NO172477B - Fremgangsmaate ved fjerning av co2 og eventuelt h2s fra gasser - Google Patents
Fremgangsmaate ved fjerning av co2 og eventuelt h2s fra gasser Download PDFInfo
- Publication number
- NO172477B NO172477B NO893322A NO893322A NO172477B NO 172477 B NO172477 B NO 172477B NO 893322 A NO893322 A NO 893322A NO 893322 A NO893322 A NO 893322A NO 172477 B NO172477 B NO 172477B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- absorption
- expansion
- absorption liquid
- gas
- stage
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims description 107
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 209
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims abstract description 22
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims abstract description 22
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 105
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 45
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 5
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 3
- 150000001983 dialkylethers Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000000284 extract Substances 0.000 claims description 2
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 claims 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 abstract description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract 8
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 22
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 20
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 11
- 239000000047 product Substances 0.000 description 10
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 10
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 6
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 238000005201 scrubbing Methods 0.000 description 4
- 239000002680 soil gas Substances 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N N,N-Dimethylformamide Chemical compound CN(C)C=O ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 3
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 3
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DHMQDGOQFOQNFH-UHFFFAOYSA-N Glycine Chemical compound NCC(O)=O DHMQDGOQFOQNFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FFDGPVCHZBVARC-UHFFFAOYSA-N N,N-dimethylglycine Chemical class CN(C)CC(O)=O FFDGPVCHZBVARC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N Piperazine Chemical compound C1CNCCN1 GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 2
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 2
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 2
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 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
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N sulfolane Chemical compound O=S1(=O)CCCC1 HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HXKKHQJGJAFBHI-UHFFFAOYSA-N 1-aminopropan-2-ol Chemical compound CC(O)CN HXKKHQJGJAFBHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RMGHERXMTMUMMV-UHFFFAOYSA-N 2-methoxypropane Chemical class COC(C)C RMGHERXMTMUMMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 239000004471 Glycine Substances 0.000 description 1
- SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N N-Methylpyrrolidone Chemical compound CN1CCCC1=O SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GDFAOVXKHJXLEI-VKHMYHEASA-N N-methyl-L-alanine Chemical class C[NH2+][C@@H](C)C([O-])=O GDFAOVXKHJXLEI-VKHMYHEASA-N 0.000 description 1
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- -1 aliphatic acid amides Chemical class 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006735 deficit Effects 0.000 description 1
- 150000005218 dimethyl ethers Chemical class 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004391 petroleum recovery Methods 0.000 description 1
- 229940072033 potash Drugs 0.000 description 1
- 235000015320 potassium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Substances [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 159000000001 potassium salts Chemical class 0.000 description 1
- 150000003141 primary amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 150000004040 pyrrolidinones Chemical class 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 150000003335 secondary amines Chemical class 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
- C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
- C10K1/08—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors
- C10K1/10—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids
- C10K1/12—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids alkaline-reacting including the revival of the used wash liquors
- C10K1/14—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids alkaline-reacting including the revival of the used wash liquors organic
-
- 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
- B01D53/1456—Removing acid components
- B01D53/1475—Removing 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
- 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
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Separation Of Gases By Adsorption (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte til fjerning av C02 og eventuelt H2S fra gasser ved en gassvasking ved hjelp av en absorpsjonsvæske.
Ved absorpsjonsfremgangsmåter til fjerning av C02 fra gasser som syntesegasser og jordgasser, blir det fraskilte C02 hyppig utvunnet som verdiprodukt, som finner anvendelse for videre formål. Eksempelvis blir det C02 som oppnås ved gassvasking av jordgasser respektive jordoljefølgegasser tilbakeført i jordoljeforekomsten etter kompresjon, for derved å øke graden av jordoljeutvinningen. Videre blir det C02 som fraskilles i en C02-vasking fra syntesegassen i et ammoniakkanlegg hyppig anvendt i et etterkoblet ureaanlegg som råstoff for omsetningen med ammoniakk til urea. Derved er det C02 som utvinnes i ammoniakkanlegget som regel i underskudd med hensyn til ureadannelsen i forhold til den ammoniakken som oppnås i ammoniakkanlegget, slik at det er av spesiell betydning at C02 kan utvinnes i ammoniakkanleggets C02-vask i et så høyt som mulig utbytte.
Fra det tyske patenskriftet 25 51 717 er det allerede
kjent å fjerne C02 og eventuelt H2S fra en gass som inneholder C02 og eventuelt H2S ved en gassvasking ved hjelp av en absorpsjonsvæske, hvorved den belastede absorpsjonsvæsken først regenereres i ekspansjonstrinn og deretter tilføres en avdriv-ningskolonne for videre regenerering. Ved anvendelse av denne gassvaskefremgangsmåten for C02-vasking av en ammoniakksyntese-gass utvinnes C02 som regel med et utbytte mellom 95 og 97%, hvorved C02-tapene - bortsett fra det rest-C02-innholdet i den rensede gassen som angis ved C02-spesifikasjonen av den rensede gassen - i det vesentlige opptrer i avgassen fra det første ekspansj onstrinnet.
Fra Hydrocarbon Processing, mars-heftet 1988, sidene 43-46, er det allerede kjent ved en slik C02-vasking under anvendelse av et fysikalsk løsningsmiddel å forhøye C02-utbyttet på den måten at den gassen som oppnås fra det første ekspansjonstrinnet blir tilbakeført til absorberen til råstoffgassen for C02-vaskingen. Denne arbeidsmåten har allikevel følgende ulemper: - Den C02-mengden som skal vaskes ut fra råstoffgassen under det relativt høye trykket i absorpsjonskolonnen blir forhøyet. Dette fører til en økning av det nødvendige absorpsjonsmiddelomløpet og følgelig til en økning av diameteren på absorpsjons- og regenereringskolonnen.
Resultatet blir også et ytterligere forbruk av elektrisk energi for kompresjon av den gassen som føres tilbake til absorberen, og til ompumping av den økte omløpsmengden av absorpsj onsmiddelet.
Kjølingen og kompremeringen av gasstrømmene og de større kolonnene fører til økte investeringskostnader.
Det er videre blitt forelått å utvinne den ekstra C02-mengden som er nødvendig for ureafremstillingen ved en C02-vasking av de forbrenningsgassene som oppnås fra ammoniakkanlegget. P.g.a. de korrosive komponentene som 02 og S02 som ofte fremdeles inneholdes i disse forbrenningsgassene, oppstår ved slik C02-vasking ofte betydelige problemer ved korrosjon ved anleggsdeler og spaltning av løsningsmiddlet.
Det ble nå funnet en fordelaktig fremgangsmåte til
fjerning av C02 og eventuelt H2S fra en gass som inneholder C02 og eventuelt H2S ved hjelp av en absorpsjonsvæske, hvorved man behandler gassen som inneholder C02 og eventuelt H2S med absorpsjonsvæsken i en absorpsjonssone, trekker ut den behandlede gassen fra absorpsjonssonen, deretter regenererer absorpsjonsvæsken som har løst C02 og eventuelt H2S og som er oppnådd fra absorpsjonssonen, mens absorpsjonsvæsken som har løst C02 og eventuelt H2S blir avspent i et eller flere ekspansjonstrinn,
og en ekspansjonsgass blir trukket ut fra toppen av det første ekspansjonstrinnet, henholdvis ved flere ekspansjonstrinn fra toppen av minst ett av det første til nest siste ekspansjonstrinnet, og den delvis regenererte absorpsjonsvæsken oppnådd fra det siste ekspansjonstrinnet eventuelt blir ført til en avdrivningssone for videre regenerering, hvorved minst en surgasstrøm som inneholder C02 og eventuelt H2S blir trukket av fra regenereringen, og den regenererte absorpsjonsvæsken blir
tilbakeført til absorpsjonssonen, og som er kjennetegnet ved at minst ett av ekspansjonstrinnene, som ekspansjonsgassen blir trukket av fra, på et sted ovenfor tilførselen av absorpsjonsvæsken som skal avspennes blir tilført en delstrøm av helt eller delvis regenerert absorpsjonsvæske.
Etter den nye fremgangsmåten kan man øke C02 utbyttet til over 99%, eksempelvis på en enkel måte i C02-vaskingen i et ammoniakkanlegg ved ettervasking ifølge oppfinnelsen av ekspansjonsgassene i det tilsvarende ekspansjonstrinnet med delvis regenerert aborpsjonsvæske fra det siste ekspansjonstrinnet, uten at det herfor kreves de nødvendige anvendbare forholdsreglene ifølge de kjente fremgangsmåtene. Tilsvarende den lille mengden av den C02-holdige ekspansjonsgassen er det for ettervaskingen til utvasking av C02 fra ekspansjonsgassen ifølge oppfinnelsen nødvendig med bare et lite kolonnevolum, slik at de ekstra investeringskostnadene blir svært små. Da dessuten bare en liten delstrøm av den delvis regenererte absorpsjonsvæsken som oppnås eksempelvis fra det siste ekspansjonstrinnet ved å senke trykket, er nødvendig for ettervaskingen, endres ved ettervaskingen praktisk talt ikke det samlede varmebehovet i regenerasjonsdelen av surgassvasking.
Som gasser som skal behandles etter fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kommer eksempelvis kullforgassingsgasser, koksovns-gasser, jordgasser, jordoljefølgegasser og syntesegasser i betraktning, hvorved anvendelse på C02-holdige jordgasser og jordoljefølgegasser med hensyn til C02-utvinning for tertiær jordoljeproduksjon og på ammoniakksyntesegasser med hensyn til videre anvendelse av den utvundne C02 for ureaproduksjon er av spesiell interesse.
Gassene har vanligvis et C02-innhold på 1 til 90 mol-%, fortrinnsvis 2 til 90 mol-%, spesielt 3 til 60 mol-%. Ved siden av C02 kan gassene inneholde H2S som ytterligere surgass, f.eks. i mengder på 1 mol ppm til 50 mol-%. Da imidlertid fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen anvendes fordelaktig for fremstilling av C02 som verdiprodukt, som i regelen skal ha et så lite som mulig H2S-innhold, blir det foretrukket råstoffgasser som vanligvis har mindre enn 2 mol-%, fortrinnsvis mindre enn 500 mol ppm, spesielt mindre enn 50 mol ppm, med spesiell fordel mindre enn 10 mol ppm. Spesielt for C02-vasking i ammoniakkanlegg anvendes som regel praktisk talt H2S-frie syntesegasser, f.eks. med et H2S-innhold på mindre enn 0,1 mol ppm.
Som absorpsjonsvæsker for fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, kommer fysikalske og kjemiske løsningsmidler i betraktning. Egnede fysikalske løsningsmidler er eksempelvis metanol, alifatiske syreamider som diemtylformamid, N-alkylierte pyrrolidoner som N-metylpyrrolidon, cyklotetrametylensulfon og deres derivater såvel som blandinger av dialkyletere av polyetylenglykoler, f.eks. dimetyleterne eller metylisopropyl-eterne av polyetylenglykolene.
Egnede kjemiske løsningsmidler er f.eks. alkanolaminer, f.eks. primære alkanolaminer som monoetanolamin, sekundære alkanolaminer som dietanolamin, diisopropanolamin,, tertiære alkanolaminer som trietanolamin, metyldietanolamin. Vanligvis anvendes ved bruk av alkanolaminer vandige absorpsjonsvæsker med et alkanolamininnhold på 10 til 70 vekt-%.
Ytterligere egnede kjemiske absorpsjonsvæsker er vandige pottaskeløsninger, som dessuten kan inneholde tilsetninger som dietanolamin eller glycin, såvel som vandige løsninger av kaliumsalter av N,N-dimetylaminoeddiksyre eller N-metylalanin.
Likeså kommer i betraktning som absorpsjonsvæske for fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen blandinger av fysikalske og kjemiske løsningsmidler, f.eks. blandinger av cyklotetrametylensulfon med alkanolaminer som dietanolamin, diisopropanolamin, metyldietanolamin, som også dessuten kan inneholde vann.
Med spesiell fordel anvendes som absorpsjonvæsker for fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen vandige løsninger av tertiære alkanolaminer, spesielt metyldietanolamin, som vanligvis anvendes som vandig absorpsjonsvæske med et innhold av metyldietanolamin på 20 til 70 vekt-%, fortrinnsvis 30 til 65 vekt-%, spesielt 35 til 60 vekt-%. I en fordelaktig utførelses-form av fremgangsmåten, anvender man en vandig metyldietanolamin-løsning, som dessuten inneholder 0,05 til 3 mol/liter, fortrinnsvis 0,1 til 2 mol/liter, spesielt 0,1 til 1 mol/liter av et primært amin eller alkanolamin som monoetanolamin, fortrinnsvis av et sekundært amin eller alkanolamin, fordelaktig metylmono-etanolamin, ganske spesielt fordelaktig piperazin.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen gjennomføres på den måten at gassen som inneholder C02 og eventuelt H2S behandles med absorpsjonsvæsken i en absorpsjonssone. Derved kan absorpsjonen gjennomøres i et eller flere, forrinnsvis to absorpsjonstrinn. Ved et absorpsjonstrinn tilføres den gassen som skal behandles i den undre delen av absorpsjonstrinnet, fortrinnsvis i den undre tredelen, og ledes i motstrøm med absorpsjonsvæsken, som hensiktsmessig tilføres i den øvre delen av absorpsjonstrinnet, fortrinnsvis i den øvre tredelen. Absorpsjonsvæsken som har oppløst de sure gassene C02 og eventuelt H2S trekkes av i den undre delen av absorpsjonssonen, fortrinnsvis i den undre tredelen, spesielt fra absorpsjonssonens sump. Fra toppen av absorpsjonstrinnet trekkes den behandlede gassen av.
Ved anvendelse av to absorpsjonstrinn koplet etter hverandre, blir den gassen som oppnås fra toppen av det første absorpsjonstrinnet, deretter tilført til en andre absorpsjonssone, hvor den blir behandlet for videre fjerning av C02 og eventuelt H2S med absorpsjonsvæske som har et mindre innhold av C02 og eventuelt H2S enn den absorpsjonsvæsken som ble tilført det første absorpsjonstrinnet. Også med hensyn til det andre absorpsjonstrinnet blir den gassen som skal behandles hensiktsmessig tilført i den undre delen, fortrinnsvis i den undre tredelen av dette absorpsjonstrinnet, og ledet i motstrøm til absorpsjonsvæsken, som hensiktsmessig tilføres i øvre del, fortrinnsvis i den øvre tredelen av det andre absorpsjonstrinnet. Produktgassen trekkes av fra toppen av det andre absorpsjonstrinnet. Den vandige absorpsjonsvæsken som oppnås fra bunnen av det andre absorpsjonstrinnet og som allerede er belastet med C02 og/eller H2S, blir tilført på toppen av det første absorpsjonstrinnet. I det første og andre absorpsjonstrinnet anvendes vanligvis trykk på 2 til 130 bar, fortrinnsvis 10 til 120 bar, spesielt 20 til 110 bar. Derved kan anvendes forskjellige trykk i det første og andre trinnet. Vanligvis vil man dog arbeide ved samme trykk henholdsvis ved i det vesentlige samme trykk i det første og andre absorpsjonstrinnet, hvorved trykkfor-skjellene bevirkes f.eks. ved det trykktapet som innstiller seg etter absorpsjonstrinnene. Som absorpsjonstrinn anvendes hensiktsmessig absorpsjonskolonner, vanligvis kolonner med fyllegemer eller kolonner utrustet med bunner. Absorpsjonsvæsken som er belastet med de sure gassene C02 og eventuelt H2S blir trukket av i den undre delen av det første absorpsjonstrinnet.
Deretter regenereres absorpsjonsvæsken belastet med C02 og eventuelt H2S, og som er oppnådd fra absorpsjonssonen, idet absorpsjonsvæsken belastet med C02 pg eventuelt H2S blir avspent i et eller flere, fortrinnsvis to til fire, spesielt to eller tre ekspansjonstrinn, hvorved oppnås en ekspansjonsgass fra toppen av det første ekspansjonstrinnet henholdsvis ved flere ekspansjonstrinn, fra toppen av minst ett av det første til nest siste ekspansjonstrinnet. Den delvis regenererte absoropsjonsvæsken oppnådd fra et eller flere ekspansjonstrinn, kan tilbakeføres til absorpsjonsonen. Den kan dog også
tilføres en avdrivningssone for videre regenerering, hvor de sure gassene C02 og eventuelt H2S som fremdeles inneholdes i denne strømmen, blir praktisk talt,fullstendig drevet av. Som avdrivningsmiddel kommer f.eks. vanndamp, inerte gasser som nitrogen i betraktning. Dersom den gassen som skal behandles som sur gass bare inneholder C02, dvs. er fri for H2S, kommer også luft i betraktning som avdrivningsmiddel, eksempelvis ved anvendelse av dialkyletere av polyétylenglykoler som absorpsjonsvæske. Ved en-trinnsabsorpsjon blir, dersom den delvis regenererte absorpsjonsvæsken som oppnås fra et eller flere ekspansjonstrinn blir tilført en avdrivningssone for videre regenerering, den regenererte absorpsjonsvæsken som oppnås i den undre delen av avdrivningssonen tilbakeført til absorpsjonstrinnet,
og der hensiktsmessig tilført på toppen av absorpsjonstrinnet. Ved to-trinnsabsorpsjon tilbakeføres hensiktigsmessig den absorpsjonsvæsken som er oppnådd fra sumpen i det siste ekspansjonstrinnet, delvis som vaskevæske i det første absorpsjonstrinnet, og det tilføres til avdrivningssonen en ytterligere delstrøm av absorpsjonsvæsken oppnådd fra sumpen i det siste ekspansjonstrinnet for videre regenerering. Den fullstendig regenererte absorpsjonsvæsken som oppnås fra sumpen i avdrivningssonen, tilbakeføres til det andre absorpsjonstrinnet og
tilføres der hensiktsmessig til toppen av dette absorpsjonstrinnet.
Det er et vesentlig kjennetegn ved den foreliggende fremgangsmåten at minst ett av ekspansjonstrinnene som ekspansjonsgassen trekkes av fra, på et sted ovenfor tilførselen av absorpsjonsvæsken som skal avspennes, blir tilført en delstrøm av helt eller delvis regenerert absorpsjonsvæske. Hensiktsmessig tilføres den helt eller delvis regenererte absorpsjonsvæsken i den øvre delen, fortrinnsvis i den øvre tredelen av det eller de angjeldene ekspansjonstrinn, og ledes i motstrøm til ekspansjonsgassen som er frigjort i det eller de angjeldende ekspansjonstrinn. Hensiktsmessig er rommet ovenfor tilførselen av absorpsjonsvæske som skal avspennes til det eller de ekspansjonstrinn som ekspansjonsgassen blir trukket av fra, utformet som absorpsjonssone, dvs. man utruster det hensiktsmessig med pakninger av fyllegemer eller med bunner, hvorved effektiviteten av utvaskingen av C02 og eventuelt H2S fra ekspansjonsgassen blir forbedret. For utvaskingen av C02 og eventuelt H2S fra ekspansjonsgassen behøves bare en mindre delstrøm av den helt eller delvis regenererte absorpsjonsvæsken. Vanligvis forholder seg delstrømmen av den helt eller delvis regenererte absorpsjonsvæsken som tilføres etter vaskingen i et eller flere ekspansjonstrinn, til summen eller summene av strømmene av helt eller delvis regenerert absorpsjonsvæske som tilføres til absorpsjonssonen, mengdemessig til hverandre som 1:100 til 1:2, fortrinnsvis 1:80 til 1:5, spesielt 1:50 til 1:10. Ved anvendelse av flere ekspansjonstrinn i regenereringen tilføres ettervaskingen ifølge oppfinnelsen vanligvis en delstrøm av delvis regenerert absorpsjonsvæske fra det siste ekspansjonstrinnet. Det er imidlertid også mulig å anvende for ettervaskingen en delstrøm av helt regenerert absorpsjonsvæske oppnådd fra avdriversonen. Dersom regenereringen består av et enkelt ekspansjonstrinn og en avdrivningssone, tilføres til ettervaskingen i ekspansjonstrinnet en delstrøm av regenerert absorpsjonsvæske oppnådd fra avdrivningssonen.
Den sure gasstrømmen som inneholder C02-produktet blir ved anvendelse av flere ekspansjonstrinn i regenereringen, hensiktsmessig trukket av fra toppen av det siste ekspansjonstrinnet og eventuelt dessuten fra toppen av avdriveren. Det er imidlertid også mulig i tillegg å trekke av fra toppen av et eller flere av det nest siste til andre ekspansjonstrinnet ytterligere surgasstrømmer som inneholder CO2-produktet. Ved anvendelse av et enkelt ekspansjonstrinn og en avdriversone for regenereringen blir surgasstrømmen som inneholder CO2-produktet trukket av fra toppen av avdriversonen.
En ytterligere utførelsesform av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen består i at man tilbakefører ekspansjonsgassen som er trukket av fra et eller flere ekspansjonstrinn og behandlet i samsvar med ettervaskingen ifølge oppfinnelsen med helt eller delvis regenerert absorpsjonsvæske, til absorpsjonssonen. Hensiktsmessig blir den tilbakeførte ekspansjonsgassen blandet sammen med råstoffgassen som tilføres til absorpsjonssonen.
Ved denne forholdsregelen kan C02-rutbyttet økes enda mere. Ved den foregående behandlingen av ekspansjonsgassen med regenerert absorpsjonsvæske og den derav følgende utvaskingen av surgassene, blir det tilbake bare en liten reststrøm av ekspansjonsgassen, slik at bare en svært liten gasstrøm må føres tilbake til absorpsj onssonen.
I det følgende forklares videre enkeltheter ved oppfinnelsen ved hjelp av to utførelseseksempler som har fått sin fremgangsmåte skjematisk fremstilt i Figurene 1 og 2.
Ifølge Figur 1 føres en gass som inneholder CO2 og eventuelt H2S, f.eks. en syntesegass som inneholder C02 som surgass, over ledningen 1 under trykk til sumpen i den første absorpsjonskolonnen 2. Samtidig føres over ledningen 5 som absorpsjonsvæske 20 til 70 %ig vandig metyldietanolaminløsning til toppen av den første absorpsjonsnkolonnen. Den forvaskede gassen som oppnås fra toppen av den første absorpsjonskolonnen føres til finrensning over ledningen 3 til sumpen i den andre absorpsjonskolonnen 6. Samtidig føres over ledningen 20 som absorpsjonsvæske 20 til 70 vekt-%ig vandig metyldietanolamin-løsning som mottas fra avdriverkolonnen 22 og er praktisk fri for surgasser, til toppen av den andre absorpsjonskolonnen.
Den vaskede gassen trekkes av over ledningen 7 fra toppen av den andre absorpsjonskolonnen 6. Den vandige absorpsjonsvæsken som mottas i sumpen på den andre absorpsjonskolonnen og som er belastet med surgassene, føres over ledningene 14 og 5 etter sammenslåing med absorpsjonsvæsken som er mottatt fra det siste ekspansjonstrinnet 11 over ledningene 12 og 13, til toppen av den første absorpsjonskolonnen 2. Den vandige absorpsjonsvæsken som mottas i sumpen på den første absorpsjonskolonnen 2 og som er belastet med CO2 og eventuelt H2S, avspennes for regenerering over ledningen 4 i en første avspenningskolonne 8, f.eks. over en ventil eller fortrinnsvis over en avspenningsturbin. Herved frigjøres en mellomekspansjonsgass fra absorpsjonsvæsken, som føres i motstrøm til den delvis regenererte absorpsjonsvæsken som trekkes av fra det siste ekspansjonstrinnet 11 over ledningene 9 og 10 og som tilføres til toppen av kolonne 8, hvorved en stor andel av surgassene som inneholdes i ekspansjonsgassen blir vasket ut. Ekspansjonsgassen som er behandlet med delvis regenerert absorpsjonsvæke, trekkes av over ledningen 16. Fra bunnen av ekspansjonskolonnen 8 blir den delvis avspente absorpsjonsvæsken trukket av, og avspent over ledningen 15 i avspenningskolonnen 11. Fra toppen av avspenningskolonnen 11 trekkes av over ledningen 27 en ekspansjonsgass som inneholder CO2-produktet, og som etter passering av varmeveksleren 17 og utskillingsbeholderen 26 trekkes av over ledningen 25. Den avspente absorpsjonsvæsken som er trukket av fra sumpen på avspenningskolonnen 11 over ledningen 9 blir, som allerede forklart i det foregående, påsatt over ledninen 10 til toppen av avspenningskolonnen 8 i en svært liten andel, f.eks. i en mengde på 3 til 10%, i forhold til den samlede absorpsjonsvæsken om er trukket av fra kolonne 11. Den langt største delen av den avspente absorpsjonsvæsken føres videre over ledningen 12 og tilbakeføres delvis over ledningene 13 og 5 til toppen av absorpsjonskolonnen 2, og påsettes delvis over ledningen 23 til toppen av avdriverkolonnen 22. Det kondensatvannet som havner i utskillingsbeholderen 26 tilføres over ledningen 18 til den absorpsjonsvæsken som skal videre regenereres i avdriverkolonnen 22.
Den regenererte absorpsjonsvæsken som mottas i sumpen til avdriverkolonnen 22 blir tilbakeført over ledningen 2 0 etter passasje gjennom varmevekslerne 19 og 21 til toppen av den andre absorpsjonskolonnen 6. Den C02- og eventuelt H2S-holdige avgasstrømmen som mottas på toppen av avdriverkolonnen 22, blir over ledningen 24 hensiktsmessig tilført den undre delen av avspenningskolonnen 11. Det er dog også mulig umiddelbart å trekke ut av systemet den avgasstrømmen som mottas på toppen av avdriverkolonnen 22, uten på forhånd å sende den til avspenningskolonnen 11.
I et ytterligere utførelseseksempel (sammenlign Fig. 2)
går man frem som i det første utførelseseksempelet, hvorved allikevel den ekspansjonsgassen som trekkes av fra toppen av kolonne 8 over ledningen 16 blir fortettet i kompressoren 28 og over ledningen 29 blir tilført råstoffgassen som over ledningen 1 føres til absorpsjonskolonnen 2.
Det følgende eksemplet anskueliggjør oppfinnelsen. Eksempel.
Man anvender et gassvaskeanlegg tilsvarende Fig. 1 med to absorpsjonskolonner koblet etter hverandre, to avspennings-kolonner koblet etter hverandre og en avdriverkolonne. I absorpsjonskolonnene vaskes 6410 kmol/t av en C02~holdig syntesegass med en 40 vekt-%ig vandig metyldietanolaminløsning som absorpsjonsvæske. Syntesegassen som skal renses, blir tilført med et trykk på
35 bar til sumpen i den første absorpsjonskolonnen. Gassen som skal renses og som stammer fra en dampreformer har følgende sammensetning:
Temperaturen på absorpsjonsvæsken i tilløpet til den
første absorpsjonskolonnen er 73°C. Temperaturen på absorpsjonsvæsken som tilføres den andre absorpsjonskolonnen er 50°C. Den rensede syntesegassen som trekkes av fra toppen av den andre absorpsjonskolonnen, har følgende sammensetning:
Den belastede absorpsjonsvæsken som forlater sumpen i den første absorpsjonskolonnen blir tilført den første avspenningskolonnen i det midtre området, og der avspent til et trykk på 8 bar, hvorved ekspansjonsgass blir frigjort. Den øvre halvdelen av den første avspenningskolonnen er ved innbygging av en pakning av fyllegemer utrustet som absorpsjonssone. Den absorpsjonsvæsken som trekkes av fra bunnen av den første avspenningskolonnen, blir deretter avspent i den andre avspenningskolonnen til et trykk på 1,25 bar. Den avspente delvis regenererte absorpsjonsvæsken som mottas i bunnen av den andre avspenningskolonnen, blir til omlag 6% tilført den øvre delen av den første avspenningskolonnen, og blir ført til absorpsjonssonen i den første avspenningskolonnen i motstrøm til den oppstigende ekspansjonsgassen. Fra toppen av den første avspenningskolonnen trekkes av 28 kmol/t ekspansjonsgass som er vasket med delvis regenerert absorpsjonsvæske og med et C02-innhold på bare 15 vol.%. Den gjenværende avspente, delvis regenererte absorpsjonsvæsken som trekkes av fra den andre avspenningskolonnen, blir med omlag 4/5 tilbakeført til den første absorpsjonskolonnen og med omlag 1/5 tilført til avdriverkolonnen. Den fullstendig regenererte absorpsjonsvæsken som leveres fra avdriverkolonnen, blir tilbakeført til den andre absorpsjonskolonnen.
Fra toppen av den andre avspenningskolonnen mottas C02-produktet med en renhet på 99,8% og et utbytte på 99,2%.
Dersom ekspansjonsgassen som trekkes av fra toppen av den første avspenningskolonnen tilsvarende Fig. 2 blir tilbakeført til den første absorpsjonskolonnen, økes utbyttet av C02-produktet til 99,5% ved sammenlignbar renhet.
Sammenligningsforsøk.
I et sammenligningsforsøk går man frem som i eksemplet (uten tilbakeføring av ekspansjonsgassen til den første absorpsjonskolonnen), hvorved dog ifølge den vanlige fremgangsmåten, den oppnådde ekspansjonsgassen fra den første avspenningskolonnen ikke blir underkastet en ettervasking med regenerert absorpsjonsvæske. Derved oppnås CO2-produktet som trekkes av fra toppen av den andre ekspansjonskolonnen ved sammenlignbar renhet som i eksemplet utelukkendé i et utbytte på 96,2%.
Claims (10)
1. Fremgangsmåte til fjerning av C02 og eventuelt H2S fra en gass som inneholder C02 og eventuelt H2S ved hjelp av en absorpsjonsvæske, hvorved man behandler gassen som inneholder C02 og eventuelt H2S, i en absorpsjonssone med absorpsjonsvæsken, trekker ut den behandlede gassen fra absorpsjonssonen, deretter regenererer absorpsjonsvæsken som mottas fra absorpsjonssonen og som er belastet med C02 og eventuelt H2S, idet den med C02 og eventuelt H2S belastede absorpsjonsvæsken blir avspent i et eller flere ekspansjonstrinn, og en ekspansjonsgass blir trukket ut fra toppen av det første ekspansjonstrinnet, henholdsvis ved flere ekspansjonstrinn fra toppen av minst ett av det første til nest siste ekspansjonstrinnet, og den delvis regenererte absorpsjonsvæsken som mottas fra det siste ekspansjonstrinnet eventuelt blir tilført en avdriversone for videre regenerering, hvorved minst en surgasstrøm som inneholder C02 og eventuelt H2S trekkes av fra regenereringen, og den regenererte absorpsjonsvæsken tilbakeføres til absorpsjonssonen, karakterisert ved at
minst ett av ekspansjonstrinnene som ekspansjonsgassen blir trukket ut fra, blir tilført en delstrøm av helt eller delvis regenerert absorpsjonsvæske på et sted ovenfor tilførselen av absorpsjonsvæsken som skal befris for gass.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at
minst to ekspansjonstrinn blir anvendt og at det eller de ekspansjonstrinnene, som ekspansjonsgassen blir trukket ut fra, hvert av dem blir tilført til det angjeldende ekspansjonstrinnet en delstrøm av delvis regenerert absorpsjonsvæske trukket av fra det siste ekspansjonstrinnet, hver gang på et sted ovenfor tilførselen av absorpsjonsvæsken som skal befris for gass.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 og 2 , karakterisert ved at
man først behandler den CO2- og eventuelt H^S-holdige gassen i et første absorpsjonstrinn med absorpsjonsvæske, fører den oppnådde gassen fra toppen av det første absorpsjonstrinnet til et andre absorpsjonstrinn, hvor den blir behandlet for videre fjerning av CO2 og eventuelt H2S;med absorpsjonsvæske som har et mindre innhold av C02 og eventuelt H2S enn absorpsjonsvæsken som tilføres det første absorpsjonstrinnet, trekker ut den behandlede gassen fra toppen av det andre absorpsjonstrinnet, fører den vandige absorpsjonsvæsken som er oppnådd fra bunnen av det andre absorpsjonstrinnet og som er forbelastet med C02 og eventuelt H2S til toppen av det første absorpsjonstrinnet, befrir absorpsjonsvæsken som er oppnådd i den nedre delen av det første absorpsjonstrinnet og som er belastet med C02 og eventuelt H2S for gass, for regenerering i minst to ekspansjonstrinn, tilbakefører en delstrøm av strømmen av absorpsjonsvæske som er oppnådd i sumpen på det siste ekspansjonstrinnet til det første absorpsjonstrinnet, tilfører en ytterligere delstrøm av strømmen av absorpsjonsvæske som er oppnådd i sumpen på det siste ekspansjonstrinnet til minst ett av det første til nest siste ekspansjonstrinnet, tilfører en ytterligere strøm av absorpsjonsvæske oppnådd i sumpen på det siste ekspansjonstrinnet for videre regenerering til en avdriversone, og tilbakefører den regenererte absorpsjonsvæsken oppnådd i sumpen under avdriversonen til det andre absorpsjonstrinnet.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1 og 2, karakterisert ved at
man behandler den C02- og eventuelt H2S-holdige gassen i et absorpsjonstrinn med absorpsjonsvæske, trekker av den behandlede gassen fra toppen av absorpsjonstrinnet, avspenner den i den undre delen av absorpsjonstrinnet oppnådde, med C02 og eventuelt H2S belastede absorpsjonsvæsken for regenerering i minst to ekspansjonstrinn, og tilfører den for videre regenerering til en avdriversone, fører en delstrøm av strømmen av absorpsjonsvæske oppnådd fra sumpen i det siste ekspansjonstrinnet, og/eller en delstrøm av strømmen av absorpsjonsvæske oppnådd fra sumpen i avdriversonen til minst ett av det første til nest siste ekspansjonstrinnet, og tilbakefører strømmen av absorpsjonsvæske oppnådd fra sumpen i avdriversonen helt eller delvis til absorpsj onstrinnet.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1 og 2, karakterisert ved at
man behandler den C02- og eventuelt H2S-holdige gassen i et absorpsjonstrinn med absorpsjonsvæske, trekker ut den behandlede gassen fra toppen av absorpsjonstrinnet, ekspanderer den i den nedre delen av absorpsjonstrinnet oppnådde, med C02 og eventuelt H2S belastede absorpsjonsvæsken for regenerering i minst to ekspansjonstrinn, tilfører en delstrøm av strømmen av absorpjons-væske oppnådd fra sumpen i det siste ekspansjonstrinnet til minst ett av det første til nest siste ekspansjonstrinnet, og tilbakefører til absorpsjonstrinnet en ytterligere delstrøm av strømmen av absorpsjonsvæske oppnådd fra sumpen i det siste ekspansj onstrinnet.
6. Fremgangsmåte ifølge kravene 1 til 5, karakterisert ved at
man som absorpsjonsvæske anvender et fysikalsk løsningsmiddel.
7. Fremgangsmåte ifølge kravene 1 til 5, karakterisert ved at
man som absorpsjonsvæske anvender et kjemisk løsningsmiddel.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 6,
karakterisert ved at
man som absorpsjonsvæske anvender polyetylenglykoldialkyleter.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 7,
karakterisert ved at
man som absorpsjonsvæske anvender en 20 til 70 vekt-% metyl-dietanolaminholdig vandig løsning.
10. Fremgangsmåte ifølge kravene 1 til 9, karakterisert ved at
man tilbakefører til absorpsjonssonen minst en av ekspansjonsgassene som er behandlet med regenerert absorpsjonsvæske.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
DE3828227A DE3828227A1 (de) | 1988-08-19 | 1988-08-19 | Verfahren zum entfernen von co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) und gegebenenfalls h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) aus gasen |
Publications (4)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO893322D0 NO893322D0 (no) | 1989-08-18 |
NO893322L NO893322L (no) | 1990-02-20 |
NO172477B true NO172477B (no) | 1993-04-19 |
NO172477C NO172477C (no) | 1993-07-28 |
Family
ID=6361217
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO893322A NO172477C (no) | 1988-08-19 | 1989-08-18 | Fremgangsmaate ved fjerning av co2 og eventuelt h2s fra gasser |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4999031A (no) |
EP (1) | EP0359991B2 (no) |
JP (1) | JP3091759B2 (no) |
AT (1) | ATE81992T1 (no) |
CA (1) | CA1320038C (no) |
DE (2) | DE3828227A1 (no) |
ES (1) | ES2036004T5 (no) |
NO (1) | NO172477C (no) |
Families Citing this family (79)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5137550A (en) * | 1991-04-26 | 1992-08-11 | Air Products And Chemicals, Inc. | Cascade acid gas removal process |
DE4121436A1 (de) * | 1991-06-28 | 1993-01-07 | Linde Ag | Verfahren zur selektiven h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s-auswaschung |
JP2931153B2 (ja) * | 1991-11-28 | 1999-08-09 | 株式会社日立製作所 | 燃焼排ガスからの酸性ガスの除去方法 |
DE69318433T2 (de) * | 1992-01-17 | 1998-12-17 | Mitsubishi Jukogyo K.K., Tokio/Tokyo | Verfahren zur Behandlung von Verbrennungsabgasen |
FR2743083B1 (fr) * | 1995-12-28 | 1998-01-30 | Inst Francais Du Petrole | Procede de deshydratation, de desacidification et de degazolinage d'un gaz naturel, utilisant un melange de solvants |
US5861051A (en) * | 1996-03-06 | 1999-01-19 | Huntsman Petrochemical Corporation | Process for removing carbon dioxide from gas mixture |
CA2177449C (en) * | 1996-05-20 | 2003-04-29 | Barry Steve Marjanovich | Process for treating a gas stream to selectively separate acid gases therefrom |
DE19828977A1 (de) * | 1998-06-29 | 1999-12-30 | Basf Ag | Verfahren zur Entfernung saurer Gasbestandteile aus Gasen |
US6165432A (en) * | 1998-09-30 | 2000-12-26 | The Dow Chemical Company | Composition and process for removal of acid gases |
DE19933301A1 (de) | 1999-07-15 | 2001-01-18 | Basf Ag | Verfahren zum Entfernen von Mercaptanen aus Fluidströmen |
US6203599B1 (en) | 1999-07-28 | 2001-03-20 | Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation | Process for the removal of gas contaminants from a product gas using polyethylene glycols |
DE19947845A1 (de) * | 1999-10-05 | 2001-04-12 | Basf Ag | Verfahren zum Entfernen von COS aus einem Kohlenwasserstoff-Fluidstrom und Waschflüssikgkeit zur Verwendung in derartigen Verfahren |
DE10028637A1 (de) * | 2000-06-09 | 2001-12-13 | Basf Ag | Verfahren zum Entsäuern eines Kohlenwasserstoff-Fluidstroms |
DE10036173A1 (de) * | 2000-07-25 | 2002-02-07 | Basf Ag | Verfahren zum Entsäuern eines Fluidstroms und Waschflüssigkeit zur Verwendung in einem derartigen Verfahren |
FR2814379B1 (fr) * | 2000-09-26 | 2002-11-01 | Inst Francais Du Petrole | Procede de desacidification d'un gaz par absorption dans un solvant avec un controle de la temperature |
FR2820430B1 (fr) * | 2001-02-02 | 2003-10-31 | Inst Francais Du Petrole | Procede de desacidification d'un gaz avec lavage des hydrocarbures desorbes lors de la regeneration du solvant |
FR2822838B1 (fr) * | 2001-03-29 | 2005-02-04 | Inst Francais Du Petrole | Procede de deshydratation et de fractionnement d'un gaz naturel basse pression |
FR2822839B1 (fr) * | 2001-03-29 | 2003-05-16 | Inst Francais Du Petrole | Procede ameliore des deshydratation et de degazolinage d'un gaz naturel humide |
DE10135370A1 (de) | 2001-07-20 | 2003-01-30 | Basf Ag | Verfahren zur Entfernung saurer Gase aus einem Gasstrom |
KR100516498B1 (ko) * | 2001-12-10 | 2005-09-23 | 주식회사 포스코 | 안수와 mdea를 이용한 코크스오븐가스중의 황화수소흡수효율 향상방법 |
DE10229750B4 (de) * | 2002-07-03 | 2007-03-29 | Lurgi Ag | Anlageneinheit und Verfahren zur Desorption von Kohlendioxid aus Methanol |
DE10306254A1 (de) | 2003-02-14 | 2004-08-26 | Basf Ag | Absorptionsmittel und Verfahren zur Entfernung saurer Gase aus Fluiden |
WO2004085033A2 (en) * | 2003-03-21 | 2004-10-07 | Dow Global Technologies Inc. | Improved composition and method for removal of carbonyl sulfide from acid gas containing same |
MXPA05010713A (es) * | 2003-04-04 | 2006-05-19 | Univ Texas | Mezclas de sal alcali/poliamina para la eliminacion de dioxido de carbono de flujos de gas. |
WO2004108244A2 (de) * | 2003-06-05 | 2004-12-16 | Basf Aktiengesellschaft | Verfahren zum entsäuern eines fluidstroms mittels einer inerten waschkolonne und vorrichtung hierzu |
JP2005000827A (ja) * | 2003-06-12 | 2005-01-06 | Toshiba Corp | 二酸化炭素回収装置および回収方法 |
BRPI0514141A (pt) * | 2004-08-06 | 2008-05-27 | Eig Inc | ultralimpeza de gás de combustão incluindo a remoção de co2 |
DE102005033837B4 (de) | 2005-07-20 | 2019-02-28 | Basf Se | Verfahren zum Entfernen von sauren Gasen und Ammoniak aus einem Fluidstrom |
JP2009530073A (ja) * | 2006-03-16 | 2009-08-27 | ビーエーエスエフ ソシエタス・ヨーロピア | 二相の接点が熱発生を随伴している二相を接触させる方法 |
WO2007135028A1 (de) * | 2006-05-18 | 2007-11-29 | Basf Se | Entfernen saurer gase aus einem fluidstrom bei verminderter coabsorption von kohlenwasserstoffen und sauerstoff |
DK2059327T3 (en) * | 2006-08-28 | 2015-01-12 | Basf Se | REMOVAL OF CARBON Dioxide from combustion gases |
KR100804399B1 (ko) * | 2006-09-06 | 2008-02-15 | 주식회사 포스코 | 아민류를 이용한 고로 슬래그 중의 황화수소 제거장치 및방법 |
FR2916652B1 (fr) * | 2007-05-30 | 2009-07-24 | Inst Francais Du Petrole | Procede de traitement integre d'un gaz naturel permettant de realiser une desacidification complete |
US8182577B2 (en) * | 2007-10-22 | 2012-05-22 | Alstom Technology Ltd | Multi-stage CO2 removal system and method for processing a flue gas stream |
US7862788B2 (en) | 2007-12-05 | 2011-01-04 | Alstom Technology Ltd | Promoter enhanced chilled ammonia based system and method for removal of CO2 from flue gas stream |
JP5595045B2 (ja) * | 2008-02-22 | 2014-09-24 | 三菱重工業株式会社 | Co2回収装置及びco2回収方法 |
US20090282977A1 (en) * | 2008-05-14 | 2009-11-19 | Alstom Technology Ltd | Gas purification system having provisions for co2 injection of wash water |
US7846240B2 (en) * | 2008-10-02 | 2010-12-07 | Alstom Technology Ltd | Chilled ammonia based CO2 capture system with water wash system |
US8404027B2 (en) * | 2008-11-04 | 2013-03-26 | Alstom Technology Ltd | Reabsorber for ammonia stripper offgas |
RU2531197C2 (ru) | 2009-01-29 | 2014-10-20 | Басф Се | Абсорбент для извлечения кислых газов, содержащий аминокислоту и кислый промотор |
DE102009012452A1 (de) * | 2009-03-12 | 2010-09-16 | Uhde Gmbh | Verfahren zur Verminderung von Olefinverlusten bei der Entfernung von Kohlendioxid aus einem Olefinstrom aus Dehydrierungsreaktionen |
US8292989B2 (en) * | 2009-10-30 | 2012-10-23 | Alstom Technology Ltd | Gas stream processing |
US8221712B2 (en) | 2009-05-12 | 2012-07-17 | Basf Se | Absorption medium for the selective removal of hydrogen sulfide from fluid streams |
CN102449124A (zh) * | 2009-05-26 | 2012-05-09 | 巴斯夫欧洲公司 | 由流体料流,尤其是由合成气回收二氧化碳的方法 |
US8309047B2 (en) | 2009-09-15 | 2012-11-13 | Alstom Technology Ltd | Method and system for removal of carbon dioxide from a process gas |
US8784761B2 (en) * | 2009-11-20 | 2014-07-22 | Alstom Technology Ltd | Single absorber vessel to capture CO2 |
US8790605B2 (en) * | 2009-09-15 | 2014-07-29 | Alstom Technology Ltd | Method for removal of carbon dioxide from a process gas |
US8518156B2 (en) * | 2009-09-21 | 2013-08-27 | Alstom Technology Ltd | Method and system for regenerating a solution used in a wash vessel |
AU2010313733B2 (en) * | 2009-11-02 | 2016-05-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | Cryogenic system for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream, with removal of hydrogen sulfide |
EP2322265A1 (en) | 2009-11-12 | 2011-05-18 | Alstom Technology Ltd | Flue gas treatment system |
US8293200B2 (en) * | 2009-12-17 | 2012-10-23 | Alstom Technology Ltd | Desulfurization of, and removal of carbon dioxide from, gas mixtures |
US8728209B2 (en) | 2010-09-13 | 2014-05-20 | Alstom Technology Ltd | Method and system for reducing energy requirements of a CO2 capture system |
US8623307B2 (en) | 2010-09-14 | 2014-01-07 | Alstom Technology Ltd. | Process gas treatment system |
US9358497B2 (en) * | 2010-09-26 | 2016-06-07 | Institute Of Process Engineering, Chinese Academy Of Sciences | Ionic liquid solvent and gas purification method using the same |
US8329128B2 (en) | 2011-02-01 | 2012-12-11 | Alstom Technology Ltd | Gas treatment process and system |
US9028784B2 (en) | 2011-02-15 | 2015-05-12 | Alstom Technology Ltd | Process and system for cleaning a gas stream |
US9155989B2 (en) | 2011-03-16 | 2015-10-13 | Aker Process Systems Ag | Method and system for gas purification with first direct absorption step and second absorption step by means of membrane contactor |
US9162177B2 (en) | 2012-01-25 | 2015-10-20 | Alstom Technology Ltd | Ammonia capturing by CO2 product liquid in water wash liquid |
WO2013136310A1 (en) | 2012-03-16 | 2013-09-19 | Aker Process Systems As | Hydrocarbon gas treatment |
US8864879B2 (en) | 2012-03-30 | 2014-10-21 | Jalal Askander | System for recovery of ammonia from lean solution in a chilled ammonia process utilizing residual flue gas |
US9447996B2 (en) | 2013-01-15 | 2016-09-20 | General Electric Technology Gmbh | Carbon dioxide removal system using absorption refrigeration |
WO2014127976A1 (de) * | 2013-02-19 | 2014-08-28 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren und vorrichtung zur aufbereitung eines gasstroms, insbesondere zur aufbereitung eines erdgasstroms |
JP2015000372A (ja) * | 2013-06-14 | 2015-01-05 | 株式会社東芝 | 酸性ガス回収システム |
CA2929311C (en) * | 2013-11-07 | 2022-05-03 | Cansolv Technologies Inc. | Process for capturing sulfur dioxide from a gas stream |
US8986640B1 (en) | 2014-01-07 | 2015-03-24 | Alstom Technology Ltd | System and method for recovering ammonia from a chilled ammonia process |
EA031265B1 (ru) | 2014-08-25 | 2018-12-28 | Басф Се | Диамин с трет-алкиламиногруппой и первичной аминогруппой для применения в абсорбционной очистке газов |
EP2990090A1 (de) | 2014-08-25 | 2016-03-02 | Basf Se | Absorptionsmittel zur selektiven Entfernung von Schwefelwasserstoff aus einem Fluidstrom |
US10279309B2 (en) | 2014-08-25 | 2019-05-07 | Basf Se | Removal of carbon dioxide from a fluid flow |
EP3185989B1 (de) | 2014-08-25 | 2021-08-11 | Basf Se | Entfernung von schwefelwasserstoff und kohlendioxid aus einem fluidstrom |
EA036848B1 (ru) | 2015-09-29 | 2020-12-28 | Басф Се | Циклический амин для селективного удаления сероводорода |
JP2018531147A (ja) | 2015-09-29 | 2018-10-25 | ビーエーエスエフ ソシエタス・ヨーロピアBasf Se | 硫化水素の選択的除去のための方法 |
MX2018004010A (es) | 2015-09-29 | 2018-05-23 | Basf Se | Absorbente para la remocion selectiva de sulfuro de hidrogeno. |
BR112018071876B1 (pt) | 2016-04-25 | 2023-04-25 | Basf Se | Processo para remover gases ácidos e uso de um absorvente |
AU2017277604A1 (en) | 2016-06-10 | 2019-01-03 | Basf Se | Cyclohexandiamines for use in gas scrubbing |
ES2877641T3 (es) | 2017-02-10 | 2021-11-17 | Basf Se | Proceso para la remoción de gases ácidos de una corriente de fluido y los correspondientes usos |
CA3061843A1 (en) | 2017-05-15 | 2018-11-22 | Basf Se | Absorbent and process for selectively removing hydrogen sulfide |
EA202090609A1 (ru) | 2017-09-04 | 2020-06-11 | Басф Се | Абсорбент и способ селективного удаления сероводорода |
CN113453784B (zh) | 2019-02-18 | 2024-09-13 | 巴斯夫欧洲公司 | 从流体料流中脱除酸性气体的方法 |
BR112021023742A2 (pt) | 2019-09-10 | 2022-04-12 | Basf Se | Processo para a remoção de gases ácidos de uma corrente de fluido, uso de um absorvente e processo para a fabricação de um composto de fórmula (i) |
Family Cites Families (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS579183B2 (no) * | 1974-03-05 | 1982-02-19 | ||
US4741884A (en) * | 1981-11-13 | 1988-05-03 | Phillips Petroleum Company | Process and apparatus for removing H2 S from gas streams |
FR2589752B1 (fr) * | 1985-10-04 | 1987-12-11 | Elf Aquitaine | Procede et dispositif pour l'extraction selective de l'h2s d'un gaz en contenant |
IT1190356B (it) * | 1985-05-24 | 1988-02-16 | Snam Progetti | Procedimento oriogenico di rimozione selettiva di gas acidi da miscele di gas mediante solventi |
NL8600030A (nl) * | 1986-01-09 | 1987-08-03 | Shell Int Research | Verwijderen van zure gassen uit een gasmengsel. |
-
1988
- 1988-08-19 DE DE3828227A patent/DE3828227A1/de not_active Withdrawn
-
1989
- 1989-08-11 US US07/392,410 patent/US4999031A/en not_active Expired - Lifetime
- 1989-08-16 DE DE8989115057T patent/DE58902611D1/de not_active Expired - Lifetime
- 1989-08-16 ES ES89115057T patent/ES2036004T5/es not_active Expired - Lifetime
- 1989-08-16 EP EP89115057A patent/EP0359991B2/de not_active Expired - Lifetime
- 1989-08-16 AT AT89115057T patent/ATE81992T1/de not_active IP Right Cessation
- 1989-08-17 CA CA000608616A patent/CA1320038C/en not_active Expired - Lifetime
- 1989-08-18 JP JP01211575A patent/JP3091759B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 1989-08-18 NO NO893322A patent/NO172477C/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA1320038C (en) | 1993-07-13 |
DE58902611D1 (de) | 1992-12-10 |
JP3091759B2 (ja) | 2000-09-25 |
ES2036004T5 (es) | 1995-08-16 |
EP0359991B1 (de) | 1992-11-04 |
ATE81992T1 (de) | 1992-11-15 |
EP0359991B2 (de) | 1994-11-17 |
JPH02111414A (ja) | 1990-04-24 |
NO893322D0 (no) | 1989-08-18 |
DE3828227A1 (de) | 1990-02-22 |
ES2036004T3 (es) | 1993-05-01 |
NO893322L (no) | 1990-02-20 |
EP0359991A1 (de) | 1990-03-28 |
US4999031A (en) | 1991-03-12 |
NO172477C (no) | 1993-07-28 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO172477B (no) | Fremgangsmaate ved fjerning av co2 og eventuelt h2s fra gasser | |
US4553984A (en) | Removal of CO2 and/or H2 S from gases | |
US4551158A (en) | Removal of CO2 and/or H2 S from gases | |
US4537753A (en) | Removal of CO2 and H2 S from natural gases | |
EP2164608B1 (en) | Method for recovering a gaseous component from a gas stream | |
US6881389B2 (en) | Removal of H2S and CO2 from a hydrocarbon fluid stream | |
NO153717B (no) | Fremgangsmaate for selektiv separering av hydrogensulfid fra karbondioksydholdige gassformede blandinger | |
US9943801B2 (en) | Optimization of stripper feed configuration for rich/lean solvent regeneration | |
JP4388819B2 (ja) | 流体流の脱酸法及び該方法で使用される洗浄液 | |
NO329963B1 (no) | Fremgangsmate for selektiv fjerning av hydrogensulfid og C02 fra ragass | |
JPH0421521B2 (no) | ||
NO160178B (no) | Fremgangsmaate ved fjerning av co2 og/eller h2s fra gasser. | |
JP2003535209A (ja) | 炭化水素の流体流の脱酸法 | |
US11167241B2 (en) | Energy efficient process for separating hydrogen sulfide from gaseous mixtures using a hybrid solvent mixture | |
CN211384447U (zh) | 通过用洗涤介质进行气体洗涤来纯化粗合成气的设施 | |
US10940432B2 (en) | Process for selective removal of acid gases from fluid streams using a hybrid solvent mixture | |
US10933367B2 (en) | Process for separating hydrogen sulfide from gaseous mixtures using a hybrid solvent mixture | |
CA1212820A (en) | Removal of co.sub.2 and/or h.sub.2s from gases | |
NO854681L (no) | Fremgangsmaate for selektiv fjernelse av h2o fra gassblandinger. | |
WO2020106396A1 (en) | Co-current gas absortion method and system with an enhanced absorbent | |
US11253811B2 (en) | Process for reducing energy consumption in the regeneration of hybrid solvents | |
Gerhardt et al. | Removing CO 2 and, if necessary, H 2 S from gases | |
CN116920573A (zh) | 一种预洗甲醇再生装置及预洗甲醇再生方法 | |
CN116694370A (zh) | 一种处理未变换气的低温甲醇洗系统及方法 | |
Volkamer et al. | Removal of CO 2 and/or H 2 S from gases |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |