NO329963B1 - Fremgangsmate for selektiv fjerning av hydrogensulfid og C02 fra ragass - Google Patents
Fremgangsmate for selektiv fjerning av hydrogensulfid og C02 fra ragass Download PDFInfo
- Publication number
- NO329963B1 NO329963B1 NO20054940A NO20054940A NO329963B1 NO 329963 B1 NO329963 B1 NO 329963B1 NO 20054940 A NO20054940 A NO 20054940A NO 20054940 A NO20054940 A NO 20054940A NO 329963 B1 NO329963 B1 NO 329963B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- absorption
- stage
- gas
- absorbent
- pressure
- Prior art date
Links
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 49
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 37
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 title description 18
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 77
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 70
- 238000003795 desorption Methods 0.000 claims abstract description 24
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 52
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims description 42
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims description 42
- 150000002898 organic sulfur compounds Chemical class 0.000 claims description 15
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 10
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 claims description 6
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 6
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 6
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 3
- 125000001741 organic sulfur group Chemical group 0.000 claims description 3
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims description 3
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract description 4
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 abstract description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 29
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 13
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 11
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 2
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 2
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N Dimethoxyethane Chemical compound COCCOC XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- -1 hydrogen carbon monoxide Chemical class 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 239000002574 poison Substances 0.000 description 1
- 231100000614 poison Toxicity 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- RUOJZAUFBMNUDX-UHFFFAOYSA-N propylene carbonate Chemical compound CC1COC(=O)O1 RUOJZAUFBMNUDX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 238000010626 work up procedure Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
-
- 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
- C01B3/50—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification
- C01B3/52—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification by contacting with liquids; Regeneration of used liquids
-
- 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
- C01B2203/0415—Purification by absorption in liquids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
- C01B2203/0465—Composition of the impurity
- C01B2203/0485—Composition of the impurity the impurity being a sulfur compound
-
- 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)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Exhaust Gas Treatment By Means Of Catalyst (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
Abstract
Det beskrives en fremgangsmåte for selektiv fjerning av hydrogensulfider, organiske svovelkomponenter og C02 fra rågasser under anvendelse av et første og et andre absorpsjonstrinn (41) henholdsvis (49) for separering av i det vesentlige rent C02 hvorved det oppnås en oppløsning der blant annet hydrogensulfid og organiske svovelforbindelser mest mulig selektivt kan fjernes. Dette oppnås ved at det fra det første absorpsjonstrinn (41) kommende og blant annet med hydrogensulfid og C02 anrikede absorpsjonsmiddel forvarmes ved et forhøyet trykk med den fra desorpsjonstrinnet (50) kommende, varme og regenererte oppløsning (12) i en varmeveksler (44) og så trykkavlastes ved det valgte, høyere trykk i en høytrykksflashbeholder (47) hvor den ved det forhøyede trykk i friblivende gasstrøm avkjøles i en kondensator (48) og så føres til det andre absorpsjonstrinn (49) der svovelkomponentene fjernes fullstendig ved hjelp av en delstrøm av det fra desorpsjonstrinnet (50) kommende regenererte absorpsjonsmiddel (15, 16, 17) hvorved absorpsjonsmiddelet fra det andre absorpsjonstrinnet (49) føres tilbake (26, 27) til desorpsjonstrinnet (50).
Description
Foreliggende oppfinnelse er rettet mot en fremgangsmåte for selektiv fjerning av hydrogensulfid, organiske svovelkomponenter og CO2fra rå naturgass av den typen som er beskrevet i den innledende del av krav 1, og slik det for eksempel er beskrevet i US 5 820 837-A.
Gasser som inneholder verdifulle stoffer som for eksempel naturgass eller syntesegass, inneholder blant annet syredannende forurensninger som CO2, H2S, COS, CS2og/eller mercaptaner, samt HCN, som på grunn av den videre benyttelse av gassene må fjernes. Lovbestemmelser nødvendiggjør ikke bare en reduksjon av svovelutslippet, men også CC>2-andelene, hvilket dessuten reduserer varmeverdien. Forurensninger kan utgjøre forstyrrende katalysatorgifter, medføre korrosjon og så videre. For å fjerne hydrogensulfidandeler kan man anvende kjemiske absorpsjonsmidler, som for eksempel etanolamid, alkalimetallsaltoppløsninger eller annet eller også benytte fysikalske absorpsjonsmidler, som for eksempel seleksol, propylenkarbonat, metanol og andre, hvorved det ved hjelp av fysikalske absorpsjonsmidler også kan fjernes organiske svovelkomponenter.
Ved valg og anvendelse av et selektivt absorpsjonsmiddel kan man allerede oppnå en relativt god selektivitet for fjerning av hydrogensulfid og organiske svovelforbindelser i forhold til karbondioksid. Som selektivt virkende absorpsjonsmiddel benyttes både kjemisk virkende absorpsjonsmidler, som for eksempel selektive aminer, og også fysikalske absorpsjonsmidler, som for eksempel Seleksol, Pursiol, Genosorb eller Morfysorb. Denne selektivitet er imidlertid ikke tilstrekkelig når et spesielt ugunstig forhold mellom hydrogensulfid og organiske svovelforbindelser og karbondioksid i utgangsgassen fører til en surgass med et så lavt innhold av svovelkomponenter at surgassen ikke lenger kan bearbeides i et Claus-anlegg.
De kjemiske absorpsjonsmidler og deres anvendelse beskrives for eksempel i US
4 112 051 (Sartori et al.). I forhold til metodene som benytter disse kjemisk aktive oppløsningsmidler er foreliggende oppfinnelse rettet særlig mot kjemisk ikke-aktive absorpsjonsmidler, for det første for å oppnå mest mulig ren CO2som verdifull bestanddel og for det andre for å oppnå surgass, henholdsvis gass, for anvendelse i en Claus-prosess med de der krevede kvalitetskriterier. Som regel blir den fra absorpsjonsmiddelregenereringen oppnådde surgass videre bearbeidet i et Claus-anlegg til svovel. Derved innvirker det i surgassen tilstedeværende karbondioksid ugunstig på Claus-prosessen, siden karbondioksid som ballaststoff øker prosessgasstrømmen i Claus-anlegget, noe som krever en tilsvarende økning av anleggskapasiteten. Videre kan et Claus-anlegg ikke lenger drives økonomisk med en surgass som inneholder mindre enn 10 volum-% H2S.
For å bearbeide en slik "svak" surgass i et Claus-anlegg er det derfor nødvendig med ytterligere forholdsregler. Som regel skjer oppkonsentreringen av svovelkomponentene ved at de i den lavkonsentrerte surgassen foreliggende svovelkomponentene fjernes ved hjelp av en andre absorpsjonskolonne, etter eventuell ytterligere kompresjon med regenert absorpsjonsoppløsning, hvorved det på grunn av de allerede forbedrede forhold mellom hydrogensulfid og organiske svovelforbindelser i forhold til karbondioksid i surgassen fra det første absorpsjonstrinn oppnås en tilsvarende konsentrasjon av svovelkomponenter i surgassen i det andre absorpsjonstrinn. Denne fremgangsmåten er imidlertid meget energi- og investeringskrevende, siden den totale surgasstrømmen fra det første absorpsjonstrinnet først må bringes til det nødvendige absorpsjonstrykket.
Andre muligheter for behandling av surgasser, og som oppviser et lavere innhold av svovelkomponenter, som svovelutvinning ved direkte oksidative prosesser eller oppnåelse av svovelsyre og så videre, fører til store prosessgassmengdestrømmer og derved til store prosessanlegg.
IUS-5 240 476 (Hegarty) beskrives samabsorpsjon i forbindelse med brenngassrensing i et på karbonforgassing basert kraftverk, som drives med kombinert gass- og dampturbin. For regenerering av den anvendte vaskeoppløsningen blir denne trykkavlastet til tilnærmet omgivelsestrykk, hvorved en første del av det ved samabsorpsjon utvaskede CO2gasses ut og føres tilbake til rågassen. Det resulterende CO2blir, ved utstripping av den gjenværende og delvis rensede vaskeoppløsning fjernet fra denne med i det vesentlige nitrogenholdig gass. Deretter blir den trykkavlastet i et ytterligere trinn til tilnærmet omgivelsestrykk. I en ved hjelp av en sumpoppkoker oppvarmet avdrivningskolonne blir det der gjenværende hydrogensulfidet separert og avgitt som råstoff til et Claus-anlegg.
Ved fremgangsmåten beskyttet ifølge US 5 240 476 blir det i luftspaltingen oppståtte avfallsnitrogen anvendt for separering av CO2fra den anvendte vaskeoppløsning. Derved er denne fremgangsmåten begrenset til anvendelse i nærheten av en ved hjelp av partiell oksidasjon drevet karbonforgassing, og den er derved uegnet for rensing av rå naturgass, analogt for syntesegass uten N2. Derved blir den med omstendelig apparatur innførte rågass behandlet enkeltvis i to trinn, nemlig i i rekke koblede absorpsjonskolonner med oppløsning.
Når det gjelder den kjente teknikk, hva angår patentlitteratur, skal det henvises til EP
0 033 029-A1 henholdsvis det tilsvarende US 4 242 108, EP 1 004 344 henholdsvis det tilsvarende DE 198 54 353-A1, EP 0 520 316 Al, US 4 498 911 hvorved det arbeides med en stor mengde CO2i gassen, for kun å nevne noen eksempler.
En ytterligere fremgangsmåte av denne typen er kjent fra US 5 820 837-A eller DE 32 22 382 C2 der gassen som skal renses først føres gjennom en første absorber og så bringes i kontakt med et fullstendig regenerert oppløsningsmiddel. Det anvendte oppløsningsmiddel føres via en varmer til en trykkavlastningskjele og de der frigitte gassene til en andre absorber der de igjen bringes i kontakt med fullstendig regenerert oppløsningsmiddel. Derved oppnås det imidlertid kun en Claus-gass med 33 volum-% H2S slik dette er forklart nedenfor.
Oppgave for foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe en løsning ved hjelp av hvilken hydrogensulfid og organiske svovelforbindelser på den ene side mest mulig selektivt kan fjernes, noe som fører til et for lavt karbondioksidinnhold i surgassen, og for det andre å unngå ulempene ved de høye apparative investeringer for C02-separasjon.
Med en fremgangsmåte av den innledningsvis nevnte typen oppnås dette ifølge oppfinnelsen ved de karakteristiske trekk i krav 1.
Med fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen oppnås en rekke fordeler, for eksempel den spesifikasjonsriktige produksjonen av en Claus-gass, med utgangspunkt fra de ugunstige forholdene mellom H2S og CO2i fødegassen, samt den ytterligere oppnåelse av så å si ren CO2med forhøyet trykk.
Ytterligere fordeler og trekk ved oppfinnelsen fremgår av underkravene, hvorved det kan være spesielt fordelaktig når den anvendte absorbens, etter det andre absorpsjonstrinnet, og før inngang i desorpsjonstrinnet oppvarmes, hvorved oppvarmingen skjer i indirekte varme veksling med den fra desorpsjonstrinnet kommende absorbentstrøm.
En ytterligere forbedring av virkningene består i at det etter det andre absorpsjonstrinn er anordnet et flash-trinn der anvendt absorbent fra det andre absorpsjonstrinnet trykkavlastes og den frigitte flash-gassen, som i det vesentlige inneholder CO2og andeler av H2S, ledes inn i en ledning som i det minste indirekte fører til det andre absorpsjonstrinnet og absorbenten til desorpsjonstrinnet.
For ytterligere avrikning av karbondioksidet som er inneholdt i det fremdeles i den andre absorpsjonskolonne foreliggende, anrikede absorpsjonsmiddelet blir absorpsjonsmiddelet trykkavlastet i en flashbeholder ved redusert trykk. Den dannede gassfasen bringes ved hjelp av en flashgasskompressor tilbake til den andre absorpsjonskolonnen. Derved kan det ved utførelsen av oppfinnelsen tas sikte på at det direkte foran den andre absorpsjonskolonnen er anordnet et flashtrinn der den fra kondensasjonstrinnene kommende absorbent trykkavlastes og den frigitte gass, som i det vesentlige inneholder hydrokarboner, H2S og CO2, føres tilbake til det første absorpsjonstrinnet.
Ved siden av de ytterligere og nedenfor angitte fordeler ved oppfinnelsen er det ifølge oppfinnelsen hensiktsmessig når absorpsjonen skjer ved et driftstrykk på 10 til 150 bar og/eller det foretas en temperaturøkning i det fra absorberen kommende og anrikede absorpsjonsmiddel til 50 til 200 °C.
Inneholder hovedstrømmen av absorpsjonsmiddelet som kommer fra høytrykksflash-beholderen fremdeles en for høy mengde av karbondioksid kan det i en ytterligere utførelsesform av oppfinnelsen tas sikte på at den anrikede absorpsjonsoppløsning som forlater høytrykksflashbeholderen trykkavlastes i en lavtrykksflashbeholder hvorved flashgassen ved hjelp av en felles kompressor føres til den andre absorpsjonskolonnen sammen med flashgassen fra flashtrinnet, og hvorved absorpsjonsoppløsningen som forlater lavtrykksflashbeholderen føres til toppen av desorpsjonskolonnen.
Den ved redusert trykk flashbehandlede absorpsjonsmiddelstrømmen i hoved- og delkretsløpet trykkavlastes i desorpsjonskolonnen, hvorved det i sumpen av kolonnen ved stripping ved hjelp av strippedamp eller strippegass oppnås tilnærmet oksygengassfri og regenerert absorpsjonsmiddelstrøm. Ifølge oppfinnelsen oppnås det så, ved toppen av desorpsjonskolonnen, en konsentrert surgassfraksjon med ønsket høyt innhold av hydrogensulfid og organiske svovelforbindelser. Den ved toppen av desorpsjonskolonnen uttredende surgasstrømmen avkjøles for absorpsjonsmiddel-gjenvinning ved hjelp av en kondensator.
Likeledes blir også flashgassen fra laveretrykks flashbeholderen avkjølt ved hjelp av en kjøler for gjenvinning av absorpsjonsmiddelet, før flashgassen føres til flashgasskompressoren. Det ved toppen av den andre absorpsjonskolonnen ved forhøyet trykk, oppnådde tilnærmet rene karbondioksid, kan enten anvendes videre i prosessen eller oppnås som salgbart produkt eller utnyttes for reinjeksjon i naturgass- og råolje-felt på grunn av det allerede økede fortrykket. Det forhøyede trykket kan utnyttes ved hjelp av en ekspandermaskin for gjenvinning av energi.
I forhold til de ovenfor beskrevne, konvensjonelle fremgangsmåter der oppkonsentrasjonen av svovelkomponentene skjer ved hjelp av et etterkoblet, andre absorpsjonskretsløp der surgassen som inneholder lite hydrogensulfid og organiske svovelforbindelser må bringes til det nødvendige absorpsjonstrykket ved hjelp av en kompressor, har den her beskrevne fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen den avgjørende fordel at en stor del av surgassen, ved trykkavlastning ved høyere trykk og forhøyet temperatur allerede har det for absorpsjon med fysikalske absorpsjonsmidler nødvendige høye trykknivå og at denne delstrøm derfor ikke lenger må komprimeres.
Med absorpsjonen av disse flash-gasser i sidestrømabsorpsjonen blir selektiviteten for hydrogensulfid og organiske svovelforbindelser øket ganske tydelig i forhold til karbondioksid og fører derved til en øket konsentrasjon av hydrogensulfid og organiske svovelforbindelser i surgassen.
Økes kan også selektiviteten for hydrogensulfid og organiske svovelforbindelser med henblikk på karbondioksid ved hjelp av å koble inn de ytterligere lavtrykksflashtrinn med kompresjon og tilbaketransport til den andre absorpsjonskolonnen, slik at også fødegasser som har et meget ugunstig forhold mellom hydrogensulfid og organiske svovelforbindelser på den ene siden og karbondioksid på den annen side, for eksempel 1:40, kan underkastes en konsentrasjon av hydrogensulfid og organiske svovelforbindelser i surgassen på mer enn 50 mol-% med denne fordelaktige fremgangsmåtemetodikk.
Den ønskede konsentrasjon av svovelkomponentene i surgassen kan videre innstilles via trykket i lavtrykksflashbeholderen hvorved det for de fleste anvendelsestilfeller oppnås et fordelaktig trykk mellom 3 og 10 bar, noe som ved tilbakekompresjon av lavtrykksflashgassen fører til en ytterligere tydelig innsparing av drifts- og investerings-omkostninger sammenlignet med en konvensjonell to-trinnsabsorpsjon.
Ytterligere fordeler, enkeltheter og trekk ved oppfinnelsen fremgår av den etterfølgende beskrivelse samt ved hjelp av figurene. Disse viser fig. 1 et anlegg i henhold til oppfinnelsen for gjennomføring av oppfinnelsens fremgangsmåte, samt
fig. 2 et konvensjonelt anlegg med de samme henvisningstall.
I figurene er alle ledninger og prosesstrømmer angitt med sifrene 1 til 30, mens alle anvendte anleggsdeler bærer sifrene 41 følgende.
Det i fig. 1 viste anlegg oppviser i første omgang en første, og med 41 angitt, absorpsjonskolonne, vist til venstre, som mates med natur- henholdsvis syntesegass via ledningen 1 og som gjennomstrømmer absorpsjonskolonnen nedenfra og oppover og som via ledningen 2 trer ut som renset gass. Derved blir fødegassen 1 ført til sumpen av absorpsjonskolonnen 41. De i gassen foreliggende surgasskomponenter fjernes i motstrøm fra den fra toppen av absorpsjonskolonnen 41 kommende, regenererte oppløsning 14, hvorved de i absorpsjonskolonnen 41 inneholdte stoffutbyttingselementer sørger for den nødvendige materialoverføring.
Det fra sumpen av absorpsjonskolonnen 41 avtrukkede og med surgassholdige absorsjonsmiddel (ledning 3) føres til en resirkuleringsgassflashbeholder 42 og trykkavlastes der og føres tilbake i kretsløpet via en resirkuleringsgasskompressor 43 og ledningen 4 til sumpen av absorpsjonskolonnen 41, særlig når de i absorpsjonsmiddelet oppløste verdifulle gasser som hydrokarboner, hydrogenokarbonmonoksid, skal gjenvinnes.
I den ytterligere prosessføring blir oppløsningen som forlater resirkuleringsgassflash-beholderen 42 via ledningen 5 ført til en første varmeveksler 44 og der foroppvarmet og så ført via ledningen 6 til en andre varmevekseler 46 for ytterligere oppvarming og derfra ført til en høytrykksflashbeholder 47. Den i høytrykksflashbeholderen frigitte gassfase føres via ledningen 8 til en kjøler 48, mens dannet kondensat via ledningene 11 og 24 føres til den i prosessen tilveiebrakte desorpsjonskolonne 50 hvorved det her, for å øke selektiviteten for hydrogensulfid og organiske svovelforbindelser, ved siden av høytrykksflashbeholderen 47 er bygget inn en lavtrykksflashbeholder 56 i ledningene 20, 25.
Flashgassen som forlater kjøleren 48 fra ledningene 9 og 23 føres til sumpen i en andre absorpsjonskolonne 49. I motstrøm blir det til toppen av den andre absorpsjonskolonnen 49 og via ledningene 15, 16 og 17, som delstrøm, ført regenerert absorpsjonsmiddel som tilføres fra sumpen av desorpsjonskolonnen 5 via varmevekslerne 52 og 54. Via ledningen 10 forlater rent CO2som ønsket materiale den andre absorpsjonskolonnen 49 over topp. Det i kolonnen 49 dannede, anrikede absorpsjonsmiddel blir via ledningen 18 trykkavlastet for ytterligere å øke selektiviteten for hydrogensulfid og organiske svovelforbindelser, i en flashbeholder 55, hvorved absorpsjonsmiddelet som delstrøm føres via en varmeveksler 52 og ledningen 27 til toppen av desorpsjonskolonnen 50.
Den andre delstrøm av det fra desorberen 50 kommende absorpsjonsmiddel føres via ledningen 52 til den allerede ovenfor nevnte første varmeveksler 49 av oppløsnings-middelstrømmen som forlater flashbeholderen 42. Etter gjennomgangen gjennom varmeveksleren 44 blir det regenererte absorpsjonsmiddel avkjølt via ledning 14 gjennom kjøleren 60 og ført til toppen av absorpsjonskolonnen 41.
Med oppfinnelsens oppkopling av de forskjellige anleggsdeler kan man erkjenne at målet ved oppfinnelsen oppnås på spesielt gunstig måte, nemlig på mest mulig effektiv måte å opparbeide fødegasskomponenter som er oppnådd ved hjelp av absorpsjon, det vil si hydrogensulfider og organiske svovelforbindelser, for å oppnå en mest mulig H2S-rik Claus-gass som forlater anleggssystemet ved pilen 29, hvorved samtidig tilnærmet ren CO2oppnås som verdifullt materiale. Derved er det mulig, slik oppfinnelsen tar sikte på, å forvarme absorpsjonsmiddelet ved et forhøyet trykk ved hjelp av den fra desorpsjonskolonnen 50 kommende varme, genererte oppløsning 12 i varmeveksleren 44, hvorved det innstilles en trykkverdi mellom trykket i absorpsjonskolonnen 41 og trykket i desorpsjonskolonnen 50.
I fig. 2 er det vist et koplingsskjema for et konvensjonelt anlegg, for å forenkle de etterfølgende sammenligninger hvorved de samme anleggsdeler her bærer de her anvendte henvisningstall. Det her beskrevne eksempel inneholder ingen resirkulerings-gassflashtrinn 42 og heller ingen resirkuleringsgasskompressor 43. Som eksempel antas det en gass med en mengdestrøm på 10000 kmol/t med følgende sammensetning:
C02med 201 kmol/t, H2med 66 kmol/t, N2med 50 kmol/t, CH4med 29 kmol/t, C02med 3572 kmol/t, H2S med 100 kmol/t og 17,5 kmol/t vanndamp. Strømmene som resulterer for disse eksemplene på fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er oppført i tabell 1.
Slik det fremgår av tabellen ovenfor kan man for en fødegass med meget ugunstig H2S:CO-forhold på 31:36 allikevel oppnå en meget god Claus-kvalitet på 60 volum-% H2S, slik at Clausgassen kan bearbeides videre med et Claus-anlegg av enkel standard. Slik man ser fra tabell 2, som viser en konvensjonell fremgangsmåte, kan denne gode kvalitet oppnås med fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen selv om H2S:C02-forholdet er dårligere enn i eksempler i henhold til den kjente teknikk (her 1:36, der 1:26). I henhold til den kjente teknikk ifølge tabell 2 oppnås det dessuten kun en Claus-gass med 33 volum-% H2S, noe som fører til at Claus-anlegget må konstrueres betydelig mer komplisert enn i henhold til fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen.
Hvis det anvendes en fødegass med et t^S-forhold på 1:36, slik det her er mulig ved oppfinnelsen, ville dette ved den kjente teknikk kun gi en Claus-gass på rundt 22 volum-%, noe som ville føre til en ytterligere, tydelig forstørrelse av det nødvendige Claus-anlegg.
Som en sammenfatning kan man derved fastslå at samvirket av de i kravene nevnte elementer som flashkjeler 47, 56, andre absorpsjonskolonner 49 og i en ytterligere utførelse ved anvendelsen av flashbeholderen 35, oppnås en overraskende høy selektivitet som fører til en Claus-gass med rundt 60 volum-% H2O.
Anvendelsen av flashbeholderen 55 som normalt, i fysiske absorpsjonsprosesser, tjener som såkalt resirkuleringsgassflashbeholder for tilbakevinning av samabsorberte viktige bestanddeler, som hydrokarboner ved vasking av naturgass, av CO henholdsvis H2ved syntesegassproduksjon, bevirker ved flashing av den utløpende strøm 18 en tydelig økning av H2S:C02-selektiviteten.
Claims (6)
1.
Fremgangsmåte for selektiv fjerning av hydrogensulfid, organiske svovelkomponenter og CO2fra rågasser som for eksempel naturgass eller syntesegass, under anvendelse av et første absorpsjonstrinn (41) og et andre absorpsjonstrinn (49) for separering av i det vesentlige ren CO2og anvendelse av et desorpsjonstrinn (50) for å oppnå en hydrogensulfidrik gass, hvorved den regenererte absorbent fra desorpsjonstrinnet (50) igjen tilføres til de to absorpsjonstrinn (41,49), hvorved det som absorbent anvendes et kjemisk ikke-aktivt oppløsningsmiddel, og
det fra det første absorpsjonstrinn (41) kommende (og med hydrogensulfid, organiske svovelforbindelser og CO2anrikede) absorpsjonsmiddel forvarmes med den fra desorpsjonstrinnet (50) kommende varme, regenererte oppløsning (12) i en varmeveksler (44) og trykkavlastes deretter i en høytrykksflashbeholder (47) og så føres til det andre absorpsjonstrinn (49), og
absorpsjonsmiddelet fra det andre absorpsjonstrinnet (49) tilbakeføres (26, 27) til desorpsjonstrinnet (50),
karakterisert vedat
det fra absorpsjonstrinnet (41) kommende absorpsjonsmiddel som foreligger med et forhøyet trykk som ligger mellom trykket i absorpsjonskolonnen (41) og trykket i desorpsjonskolonnen (50), avlastes til det valgte, høyere trykk i høytrykksflashbeholderen (47),
den ved det forhøyede trykk frigitte gasstrøm avkjøles i en kondensator (48) og tilføres deretter til det andre absorpsjonstrinn (49) der svovelkomponentene fullstendig fjernes ved hjelp av den innledningsvis nevnte delstrøm av det fra desorpsjonstrinn (50) kommende regenererte absorpsjonsmiddel (15, 16,17), og
hvor det etter det andre absorpsjonstrinnet (49) er tilveiebrakt et flashtrinn der ytterligere tilstedeværende absorbent fra det andre absorpsjonstrinnet trykkavlastes og den frigitte flashgassen, som i det vesentlige inneholder CO2og andeler av H2S, føres inn i en ledning som i det minste indirekte fører til det andre absorbertrinn, og absorbenten (26) føres til desorpsjonstrinnet.
2.
Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat den tilstedeværende absorbent (18) etter det andre absorpsjonstrinn (49) og før inngang i desorpsjonstrinnet oppvarmes hvorved oppvarmingen skjer i indirekte varmeveksling (52) med den fra desorpsjonstrinnet kommende absorbentstrøm (15).
3.
Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2,karakterisertv e d at det direkte før det andre absorpsjonstrinn (49) er koplet inn et flashtrinn (55) der den fra kondensasjonstrinnet (48) kommende absorbent trykkavlastes og den frigitte utnyttbare gassen som i det vesentlige er hydrokarbon, H2S og CO2, føres tilbake til det første absorpsjonstrinn (41).
4.
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat absorpsjonen skjer ved et driftstrykk på 10 til 150 bar.
5.
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat det foretas en temperaturøkning i det fra absorberen kommende og anrikende absorpsjonsmiddel fra 50 til 200 °C.
6.
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat den anrikede absorpsjonsoppløsning som forlater høytrykksflashbeholderen (47) trykkavlastes i et lavtrykksflashtrinn hvorved flashgassen ved hjelp av en felles kompressor (58) føres til den andre absorpsjonskolonne (49) sammen med flashgassen fra flashtrinn (55) og hvorved absorpsjonsoppløsningen som forlater lavtrykksflashtrinnet (56) føres til toppen av desorpsjonskolonnen.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| DE10313438A DE10313438A1 (de) | 2003-03-26 | 2003-03-26 | Verfahren zur selektiven Entfernung von Schwefelwasserstoff und CO2 aus Rohgas |
| PCT/EP2004/003085 WO2004085036A2 (de) | 2003-03-26 | 2004-03-24 | Verfahren zur selektiven entfernung von schwefelwasserstoff und co2 aus rohgas |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20054940D0 NO20054940D0 (no) | 2005-10-25 |
| NO20054940L NO20054940L (no) | 2005-12-21 |
| NO329963B1 true NO329963B1 (no) | 2011-01-31 |
Family
ID=33038763
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20054940A NO329963B1 (no) | 2003-03-26 | 2005-10-25 | Fremgangsmate for selektiv fjerning av hydrogensulfid og C02 fra ragass |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7604684B2 (no) |
| EP (1) | EP1606041B1 (no) |
| CN (1) | CN100406106C (no) |
| AT (1) | ATE392939T1 (no) |
| CA (1) | CA2532993C (no) |
| DE (2) | DE10313438A1 (no) |
| ES (1) | ES2303631T3 (no) |
| NO (1) | NO329963B1 (no) |
| WO (1) | WO2004085036A2 (no) |
Families Citing this family (46)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| ATE428486T1 (de) | 2003-09-09 | 2009-05-15 | Fluor Corp | Verbesserte lösungsmittelverwendung und regenration |
| US8007096B2 (en) * | 2003-10-29 | 2011-08-30 | Hewlett-Packard Development Company, L.P. | Ink compositions for use in highlighter markers and associated methods |
| US7481988B2 (en) | 2003-11-10 | 2009-01-27 | Basf Se※ | Method for obtaining a high pressure acid gas stream by removal of the acid gases from a fluid stream |
| DE102005030028A1 (de) * | 2005-06-27 | 2006-12-28 | Uhde Gmbh | Verfahren und Vorrichtung zur Absorption von Sauergas aus Erdgas |
| FR2911516B1 (fr) * | 2007-01-19 | 2009-11-13 | Total Sa | Procede de purification d'un melange gazeux contenant des gaz acides |
| ATE514667T1 (de) * | 2007-01-30 | 2011-07-15 | Mt Biomethan Gmbh | Verfahren und anlage zur behandlung von methan- und kohlendioxidhaltigen rohgasen, insbesondere biogas, zur gewinnung von methan |
| TW200912228A (en) * | 2007-06-27 | 2009-03-16 | Twister Bv | Method and system for removing H2S from a natural gas stream |
| CN101108988B (zh) * | 2007-08-10 | 2011-03-23 | 辽宁凯田再生能源环保有限公司 | 生物气净化设备及其净化工艺 |
| DE102007048565B3 (de) * | 2007-10-09 | 2009-01-22 | Dge Dr.-Ing. Günther Engineering Gmbh | Verfahren und Anlage zur Regeneration einer bei der Reinigung von Gasen anfallenden aminhaltigen Waschlösung |
| WO2010039785A1 (en) * | 2008-10-02 | 2010-04-08 | Fluor Technologies Corporation | Configurations and methods of high pressure acid gas removal |
| US20110192191A1 (en) * | 2008-10-14 | 2011-08-11 | Cyril Timminns | High pressure physical absorption process for use in carbon capture in energy production processes |
| US8435325B2 (en) * | 2008-10-23 | 2013-05-07 | Hitachi, Ltd. | Method and device for removing CO2 and H2S |
| DE102008062387A1 (de) * | 2008-12-17 | 2010-07-01 | Uhde Gmbh | Verfahren zur Reinigung von technischen Gasen und Gewinnung von Sauergasen |
| US20100219061A1 (en) * | 2009-03-02 | 2010-09-02 | Saudi Arabian Oil Company | Enhancement of acid gas enrichment process |
| DE102009018444A1 (de) * | 2009-04-22 | 2010-10-28 | Uhde Gmbh | Verfahren zur Entfernung von sauren Gaskomponenten aus einem Gasgemisch |
| US20100319254A1 (en) * | 2009-06-17 | 2010-12-23 | Thacker Pradeep S | Methods and system for separating carbon dioxide from syngas |
| US8241404B2 (en) * | 2009-06-17 | 2012-08-14 | General Electric Company | Methods of recycling carbon dioxide to the gasification system |
| US7811361B2 (en) * | 2009-06-30 | 2010-10-12 | Uop Llc | Process for a gas removal zone |
| US20100132552A1 (en) * | 2009-07-08 | 2010-06-03 | Lechnick William J | Zone or process for improving an efficiency thereof |
| US20110068585A1 (en) * | 2009-09-24 | 2011-03-24 | Alstom Technology Ltd | Method and system for capturing and utilizing energy generated in a flue gas stream processing system |
| CA2683983A1 (en) * | 2009-10-21 | 2011-04-21 | Carbon Solutions Inc. | Stabilization and remote recovery of acid gas fractions from sour wellsite gas |
| FR2954178B1 (fr) | 2009-12-21 | 2014-02-21 | Air Liquide | Procede d'epuration d'un gaz contenant du dioxyde de carbone |
| CA2809209C (en) * | 2010-08-24 | 2021-10-19 | Terrance Trofimuk | Process for recovery of processing liquids |
| DE102010051396A1 (de) | 2010-11-16 | 2012-05-16 | Thyssenkrupp Uhde Gmbh | Verfahren zur Entfernung schwersiedender Kohlenwasserstoffe aus Lösungsmittelströmen |
| CN102059037A (zh) * | 2010-11-22 | 2011-05-18 | 重庆欣雨压力容器制造有限责任公司 | 从天然气尾气中提纯二氧化碳的工艺 |
| US20120152120A1 (en) * | 2010-12-15 | 2012-06-21 | Uop Llc | Production of carbon dioxide from synthesis gas |
| DE102011108308A1 (de) | 2011-07-25 | 2013-01-31 | Thyssenkrupp Uhde Gmbh | Wärmerückgewinnung bei Absorptions- und Desorptionsprozessen bei reduzierter Wärmeaustauschfläche |
| DE102011108749A1 (de) | 2011-07-28 | 2013-01-31 | Thyssenkrupp Uhde Gmbh | Wärmerückgewinnung bei Absorptions- und Desorptionsprozessen |
| US9340739B1 (en) * | 2011-09-02 | 2016-05-17 | David C. Morrow | Enhanced landfill gas treatment |
| CA2856573A1 (en) * | 2011-12-01 | 2013-06-06 | Statoil Petroleum As | Process with continuously stirred tank reactor absorber and flash tank stripper |
| US20140329299A1 (en) * | 2011-12-16 | 2014-11-06 | Dge Dr Ing. Guenther Engineering Gmbh | Method and plant for separating carbon dioxide from crude gases containing methane |
| DE102012021478A1 (de) * | 2012-11-05 | 2014-05-08 | Thyssenkrupp Uhde Gmbh | Verfahren und Vorrichtung zur Entfernung von absorbierbaren Gasen aus unter Druck befindlichen, mit absorbierbaren Gasen verunreinigten Industriegasen ohne Zuführung von Kühlenergie |
| EP3027293A1 (en) * | 2013-07-29 | 2016-06-08 | ExxonMobil Research and Engineering Company | Separation of hydrogen sulfide from natural gas |
| DE102014118345A1 (de) * | 2014-12-10 | 2016-06-16 | L'Air Liquide, Société Anonyme pour l'Etude et l'Exploitation des Procédés Georges Claude | Verfahren und Anlage zur Reinigung von Rohsynthesegas |
| CN104535723B (zh) * | 2014-12-25 | 2017-02-22 | 华能国际电力股份有限公司 | 一种变工况稠浆型二氧化碳捕集工艺测试系统 |
| CA3021637C (en) | 2016-04-21 | 2021-07-06 | Fuelcell Energy, Inc. | Molten carbonate fuel cell anode exhaust post-processing for carbon dioxide capture |
| US10516180B2 (en) * | 2016-04-27 | 2019-12-24 | Fuelcell Energy, Inc. | Carbon dioxide removal system for anode exhaust of a fuel cell |
| CA3022534C (en) | 2016-04-29 | 2021-01-26 | Fuelcell Energy, Inc. | Methanation of anode exhaust gas to enhance carbon dioxide capture. |
| EP3501622B1 (de) * | 2017-12-22 | 2023-08-30 | L'air Liquide, Société Anonyme Pour L'Étude Et L'exploitation Des Procédés Georges Claude | Absorberkolonne und verfahren zur reinigung von rohsynthesegas |
| US11742508B2 (en) | 2018-11-30 | 2023-08-29 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Reforming catalyst pattern for fuel cell operated with enhanced CO2 utilization |
| EP3666365A1 (de) * | 2018-12-14 | 2020-06-17 | L'air Liquide, Société Anonyme Pour L'Étude Et L'exploitation Des Procédés Georges Claude | Verfahren zur regenerierung eines beladenen waschmittels aus einer physikalisch wirkenden gaswäsche und vorrichtung für eine physikalisch wirkende gaswäsche |
| US11801472B2 (en) | 2019-01-28 | 2023-10-31 | Saudi Arabian Oil Company | Amine sweetening in flash gas |
| US10662061B1 (en) | 2019-08-20 | 2020-05-26 | Saudi Arabian Oil Company | Two-stage adsorption process for Claus tail gas treatment |
| CN110756004A (zh) * | 2019-10-30 | 2020-02-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种深度净化硫化氢和有机硫的联合工艺 |
| KR20230011914A (ko) | 2020-03-11 | 2023-01-25 | 퓨얼셀 에너지, 인크 | 탄소 포집을 위한 증기 메탄 개질 유닛 |
| CN112194550B (zh) * | 2020-10-15 | 2023-08-25 | 大连理工大学 | 一种分离富含碳二碳三干气的方法与装置 |
Family Cites Families (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3594985A (en) * | 1969-06-11 | 1971-07-27 | Allied Chem | Acid gas removal from gas mixtures |
| US3767766A (en) * | 1971-02-22 | 1973-10-23 | Chevron Res | Method of removing gaseous sulfides from gaseous mixtures |
| US3877893A (en) * | 1973-05-10 | 1975-04-15 | Allied Chem | Absorption and separation of normally liquid gas contaminants |
| AU506199B2 (en) * | 1975-06-26 | 1979-12-20 | Exxon Research And Engineering Company | Absorbtion of co2 from gaseous feeds |
| US4242108A (en) * | 1979-11-07 | 1980-12-30 | Air Products And Chemicals, Inc. | Hydrogen sulfide concentrator for acid gas removal systems |
| US4397660A (en) * | 1981-06-15 | 1983-08-09 | Shell Oil Company | Process for the removal of H2 S and CO2 from a gas mixture |
| US4498911A (en) * | 1983-06-29 | 1985-02-12 | Shell Oil Company | Simultaneous removal of water and hydrogen sulfide from gaseous carbon dioxide |
| DE3408851A1 (de) * | 1984-03-10 | 1985-09-12 | Basf Ag, 6700 Ludwigshafen | Verfahren zum entfernen von co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) und/oder h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s aus gasen |
| US5240476A (en) * | 1988-11-03 | 1993-08-31 | Air Products And Chemicals, Inc. | Process for sulfur removal and recovery from a power generation plant using physical solvent |
| 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 |
| US6506349B1 (en) * | 1994-11-03 | 2003-01-14 | Tofik K. Khanmamedov | Process for removal of contaminants from a gas stream |
| CA2177449C (en) * | 1996-05-20 | 2003-04-29 | Barry Steve Marjanovich | Process for treating a gas stream to selectively separate acid gases therefrom |
| DE19854353A1 (de) * | 1998-11-25 | 2000-06-21 | Clariant Gmbh | Verfahren zur Reinigung von Gasen |
| EP1022046A1 (de) * | 1999-01-22 | 2000-07-26 | Krupp Uhde GmbH | Verfahren zur Entfernung von Kohlendioxid, Schwefelverbindungen, Wasser und aromatischen und höheren aliphatischen Kohlenwasserstoffen aus technischen Gasen |
| DE19945326B4 (de) * | 1999-01-22 | 2008-03-27 | Uhde Gmbh | Verfahren zur Entfernung von Kohlendioxid, Schwefelverbindungen, Wasser und aromatischen und höheren aliphatischen Kohlenwasserstoffen aus technischen Gasen |
| US7147691B2 (en) * | 2002-09-27 | 2006-12-12 | 1058238 Alberta Ltd. | Acid gas enrichment process |
-
2003
- 2003-03-26 DE DE10313438A patent/DE10313438A1/de not_active Withdrawn
-
2004
- 2004-03-24 ES ES04722813T patent/ES2303631T3/es not_active Expired - Lifetime
- 2004-03-24 EP EP04722813A patent/EP1606041B1/de not_active Expired - Lifetime
- 2004-03-24 US US10/550,251 patent/US7604684B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-03-24 CA CA2532993A patent/CA2532993C/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-03-24 WO PCT/EP2004/003085 patent/WO2004085036A2/de active IP Right Grant
- 2004-03-24 AT AT04722813T patent/ATE392939T1/de not_active IP Right Cessation
- 2004-03-24 CN CNB2004800080138A patent/CN100406106C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2004-03-24 DE DE502004006914T patent/DE502004006914D1/de not_active Expired - Lifetime
-
2005
- 2005-10-25 NO NO20054940A patent/NO329963B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2532993A1 (en) | 2004-10-07 |
| ATE392939T1 (de) | 2008-05-15 |
| CA2532993C (en) | 2012-07-17 |
| ES2303631T3 (es) | 2008-08-16 |
| WO2004085036A3 (de) | 2004-11-25 |
| CN1795039A (zh) | 2006-06-28 |
| WO2004085036A2 (de) | 2004-10-07 |
| US20060196357A1 (en) | 2006-09-07 |
| NO20054940D0 (no) | 2005-10-25 |
| DE10313438A1 (de) | 2004-11-04 |
| EP1606041B1 (de) | 2008-04-23 |
| US7604684B2 (en) | 2009-10-20 |
| DE502004006914D1 (de) | 2008-06-05 |
| CN100406106C (zh) | 2008-07-30 |
| NO20054940L (no) | 2005-12-21 |
| EP1606041A2 (de) | 2005-12-21 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO329963B1 (no) | Fremgangsmate for selektiv fjerning av hydrogensulfid og C02 fra ragass | |
| US6090356A (en) | Removal of acidic gases in a gasification power system with production of hydrogen | |
| RU2545273C2 (ru) | Способ и устройство для обработки обогащенного диоксидом углерода кислого газа в процессе клауса | |
| US4011066A (en) | Process of purifying gases produced by the gasification of solid or liquid fossil fuels | |
| US6506349B1 (en) | Process for removal of contaminants from a gas stream | |
| US7803271B2 (en) | Method of extracting the hydrogen sulfide contained in a hydrocarbon gas | |
| US8641802B2 (en) | Method for treating a process gas flow containing CO2 | |
| NO153717B (no) | Fremgangsmaate for selektiv separering av hydrogensulfid fra karbondioksydholdige gassformede blandinger | |
| NO172477B (no) | Fremgangsmaate ved fjerning av co2 og eventuelt h2s fra gasser | |
| JPH0253365B2 (no) | ||
| US5716587A (en) | Apparatus for removal of contaminates from a gas stream | |
| MXPA05006242A (es) | Configuraciones y metodos para la remocion de gas acido y contaminantes con emision casi nula. | |
| NO169105B (no) | Fremgangsmaate for fjerning av sure gasser fra gassblandinger | |
| JPS60156528A (ja) | 酸性ガスの除去方法及び装置 | |
| EP0005572A1 (en) | Improved process for the further processing of hydrogen sulphide-containing gases | |
| US7157070B2 (en) | Method for purifying gas containing hydrocarbons | |
| CN211770296U (zh) | 用于从经变换和未变换的粗合成气生产多种气体产物的设施 | |
| JP2003535209A (ja) | 炭化水素の流体流の脱酸法 | |
| US7674321B2 (en) | Method for removing acid gases from pressurized natural gas that is contaminated with acid gas compounds and recovering the removed acid gases at an increased pressure level | |
| US4299801A (en) | Regenerating alkanolamine desulfurizer solutions | |
| CS196350B2 (en) | Treatnment of gases containing hydrogen sulphide | |
| SE500128C2 (sv) | Förfarande för regenerering av en högkokande tvättlösning | |
| EP0989902A1 (en) | Method for desulfurizing off-gases | |
| JPH0378127B2 (no) | ||
| RU2825953C1 (ru) | Система синтеза аммиака с низким выбросом диоксида углерода и регулированием неравновесия мочевины |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |