KR101883878B1 - Apparatus and method for removing acidic gas containing natural gas - Google Patents
Apparatus and method for removing acidic gas containing natural gas Download PDFInfo
- Publication number
- KR101883878B1 KR101883878B1 KR1020160106188A KR20160106188A KR101883878B1 KR 101883878 B1 KR101883878 B1 KR 101883878B1 KR 1020160106188 A KR1020160106188 A KR 1020160106188A KR 20160106188 A KR20160106188 A KR 20160106188A KR 101883878 B1 KR101883878 B1 KR 101883878B1
- Authority
- KR
- South Korea
- Prior art keywords
- absorbent
- gas
- tower
- absorption tower
- regeneration tower
- Prior art date
Links
Images
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
- B01D53/1406—Multiple stage 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
- B01D53/1425—Regeneration of liquid absorbents
-
- 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
- B01D53/1462—Removing mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
-
- 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
- B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
- C10L3/101—Removal of contaminants
- C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
- C10L3/103—Sulfur containing contaminants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
- C10L3/101—Removal of contaminants
- C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
- C10L3/104—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
- B01D2252/20—Organic absorbents
- B01D2252/204—Amines
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
- C10L2290/54—Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
- C10L2290/541—Absorption of impurities during preparation or upgrading of a fuel
Abstract
본 발명은 천연가스에 함유된 산성가스를 제거하는 장치 및 방법에 관한 것으로 천연가스를 공급받아 제1흡수제로 상기 천연가스에 함유된 산성가스를 제거하는 제1흡수탑(101); 제1흡수탑에서 처리된 천연가스를 공급받아 제2흡수제로 천연가스에 함유된 잔존 산성가스를 제거하는 제2흡수탑(102); 제1흡수탑에서 배출되는 제1흡수제를 재생시키는 재생탑(103); 제2흡수탑에서 배출되는 제2흡수제와 재생탑 중간에서 유출된 세미-린 흡수제를 혼합하는 흡수제 혼합기(104); 제1흡수탑의 하부와 재생탑의 중간을 연결하여, 제1흡수탑에서 배출되는 제1흡수제를 재생탑에 유입시키는 제1라인(105); 재생탑의 하부와 제2흡수탑의 상부를 연결하여, 재생탑에서 재생된 린 흡수제를 제2흡수탑에 유입시키는 제2라인(106); 재생탑의 중간과 흡수제 혼합기를 연결하여, 재생탑에서 재생된 세미-린 흡수제를 흡수제 혼합기에 유입시키는 제3라인(107); 제2흡수탑의 하부와 흡수제 혼합기를 연결하여, 제2흡수탑에서 배출되는 제2흡수제를 흡수제 혼합기에 유입시키는 제4라인(108); 및 흡수제 혼합기와 제1흡수탑의 상부를 연결하여, 흡수제 혼합기에서 혼합된 혼합 흡수제를 제1흡수탑에 유입시키는 제5라인(109);을 포함함으로써, 산성가스를 매우 낮은 농도, 예컨대 이산화탄소를 50 ppm 이하 및 황화수소를 3 ppm이하로 제거시키며, 에너지 소모량을 종래에 비하여 약 15% 이상 줄일 수 있다. The present invention relates to an apparatus and a method for removing acidic gas contained in a natural gas, comprising: a first absorption tower (101) for receiving natural gas and removing an acid gas contained in the natural gas with a first absorbent; A second absorption tower (102) for receiving natural gas treated in the first absorption tower to remove residual acid gas contained in the natural gas with a second absorbent; A regeneration tower (103) for regenerating the first absorbent discharged from the first absorption tower; An absorbent mixer (104) for mixing a second absorbent discharged from the second absorption tower with a semi-lean absorbent discharged from the middle of the regeneration tower; A first line (105) connecting the bottom of the first absorber and the middle of the regeneration tower to introduce a first absorbent discharged from the first absorber into the regeneration tower; A second line 106 connecting the lower part of the regeneration tower and the upper part of the second absorption tower to introduce the regenerated lean absorbent into the regeneration tower into the second absorption tower; A third line 107 connecting the middle of the regeneration tower to the sorbent mixer to introduce the regenerated semi-lean sorbent into the sorbent mixer; A fourth line (108) connecting the bottom of the second absorber to the absorber mixer to introduce a second absorbent discharged from the second absorber into the sorbent mixer; And a fifth line (109) connecting the absorbent mixer and the upper portion of the first absorption tower to introduce the mixed absorbent mixed in the absorbent mixer into the first absorption tower, whereby the acidic gas is introduced at a very low concentration, 50 ppm or less and hydrogen sulfide to 3 ppm or less, and the energy consumption can be reduced by about 15% or more as compared with the conventional one.
Description
본 발명은 천연가스 내에 산성가스의 농도를 ppm 수준까지 낮추면서 에너지 소모량을 종래에 비하여 15% 이상 줄일 수 있는 천연가스에 함유된 산성가스를 제거하는 장치 및 방법에 관한 것이다.The present invention relates to an apparatus and a method for removing acidic gas contained in natural gas, which can reduce the concentration of acidic gas in the natural gas to the ppm level and reduce the energy consumption by 15% or more as compared with the prior art.
부유식 해양 LNG 액화 플랜트(Liquefied Natural Gas-Floating Production, Storage and Offloading; LNGFPSO)는 원거리 해양에 있는 가스전으로 이동하여 해양에 부유(Floating)하면서 LNG를 생산(Production), 저장(Storage), 출하(Offloading)할 수 있는 해상 이동식 복합기능 플랜트를 말한다. Liquefied Natural Gas-Floating Production (LNGFPSO) moves to a remote marine gas field and floats in the ocean, producing, storing, and delivering LNG. Offloading the marine mobile multifunctional plant.
상기 플랜트는 해저 가스전으로부터 유입된 천연가스를 전처리, 액화, 저장하는 설비를 갖춘 부유식 해상 구조물로 구성되며, 종전 천연가스 생산방식에 비해 생산 절차를 축약하여 생산비용이 저렴하며, 가스전 생산 완료시 이동이 가능한 방식이다.The plant is composed of a floating structure with pretreatment, liquefaction and storage facilities for the natural gas introduced from the submarine gas field. It is less costly to manufacture than the previous natural gas production method, It is movable.
통상 해상 가스전에서 나오는 천연가스는 주성분이 메탄으로 이루어져 있으며, 그 밖의 에탄, 프로판 및 부탄 등과 같은 탄화수소로 구성되어 있고, 불순물로 이산화탄소(CO2)와 황화수소(H2S) 성분과 같은 산성가스 성분과 수분(H2O) 및 수은(Hg) 등을 포함하고 있다.The natural gas from the marine gas field is mainly composed of methane and other hydrocarbons such as ethane, propane and butane. The impurities include an acid gas component such as carbon dioxide (CO 2 ) and hydrogen sulfide (H 2 S) , Water (H 2 O), mercury (Hg), and the like.
천연가스 중의 수분은 천연가스와 함께 저온이 되면 하이드레이트(Hydrate)나 얼음을 생성하여 플랜트 장치를 폐쇄하는 문제를 일으킬 수 있고, 수은은 알루미늄 재질의 플레이트 핀 열교환기(Plate fin heat exchanger)의 취화를 유발한다. 또한, CO2 및 중질 가스성분은 극저온 설비에서 CO2 프리징(freezing) 문제를 발생시켜 이로 인한 막힘 현상을 초래할 수 있다. When the temperature of natural gas is low with natural gas, it may cause the problem of generating hydrate or ice and clogging of the plant equipment. Mercury may be caused by the brittleness of aluminum plate plate fin heat exchanger cause. In addition, CO 2 and heavy gas components can cause CO 2 freezing problems in a cryogenic plant, resulting in clogging.
따라서, 천연가스 중 이들 불순물은 액화공정으로 보내지기 전에 전처리 공정이 도입되며, 이들 불순물은 반드시 일정 수준 이하로 제거되어야 한다.Therefore, a pretreatment process is introduced before these impurities in the natural gas are sent to the liquefaction process, and these impurities must be removed to a certain level or less.
한편, 해상 전처리 공정은 원료가스의 불순물 함유 정도에 따라 LNG-FPSO 데크(deck)의 가용공간 중 50%까지 차지하므로 소요 공간에 따라 크게 좌우되는 FPSO의 경제성에 지대한 영향을 끼치게 된다. 또한, 해상 전처리 공정은 거친 해양환경과 선박유동에 운전 안정성과 분리성능을 유지할 수 있어야 하므로, 강건한 구조 및 데크 설계가 필수적이다.On the other hand, the marine pretreatment process occupies up to 50% of the available space of the LNG-FPSO deck depending on the impurity content of the raw material gas, which greatly affects the economical efficiency of the FPSO, which depends greatly on the space required. In addition, since the marine pretreatment process should be able to maintain operation stability and separation performance in rough marine environment and ship flow, a robust structure and deck design are essential.
또한, 채굴되는 해상 가스전의 천연가스 조성변화와 선체운동에 따른 전처리 공정의 성능저하에 대비한 설계 최적화가 필요하다.Also, it is necessary to optimize the design to cope with the change of the natural gas composition of the marine gas field mined and the deterioration of the pretreatment process according to the hull motion.
전술한 바와 같이, LNG 전처리 공정에는 천연가스 중에 포함되어 있는 산성가스 성분인 이산화탄소와 황화수소 등을 제거하는 산성가스 제거 장치가 포함된다.As described above, the LNG pretreatment step includes an acidic gas removal device for removing carbon dioxide and hydrogen sulfide, which are acidic gas components contained in natural gas.
이와 같은 산성가스 제거 기술에는 주로 아민흡수공정(Amine Absorption Process)이 사용되고 있다. 아민흡수공정에서 사용된 아민계 흡수제로는 MEA(Monoethanol amine), DEA(Diethanol amine) 등을 들 수 있으며, 현재는 MDEA(Methyldiethanol amine)에 첨가제로서 피페라진(Piperazine) 등을 추가한 흡수제(BASF Licensor 공정)가 주로 사용되고 있으며, 이산화탄소 함량이 많은 경우, 벤필드(Benfield Process)를 개선한 K2CO3 수용액에 첨가제로써 피페라진(Piperazine)이 사용되고 있다.Amine absorption process is mainly used for such acid gas removal technology. Examples of the amine-based absorbent used in the amine absorption process include MEA (Monoethanol amine) and DEA (Diethanol amine). Currently, absorbents such as Piperazine and the like added to MDEA (Methyldiethanol amine) Licensor process) is mainly used. When carbon dioxide content is high, Piperazine is used as an additive in K 2 CO 3 aqueous solution which is improved by Benfield Process.
이와 같이 아민계 흡수제 등의 화학적 흡수제 사용 공정은 이산화탄소와 황화수소의 부분압에 상대적으로 덜 민감하기 때문에 상기 두 성분을 ppm 수준까지 낮출 수 있는 장점이 있으나, 재생탑(Regeneration)에서 재생에너지가 많이 소요된다는 단점을 갖는다. Since the process of using the chemical absorbent such as an amine-based absorbent is relatively less sensitive to partial pressure of carbon dioxide and hydrogen sulfide, the two components can be lowered to the ppm level, but the regeneration requires a large amount of renewable energy .
또한, 아민흡수공정이 LNG-FPSO와 같은 부유식 구조물에 적용될 때에는 구조물의 유동에 대비하여 흡수탑(Absorber)의 면적 및 높이를 충분히 크게 설계해야 하는데, 흡수탑이 높으면 구조물이 선체유동(ship-motion)에 영향을 받기 때문에 흡수탑에 흐르는 유체의 분포가 불균등해지고 이에 따라 산성가스의 흡수가 저하되는 문제가 발생한다.In addition, when the amine absorption process is applied to a floating structure such as LNG-FPSO, the area and height of the absorber must be designed to be sufficiently large in preparation for the flow of the structure. If the absorption tower is high, motion, the distribution of the fluid flowing through the absorption tower becomes uneven and the absorption of the acid gas is lowered.
따라서, 선체유동(ship-motion)에 영향을 덜 받으면서 산성가스를 ppm 수준까지 제거하고 에너지 소모를 줄일 수 있는 장치가 요구되고 있다.Accordingly, there is a demand for an apparatus capable of reducing the acid gas to ppm level and reducing energy consumption while being less affected by ship-motion.
본 발명의 목적은 천연가스 내에 산성가스를 매우 낮은 농도로 낮추면서 에너지 소모량을 종래에 비하여 줄일 수 있는 천연가스에 함유된 산성가스를 제거하는 장치를 제공하는데 있다.An object of the present invention is to provide an apparatus for removing acidic gas contained in natural gas, which can reduce energy consumption in a natural gas to a very low concentration while consuming less energy.
또한, 본 발명의 다른 목적은 상기 천연가스에 함유된 산성가스를 제거하는 방법을 제공하는데 있다.It is another object of the present invention to provide a method for removing acidic gas contained in natural gas.
상기한 목적을 달성하기 위한 본 발명의 천연가스에 함유된 산성가스를 제거하는 장치는 하부를 통해 천연가스를 공급받아 제1흡수제로 상기 천연가스에 함유된 산성가스를 제거하는 제1흡수탑(101);In order to accomplish the above object, an apparatus for removing acidic gas contained in natural gas according to the present invention includes a first absorption tower for receiving natural gas through a lower portion thereof and removing an acidic gas contained in the natural gas with a first absorbent 101);
상기 제1흡수탑에서 처리되어 상부로 배출된 천연가스를 하부를 통해 공급받아 제2흡수제로 상기 천연가스에 함유된 잔존 산성가스를 제거하는 제2흡수탑(102);A second absorber (102) for receiving the natural gas discharged from the first absorber and discharged through the lower portion to remove residual acid gas contained in the natural gas with a second absorber;
상기 제1흡수탑에서 상부를 통해 배출되는 제1흡수제를 중간부를 통해 공급받아 재생시키는 재생탑(103);A regeneration tower (103) for supplying and regenerating a first absorbent discharged through an upper portion of the first absorption tower through an intermediate portion;
상기 제2흡수탑에서 하부를 통해 배출되는 제2흡수제와 상기 재생탑 중간부에서 유출된 세미-린 흡수제를 혼합하는 흡수제 혼합기(104);An absorbent mixer (104) for mixing a second absorbent discharged through the lower part of the second absorption tower and a semi-lean absorbent discharged from the middle part of the regeneration tower;
상기 제1흡수탑의 하부와 상기 재생탑의 중간부를 연결하여, 상기 제1흡수탑에서 하부를 통해 배출되는 제1흡수제를 상기 재생탑에 중간부를 통해 유입시키는 제1라인(105);A first line (105) connecting a lower portion of the first absorber and an intermediate portion of the regeneration tower to introduce a first absorbent discharged through a lower portion of the first absorber into the regeneration tower through an intermediate portion;
상기 재생탑의 하부와 상기 제2흡수탑의 상부를 연결하여, 상기 재생탑에서 재생되어 하부를 통해 배출된 린 흡수제를 상기 제2흡수탑에 상부를 통해 유입시키는 제2라인(106);A second line (106) connecting the lower part of the regeneration tower and the upper part of the second absorption tower to introduce the lean absorbent regenerated in the regeneration tower and discharged through the lower part to the second absorption tower through the upper part;
상기 재생탑의 중간부와 상기 흡수제 혼합기를 연결하여, 상기 재생탑에서 재생되어 중간부를 통해 배출된 세미-린 흡수제를 상기 흡수제 혼합기에 유입시키는 제3라인(107);A
상기 제2흡수탑의 하부와 상기 흡수제 혼합기를 연결하여, 상기 제2흡수탑에서 하부를 통해 배출되는 제2흡수제를 상기 흡수제 혼합기에 유입시키는 제4라인(108); 및A fourth line (108) connecting the lower portion of the second absorption tower and the absorbent mixer to introduce a second absorbent discharged through the lower portion of the second absorption tower into the absorbent mixer; And
상기 흡수제 혼합기와 상기 제1흡수탑의 상부를 연결하여, 상기 흡수제 혼합기에서 혼합된 혼합 흡수제를 상기 제1흡수탑에 상부를 통해 유입시키는 제5라인(109);을 포함할 수 있다.And a
상기 제1라인(105)에 배치되어 제1흡수제에 흡수된 메탄과 산성가스의 일부를 제거하는 플래쉬 드럼(110)을 더 포함할 수 있다.And a
상기 제1라인(105)과 제2라인(106)이 교차하는 지점에 배치되어 상기 재생탑으로 유입되는 제1흡수제와 상기 재생탑에서 배출되는 린 흡수제 사이의 열교환을 수행하는 열교환기(111)를 더 포함할 수 있다.A
상기 제2라인(106)에 배치되어 상기 재생탑에서 배출되는 린 흡수제에 함유된 소량의 산성가스와 물을 증발시키는 재비기(112)를 더 포함할 수 있다.And a
상기 제2라인(106)에 배치되어 상기 재생탑에서 배출되는 린 흡수제에 공정 중 손실된 수분을 보충하는 보충장치(113), 상기 린 흡수제를 압축시키는 제1압축 펌프(114) 및 상기 린 흡수제를 냉각하는 제1냉각기(115)를 더 포함할 수 있다.A replenishing
상기 제3라인(107)에 배치되어 상기 세미-린 흡수제를 압축시키는 제2압축 펌프(116) 및 상기 세미-린 흡수제를 냉각하는 제2냉각기(117)를 더 포함할 수 있다.A
상기 재생탑(103)의 상측에 배치되어 상기 재생탑의 상부에서 배출되는 산성가스에 함유된 수분을 액화시킨 후 상기 액화된 수분을 재생탑으로 되돌려보내며, 상기 수분이 제거된 산성가스를 외부로 배출시키는 응축기(118)를 더 포함할 수 있다.The liquefied water is returned to the regeneration tower after the water contained in the acid gas discharged from the upper part of the regeneration tower is liquefied, and the acid gas, And a
상기 제1흡수탑(101) 및 제2흡수탑(102)의 제1 및 제2흡수제는 메틸디에탄올아민을 포함하는 아민 흡수제일 수 있다.The first and second absorbents of the
상기 제1흡수탑(101)에서 재생탑(103)으로 이동하는, 산성가스가 흡착된 제1흡수제의 농도는 0.5 내지 0.8 mole-acid gas/mole-absorbent일 수 있다.The concentration of the first absorbent to which the acid gas has been adsorbed, moving from the
상기 제2흡수탑(102)에서 흡수제 혼합기(104)로 이동하는, 산성가스가 흡착된 제2흡수제의 농도는 0.1 내지 0.3 mole-acid gas/mole-absorbent일 수 있다.The concentration of the second absorbent with acidic gas adsorbed from the
상기 재생탑(103) 중간에서 유출되는, 덜 재생된 세미-린 흡수제의 농도는 0.3 내지 0.5 mole-acid gas/mole-absorbent일 수 있다.The concentration of the less regenerated semi-lean sorbent flowing out in the middle of the
상기 재생탑(103) 하부에서 유출되는, 완전히 재생된 린 흡수제의 농도는 0.01 내지 0.1 mole-acid gas/mole-absorbent일 수 있다.The concentration of the completely regenerated lean absorbent flowing out from the lower part of the
상기 흡수제 혼합기(104)에서 세미-린 흡수제와 산성가스가 흡착된 제2흡수제는 1-3 : 1의 중량비로 혼합될 수 있다.In the
또한, 상기한 다른 목적을 달성하기 위한 본 발명의 천연가스에 함유된 산성가스의 제거방법은 (A) 공급된 천연가스에 함유된 산성가스를 제1흡수탑에서 제1흡수제로 흡착시키는 단계;According to another aspect of the present invention, there is provided a method for removing acidic gas contained in natural gas, comprising the steps of: (A) adsorbing an acidic gas contained in natural gas supplied from a first absorber to a first absorber;
(B) 상기 일부 산성가스가 제거된 천연가스를 제2흡수탑으로 이동시켜 상기 제2흡수탑(102)에 충진된 제2흡수제로 천연가스에 함유된 산성가스를 흡착시키는 단계; (B) moving the natural gas from which the acid gas has been partially removed to the second absorption tower to adsorb the acid gas contained in the natural gas with the second absorbent filled in the
(C) 상기 제2흡수제로 처리된 천연가스를 외부로 배출시키는 단계;(C) discharging the natural gas treated with the second absorbent to the outside;
(D) 상기 제1흡수제를 재생탑으로 이송시켜 재생시키는 단계;(D) transferring and regenerating the first absorbent to the regeneration tower;
(E) 상기 재생탑의 재생 중간에 일부 유출되는 세미-린 흡수제를 흡수제 혼합기로 이송시키는 단계;(E) conveying a semi-lean absorbent partially leached out during regeneration of the regeneration tower to an absorbent mixer;
(F) 상기 제2흡수탑에서 유출된 제2흡수제를 흡수제 혼합기로 이송시켜 상기 세미-린 흡수제와 혼합시키는 단계;(F) transferring the second absorbent discharged from the second absorption tower to an absorbent mixer to mix with the semi-absorbent;
(G) 상기 흡수제 혼합기에서 혼합된 혼합 흡수제를 상기 제1흡수탑으로 이송시켜 제1흡수제로 사용하는 단계; 및(G) transferring the mixed absorbent mixed in the absorbent mixer to the first absorption tower and using it as a first absorbent; And
(H) 상기 재생탑에서 재생이 완료된 린 흡수제를 제2흡수탑으로 이송시켜 제2흡수제로 사용하는 단계;를 포함할 수 있다.(H) transferring the lean absorbent, which has been regenerated in the regeneration tower, to the second absorption tower and using the same as the second absorbent.
상기 재생탑에서 배출되는 산성가스에 함유된 수분을 응축시켜 재생탑으로 재반송시키는 단계; 및 상기 수분이 제거된 산성가스를 외부로 배출시키는 단계;를 더 포함할 수 있다.Condensing water contained in the acid gas discharged from the regeneration tower and conveying the water to the regeneration tower; And discharging the acid gas from which the moisture has been removed to the outside.
상기 (A)단계에서 산성가스가 흡착된 제1흡수제의 농도는 0.5 내지 0.8 mole-acid gas/mole-absorbent일 수 있다.In the step (A), the concentration of the first absorbent to which the acid gas is adsorbed may be 0.5 to 0.8 mole-acid gas / mole-absorbent.
상기 (B)단계에서 산성가스가 흡착된 제2흡수제의 농도는 0.1 내지 0.3 mole-acid gas/mole-absorbent일 수 있다.The concentration of the second absorbent to which the acid gas is adsorbed in the step (B) may be 0.1 to 0.3 mole-acid gas / mole-absorbent.
상기 (E)단계에서 재생 중간에서 유출되는 덜 재생된 세미-린 흡수제의 농도는 0.3 내지 0.5 mole-acid gas/mole-absorbent일 수 있다In step (E), the concentration of the less regenerated semi-lean absorbent flowing out during regeneration may be 0.3 to 0.5 mole-acid gas / mole-absorbent
상기 (H)단계에서 재생이 완료된 린 흡수제의 농도는 0.01 내지 0.1 mole-acid gas/mole-absorbent일 수 있다The concentration of the lean absorbent that has been regenerated in step (H) may be 0.01 to 0.1 mole-acid gas / mole-absorbent
상기 (F)단계에서 세미-린 흡수제와 산성가스가 흡착된 제2흡수제는 1-3 : 1의 중량비로 혼합될 수 있다.In step (F), the semi-sorbent absorbent and the second absorbent to which the acid gas is adsorbed may be mixed in a weight ratio of 1-3: 1.
본 발명의 천연가스에 함유된 산성가스의 제거장치는 천연가스 내에 함유된 산성가스의 농도가 이산화탄소 50 ppm 이하 및 황화수소 3 ppm 이하가 되도록 산성가스를 제거하며, 농도가 서로 다른 2개의 흡수제를 각각 사용한 2개의 흡수탑을 이용하여 효율적인 산성가스 흡수를 통해 재생탑에서 흡수제 재생에 사용되는 열에너지를 약 15% 이상 절감시킨다.The apparatus for removing acidic gas contained in natural gas according to the present invention is characterized in that acid gas is removed so that the concentration of acid gas contained in the natural gas is not more than 50 ppm carbon dioxide and not more than 3 ppm hydrogen sulfide, The two absorbing towers used reduce the thermal energy used for regenerating the absorbent in the regenerator by about 15% or more through efficient absorption of acid gas.
또한, 산성가스의 흡수를 충분히 수행시키기 위해서는 흡수탑의 높이가 길어져야 하는데, 해상플랜트의 경우 구조물이 선체유동(ship-motion)에 영향을 받기 때문에 흡수탑에 흐르는 유체의 분포가 불균등해지고 이에 따라 산성가스의 흡수가 저하된다. 이에, 본 발명에서는 흡수탑을 2개로 구비하여 선체유동(ship-motion)에 영향을 받지 않고 산성가스가 효율적으로 흡수되어 제거되도록 한다. In order to sufficiently absorb the acid gas, the height of the absorption tower must be long. In the marine plant, since the structure is affected by the ship-motion, the distribution of the fluid flowing through the absorption tower becomes uneven The absorption of the acid gas is lowered. Accordingly, in the present invention, two absorption towers are provided so that acidic gas can be efficiently absorbed and removed without being affected by ship-motion.
도 1은 본 발명의 일 실시예에 따라 제조된 천연가스에 함유된 산성가스를 제거하는 장치를 이용한 공정 흐름도이다.
도 2는 종래의 천연가스에 함유된 산성가스를 제거하는 장치를 이용한 공정 흐름도이다.FIG. 1 is a process flow diagram using an apparatus for removing acidic gas contained in natural gas produced according to an embodiment of the present invention.
2 is a process flow diagram using an apparatus for removing acidic gas contained in a conventional natural gas.
본 발명은 천연가스 내에 산성가스(이산화탄소 및 황화수소 포함)를 매우 낮은 농도로 낮추면서 에너지 소모량을 종래에 비하여 약 15% 이상 줄일 수 있는 천연가스에 함유된 산성가스를 제거하는 장치 및 방법에 관한 것이다.
The present invention relates to an apparatus and a method for removing acidic gas contained in a natural gas, which can reduce the energy consumption by about 15% or more compared to the prior art while lowering the acid gas (including carbon dioxide and hydrogen sulfide) .
이하, 본 발명을 도 1을 참조하여 상세하게 설명한다. Hereinafter, the present invention will be described in detail with reference to Fig.
본 발명의 천연가스에 함유된 산성가스를 제거하는 장치는 제1흡수탑(101), 제2흡수탑(102), 재생탑(103), 흡수제 혼합기(104), 제1라인(105), 제2라인(106), 제3라인(107), 제4라인(108) 및 제5라인(109)을 주요장치로 포함하여 연속공정으로 산성가스를 제거할 수 있다.The apparatus for removing acidic gas contained in the natural gas of the present invention comprises a
제1흡수탑The first absorption tower (101)(101)
상기 제1흡수탑(101)에는 제1흡수제가 충진되고, 상기 제1흡수탑(101)의 하부로 천연가스를 공급받아 상기 제1흡수제로 상기 천연가스에 함유된 산성가스, 즉 이산화탄소와 황화수소를 흡착시켜 천연가스에 함유된 산성가스 중 일부를 제거한다.The
상기 제1흡수제로 처리되어 일부 산성가스가 제거된 천연가스는 제1흡수탑(101)의 상부를 통해 제2흡수탑(102)의 하부로 이송되고, 상기 산성가스가 흡착된 제1흡수제는 제1흡수탑(101)의 하부에서 배출되어 재생탑(103)으로 이송된다.Natural gas, which has been treated with the first absorbent and has been partially removed from the acid gas, is transferred to the lower portion of the
상기 제1흡수탑(101)에 충진되는 제1흡수제는 메틸디에탄올아민이 40 내지 60 중량%로 함유된 아민 흡수제로서, 상기 메틸디에탄올아민의 함량이 상기 하한치 미만인 경우에는 산성가스 흡착능력이 크게 감소하며, 상기 상한치 초과인 경우에는 제1흡수탑을 포함한 다른 장치의 부식 및 성능을 저하시킬 수 있다.The first absorbent filled in the
상기 제1흡수탑(101)에서 산성가스를 흡착시키는 제1흡수제는 흡수제 혼합기(104)에서 공급받은 것이며, 상기 산성가스가 흡착되어 재생탑(103)으로 이동하는 제1흡수제의 농도는 0.5 내지 0.8 mole-acid gas/mole-absorbent이므로, 흡수제 혼합기(104)에서 공급받은 제1흡수제의 농도(산성가스 흡착 전)는 상기 산성가스가 흡착된 제1흡수제의 농도 보다는 0.3 내지 0.5 mole-acid gas/mole-absorbent 낮다.The first absorbent for adsorbing the acid gas in the
제2흡수탑The second absorption tower (102)(102)
상기 제2흡수탑(102)에는 제2흡수제가 충진되고, 상기 제1흡수탑(101)에서 처리된 천연가스를 상기 제2흡수탑(101)의 하부로 공급받아 상기 제2흡수제로 상기 천연가스에 함유된 산성가스를 다량 흡착시켜 천연가스에 함유된 산성가스의 농도가 이산화탄소 50 ppm 이하 및 황화수소 3 ppm이하가 되도록 한다.The
상기 제2흡수제로 처리되어 다량의 산성가스가 제거된 천연가스는 제2흡수탑(102)의 상부를 통해 외부로 배출되고, 상기 산성가스가 흡착된 제2흡수제는 제2흡수탑(102)의 하부를 통해 흡수제 혼합기(104)로 이송되어 재생되지 않은 상태에서 산성가스 흡착제로 재사용된다.The natural gas, which has been treated with the second absorbent to remove a large amount of acid gas, is discharged to the outside through the upper part of the
상기 제2흡수탑(102)에 충진되는 제2흡수제는 상기 제1흡수제와 동일한 성분으로 제조된 동일한 흡착제를 사용하지만, 제1흡수제(산성가스 흡착 전)는 재생탑에서 재생 중에 배출된 세미-린 흡수제와 산성가스가 흡착된 제2흡수제를 혼합한 혼합 흡수제를 제1흡수제로 사용한 반면, 제2흡수제(산성가스 흡착 전)는 재생탑에서 완전히 재생된 린 흡수제를 제2흡수제로 사용하므로 농도가 상이한 2개의 흡착제에 천연가스를 순차적으로 처리하여 산성가스의 농도를 최대한 낮춘다.The second absorbent packed in the
즉, 농도가 높은 제1흡수제에 천연가스를 먼저 처리하여 천연가스에 함유된 일부 산성가스를 제거시킨 후 농도가 낮은 제2흡수제로 추가 처리하여 천연가스에 함유된 산성가스를 다량 제거시킴으로써 천연가스 내에 산성가스의 농도를 최대한 낮출 수 있다. That is, the first absorbent having a high concentration is firstly treated with natural gas to remove some acid gas contained in the natural gas and then further treated with a second absorbent having a low concentration to remove a large amount of the acid gas contained in the natural gas, The concentration of the acidic gas can be minimized.
상기 제2흡수탑(102)에서 산성가스를 흡착시키는 제2흡수제는 재생탑(103)에서 완전히 재생된 린 흡수제로서, 산성가스 흡착 전의 제2흡수제(린 흡수제)의 농도는 0.01 내지 0.1 mole-acid gas/mole-absorbent이며, 상기 산성가스가 흡착되어 제2흡수탑(102)에서 흡수제 혼합기(104)로 이동하는 제2흡수제의 농도는 0.1 내지 0.3 mole-acid gas/mole-absorbent이다. 산성가스의 흡착 전, 후에 따라 0.1 내지 0.2 mole-acid gas/mole-absorbent차이가 발생한다.The second absorbent for adsorbing the acid gas in the
재생탑Play Tower (103)(103)
상기 재생탑(103)은 재생되기 위해 재생탑의 중간부에 투입되는 흡수제가 재생탑의 하부로 이동할수록 탈리되어 완전히 재생되는 것으로서, 본 발명에서는 상기 재생을 위해 흡수제가 투입되는 재생탑(103) 중간부의 다른 측면의 재생탑(103) 중간부에서 덜 재생된 흡수제와 재생탑(103) 하부에서 완전히 재생된 흡수제 2종을 배출한다.In the present invention, the
상기 덜 재생된 흡수제는 세미-린 흡수제로 명칭되어 상기 흡수제 혼합기(104)로 이동되며, 상기 완전히 재생된 흡수제는 린 흡수제로 명칭되어 상기 제2흡수탑(102)의 제2흡수제로 사용된다.The less regenerated sorbent is referred to as the semi-lean sorbent and is transferred to the
상기 재생탑(103)에 투입되는, 산성가스가 흡착된 제1흡수제의 농도는 0.5 내지 0.8 mole-acid gas/mole-absorbent인 반면, 재생탑에서 덜 재생된 세미-린 흡수제의 농도는 0.3 내지 0.5 mole-acid gas/mole-absorbent이고, 완전히 재생된 린 흡수제의 농도는 0.01 내지 0.1 mole-acid gas/mole-absorbent로서, 재생탑에서 재생될수록 흡수제의 농도가 낮아진다. The concentration of the first absorbent to which the acid gas is adsorbed into the
상기 재생탑(103)의 상측에는 응축기(118)가 배치되어 재생탑의 상부에서 배출되는 산성가스에 함유된 수분을 액화시킨 후 상기 액화된 수분을 재생탑으로 되돌려보내 재사용되도록 하며, 상기 수분이 제거된 산성가스는 외부로 배출시킨다.A
흡수제 혼합기(104)The absorbent mixer (104)
상기 흡수제 혼합기(104)는 제1흡수탑(101)의 제1흡수제로 사용될 혼합 흡수제를 제공하는 장치로서, 상기 제2흡수탑(102)에서 배출되는 산성가스가 흡착된 제2흡수제와 상기 재생탑(103) 중간부에서 유출된 세미-린 흡수제를 혼합하여 혼합 흡수제를 제조한다.The
상기 혼합 흡수제는 상기 세미-린 흡수제와 제2흡수제가 1-3 : 1의 중량비, 바람직하게는 1 : 1의 중량비로 혼합된 흡수제이다. 제2흡수제를 기준으로 세미-린 흡수제의 함량이 상기 하한치 미만인 경우에는 농도가 낮은 세미-린 흡수제가 적게 사용되므로 제1흡착제로 사용시 산성가스를 제거하는 양이 미미할 수 있으며, 상기 상한치 초과인 경우에는 세미-린 흡수제가 많이 사용되므로 세미-린 흡수제를 제조하기 위하여 재생탑에서 재생되는 흡수제의 양이 증가되므로 에너지가 절감되지 않는다.The mixed absorbent is an absorbent in which the semi-lean absorbent and the second absorbent are mixed at a weight ratio of 1: 3 to 1: 1, preferably 1: 1. When the content of the semi-linseed absorbent is less than the lower limit based on the second absorbent, the amount of the acidic gas to be removed may be insignificant when used as the first adsorbent because a low concentration of the semi-leaned absorbent is used. The amount of the absorbent regenerated in the regeneration tower is increased in order to produce the semi-lean absorbent, so that the energy is not saved.
본 발명의 흡수제 혼합기(104)에서는 재생탑에서 약간 재생된 세미-린 흡수제와 전혀 재생되지 않은 제2흡수제가 혼합된 혼합 흡수제를 제조하여 제1흡수제로 사용함으로써, 에너지가 많이 소요되는 재생탑을 거의 사용하지 않고도 산성가스 1차 처리용 흡수제로 재사용하므로 에너지를 절감시킬 수 있다. In the
제1라인(105)In the
상기 제1라인(105)은 제1흡수탑(101)의 하부와 상기 재생탑(103)의 중간부를 연결하여, 상기 제1흡수탑에서 배출되는 제1흡수제를 상기 재생탑에 유입시킨다.The
상기 제1라인(105)에는 플래쉬 드럼(110)이 배치되어 7 내지 8 bar의 조건으로 운전되어 상기 제1흡수제에 흡수된 메탄과 산성가스의 일부를 제거한다.A
제2라인(106)In the
상기 제2라인(106)은 상기 재생탑(103)의 하부와 상기 제2흡수탑(102)의 상부를 연결하여, 상기 재생탑에서 재생된 린 흡수제를 상기 제2흡수탑에 유입시켜 제2흡수제로 사용한다.The
상기 제1라인(105)과 제2라인(106)이 교차하는 지점에 열교환기(111)를 배치하여 상기 재생탑으로 유입되는 제1흡수제와 상기 재생탑에서 배출되는 린 흡수제 사이의 열교환을 수행한다. 즉, 재생탑에서 배출되는 뜨거운 린 흡수제의 열을 이용하여 재생탑으로 유입되는 재생이 필요한 제1흡수제(산성가스 흡착된 제1흡수제)를 미리 가열시켜 재생탑에서 에너지가 적게 소모되도록 한다.A
또한, 제2라인(106)에 재비기(112)를 배치하여 상기 재생탑에서 배출되는 린 흡수제에 함유된 산성가스와 물을 증발시키기 위하여 재생탑과 동일한 압력으로 120 내지 130 ℃에서 가동된다. 상기 증발되는 산성가스와 물은 재생탑으로 이송될 수 있다.Also, a
또한, 제2라인(106)에 보충장치(113)를 배치하여 상기 재생탑에서 배출되는 린 흡수제에 공정 중 손실된 수분을 보충하여 린 흡수제의 아민 농도를 일정하게 유지시키고, 제1압축 펌프(114)를 배치하여 상기 린 흡수제를 압축시키며, 제1냉각기(115)를 배치하여 뜨거운 린 흡수제를 냉각시킨다. In addition, the
상기 장치들은 재생탑에서 제2흡수탑으로 진행되는 제2라인(106)에 재비기(112), 열교환기(111), 보충장치(113), 제1압축 펌프(114) 및 제1냉각기(115) 순으로 배치된다.The apparatus includes a
제3라인(107)In the
상기 제3라인(107)은 상기 재생탑의 중간부와 상기 흡수제 혼합기를 연결하여, 상기 재생탑에서 약간 재생된 세미-린 흡수제를 상기 흡수제 혼합기에 유입시킨다.The
상기 제3라인(107)에 제2압축 펌프(116)를 배치하여 상기 세미-린 흡수제를 압축시키며, 제2냉각기(117)를 배치하여 뜨거운 세미-린 흡수제를 냉각시킨다. A
제4라인(108)In the
상기 제4라인(108)은 상기 제2흡수탑의 하부와 상기 흡수제 혼합기를 연결하여, 상기 제2흡수탑에서 배출되는 제2흡수제를 상기 흡수제 혼합기에 유입시킨다.The
제5라인(109)In the
상기 제5라인(109)은 상기 흡수제 혼합기와 상기 제1흡수탑의 상부를 연결하여, 상기 흡수제 혼합기에서 혼합된 혼합 흡수제를 상기 제1흡수탑에 유입시킨다.
