JP3675980B2 - 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 - Google Patents
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 Download PDFInfo
- Publication number
- JP3675980B2 JP3675980B2 JP22654396A JP22654396A JP3675980B2 JP 3675980 B2 JP3675980 B2 JP 3675980B2 JP 22654396 A JP22654396 A JP 22654396A JP 22654396 A JP22654396 A JP 22654396A JP 3675980 B2 JP3675980 B2 JP 3675980B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- carbon dioxide
- pressure
- gas
- liquid
- absorbent
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Lifetime
Links
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 416
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 title claims description 206
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 title claims description 206
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 36
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims description 18
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 111
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 100
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims description 98
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims description 98
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 67
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 67
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 37
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 claims description 9
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 7
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 6
- 238000006114 decarboxylation reaction Methods 0.000 claims description 5
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 54
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 52
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 25
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 21
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 21
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000000243 solution Substances 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
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 7
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 7
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 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
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 6
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 4
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 4
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 4
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 4
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 4
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- NQRYJNQNLNOLGT-UHFFFAOYSA-N Piperidine Chemical class C1CCNCC1 NQRYJNQNLNOLGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 description 3
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 2
- -1 alkali metal salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000002585 base Substances 0.000 description 2
- 150000007514 bases Chemical class 0.000 description 2
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 2
- 235000011089 carbon dioxide Nutrition 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
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 238000010792 warming Methods 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
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N N-Methylpyrrolidone Chemical compound CN1CCCC1=O SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940124532 absorption promoter Drugs 0.000 description 1
- 229910000288 alkali metal carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000008041 alkali metal carbonates Chemical class 0.000 description 1
- 150000001413 amino acids Chemical class 0.000 description 1
- PPBAJDRXASKAGH-UHFFFAOYSA-N azane;urea Chemical compound N.NC(N)=O PPBAJDRXASKAGH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 239000000498 cooling water Substances 0.000 description 1
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 150000004885 piperazines Chemical class 0.000 description 1
- 150000003053 piperidines Chemical class 0.000 description 1
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000000629 steam reforming Methods 0.000 description 1
- HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N sulfolane Chemical compound O=S1(=O)CCCC1 HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 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)
Description
【発明の属する技術分野】
本発明は、高圧の天然ガスまたは各種合成ガス中の高濃度の二酸化炭素(CO2 )を、二酸化炭素吸収液を使用して微量濃度まで除去して二酸化炭素濃度が10〜10000ppmの精製ガスを得、更に、該吸収液から二酸化炭素を高圧で回収する方法及びその装置に関する。
【0002】
【従来の技術】
高圧の天然ガスには、通常、相当量の、例えば10〜20%の二酸化炭素が含まれている場合がある。このような天然ガスを液化天然ガス(以下、LNGという。)にする場合には、冷却に伴い二酸化炭素がドライアイスとなり、固形物として装置の閉塞等の問題を生ずるので、二酸化炭素の濃度を50ppm以下に減らす必要がある。
【0003】
また、アンモニア−尿素合成の例では、天然ガス,ナフサ等を部分酸化し、あるいは水蒸気を用い改質して水素、一酸化炭素、二酸化炭素等の混合ガスが得られる。これを更に、COシフト反応を行って、一酸化炭素を二酸化炭素に転換した後、二酸化炭素を分離し、アンモニア合成原料とする。一方、分離された二酸化炭素は、100〜200気圧に加圧されてアンモニアと反応し、尿素を生成する。このため、アンモニア合成原料中の二酸化炭素の濃度は、一般に500ppm程度に低下させる必要がある。
【0004】
さらに、合成用水素ガスの例では、それらの用途に応じて数十〜数千ppmの程度まで二酸化炭素を除去する必要がある。
分離された二酸化炭素は、原油の3次回収(EOR)、液化炭酸ガスや前記尿素合成、また地球温暖化対策として地中の帯水層に処分するために数十気圧〜数百気圧に加圧する必要がある。
このため、元々高圧の原料ガスから二酸化炭素を微量濃度に達するまで除去し、除去された二酸化炭素を高圧のままで回収することができれば好ましいが、そのための方法は知られていなかった。
【0005】
従来の技術では、二酸化炭素を微量濃度まで、例えば100ppm程度まで除去するには、以下の方法が採用されている。まず、ガスを脱炭酸塔底部に供給し、二酸化炭素吸収液を脱炭酸塔頂部から供給して気液接触により二酸化炭素を該吸収液に吸収させて除去する。次いで、この二酸化炭素を吸収した液(以下、負荷吸収液という。)を再生塔においてスチームストリッピングして二酸化炭素を除去した吸収液(以下、再生吸収液という。)にし、該再生吸収液を脱炭酸塔に供給する方法が知られている。
また、高圧の天然ガスから二酸化炭素を除去し、除去された二酸化炭素を高圧のままで回収する方法として、二酸化炭素をバルク除去する方法がある。
【0006】
【発明が解決しようとする課題】
しかしながら、上記従来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においては、以下の問題点があった。
(1)上記二酸化炭素吸収液を用いた方法では、再生吸収液中の二酸化炭素濃度を低下させることができるので二酸化炭素を微量濃度まで除去することができるが、脱圧して再生するために二酸化炭素を十分な圧力で回収することが困難であり、再度コンプレッサーにより加圧する必要があった。
(2)上記バルク除去の方法においては、除去された後の天然ガス中には1%〜5%程度の二酸化炭素が残存した。
本発明は、上記事情に鑑みてなされたもので、高圧の天然ガスまたは各種合成ガス中の高濃度二酸化炭素を二酸化炭素吸収剤を使用して微量濃度まで除去し、また、該吸収剤から二酸化炭素を高圧で回収する方法を提供する。
【0007】
【課題を解決するための手段】
本発明者らは、鋭意検討した結果、原料ガス中の二酸化炭素を吸収液で吸収し、この二酸化炭素負荷吸収液を、加熱により高圧状態で二酸化炭素を遊離させ吸収液を部分再生し、その一部を部分再生吸収液として循環使用すると共に、部分再生吸収液の一部を高度に再生して循環使用することにより、原料ガス中の二酸化炭素を高度に除去できると同時に高圧状態で二酸化炭素を回収することができることを見いだし、本発明を完成させるに至った。
【0008】
すなわち、本発明によれば、二酸化炭素を2〜50%含む圧力2kg/cm2 (絶対圧)以上の高圧の原料ガスを、下部吸収部及び上部吸収部からなる脱炭酸塔に供給し、原料ガスを下部吸収部で部分再生吸収液と気液接触して二酸化炭素を部分吸収し、上部吸収部で再生吸収液と気液接触して二酸化炭素を微量濃度まで吸収し除去して、二酸化炭素濃度が10〜10000ppmの精製ガスを得て系外に排出すると共に、脱炭酸塔で生じた二酸化炭素負荷吸収液を高圧再生塔に供給し、二酸化炭素負荷吸収液を加熱して、二酸化炭素の一部を2kg/cm2 (絶対圧)〜原料ガス圧の加圧下に放出して部分再生吸収液を得た後、部分再生吸収液の一部は下部吸収部に供給し、残部は低圧再生塔に供給し、二酸化炭素を放出させて再生吸収液を得、再生吸収液は上部吸収部に供給し、高圧再生塔で加圧下に放出された二酸化炭素を冷却して同伴する水分から気液分離して加圧下の二酸化炭素を回収し、低圧再生塔で放出された二酸化炭素を冷却して同伴する水分から気液分離して二酸化炭素を回収するこことを特徴とする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が提供される。
【0009】
【発明の実施の形態】
本発明で処理する対象となる原料ガスは、高圧であって、二酸化炭素を含む天然ガス及び各種合成ガスである。例えば、ナフサ、天然ガス、重油、コークス等から水蒸気改質あるいは部分酸化により得られ、COシフト反応を行って、一酸化炭素を二酸化炭素に転換した後の二酸化炭素を含むガスである。好ましくは、脱硫処理され硫黄化合物が100ppm以下に減少した後のガスである。
原料ガスの圧力に特に制限はないが、2kg/cm2 以上が好ましい。さらに好ましくは、10kg/cm2 以上である。また、圧力の上限についても特に制限はないが、通常は200〜300kg/cm2 である。そして、原料ガス中の二酸化炭素濃度に特に制限はないが、1%〜50%が好ましい。さらに好ましくは、10〜30%である。
【0010】
本発明で処理した後の精製ガスは、原料ガスとほぼ同じ圧力であって、二酸化炭素濃度は、1〜10000ppm、好ましくは、10〜1000ppmである。
本発明で使用する二酸化炭素吸収液は、種々の塩基性化合物又はそれらの混合物の水溶液が使用される。
吸収液の選択にあたっては、次のような吸収性能を持つものが好ましい。
即ち、二酸化炭素吸収液は、原料ガスと気液接触して二酸化炭素を吸収した後、高圧再生塔で一部の二酸化炭素を遊離させて部分再生して、下部吸収工程に循環使用される。しかし、吸収性能として、二酸化炭素の分圧が2kg/cm2 以上のとき、吸収温度(例えば40℃)と部分再生温度(例えば120℃)における二酸化炭素の飽和吸収量の差が一定値以上(例えば30Nm3 CO2 /m3 吸収液以上)であることが必要であり、好ましくは40Nm3 CO2 /m3 吸収液以上である。
【0011】
通常、上記吸収液は、温度および二酸化炭素の分圧が特定されれば、その吸収液に対する二酸化炭素の吸収飽和曲線に従い、飽和吸収量は二酸化炭素混合気体の種類に殆ど左右されずに特定の値となる。
本発明においては、後述する実施例に示すように圧力30kg/cm2 以上の高圧の天然ガスから部分再生吸収液を用いて二酸化炭素を吸収・除去し、得られる負荷吸収液を部分再生工程において、脱圧させることなく、加熱により二酸化炭素を遊離させる。従って、吸収工程では低温かつ低分圧下で容易に二酸化炭素を吸収することができ、再生工程では、高温かつ高分圧下で二酸化炭素が遊離しやすい吸収液ほど好ましい吸収液として使用される。
【0012】
よって、上記二酸化炭素吸収液は、好ましくは、物理吸収液、又は物理吸収性の塩基の吸収液が使用される。
具体的には、アミン類,アミノ酸類,それらのアルカリ金属塩類であり、必要により、化学吸収性の強いアミン類,アルカリ金属炭酸塩等を添加することができる。
上記物理吸収性の塩基としては、ヒンダードアミン等が挙げられる。
ヒンダードアミンとしてはN−メチルジエタノールアミン(MDEA)、トリエタノールアミン(TEA)、ジメチルアミノ−1,3−プロパンジオール(DMAPD)、ジエチルアミノ−1,3−プロパンジオール(DEAPD)等が挙げられる。
【0013】
アルカリ金属塩類としては、炭酸カリウムが挙げられる。
上記塩基性化合物には、ピペラジン、置換ピペラジン、ピペリジン、置換ピペリジン等の二酸化炭素吸収促進剤を添加することができる。
これらの吸収剤は、吸収剤の種類、使用条件によるが、20〜80%の水溶液として使用される。
さらに、二酸化炭素吸収液は、必要により、N−メチルピロリドン、スルフォラン等の溶媒を加えることもできる。
二酸化炭素吸収液から回収される高圧の二酸化炭素は、原料ガス、二酸化炭素の用途によるが、その圧力は2kg/cm2 以上、好ましくは、10kg/cm2 〜原料ガスとほぼ同じ圧程度である。
【0014】
したがって、高圧再生塔は、上記圧力で操作され、負荷吸収液の加熱温度は、90〜150℃であり、好ましくは、100〜140℃であり負荷吸収液からの水分及び二酸化炭素の部分放出が行われ、負荷吸収液は部分再生される。
部分再生吸収液をさらに、高度に再生するには、操作圧力2kg/cm2 以下、好ましくは、0.5〜1kg/cm2 G、液温100〜150℃、好ましくは、110〜140℃の条件で、例えばリボイラで加熱循環しながら行われる。
脱炭酸塔の下部吸収部に供給される部分再生吸収液の再生の程度、上部吸収部に供給される再生吸収液の再生の程度及びそれらの供給比率は、吸収液の種類、原料ガスの二酸化炭素濃度、圧力等の条件と精製ガスの二酸化炭素濃度、更には高圧で回収される二酸化炭素の流量、濃度、圧力等に依存する。例えば、部分再生の程度は、0.05〜0.3モルCO2 /モル吸収液であり、再生の程度は、0.01〜0.1モルCO2 /モル吸収液程度であり、部分再生吸収液の脱炭酸塔に供給される比率は30〜95%である。
【0015】
以下、本発明の方法を図1を参照しながら具体的に説明する。
原料ガス1は、脱炭酸塔2の底部に供給され、下部吸収部3で部分再生吸収液21と気液接触して二酸化炭素を部分吸収され、上部吸収部4で再生吸収液22と気液接触して二酸化炭素をさらに微量濃度まで吸収され、精製ガス17として系外に排出される。
上記において、上部吸収部4で気液接触しながら流下した吸収液22は、下部吸収部3で部分再生吸収液21と交じり、気液接触しながら流下し、脱炭酸塔2の底部から排出される。
【0016】
脱炭酸塔2の底部から出た二酸化炭素負荷吸収液20は、必要により、熱交換器5又は6により部分再生吸収液21又は再生吸収液20と熱交換し、更に加熱器7により所定の温度に加熱された後、高圧再生塔8に供給される。
部分再生された吸収液21は高圧再生塔8底部から排出され、一部は熱交換器5で冷却され、必要なら、さらに熱交換器15で冷却されて下部吸収部3に供給される。
高圧再生塔8の頂部から放出された水分及び二酸化炭素はコンデンサ9により冷却され、気液分離器10により水と高圧の二酸化炭素18に分離され、水は高圧再生塔8の頂部に還流され、あるいは必要により、一部は吸収塔2の頂部に供給され、吸収液の回収や低圧再生塔の還流水に使用してもよい。
【0017】
部分再生吸収液21の残部は低圧再生塔11に供給され、絶対圧で2kg/cm2 未満又は減圧で操作され、リボイラ12で塔底液を加熱しながら、水分及び二酸化炭素の放出が行われ、部分再生吸収液は高度に再生される。負荷吸収液の再生の程度は低圧再生塔11における負荷吸収液の加熱温度、滞留時間及び操作圧力により決まる。
再生された吸収液22は低圧再生塔11の底部から排出され、一部は熱交換器6で冷却され、必要なら、さらに熱交換器16で冷却されて上部吸収部4に供給される。
【0018】
低圧再生塔11の頂部から放出された水分及び二酸化炭素はコンデンサ13により冷却され、気液分離器14により水と低圧の二酸化炭素19に分離され、水は低圧再生塔11の頂部に還流され、あるいは必要により、一部は吸収塔2の頂部に供給され、吸収液の回収や高圧再生塔の還流水に使用してもよい。
吸収塔および各種再生塔は、気液接触が効率良く且つ圧力損失が少ないものであれば、棚段塔であっても充填塔であってもよい。充填物は従来の濡壁型等の種々のものが使用できる。
【0019】
本発明で高圧で回収できる二酸化炭素の量は多いほど経済的であるが、少なくとも50%以上、好ましくは70%以上、最も好ましい場合には90%以上の二酸化炭素が回収できる。
このようにして、本発明では二酸化炭素は高圧で回収されるので、圧縮動力は大幅に節約され、また設備の規模も軽減することができる。
【0020】
【実施例】
以下、本発明を実施例により詳しく説明するが、本発明はこれに限定されるものではない。
(実施例1)
天然ガスを改質して得られたアンモニア合成用原料ガス中の二酸化炭素を、吸収液として45wt%MDEA及び4wt%ピペラジンの水溶液を用いて図1の工程図に示す方法により除去する場合について説明する。
水素、窒素、炭化水素、及び19vol%の二酸化炭素を含む原料ガスを、圧力34kgG/cm2 、温度45℃、流量292,000Nm3 /hrの条件下で吸収塔の下部に供給した。
【0021】
吸収塔では下部吸収部において、部分再生吸収液1716m3 /hrと上昇する原料ガスが気液接触した。下部吸収部では原料ガスは二酸化炭素濃度が約2vol%にまで部分除去された。さらに、原料ガスは上部吸収部において、再生吸収液163m3 /hrと気液接触し、二酸化炭素濃度490ppm、温度39℃、圧力33kgG/cm2 の精製原料ガスとなり吸収塔頂部より排出された。
二酸化炭素を吸収した負荷吸収液は、液温55℃であり、約78Nm3 CO2 /m3 吸収液の二酸化炭素を含んでおり、熱交換後、120℃に加熱され、高圧再生塔に供給され、部分再生された。遊離された二酸化炭素,水及び少量の吸収剤はコンデンサで冷却されて気液分離器により二酸化炭素と分離された。冷却分離された二酸化炭素は約40℃で圧力10kgG/cm2 で、流量49,800Nm3 /hrであり、図示されない圧縮機により190kgG/cm2 に圧縮され、尿素合成用に使用された。
【0022】
一方、高圧再生塔の塔底から抜き出された部分再生吸収液は、100℃であり、43Nm3 CO2 /m3 吸収液の二酸化炭素を含んでおり、負荷吸収液と熱交換し、さらに38℃に冷却されて吸収塔の下部吸収部に供給された。
部分再生吸収液の残り163m3 /hrは、低圧再生塔に供給され、0.85kgG/cm2 に減圧されて二酸化炭素及び水を塔頂より放出して再生された。塔底液は、低圧再生塔下部に設けられたリボイラーにより約110℃に加熱されて低圧再生塔にリサイクルされ、1.2Nm3 CO2 /m3 吸収液の二酸化炭素を含む再生吸収液が得られた。遊離された二酸化炭素,水及び少量の吸収剤はコンデンサーで冷却されて気液分離器により二酸化炭素と分離された。冷却分離された二酸化炭素は約40℃で圧力0.35kgG/cm2 で、流量5,700Nm3 /hrであった。
【0023】
低圧再生塔の塔底から抜き出される再生吸収液は温度約110℃であり、吸収塔の上部吸収部に供給された。この間、110℃の再生吸収液は低温の負荷吸収液と熱交換したり、さらに38℃まで冷却された。
二酸化炭素の回収量は、高圧再生塔から回収されたものが90%であり、低圧再生塔から回収されたものが10%であった。
このように、アンモニア合成原料ガス中の二酸化炭素はアンモニア合成工程に供給するに十分な濃度まで低下され、且つ回収された二酸化炭素の圧力は高いので尿素合成のために必要な圧縮動力は節約され、、また設備に規模も軽減された。
【0024】
(実施例2)
天然ガスを改質して得られたアンモニア合成用原料ガス中の二酸化炭素を、吸収液として45wt%MDEA及び4wt%ピペラジンの水溶液を用いて図1のプロセスにより除去する場合について説明する。
水素、窒素、炭化水素、及び19vol%の二酸化炭素を含む原料ガス1を、圧力34kgG/cm2 、温度45℃、流量292,000Nm3 /hrの条件下で吸収塔2の下部に供給した。
【0025】
吸収塔2では下部吸収部3において、部分再生吸収液(1716m3 /hr)21と上昇する原料ガス1が気液接触した。下部吸収部3では原料ガス1は二酸化炭素濃度が約2vol%にまで部分除去された。さらに、原料ガス1は上部吸収部4において、再生吸収液(200m3 /hr)22と気液接触し、二酸化炭素濃度50ppm、温度39℃、圧力33kgG/cm2 の精製ガスとなり吸収塔頂部より排出された。
二酸化炭素を吸収した負荷吸収液20は約78Nm3 CO2 /m3 吸収液の二酸化炭素を含んでおり、熱交換後120℃に加熱され、高圧再生塔8に供給され、部分再生された。遊離された二酸化炭素、水及び少量の吸収剤はコンデンサ9で冷却されて気液分離器10により二酸化炭素18と分離された。冷却分離された二酸化炭素18は、温度約40℃、圧力33kgG/cm2 で、流量49,640Nm3 /hrであり、図示されない圧縮機により150kgG/cm2 に圧縮され、尿素合成用に使用された。
【0026】
一方、高圧再生塔8の塔底から抜き出された部分再生吸収液21は、温度100℃であり、29.2Nm3 CO2 /m3 吸収液の二酸化炭素を含んでおり、負荷吸収液20と熱交換し、さらに38℃に冷却されて吸収塔2の下部吸収部3に供給された。
部分再生吸収液21の残り200m3 /hrは、低圧再生塔11に供給され、0.85kgG/cm2 に減圧されて二酸化炭素及び水を塔頂より放出して再生された。塔底液は、低圧再生塔11の下部に設けられたリボイラ12により約110℃に加熱されて低圧再生塔11にリサイクルされ、5Nm3 CO2 /m3 吸収液の二酸化炭素を含む再生吸収液22が得られた。遊離された二酸化炭素、水及び少量の吸収剤はコンデンサ13で冷却されて気液分離器14により二酸化炭素19と分離される。冷却分離された二酸化炭素19は、約40℃で圧力0.35kgG/cm2 で、流量5,500Nm3 /hrであった。
【0027】
低圧再生塔11の塔底から抜き出される再生吸収液22は温度約110℃であり、吸収塔2の上部吸収部4に供給される。この間、110℃の再生吸収液22は低温の負荷吸収液20と熱交換し、さらに38℃まで冷却された。
二酸化炭素の回収量は、高圧再生塔8から回収されたものが90%であり、低圧再生塔11から回収されたものが10%であった。
このように、アンモニア合成原料ガス中の二酸化炭素はアンモニア合成工程に供給するに十分な濃度まで低下され、且つ回収された二酸化炭素の圧力は高いので尿素合成に必要な圧縮動力が節約され、また設備の規模も軽減された。
【0028】
(実施例3)
天然ガス中の二酸化炭素を、吸収液として45wt%MDEA水溶液を用いて図1の工程図に示す方法により除去する場合について説明する。
二酸化炭素濃度26vol%の天然ガスを、圧力58kgG/cm2 、25℃の条件下で吸収塔2の下部に供給した。
吸収塔2では下部吸収部3において、部分再生吸収液21と上昇する天然ガス1が効率よく気液接触できるように、例えば濡壁型充填物等が充填されている。下部吸収部3では天然ガス1は、二酸化炭素濃度が約3vol%にまで部分除去された。さらに、天然ガス1は上部吸収部4において、同様な濡壁型充填層で再生吸収液22と上昇する天然ガス1が効率よく気液接触し、精製ガス17となり吸収塔頂部より排出された。 精製ガス17は、二酸化炭素濃度50ppm、温度50℃、圧力58kgG/cm2 であった。
【0029】
二酸化炭素を吸収した負荷吸収液20は熱交換後、130℃に加熱され、高圧再生塔8に供給され、部分再生された。
高圧再生塔8では前記加熱により遊離状態になった二酸化炭素と吸収液20を分離し、部分再生吸収液21とするので、特にリボイラ12等の加熱器は不要であるが、必要に応じて設置してもよい。遊離された二酸化炭素,水及び少量の吸収剤はコンデンサ9で冷却されて気液分離器10により二酸化炭素18と分離された。冷却分離された二酸化炭素18は、約40℃で圧力55kgG/cm2 と原料の天然ガス1とほぼ同じ高圧であり、図示されない圧縮機により150kgG/cm2 に圧縮され、原油の3次回収に使用されたり、地中保存に利用できる。
【0030】
一方、高圧再生塔8の塔底から抜き出される部分再生吸収液21は温度約130℃であり、所定量が吸収塔2の下部吸収部3に供給された。この間、130℃の部分再生吸収液21は低温の負荷吸収液20と熱交換したり、さらに必要な温度まで冷却された。
部分再生吸収液21の残りは、低圧再生塔11に供給され、0.85kgG/cm2 に減圧されて二酸化炭素19及び水を塔頂より放出して再生された。塔底液は、低圧再生塔11の下部に設けられたリボイラ12により約130℃に加熱されて低圧再生塔11にリサイクルされ、約45wt%MDEAの再生吸収液22が得られた。遊離された二酸化炭素、水及び少量の吸収剤はコンデンサ13で冷却されて気液分離器14により二酸化炭素19と分離された。冷却分離された二酸化炭素19は、約40℃で圧力0.35kgG/cm2 であり、工業用ガスとして使用される。
【0031】
低圧再生塔11の塔底から抜き出された再生吸収液22は温度約130℃であり、吸収塔2の上部吸収部4に供給された。この間、130℃の再生吸収液22は低温の負荷吸収液20と熱交換したり、さらに必要な温度まで冷却された。
二酸化炭素の回収量は、高圧再生塔8から回収されたものが85%であり、低圧再生塔11から回収されたものが15%であった。
このように、精製天然ガス17中の二酸化炭素はLNG製造時に固体のドライアイスを発生しない濃度まで低下され、且つ回収された二酸化炭素の圧力は高いので、原油の3次回収に使用される液化炭酸を製造するのに必要な圧縮動力が節約され、また設備の規模も軽減された。
【0032】
(実施例4)
天然ガスを改質して得られた合成用原料水素ガス中の二酸化炭素を、吸収液として40wt%トリエタノールアミン(TEA)に反応促進剤としてピペラジン4%を含む水溶液を用いて図1の工程図に示す方法により除去する場合について説明する。
水素68mol%、メタン12mol%、二酸化炭素19mol%、その他イナートガスを含む原料ガス1は、圧力33kgG/cm2 、温度60℃で吸収塔2の下部に供給された。
【0033】
吸収塔2では下部吸収部3において、部分再生吸収液21と上昇する原料ガス1が気液接触した。下部吸収部3では原料ガス1は二酸化炭素濃度が約1vol%にまで部分除去された。さらに、原料ガス1は上部吸収部4において、再生吸収液22と気液接触し、二酸化炭素濃度200ppm、温度40℃、圧力32kgG/cm2 の精製ガス17となり吸収塔頂部より排出された。
二酸化炭素を吸収した負荷吸収液20は、熱交換後、120℃に加熱され、高圧再生塔8に供給され、負荷吸収液20中の約60%の二酸化炭素が放出された。遊離された二酸化炭素、水及び少量の吸収剤はコンデンサ9で冷却されて気液分離器10により二酸化炭素18と分離された。冷却分離された二酸化炭素18は約40℃で圧力9kgG/cm2 であり、図示されない圧縮機により100kgG/cm2 に圧縮され、液化炭酸ガス合成用に使用された。
【0034】
一方、高圧再生塔8の塔底から抜き出された部分再生吸収液21は、負荷吸収液20と熱交換し、さらに冷却されて吸収塔2の下部吸収部3に循環された。
部分再生吸収液21の残り約10%は、低圧再生塔11に供給され、0.85kgG/cm2 に減圧されて二酸化炭素及び水を塔頂より放出して再生された。塔底液は、低圧再生塔11の下部に設けられたリボイラ12により約130℃に加熱されて低圧再生塔11にリサイクルされた。このようにして再生された吸収液22は、元の負荷吸収液20を基準にして約98%の二酸化炭素が放出された。気液分離器14により分離された二酸化炭素19は約40℃で圧力0.35kgG/cm2 であるが、これも圧縮機により100kgG/cm2 に圧縮され、液化炭酸ガス合成用に使用された。
【0035】
低圧再生塔11の塔底から抜き出される再生吸収液22は温度約130℃であり、吸収塔2の上部吸収部4に供給される。この間、再生吸収液22は低温の負荷吸収液20と熱交換され、さらに冷却水で冷却された。
二酸化炭素の回収量は、高圧再生塔8から回収されたものが92%であり、低圧再生塔11から回収されたものが8%であった。
このように、合成用原料水素ガス中の二酸化炭素は後処理工程に供給するに十分な濃度まで低下され、且つ高圧で回収された二酸化炭素の比率が高いので液化炭酸ガス製造のために必要な圧縮動力が節約され、また設備の規模も軽減された。
【0036】
(比較例1)
実施例3で使用した高圧天然ガス原料及び吸収剤を使用し、従来プロセス(図2参照)により、天然ガスを二酸化炭素濃度50ppmにまで減少させ、更に、二酸化炭素の回収をおこなった。
二酸化炭素負荷吸収液120は、第1フラッシュドラム123において3.8kgG/cm2 でフラッシュさせ、負荷吸収液120中の二酸化炭素の一部を遊離させ部分再生吸収液とする。該部分再生吸収液は更に加熱器107で加熱され、次いで第2フラッシュドラム124に供給し、再度フラッシュさせ、再生吸収液122を得た。
【0037】
第1フラッシュドラム123で得られた二酸化炭素の圧力は、3.8kgG/cm2 であり、実施例1で得られた二酸化炭素の圧力55kgG/cm2 と比較して大幅に低く、原油の3次回収に使用される液化炭酸を製造するには圧縮動力及び設備の点で実施例1に比較して不利であった。なお、天然ガス101は吸収塔102に供給され、精製ガス117となる。また、109は第2フラッシュドラム124と分離ドラム110との間に配置されたオーバヘッドコンデンサ、118は分離ドラム110から放出された二酸化炭素、132は第1フラッシュドラム123から放出された二酸化炭素、116は冷却器である。
【0038】
【発明の効果】
本発明により、高圧の天然ガス及び各種合成ガス中の高濃度二酸化炭素を1000ppm以下の微量濃度まで除去し、また、二酸化炭素を高圧で回収することが可能になり、二酸化炭素の後利用に対して圧縮動力が節約され、また設備の規模も軽減された。
【図面の簡単な説明】
【図1】本発明に係る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を示す工程図である。
【図2】従来の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を示す工程図である。
【符号の説明】
1 原料ガス
2 脱炭酸塔
3 下部吸収部
4 上部吸収部
5 熱交換器
6 熱交換器
7 加熱器
8 高圧再生塔
9 コンデンサ
10 気液分離器
11 低圧再生塔
12 リボイラ
13 コンデンサ
14 気液分離器
15 熱交換器
16 熱交換器
17 精製ガス
18 高圧二酸化炭素
19 低圧二酸化炭素
20 負荷吸収液
21 部分再生吸収液
22 再生吸収液
Claims (9)
- 二酸化炭素を含む高圧の原料ガスを、下部吸収部及び上部吸収部からなる脱炭酸塔に供給し、原料ガスを下部吸収部で部分再生吸収液と気液接触して二酸化炭素を部分吸収し、上部吸収部で再生吸収液と気液接触して二酸化炭素を微量濃度になるまで吸収し、この二酸化炭素を除去した精製ガスを系外に排出すると共に、脱炭酸塔で生じた二酸化炭素負荷吸収液を加熱して、高圧再生塔に供給し、二酸化炭素の一部を加圧下に放出して部分再生吸収液を得た後、該部分再生吸収液の一部は下部吸収部に供給し、残部は低圧再生塔に供給し二酸化炭素を放出して再生吸収液を得、該再生吸収液は上部吸収部に供給し、一方、高圧再生塔で加圧下に放出された二酸化炭素を冷却して同伴する水分から気液分離して加圧下の二酸化炭素を回収し、低圧再生塔で放出された二酸化炭素を冷却して同伴する水分から気液分離して二酸化炭素を回収することを特徴とする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。
- 上記高圧の原料ガス中の二酸化炭素濃度が2〜50%である請求項1記載の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。
- 上記高圧の原料ガスの圧力が2kg/cm2 (絶対圧)以上である請求項1または2に記載の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。
- 上記精製ガス中の二酸化炭素濃度が10〜10000ppmである請求項1から3のいずれかに記載の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。
- 上記二酸化炭素負荷吸収液から二酸化炭素の一部を放出して部分再生吸収液を得るときの二酸化炭素負荷吸収液の加熱温度が、90〜150℃である請求項1から4のいずれかに記載の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。
- 上記二酸化炭素負荷吸収液から二酸化炭素の一部を放出して部分再生吸収液を得るときの圧力が、2kg/cm2 (絶対圧)〜原料ガス圧である請求項1から5のいずれかに記載の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。
- 上記部分再生吸収液の残部から二酸化炭素を放出して再生吸収液を得るときの部分再生吸収液の加熱温度が、100〜150℃である請求項1から6のいずれかに記載の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。
- 上記部分再生吸収液の残部から二酸化炭素を放出して再生吸収液を得るときの圧力が、2kg/cm2 (絶対圧)未満である請求項1から7のいずれかに記載の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。
