JP2018501947A - 二酸化炭素回収のためのエネルギー効率のよい溶媒再生プロセス - Google Patents
二酸化炭素回収のためのエネルギー効率のよい溶媒再生プロセス Download PDFInfo
- Publication number
- JP2018501947A JP2018501947A JP2017523865A JP2017523865A JP2018501947A JP 2018501947 A JP2018501947 A JP 2018501947A JP 2017523865 A JP2017523865 A JP 2017523865A JP 2017523865 A JP2017523865 A JP 2017523865A JP 2018501947 A JP2018501947 A JP 2018501947A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- carbon dioxide
- stage
- solvent
- gas stream
- pressure
- 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.)
- Pending
Links
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 354
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 177
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 title claims abstract description 176
- 239000002904 solvent Substances 0.000 title claims abstract description 97
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 37
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 title description 7
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 title description 7
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims abstract description 42
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims abstract description 41
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 12
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 4
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical class OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N ammonia Natural products N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 2
- TYJJADVDDVDEDZ-UHFFFAOYSA-M potassium hydrogencarbonate Chemical compound [K+].OC([O-])=O TYJJADVDDVDEDZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 6
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 29
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 230000001172 regenerating effect Effects 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
- SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N N-Methylpyrrolidone Chemical compound CN1CCCC1=O SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 3
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 3
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N Dimethyl ether Chemical compound COC LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N Piperazine Chemical compound C1CNCCN1 GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 2
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N carbonyl sulfide Chemical compound O=C=S JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N diisopropanolamine Chemical compound CC(O)CNCC(C)O LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229940043276 diisopropanolamine Drugs 0.000 description 2
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 2
- LELOWRISYMNNSU-UHFFFAOYSA-N hydrogen cyanide Chemical compound N#C LELOWRISYMNNSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- JCVAWLVWQDNEGS-UHFFFAOYSA-N 1-(2-hydroxypropylamino)propan-2-ol;thiolane 1,1-dioxide;hydrate Chemical compound O.O=S1(=O)CCCC1.CC(O)CNCC(C)O JCVAWLVWQDNEGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N Dimethoxyethane Chemical compound COCCOC XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N carbon disulfide-14c Chemical compound S=[14C]=S QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011143 downstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 229940083124 ganglion-blocking antiadrenergic secondary and tertiary amines Drugs 0.000 description 1
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 150000002780 morpholines Chemical class 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 150000003141 primary amines Chemical class 0.000 description 1
- RUOJZAUFBMNUDX-UHFFFAOYSA-N propylene carbonate Chemical compound CC1COC(=O)O1 RUOJZAUFBMNUDX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N sulfolane Chemical compound O=S1(=O)CCCC1 HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008685 targeting Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1425—Regeneration of liquid absorbents
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D19/00—Degasification of liquids
- B01D19/0036—Flash degasification
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1456—Removing acid components
- B01D53/1475—Removing carbon dioxide
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
- B01D2252/10—Inorganic absorbents
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
- B01D2252/10—Inorganic absorbents
- B01D2252/102—Ammonia
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
- B01D2252/20—Organic absorbents
- B01D2252/204—Amines
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
- B01D2252/50—Combinations of absorbents
- B01D2252/504—Mixtures of two or more absorbents
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2257/00—Components to be removed
- B01D2257/50—Carbon oxides
- B01D2257/504—Carbon dioxide
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Carbon And Carbon Compounds (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Degasification And Air Bubble Elimination (AREA)
Abstract
【要約書】二酸化炭素が負荷された溶媒から二酸化炭素を除去するプロセスは、フラッシュ装置の２つの段階を使用する。二酸化炭素は、第１段階のより高い温度と圧力、及び第２段階のより低い温度と圧力で溶媒からフラッシュされ、高圧液化のための多段階の圧縮トレインに供給される。圧縮の一連の工程に供給された二酸化炭素のうちのいくらかは、既に圧力をかけられているので、従来の方法と比較して、二酸化炭素をさらに液体状態へ圧縮するためのエネルギーは少ない。【選択図】図１
Description
本発明は、米国エネルギー省によって与えられた契約番号ＤＥ−ＦＥ ００１２８２９の下、政府の支援によりなされた。政府は本発明において一定の権利を有している。
本発明は、二酸化炭素を負荷した溶媒から二酸化炭素を除去するエネルギー効率の良いプロセスを指示し、それによって溶媒を再生する。
多数の化学的及び工業的プロセスは、酸性ガスが負荷された流動性の流れをもたらす。酸性ガスの除去は、環境上の規制を満たすようにおよび／または下流プロセスの要求を満たすように典型的に要求される。従来の酸性ガスを除去するためのプロセスは、酸性ガスが上方に流れ、液体吸収性再生式溶剤が下方に流れる吸収カラムの中の再生式溶媒による向流吸収を含む。吸収材の底に残る酸性ガスを多く含む液体溶媒は、溶媒が加熱される直交式熱交換器経由で脱着装置に送られる。パック入りあるいはトレイ入り（ｔｒａｙｅｄ）カラム脱着装置の中で、酸性ガスは、交流方向内の蒸気でそれと接触することにより、酸性ガスを多く含む溶液から取り除かれる。脱着装置の底からの酸性ガスの希薄な溶媒の一部は、補助蒸気を用いてアミン溶液を部分的に気化させるリボイラーを通って循環し、脱着装置の蒸気凝縮は、酸性ガスを放出するためにアミン再生に必要とされる熱を提供する。脱着装置の上部に残る高温の酸性ガスが充満した水蒸気は、集めて凝縮水にするために冷却される。酸性ガス残留物は、大気中への大量の酸性ガスの放出を防ぐために高圧貯蔵のために圧縮されるのが好ましい。
再生式液体溶媒は、例えば、第１級、第２級及び第３級アミン、及び炭酸カリウムのような化学溶媒と、ＤＥＰＧまたは、ジメチルエーテルポリエチレングリコール（Ｓｅｌｅｘｏｌ（商標）あるいはＣｏａｓｔａｌ ＡＧＲ（登録商標））、ＮＭＰまたは、Ｎ−メチル−２−ピロリドン（Ｐｕｒｉｓｏｌ（登録商標））、メタノール（Ｒｅｃｔｉｓｏｌ（登録商標））、モルホリン誘導体（Ｍｏｒｐｈｙｓｏｒｂ（登録商標））および炭酸プロピレン（Ｆｌｕｏｒ Ｓｏｌｖｅｎｔ（商標））のような物理溶媒を含んでいる。Ｔｈｅ Ｓｈｅｌｌ Ｓｕｌｆｉｎｏｌ（登録商標）は、スルフォランによる物理溶媒およびジイソプロパノールアミン（ＤＩＰＡ）あるいはメチルジエタノールアミン（ＭＤＥＡ）による化学溶媒の組み合わせを使用する複合プロセスである。物理溶媒と化学溶媒の１つは各々溶液の約３５〜４５％を構成し、残りは水である。酸性ガスは、例えば、二酸化炭素、硫化水素、二酸化硫黄、二硫化炭素、シアン化水素および硫化カルボニルを含む。化石燃料発電所のような大規模な発生源からの不用な二酸化炭素を捕らえる過程は、ＣＯ２の排出による気候変動への懸念のために最も大きな関心事である。米国で化石燃料の燃焼から生じたＣＯ２の量は、石炭火力発電所から生じたＣＯ２の３０％以上のために、２０１２年から２０３５年までの間におよそ５．６〜５．８億メートルトンから３．２％増加すると予想される。したがって、地球の気候変動に対する懸念への取り組み、かつ米国の温室効果ガス排出を２００５年のベースラインから２０２０年までに１７％削減するために、石炭火力発電所を標的にする連邦法はありそうである。さらに、二酸化炭素を回収するコストは、周囲圧力よりほんのわずかに高い始動圧力により二酸化炭素を圧縮し液化しなければならない、再度の圧縮プロセスに必要な高エネルギー消費のために、従来のプロセスでは相当高い。
全体的なエネルギー要求を削減する再度の二酸化炭素圧縮プロセスと共に二酸化炭素が負荷された溶媒から二酸化炭素を除去する有効で、より費用効果的な方法に対する要求と要望がある。
本発明は、第１の二酸化炭素含量を持つ二酸化炭素が負荷された溶媒から二酸化炭素を除去するプロセスを指し示す。該プロセスは、二酸化炭素が負荷された溶媒を第１の温度まで熱し、二酸化炭素が負荷された溶媒に第１の圧力を加えるステップ、二酸化炭素が負荷された溶媒を第１段階の高温高圧フラッシュ装置に供給するステップ、第１の二酸化炭素含量より少ない第２の二酸化炭素含量、及び第１の二酸化炭素を含むガス流を持つ第１の処理された溶媒を産出するために、第１段階のフラッシュ装置内で二酸化炭素が負荷された溶媒から二酸化炭素をフラッシュするステップ、及び、第１段階のフラッシュ装置から第１の二酸化炭素を含むガス流を除去するステップ、を含む。該プロセスはまた第１の処理された溶媒を、第１の温度より低い第２の温度と第１の圧力より低い第２の圧力で第２段階のフラッシュ装置に供給するステップ、第２の二酸化炭素含量より少ない第３の二酸化炭素含量及び、第２の二酸化炭素を含むガス流を持つ、第２の処理された溶媒を産出するために第２段階のフラッシュ装置内で第１の処理された溶媒から二酸化炭素をフラッシュするステップ、第２段階のフラッシュ装置から第２の二酸化炭素を含むガス流を除去するステップ、及び第２段階のフラッシュ装置から第２の処理された溶媒を除去するステップ、を含む。
より簡潔に言えば、本発明のプロセスは、第１の二酸化炭素含量より少ない第２の二酸化炭素含量を持つ第１の処理された溶媒を産出するために、第１段階のフラッシュ装置内で二酸化炭素が負荷された溶媒から二酸化炭素をフラッシュするステップ；及び、第２の二酸化炭素含量より少ない第３の二酸化炭素含量を持つ第２の処理された溶媒を産出するために、第２段階のフラッシュ装置内で二酸化炭素が負荷された溶媒から二酸化炭素をフラッシュするステップを含む。
前述のものを念頭において、溶媒再生（例えば二酸化炭素が負荷された溶媒から二酸化炭素を除去する）と高圧に至る再度の圧縮のために効果的で効率的なプロセスを提供することは、本発明の特徴と利点である。前述及び他の特徴と利点は、以下の本発明の詳細な記述と図面を読むことでさらに明白になる。
図１を参照すると、二酸化炭素が負荷された溶媒から二酸化炭素を除去するための２段階の溶媒再生プロセス（１００）が、示されている。二酸化炭素が負荷された溶媒流（１０２）は、ポンプ（１０４）を用いて加圧され、熱交換器（１０６）を用いて加熱され、そしてその後、第１段階のフラッシュ装置（１０８）に供給される。第１の圧力は、少なくとも約４気圧、または少なくとも約８気圧、または少なくとも約１０気圧が適切である。第１の温度は、少なくとも約摂氏１２５度、または少なくとも約摂氏１３５度、または少なくとも約摂氏１４５度が適切である。第１段階のフラッシュ装置は、貫流リボイラー、または加熱要素を備えた他の適切なフラッシュ装置であり得る。
二酸化炭素が負荷された溶媒流（１０２）は、約１−１２重量％の範囲内、適切には少なくとも約８重量％の第１の二酸化炭素含量（いくらか二酸化炭素を除去をする前）を持ち得る、そして特定の溶媒と特定の用途に依存して高くも低くもなり得る。適切な溶媒は、限定されないが、アンモニア水、モノエタノールアミン、ジエタノールアミンおよびトリエタノールアミンのようなアミン系溶媒、炭酸カリウム水溶液、及び他の周知の溶媒を含む。１つの適切な溶媒は、活性化されたＮ−メチル・ジエタノールアミン（”ａＭＤＥＡ”）であり、それはピペラジン活性化剤を含む。
二酸化炭素は、第１の二酸化炭素含量より低い第２の二酸化炭素含量と第１の二酸化炭素を含むガス流を持つ第１の処理された溶媒を産出するために、第１段階のフラッシュ装置（１０８）内で二酸化炭素が負荷された溶媒からフラッシュされる。第１の二酸化炭素を含むガス流（１１０）は、第１段階のフラッシュ装置（１０８）を出て、凝縮装置（１１２）に供給され、該凝縮装置（１１２）で水蒸気を圧縮し、二酸化炭素ガスからそれを分ける。二酸化炭素ガス流（１１４）は、以下に説明される通り凝縮装置（１１２）を出て、多段階の圧縮トレインの第２または第３の圧縮段階の吸引側に供給され得る。凝縮水流（１１６）は、凝縮装置（１１２）を出て、下記に述べられた凝縮水流（１２８）と混合する。第１の処理された溶媒流（１１８）は、第１段階のフラッシュ装置（１０８）を出て、第１の温度より低い第２の温度と、第１の圧力より低い第２の圧力で第２段階のフラッシュ装置（１２０）に供給される。
第１の処理された溶媒は、第１の二酸化炭素含量より低く、適切には第１の二酸化炭素含量より少なくとも約３０％低い、あるいは少なくとも約５０％低い、あるいは少なくとも約７５％低い第２の二酸化炭素含量を持つ。例として、第１の二酸化炭素含量は約８−１２重量％である時、第２の二酸化炭素含量は、約６重量％以下もしくは約４重量％以下もしくは約２重量％以下であり得る。第２の温度は、少なくとも第１の温度より約摂氏５度低い、あるいは少なくとも第１の温度より約摂氏１５度低い、あるいは少なくとも第１の温度より約摂氏２５度低く、そして高くても約摂氏１３０度、あるいは高くても約摂氏１２０度、あるいは高くても約摂氏１１０度が適切である。第２の圧力は、少なくとも第１の圧力より約５０％低い、あるいは少なくとも第１の圧力より約６０％低い、あるいは少なくとも第１の圧力より約７５％低いことが適切であり、本明細書に記載された全ての圧力は、絶対的な基準で測定された。例えば、第１の圧力が約６−１０気圧である時、第２の圧力は、高くても約３気圧、あるいは高くても約１．５気圧が適切である。
二酸化炭素は、第２の二酸化炭素含量より低い第３の二酸化炭素含量と第２の二酸化炭素を含むガス流を持つ第２の処理された溶媒を産出するために、第２段階のフラッシュ装置（１２０）内で第１の処理された溶媒からフラッシュされる。第２の二酸化炭素を含むガス流（１２２）は、第２段階のフラッシュ装置（１２０）を出て凝縮装置（１２４）に供給され、該凝縮装置（１２４）で水蒸気を圧縮し、二酸化炭素ガスからそれを分ける。二酸化炭素ガス流（１２６）は、以下に説明される通り凝縮装置（１２４）を出て、多段階の圧縮トレインの第１の圧縮段階に供給される。凝縮水流（１２８）は、凝縮装置（１２４）を出て、第２の処理された溶媒流（１３０）に加えられる、該溶媒流（１３０）は、第２段階のフラッシュ装置（１２０）を出て、直交式交換器（１０６）と冷却器（１２５）を通過した後のものである。凝縮水流（１２８）を加えられた第２の処理された溶媒流（１３０）は、流れ（１３１）になり、その後、溶媒ポンプ（１３２）を用いて移動することで二酸化炭素吸収プロセス中の再利用、あるいは他の適切な用途のために流れ（１３３）を形成する。
代替的に、しかし要求されるわけではないが、第２の処理された溶媒流（１３０）は、その構造と作用において第２段階のフラッシュ装置（１２０）を模倣している第３段階のフラッシュ装置に供給され得て、そして対応する参照数字で記載され得る。同様に、二酸化炭素含量を非常に低いレベルに減らすために、第３段階のフラッシュ装置を出る処理された溶媒蒸気は、第４と必要な場合は続くフラッシュ装置に供給され得る。該プロセスは、その後、第３の二酸化炭素含量より低い第４の二酸化炭素含量及び、第３の二酸化炭素を含むガス流を持つ第３の処理された溶媒を産出するために、第３段階のフラッシュ装置（１２０）内で第２の処理された溶媒から二酸化炭素をフラッシュするステップ；第３段階のフラッシュ装置から第３の二酸化炭素を含むガス流を除去するステップ；及び、第３段階のフラッシュ装置から第３の処理された溶媒を回収するステップ、を含む。第３の処理された溶媒は、その後同じ構造（１２０）がある第４段階のフラッシュ装置に供給されることになる。該プロセスは、その後、第４段階のフラッシュ装置に第３の処理された溶媒を供給するステップ；第４の二酸化炭素含量より低い第５の二酸化炭素含量及び、第４の二酸化炭素を含むガス流を持つ第４の処理された溶媒を産出するために、第４段階のフラッシュ装置内で第３の処理された溶媒から二酸化炭素をフラッシュするステップ；第４段階のフラッシュ装置から第４の二酸化炭素を含むガス流を除去するステップ；及び第４段階のフラッシュ装置から第４の処理された溶媒を回収するステップ、を含むことになる。
第２段階のフラッシュ装置（１２０）は、標準のフラッシュタンク、もしくは別の適切なフラッシュ装置であり得る。第２の処理された溶媒は、第２の二酸化炭素含量より低い、適切には第２の二酸化炭素含量より少なくとも約３０％低い、あるいは少なくとも約５０％低い、あるいは少なくとも約９０％低い、第３の二酸化炭素含量を持っている。例えば、第２の二酸化炭素含量が約２−６重量％である時、第３の二酸化炭素含量は、高くても約４．０重量％、あるいは高くても約１重量％、あるいは高くても約０．２重量％であり得る。
図２は、回収された二酸化炭素（例えば流れ（１１４）と（１２６）、図１）をより高圧力あるいは液体状態に圧縮するために使用される６段階の圧縮トレイン（２００）のＨＹＳＹＳ（登録商標）モデルを示す。圧縮トレイン（２００）は、第１の圧縮ポンプ（２０２）、適切にはピストンポンプ、第１段階の冷却器（２０４）、第２段階の圧縮ポンプ（２０６）、第２段階の冷却器（２０８）、第３段階の圧縮ポンプ（２１０）、第３段階の冷却器（２１２）、第４段階の圧縮ポンプ（２１４）、第４段階の冷却器（２１６）、第５段階の圧縮ポンプ（２１８）、第５段階の冷却器（２２０）、及び第６段階の圧縮ポンプ（２２２）を含む。圧縮ポンプ（２０２）、（２０６）、（２１０）、（２１４）、（２１８）及び（２２２）は、二酸化炭素流（１１４）、（１２６）（図１）の圧力に対応する始動圧力から、完全に液体状態に二酸化炭素を維持するのに十分な液化圧力（例えば約１５０気圧、絶対圧２２００ポンド毎平方インチ）まで、二酸化炭素を段階的に圧縮する。冷却器（２０４）、（２０８）、（２１２）、（２１６）および（２２０）は、各段階で圧縮された二酸化炭素を、適切にはおおよそ周囲の温度まで冷却する。
第１段階のフラッシュ装置（１０８）起源の二酸化炭素流（１１４）（図１）は、多段階の圧縮トレインの第２又は第３段階の吸引側の圧力に類似する圧力、適切には少なくとも約６気圧、あるいは少なくとも約８気圧、あるいは少なくとも約１０気圧、及び凝縮装置（１１２）に起因し周囲温度と同じか、もしくはわずかに高い温度を典型的に有する。二酸化炭素流（１１４）は、多段階の圧縮トレインの第１段階の吸引側の圧力より有意に高い圧力を既に持つので、第１段階の圧縮ポンプ（２１０）で圧縮トレイン（２００）に入れる必要がなく、しかし代わりに、第２段階の圧縮ポンプ（２１４）および／または第３段階の圧縮ポンプで入れることができる。これによって、典型的には高くても２気圧、適切には高くても１．５気圧で二酸化炭素の全量を第１段階の圧縮ポンプ（２０２）に供給することを要求する従来技術の二酸化炭素回収プロセスと比較して、有意なエネルギーとコストの節約に帰着する。
第２段階のフラッシュ装置（１２０）起源の二酸化炭素流（１２６）は、上記の第２の圧力と類似する圧力、典型的には高くても２気圧、適切には高くても１．５気圧、及び凝縮装置（１２４）に起因し周囲温度と同じか、もしくはわずかに高い温度を典型的に有する。二酸化炭素流（１２６）は、圧力がより低いため適切に第１段階の圧縮ポンプ（２０２）で圧縮トレイン（２００）に導入され得る。しかしながら、二酸化炭素流（１２６）は、流れ（１１４）と（１２６）から圧縮トレイン（２００）に入る全二酸化炭素のほんの少ししか示さないので、圧縮トレインの第１段階に全ての回収した二酸化炭素を供給する従来の二酸化炭素回収プロセスと比較してエネルギーとコストの全体としての節約は著しいものである。実際、第２段階のフラッシュ装置（１２０）からの流れ（１２６）から生成された二酸化炭素の量は、全二酸化炭素の約２０−６０％の範囲を取り得る、そして、第１段階のフラッシュ装置（１０８）からの流れ（１１４）から生成された二酸化炭素の量は、合計の約３０−８０％の範囲を取り得る。
図１に例証された２段階のフラッシュ再生プロセス及び、図２に例証された６段階の圧縮トレインを使用して、二酸化炭素は、８重量％の活性化剤を含み、５−８重量％の最初の二酸化炭素の負荷を有するａＭＤＥＡ溶媒から除去された。二酸化炭素を負荷された溶媒は、３組の温度と圧力の条件、１）摂氏１４０度と８．１６気圧、２）摂氏１３０度と６．８気圧、及び３）摂氏１２０度と５．４４気圧で第１段階のフラッシュ装置即ち貫流リボイラーに供給された。各実行ごとに、回収された二酸化炭素は、図示された圧縮トレイン（図２）を使用して、圧縮され液化された。第１段階の貫流リボイラーから生成された二酸化炭素は、圧縮トレインの第２または第３段階に供給された。第２段階のフラッシュタンクから生成された二酸化炭素は、圧縮トレインの第１段階に供給された。全体的な圧縮に必要な力は、記録され、従来の脱着カラムから生成された、及び圧縮トレインの第１段階に完全に供給された対応する量の二酸化炭素を圧縮及び液化するのに必要な力と比較された。
ＨＹＳＩＳ（登録商標）によるモデル化の結果は、表１に示される。示されたように、従来の脱着カラムから生成された二酸化炭素と比較して、第１段階のリボイラーに入る二酸化炭素が負荷された溶媒の第１の温度と第１の圧力が高いほど、圧縮に必要な力がますます節約される。
本明細書に記載された本発明の実施形態は、現在好ましいものである。様々な変更と改良は、本発明の精神と範囲から逸脱せずなし得る。本発明の範囲は、添付された請求項によって定義され、均等物の意味及び範囲に属するすべての変更は、その中に包含されることが意図されている。
Claims (20)
- 第１の二酸化炭素含量を持つ二酸化炭素が負荷された溶媒から二酸化炭素を除去するプロセスであって、
二酸化炭素が負荷された溶媒に第１の圧力を加え、二酸化炭素が負荷された溶媒を第１の温度まで熱するステップ、
二酸化炭素が負荷された溶媒を第１段階のフラッシュ装置に供給するステップ、
第１の二酸化炭素含量より少ない第２の二酸化炭素含量、及び第１の二酸化炭素を含むガス流を持つ第１の処理された溶媒を産出するために、第１段階のフラッシュ装置内で二酸化炭素が負荷された溶媒から二酸化炭素をフラッシュするステップ、
第１段階のフラッシュ装置から第１の二酸化炭素を含むガス流を除去するステップ、
第１の処理された溶媒を、第１の温度より低い第２の温度、及び第１の圧力より低い第２の圧力で第２段階フラッシュ装置に供給するステップ、
第２の二酸化炭素含量より少ない第３の二酸化炭素含量及び、第２の二酸化炭素を含むガス流を持つ第２の処理された溶媒を産出するために、第２段階のフラッシュ装置内で第１の処理された溶媒から二酸化炭素をフラッシュするステップ、
第２段階のフラッシュ装置から第２の二酸化炭素を含むガス流を除去するステップ、及び
第２段階のフラッシュ装置から第２の処理された溶媒を回収するステップ、を含むプロセス。 - 第１の温度は少なくとも約摂氏１２５度であり、第１の圧力が少なくとも約４気圧であることを特徴とする、請求項１に記載の二酸化炭素が負荷された溶媒から二酸化炭素を除去するプロセス。
- 第１の温度は少なくとも約摂氏１３５度であり、第１の圧力が少なくとも約８気圧であることを特徴とする、請求項１に記載のプロセス。
- 第２の温度は高くても約摂氏１２０度であり、第２の圧力は高くても約３気圧であることを特徴とする、請求項１に記載のプロセス。
- 第２の温度は高くても約摂氏１１０度であり、第２の圧力は高くても約１．５気圧であることを特徴とする、請求項１に記載のプロセス。
- 第１の二酸化炭素含量は少なくとも約８重量％であることを特徴とする、請求項１に記載のプロセス。
- 第２の二酸化炭素含量は高くても約６重量％であることを特徴とする、請求項１に記載のプロセス。
- 第３の二酸化炭素含量は、高くても約４重量％であることを特徴とする、請求項１に記載のプロセス。
- 第１段階のフラッシュ装置はリボイラーを含むことを特徴とする、請求項１に記載のプロセス。
- 第２段階のフラッシュ装置はフラッシュタンクを含むことを特徴とする、請求項１に記載のプロセス。
- 二酸化炭素が負荷された溶媒はアンモニア水、アミン系溶媒、炭酸カリウム水溶液、及びそれらの組み合わせからなる群から選ばれる溶媒を含むことを特徴とする、請求項１に記載のプロセス。
- 二酸化炭素が負荷された溶媒は活性化されたＮ−メチル・ジエタノールアミンを含むことを特徴とする、請求項１に記載のプロセス。
- 第１の二酸化炭素含量を持つ二酸化炭素が負荷された溶媒から二酸化炭素を除去するプロセスであって、
二酸化炭素が負荷された溶媒を少なくとも約摂氏１２５度の第１の温度に熱し、少なくとも約４気圧の圧力を与えるステップ、
第１段階のリボイラーに二酸化炭素が負荷された溶媒を供給するステップ、
第１の二酸化炭素含量より少ない第２の二酸化炭素含量、及び第１の二酸化炭素を含むガス流を持つ第１の処理された溶媒を産出するために、第１段階のリボイラー内で二酸化炭素が負荷された溶媒から二酸化炭素をフラッシュするステップ、
第１段階リボイラーから第１の二酸化炭素を含むガス流を除去するステップ、
高くても約１２０度の第２の温度及び、第１の圧力より少なくとも約４０パーセント低い第２の圧力で第２段階のフラッシュタンクに第１の処理された溶媒を供給するステップ、
第２の二酸化炭素含量より少ない第３の二酸化炭素含量及び、第２の二酸化炭素を含むガス流を持つ、第２の処理された溶媒を産出するために第２段階のフラッシュタンク内で第１の処理された溶媒から二酸化炭素をフラッシュするステップ、
第２段階のフラッシュタンクから第２の二酸化炭素を含むガス流を除去するステップ、
及び、第２段階のフラッシュタンクから第２の処理された溶媒を回収するステップ、を含むプロセス。 - 第１の温度は少なくとも約摂氏１３５度であり、第１の圧力が少なくとも約８気圧であることを特徴とする、請求項１３に記載のプロセス。
- 第２の温度は高くても約摂氏１１０度であり、第２の圧力は高くても約３気圧であることを特徴とする、請求項１３に記載のプロセス。
- 第１の二酸化炭素を含むガス流を多段階の圧縮トレインの第２段階に供給するステップ、
第２の二酸化炭素を含むガス流を多段階の圧縮トレインの第１段階に供給するステップ、
及び第１と第２の二酸化炭素を含むガス流を圧縮するステップ、をさらに含むことを特徴とする、請求項１３に記載のプロセス。 - 第１の二酸化炭素を含むガス流を多段階の圧縮トレインの第３段階に供給するステップ、
第２の二酸化炭素を含むガス流を多段階の圧縮トレインの第１段階に供給するステップ、
及び第１と第２の二酸化炭素を含むガス流を圧縮するステップ、をさらに含むことを特徴とする、請求項１３に記載のプロセス。 - 第１の二酸化炭素含量を持つ二酸化炭素が負荷された溶媒から二酸化炭素を除去するプロセスであって、
第１の二酸化炭素含量より少ない第２の二酸化炭素含量、及び第１の二酸化炭素を含むガス流を持つ第１の処理された溶媒を産出するために、第１段階のフラッシュ装置内で二酸化炭素が負荷された溶媒から二酸化炭素をフラッシュするステップ、及び
第２の二酸化炭素含量より少ない第３の二酸化炭素含量及び、第２の二酸化炭素を含むガス流を持つ、第２の処理された溶媒を産出するために第２段階のフラッシュ装置内で第１の処理された溶媒から二酸化炭素をフラッシュするステップ、を含むプロセス。 - 第１の二酸化炭素を含むガス流を多段階の圧縮トレインの第２段階に供給するステップ、
