CN1176991A - 去除并高压回收原料气体中的二氧化碳的工艺及装置 - Google Patents
去除并高压回收原料气体中的二氧化碳的工艺及装置 Download PDFInfo
- Publication number
- CN1176991A CN1176991A CN97117692A CN97117692A CN1176991A CN 1176991 A CN1176991 A CN 1176991A CN 97117692 A CN97117692 A CN 97117692A CN 97117692 A CN97117692 A CN 97117692A CN 1176991 A CN1176991 A CN 1176991A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- carbon dioxide
- pressure
- liquid
- 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
Links
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 522
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 262
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 title claims abstract description 260
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 46
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims description 75
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims description 40
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 207
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 34
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims abstract description 19
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims abstract description 19
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 199
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 12
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 7
- 229960004424 carbon dioxide Drugs 0.000 description 198
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 73
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 46
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 24
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 22
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 16
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 16
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 12
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 10
- GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N Piperazine Chemical compound C1CNCCN1 GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 9
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 7
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 7
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 6
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 6
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 5
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 5
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 4
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- NQRYJNQNLNOLGT-UHFFFAOYSA-N Piperidine Chemical class C1CCNCC1 NQRYJNQNLNOLGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 3
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 2
- -1 alkali metal salts Chemical class 0.000 description 2
- 150000001413 amino acids Chemical class 0.000 description 2