The
또한, 본 발명은 천연가스에 함유된 산성가스를 제거하는 방법을 제공한다.The present invention also provides a method for removing acidic gas contained in natural gas.
본 발명의 천연가스에 함유된 산성가스의 제거방법은 먼저, 제1흡수탑의 제1흡수제로 유입되는 천연가스에 함유된 산성가스를 흡착시켜 산성가스를 일부 제거시킨 후 상기 일부 산성가스가 제거된 천연가스를 제2흡수탑으로 이동시켜 제2흡수제로 상기 천연가스에 함유된 산성가스를 다량 흡착시켜 천연가스 내에 산성가스의 농도를 현저히 낮춘 다음 산성가스의 농도가 낮아진 천연가스를 외부로 배출시킨다. In the method of removing acidic gas contained in natural gas according to the present invention, acid gas contained in a natural gas flowing into a first absorbent of a first absorption tower is adsorbed to partially remove an acidic gas, And the second absorbent absorbs a large amount of the acidic gas contained in the natural gas to significantly lower the concentration of the acidic gas in the natural gas, and then discharges the natural gas having a lowered concentration of the acidic gas to the outside .
상기 산성가스로 처리된 제1흡수제는 재생탑으로 이송되어 재생되는데, 상기 재생탑에서 재생되는 중간에 흡수제(세미-린 흡수제)를 일부 유출시켜 흡수제 혼합기로 이송시키고, 상기 제2 흡수탑에서 유출된 산성가스가 흡착된 제2흡수제를 흡수제 혼합기로 이송시켜 상기 세미-린 흡수제와 혼합시킨다. 상기 흡수제 혼합기에서 혼합된 혼합 흡수제는 상기 제1흡수탑으로 이송되어 제1흡수제로 사용되며, 상기 재생탑에서 재생이 완료된 린 흡수제는 제2흡수탑으로 이송되어 제2흡수제로 사용된다.The first absorbent treated with the acid gas is transferred to the regeneration tower for regeneration. The regeneration tower regenerates a part of the absorbent (semi-lean absorbent) during the regeneration and transfers it to the absorbent mixer, The second absorbent to which the acidic gas has been adsorbed is transferred to the absorbent mixer and mixed with the semi-absorbent. The mixed absorbent mixed in the absorbent mixer is transferred to the first absorption tower and used as a first absorbent, and the regenerated lean absorbent in the regeneration tower is transferred to the second absorption tower and used as a second absorbent.
또한, 재생탑에서 배출되는 산성가스에 함유된 수분을 응축시켜 재생탑으로 재반송시키고, 상기 수분이 제거된 산성가스를 외부로 배출시키는 단계를 더 수행할 수 있다.
The method may further include the step of condensing water contained in the acid gas discharged from the regeneration tower and carrying it back to the regeneration tower, and discharging the acid gas from which the moisture has been removed to the outside.
이하, 본 발명의 이해를 돕기 위하여 바람직한 실시예를 제시하나, 하기 실시예는 본 발명을 예시하는 것일 뿐 본 발명의 범주 및 기술사상 범위 내에서 다양한 변경 및 수정이 가능함은 당업자에게 있어서 명백한 것이며, 이러한 변형 및 수정이 첨부된 특허청구범위에 속하는 것도 당연한 것이다.It will be apparent to those skilled in the art that various modifications and variations can be made in the present invention without departing from the spirit or scope of the present invention. Such variations and modifications are intended to be within the scope of the appended claims.
실시예Example 1. One.
도 1에 도시된 바와 같이, 천연가스의 산성가스를 1차 흡수하는 제1흡수탑(101)이 67.4 bar의 조건에서 운전되며, 상기 제1흡수탑에서 처리된 천연가스가 제2흡수탑으로 이송되어 산성가스를 2차 흡수하는 제2흡수탑(102)이 67.4 bar의 조건에서 운전된다. 상기 제1흡수탑(101)에서 산성가스를 흡착한 제1흡수제를 재생탑(103)으로 이송시키는 중간에 플래쉬 드럼(110)을 구비하여 7.15 bar의 조건에서 운전시켜 상기 제1흡수제에 함유된 메탄과 약간의 산성가스를 제거한다. 상기 플래쉬 드럼을 거친 제1흡수제는 열교환기(111)로부터 가열되어 2 bar의 압력으로 운전되는 재생탑(103)으로 유입됨으로써 산성가스를 제거하는 재생과정을 거친다. 상기 재생과정에 발생된 산성가스에 함유된 수분은 2 bar의 압력 및 50 ℃ 온도로 운전되는 응축기(118)에서 액화되어 다시 재생탑으로 반송되며, 수분이 제거된 산성가스는 외부로 유출된다. As shown in Fig. 1, a
상기 완전히 재생된 린 흡수제는 2 bar의 압력 및 120~130 ℃ 온도로 운전되어 수증기를 발생시키는 재비기(112)로 처리되어 상기 린 흡수제에 포함된 산성가스와 물이 증발되고, 산성가스와 물이 증발된 린 흡수제는 열교환기를 거친 후 보충장치(113)로부터 수분을 공급받고 압축 펌프(114)로 압축시킨 다음 냉각기(115)로 린 흡착제를 냉각시켜 제2흡수탑(102)의 제2흡수제로 다시 사용한다.The completely regenerated lean absorbent is operated at a pressure of 2 bar and at a temperature of 120 to 130 ° C to be treated with a
제2흡수탑(102)에서 산성가스가 흡착된 제2흡수제는 흡수제 혼합기(104)로 이송되며, 상기 재생탑(103)에서 덜 재생된 세미-린 흡수제는 압축 펌프(116)로 압축되고 냉각기(117)로 냉각되어 흡수제 혼합기(104)로 이송되어 상기 산성가스가 흡착된 제2흡수제와 1 : 1의 중량비로 혼합된다. 상기 혼합된 흡수제는 제1흡착탑(101)의 제1흡수제로 다시 사용된다. The second absorbent in which the acid gas has been adsorbed in the
상기 제1 및 제2 흡수제는 MDEA가 50 중량%로 함유된 것이며, 제1흡수제로 세미-린 흡수제와 산성가스가 흡착된 제2흡수제와 1 : 1의 중량비로 혼합되어 각각 900 Sm3/h(liquid volume)로 사용된다.
The first and second absorbent MDEA is will contained 50% by weight, of a first absorbent semi-lean absorbent and sour gas are adsorbed second absorbent and 1 are mixed in a weight ratio of 1 900 Sm 3 / h, respectively and is used as a liquid volume.
비교예Comparative Example 1. One.
도 2에 도시된 바와 같이, 천연가스의 산성가스를 흡수하는 흡수탑(201)이 67.4 bar의 조건에서 운전되며, 상기 흡수탑(201)에서 산성가스를 흡착한 흡수제를 재생탑(204)으로 이송시키는 중간에 플래쉬 드럼(202)을 구비하여 7.15 bar의 조건에서 운전시켜 상기 흡수제에 함유된 메탄과 약간의 산성가스를 제거한다. 상기 플래쉬 드럼(202)을 거친 흡수제는 열교환기(203)로부터 가열되어 2 bar의 압력으로 운전되는 재생탑(204)으로 유입됨으로써 산성가스를 제거하는 재생과정을 거친다. 상기 재생과정에 발생된 산성가스에 함유된 수분은 2 bar의 압력 및 50 ℃ 온도로 운전되는 응축기(205)에서 액화되어 다시 재생탑으로 반송되며, 수분이 제거된 산성가스는 외부로 유출된다. 2, an
상기 재생된 흡수제는 2 bar의 압력 및 120~130 ℃ 온도로 운전되어 수증기를 발생시키는 재비기(206)로 처리되어 상기 흡수제에 포함된 산성가스와 물이 증발되고, 산성가스와 물이 증발된 흡수제는 열교환기를 거친 후 보충장치(207)로부터 수분을 공급받고 압축 펌프(208)로 압축시킨 다음 냉각기(209)로 흡착제를 냉각시켜 흡수탑(201)의 흡수제로 다시 사용한다. The regenerated absorbent is operated at a pressure of 2 bar and a temperature of 120 to 130 ° C to be treated with a
상기 흡수제는 MDEA가 50 중량%로 함유된 것이며, 1,800 Sm3/h(liquid volume)를 사용된다.
The absorbent contains 50% by weight of MDEA, and 1,800 Sm 3 / h (liquid volume) is used.
<< 시험예Test Example >>
시험예Test Example 1. 산성가스의 농도 및 에너지량 측정 1. Measurement of concentration and energy of acid gas
하기 시험은 ProMax® 시뮬레이터로 측정되었으며, 천연가스는 5.27 X 106 Sm3/h의 유량으로 32 ℃ 및 67.5 bar의 압력으로 공급되었고, 상기 천연가스는 이산화탄소가 15 몰%, 황화수소가 60 ppm이 함유되었다. 또한, 실시예 1 및 비교예 1의 공정에 사용한 흡수탑의 지름은 각각 4.8 m로 동일하며, 재생탑의 지름은 6.0 m로 동일하다.The following test was carried out on a ProMax simulator and the natural gas was supplied at 32 ° C and 67.5 bar at a flow rate of 5.27 × 10 6 Sm 3 / h, and the natural gas had 15 mol% of carbon dioxide and 60 ppm of hydrogen sulfide . The diameters of the absorption towers used in the processes of Example 1 and Comparative Example 1 are the same as 4.8 m, and the diameter of the regeneration tower is equal to 6.0 m.
천연가스 내에 함유된 이산화탄소 농도가 50 ppm이하, 황화수소 농도가 3 ppm 이하가 되도록 상기 실시예 1 및 비교예 1의 장치로 상기 천연가스를 처리할 때의 에너지량과 실제 천연가스 내에 잔존하는 이산화탄소 및 황화수소의 농도를 측정하였다. The amount of energy when treating the natural gas with the apparatus of Example 1 and Comparative Example 1 and the amount of carbon dioxide remaining in the actual natural gas and the amount of carbon dioxide remaining in the natural gas are controlled so that the concentration of carbon dioxide contained in the natural gas is 50 ppm or less and the concentration of hydrogen sulfide is 3 ppm or less. The concentration of hydrogen sulfide was measured.
(응축기+흡수제 냉각)cooling water
(Condenser + absorbent cooling)
위 표 1에 나타낸 바와 같이, 본 발명의 실시예 1의 공정에 따라 천연가스를 처리하면 작은 에너지양으로 천연가스 내에 함유된 이산화탄소를 49.9 ppm, 황화수소를 0.138 ppm으로 낮출 수 있다.As shown in Table 1 above, treating natural gas according to the process of Example 1 of the present invention can reduce carbon dioxide contained in natural gas to 49.9 ppm and hydrogen sulfide to 0.138 ppm in a small energy amount.
반면, 비교예 1의 공정에 따라 천연가스를 처리하면 실시예 1에 비하여 많은 에너지를 사용하면서 황화수소는 높은 농도로 존재하는 것을 확인하였다.On the other hand, when natural gas was treated according to the process of Comparative Example 1, it was confirmed that hydrogen sulfide was present at a high concentration while using much energy as compared with Example 1.
100: 천연가스에 함유된 산성가스를 제거하는 장치
101: 제1흡수탑 102: 제2흡수탑
103: 재생탑 104: 흡수제 혼합기
105: 제1라인 106: 제2라인
107: 제3라인 108: 제4라인
109: 제5라인 110: 플래쉬 드럼
111: 열교환기 112: 재비기
113: 보충장치 114: 제1압축 펌프
115: 제1냉각기 116: 제2압축 펌프
117: 제2냉각기 118: 응축기
200: 종래의 천연가스에 함유된 산성가스를 제거하는 장치
201: 흡수탑 202: 플래쉬 드럼
203: 열교환기 204: 재생탑
205: 응축기 206: 재비기
207: 보충장치 208: 압축 펌프
209: 냉각기100: Device for removing acidic gas contained in natural gas
101: first absorption tower 102: second absorption tower
103: regeneration tower 104: absorbent mixer
105: first line 106: second line
107: third line 108: fourth line
109: fifth line 110: flash drum
111: heat exchanger 112: re-boiling
113: replenishing device 114: first compression pump
115: first cooler 116: second compression pump
117: second cooler 118: condenser
200: Conventional device for removing acidic gas contained in natural gas
201: absorption tower 202: flash drum
203: heat exchanger 204: regenerator
205: condenser 206: re-boiler
207: Replenishing device 208: Compressing pump
209: Cooler
Claims (20)
상기 제1흡수탑에서 처리되어 상부로 배출된 천연가스를 하부를 통해 공급받아 제2흡수제로 상기 천연가스에 함유된 잔존 산성가스를 제거하는 제2흡수탑(102);
상기 제1흡수탑에서 하부를 통해 배출되는 제1흡수제를 중간부를 통해 공급받아 재생시키는 재생탑(103);
상기 제2흡수탑에서 하부를 통해 배출되는 제2흡수제와 상기 재생탑 중간부에서 유출된 세미-린 흡수제를 혼합하는 흡수제 혼합기(104);
상기 제1흡수탑의 하부와 상기 재생탑의 중간부를 연결하여, 상기 제1흡수탑에서 하부를 통해 배출되는 제1흡수제를 상기 재생탑에 중간부를 통해 유입시키는 제1라인(105);
상기 재생탑의 하부와 상기 제2흡수탑의 상부를 연결하여, 상기 재생탑에서 재생되어 하부를 통해 배출된 린 흡수제를 상기 제2흡수탑에 상부를 통해 유입시키는 제2라인(106);
상기 재생탑의 중간부와 상기 흡수제 혼합기를 연결하여, 상기 재생탑에서 재생되어 중간부를 통해 배출된 세미-린 흡수제를 상기 흡수제 혼합기에 유입시키는 제3라인(107);
상기 제2흡수탑의 하부와 상기 흡수제 혼합기를 연결하여, 상기 제2흡수탑에서 하부를 통해 배출되는 제2흡수제를 상기 흡수제 혼합기에 유입시키는 제4라인(108); 및
상기 흡수제 혼합기와 상기 제1흡수탑의 상부를 연결하여, 상기 흡수제 혼합기에서 혼합된 혼합 흡수제를 상기 제1흡수탑에 상부를 통해 유입시키는 제5라인(109);을 포함하는 것을 특징으로 하는 천연가스에 함유된 산성가스의 제거장치.A first absorption tower (101) for receiving natural gas through a lower portion and removing acidic gas contained in the natural gas with a first absorbent;
A second absorber (102) for receiving the natural gas discharged from the first absorber and discharged through the lower portion to remove residual acid gas contained in the natural gas with a second absorber;
A regeneration tower (103) for supplying and regenerating a first absorbent discharged through a lower portion of the first absorption tower through an intermediate portion;
An absorbent mixer (104) for mixing a second absorbent discharged through the lower part of the second absorption tower and a semi-lean absorbent discharged from the middle part of the regeneration tower;
A first line (105) connecting a lower portion of the first absorber and an intermediate portion of the regeneration tower to introduce a first absorbent discharged through a lower portion of the first absorber into the regeneration tower through an intermediate portion;
A second line (106) connecting the lower part of the regeneration tower and the upper part of the second absorption tower to introduce the lean absorbent regenerated in the regeneration tower and discharged through the lower part to the second absorption tower through the upper part;
A third line 107 connecting the intermediate portion of the regeneration tower and the absorbent mixer to introduce the semi-lean absorbent regenerated in the regeneration tower and discharged through the intermediate portion into the absorbent mixer;
A fourth line (108) connecting the lower portion of the second absorption tower and the absorbent mixer to introduce a second absorbent discharged through the lower portion of the second absorption tower into the absorbent mixer; And
And a fifth line (109) connecting the absorbent mixer and the upper portion of the first absorption tower to introduce the mixed absorbent mixed in the absorbent mixer into the first absorption tower through an upper portion thereof. An apparatus for removing acidic gas contained in a gas.
(B) 상기 일부 산성가스가 제거된 천연가스를 제2흡수탑으로 이동시켜 상기 제2흡수탑(102)에 충진된 제2흡수제로 천연가스에 함유된 산성가스를 흡착시키는 단계;
(C) 상기 제2흡수제로 처리된 천연가스를 외부로 배출시키는 단계;
(D) 상기 제1흡수제를 재생탑으로 이송시켜 재생시키는 단계;
(E) 상기 재생탑에서 재생 중간에 일부 유출되는 세미-린 흡수제를 흡수제 혼합기로 이송시키는 단계;
(F) 상기 제2흡수탑에서 유출된 제2흡수제를 흡수제 혼합기로 이송시켜 상기 세미-린 흡수제와 혼합시키는 단계;
(G) 상기 흡수제 혼합기에서 혼합된 혼합 흡수제를 상기 제1흡수탑으로 이송시켜 제1흡수제로 사용하는 단계; 및
(H) 상기 재생탑에서 재생이 완료된 린 흡수제를 제2흡수탑으로 이송시켜 제2흡수제로 사용하는 단계;를 포함하는 것을 특징으로 하는 천연가스에 함유된 산성가스의 제거방법.(A) adsorbing the acidic gas contained in the supplied natural gas with the first absorbent in the first absorption tower;
(B) moving the natural gas from which the acid gas has been partially removed to the second absorption tower to adsorb the acid gas contained in the natural gas with the second absorbent filled in the second absorption tower 102;
(C) discharging the natural gas treated with the second absorbent to the outside;
(D) transferring and regenerating the first absorbent to the regeneration tower;
(E) transferring the semi-lean absorbent partially leached out in the regeneration tower to the absorbent mixer;
(F) transferring the second absorbent discharged from the second absorption tower to an absorbent mixer to mix with the semi-absorbent;
(G) transferring the mixed absorbent mixed in the absorbent mixer to the first absorption tower and using it as a first absorbent; And
(H) transferring the lean absorbent, which has been regenerated in the regeneration tower, to the second absorber and using the lean absorbent as a second absorbent.
상기 수분이 제거된 산성가스를 외부로 배출시키는 단계;를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 천연가스에 함유된 산성가스의 제거방법. 15. The method of claim 14, further comprising: condensing moisture contained in the acidic gas discharged from the regeneration tower and returning the water to the regeneration tower; And
And discharging the acid gas from which the moisture has been removed to the outside of the natural gas.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
KR1020160106188A KR101883878B1 (en) | 2016-08-22 | 2016-08-22 | Apparatus and method for removing acidic gas containing natural gas |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
KR1020160106188A KR101883878B1 (en) | 2016-08-22 | 2016-08-22 | Apparatus and method for removing acidic gas containing natural gas |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
KR20180021519A KR20180021519A (en) | 2018-03-05 |
KR101883878B1 true KR101883878B1 (en) | 2018-08-01 |
Family
ID=61726726
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
KR1020160106188A KR101883878B1 (en) | 2016-08-22 | 2016-08-22 | Apparatus and method for removing acidic gas containing natural gas |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
KR (1) | KR101883878B1 (en) |
Families Citing this family (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
KR102248010B1 (en) * | 2018-05-23 | 2021-05-06 | 닛키 글로벌 가부시키가이샤 | Natural gas pretreatment facility |
KR102172095B1 (en) * | 2019-03-27 | 2020-10-30 | 한국생산기술연구원 | Method of absorbing and separating acid gas and apparatus for absorbing and separating acid gas |
US11229875B1 (en) * | 2020-09-25 | 2022-01-25 | Ineos Americas, Llc | Scrubbing fluid and methods for using same |
Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2010120013A (en) | 2008-10-23 | 2010-06-03 | Hitachi Ltd | Method and apparatus for removing carbon dioxide and hydrogen sulfide |
-
2016
- 2016-08-22 KR KR1020160106188A patent/KR101883878B1/en active IP Right Grant
Patent Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2010120013A (en) | 2008-10-23 | 2010-06-03 | Hitachi Ltd | Method and apparatus for removing carbon dioxide and hydrogen sulfide |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
KR20180021519A (en) | 2018-03-05 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10150926B2 (en) | Configurations and methods of flexible CO2 removal | |
US8454727B2 (en) | Treatment of natural gas feeds | |
CN100595263C (en) | Front end combination purification technique for producing liquefied natural gas from mixture gas rich-containing methane | |
AU2014254377B2 (en) | Sweetening of natural gas by membrane contactor | |
JP2001504385A (en) | How to remove carbon dioxide from gas | |
EP2956228B1 (en) | Process for floating liquified natural gas pretreatment | |
JP2019532802A (en) | Apparatus, system, and associated process for enhancing selective contaminant removal | |
KR101883878B1 (en) | Apparatus and method for removing acidic gas containing natural gas | |
KR101896119B1 (en) | Method for processing a natrual load gas for obtaining a natrual processed gas and a reduction in c5+ hydrocarbons, and associated installation | |
CN110124466B (en) | Method and system for simultaneously removing water and carbon dioxide in gas phase by compounding ionic liquid | |
RU2602908C1 (en) | Method of natural gas cleaning from impurities during its preparation for production of liquefied methane, ethane and hydrocarbons wide fraction | |
US10619114B2 (en) | Pretreatment equipment for hydrocarbon gas to be liquefied and shipping base equipment | |
KR101658448B1 (en) | Multi-step hybrid apparatus for removal of acidic gas and moisture from natural gas and the method therewith | |
US20100303693A1 (en) | Hybrid solvent using physical solvents and nanoparticle adsorbents | |
KR101777119B1 (en) | Apparatus for removing moisture from natural gas and the method for removing moisture from natural gas by using the same | |
WO2020033114A2 (en) | Improving the efficiency a gas conditioning system via hydrate inhibitor injection | |
JP4758711B2 (en) | Pretreatment method for gas hydrate production | |
CN111447986A (en) | Pretreatment equipment for natural gas | |
WO2015159546A1 (en) | System and method for liquefying natural gas | |
KR20160062422A (en) | Glycol Dehydration System | |
KR20150144939A (en) | Hybrid regeneration apparatus and method of liquid desiccant for gas dehydration process | |
KR20160046591A (en) | Multi section type-LNG Feed gas pre-processing apparatus | |
KR20150084366A (en) | Hybrid Type Removal System And Method Of Carbon-dioxide |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A201 | Request for examination | ||
E902 | Notification of reason for refusal | ||
E701 | Decision to grant or registration of patent right | ||
GRNT | Written decision to grant |