第２の二酸化炭素を含むガス流を多段階の圧縮トレインの第１段階に供給するステップ、及び
第１と第２の二酸化炭素を含むガス流を圧縮するステップ、をさらに含むことを特徴とする、請求項１８に記載のプロセス。 - 第１の二酸化炭素を含むガス流を多段階の圧縮トレインの第３段階に供給するステップ、
第２の二酸化炭素を含むガス流を多段階の圧縮トレインの第１段階に供給するステップ、及び
第１と第２の二酸化炭素を含むガス流を圧縮するステップ、をさらに含むことを特徴とする、請求項１８に記載のプロセス。
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US14/549,954 US9901846B2 (en) | 2014-11-21 | 2014-11-21 | Energy efficient solvent regeneration process for carbon dioxide capture |
| US14/549,954 | 2014-11-21 | ||
| PCT/US2015/053488 WO2016081074A1 (en) | 2014-11-21 | 2015-10-01 | Energy efficient solvent regeneration process for carbon dioxide capture |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2018501947A true JP2018501947A (ja) | 2018-01-25 |
| JP2018501947A5 JP2018501947A5 (ja) | 2018-08-23 |
Family
ID=54540166
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2017523865A Pending JP2018501947A (ja) | 2014-11-21 | 2015-10-01 | 二酸化炭素回収のためのエネルギー効率のよい溶媒再生プロセス |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9901846B2 (ja) |
| EP (1) | EP3221030B1 (ja) |
| JP (1) | JP2018501947A (ja) |
| CN (1) | CN107073388B (ja) |
| AU (1) | AU2015350538A1 (ja) |
| CA (1) | CA2964096C (ja) |
| NO (1) | NO20170723A1 (ja) |
| PL (1) | PL3221030T3 (ja) |
| RU (1) | RU2660881C1 (ja) |
| WO (1) | WO2016081074A1 (ja) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2020241654A1 (ja) * | 2019-05-28 | 2020-12-03 | 株式会社トクヤマ | 炭酸ガス、およびその他ガスの回収方法 |
Families Citing this family (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109833637A (zh) * | 2017-11-27 | 2019-06-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 回收装置 |
| CN109173596B (zh) * | 2018-09-05 | 2021-05-18 | 中石化上海工程有限公司 | 环氧乙烷装置回收压力能量的方法 |
| CN113694569B (zh) * | 2021-09-17 | 2022-10-18 | 中国北方发动机研究所(天津) | 一种机油箱消泡方法及消泡装置 |
| DE102022116362A1 (de) | 2022-06-30 | 2024-01-04 | Fraunhofer-Gesellschaft zur Förderung der angewandten Forschung eingetragener Verein | Verfahren zur Abscheidung von Kohlenstoffdioxid |
| WO2024054675A1 (en) * | 2022-09-09 | 2024-03-14 | Gti Energy | Clean water recirculation for steam production in rotating packed bed desorber system |
Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS63151330A (ja) * | 1986-12-02 | 1988-06-23 | ノートン カンパニー | 二酸化炭素を回収するためのガス処理方法 |
| US5061465A (en) * | 1989-08-24 | 1991-10-29 | Phillips Petroleum Company | Bulk CO2 recovery process |
| US20080210092A1 (en) * | 2007-02-02 | 2008-09-04 | Chevron U.S.A. Inc. | Methods and apparatus for removing acid gases from a natural gas stream |
| JP2011525860A (ja) * | 2008-06-26 | 2011-09-29 | ユーオーピー エルエルシー | セミリーン物理溶媒を冷却するための二酸化炭素吸収剤の部分的ポンプアラウンド |
| JP2012504494A (ja) * | 2008-10-02 | 2012-02-23 | フルオー・テクノロジーズ・コーポレイシヨン | 高圧酸性ガスを除去する構成および方法 |
| WO2012120370A2 (en) * | 2011-03-10 | 2012-09-13 | Alstom Technology Ltd | System and process for the physical absorption of carbon dioxide from a flue gas stream |
| JP2013505123A (ja) * | 2009-09-18 | 2013-02-14 | フルオー・テクノロジーズ・コーポレイシヨン | 高圧高ｃｏ２除去構成および方法 |
| US20130153402A1 (en) * | 2010-06-02 | 2013-06-20 | Statoil Petroleum As | Co2 desorption without stripper |