- 235000011089 carbon dioxide Nutrition 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 230000008570 general process Effects 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical group [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 150000003141 primary amines Chemical class 0.000 description 2
- 150000003335 secondary amines Chemical class 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000000629 steam reforming Methods 0.000 description 2
- 230000002194 synthesizing effect Effects 0.000 description 2
- XRPUYJBLHLROOB-UHFFFAOYSA-N 1-(diethylamino)propane-1,3-diol Chemical compound CCN(CC)C(O)CCO XRPUYJBLHLROOB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DTWQXQRQHDSUED-UHFFFAOYSA-N 1-(dimethylamino)propane-1,3-diol Chemical compound CN(C)C(O)CCO DTWQXQRQHDSUED-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AVFZOVWCLRSYKC-UHFFFAOYSA-N 1-methylpyrrolidine Chemical compound CN1CCCC1 AVFZOVWCLRSYKC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N Dimethoxyethane Chemical compound COCCOC XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AHVYPIQETPWLSZ-UHFFFAOYSA-N N-methyl-pyrrolidine Natural products CN1CC=CC1 AHVYPIQETPWLSZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 1
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003655 absorption accelerator Substances 0.000 description 1
- 229910000288 alkali metal carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000008041 alkali metal carbonates Chemical class 0.000 description 1
- PPBAJDRXASKAGH-UHFFFAOYSA-N azane;urea Chemical compound N.NC(N)=O PPBAJDRXASKAGH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007514 bases Chemical class 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 238000005262 decarbonization Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 150000004885 piperazines Chemical class 0.000 description 1
- 150000003053 piperidines Chemical class 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N sulfolane Chemical compound O=S1(=O)CCCC1 HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- 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
- Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
- Y02A50/00—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE in human health protection, e.g. against extreme weather
- Y02A50/20—Air quality improvement or preservation, e.g. vehicle emission control or emission reduction by using catalytic converters
-
- 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
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
-
- 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
- Y02P20/151—Reduction of greenhouse gas [GHG] emissions, e.g. CO2
Landscapes
- Carbon And Carbon Compounds (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
Abstract
一种用于从高压原料气体中去除并高压回收二氧化碳的工艺,其特征是,将含有二氧化碳的原料气体(1)送入脱二氧化碳塔(2)中,在该塔的下吸收部分(3)中,原料气体(1)与部分再生吸收液(21)发生气-液接触,从而使二氧化碳部分地被吸收,然后原料气体1又在上吸收部分(4)中与再生吸收液(22)发生气-液接触,将二氧化碳吸收,直至达到很低的二氧化碳含量,并从所产生的吸收了二氧化碳的吸收液中回收高压二氧化碳,本发明还涉及用于上述工艺的设备。
Description
本发明涉及用二氧化碳吸收液处理来自高压天然气和各种合成气体的高压原料气体的工艺及装置,通过这种工艺充分去除原料气体中的高含量二氧化碳(CO2)而获得二氧化碳含量为10~10,000ppm的精制气体,此外,本工艺还可用于回收吸收液中的高压二氧化碳。
高压天然气中通常含有大量(例如10~20%)的二氧化碳。当这种天然气转变成液化天然气(下称LNG)时,二氧化碳会由于冷却而变成干冰,这种固体物质会造成例如装置堵塞等问题。因此,其二氧化碳含量必须降至50ppm或更少。
而且,在氨-尿素合成的情况下,要通过天然气、粗汽油或类似物质的部分氧化或蒸汽重整得到由氢、一氧化碳、二氧化碳等组成的气体混合物,这种气体混合物要进行CO转换反应,使一氧化碳转变成二氧化碳,然后在分离去二氧化碳后作为原料气体用于氨的合成。另一方面,将分离出的二氧化碳增压至100~200大气压,并与氨发生反应制成尿素。因此,用于氨的合成的原料气体中的二氧化碳的含量一般必需降低至500ppm的数量级。
另外,在氢气用于化学合成的情况下,要根据用途的不同将其二氧化碳含量降低至几十至几千ppm。
为了将分离出来的二氧化碳用于叔油回收(EOR)、液态二氧化碳生产、或尿素合成、或将它存贮于地下含水层(作为防范全球性温升的措施),必须将其压力增大到几十至几百个大气压。
因此,最好是从原本是高压的原料气体中去除二氧化碳,直到二氧化碳的含量极低为止,并且在高压状态下将脱除的二氧化碳回收起来。但是,在现有技术中尚未有可达到上述目的可用方法。
在现有技术中,采用下述工艺来脱除二氧化碳,使其达到很低的含量(例如100ppm的数量级)。首先,将一种气体送入一种脱二氧化碳塔的下部,同时将一种二氧化碳吸收液送入该脱二氧化碳塔之上部,这样,气体与吸收液发生气-液接触,使二氧化碳被吸收而去除。然后,将含有吸入的二氧化碳的吸收液(下称吸收了二氧化碳的吸收液)送入回收塔中,通过蒸汽提馏将二氧化碳释放出来而得到再生吸收液,再将这种再生吸收液送至脱二氧化碳塔中。
从高压天然气中脱除二氧化碳并在高压状态下回收脱除的二氧化碳的方法的另一个实例是指量脱除二氧化碳的工艺。
但是,上述的充分去除和高压回收二氧化碳的普通工艺及其装置具有如下问题:
(1)在上述的使用二氧化碳吸收液的工艺中,可以降低再生吸收液中的二氧化碳含量而去除二氧化碳,直到二氧化碳含量达到很低的程度。但是,由于该吸收液是通过降压而再生的,因此难于回收具有足够高的压力的二氧化碳。所以,必需通过压气机将回收的二氧化碳再次增压方可应用。
(2)在上述的批量去除二氧化碳的工艺中,经过处理去除二氧化碳的天然气中仍含有1~5%的二氧化碳。
本发明是根据上述现有技术的状况而提出的,其目的在于,提出一种借助于二氧化碳吸收液从高压天然气和各种合成气体中去除高含量的二氧化碳直至达到很低的二氧化碳含量并且从吸收液中回收高压二氧化碳的工艺。
本发明人通过深入的研究发现,通过实施一系列工步,可从原料气体中充分去除二氧化碳,同时,可在高压状态下回收二氧化碳,所述各工步是:用一种二氧化碳吸收液处理原料气体,使二氧化碳被吸收液吸收;对吸收了二氧化碳的吸收液进行加热,使其在高压状态下释放二氧化碳,并由此而使吸收液部分地再生;将一部分的部分再生吸收液返回到吸收工步中;对其余的部分再生吸收液进一步再生,并将得出的进一步再生的吸收液返回到吸收工步中。本发明正是根据上述的发现而完成的。
这就是说,本发明提出一种从高压原料气体中充分去除并且高压回收二氧化碳的工艺,该工艺包含如下工步:将含有2~50%二氧化碳且其压力(绝对压力)不低于2kg/cm2的高压原料气全送入具有一个下吸收部分和一个上吸收部分的脱二氧化碳塔内,该原料气体在上述的下吸收部分与部分再生的吸收液发生气-液接触,使二氧化碳部分地吸收,然后,再在上述的上吸收部分与再生吸收液发生气-液接触,使二氧化碳被吸收而去除,直到达到很低的二氧化碳含量;将含有10~10000ppm的二氧化碳的精制气体排出本装置之外;对在脱二氧化碳塔中产生的吸收了二氧化碳的吸收液进行加热,并进入一个高压回收塔中,在压力为2kg/cm2(绝对压力)至原料气体压力的情况下释放出部分二氧化碳,得到一种部分再生的吸收液,这种部分再生吸收液的一部分被送入上述的下吸收部分;将其余的部分再生吸收液送入一种低压回收塔中,释放出二氧化碳而得到再生吸收液,并将这种再生吸收液送入上述的上吸收部分;通过对在高压回收塔中于压力下释放出来的二氧化碳的冷却,并使其与夹带的所有水分分离而回收高压二氧化;通过对在低压回收塔中释放出来的二氧化碳的冷却,并使其与夹带的所有水分分离而回收二氧化碳;本发明还提出实施上述工艺的装置。
本发明可以从高压天然气和各种合成气体中去除其高浓度的二氧化碳,直至达到二氧化碳含量不高于1000ppm的低水平,并且还可以回收高压二氧化碳。结果,可节约随后使用二氧化碳时所需的压缩动力,并可减小设备的尺寸。
下面结合附图详细说明本发明,附图中:
图1是说明按照本发明充分去除并高压回收高压原料气体中的二氧化碳的工艺的流程图;
图2是说明充分去除并高压回收高压原料气体中的二氧化碳的普通工艺的流程图。
按照本发明处理的原料气体是从具有高的压力并含有二氧化碳的天然气和各种合成气体中选择的。这类气体有例如对粗汽油、天然气、重油、焦碳等进行蒸气转化或部分氧化得到的并且是经过CO转化反应而使一氧化碳转变为二氧化碳而含有二氧化碳的气体。本发明用的这些气体最好经过脱硫处理而使其硫化物的浓度不大于100ppm。
虽然对上述原料气体的压力没有作特别的限制,但是其压力以不低于2kg/cm2为宜,最好是不低于10kg/cm2,压力的上限值未作专门规定,但是通常为200~300kg/cm2。同理,虽然对原料气体中的二氧化碳含量未作特别的限制,但其含量以1~50%(体积)为宜,最好是10-30%(体积)。
按照本发明处理上述原料气体后得到的纯化气体的压力基本上与原料气体相同,其二氧化碳含量为1~10000ppm,最好为10~1000ppm。
本发明所用的二氧化碳吸收液是一种含有从各种碱性化合物及其混合物中选出的吸收剂的水溶液。
因此,最好选用具有如下吸收能力的吸收液。
经过与原料气体的气-液接触而吸收二氧化碳之后,在一种高压回收塔内对该二氧化碳吸收液进行部分再生,以便使其释放出一些二氧化碳,然后再循环到下一级的吸收工步。因此,它的吸收能力必须是这样的:当二氧化碳的分压力为2kg/cm2或更高些时,吸收温度(例如40℃)与部分再生温度(例如120℃)之间的饱和二氧化碳吸收值之差不小于一特定值(例如,不小于每m3吸收液30Nm3 CO2,最好是不小于每m3吸收液40Nm3 CO2)。
通常,如果规定了二氧化碳的温度和分压力,则根据上述吸收液的饱和二氧化碳吸收曲线,其饱和二氧化碳吸收值便是一个固定值,几乎与含二氧化碳的气体的种类无关。
在本发明中,正如下面要说明的实施例所示的那样,二氧化碳是从压力为30kg/cm2或更高的天然气中通过将它吸入部分再生的吸收液中而去除的,所得到的含有二氧化碳的吸收液被送到一个部分再生工步,在此工步中,在不降低压力的情况下对该吸收液进行加热,以释放出二氧化碳。因此,最好采用在吸收工步中容易在低温和低分压下吸收二氧化碳,而在再生工步中又容易在高温和高分压下释放二氧化碳的吸收液。
因此,最好采用物理吸收液或物理吸收性能好的含胺的吸收液作为上述的二氧化碳吸收液。
上述的物理吸收液包括甲醇和聚乙二醇二甲醚。
至于具有强的物理吸收性能的胺,具体地说可用各类胺、胺基酸和胺基酸的碱金属盐。必要时,可在其中添加具有强的化学吸收性能的胺、碱金属碳酸盐等。
具有强的物理吸收性能的胺的典型实例是叔胺,其主要反应如下:
因此,叔胺可借助于闪光法等容易再生。另一方面,伯胺和仲胺是具有强的化学吸收性能的基本物质,其主要反应如下:
上述再生要求分解热。但是,即使在方程(2)的情况下,具有高位阻的胺也容易形成一种具有比化学键更接近于离子键的特性键,从而进一步进行如下反应:
所以,具有强的物理吸收性能的胺不仅是指叔胺,而且包括伯胺和仲胺。
因此,胺的最佳实例是位阻胺,而最佳的位阻胺有N-甲基二乙醇胺(MDEA)、三乙醇胺(TEA)、二甲氨基-1,3-丙二醇(DMAPD)、二乙氨基-1,3-丙二醇(DEAPD)。
可用的碱金属盐是碳酸钾。
另外,可在上述的二氧化碳吸收液中添加二氧化碳吸收促进剂例如:哌嗪、取代哌嗪、哌啶和取代哌啶。
根据吸收剂的种类和使用条件的不同,二氧化碳吸收液可以是含吸收剂浓度为20~80%的水溶液。
必要时,可在二氧化碳吸收液中添加一种溶剂如:N-甲基吡咯烷或环丁砜。
从二氧化碳吸收液中回收的高压二氧化碳的压力不低于2kg/cm2,该压力最好处于从10kg/cm2至大致等于原料气体的压力的范围内,尽管该压力的大小取决于原料气体的种类和二氧化碳的用途。
因此,高压回收塔是在上述压力下进行作业的,它将吸收了二氧化碳的液体加热到90°~150℃(最好为100°~140℃),以便从上述液体中部分地释放出水和二氧化碳,从而使二氧化碳吸收液部分地再生。
已部分再生的吸收液再循环入例如一个再沸器对它进行加热,使之在工作压力不高于2kg/cm2为(最好为0.5~1.0kg/cm2)和液体温度为100~150℃(最好为110~140℃)的条件下进行进一步的再生。
送入脱二氧化碳吸收塔的下吸收部分的部分再生的吸收液的再生程度、送入该塔上吸收部分的再生吸收液的再生程度以及它们的送入比例取决于吸收液的种类、原料气体中的二氧化碳含量、压力和其他条件、精制气体的二氧化碳含量、以及回收的高压二氧化碳的流速、浓度、压力和其他条件。例如,部分再生的程度指每摩尔吸收液含0.05~0.3摩尔的CO2,而再生程度指每摩尔吸收液含0.01~0.1摩尔的CO2,送入脱二氧化碳吸收塔的部分再生吸收液所占的比例为30~95%。
下面参看图1来具体说明本发明的方法。
将原料气体1送入脱二氧化碳吸收塔2的底部。在该塔2的下吸收部分3,原料气体1与部分再生吸收液21发生气-液接触,从而使二氧化碳部分地被吸收液21吸收,然后,在塔2的上吸收部分4,原料气体1与再生吸收液22发生气-液接触,使二氧化碳进一步被吸收,直至达到很低的二氧化碳含量为止。所得到的气体被作为精制气体17排出系统之外。
在上述过程中,再生吸收液22向下流过上吸收部分4,同时与原料气体1发生气-液接触,并在下吸收部分3中与部分再生吸收液21混合,这种混合的吸收液向下流过下吸收部分3,与此同时与原料气体1发生气-液接触,并从脱二氧化碳吸收塔2的底部排出。
必要时,从脱二氧化碳吸收塔2的底部流出的吸收了二氧化碳的吸收液20,通过在热交换器5中与部分再生吸收液21进行热交换或者在热交换器6中,与再生吸收液22进行热交换而加热,并由加热器7进一步加热到预定温度,然后送入高压回收塔8。
所得到的部分再生的吸收液21从高压回收塔8的底部排出,并将其一部分送到热交换器5内冷却之,如有必要,再在热交换器15内进一步冷却,然后送入脱二氧化碳吸收塔之下吸收部分3。
从高压回收塔8之上部排出的水与二氧化碳的混合物在冷却器9内冷却,然后进入气-液分离器10,将它分离成水和高压二氧化碳18。水再回流到高压回收塔8之上部。必要时,可将一部分水送到脱二氧化碳吸收塔2的上部,或者用于使吸收液再生,或者,作为循环水送入低压回收塔11。
其余的部分再生的吸收液21进入低压回收塔11,该回收塔11在绝对压力低于2 kg/cm2或者说在降低的压力的条件下工作,并且装有一个再沸器12用以加热其底部的液体。于是,从部分再生的吸收液中释放出水和二氧化碳,从而达到进一步地再生。吸收了二氧化碳的吸收液的再生程度取决于低压回收塔11内处理该吸收液时的加热温度、停留时间和工作压力。
再生吸收液22从低压回收塔11之底部排出,其中一部分送到热交换器6进行冷却,如有必要时,再在热交换器16进一步冷却,然后送到脱二氧化碳吸收塔的上吸收部分4。
从低压回收塔11之上部排出的水与二氧化碳的混合物在冷却器13内冷却,并进入气-液分离器14,将它分离成水和低压二氧化碳19,其中,水回流到低压回收塔11的上部,必要时,可将一部分水送到脱二氧化碳吸收塔2的上部,或者用于吸收液的再生,或者作为循环水进入高压回收塔8中。
脱二氧化碳吸收塔和几个回收塔可以是板式塔或填充塔,只要它们能够有效地进行气-液接触而且压力损失小就行。因此,可以使用任何普通的充填材料例如湿壁型的材料。
如果按照本发明回收的高压二氧化碳的比例增大,经济效益就更大。本发明可在高压下回收不少于50%的二氧化碳,较好的为70%以上,最好的可达到90%以上。
因此,本发明可在高压下回收二氧化碳,从而显著节约压缩动力,并减小设备的尺寸。
下面通过几个实例进一步说明本发明,但是不应将这些实例看作是对本发明范围的限制。
实例1
本实例涉及图1流程图所示工艺的应用,其中,采用含有45%(重量)的MDEA和4%(重量)的哌嗪的水溶液作为吸除二氧化碳的吸收液来处理通过天然气重整得到的用于氨的合成的原料气体。
将一种含有氢、氮、碳氢化物和19%(体积)的二氧化碳的原料气体在压力为34 kgG/cm2、温度为45℃、流速为292000Nm3/h的条件下送入脱二氧化碳吸收塔的下部。
向上升的原料气体在上述吸收塔2的下吸收部分与1716m3/h的部分再生的吸收液发生气-液接触。于是,在下吸收部分,二氧化碳从原料气体中部分地被去除,直到原料气体中的二氧化碳含量降低到2%(体积)左右。而且,原料气体在上吸收部分中与163m3/h的再生吸收液发生气-液接触。然后,从脱二氧化碳塔之顶部排出二氧化碳含量为490ppm、温度为39℃、压力为32kgG/cm2的精制原料气体。
吸收了二氧化碳的吸收液,其温度为55℃,其二氧化碳含量大约是每m3吸收液为78Nm3。这种吸收液经过热交换后,加热到120℃,然后送入高压回收塔,在这里进行部分地再生。部分再生时释放出来的二氧化碳和水与少量的吸收液一起进入冷却器进行冷却,然后进入气-液分离器中,分离出二氧化碳。经过冷却和分离的二氧化碳,其温度约40℃,压力为10kgG/cm2,流速为49800Nm3/h。上述的二氧化碳由压气机(未示出)加压至190kg/cm2,可用于合成尿素。
另一方面,从高压回收塔底部排出的部分再生的吸收液,其温度为100℃,每m3吸收液中含有二氧化碳(CO2)约43Nm3。这种部分再生的吸收液中的一部分与吸收了二氧化碳的吸收液进行热交换,进一步冷却至38℃,然后送入吸收塔的下吸收部分。
剩余(163Nm3/h)的部分再生吸收液被送入低压回收塔,在这里进行再生,且其压力降至0.85kg/cm2,同时,二氧化碳和水从回收塔的顶部排出。塔底部液体由安装在低压回收塔底部的再沸器加热到约110℃,并回流到低压回收塔内。于是,得到了每m3吸收液仅含1.2Nm3二氧化碳(CO2)的再生吸收液。所释放出来的二氧化碳和水,与少量吸收液一起在冷却器中受到冷却,然后进入气-液分离器,将二氧化碳分离出来。经过冷却和分离的二氧化碳,其温度约为40℃,压力为0.35kgG/cm2,流速为5700Nm3/h。
从低压回收塔底部排出的再生吸收液的温度约为110℃,这种液体被送往吸收塔的上吸收部分,在这一过程中,温度为110℃的再生吸收液与温度较低的吸收了二氧化碳的吸收液进行热交换,使其温度进一步降低到38℃。
按上述方法回收的全部二氧化碳中,有90%是在高压回收塔中回收的,另10%是在低压回收塔中回收的。
因此,可将用于氨的合成的原料气体中的二氧化碳含量降低到了能满足氨合成工艺所要求的水平。而且,回收的二氧化碳具有高的压力,故可节约合成尿素时所要求的压缩动力,并可减小设备的尺寸。
实例2
本实例涉及图1所示工艺的应用,其特征在于,采用一种含有45%(重量)的MDEA和4%(重量)的哌嗪的水溶液作为吸除二氧化碳的吸收液来处理通过重整天然气而得到的用作氨的合成的原料气体。
将含有氢、氮、碳氢化合物和19%(体积)二氧化碳的原料气体1在压力为34kgG/cm2、温度为45℃和流速为292000Nm3/h的条件下送入二氧化碳吸收塔2的下部。
在吸收塔2的下吸收部分3中,向上升的原料气体1与部分再生的吸收液21(1716m3/h)发生气-液接触,于是,在下吸收部分3,原料气体1中的二氧化碳被部分地吸除,直到其二氧化碳含量降低到约2%(体积)。而且,在上吸收部分4中,原料气体1与再生吸收液22(200m3/h)发生气-液接触。从吸收塔2的顶部排出二氧化碳含量为50ppm、温度为39℃、压力为33kg/cm2的精制气体。
吸收了二氧化碳的吸收液20,每m3吸收液中含有约78Nm3的二氧化碳(CO2),这种吸收液20经过热交换,温度上升到120℃,然后送入高压回收塔8中,在这里得到部分地再生,所释放出的二氧化碳和水与少量的吸收液一起进入冷却器9内冷却,然后进入气-液分离器10,将二氧化碳18分离出来。经过冷却和分离的二氧化碳18,其温度约为40℃、压力为33kgG/cm2,流速为49640Nm3/h。上述二氧化碳18由压气机(未示出)加压到150kgG/cm2,再用于合成尿素。
另一方面,从高压回收塔8底部排出的部分再生的吸收液21,其温度为100℃,二氧化碳含量为每m3吸收液含29.2Nm3的CO2。这种部分再生的吸收液21中的一部分与吸收了二氧化碳的吸收液20进行热交换,将其温度进一步降低到38℃,然后送入吸收塔2的下吸收部分3。
其余(200m3/h)的部分再生的吸收液21进入低压回收塔11,在这里,其压力降低到0.85kgG/cm2,并被再生,所析出的二氧化碳和水则从该塔的顶部排出。通过设置在低压回收塔11下部的再沸器12将塔11底部的溶液加热至约110℃,再回流到低压回收塔11中。于是,得到了每m3溶液中含有5Nm3二氧化碳(CO2)的再生吸收液22。所释放出的二氧化碳和水与少量吸收液一起进入冷却器13中冷却,并进入气-液分离器14,分离出二氧化碳19。经过冷却和分离的二氧化碳19的温度约为40℃,压力为0.35 kgG/cm2,流速为5500Nm3/h。
从低压回收塔11底部排出的再生的吸收液22,其温度约为110℃,它被送入吸收塔2的上吸收部分4。在此过程中,温度为110℃的再生吸收液22与温度较低的吸收了二氧化碳的吸收液20进行热交换,使其温度降低到38℃。
按上述方式回收的全部二氧化碳中,有90%是在高压回收塔8中回收的,10%是在低压回收塔11中回收的。
因此,用于氨的合成的原料气体中的二氧化碳含量降低到了可满足氨的合成工艺所要求的水平。而且,所回收的上氧化碳压力高,故可节约尿素合成所需的压缩动力,并使设备尺寸减小。
实例3
本实例涉及图1流程图所示工艺的应用,其特征在于,用一种含有45%(重量)的MDEA的水溶液作为吸除二氧化碳的吸收液来处理天然气。
将含有26%(体积)二氧化碳的天然气1在压力为58kgG/cm2,和温度为25℃的条件下送入吸收塔2的下吸收部分。
吸收塔2的下吸收部分3装填入例如一种湿壁型直充材料,向上升的天然气1可与部分再生的吸收液21进行有效的气-液接触。于是,在下吸收部分3内,可从天然气1中部分地吸除二氧化碳,直到其二氧化碳的含量降低到大约3%(体积),另外,在具有类似的湿壁式填充床的上吸收部分4内,上升的天然气1又与再生的吸收液22进行有效的气-液接触。从吸收塔2的顶部排出精制气体17,该精制气体17的二氧化碳浓度为50ppm,温度为50℃,压力为58kgG/cm2。
吸收了二氧化碳的液体20经过热交换,加热到130℃,然后进入高压回收塔8,进行部分地再生。
在高压回收塔8中,在上述加热过程中释放出来的二氧化碳从吸收液20中分离出来,得到部分再生的吸收液21。因此,不必使用加热器例如再沸器12,但是,必要时也可用这种加热器。释放出的二氧化碳和水与少量吸收液一起在冷却器9中冷却,而后进入气-液分离器10,分离出二氧化碳18,经过冷却和分离的二氧化碳的温度约为40℃,压力为55kgG/cm2,几乎与用作原料气体的天然气1的压力相当。上述的二氧化碳18可由压气机(未示出)加压至150kgG/cm2,用于叔油回收或贮存于地下。
另一方面,从高压回收塔8底部排出的部分再收吸收液21,其温度约为130℃,其中有一预定的部分被送入吸收塔2的下吸收部分3,在此过程中,部分再生吸收液21与温度较低的吸收了二氧化碳的吸收液20进行热交换,进一步冷却至所需温度。
其余的部分再生吸收液21进入低压回收塔11中,使其压力降低至0.85kgG/cm2,并获得再生,所析出的二氧化碳19和水,从塔的顶部排出。塔底部的液体由设置在低压回收塔11下部的再沸器12加热到约130℃,并再循环入低压回收塔11中。于是,得到了含有约45%(重量)的MDEA的再生吸收液。释放出的二氧化碳和水与少量吸收液一起在冷却器13内冷却,然后进入气-液分离器14,分离出二氧化碳19,经过冷却和分离的二氧化碳19的温度约为40℃,压力为0.35kgG/cm2,用作工业气体。
众低压吸收塔11底部排出的再生吸收液22的温度约为130℃,被送入吸收塔2的上吸收部分4。在此过程中,温度为130℃的再生吸收液22与温度较低的吸收了二氧化碳的吸收液20进行热交换,进一步冷却至所需温度。
按上述方式回收的全部二氧化碳中,有85%是在高压回收塔8回收的,15%是在低压回收塔回收的。
因此,精制气体17中的二氧化碳含量被降低到在制造液化天然气(LNG)过程中不会产生固态干冰的程度。而且,回收的二氧化碳的压力高,故可节约生产用于叔油回收的液态二氧化碳所需的压缩动力,并可减小设备的尺寸。
实例4
本实例涉及图1流程图所示工艺的应用,其特征在于,采用含有40%(重量)的三乙醇胺(TEA)和4%(重量)哌嗪(反应促进剂)的水溶液作为去除二氧化碳的吸收液来处理天然气重整得到的用于化学合成的原料气体。
在压力为33kgG/cm2和温度为60℃的条件下将含有68(摩尔)%的氢、12(摩尔)%的甲烷、19(摩尔)%的二氧化碳和其他惰性气体的原料气体1送入吸收塔2的下吸收部分。
在吸收塔2的下吸收部分3内,向上升的原料气体与部分再生的吸收液21发生气-液接触,于是,在下吸收部分3内,从原料气体1部分地去除二氧化碳,直至其二氧化碳含量减少至1%(体积)左右。而且,向上升的原料气体1在上吸收部分4与再生吸收液22发生气-液接触。从吸收塔2的上部排出二氧化碳含量为200ppm,温度为40℃、压力为32kgG/cm2的精制气体17。
吸收了二氧化碳的吸收液20经过热交换,加热到120℃,然后送入高压回收塔8中,在这里,使吸收了二氧化碳的吸收液20中含有的二氧化碳的60%左右释放出来。释放出的二氧化碳和水与少量吸收液一起在冷却器9内冷却,然后进入气-液分离器10,分离出二氧化碳18。经过冷却和分离的二氧化碳18的温度约为40℃,压力为9kgG/cm2。该二氧化碳18由压气机(未示出)加压至100kgG/cm2,用于生产液态二氧化碳。
另一方面,从高压回收塔8底部排出的部分再生吸收液21与吸收了二氧化碳的吸收液20进行热交换而进一步冷却,然后进入吸收塔2的下吸收部分3。
其余(约10%)的部分再生吸收液21进入低压回收塔11,在这里,其压力降低至0.85kgG/cm2,并获得再生,所析出的二氧化碳19和水从低压回收塔11的顶部排出。塔底部的液体由设置在低压回收11下部的再沸器12加热至130℃左右,然后再向流入低压回收塔11。从所得到的再生吸收液22看,开始的吸收了二氧化碳的吸收液20中含有二氧化碳已有98%左右被释放出来。由气-液分离器1 4分离出的二氧化碳19的温度约为40℃,压力为0.35kgG/cm2。该二氧化碳19又由压气机增压至100kgG/cm2,然后用于生产液态的二氧化碳。
从低压回收塔11底部排出的再生吸收液22的温度约为130℃,被送入吸收塔2的上吸收部分4。在此过程中,再生吸收液22与温度较低的吸收了二氧化碳的吸收液20进行热交换,并用冷即水进一步冷却之。
按照上述的方式回收的全部二氧化碳中,有92%是在高压回收塔8中回收的,8%是在低压回收塔11中回收的。
于是,用于化学合成的原料气体中的二氧化碳含量被降低到足以供给随后各工步的程度。而且,回收的高压二氧化碳的比例高,故可节约生产液态二氧化碳所需的压缩动力,并减小设备的尺寸。
比较实例1
采用与实施例3相同的高压天然气和吸收液按普通的工艺(见图2)处理天然气,将其二氧化碳含量降低至50ppm,并回收二氧化碳。
将吸收了二氧化碳的吸收液120送入第一闪蒸槽123,在3.8kgG/cm2的压力下进行闪蒸,使吸收液120中的一部分二氧化碳释放出来,并得到部分再生的吸收液,这种部分再生的吸收液在加热器107中进一步加热后,送入第二闪蒸槽124,再次闪蒸而得到再生吸收液122。
在第一闪蒸槽123内得到的二氧化碳的压力为3.8kgG/cm2,该压力远低于上述实例3得到的二氧化碳的压力(55kgG/cm2),因此,为了生产用于叔油回收的液态二氧化碳,从压缩动力和设备方面看,本比较实例1的工艺比实例1的工艺有较多缺点。在本普通工艺中,天然气101送入吸收塔102,并从该塔排出精制气体117。标号109表示设置在第二闪蒸槽124与分离槽110之间的槽顶冷却器。标号118表示从分离槽110中排出的二氧化碳,标号132表示从和一闪蒸槽123中排出的二氧化碳,标号116表示一种冷却器。
Claims (9)
1.一种从高压原料气体中去除并高压回收二氧化碳的工艺,包含如下工步:将含有二氧化碳的高压原料气体送入具有下吸收部分和上吸收部分的脱二氧化碳吸收塔中,在该吸收塔的下吸收部分,原料气体与部分再生的吸收液发生气-液接触,使二氧化碳部分地被吸收液吸收,然后,再在吸收塔的上吸收部分中与再生吸收液发生气一液接触,使二氧化碳被吸收液吸收,直至原料气体中的二氧化碳含量达到很低的水平,而不含二氧化碳的精制气体则被排出系统之外;加热在脱二氧化碳吸收塔中产生的吸收了二氧化碳的吸收液,并送入高压回收塔中,使其在压力下释放出一些二氧化碳,得出部分再生的吸收液,并将该部分再生吸收液的一部分送入上述吸收塔的下吸收部分;将其余的部分再生吸收液送入低压回收塔中,使其释放二氧化碳,得到再生吸收液,并将该再生吸收液送入上述的上吸收部分;通过冷却在高压回收塔中于压力下释放出来的二氧化碳并使其与所夹带的所有水分分离而回收高压的二氧化碳;通过冷却在低压回收塔中释放的二氧化碳并使其与所夹带的所有水分分离而回收二氧化碳。
2.根据权利要求1的从高压原料气体中去除并高压回收二氧化碳的工艺,其特征在于,上述的高压原料气体中的二氧化碳含量为2~50%。
3.根据权利要求1或2的从高压原料气体中去除并高压回收二氧化碳的工艺,其特征在于,上述的高压原料气体的压力(绝对压力)不低于2kg/cm2。
4.根据权利要求1~3中任一项的从高压原料气体中去除并高压回收二氧化碳的工艺,其特征在于,上述的精制气体的二氧化碳含量为10~10000ppm。
5.根据权利要求1~4中任一项的从高压原料气体中去除并高压回收二氧化碳的工艺,其特征在于,上述的对吸收了二氧化碳的吸收液加热使之释放出一部分二氧化碳而得到一种部分再生吸收液的加热温度为90~150℃
6.根据权利要求1~5中任一项的从高压原料气体中去除并高压回收二氧化碳的工艺,其特征在于,上述的从吸收了二氧化碳的吸收液中释放出一部分二氧化碳而得到部分再生吸收液时的压力(绝对压力)在2kg/cm2至原料气体压力的范围内。
7.根据权利要求1~6中任一项的从高压原料气体中去除并高压回收二氧化碳的工艺,其特征在于,对上述的其余部分的部分再生吸收液进行加热使之释放出二氧化碳而获得再生吸收液的加热温度为100~150℃。
8.根据权利要求1~7中任一项的从高压原料气体中去除并高压回收二氧化碳的工艺,其特征在于,从上述的其余部分的部分再生液中释放出二氧化碳而得到再生吸收液时的压力(绝对压力)不低于2kg/cm2.
9.一种用于从高压原料气本中去除并高压回收二氧化碳的系统,含有:一个具有下吸部分和上吸收部分的脱二氧化碳吸收塔;一个用来加热吸收了二氧化碳的吸收液的加热器;一个用于再生吸收了二氧化碳的吸收液的高压回收塔;设置在该高压回收塔顶部的一个冷却器和一个汽-液分离器;一个用于再生部分再生液的低压回收塔;一个设置在该低压回收塔底部的加热器;以及设置在该低压回收塔顶部的一个冷却器和一个气-液分离器,因此,将一种含有二氧化碳的高压原料气体送入脱二氧化碳吸收塔中,在该塔的下吸收部分,原料气体与部分再生吸收液发生气…液接触,从而使二氧化碳部分地吸入吸收液中,然后,在该塔的上吸收部分,与再生吸收液发生气-液接触,从而将二氧化碳吸入吸收液中,直至二氧化碳含量达到很低水平,将不含二氧化碳的精制气体排出系统之外;加热在脱二氧化碳吸收塔中产生的吸收了二氧化碳的吸收液,并送入高压回收塔中,在这里,一部分二氧化碳在压力下释放出来,得到部分再生吸收液,该部分再生吸收液的一部分进入上述的下吸收部分,而其余的部分再生吸收液则进入低压回收塔,在该塔中释放出二氧化碳,得到再生吸收液,该再生吸收液被送至上述的上吸收部分;通过设置在上述高压回收塔顶部的冷却器和气-液分离器使在上述高压回收塔中于压力下释放出来的二氧化碳冷却,并使其与所夹带的所有水分分离而回收高压二氧化碳;并通过设置在上述低压回收塔顶部的冷却器和气-液分离器使在上述低压回收塔中释放的二氧化碳冷却并使其与所夹带的所有水分分离而回收二氧化碳。
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP226543/1996 | 1996-08-28 | ||
JP226543/96 | 1996-08-28 | ||
JP22654396A JP3675980B2 (ja) | 1996-08-28 | 1996-08-28 | 高圧原料ガス中の二酸化炭素の高度除去及び高圧回収方法並びにその装置 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN1176991A true CN1176991A (zh) | 1998-03-25 |
CN1074040C CN1074040C (zh) | 2001-10-31 |
Family
ID=16846806
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN97117692A Expired - Lifetime CN1074040C (zh) | 1996-08-28 | 1997-08-27 | 去除并高压回收原料气体中的二氧化碳的工艺及装置 |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP3675980B2 (zh) |
CN (1) | CN1074040C (zh) |
AU (1) | AU728167B2 (zh) |
ID (1) | ID18130A (zh) |
MY (1) | MY118691A (zh) |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102917771A (zh) * | 2010-06-01 | 2013-02-06 | 乔治洛德方法研究和开发液化空气有限公司 | 用于生产液态二氧化碳的方法和设备 |
CN108137319A (zh) * | 2015-10-15 | 2018-06-08 | 卡萨尔公司 | 通过转化烃生产合成气且包括高温下回收二氧化碳的方法 |
CN109681158A (zh) * | 2019-03-04 | 2019-04-26 | 中国石油大学(华东) | 一种用于二氧化碳驱油技术的装置 |
CN109999618A (zh) * | 2019-04-25 | 2019-07-12 | 华能国际电力股份有限公司 | 一种中高压气源中二氧化碳的分离系统及方法 |
CN110684574A (zh) * | 2018-07-06 | 2020-01-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 从高含碳天然气制液化天然气的脱碳方法 |
CN111717915A (zh) * | 2019-03-19 | 2020-09-29 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种可提高油田二氧化碳驱采出气中二氧化碳捕集率的方法及装置 |
CN113351172A (zh) * | 2021-07-22 | 2021-09-07 | 安徽元琛环保科技股份有限公司 | 脱硝协同co2吸附材料的制备方法及制备的吸附材料 |
Families Citing this family (16)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
NO990812L (no) | 1999-02-19 | 2000-08-21 | Norsk Hydro As | Metode for Õ fjerne og gjenvinne CO2 fra eksosgass |
KR100693949B1 (ko) * | 1999-05-14 | 2007-03-12 | 텍사코 디벨롭먼트 코포레이션 | 멤브레인을 이용한 수소 재생 및 산 가스 제거방법 |
DE10028637A1 (de) * | 2000-06-09 | 2001-12-13 | Basf Ag | Verfahren zum Entsäuern eines Kohlenwasserstoff-Fluidstroms |
WO2005009592A1 (en) * | 2003-07-22 | 2005-02-03 | Dow Global Technologies Inc. | Regeneration of acid gas-containing treatment fluids |
JP4585222B2 (ja) * | 2004-04-12 | 2010-11-24 | 三菱重工業株式会社 | 不純物廃棄システム及び方法 |
JP4247204B2 (ja) * | 2005-05-09 | 2009-04-02 | 株式会社ルネッサンス・エナジー・インベストメント | 低濃度メタンの分解方法 |
DE602006011899D1 (de) * | 2005-07-18 | 2010-03-11 | Union Engineering As | Verfahren zur rückgewinnung von hochreinem kohlendioxid aus einer stickstoffverbindungen enthaltenden gasförmigen quelle |
JP5112664B2 (ja) * | 2006-09-05 | 2013-01-09 | 神戸市 | メタン回収方法および消化ガス精製装置 |
WO2009112518A1 (en) * | 2008-03-13 | 2009-09-17 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for removal of carbon dioxide from a gas |
CN101448272A (zh) * | 2008-12-29 | 2009-06-03 | 深圳市同洲电子股份有限公司 | 一种移动通讯信号测试系统及其方法 |
JP5467394B2 (ja) * | 2009-04-20 | 2014-04-09 | 独立行政法人産業技術総合研究所 | イオン液体を用いた物理吸収法による二酸化炭素分離回収方法 |
US8500868B2 (en) | 2009-05-01 | 2013-08-06 | Massachusetts Institute Of Technology | Systems and methods for the separation of carbon dioxide and water |
WO2011121635A1 (ja) * | 2010-03-29 | 2011-10-06 | 株式会社 東芝 | 酸性ガス吸収剤、酸性ガス除去装置および酸性ガス除去方法 |
CN102899095A (zh) * | 2012-08-29 | 2013-01-30 | 中国科学院过程工程研究所 | 一种焦炉煤气或天然气的高性能脱碳复配溶剂及制备方法 |
US20150343369A1 (en) * | 2013-02-08 | 2015-12-03 | Toyo Engineering Corporation | Process for recovering carbon dioxide from construction exhaust gas |
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 (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4705673A (en) * | 1984-10-10 | 1987-11-10 | Union Carbide Corporation | Mixed solvent system for treating acidic gas |
US4710362A (en) * | 1986-05-05 | 1987-12-01 | Texaco Inc. | Selective recovery of carbon dioxide |
NO176828C (no) * | 1992-11-13 | 1995-06-07 | Norsk Hydro As | Forbehandling av naturgass som skal kondenseres til flytende naturgass |
JP3626796B2 (ja) * | 1995-10-03 | 2005-03-09 | 三菱重工業株式会社 | 高圧天然ガス中の高濃度炭酸ガスを除去する方法 |
-
1996
- 1996-08-28 JP JP22654396A patent/JP3675980B2/ja not_active Expired - Lifetime
-
1997
- 1997-07-10 AU AU28540/97A patent/AU728167B2/en not_active Expired
- 1997-07-23 MY MYPI97003349A patent/MY118691A/en unknown
- 1997-08-25 ID IDP972948A patent/ID18130A/id unknown
- 1997-08-27 CN CN97117692A patent/CN1074040C/zh not_active Expired - Lifetime
Cited By (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102917771A (zh) * | 2010-06-01 | 2013-02-06 | 乔治洛德方法研究和开发液化空气有限公司 | 用于生产液态二氧化碳的方法和设备 |
CN108137319A (zh) * | 2015-10-15 | 2018-06-08 | 卡萨尔公司 | 通过转化烃生产合成气且包括高温下回收二氧化碳的方法 |
CN108137319B (zh) * | 2015-10-15 | 2021-12-14 | 卡萨尔公司 | 通过转化烃生产合成气且包括高温下回收二氧化碳的方法 |
CN110684574A (zh) * | 2018-07-06 | 2020-01-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 从高含碳天然气制液化天然气的脱碳方法 |
CN110684574B (zh) * | 2018-07-06 | 2021-06-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 从高含碳天然气制液化天然气的脱碳方法 |
CN109681158A (zh) * | 2019-03-04 | 2019-04-26 | 中国石油大学(华东) | 一种用于二氧化碳驱油技术的装置 |
CN111717915A (zh) * | 2019-03-19 | 2020-09-29 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种可提高油田二氧化碳驱采出气中二氧化碳捕集率的方法及装置 |
CN109999618A (zh) * | 2019-04-25 | 2019-07-12 | 华能国际电力股份有限公司 | 一种中高压气源中二氧化碳的分离系统及方法 |
CN109999618B (zh) * | 2019-04-25 | 2024-05-14 | 华能国际电力股份有限公司 | 一种中高压气源中二氧化碳的分离系统及方法 |
CN113351172A (zh) * | 2021-07-22 | 2021-09-07 | 安徽元琛环保科技股份有限公司 | 脱硝协同co2吸附材料的制备方法及制备的吸附材料 |
CN113351172B (zh) * | 2021-07-22 | 2023-01-06 | 安徽元琛环保科技股份有限公司 | 脱硝协同co2吸附材料的制备方法及制备的吸附材料 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP3675980B2 (ja) | 2005-07-27 |
AU2854097A (en) | 1998-03-05 |
CN1074040C (zh) | 2001-10-31 |
MY118691A (en) | 2005-01-31 |
AU728167B2 (en) | 2001-01-04 |
ID18130A (id) | 1998-03-05 |
JPH1067994A (ja) | 1998-03-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
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 | |
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 | |
JP5661681B2 (ja) | 酸性ガスを流体の流れから除去することによって高い圧力下にある酸性ガス流を取得する方法 | |
CN112638849B (zh) | 在没有二氧化碳排放下由合成气制备甲醇的方法 | |
CN1212965C (zh) | 烃部分氧化制氢气的方法 | |
CN1420078A (zh) | 合成气的纯化方法 | |
US8512660B2 (en) | Method and device for the absorptive removal of carbon dioxide from biogas | |
CA2702226A1 (en) | Removal of carbon dioxide from a feed gas | |
CN1774493A (zh) | 用费-托法生产液态烃的方法 | |
CN1416404A (zh) | 用适合的催化剂通过可逆转化生产一氧化碳的方法 | |
CN1356960A (zh) | 氢气循环和用薄膜除去酸性气体 | |
CN102502498A (zh) | 一种采用变压吸附技术分离回收氯化氢氧化混合气中氯气和氧气的方法 | |
US4409191A (en) | Integrated cyclic scrubbing and condensate stripping process for the removal of gaseous impurities from gaseous mixtures | |
CN1180583A (zh) | 包括一个循环溶剂的贫硫步骤、对含有硫化氢和二氧化硫气体的处理方法和设备 | |
RU2430141C2 (ru) | Система синтеза жидкого топлива | |
GB2252307A (en) | Process for the removal of acid gases from gaseous mixtures | |
CN115210204A (zh) | 在利用二氧化碳量下由二氧化碳和氢气制备甲醇的方法 | |
CN1436181A (zh) | 从3,4-环氧-1-丁烯工艺循环流中除去二氧化碳的方法 | |
EP3604210A1 (en) | Production of carbon dioxide and ammonia from residual gases in the steel and metal industries | |
CN1296351C (zh) | 制备脲的装置及方法 | |
CN111018660A (zh) | 一种氯甲烷物料的分离方法 | |
RU2630308C1 (ru) | Способ и установка для получения высокооктановой синтетической бензиновой фракции из углеводородсодержащего газа | |
CN1789381A (zh) | 一种富含c2及c2以上烃类的混合气 | |
CN1020898C (zh) | 分离未转变原料的方法 | |
TWI331145B (zh) |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C14 | Grant of patent or utility model | ||
GR01 | Patent grant | ||
CX01 | Expiry of patent term |
Granted publication date: 20011031 |
|
CX01 | Expiry of patent term |