CZ30370U1 - A device for processing biogas and other similar gas mixtures by membrane separation - Google Patents
A device for processing biogas and other similar gas mixtures by membrane separation Download PDFInfo
- Publication number
- CZ30370U1 CZ30370U1 CZ2016-32755U CZ201632755U CZ30370U1 CZ 30370 U1 CZ30370 U1 CZ 30370U1 CZ 201632755 U CZ201632755 U CZ 201632755U CZ 30370 U1 CZ30370 U1 CZ 30370U1
- Authority
- CZ
- Czechia
- Prior art keywords
- stage
- membrane separation
- line
- additional
- unit
- Prior art date
Links
- 239000012528 membrane Substances 0.000 title claims description 51
- 238000000926 separation method Methods 0.000 title claims description 39
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 8
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 39
- 239000012466 permeate Substances 0.000 claims description 26
- 239000012465 retentate Substances 0.000 claims description 18
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 12
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 9
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 claims description 8
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 claims description 8
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 7
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 7
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims description 6
- -1 siloxanes Chemical class 0.000 claims description 5
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 claims description 4
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 18
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 9
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 5
- 238000010977 unit operation Methods 0.000 description 5
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 150000003961 organosilicon compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000005352 clarification Methods 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 description 1
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000008246 gaseous mixture Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920005597 polymer membrane Polymers 0.000 description 1
- 238000005201 scrubbing Methods 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 1
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
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E50/00—Technologies for the production of fuel of non-fossil origin
- Y02E50/30—Fuel from waste, e.g. synthetic alcohol or diesel
-
- 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
- Y02W—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO WASTEWATER TREATMENT OR WASTE MANAGEMENT
- Y02W10/00—Technologies for wastewater treatment
- Y02W10/20—Sludge processing
Landscapes
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
Description
Oblast technikyTechnical field
Technické řešení se týká zařízení ke zpracování bioplynu a jemu podobných plynných směsí membránovou separací. Jedná se o zařízení zpracovávající v průmyslovém měřítku surový bioplyn přímo z bioplynové stanice. Je schopno produkovat ekvivalent zemního plynu, který lze dále stlačit a využít k tankování do motorových vozidel.The invention relates to a plant for the treatment of biogas and gas-like mixtures thereof by membrane separation. It is a facility that processes raw biogas on an industrial scale directly from a biogas plant. It is capable of producing the equivalent of natural gas, which can be further compressed and used for refueling in motor vehicles.
Dosavadní stav technikyBACKGROUND OF THE INVENTION
V současné době se bioplyn využívá výhradně jako obnovitelné palivo pro výrobu tepla a elektřiny v kogeneračních jednotkách. Vzhledem k faktu, že kogenerační jednotky se umísťují poblíž bioplynových stanic, které jsou lokalizovány daleko od obcí a měst nelze nikterak využít odpadní teplo z kogenerační jednotky a celková efektivita zpracování bioplynu jev tomto případně nízká. Vyčištěním bioplynu na kvalitu zemního plynu a následným vtláčením vyrobeného biometanu do distribuční sítě zemního plynu lze biometan virtuálně dodávat širokému okruhu dalších možných zájemců. Další variantou je jeho stlačení a použití jako bioCNG v dopravě. Celková efektivita využití energie bioplynu tak vzroste až na 70 %. Nespornou výhodou je také následná možnost skladování biometanu. V zahraničí se objevuje stále více projektů, kde je biometan plnohodnotnou náhradou zemního plynu.Currently, biogas is used exclusively as a renewable fuel for the production of heat and electricity in cogeneration units. Due to the fact that cogeneration units are located near biogas stations, which are located far from municipalities and towns, the waste heat from the cogeneration unit cannot be used in any way and the overall efficiency of biogas processing is possibly low. By cleaning the biogas for natural gas quality and then injecting the produced biomethane into the natural gas distribution network, biomethane can be virtually supplied to a wide range of other potential bidders. Another variant is its compression and use as bioCNG in transport. The overall energy efficiency of biogas will thus increase up to 70%. An indisputable advantage is also the subsequent possibility of storing biomethane. More and more projects are emerging abroad, where biomethane is a full substitute for natural gas.
Jednou z cest, jak z bioplynu vyrobit biometan je membránová separace, která využívá rozdílné průchodnosti jednotlivých složek ve směsi plynu tenkou membránou. Bioplyn jako produkt biologického rozkladu organických látek v anaerobních podmínkách (tzv. metanová fermentace) obsahuje dva majoritní plyny, a to metan CH4 (cca 60 až 70 %) a oxid uhličitý CO2 (cca 30 až 40 %). V menší míře jsou zastoupeny také další složky organického nebo anorganického charakteru, např. sulfan, dusík, čpavek, voda, siloxany a jiné. Vhodnou volbou polymemí membrány s adekvátně vysokým vstupním tlakem plynu, lze skrze membránu protlačit snáze CO2 (a též zbytkový obsah H2S a vodní páry) jako tzv. permeát, zatímco většina metanu zůstává před membránou a odchází na tlakové straně jako tzv. retentát.One way to make biomethane from biogas is by membrane separation, which uses different patency of the individual components in the gas mixture through a thin membrane. Biogas as a product of the biological degradation of organic substances under anaerobic conditions (ie. The methane fermentation) includes two major gases, namely methane CH4 (approximately 60-70%) and carbon dioxide CO2 (about 30-40%). To a lesser extent, other organic or inorganic components are also present, such as sulfane, nitrogen, ammonia, water, siloxanes and others. By appropriately selecting a polymer membrane with an adequately high gas inlet pressure, CO 2 (as well as residual H 2 S and water vapor content) can be pushed through the membrane more easily as a permeate, while most methane remains in front of the membrane and leaves on the pressure side as a retentate. .
Nevýhodou všech membránových technologií je nutnost dodržení jisté vyšší kvality vstupního plynu do membránového modulu pro zajištění dostatečné produkce a dlouhé životnosti. Na druhou stranu oproti jiným stávajícím technologiím pro zpracování bioplynu (I. Adsorpce - metoda střídání tlaků, II. Absorpce - vodní nebo chemické vypírání, III. Nízkoteplotní rektifikace - vymrazování CO2) jsou membránové technologie energeticky a prostorově nenáročné a hlavně jsou jednoduše přizpůsobitelné různým požadavkům potenciálních zákazníků, čímž jim mimo jiné umožňují plnit všechny zákonné předpisy a normy.The disadvantage of all membrane technologies is the need to maintain a certain higher quality of the inlet gas to the membrane module to ensure sufficient production and long life. On the other hand, compared to other existing technologies for biogas processing (I. Adsorption - pressure alternation method, II. Absorption - water or chemical scrubbing, III. Low temperature rectification - CO 2 freezing), membrane technologies are energy and spatially undemanding and mainly easily adaptable to different potential customers, enabling them to comply with all legal regulations and standards.
Podstata technického řešeníThe essence of the technical solution
Problém se zajištěním dostatečné kvality vstupního plynu na membránové moduly je u zařízení ke zpracování bioplynu a jemu podobných plynných směsí membránovou separací podle předloženého technického řešení vyřešen několika kroky předúpravy, jimiž v základním uspořádání vstupující plyn před finální membránovou separací prochází.The problem of ensuring sufficient quality of the feed gas to the membrane modules in the biogas plant and its similar gas mixtures by the membrane separation according to the present invention is solved by several pretreatment steps through which the incoming gas passes through the basic arrangement before the final membrane separation.
Podstata technického řešení spočívá v tom, že jednotka membránové separace obsahuje kompresor spojený potrubím k dodávce surového bioplynu s rekuperačním výměníkem, který je dále recyklačním potrubím spojen s kondenzačním výměníkem. Před kompresorem nebo za rekuperačním výměníkem je umístěna desulfurační kolona a za ní pak následuje jednotka prvního stupně membránové separace plynu. Potrubí permeátu prvního stupně membránové separace vede ke kogenerační jednotce, zatím co potrubí retentátu prvního stupně vede na vstup jednotky, druhého stupně membránové separace, z níž pak vystupuje potrubí retentátu druhého stupně produktu jednotky a recyklační potrubí permeátu druhého stupně s vyústěním před kompresor.The principle of the technical solution consists in that the membrane separation unit comprises a compressor connected by a pipeline to supply raw biogas with a recuperation exchanger, which is further connected to a condensation exchanger via a recycle line. A desulfurization column is placed upstream of the compressor or downstream of the recovery exchanger, followed by a first stage membrane gas separation unit. The permeate line of the first membrane separation stage leads to the cogeneration unit, while the first stage retentate line leads to the unit inlet, the second stage of membrane separation, from which the second stage product retentate line and the second stage permeate recycle line exit from the compressor.
Ve stupni předúpravy může být s výhodou kompresoru předřazena další soustava rekuperačního a k němu recyklačním potrubím připojeného kondenzačního výměníku.In the pretreatment stage, a further system of recuperating condensation exchanger connected to the recirculation piping can be preferably connected upstream of the compressor.
-1 CZ 30370 Ul-1 CZ 30370 Ul
Jednotky prvního a druhého stupně membránové separace mohou být s výhodou doplněny jednotkou přídavného stupně membránové separace, na jejímž vstupu ústí potrubí retentátu prvního stupně. Potrubí retentátu přídavného stupně je pak přivedeno na vstup jednotky druhého stupně membránové separace a potrubí permeátu přídavného stupně je společně s potrubím permeátu prvního stupně vyvedeno ke kogenerační jednotce nebo je vedeno jako recyklační potrubí společně s recyklačním potrubím permeátu druhého stupně.Preferably, the first and second membrane separation units may be supplemented by an additional membrane separation unit unit at the inlet of which the first stage retentate piping opens. The additional stage retentate line is then fed to the inlet of the second stage membrane separation unit and the additional stage permeate line, together with the first stage permeate line, is routed to the cogeneration unit or is routed as a recycling line along with the second stage permeate recycling line.
Do jednotky přídavného stupně membránové separace může s výhodou ústit potrubí permeátu prvního stupně s dodatečným kompresorem, zatím co potrubí retentátu přídavného stupně ústí společně s potrubím permeátu druhého stupně před kompresor a potrubí permeátu přídavného stupně vede ke kogenerační jednotce.Advantageously, the first stage permeate line with an additional compressor can flow into the additional stage membrane separation unit, while the additional stage retentate line ends together with the second stage permeate line upstream of the compressor and the additional stage permeate line leads to a cogeneration unit.
Kompresoru může být předřazena také adsorpční kolona s aktivním uhlím pro odstranění siloxanů a jiných adsorbovatelných látek.An adsorption column with activated carbon may also be placed upstream of the compressor to remove siloxanes and other adsorbable substances.
Ve stupni předúpravy mohou být také do sestavy zapojeny přídavné filtry a přídavné kompresory ke zvýšení kvality produktu a/nebo výtěžku.In the pretreatment stage, additional filters and additional compressors may also be incorporated into the assembly to increase product quality and / or yield.
Zařízení podle předloženého technického řešení může vedle jednotek prvního a druhého stupně membránové separace obsahovat také ještě jednotky dalších stupňů membránové separace.The device according to the present invention may also comprise units of further stages of membrane separation in addition to the first and second membrane separation units.
První odstranění definovaného množství vody z bioplynu probíhá na prvním kondenzačním tepelném výměníku skládajícího se z rekuperační a kondenzační části. Dalším krokem předúpravy je zbavení se sulfanu pomocí adsorpční kolony. Následuje olejový filtr pro odstranění olejových residuí a druhý principiálně stejný kondenzační tepelný výměník, v němž dojde k odstranění druhého podílu vodní fáze tak, aby bioplyn splňoval normu na rosný bod. Takto vyčištěný plyn již je možno vpustit do jednotek membránové separace, kde dojde k separaci metanu od oxidu uhličitého na minimální 95% čistotu požadovanou dle normy ČSN 65 6514. V rámci zajištění komplexnosti celého řešení je možné dále vyčištěný metan přivést na sání vysokotlakého kompresoru, který plní zásobní tlakové láhve pro možnost výdeje přes tlakový rozdělovač a výdejní panel ve formě BioCNG. Permeát obsahující větší podíl oxidu uhličitého se vrací do technologie bioplynové stanice, kde je využit v kogeneraci. Permeát z dalších sériově zapojených modulů obsahuje nezanedbatelné množství metanu a recyklem se vrací před membránové moduly.The first removal of a defined amount of water from the biogas takes place on a first condensing heat exchanger consisting of a recovery and condensation section. The next step of pretreatment is removal of the sulfane using an adsorption column. This is followed by an oil filter to remove oil residues and a second essentially the same condensing heat exchanger, in which the second portion of the water phase is removed so that the biogas meets the dew point standard. The gas cleaned in this way can already be admitted to the membrane separation units where methane from carbon dioxide is separated to the minimum 95% purity required by the standard ČSN 65 6514. In order to ensure the complexity of the whole solution, fills storage cylinders for dispensing via a pressure distributor and dispensing panel in the form of BioCNG. The permeate containing a larger proportion of carbon dioxide is returned to the biogas plant technology where it is used in cogeneration. The permeate from the other series-connected modules contains a significant amount of methane and is recycled in front of the membrane modules.
Jednou z hlavních předností zařízení podle předloženého technického řešení je jeho schopnost zpracovávat širokou kvalitativní škálu vstupních plynných směsí. Přítomnost např. siloxanů v bioplynu je nežádoucí, hlavně při jeho spalování, jelikož zapříčiňují vznik oxidu křemičitého, který se ukládá na povrchu různých konstrukčních prvků a vážně je poškozuje v důsledku obrusu. Vzhledem k častému znečištění vstupního bioplynu těmito organokřemičitými sloučeninami lze pro jejich odstranění zapojit do jednotky také adsorpční kolonu s aktivním uhlím.One of the main advantages of the device according to the present technical solution is its ability to process a wide quality range of input gaseous mixtures. The presence of eg siloxanes in biogas is undesirable, especially during its combustion, since they cause the formation of silica which is deposited on the surface of various structural elements and seriously damages them as a result of abrasion. Due to the frequent contamination of the feed biogas with these organosilicon compounds, an activated carbon adsorption column can also be included in the unit for removal.
Pro odstranění hrubých nečistot je také možné předřadit na vstupu zařízení cyklón.To remove coarse dirt, it is also possible to add a cyclone at the plant inlet.
Díky takto komplexní předúpravě je zařízení podle předloženého technického řešení vhodné pro jakýkoliv vstupní bioplyn s obsahem metanu >50 % ve výjimečných případech lze zpracovávat bioplyn s minimálním obsahem metanu 45 %. Další přednosti je možnost optimalizace jednotky umožňující řízení výkonu jednotky (především tlaků a průtoků v jednotlivých krocích úpravy), což zajišťuje zákazníkovi možnost zvolit si vhodný poměr operačních nákladů vůči kvantitě produktu.Thanks to such complex pretreatment, the plant according to the present invention is suitable for any input biogas with a methane content> 50%. In exceptional cases biogas with a minimum methane content of 45% can be processed. Another advantage is the possibility of optimizing the unit to control the unit's performance (especially pressures and flow rates in each treatment step), which gives the customer the opportunity to choose the appropriate ratio of operating costs to product quantity.
Vzhledem k prostorové nenáročnosti lze dílčí části zařízení lokalizovat do (jednoho) odvětrávaného standardního kontejneru ISO, čímž je zajištěna také jejich mobilita.Due to their space-saving design, parts of the equipment can be located in a (one) ventilated standard ISO container, ensuring their mobility.
Objasnění výkresůClarification of drawings
Obr. 1 představuje schéma zařízení membránové separace (jednotky bioCNG) pro zpracování bioplynu s nízkým obsahem sulfanu a rosným bodem (RB) vstupního bioplynu do 5 °C. Jednotkové operace ve šrafovaném rámečku se předřazují pouze v případě, když je RB vyšší než 5 °C.Giant. 1 is a diagram of a membrane separation device (bioCNG units) for treating low-sulfane biogas with a dew point (RB) of feed biogas up to 5 ° C. Unit operations in the hatched box are preceded only when the RB is greater than 5 ° C.
Obr. 2 představuje schéma zařízení membránové separace (jednotky bioCNG) pro zpracování bioplynu s vysokým obsahem sulfanu a rosným bodem (RB) vstupního bioplynu do 5 °C. Jed-2CZ 30370 UI notkové operace ve šrafovaném rámečku se předřazují pouze v případě, když je RB vyšší než 5 °C.Giant. 2 is a diagram of a membrane separation device (bioCNG units) for the treatment of biogas with a high sulfane content and a dew point (RB) of inlet biogas up to 5 ° C. Jed 30370 UI notation operations in the hatched box are preceded only when the RB is greater than 5 ° C.
Obr. 3 představuje schéma zařízení membránové separace (jednotky bioCNG) pro zpracování bioplynu s nízkým obsahem sulfanu, s nízkým obsahem metanu min. 45 % a rosným bodem (RB) vstupního bioplynu do 5 °C. Jednotkové operace ve šrafovaném rámečku se předřazují pouze v případě, když je RB vyšší než 5 °C.Giant. 3 is a diagram of a membrane separation device (bioCNG units) for the treatment of biogas with a low sulfane content, a low methane content min. 45% and dew point (RB) of the input biogas up to 5 ° C. Unit operations in the hatched box are preceded only when the RB is greater than 5 ° C.
Obr. 4 představuje schéma zařízení membránové separace (jednotky bioCNG) pro zpracování bioplynu s vysokým obsahem sulfanu, s nízkým obsahem metanu min. 45 % a rosným bodem (RB) vstupního bioplynu do 5 °C. Jednotkové operace ve šrafovaném rámečku se předřazují pouze v případě, když je RB vyšší než 5 °C.Giant. 4 is a diagram of a membrane separation device (bioCNG units) for the treatment of biogas with a high sulfane content, a low methane content min. 45% and dew point (RB) of the input biogas up to 5 ° C. Unit operations in the hatched box are preceded only when the RB is greater than 5 ° C.
Obr. 5 představuje schéma zařízení membránové separace (jednotky bioCNG) pro zpracování bioplynu s nízkým obsahem sulfanu a rosným bodem (RB) vstupního bioplynu do 5 °C v uspořádání zajišťující maximální výtěžnost metanu. Jednotkové operace ve šrafovaném rámečku se předřazují pouze v případě, když je RB vyšší než 5 °C.Giant. 5 is a diagram of a membrane separation device (bioCNG units) for treating low-sulfane biogas with a dew point (RB) of feed biogas up to 5 ° C in an arrangement ensuring maximum methane yield. Unit operations in the hatched box are preceded only when the RB is greater than 5 ° C.
Obr. 6 představuje schéma zařízení membránové separace (jednotky bioCNG) pro zpracování bioplynu s vysokým obsahem sulfanu a rosným bodem (RB) vstupního bioplynu do 5 °C v uspořádání zajišťující maximální výtěžnost metanu. Jednotkové operace ve šrafovaném rámečku se předřazují pouze v případě, když je RB vyšší než 5 °C.Giant. 6 is a diagram of a membrane separation device (bioCNG units) for treating biogas with a high sulfane content and a dew point (RB) of inlet biogas up to 5 ° C in an arrangement ensuring maximum methane recovery. Unit operations in the hatched box are preceded only when the RB is greater than 5 ° C.
Příklad uskutečnění technického řešeníExample of technical solution implementation
Zařízení membránové separace umožňující zpracování bioplynu za účelem výroby bioMetanu, popř. bioCNG zahrnuje variabilní uspořádání membránových modulů do několika stupňů 5, 6 a ϋ s pomocnými armaturami a předúpravou vstupní plynné směsi. Na vstup do jednotky je přiveden surový bioplyn, který je dále podáván kompresorem 2 do rekuperačního výměníku 3, ke kterému je v recyklu umístěn kondenzační výměník 4. Soustava výměníků 3 a 4 slouží k odstranění vlhkosti. Z rekuperačního výměníku 3 je plyn v základním uspořádání dále veden do desulfurační kolony i, kde je plyn zbaven simých reziduí. Poté je plyn přiveden do prvního stupně 5 membránové separace. V základním uspořádání je permeát z prvního stupně 5 odveden na kogeneraci a retentát dále pokračuje do druhého stupně 6 membránové separace. Retentát z druhého stupně 6 je produktem jednotky a permeát je vracen recyklem před kompresor 2.Membrane separation device enabling biogas processing to produce bioMethan, resp. bioCNG includes variable arrangement of membrane modules in several stages 5, 6 and ϋ with auxiliary fittings and pre-treatment of the feed gas mixture. Raw biogas is supplied to the unit, which is then fed by a compressor 2 to a recuperation exchanger 3, to which a condensation exchanger 4 is placed in the recycle. The system of exchanger 3 and 4 serves to remove moisture. From the heat exchanger 3, the gas in the basic arrangement is further fed to the desulfurization column 1, where the gas is free of mute residues. The gas is then fed to the first stage 5 of the membrane separation. In the basic arrangement, the permeate from the first stage 5 is sent to cogeneration and the retentate continues to the second stage 6 of the membrane separation. The retentate from the second stage 6 is the product of the unit and the permeate is recycled to the compressor 2.
V případě vysokého množství vody přítomné ve vstupním plynuje kompresoru 2 případně desulfurační koloně i předřazena dodatečná soustava výměníků (rekuperační) 7 a (kondenzační) 8 zajišťující nej nutnější odstranění vody pro zajištění maximální povolené vlhkosti pro další kroky předúpravy (ČSN 65 6514). Na obrázcích je tato soustava výměníků vyznačena čerchovaným čtvercem 10, který poukazuje na možnost předřazení v případě vysoké vlhkosti vstupního bioplynu.In case of high amount of water present in the inlet gas, an additional set of heat exchangers (recuperation) 7 and (condensation) 8 is provided upstream of the compressor 2 or desulfurization column 8 ensuring the most necessary water removal to ensure maximum permissible humidity for further pre-treatment steps. In the figures, this heat exchanger assembly is indicated by a dot-dashed square 10, which indicates the possibility of upstream in case of high humidity of the incoming biogas.
Varianty uspořádání zařízení jsou dále závislé na obsahu dalších složek vstupního bioplynu.Further, the plant configuration variants are dependent on the content of other feedstock biogas components.
V případě vysokého obsahu organokřemičitých sloučenin se kompresoru resp. desulfurační koloně předřazuje adsorpční kolona 9 s aktivním uhlím, která zajišťuje odstranění siloxanů. O umístění desulfurační kolony i rozhoduje obsah H2S ve vstupním plynu. V případě vyššího obsahu sulfanu (více než 300 ppm) je desulfurační kolona i umístěna před kompresorem 2. V opačném případě je desulfurační kolona i umístěna před prvním stupněm 5 membránové separace.In the case of a high content of organosilicon compounds, the compressor resp. the desulfurization column is preceded by an adsorption column 9 with activated carbon, which ensures the removal of siloxanes. The location of the desulfurization column i is determined by the H 2 S content in the feed gas. In the case of a higher sulfane content (more than 300 ppm), the desulfurization column 1 is placed upstream of the compressor 2. Otherwise, the desulfurization column 1 is placed upstream of the first stage 5 of the membrane separation.
V případě nízkého obsahu metanu ve vstupním bioplynu (minimálně 45 obj. %) je možné mezi první 5 a druhý 6 membránový stupeň včlenit přídavný membránový stupeň ϋ, jehož permeátová větev společně s permeátovou větví z prvního stupně 5 je vedena na kogeneraci a retentát z přídavného stupně lije veden do druhého stupně 6 membránové separace.In the case of a low methane content of the input biogas (at least 45 vol%), an additional membrane stage jehož may be incorporated between the first 5 and second 6 membrane stages, the permeate branch together with the permeate branch from the first stage 5 being directed to cogeneration and retentate from the additional of step II is led to the second stage 6 of the membrane separation.
Pro zajištění maximálního výtěžku produkovaného metanu je možné všechny membránové stupně 5, 6 a li zapojit také následujícím způsobem. Permeát z prvního stupně 5 je veden do přídavného stupně 11 a retentát z prvního stupně 5 je veden do druhého stupně 6. Permeát z přídavného stupně lije odveden na kogeneraci a retentát je vracen před kompresor 2. RetentátIn order to ensure the maximum yield of methane produced, all membrane stages 5, 6 and 11 can also be connected as follows. The permeate from the first stage 5 is fed to the additional stage 11 and the retentate from the first stage 5 is fed to the second stage 6. The permeate from the additional stage 11 is taken to cogeneration and the retentate is returned to the compressor 2. Retentate
-3 CZ 30370 Ul z druhého stupně 6 je produktem jednotky a permeát je vracen stejně jako retentát z přídavného stupně IJ, před kompresor 2.The second stage 6 U1 is the product of the unit and the permeate is returned in the same way as the retentate from the additional stage I, upstream of the compressor 2.
Průmyslová využitelnostIndustrial applicability
Zařízení ke zpracování bioplynu a jemu podobných plynných směsí membránovou separací je možné použít pro zpracování jakéhokoli bioplynu, kalového plynu či jakéhokoli jiného plynu obdobného složení. S výhodou lze také využít přímou možnost produkce BioCNG pro dopravu případně připojit jednotku do distribuční sítě zemního plynu. Uspořádání zařízení lze optimalizovat pro zajištění maximální kvality produktu vzhledem k různorodosti vstupního bioplynu. Dílčí části zařízení, včetně stupně předúpravy lze umístit do přepravních kontejnerů, které zajistí mobilitu takto komplexního řešení na místo k zákazníkovi.The device for treating biogas and gas-like gas mixtures by membrane separation can be used to treat any biogas, sludge gas or any other gas of similar composition. It is also possible to take advantage of the direct production of BioCNG for transport or to connect the unit to the natural gas distribution network. The plant layout can be optimized to ensure maximum product quality due to the diversity of the input biogas. Partial parts of the equipment, including the pre-treatment stage, can be placed in shipping containers to ensure the mobility of such a complex solution to the customer's location.
NÁROKY NA OCHRANUPROTECTION REQUIREMENTS
Claims (7)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CZ2016-32755U CZ30370U1 (en) | 2016-08-30 | 2016-08-30 | A device for processing biogas and other similar gas mixtures by membrane separation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CZ2016-32755U CZ30370U1 (en) | 2016-08-30 | 2016-08-30 | A device for processing biogas and other similar gas mixtures by membrane separation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CZ30370U1 true CZ30370U1 (en) | 2017-02-21 |
Family
ID=58449129
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CZ2016-32755U CZ30370U1 (en) | 2016-08-30 | 2016-08-30 | A device for processing biogas and other similar gas mixtures by membrane separation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CZ (1) | CZ30370U1 (en) |
-
2016
- 2016-08-30 CZ CZ2016-32755U patent/CZ30370U1/en not_active IP Right Cessation
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9988326B2 (en) | Method for the final purification of biogas for producing biomethane | |
| US7731779B2 (en) | Method for processing landfill and other stranded gas containing commercial quantities of methane and contaminated by carbon dioxide, nitrogen and oxygen into a pipeline or vehicle quality natural gas product | |
| RU2721698C2 (en) | Method of producing biomethane by cleaning biogas from non-hazardous wastes and apparatus for realizing the method | |
| US10760024B2 (en) | Method and system for upgrading biogas | |
| KR101529129B1 (en) | A multi-stage membrane process and an upgrading apparatus for the production of high purity methane gas | |
| US8480789B2 (en) | Landfill gas purification method and system | |
| KR101388266B1 (en) | Method and apparatus for separating blast furnace gas | |
| US9506605B2 (en) | Process for producing biomethane for injection into a gas network from a plurality of production sites and set of devices for the implementation thereof | |
| US20110185896A1 (en) | Gas purification processes | |
| US20100107872A1 (en) | Biogas upgrading | |
| US20220152552A1 (en) | Method for purifying biogas through membranes at negative temperatures | |
| Žák et al. | Single-step purification of raw biogas to biomethane quality by hollow fiber membranes without any pretreatment–An innovation in biogas upgrading | |
| US20210275961A1 (en) | Method and system for upgrading biogas | |
| JP2009242773A (en) | Methane gas concentration device, method therefor, fuel gas production device and method therefor | |
| CN101028579A (en) | Method for purifying marsh gas by membrane separating technology | |
| KR20090051168A (en) | Method of hydrogen purification | |
| CN111565821A (en) | Low temperature process for removing nitrogen from exhaust gas | |
| US20070224669A1 (en) | Self-Pressurizing, Self-Purifying System and Method for Methane Production by Anaerobic Digestion | |
| US20210060486A1 (en) | Facility For Producing Gaseous Biomethane By Purifying Biogas From Landfill Combining Membranes, Cryodistillation And Deoxo | |
| US20240131469A1 (en) | Purification of methane containing gas streams using selective membrane separation | |
| CN111447985B (en) | Method for distilling a gas stream comprising oxygen | |
| CZ30370U1 (en) | A device for processing biogas and other similar gas mixtures by membrane separation | |
| Sharifiana et al. | Process simulation of syngas purification by gas permeation application | |
| CN101024491A (en) | Method and unit for the production of hydrogen from a hydrogen-rich feed gas | |
| AU2013231263A1 (en) | Combined gas processing |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FG1K | Utility model registered |
Effective date: 20170221 |
|
| ND1K | First or second extension of term of utility model |
Effective date: 20200729 |
|
| MK1K | Utility model expired |
Effective date: 20230830 |