| JP2014019621A (ja) * | 2012-07-20 | 2014-02-03 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Ｃｏ２回収システム |
| JP2017507771A (ja) * | 2013-12-19 | 2017-03-23 | シー−キャプチャー リミテッドＣ−Ｃａｐｔｕｒｅ Ｌｔｄ | 酸性ガス回収および放出システム |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2826266A (en) * | 1956-07-30 | 1958-03-11 | Phillips Petroleum Co | Removal of co2 from natural gas |
| WO2005090887A1 (en) * | 2004-03-11 | 2005-09-29 | Advanced Extraction Technologies, Inc. | Use of cryogenic temperatures in processing gases containing light components with physical solvents |
| FR2896244B1 (fr) * | 2006-01-18 | 2013-04-12 | Total Sa | Procede de purification de melanges gazeux contenant des mercaptans et autres gaz acides |
| US8696797B2 (en) * | 2008-05-30 | 2014-04-15 | General Electric Company | Carbon dioxide removal from synthesis gas at elevated pressure |
| US20120152120A1 (en) * | 2010-12-15 | 2012-06-21 | Uop Llc | Production of carbon dioxide from synthesis gas |
| CN103961979B (zh) * | 2014-04-28 | 2015-12-30 | 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 | 一种多级分流再生的二氧化碳捕集系统与工艺 |
-
2014
- 2014-11-21 US US14/549,954 patent/US9901846B2/en active Active
-
2015
- 2015-10-01 PL PL15793938T patent/PL3221030T3/pl unknown
- 2015-10-01 CA CA2964096A patent/CA2964096C/en active Active
- 2015-10-01 CN CN201580060118.6A patent/CN107073388B/zh active Active
- 2015-10-01 EP EP15793938.0A patent/EP3221030B1/en active Active
- 2015-10-01 AU AU2015350538A patent/AU2015350538A1/en not_active Abandoned
- 2015-10-01 WO PCT/US2015/053488 patent/WO2016081074A1/en active Application Filing
- 2015-10-01 RU RU2017121592A patent/RU2660881C1/ru active
- 2015-10-01 JP JP2017523865A patent/JP2018501947A/ja active Pending
-
2017
- 2017-05-02 NO NO20170723A patent/NO20170723A1/en unknown
Patent Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS63151330A (ja) * | 1986-12-02 | 1988-06-23 | ノートン カンパニー | 二酸化炭素を回収するためのガス処理方法 |
| US5061465A (en) * | 1989-08-24 | 1991-10-29 | Phillips Petroleum Company | Bulk CO2 recovery process |
| US20080210092A1 (en) * | 2007-02-02 | 2008-09-04 | Chevron U.S.A. Inc. | Methods and apparatus for removing acid gases from a natural gas stream |
| JP2011525860A (ja) * | 2008-06-26 | 2011-09-29 | ユーオーピー エルエルシー | セミリーン物理溶媒を冷却するための二酸化炭素吸収剤の部分的ポンプアラウンド |
| JP2012504494A (ja) * | 2008-10-02 | 2012-02-23 | フルオー・テクノロジーズ・コーポレイシヨン | 高圧酸性ガスを除去する構成および方法 |
| JP2013505123A (ja) * | 2009-09-18 | 2013-02-14 | フルオー・テクノロジーズ・コーポレイシヨン | 高圧高ｃｏ２除去構成および方法 |
| US20130153402A1 (en) * | 2010-06-02 | 2013-06-20 | Statoil Petroleum As | Co2 desorption without stripper |
| WO2012120370A2 (en) * | 2011-03-10 | 2012-09-13 | Alstom Technology Ltd | System and process for the physical absorption of carbon dioxide from a flue gas stream |
| JP2014019621A (ja) * | 2012-07-20 | 2014-02-03 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Ｃｏ２回収システム |
| JP2017507771A (ja) * | 2013-12-19 | 2017-03-23 | シー−キャプチャー リミテッドＣ−Ｃａｐｔｕｒｅ Ｌｔｄ | 酸性ガス回収および放出システム |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2020241654A1 (ja) * | 2019-05-28 | 2020-12-03 | 株式会社トクヤマ | 炭酸ガス、およびその他ガスの回収方法 |