- 下部吸収部及び上部吸収部からなる脱炭酸塔と、二酸化炭素負荷吸収液の加熱器と、二酸化炭素負荷吸収液の高圧再生塔と、高圧再生塔頂部に設けられた冷却器及び気液分離器と、部分再生吸収液の低圧再生塔と、低圧再生塔底液の加熱器と、低圧再生塔頂部に設けられた冷却器及び気液分離器とから成り、二酸化炭素を含む高圧の原料ガスを脱炭酸塔に供給し、原料ガスを下部吸収部で部分再生吸収液と気液接触して二酸化炭素を部分吸収し、上部吸収部で再生吸収液と気液接触して二酸化炭素を微量濃度まで吸収し、この二酸化炭素を除去した精製ガスを系外に排出すると共に、脱炭酸塔で生じた二酸化炭素負荷吸収液を加熱して高圧再生塔に供給し、二酸化炭素の一部を加圧下に放出して部分再生吸収液を得た後、部分再生吸収液の一部は下部吸収部に供給し、残部は低圧再生塔に供給し、二酸化炭素を放出して再生吸収液を得、再生吸収液は上部吸収部に供給し、高圧再生塔で加圧下に放出された二酸化炭素を高圧再生塔頂部に設けられた冷却器及び気液分離器により冷却して同伴する水分から気液分離して加圧下の二酸化炭素を回収し、低圧再生塔で放出された二酸化炭素を低圧再生塔頂部に設けられた冷却器及び気液分離器により冷却して同伴する水分から気液分離して二酸化炭素を回収するようにしたことを特徴とする高圧原料ガス中の二酸化炭素の高度除去及び高圧回収装置。
Priority Applications (5)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
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 |
AU28540/97A AU728167B2 (en) | 1996-08-28 | 1997-07-10 | Process for the removal and high-pressure recovery of carbon dioxide from a high-pressure raw gas and system therefor |
MYPI97003349A MY118691A (en) | 1996-08-28 | 1997-07-23 | Process for the removal and high-pressure recovery of carbon dioxide from a high-pressure raw gas and system therefor |
IDP972948A ID18130A (id) | 1996-08-28 | 1997-08-25 | Proses untuk menghilangkan dan pengambilan kembali dengan tekanan tinggi karbon dioksida dari gas mentah bertekanan tinggi dan sistemnya |
CN97117692A 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 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
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 |
---|---|
JPH1067994A JPH1067994A (ja) | 1998-03-10 |
JP3675980B2 true JP3675980B2 (ja) | 2005-07-27 |
Family
ID=16846806
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP22654396A Expired - Lifetime 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 |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP3675980B2 (ja) |
CN (1) | CN1074040C (ja) |
AU (1) | AU728167B2 (ja) |
ID (1) | ID18130A (ja) |
MY (1) | MY118691A (ja) |
Families Citing this family (23)
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 |
AU778215B2 (en) * | 1999-05-14 | 2004-11-25 | Texaco Development Corporation | Hydrogen recycle and acid gas removal using a membrane |
DE10028637A1 (de) * | 2000-06-09 | 2001-12-13 | Basf Ag | Verfahren zum Entsäuern eines Kohlenwasserstoff-Fluidstroms |
EP1648590A1 (en) * | 2003-07-22 | 2006-04-26 | 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 |
JP5064389B2 (ja) * | 2005-07-18 | 2012-10-31 | ユニオン、エンジニアリング、アクティーゼルスカブ | 窒素化合物を含んでなるガス源から高純度二酸化炭素を回収する方法 |
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 |
US8858906B2 (en) * | 2008-03-13 | 2014-10-14 | Shell Oil Company | 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 |
FR2960445A1 (fr) * | 2010-06-01 | 2011-12-02 | Air Liquide | Procede et appareil de separation et production de dioxyde de carbone |
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 |
JP6329159B2 (ja) * | 2013-02-08 | 2018-05-23 | 東洋エンジニアリング株式会社 | 燃焼排ガスからの二酸化炭素回収プロセス |
EP3156363A1 (en) * | 2015-10-15 | 2017-04-19 | Casale SA | Process for making a synthesis gas by reforming of a hydrocarbon and including recovery of carbon dioxide at high pressure |
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 |
CN109681158B (zh) * | 2019-03-04 | 2020-11-24 | 中国石油大学(华东) | 一种用于二氧化碳驱油技术的装置 |
CN111717915B (zh) * | 2019-03-19 | 2022-02-01 | 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 |
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 |
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 |
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
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN1074040C (zh) | 2001-10-31 |
MY118691A (en) | 2005-01-31 |
AU728167B2 (en) | 2001-01-04 |
ID18130A (id) | 1998-03-05 |
AU2854097A (en) | 1998-03-05 |
JPH1067994A (ja) | 1998-03-10 |
CN1176991A (zh) | 1998-03-25 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP3675980B2 (ja) | 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 | |
JP3626796B2 (ja) | 高圧天然ガス中の高濃度炭酸ガスを除去する方法 | |
EP0798029B1 (en) | Apparatus and process for recovering basic amine compounds in a process for removing carbon dioxide | |
US6139605A (en) | Gas absorption | |
JP4845438B2 (ja) | 天然ガスからの硫黄化合物の除去方法 | |
CA1126931A (en) | Hydrogen sulfide concentrator for acid gas removal systems | |
JP4746111B2 (ja) | Co2回収装置及びその方法 | |
AU2009343524B2 (en) | Apparatus for recovering CO2 and method therefor | |
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 | |
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 | |
US8535613B2 (en) | Method and apparatus for separating acidic gases from syngas | |
JP5931834B2 (ja) | リクレーミング装置及び方法、co2又はh2s又はその双方の回収装置 | |
JPH1033938A (ja) | 脱炭酸塔排出ガス中の塩基性アミン化合物の回収方法 | |
EP0052329B1 (en) | Regenerating alkanolamine desulfurizer solutions | |
EP1078676B1 (en) | Acid gas removal by a chemical solvent regenerated with nitrogen | |
US4332598A (en) | Process for treating industrial gas stream | |
EA015785B1 (ru) | Способ удаления диоксида углерода из газового потока | |
JPH10249133A (ja) | ガス中の硫化水素の高濃度回収方法及びその装置 | |
JP5061108B2 (ja) | 酸性ガススクラビング法のためのポリアルキレンアクリルアミド塩 | |
JPS61136422A (ja) | 硫化水素を選択的に除去する方法 | |
JPS62273290A (ja) | 合成ガスからのco分離方法 | |
GB1596500A (en) | Removal of impurities from gases | |
Wood et al. | Gas treating process for selective H 2 S removal |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20050401 |
|
TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20050412 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20050427 |
|
FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20090513 Year of fee payment: 4 |
|
FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20090513 Year of fee payment: 4 |
|
FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20100513 Year of fee payment: 5 |
|
FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20110513 Year of fee payment: 6 |
|
FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20120513 Year of fee payment: 7 |
|
FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20130513 Year of fee payment: 8 |
|
FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20140513 Year of fee payment: 9 |
|
EXPY | Cancellation because of completion of term |