (en) Methods for acid gas enrichment
CA2598094C (en) Process and apparatus for converting hydrogen sulfide into hydrogen and sulfur
CN1356960A (zh) 氢气循环和用薄膜除去酸性气体
EP0083832B1 (en) Process for separating carbonic acid gas from methane-rich gas
US8535613B2 (en) Method and apparatus for separating acidic gases from syngas
US20110244555A1 (en) Method and system for purifying raw gases, particularly biogas, for obtaining methane
CN108165322A (zh) 焦炉煤气的净化方法
AU2012294548A1 (en) Methods and configurations for H2S concentration in acid gas removal
CN1340603A (zh) 含硫化氢气流的处理
EP0954369A1 (en) Process for treating gas with ultra-lean amine
JPH0584422A (ja) Ｈ２ ｏ、ｃｏ２ 含有ガスを精製する方法
CN1176991A (zh) 去除并高压回收原料气体中的二氧化碳的工艺及装置
CN112678773B (zh) 一种荒煤气制氢联产lng工艺
EP3925684A1 (en) Method for reducing methane emissions from biogas upgrading
CN1208360A (zh) 从气体中除去含硫的污染物、芳族化合物和烃的方法
CN1209756A (zh) 从气体中除去含硫的污染物、芳族化合物和烃的方法
CN1206038A (zh) 煤气的净化方法
US8241603B1 (en) Process and system for removing sulfur from sulfur-containing gaseous streams
EP4000715A1 (en) Two step amine absorption process for removal co2/h2s from biogas
JPH0751442B2 (ja) 高純度水素の製造方法
CN114604829A (zh) 一种焦炉煤气提纯氢气的系统及方法
CN113019071A (zh) 一种高co2回收的半贫液循环低温甲醇洗工艺
CN113731117A (zh) 一种高效低温甲醇洗提纯回收二氧化碳的新工艺
CN114317037A (zh) 利用解析气进行脱碳液再生的焦炉煤气制备氢气的方法

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
REG Reference to a national code

Ref country code: HK

Ref legal event code: GR

Ref document number: 1023978

Country of ref document: HK

ASS Succession or assignment of patent right

Owner name: TEXACO INC.

Free format text: FORMER OWNER: TEXACO DEVELOPMENT CORP

Effective date: 20130418

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

Effective date of registration: 20130418

Address after: Georgia, USA

Patentee after: GE Energy Sources (America) Inc.

Address before: American New York

Patentee before: Texaco Development Corp

CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20040825

Termination date: 20170911

CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee