RU2485048C2 - Установка для извлечения со2 и способ извлечения со2 - Google Patents
Установка для извлечения со2 и способ извлечения со2 Download PDFInfo
- Publication number
- RU2485048C2 RU2485048C2 RU2011140020/05A RU2011140020A RU2485048C2 RU 2485048 C2 RU2485048 C2 RU 2485048C2 RU 2011140020/05 A RU2011140020/05 A RU 2011140020/05A RU 2011140020 A RU2011140020 A RU 2011140020A RU 2485048 C2 RU2485048 C2 RU 2485048C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gaseous
- combustion
- gas
- dehydrating
- dehydrating agent
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 47
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims abstract description 95
- 239000012024 dehydrating agents Substances 0.000 claims abstract description 66
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 77
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 42
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 33
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 28
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims description 27
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims description 27
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 27
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 23
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 20
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 18
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 18
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 claims description 11
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 claims description 11
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 claims description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 7
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims description 6
- 238000002407 reforming Methods 0.000 claims description 5
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 4
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 14
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 abstract description 11
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 abstract description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 33
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 23
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 23
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 9
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 9
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 8
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 8
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 5
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 4
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 4
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 4
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 4
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 4
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 4
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 3
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 3
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 3
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 3
- 238000010186 staining Methods 0.000 description 3
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 3
- 229940058020 2-amino-2-methyl-1-propanol Drugs 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OPKOKAMJFNKNAS-UHFFFAOYSA-N N-methylethanolamine Chemical compound CNCCO OPKOKAMJFNKNAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 230000001476 alcoholic effect Effects 0.000 description 2
- CBTVGIZVANVGBH-UHFFFAOYSA-N aminomethyl propanol Chemical compound CC(C)(N)CO CBTVGIZVANVGBH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 2
- 239000000498 cooling water Substances 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 2
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 2
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 2
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 2
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 2
- GIAFURWZWWWBQT-UHFFFAOYSA-N 2-(2-aminoethoxy)ethanol Chemical compound NCCOCCO GIAFURWZWWWBQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MIJDSYMOBYNHOT-UHFFFAOYSA-N 2-(ethylamino)ethanol Chemical compound CCNCCO MIJDSYMOBYNHOT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101800000535 3C-like proteinase Proteins 0.000 description 1
- 101800002396 3C-like proteinase nsp5 Proteins 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011865 Pt-based catalyst Substances 0.000 description 1
- 244000019194 Sorbus aucuparia Species 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000005352 clarification Methods 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000004040 coloring Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N diisopropanolamine Chemical compound CC(O)CNCC(C)O LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940043276 diisopropanolamine Drugs 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000010842 industrial wastewater Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 235000006414 serbal de cazadores Nutrition 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000008400 supply water Substances 0.000 description 1
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 1
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1456—Removing acid components
- B01D53/1475—Removing 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
- B01D53/1425—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
- B01D53/26—Drying gases or vapours
- B01D53/263—Drying gases or vapours by absorption
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2251/00—Reactants
- B01D2251/20—Reductants
- B01D2251/21—Organic compounds not provided for in groups B01D2251/206 or B01D2251/208
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2251/00—Reactants
- B01D2251/70—Organic acids
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2257/00—Components to be removed
- B01D2257/50—Carbon oxides
- B01D2257/504—Carbon dioxide
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2258/00—Sources of waste gases
- B01D2258/02—Other waste gases
- B01D2258/0283—Flue gases
-
- 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
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
- B01D53/77—Liquid phase processes
-
- 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
- Y02P90/00—Enabling technologies with a potential contribution to greenhouse gas [GHG] emissions mitigation
- Y02P90/70—Combining sequestration of CO2 and exploitation of hydrocarbons by injecting CO2 or carbonated water in oil wells
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Carbon And Carbon Compounds (AREA)
- Drying Of Gases (AREA)
Abstract
Изобретение может быть использовано для извлечения диоксида углерода из дымовых газов. Установка для извлечения CO2 включает абсорбер CO2 и регенератор, в котором CO2 диффундирует в обогащенном растворе; по меньшей мере, два компрессора, которые сжимают газообразный CO2, выпущенный из регенератора; дегидратирующую колонну, расположенную на участке между любыми двумя компрессорами и которая уменьшает количество влаги в газообразном CO2; установку для удаления при сжигании, которая удаляет дегидратирующий агент, примешанный к газообразному CO2 в дегидратирующей колонне; и теплообменник, который установлен на участке между дегидратирующей колонной и установкой для удаления при сжигании. Теплообменник осуществляет теплообмен между газообразным CO2, выпущенным из любого одного из компрессоров, и газообразным CO2, выпущенным из дегидратирующей колонны. Изобретение позволяет предотвратить попадание дегидратирующего агента, подаваемого в дегидратирующую колонну, в комперессор, расположенный ниже по потоку после дегидратирующей колонны, исключить образование осадка и отложений. 3 н. и 13 з.п. ф-лы, 6 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к установке для извлечения CO2 и способу извлечения CO2 для абсорбирования CO2, содержащегося в дымовых газах, в абсорбент CO2 в целях удаления CO2, содержащегося в дымовых газах, регенерации и повторного использования абсорбента CO2.
Уровень техники
Недавно в качестве одной из причин глобального потепления был выявлен парниковый эффект, обусловленный CO2, и для защиты глобальной окружающей среды настоятельными становятся меры по противодействию ему в международном масштабе. Источники образования CO2 включают все типы человеческой деятельности, при которой сжигают ископаемое топливо, и все больше возрастают потребности по сокращению его выбросов. В соответствии с данной потребностью в отношении электроэнергетических установок, таких как тепловая электростанция, на которой используют большое количество ископаемого топлива, интенсивно исследовали способ удаления и извлечения CO2 в газообразных выбросах продуктов горения в результате введения газообразных выбросов продуктов горения в котле в контакт с аминовым абсорбентом CO2 (здесь и далее в настоящем документе также «абсорбентом») и способ хранения извлеченного CO2 без выброса его в воздух.
Был описан способ, по которому после удаления CO2 в результате абсорбирования из газообразных выбросов при использовании абсорбента, CO2 подвергают диффузии и извлекают, а абсорбент регенерируют, еще раз отправляют на циркуляцию в абсорбер CO2 и используют повторно (смотрите, например, патентный документ 1).
Фигура 4 представляет один пример конфигурации обычной установки для извлечения CO2. Как продемонстрировано на фигуре 4, обычная установка для извлечения CO2 100 включает абсорбер CO2 13, который удаляет CO2 в дымовых газах 11 в результате введения дымовых газов 11, содержащих CO2, выбрасываемый на промышленных установках для сжигания, таких как котел и газовая турбина, в контакт с абсорбентом CO2 12, который абсорбирует CO2, и регенератор 15, в котором CO2 диффундирует из абсорбента CO2 14, содержащего абсорбированный CO2 (здесь и далее в настоящем документе также «обогащенный раствор»), для регенерации абсорбента CO2 12.
В установке для извлечения CO2 100 CO2 диффундирует в регенераторе 15, и регенерированный абсорбент CO2 12 (здесь и далее в настоящем документе также «обедненный раствор») повторно используют в качестве абсорбента CO2 в абсорбере CO2 13. Газообразный CO2 16, извлеченный в регенераторе 15, сжимают в компрессоре, нагнетают в нефтяное месторождение и используют в методах повышения нефтеотдачи (МПНО), накапливают в водоносном слое в качестве меры по борьбе с глобальным потеплением или используют в качестве материала исходного сырья при синтезе химических продуктов.
На фигуре 4 номер позиции 17 обозначает дымовые газы, в которых CO2 удаляют в абсорбере CO2 13, 18 обозначает насос для обогащенного растворителя, который подает обогащенный раствор 14 в регенератор 15, 19 обозначает теплообменник для обогащенного/обедненного растворителей, который производит теплообмен между обогащенным раствором 14 и обедненным раствором 12, 20 обозначает насос для обедненного растворителя, который подает обедненный раствор 12 в абсорбер CO2 13, 21 обозначает холодильник для обедненного растворителя, который охлаждает обедненный раствор 12, 22 обозначает регенерационный нагреватель, а 23 обозначает водяные пары.
Фигура 5 представляет пример способа нагнетания газообразного CO2 16, извлеченного в регенераторе 15, в грунт. Давление газообразного CO2 16, извлеченного в регенераторе 15, увеличивают в способе сжатия 101 и проводят транспортирование до буровой скважины 103а в точке накопления при использовании транспортного устройства 102, такого как трубопровод или корабль. В буровой скважине 103а в точке накопления, например, газ (здесь и далее в настоящем документе также «рециркуляционный газ»), сопутствующий сырой нефти, перемешивают с газом 105, переработанным в установке для очистки рециркуляционного газа 104, и нагнетают в грунт 107 по способу нагнетания 106. В это время в случае содержания в рециркуляционном газе 105 сероводорода (H2S), как это продемонстрировано в приведенном ниже уравнении, кислород (O2), содержащийся в газообразном CO2 16, будет вступать в реакцию с H2S, приводя к осаждению твердой серы (S), и на функционирование агрегата может быть оказано негативное воздействие.
Кроме того, в случае, если влага, остающаяся в газообразном СO2 16, конденсируется под действием сжатия, из-за одновременного присутствия кислорода может быть промотирована угольнокислотная коррозия. В качестве еще одного способа предотвращения осаждения серы использовали способ подачи газообразного N2 во время запуска и остановки компрессора для удаления содержащейся серы (содержащейся S) и O2, остающегося в компрессоре и системе труб (смотрите, например, непатентный литературный источник 1).
Кроме того, поскольку при обусловленной сжатием конденсации влаги, остающейся в газообразном CO2 16, может возникать угольнокислотная коррозия, использовали способ, такой, когда газообразный CO2 вводят в контакт с дегидратирующим агентом, таким как молекулярные сита, диэтиленгликоль (ДЭГ) или триэтиленгликоль (ТЭГ), для уменьшения количества влаги, содержащейся в газообразном CO2, что, тем самым, предотвращает углекислотную коррозию.
Фигура 6 демонстрирует способ сжатия газообразного CO2, извлеченного в регенераторе. Как продемонстрировано на фигуре 6, газообразный CO2 16, сопровождаемый водяными парами, высвобождающимися из обогащенного раствора 14 и полуобедненного раствора в регенераторе, производят из верхней части регенератора 15 через линию выпуска газа 25, водяные пары конденсируют в конденсаторе 26 и воду 28 отделяют в сепарационном барабане 27. Газообразный CO2 16, сопровождаемый водяными парами, сжимают в компрессорах в диапазоне от первого компрессора 29-1 до четвертого компрессора 29-4 при одновременном постепенном увеличении давления и извлекают в виде сжатого CO2.
На расположенной ниже по потоку стороне каждого из компрессоров от первого до четвертого компрессоров, от 29-1 до 29-4, соответственно, предусматривают холодильники от первого холодильника 30-1 до четвертого холодильника 30-4 и сепараторы от первого сепаратора 31-1 до четвертого сепаратора 31-4 для уменьшения количества жидкости, генерированной в результате сжатия газообразного CO2 16. На участке между третьим компрессором 29-3 и четвертым компрессором 29-4 предусматривают дегидратирующую колонну 33 для введения газообразного CO2 16 в контакт с дегидратирующим агентом 32 (молекулярными ситами, или ДЭГ, или ТЭГ) для уменьшения количества влаги в газообразном CO2 16 и его обезвоживания.
На фигуре 6 номер позиции 34 обозначает газожидкостной сепаратор, а 35 обозначает насос для циркуляции конденсированной воды, который подает воду 28, отделенную в сепарационном барабане 27, в верхнюю часть регенератора 15.
Кроме того, использовали аппарат, в котором в дегидратирующей колонне предусматривают брызгоуловитель для улавливания дегидратирующего агента (такого как ДЭГ или ТЭГ), подаваемого в дегидратирующую колонну, и обеспечения отсутствия его подачи в сопровождении газообразного CO2 на сторону, расположенную ниже по потоку от дегидратирующей колонны (смотрите, например, непатентный литературный источник 2).
Документы предшествующего уровня техники
Патентные документы
Патентный документ 1: Японская выложенная патентная заявка №2008-62165.
Непатентная литература
Непатентный литературный источник 1: «Oil & Gas Journal», опубликованный 04 сентября 2006, стр.74-84.
Непатентный литературный источник 2: «Oil & Gas Journal», опубликованный 27 февраля 2006, стр.55-59.
Раскрытие изобретения
Проблема, решаемая в изобретении
Однако, даже при наличии в дегидратирующей колонне 33 брызгоуловителя в случае подачи дегидратирующего агента 32, который не уловили в брызгоуловителе, в компрессор и тому подобное на стороне, расположенной ниже по потоку, при одновременном примешивании к газообразному CO2 16 в компрессоре и системе труб на стороне, расположенной ниже по ходу технологического потока, будут наблюдаться формирование осадка и отложений, что, тем самым, вызовет появление проблемы, заключающейся в возможном повреждении внутренней оснастки компрессора и системы труб на стороне, расположенной по ходу технологического потока после дегидратирующей колонны 33.
Существует также проблема, заключающаяся в возможности возникновения в аппарате и системе труб закупоривания, обусловленного наличием O2, остающегося в газообразном CO2 16.
Кроме того, в случае использования газообразного CO2 16 в качестве материала исходного сырья при синтезе химических продуктов, может возникать окрашивание химических продуктов.
Настоящее изобретение добилось решения вышеупомянутых проблем, и цель настоящего изобретение заключается в предложении установки для извлечения CO2, которая предотвращает подачу дегидратирующего агента, подаваемого в дегидратирующую колонну, в компрессор и тому подобное на стороне, расположенной по ходу технологического потока после дегидратирующей колонны, и способа для этого.
Средства решения проблемы
В соответствии с одним аспектом настоящего изобретения установка для извлечения CO2, включающая абсорбер CO2, который вводит дымовые газы, содержащие CO2, в контакт с абсорбентом CO2 и удаляет CO2 в дымовых газах, и регенератор, в котором CO2 диффундирует в обогащенном растворе, абсорбировавшем CO2 в абсорбере CO2, для повторного использования в абсорбере CO2 обедненного раствора, который получают в результате удаления CO2 из обогащенного раствора в регенераторе, включает: по меньшей мере, два компрессора, которые сжимают газообразный CO2, выпущенный из регенератора; дегидратирующую колонну, которую предусматривают на участке между любыми двумя из компрессоров, и которая уменьшает количество влаги в газообразном CO2 в результате введения газообразного CO2 в контакт с дегидратирующим агентом; установку для удаления при сжигании, которая удаляет дегидратирующий агент, примешанный к газообразному CO2 в дегидратирующей колонне; и теплообменник, который предусматривают на участке между дегидратирующей колонной и установкой для удаления при сжигании и который производит теплообмен между газообразным CO2, выпущенным из любого одного из компрессоров, и газообразным CO2, выпущенным из дегидратирующей колонны.
В выгодном случае в установке для извлечения CO2 предусматривают установку для удаления при сжигании на участке между дегидратирующей колонной и газожидкостным сепаратором, находящимся на стороне, расположенной ниже по потоку от дегидратирующей колонны.
В выгодном случае в установке для извлечения CO2 в установке для удаления при сжигании предусматривают теплообменник.
В выгодном случае в установке для извлечения CO2 установка для удаления при сжигании включает катализатор горения для удаления дегидратирующего агента в газообразном CO2.
В выгодном случае в установке для извлечения CO2 установка для удаления при сжигании включает катализатор горения для удаления дегидратирующего агента в газообразном CO2, где теплообменник и катализатор горения скомпонованы в данном порядке в направлении от стороны впускного отверстия для газообразного CO2 в установку для удаления при сжигании к стороне выпускного отверстия для него.
В выгодном случае в установке для извлечения CO2 катализатором горения являются катализатор на основе металлического Pd или катализатор на основе металлической Pt.
В выгодном случае установка для извлечения CO2 включает ответвительный проход для выделения газообразного CO2, выпущенного из установки для удаления при сжигании, и объединения данного газообразного CO2 с газообразным CO2, выпущенным из дегидратирующей колонны.
В выгодном случае установка для извлечения CO2 включает установку для подачи газообразного водорода, которая подает газ, обогащенный водородом, в установку для удаления при сжигании.
В выгодном случае в установке для извлечения CO2 газ, обогащенный водородом, представляет собой водород, полученный при использовании устройства для получения водорода, в котором в качестве материала исходного сырья используют ископаемое топливо и реализуют способ риформинга и способ конверсии CO (реакцию сдвига).
В выгодном случае в установке для извлечения CO2 газ, обогащенный водородом, содержит CO, а также водород.
В соответствии с еще одним аспектом настоящего изобретения способ извлечения CO2, в котором дымовые газы, содержащие CO2, вводят в контакт с абсорбентом CO2 в абсорбере CO2 для удаления CO2 в дымовых газах, CO2 в обогащенном растворе, абсорбировавшем CO2, удаляют в регенераторе, а регенерированный обедненный раствор повторно используют в абсорбере CO2, и газообразный CO2, выпущенный из регенератора, извлекают, включает: сжатие газообразного CO2, извлеченного из регенератора, при использовании, по меньшей мере, двух компрессоров; уменьшение количества влаги в газообразном CO2 в результате введения газообразного CO2 в контакт с дегидратирующим агентом на участке между любыми двумя из компрессоров; теплообмен между газообразным CO2, введенным в контакт с дегидратирующим агентом, и газообразным CO2, выпущенным из любого одного из компрессоров; и удаление дегидратирующего агента, примешанного к газообразному CO2, в результате сжигания и удаление O2 для извлечения газообразного CO2.
В выгодном случае в способе извлечения CO2 дегидратирующий агент, примешанный к газообразному CO2, сжигают и удаляют после введения газообразного CO2 в контакт с дегидратирующим агентом и до отделения влаги в газообразном CO2.
В выгодном случае в способе извлечения CO2 газ, обогащенный водородом, подают во время сжигания и удаления дегидратирующего агента, примешанного к газообразному CO2.
В выгодном случае в способе извлечения CO2 в качестве газа, обогащенного водородом, используют водород, полученный в устройстве для получения водорода, в котором в качестве материала исходного сырья используют ископаемое топливо и реализуют способ риформинга и способ конверсии CO (реакцию сдвига).
В выгодном случае в способе извлечения CO2 в качестве газа, обогащенного водородом, используют газ, содержащий CO, а также водород.
В соответствии с еще одним другим аспектом настоящего изобретения в способе извлечения CO2 с использованием установки для извлечения CO2 в способе сжатия газообразного CO2, извлеченного из регенератора, после уменьшения количества влаги в газообразном CO2 после введения газообразного CO2 в контакт с дегидратирующим агентом, газообразный СО2 после удаления влаги подвергают теплообмену с газообразным CO2, выпущенным из любого одного из компрессоров, а дегидратирующий агент, примешанный к газообразному CO2, удаляют в результате сжигания, и удаляют O2 для извлечения газообразного CO2.
Эффект изобретения
В соответствии с установкой для извлечения CO2 настоящего изобретения вследствие наличия установки для удаления при сжигании, которая удаляет дегидратирующий агент, примешанный к газообразному CO2, на стороне дегидратирующей колонны, расположенной ниже по ходу технологического потока, дегидратирующий агент, примешанный к газообразному CO2, выпущенному из дегидратирующей колонны, может быть сожжен и удален, и O2 может быть сожжен и удален. Поэтому могут быть предотвращены повреждения компрессора и системы труб на стороне, расположенной ниже по ходу технологического потока от дегидратирующей колонны, и может быть подавлено возникновение проблем закупоривания в аппарате и системе труб, вызванного кислородом (O2), остающимся в газообразном CO2, и окрашивания химических продуктов при использовании газообразного CO2 в качестве материала исходного сырья.
Краткое описание чертежей
Фигура 1 представляет собой схематическую диаграмму одной конфигурации установки для извлечения CO2, соответствующей первому варианту осуществления настоящего изобретения.
Фигура 2 представляет собой схематическую диаграмму еще одной конфигурации установки для извлечения CO2, соответствующей первому варианту осуществления настоящего изобретения.
Фигура 3 представляет собой схематическую диаграмму установки для извлечения CO2, соответствующей второму варианту осуществления настоящего изобретения.
Фигура 4 представляет собой один пример конфигурации традиционной установки для извлечения CO2.
Фигура 5 представляет собой один пример способа нагнетания в грунт газообразного CO2, извлеченного в регенераторе.
Фигура 6 изображает способ сжатия газообразного CO2, извлеченного в регенераторе.
Лучшие примеры осуществления изобретения
Примеры вариантов осуществления настоящего изобретения подробно разъясняются ниже при обращении к прилагаемым чертежам. Настоящее изобретение данными вариантами осуществления не ограничивается. В дополнение к этому, составляющие элементы в вариантах осуществления включают те, которые легко могут себе представить специалисты в соответствующей области техники, или те, которые являются по существу эквивалентными.
Первый вариант осуществления
Установка для извлечения CO2, соответствующая первому варианту осуществления настоящего изобретения, разъясняется при обращении к фигуре 1.
Фигура 1 представляет собой схематическую диаграмму одной конфигурации установки для извлечения CO2, соответствующей первому варианту осуществления настоящего изобретения.
В числе составляющих элементов, продемонстрированных на фигуре 1, элементы, идентичные тем, которые продемонстрированы на описывавшихся выше фигурах от 4 до 6, обозначаются подобными номерами позиций, и излишние разъяснения по ним будут опущены.
Как и в установке для извлечения CO2, продемонстрированной на фигурах 4 и 5, установка для извлечения CO2 10A, соответствующая настоящему варианту осуществления, включает систему для абсорбирования CO2, которая абсорбирует CO2 при использовании абсорбера CO2, систему для извлечения CO2 и регенерации абсорбента CO2, которая извлекает CO2 и регенерирует абсорбент CO2 при использовании регенератора, и систему для сжатия CO2, которая сжимает извлеченный CO2 для нагнетания CO2 в грунт или нефтяное месторождение, как это продемонстрировано на фигурах 5 и 6. Вследствие идентичности системы для абсорбирования CO2, которая абсорбирует CO2 при использовании абсорбера CO2 13, и установки для извлечения CO2, продемонстрированной на фигурах 4 и 5, разъяснения по ним будут опущены.
Как продемонстрировано на фигуре 1, установка для извлечения CO2 10A, соответствующая первому варианту осуществления настоящего изобретения, включает абсорбер CO2, который вводит дымовые газы, содержащие CO2, в контакт с абсорбентом CO2 (здесь и далее в настоящем документе «абсорбент») 12 и удаляет содержащийся в дымовых газах CO2, и регенератор 15, в котором CO2 диффундирует в абсорбенте CO2 (здесь и далее в настоящем документе «обогащенный раствор») 14, имеющем абсорбированный CO2 в абсорбере CO2, для повторного использования регенерированного абсорбента CO2 (здесь и далее в настоящем документе «обедненный раствор») 12, который получают в результате удаления CO2, который содержится в обогащенном растворе в регенераторе 15, в абсорбере CO2. Установка для извлечения CO2 10A включает компрессоры в диапазоне от первого до четвертого компрессоров от 29-1 до 29-4, которые сжимают газообразный CO2 16, выпущенный из регенератора 15, дегидратирующую колонну 33, предусмотренную на участке между третьим компрессором 29-3 и четвертым компрессором 29-4, для уменьшения количества влаги в газообразном CO2 16 в результате введения газообразного CO2 16 в контакт с дегидратирующим агентом 32, установку 41 для удаления при сжигании, которая удаляет дегидратирующий агент 32, примешанный к газообразному CO2 16 в дегидратирующей колонне 33, и теплообменник 42, предусмотренный в установке для удаления при сжигании в целях проведения теплообмена между газообразным CO2 16, выпущенным из третьего компрессора 29-3, и газообразным CO2 16, выпущенным из дегидратирующей колонны 33.
Обогащенный раствор 14 подают из абсорбера CO2 в регенератор 15 из его верхней части через трубу 43 для подачи обогащенного раствора. Обогащенный раствор 14, выпущенный из верхней части регенератора 15 во внутреннее пространство регенератора 15 через сопло 44, высвобождает основную часть CO2 по эндотермической реакции. Абсорбент CO2 12, который выпустил часть или основную часть CO2 в регенераторе 15, называется полуобедненным раствором. Полуобедненный раствор становится абсорбентом CO2 (обедненным раствором) 12, в котором почти весь CO2 удаляется при достижении нижней части регенератора 15. Обедненный раствор 12 нагревают водяными парами 23 в регенерирующем нагревателе 22 и часть обедненного раствора 12 испаряют для подачи водяных паров в регенератор 15.
На фигуре 1 номер позиции 15A обозначает слой насадки, скомпонованный в регенераторе 15, номер позиции 45 обозначает тарелку с патрубком для прохода газа, 46 обозначает сепарационный барабан, который извлекает водяные пары 23, участвующие в теплообмене с обедненным раствором 12, и 47 обозначает водяные пары и конденсированную воду, отделенные в сепарационном барабане 46.
Газообразный CO2 16, сопровождаемый водяными парами, который выпускают из обогащенного раствора 14 и полуобедненного раствора в регенераторе, выводят через линию выпуска газа 25 из верхней части регенератора 15, водяные пары конденсируют при использовании конденсатора 26, воду 28 отделяют в сепарационном барабане 27, а газообразный CO2 16 высвобождают во внешнее пространство системы и извлекают отдельно. Воду 28, отделенную в сепарационном барабане 27, подают в верхнюю часть регенератора 15 при использовании насоса 35 для циркуляции конденсированной воды.
С другой стороны, регенерированный абсорбент CO2 (обедненный раствор) 12 выпускают из низа регенератора 15, охлаждают при использовании теплообмена с обогащенным раствором 14 и после увеличения давления абсорбент CO2 12 дополнительно охлаждают и подают в абсорбер CO2.
Газообразный CO2 16, сопровождаемый водяными парами, извлеченными из регенератора 15, сжимают при использовании компрессоров в диапазоне от первого до четвертого компрессоров от 29-1 до 29-4. Говоря конкретно, газообразный CO2 16 сжимают при использовании первого компрессора 29-1 и охлаждают при использовании первого холодильника 30-1 с отделением влаги в газообразном CO2 16 в первом сепараторе 31-1 и подают во второй компрессор 29-2. Тот же самый способ реализуют в компрессорах в диапазоне от второго до четвертого компрессоров от 29-2 до 29-4, так что давление газообразного CO2 16 при сжатии постепенно увеличивается.
На участке между третьим компрессором 29-3 и четвертым компрессором 29-4 предусматривают дегидратирующую колонну 33, в которую подают дегидратирующий агент 32. В дегидратирующую колонну 33 подают дегидратирующий агент 32 и в контакт с дегидратирующим агентом 32 вводят газообразный CO2 16 для уменьшения количества влаги в газообразном CO2 16 и обезвоживании газообразного CO2 16. В соответствии с этим, благодаря наличию возможности удаления влаги, содержащейся в газообразном CO2 16, может быть устранена углекислотная коррозия, вызванная влагой, сконденсированной вследствие сжатия газообразного CO2.
В установке для извлечения CO2 10A, соответствующей настоящему варианту осуществления, на участке между дегидратирующей колонной 33 и газожидкостным сепаратором 34, находящимся на стороне, расположенной по ходу технологического потока после дегидратирующей колонны 33, предусматривают установку для удаления при сжигании 41. Установка для удаления при сжигании 41 удаляет дегидратирующий агент 32, примешанный к газообразному CO2 16 в дегидратирующей колонне 33, и удаляет O2 в газообразном CO2 16.
В установке для извлечения CO2 10A, соответствующей настоящему варианту осуществления, в установке для удаления при сжигании 41 предусматривают теплообменник 42. Установка для удаления при сжигании 41 включает катализатор горения 48, который удаляет дегидратирующий агент 32 в газообразном CO2 16.
Теплообменник 42 и катализатор горения 48 скомпонованы в данном порядке в направлении от стороны впускного отверстия для газообразного CO2 в установку для удаления при сжигании 41 к стороне выпускного отверстия для него. Газообразный CO2 16, выпущенный из дегидратирующей колонны 33, участвует в непрямом теплообмене с газообразным CO2 16, выпущенным из третьего компрессора 29-3, в теплообменнике 42. Газообразный CO2 16, выпущенный из третьего компрессора 29-3, имеет температуру, достигающую приблизительно 150°C, а газообразный CO2 16, выпущенный из дегидратирующей колонны 33, охлаждают до низкой температуры в третьем холодильнике 30-3 и дегидратирующей колонне 33. Поэтому газообразный CO2 16, выпущенный из дегидратирующей колонны 33, участвует в непрямом теплообмене с газообразным CO2 16, выпущенным из третьего компрессора 29-3, в теплообменнике 42 для нагревания до высокой температуры, что, тем самым, делает возможным увеличение реакционной способности между дегидратирующим агентом 32, примешанным к газообразному CO2 16, и O2 в газообразном CO2 16 на катализаторе горения 48.
Например, в случае использования ТЭГ в качестве дегидратирующего агента газообразный CO2 16, нагретый до высокой температуры в теплообменнике 42, подают на катализатор горения 48 для стимулирования прохождения реакции, продемонстрированной в следующем далее уравнении, между дегидратирующим агентом 32, примешанным к газообразному CO2 16 в дегидратирующей колонне 33, и небольшим количеством O2 в газообразном CO2 16, что, тем самым, обеспечивает превращение дегидратирующего агента 32 в CO2 и H2O и удаление дегидратирующего агента 32.
Вследствие вступления O2 в газообразном CO2 16 в реакцию с дегидратирующим агентом 32 на катализаторе горения 48 может быть подавлено возникновение проблем, таких как осаждение S вследствие прохождения реакции между O2 в газообразном CO2 16 и H2S в газообразном CO2 16 и окрашивание химических продуктов при использовании CO2 в качестве материала исходного сырья.
Например, концентрация кислорода в газообразном CO2 16, выпущенном из дегидратирующей колонны 33 и поданном в установку для удаления при сжигании 41, составляет приблизительно несколько сотен ч./млн., а концентрация дегидратирующего агента, примешанного к газообразному CO2 16 в дегидратирующей колонне 33, находится в диапазоне от приблизительно нескольких до нескольких десятков ч./млн. Как предполагается в данном случае, температура газа у газообразного CO2 16, поданного из дегидратирующей колонны 33 в установку для удаления при сжигании 41, составляет приблизительно 50°C. В это время температура газа у газообразного CO2 16, выпущенного из третьего компрессора 29-3, составляет приблизительно 150°C. В результате проведения непрямого теплообмена с газообразным CO2 16, имеющим температуру, равную приблизительно 150°C, температуру реакции в установке для удаления при сжигании 41 увеличивают для повышения реакционной способности между дегидратирующим агентом 32 и O2, что, тем самым, делает возможным уменьшение количества дегидратирующего агента 32 в газообразном CO2 16, поданном в установку для удаления при сжигании 41.
На катализатор, используемый в качестве катализатора горения 48, конкретных ограничений не накладывают, и может быть использован тот катализатор, который может обеспечить удаление дегидратирующего агента, примешанного к газообразному CO2 16, и O2, и предпочтительно могут быть использованы, например, катализатор на основе металлического Pd или катализатор на основе металлической Pt.
В установке для извлечения CO2 10A, соответствующей настоящему варианту осуществления, в установке для удаления при сжигании 41 предусматривают катализатор горения 48; однако настоящее изобретение этим не ограничивается. В качестве конфигурации установки для удаления при сжигании 41 может быть использована та, которая может обеспечить удаление дегидратирующего агента, примешанного к газообразному CO2 16, и O2. Например, установка для удаления при сжигании 41 может относиться к патронному типу, в котором установка для удаления при сжигании 41, включающая катализатор горения 48, может быть включена в систему труб, через которую подают сжимаемый газообразный CO2 16. Могут быть использованы статический смеситель или сотовая структура, в которых катализатор горения 48 наносят на поверхность конструкции установки для удаления при сжигании 41. При использовании установки для удаления при сжигании 41, имеющей такую конфигурацию, могут быть эффективно удалены дегидратирующий агент и O2 в газообразном CO2 16.
Установка для извлечения CO2 10A, соответствующая настоящему варианту осуществления, имеет ответвительный проход 49 для извлечения газообразного CO2 16, выпущенного из установки для удаления при сжигании 41, и слияния газообразного CO2 16 с газообразным CO2 16, выпущенным из дегидратирующей колонны 33. Газообразный CO2 16, выпущенный из установки для удаления при сжигании 41, подают в газожидкостной сепаратор 34 для уменьшения количества влаги в газообразном CO2 16. Однако, в случае неполного удаления дегидратирующего агента 32, примешанного к газообразному CO2 16, при использовании установки для удаления при сжигании 41 газообразный CO2 16, выпущенный из установки для удаления при сжигании 41, может быть выделен в ответвительный проход 49 для слияния газообразного CO2 16 с газообразным CO2 16, выпущенным из дегидратирующей колонны 33, и дегидратирующий агент 32 в газообразном CO2 16 может быть еще раз удален в установке для удаления при сжигании 41.
Кроме того, в случае неполного удаления O2 в газообразном CO2 16 газообразный CO2 16, выпущенный из установки для удаления при сжигании 41, может быть выделен в ответвительный проход 49 для слияния газообразного CO2 16 с газообразным CO2 16, выпущенным из дегидратирующей колонны 33, а O2 в газообразном CO2 16 еще раз может быть удален в установке для удаления при сжигании 41 тем же самым образом.
Концентрацию дегидратирующего агента, примешанного к газообразному CO2 16 в дегидратирующей колонне 33, отслеживают благодаря наличию датчика, который получает данные по концентрации дегидратирующего агента в газообразном CO2 16, выпущенном из дегидратирующей колонны 33, на стороне, расположенной по ходу технологического потока после установки для удаления при сжигании 41.
В настоящем варианте осуществления газообразный CO2, 16, поданный из дегидратирующей колонны 33 в установку для удаления при сжигании 41, участвует в теплообмене с газообразным CO2 16, выпущенным из третьего компрессора 29-3, в теплообменнике 42. Однако газообразный CO2 16, использующийся для теплообмена с газообразным CO2 16, поданным из дегидратирующей колонны 33 в установку для удаления при сжигании 41, в теплообменнике 42, не ограничивается газообразным CO2 16, выпущенным из третьего компрессора 29-3. Например, как это продемонстрировано на фигуре 2, газообразный CO2 16, поданный из дегидратирующей колонны 33 в установку для удаления при сжигании 41, может участвовать в теплообмене с газообразным CO2 16, выпущенным из четвертого компрессора 29-4, в теплообменнике 42. В четвертом компрессоре 29-4 вследствие сжатия газообразного CO2 16 до более высокого давления, чем в третьем компрессоре 29-3, температура газа у газообразного CO2 16, выпущенного из четвертого компрессора 29-3, является большей, чем у газообразного CO2 16, выпущенного из третьего компрессора 29-3. Поэтому температура газа у газообразного CO2 16, выпущенного из дегидратирующей колонны 33, может быть более эффективно увеличена в случае проведения для газообразного CO2 16, выпущенного из дегидратирующей колонны 33, теплообмена с газообразным CO2 16, выпущенным из четвертого компрессора 29-4.
Для теплообмена с газообразным CO2 16, выпущенным из дегидратирующей колонны 33, в теплообменнике 42 может быть использован газообразный CO2 16, выпущенный из любого из первого компрессора 29-1 или второго компрессора 29-2.
В установке для извлечения CO2 10A, соответствующей настоящему варианту осуществления, устанавливают четыре компрессора; однако количество установленных компрессоров может быть надлежащим образом изменено в соответствии со степенью сжатия газообразного CO2 16.
В установке для извлечения CO2 10A, соответствующей настоящему варианту осуществления, на участке между третьим компрессором 29-3 и четвертым компрессором 29-4 предусматривают дегидратирующую колонну 33. Однако настоящее изобретение этим не ограничивается, и дегидратирующая колонна 33 может быть предусмотрена на участке между первым компрессором 29-1 и вторым компрессором 29-2, между вторым компрессором 29-2 и третьим компрессором 29-3 или между любыми двумя компрессорами в соответствии с количеством установленных компрессоров.
Кроме того, в установке для извлечения CO2 10A, соответствующей настоящему варианту осуществления, в установке для удаления при сжигании 41 предусматривают теплообменник 42. Однако настоящее изобретение этим не ограничивается, и газообразный CO2 16, поданный из дегидратирующей колонны 33 в установку для удаления при сжигании 41, требует только проведения теплообмена и нагревания до высокой температуры перед подачей на катализатор горения 48. Например, теплообменник 42 может быть предусмотрен на участке между дегидратирующей колонной 33 и установкой для удаления при сжигании 41 и вне установки для удаления при сжигании 41.
В данном случае в качестве низкотемпературной среды для проведения теплообмена с газообразным CO2 16 в холодильниках в диапазоне от первого до четвертого холодильников от 30-1 до 30-4 используют охлаждающую воду (ОВ); однако среда не ограничивается охлаждающей водой ОВ, и могут быть использованы водопроводная вода или промышленная сбросная вода до тех пор, пока они будут иметь меньшую температуру, чем у газообразного CO2 16.
В установке для извлечения CO2 10A, соответствующей настоящему варианту осуществления, на участке между дегидратирующей колонной 33 и газо-жидкостным сепаратором 34 предусматривают установку для удаления при сжигании 41, и установка для удаления при сжигании 41 включает теплообменник 42, который нагревает газообразный CO2 16, выпущенный из дегидратирующей колонны 33, и катализатор горения 48, который удаляет дегидратирующий агент 32 в газообразном CO2 16, при этом теплообменник 42 и катализатор горения 48 скомпонованы в данном порядке в направлении от стороны впускного отверстия в установку для удаления при сжигании 41 к стороне выпускного отверстия для газообразного CO2 16. В соответствии с этим, теплообменник 42 нагревает газообразный CO2 16, поданный из дегидратирующей колонны 33 в установку для удаления при сжигании 41, до высокой температуры, и катализатор горения 48 вызывает прохождение реакции между дегидратирующим агентом 32, примешанным к газообразному CO2 16 в дегидратирующей колонне 33, и O2 в газообразном CO2 16, что, тем самым, обеспечивает удаление дегидратирующего агента 32 и O2 вследствие прохождения реакции горения. Поэтому можно предотвратить перемешивание дегидратирующего агента 32, примешанного к газообразному CO2 16 в дегидратирующей колонне 33, в компрессоре, скомпонованном на стороне, расположенной по ходу технологического потока после дегидратирующей колонны 33, таком как четвертый компрессор 29-4.
В соответствии с этим, могут быть предотвращены повреждения компрессора и системы труб, находящихся на стороне, расположенной по ходу технологического потока после дегидратирующей колонны, вследствие осаждения и образования отложений дегидратирующего агента, и может быть подавлено возникновение проблем закупоривания в аппарате и системе труб, вызванного совместным присутствием H2S и H2O при наличии O2, остающегося в газообразном CO2, и окрашивания химических продуктов.
На абсорбент CO2, который может быть использован в настоящем изобретении, конкретных ограничений не накладывают, и в рамках примеров могут быть представлены пространственно затрудненные амины, имеющие алканоламиновую и спиртовую гидроксильную группу. В рамках примеров в качестве такого алканоламина могут быть представлены моноэтаноламин, диэтаноламин, триэтаноламин, метилдиэтаноламин, диизопропаноламин, дигликольамин и тому подобное; однако, в общем случае предпочтительно используют моноэтаноламин (МЭА). В рамках примеров в качестве пространственно затрудненных аминов, имеющих спиртовую гидроксильную группу, могут быть представлены 2-амино-2-метил-1-пропанол (АМП), 2-(этиламино)этанол (ЭАЭ), 2-(метиламино)этанол (МАЭ) и тому подобное.
На тип теплообменника, использующегося в настоящем варианте осуществления, конкретных ограничений не накладывают, и, например, могут быть использованы хорошо известные теплообменники, такие как пластинчатый теплообменник или кожухо-трубный теплообменник.
Второй вариант осуществления
Фигура 3 представляет собой схематическую диаграмму установки для извлечения CO2, соответствующей второму варианту осуществления настоящего изобретения. Разъяснения по установке для извлечения CO2, соответствующей настоящему варианту осуществления, представлены при обращении к фигуре 3. Элементы, дублирующие те, которые имеются в конфигурации установки для извлечения CO2, соответствующей первому варианту осуществления, обозначаются подобными номерами позиций, и разъяснения по ним будут опущены.
В установке для извлечения CO2 10B, соответствующей настоящему варианту осуществления, установка для удаления при сжигании 41 включает установку для подачи газообразного водорода (H2) 51, которая подает газ, обогащенный водородом (H2), 50 в установку для удаления при сжигании 41. O2 в газообразном CO2 16, поданном в установку для удаления при сжигании 41, вступает в реакцию с газом, обогащенным по H2, 50, поданным в установку для удаления при сжигании 41, под действием катализатора горения 48, что, тем самым, делает возможным облегчение удаления O2 в газообразном CO2 16.
O2 в газообразном CO2 16 вступает в реакцию с дегидратирующим агентом 32, примешанным к газообразному CO2 16 в дегидратирующей колонне 33, под действием катализатора горения 48, что, тем самым, делает возможным удаление дегидратирующего агента 32 и O2 в газообразном CO2 16, а O2 в газообразном CO2 16, непрореагировавший с дегидратирующим агентом 32, вступает в реакцию с газом, обогащенным по H2, 50, поданным в установку для удаления при сжигании 41, и O2 в газообразном CO2 16 может быть сожжен и удален.
В соответствии с этим, в результате подачи газа, обогащенного по H2, 50 в установку для удаления при сжигании 41 O2 в газообразном CO2 16, поданном в установку для удаления при сжигании 41, может вступать в реакцию с H2 и сгорать под действием катализатора горения 48, что, тем самым, обеспечивает облегчение удаления O2 в газообразном CO2 16.
От газа, обогащенного по H2, 50 требуется только, чтобы это был газ, характеризующийся большим уровнем содержания H2 в качестве компонента газа, и он не ограничивается газом, содержащим в качестве компонента газа только H2. В качестве газа, обогащенного по H2, 50, например, может быть использован газ, содержащий в качестве компонента газа CO, а также H2. CO в газе, обогащенном по H2, 50 может быть превращен в CO2 в результате прохождения реакции с O2 под действием катализатора горения 48.
На способ получения газа, обогащенного по H2, 50, подаваемого в установку для удаления при сжигании 41, конкретных ограничений не накладывают, и в качестве газа, обогащенного по H2, в установку для удаления при сжигании 41 может быть подан H2, полученный при использовании устройства для получения водорода, в котором в качестве материала исходного сырья используют ископаемое топливо и реализуют способ риформинга и способ конверсии CO (реакцию сдвига). Газ, генерированный при использовании ископаемого топлива в качестве материала исходного сырья, используют в качестве газа, обогащенного по H2, 50 и используют в качестве газообразных продуктов горения, необходимых для удаления O2 в газообразном CO2 16, что, тем самым, обеспечивает эффективное использование газа, генерированного при использовании ископаемого топлива в качестве материала исходного сырья.
В соответствии с установкой для удаления CO2 10B, соответствующей настоящему варианту осуществления, вследствие включения в установку для удаления при сжигании 41 установки для подачи газообразного H2 51, которая подает газ, обогащенный по H2, 50 в установку для удаления при сжигании 41, дегидратирующий агент 32 и O2 в газообразном CO2 16 могут вступать в реакцию с газом, обогащенным по H2, 50, что облегчает сжигание и, тем самым, делает возможным более эффективное удаление O2 в газообразном CO2 16. В результате использования газа, обогащенного по H2, 50 в качестве горючего газа, необходимого для удаления O2 в газообразном CO2 16 может быть эффективно использован газ, генерированный при использовании ископаемого топлива в качестве материала исходного сырья.
Промышленная применимость
Как описывалось выше, установка для извлечения CO2, соответствующая настоящему изобретению, является подходящей для использования при удалении дегидратирующего агента, примешанного к газообразному CO2, и удалении O2 в газообразном CO2 во время уменьшения количества влаги в газообразном CO2, извлеченном из регенератора.
Пояснения к буквенным или цифровым обозначениям
10A, 10B установка для извлечения CO2
11 дымовые газы
12 абсорбент CO2 (абсорбент), обедненный раствор
13 абсорбер CO2
14 обогащенный раствор
15 регенератор
16 газообразный CO2
17 дымовые газы
18 насос для обогащенного растворителя
19 теплообменник для обогащенного/обедненного растворителей
20 насос для обедненного растворителя
21 холодильник для обедненного растворителя
22 регенерирующий нагреватель
23 водяные пары
25 линия для выпуска газа
26 конденсатор
27, 46 сепарационный барабан
28 вода
От 29-1 до 29-4 компрессоры от первого до четвертого
От 30-1 до 30-4 холодильники от первого до четвертого
От 31-1 до 31-4 от первого сепаратора до четвертого сепаратора
32 дегидратирующий агент
33 дегидратирующая колонна
34 газожидкостной сепаратор
35 насос для циркуляции конденсированной воды
41 установка для удаления при сжигании
42 теплообменник
43 труба для подачи обогащенного раствора
44 сопло
45 тарелка с патрубком для прохода газа
47 водяные пары/конденсированная вода
48 катализатор горения
49 ответвительный проход
50 газ, обогащенный по H2
51 установка для подачи газообразного H2
Надписи на рисунках
1. ФИГУРА 1.
2. ОВ.
3. ОВ.
4. ОВ.
5. ОВ.
6. ОВ.
7. СЖАТЫЙ CO2.
8. ФИГУРА 2.
9. ОВ.
10. ОВ.
11. ОВ.
12. OB.
13. OB.
14. СЖАТЫЙ CO2.
15. ФИГУРА 3.
16. OB.
17. ОВ.
18. OB.
19. ОВ.
20. OB.
21. СЖАТЫЙ CO2.
22. ФИГУРА 4.
23. OB.
24. ФИГУРА 5.
25. СПОСОБ СЖАТИЯ.
26. СПОСОБ НАГНЕТАНИЯ.
27. УСТАНОВКА ДЛЯ ОЧИСТКИ РЕЦИРКУЛЯЦИОННОГО ГАЗА.
28. ГРУНТ.
29. ФИГУРА 6.
30. OB.
31. ОВ.
32. OB.
33. OB.
34. OB.
35. СЖАТЫЙ CO2.
Claims (16)
1. Установка для извлечения CO2, включающая абсорбер CO2, который вводит дымовые газы, содержащие CO2, в контакт с абсорбентом CO2 и удаляет CO2 в дымовых газах, и регенератор, в котором CO2 диффундирует в обогащенном растворе, абсорбировавшем CO2, в абсорбере CO2, для повторного использования в абсорбере CO2 обедненного раствора, который получают в результате удаления CO2 из обогащенного раствора в регенераторе, включающая:
по меньшей мере, два компрессора, которые сжимают газообразный CO2, выпущенный из регенератора;
дегидратирующую колонну, которая расположена на участке между любыми двумя компрессорами, и которая уменьшает количество влаги в газообразном CO2 в результате введения газообразного CO2 в контакт с дегидратирующим агентом;
установку для удаления при сжигании, которая удаляет дегидратирующий агент, примешанный к газообразному CO2 в дегидратирующей колонне; и теплообменник, который установлен на участке между дегидратирующей колонной и установкой для удаления при сжигании, и который производит теплообмен между газообразным CO2, выпущенным из любого одного из компрессоров, и газообразным CO2, выпущенным из дегидратирующей колонны.
по меньшей мере, два компрессора, которые сжимают газообразный CO2, выпущенный из регенератора;
дегидратирующую колонну, которая расположена на участке между любыми двумя компрессорами, и которая уменьшает количество влаги в газообразном CO2 в результате введения газообразного CO2 в контакт с дегидратирующим агентом;
установку для удаления при сжигании, которая удаляет дегидратирующий агент, примешанный к газообразному CO2 в дегидратирующей колонне; и теплообменник, который установлен на участке между дегидратирующей колонной и установкой для удаления при сжигании, и который производит теплообмен между газообразным CO2, выпущенным из любого одного из компрессоров, и газообразным CO2, выпущенным из дегидратирующей колонны.
2. Установка для извлечения CO2 по п.1, в которой установка для удаления при сжигании расположена на участке между дегидратирующей колонной и газожидкостным сепаратором, находящимся на стороне, расположенной по ходу технологического потока после дегидратирующей колонны.
3. Установка для извлечения CO2 по п.1, в которой в установке для удаления при сжигании предусмотрен теплообменник.
4. Установка для извлечения CO2 по п.1, в которой установка для удаления при сжигании включает катализатор горения для удаления дегидратирующего агента в газообразном CO2.
5. Установка для извлечения CO2 по п.3, в которой установка для удаления при сжигании включает катализатор горения для удаления дегидратирующего агента в газообразном CO2, где теплообменник и катализатор горения скомпонованы в данном порядке в направлении от стороны впускного отверстия для газообразного CO2 в установку для удаления при сжигании к стороне выпускного отверстия для него.
6. Установка для извлечения CO2 по п.4, в которой катализатором горения является катализатор на основе металлического Pd или катализатор на основе металлической Pt.
7. Установка для извлечения CO2 по п.1, содержащая ответвительный проход для выделения газообразного CO2, выпущенного из установки для удаления при сжигании, и объединения данного газообразного CO2 с газообразным CO2, выпущенным из дегидратирующей колонны.
8. Установка для извлечения CO2 по п.1, содержащая установку для подачи газообразного водорода, выполненную с возможностью подавать газ, обогащенный водородом, в установку для удаления при сжигании.
9. Установка для извлечения CO2 по п.8, в которой газ, обогащенный водородом, представляет собой водород, полученный при использовании устройства для получения водорода, в котором в качестве материала исходного сырья используют ископаемое топливо и реализуют способ риформинга и способ конверсии СО с использованием реакции сдвига.
10. Установка для извлечения CO2 по п.8, в которой газ, обогащенный водородом, содержит СО, а также водород.
11. Способ извлечения CO2, в котором дымовые газы, содержащие CO2, вводят в контакт с абсорбентом CO2 в абсорбере CO2 для удаления CO2 в дымовых газах, CO2 в обогащенном растворе, абсорбировавшем CO2, удаляют в регенераторе, а регенерированный обедненный раствор повторно используют в абсорбере CO2, и газообразный CO2, выпущенный из регенератора, извлекают, при этом способ включает:
сжатие газообразного CO2, извлеченного из регенератора, при использовании, по меньшей мере, двух компрессоров;
уменьшение количества влаги в газообразном CO2 в результате введения газообразного CO2 в контакт с дегидратирующим агентом на участке между любыми двумя компрессорами;
теплообмен между газообразным CO2, введенным в контакт с дегидратирующим агентом, и газообразным CO2, выпущенным из любого одного из компрессоров; и
удаление дегидратирующего агента, примешанного к газообразному CO2, в результате сжигания и удаление O2 для извлечения газообразного CO2.
сжатие газообразного CO2, извлеченного из регенератора, при использовании, по меньшей мере, двух компрессоров;
уменьшение количества влаги в газообразном CO2 в результате введения газообразного CO2 в контакт с дегидратирующим агентом на участке между любыми двумя компрессорами;
теплообмен между газообразным CO2, введенным в контакт с дегидратирующим агентом, и газообразным CO2, выпущенным из любого одного из компрессоров; и
удаление дегидратирующего агента, примешанного к газообразному CO2, в результате сжигания и удаление O2 для извлечения газообразного CO2.
12. Способ извлечения CO2 по п.11, в котором дегидратирующий агент, примешанный к газообразному CO2, сжигают и удаляют после введения газообразного CO2 в контакт с дегидратирующим агентом и до отделения влаги в газообразном CO2.
13. Способ извлечения CO2 по п.11, в котором газ, обогащенный водородом, подают во время сжигания и удаления дегидратирующего агента, примешанного к газообразному CO2.
14. Способ извлечения CO2 по п.13, в котором в качестве газа, обогащенного водородом, используют водород, полученный в устройстве для получения водорода, в котором в качестве материала исходного сырья используют ископаемое топливо и реализуют способ риформинга и способ конверсии СО с использованием реакции сдвига.
15. Способ извлечения CO2 по п.13, в котором в качестве газа, обогащенного водородом, используют газ, содержащий СО, а также водород.
16. Способ извлечения CO2 с использованием установки для извлечения CO2 по п.1, где в процессе сжатия газообразного CO2, извлеченного из регенератора, после уменьшения количества влаги в газообразном CO2 после введения газообразного CO2 в контакт с дегидратирующим агентом, газообразный CO2 после удаления влаги подвергают теплообмену с газообразным CO2, выпущенным из любого одного из компрессоров, а дегидратирующий агент, примешанный к газообразному CO2, удаляют в результате сжигания и удаляют O2 для извлечения газообразного CO2.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2009091183A JP5134578B2 (ja) | 2009-04-03 | 2009-04-03 | Co2回収装置及びその方法 |
JP2009-091183 | 2009-04-03 | ||
PCT/JP2009/071246 WO2010113364A1 (ja) | 2009-04-03 | 2009-12-21 | Co2回収装置及びその方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2011140020A RU2011140020A (ru) | 2013-04-10 |
RU2485048C2 true RU2485048C2 (ru) | 2013-06-20 |
Family
ID=42827686
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011140020/05A RU2485048C2 (ru) | 2009-04-03 | 2009-12-21 | Установка для извлечения со2 и способ извлечения со2 |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US9186619B2 (ru) |
EP (1) | EP2431328B1 (ru) |
JP (1) | JP5134578B2 (ru) |
AU (1) | AU2009343524B2 (ru) |
CA (1) | CA2756036C (ru) |
RU (1) | RU2485048C2 (ru) |
WO (1) | WO2010113364A1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2696693C2 (ru) * | 2014-12-17 | 2019-08-05 | Ифп Энержи Нувелль | Компактная распределительная пластина для морских газожидкостных контактных колонн |
RU2721114C2 (ru) * | 2015-08-19 | 2020-05-15 | Касале Са | Способ модернизации секции удаления со2, предназначенной для очистки водородосодержащего газа |
Families Citing this family (26)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8192530B2 (en) | 2007-12-13 | 2012-06-05 | Alstom Technology Ltd | System and method for regeneration of an absorbent solution |
US9133407B2 (en) | 2011-02-25 | 2015-09-15 | Alstom Technology Ltd | Systems and processes for removing volatile degradation products produced in gas purification |
JP5875245B2 (ja) | 2011-04-14 | 2016-03-02 | 三菱重工業株式会社 | Co2回収システム及びco2ガス含有水分の回収方法 |
EP2510998B2 (en) * | 2011-04-15 | 2022-06-15 | General Electric Technology GmbH | Compression condensate conditioning in the flue gas condenser |
US8864878B2 (en) | 2011-09-23 | 2014-10-21 | Alstom Technology Ltd | Heat integration of a cement manufacturing plant with an absorption based carbon dioxide capture process |
US8911538B2 (en) | 2011-12-22 | 2014-12-16 | Alstom Technology Ltd | Method and system for treating an effluent stream generated by a carbon capture system |
US9028654B2 (en) | 2012-02-29 | 2015-05-12 | Alstom Technology Ltd | Method of treatment of amine waste water and a system for accomplishing the same |
US8906141B2 (en) * | 2012-08-09 | 2014-12-09 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Carbon dioxide recovery apparatus and method |
US8961663B2 (en) | 2012-09-06 | 2015-02-24 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Carbon dioxide recovery apparatus and method |
US8501130B1 (en) | 2012-09-24 | 2013-08-06 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Carbon dioxide recovery system and method |
EP2724770A1 (en) * | 2012-10-26 | 2014-04-30 | Alstom Technology Ltd | Absorption unit for drying flue gas |
US9101912B2 (en) | 2012-11-05 | 2015-08-11 | Alstom Technology Ltd | Method for regeneration of solid amine CO2 capture beds |
JP6531912B2 (ja) * | 2012-12-31 | 2019-06-19 | インヴェンティス サーマル テクノロジーズ インコーポレイテッド | 燃焼ガスからの集積二酸化炭素ガス分離の為のプロセス |
US9433890B2 (en) | 2013-01-10 | 2016-09-06 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Dehydration equipment, gas compression system, and dehydration method |
JP5995746B2 (ja) * | 2013-02-21 | 2016-09-21 | 三菱重工業株式会社 | Co2及びh2sを含むガスの回収システム及び方法 |
JP6056638B2 (ja) | 2013-04-30 | 2017-01-11 | 株式会社Ihi | 圧縮機不純物分離機構のアルカリ調整剤供給方法及び装置 |
JP6056637B2 (ja) | 2013-04-30 | 2017-01-11 | 株式会社Ihi | 圧縮機不純物分離機構の腐食防止方法及び装置 |
CN103363537B (zh) * | 2013-06-03 | 2014-08-27 | 华中科技大学 | 一种富氧燃烧烟气净化装置 |
JP6107443B2 (ja) | 2013-06-10 | 2017-04-05 | 株式会社Ihi | 不純物除去システム |
US9352273B2 (en) * | 2014-02-25 | 2016-05-31 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Dehydration-compression system and CO2 recovery system |
CA2969420A1 (en) * | 2014-12-05 | 2016-06-09 | Carbon Capture Scientific, Llc | A process for separating a product gas from gaseous mixture |
CA2981366A1 (en) * | 2015-04-02 | 2016-10-06 | Siemens Aktiengesellschaft | Device and method for separating carbon dioxide from a gas flow |
CN110536736A (zh) * | 2017-08-25 | 2019-12-03 | 韩国电力公社 | 酸性气体捕集装置 |
CN110180869A (zh) * | 2019-06-19 | 2019-08-30 | 云南中贸环境节能科技投资股份有限公司 | 一种村镇生活垃圾高效清洁减量化综合处理方法 |
CN110743313A (zh) * | 2019-10-29 | 2020-02-04 | 中国华能集团有限公司 | 一种烟气低温吸附脱硝方法 |
CN111454758B (zh) * | 2020-04-10 | 2022-02-11 | 北京石油化工学院 | 一种高效紧凑型天然气甘醇脱水系统及方法 |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH0455681A (ja) * | 1990-06-22 | 1992-02-24 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 二酸化炭素の海洋投棄方法 |
JPH05184868A (ja) * | 1992-01-17 | 1993-07-27 | Kansai Electric Power Co Inc:The | 燃焼排ガス中の炭酸ガスの除去方法 |
RU2275231C2 (ru) * | 2003-04-02 | 2006-04-27 | Федеральное государственное унитарное предприятие Государственный научный центр РФ "Научно-исследовательский физико-химический институт им. Л.Я. Карпова" | Способ выделения диоксида углерода из газов |
RU2317137C2 (ru) * | 2006-01-24 | 2008-02-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Курский государственный технический университет" | Установка для выделения двуокиси углерода из дымовых газов |
JP2008062165A (ja) * | 2006-09-06 | 2008-03-21 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Co2回収装置及び方法 |
Family Cites Families (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH0789012B2 (ja) * | 1986-12-26 | 1995-09-27 | 大同ほくさん株式会社 | 一酸化炭素分離精製装置 |
JPH055681A (ja) | 1991-06-27 | 1993-01-14 | Kawasaki Steel Corp | 薄板試験片の製作方法 |
EP1944268A1 (en) * | 2006-12-18 | 2008-07-16 | BP Alternative Energy Holdings Limited | Process |
JP4746111B2 (ja) * | 2009-02-27 | 2011-08-10 | 三菱重工業株式会社 | Co2回収装置及びその方法 |
-
2009
- 2009-04-03 JP JP2009091183A patent/JP5134578B2/ja active Active
- 2009-12-21 AU AU2009343524A patent/AU2009343524B2/en active Active
- 2009-12-21 EP EP09842715.6A patent/EP2431328B1/en active Active
- 2009-12-21 RU RU2011140020/05A patent/RU2485048C2/ru active
- 2009-12-21 CA CA2756036A patent/CA2756036C/en active Active
- 2009-12-21 WO PCT/JP2009/071246 patent/WO2010113364A1/ja active Application Filing
- 2009-12-21 US US13/259,869 patent/US9186619B2/en active Active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH0455681A (ja) * | 1990-06-22 | 1992-02-24 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 二酸化炭素の海洋投棄方法 |
JPH05184868A (ja) * | 1992-01-17 | 1993-07-27 | Kansai Electric Power Co Inc:The | 燃焼排ガス中の炭酸ガスの除去方法 |
RU2275231C2 (ru) * | 2003-04-02 | 2006-04-27 | Федеральное государственное унитарное предприятие Государственный научный центр РФ "Научно-исследовательский физико-химический институт им. Л.Я. Карпова" | Способ выделения диоксида углерода из газов |
RU2317137C2 (ru) * | 2006-01-24 | 2008-02-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Курский государственный технический университет" | Установка для выделения двуокиси углерода из дымовых газов |
JP2008062165A (ja) * | 2006-09-06 | 2008-03-21 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Co2回収装置及び方法 |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2696693C2 (ru) * | 2014-12-17 | 2019-08-05 | Ифп Энержи Нувелль | Компактная распределительная пластина для морских газожидкостных контактных колонн |
RU2721114C2 (ru) * | 2015-08-19 | 2020-05-15 | Касале Са | Способ модернизации секции удаления со2, предназначенной для очистки водородосодержащего газа |
US11154810B2 (en) | 2015-08-19 | 2021-10-26 | Casale Sa | Method for revamping a CO2 removal section for purification of a hydrogen-containing gas |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2756036A1 (en) | 2010-10-07 |
AU2009343524B2 (en) | 2013-09-12 |
CA2756036C (en) | 2013-10-01 |
RU2011140020A (ru) | 2013-04-10 |
WO2010113364A1 (ja) | 2010-10-07 |
AU2009343524A1 (en) | 2011-10-13 |
EP2431328A4 (en) | 2012-10-24 |
JP5134578B2 (ja) | 2013-01-30 |
US9186619B2 (en) | 2015-11-17 |
EP2431328A1 (en) | 2012-03-21 |
US20120014861A1 (en) | 2012-01-19 |
JP2010241630A (ja) | 2010-10-28 |
EP2431328B1 (en) | 2016-06-01 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2485048C2 (ru) | Установка для извлечения со2 и способ извлечения со2 | |
RU2429051C2 (ru) | Установка и способ для извлечения co2 | |
EP2164608B1 (en) | Method for recovering a gaseous component from a gas stream | |
WO2010122830A1 (ja) | Co2回収装置及びco2回収方法 | |
JP6071838B2 (ja) | Co2又はh2s又はその双方の回収装置及び方法 | |
RU2689620C1 (ru) | Устройство очистки отработавшего газа и использующее его устройство извлечения co2 | |
CN107913575B (zh) | 用于气体纯化系统的低压蒸汽预热器和使用方法 | |
US20130149204A1 (en) | Exhaust gas treatment system with co2 removal equipment | |
JP2015134334A (ja) | リクレーミング装置及び方法、co2又はh2s又はその双方の回収装置 | |
JP6211013B2 (ja) | 水蒸気を含有する流体の流れからの酸性ガスの除去 | |
US20120082604A1 (en) | Contaminant-tolerant solvent and stripping chemical and process for using same for carbon capture from combustion gases | |
JP6109204B2 (ja) | 流体の流れからの硫黄酸化物の除去 | |
JP6278576B2 (ja) | 低質炭を用いた発電システム | |
US20130193373A1 (en) | Method and absorbent compositions for recovering a gaseous component from a gas stream | |
Fujikawa et al. | CO 2 recovery apparatus and CO 2 recovery method |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20180621 |