| JP6834066B1 (ja) * | 2019-05-28 | 2021-02-24 | 株式会社トクヤマ | 炭酸ガス、およびその他ガスの回収方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO20170723A1 (en) | 2017-05-02 |
| WO2016081074A1 (en) | 2016-05-26 |
| AU2015350538A1 (en) | 2017-04-27 |
| CN107073388B (zh) | 2020-11-03 |
| US9901846B2 (en) | 2018-02-27 |
| EP3221030A1 (en) | 2017-09-27 |
| EP3221030B1 (en) | 2019-12-04 |
| RU2660881C1 (ru) | 2018-07-10 |
| CA2964096A1 (en) | 2016-05-26 |
| US20160144295A1 (en) | 2016-05-26 |
| PL3221030T3 (pl) | 2020-05-18 |
| CN107073388A (zh) | 2017-08-18 |
| CA2964096C (en) | 2019-01-08 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP3221030B1 (en) | Energy efficient solvent regeneration process for carbon dioxide capture | |
| RU2358792C2 (ru) | Регенерация водного раствора, образующегося в процессе абсорбции кислых газов, путем многоступенчатого равновесного испарения и отгонки | |
| CA2804627C (en) | A gas pressurized separation column and process to generate a high pressure product gas | |
| AU2014200271B2 (en) | Integrated carbon dioxide removal and ammonia-soda process | |
| US20170333831A1 (en) | Process for separating a product gas from a gaseous mixture utilizing a gas pressurized separation column and a system to perform the same | |
| US20110020203A1 (en) | Process for removal of carbon dioxide from a gas | |
| JP2001025627A (ja) | 複合アミンブレンドを使用する二酸化炭素の回収 | |
| US9399188B2 (en) | Apparatus for removing carbon dioxide in combustion exhaust gas | |
| JP2005532157A (ja) | 改良型分流法および装置 | |
| US20130008310A1 (en) | Alcohol-based gas stripping process | |
| US20120132443A1 (en) | Process for the removal of carbon dioxide and/or hydrogen sulphide from a gas | |
| US9409120B2 (en) | Hybrid process using a membrane to enrich flue gas CO2 with a solvent-based post-combustion CO2 capture system | |
| US20160166977A1 (en) | Gas-assisted stripping of liquid solvents for carbon capture | |
| US10315154B2 (en) | Method for the recovery of carbon dioxide from an absorbent with reduced supply of stripping steam | |
| WO2018200526A1 (en) | Process for carbon dioxide recapture with improved energy recapture | |
| Rajakumaran et al. | Optimization Study on Amine Absorption Process | |
| EP2767325A1 (en) | Process for the removal of carbon dioxide from a gas |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20180711 |
|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20180711 |
|
| A871 | Explanation of circumstances concerning accelerated examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A871 Effective date: 20180713 |
|
| A975 | Report on accelerated examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971005 Effective date: 20180724 |
|
| A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20180920 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20180927 |
|
| A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20181225 |
|
| A02 | Decision of refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A02 Effective date: 20190305 |