WO2017073518A1 - 二酸化炭素の分離方法 - Google Patents

二酸化炭素の分離方法 Download PDF

Info

Publication number
WO2017073518A1
WO2017073518A1 PCT/JP2016/081454 JP2016081454W WO2017073518A1 WO 2017073518 A1 WO2017073518 A1 WO 2017073518A1 JP 2016081454 W JP2016081454 W JP 2016081454W WO 2017073518 A1 WO2017073518 A1 WO 2017073518A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
carbon dioxide
separation
membrane
simulation
showed
Prior art date
Application number
PCT/JP2016/081454
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
蛙石 健一
正之 岩村
Original Assignee
千代田化工建設株式会社
三菱化学株式会社
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 千代田化工建設株式会社, 三菱化学株式会社 filed Critical 千代田化工建設株式会社
Priority to MYPI2018701463A priority Critical patent/MY177656A/en
Publication of WO2017073518A1 publication Critical patent/WO2017073518A1/ja
Priority to US15/966,441 priority patent/US10807036B2/en

Links

Images

Classifications

    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D53/00Separation 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
    • B01D53/22Separation 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 diffusion
    • B01D53/229Integrated processes (Diffusion and at least one other process, e.g. adsorption, absorption)
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D53/00Separation 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
    • B01D53/14Separation 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
    • B01D53/1456Removing acid components
    • B01D53/1475Removing carbon dioxide
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D71/00Semi-permeable membranes for separation processes or apparatus characterised by the material; Manufacturing processes specially adapted therefor
    • B01D71/02Inorganic material
    • B01D71/0215Silicon carbide; Silicon nitride; Silicon oxycarbide
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10LFUELS 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
    • C10L3/00Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10LFUELS 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
    • C10L3/00Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101Removal of contaminants
    • C10L3/102Removal of contaminants of acid contaminants
    • C10L3/104Carbon dioxide
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D2256/00Main component in the product gas stream after treatment
    • B01D2256/24Hydrocarbons
    • B01D2256/245Methane
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D2325/00Details relating to properties of membranes
    • B01D2325/20Specific permeability or cut-off range
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D53/00Separation 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
    • B01D53/22Separation 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 diffusion
    • B01D53/228Separation 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 diffusion characterised by specific membranes
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D69/00Semi-permeable membranes for separation processes or apparatus characterised by their form, structure or properties; Manufacturing processes specially adapted therefor
    • B01D69/02Semi-permeable membranes for separation processes or apparatus characterised by their form, structure or properties; Manufacturing processes specially adapted therefor characterised by their properties
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D71/00Semi-permeable membranes for separation processes or apparatus characterised by the material; Manufacturing processes specially adapted therefor
    • B01D71/02Inorganic material
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10LFUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L2290/00Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/54Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • C10L2290/548Membrane- or permeation-treatment for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • YGENERAL 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
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02CCAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40Capture or disposal of greenhouse gases of CO2

Definitions

  • the present invention relates to a carbon dioxide separation method. More specifically, the present invention relates to a carbon dioxide separation method implemented by combining membrane separation using an inorganic separation membrane and an acid gas removal process using an absorbing solution.
  • Separation of carbon dioxide (CO 2 ) contained in natural gas mainly composed of methane (CH 4 ) using membrane separation is performed by removing acid gas using an existing absorbent (Acid Gas Removal: AGR). It is known as a technology that can reduce energy compared to carbon dioxide separation using an absorbing solution typified by a process or the like.
  • polymer separation membranes that have been used so far as separation membranes (hereinafter sometimes referred to as “polymer membranes”) have low separation performance and problems with chemical resistance.
  • a membrane separation (separation membrane system) using an inorganic separation membrane that can be continuously operated and has high separation performance and excellent chemical resistance has been performed.
  • the carbon dioxide concentration is separated to a low concentration only by the separation membrane system, there is a problem that the amount of methane permeated increases and the production amount decreases.
  • a carbon dioxide separation method combining such a separation membrane system and an acid gas removal process using an absorbing solution is a suitable method for separating a mixed gas containing high-concentration carbon dioxide to a low concentration.
  • Separation membrane that can carry out appropriate distribution conditions when sending the processed mixed gas from the separation membrane system using an inorganic separation membrane with higher separation performance than a polymer membrane to the acidic gas removal process using an absorption liquid as a post process method of selecting the carbon dioxide concentration (mole fraction X CO2 of carbon dioxide) at the outlet of the carbon dioxide non-permeate side of the system has not been known.
  • the present invention has been made in order to solve the above-described problems, and combines a membrane separation using an inorganic separation membrane and an acid gas removal process using an absorbing solution, and a mixed gas containing methane and carbon dioxide.
  • separating carbon dioxide a method for separating carbon dioxide that can suppress the energy consumption of the acid gas removal process using the absorption liquid in the subsequent step while suppressing the decrease in production due to methane permeation and the accompanying energy loss in membrane separation. Is to provide.
  • a carbon dioxide separation method is a carbon dioxide separation method for separating carbon dioxide from a mixed gas containing methane and carbon dioxide, wherein the carbon dioxide is separated from the mixed gas.
  • an ideal separation factor ⁇ of the inorganic separation membrane in the membrane separation is a 1 , a 2 , a 3 , a 4 , a 5 , a 6 , a 7 and a in FIG. It is represented in a frame surrounded by 8 .
  • is the ideal separation coefficient [ ⁇ ] of the inorganic separation membrane
  • X CO2 is the carbon dioxide mole fraction [ ⁇ ] at the outlet on the carbon dioxide non-permeation side of the membrane separation using the inorganic separation membrane.
  • X CO2 in 1 is represented by the following formula (I) with carbon dioxide non-permeate side pressure P X [MPaA] and carbon dioxide permeate side pressure P Y [MPaA] in the membrane separation.
  • P R represents the P Y / P X
  • a and B in formula (I) a 1, a 2, a 3 in FIG. 1, a 4, a 5, a 6 , A 7 and a 8 are values shown in the following A and B correspondence tables corresponding to the ideal separation coefficient ⁇ .
  • the carbon dioxide separation method according to the present invention is such that the carbon dioxide molar fraction in the gas after separating the carbon dioxide by the acid gas removal process using the absorbent is 0.03 or less.
  • the P X is 2.10 ⁇ 6.10 [MPaA], wherein P Y is in the range of 0.10 ⁇ 0.25 [MPaA], wherein the inorganic separation membrane of the ideal separation factor ⁇ is 50 to 200 Is used to separate carbon dioxide from the mixed gas.
  • carbon dioxide is separated by an acidic gas removal process using an absorbing liquid.
  • a suitable range of the carbon dioxide mole fraction X CO2 at the outlet on the carbon dioxide non-permeating side of the membrane separation corresponding to the ideal separation factor of the membrane, it is possible to implement an appropriate distribution condition.
  • the ideal separation factor ⁇ of inorganic separation membranes is a diagram showing the relationship between the carbon dioxide mole fraction X CO2 at the outlet of the carbon dioxide non-permeate side of the membrane separation using an inorganic separation membrane. It is the figure which showed the carbon dioxide separation system. It is the figure which showed the relationship between the carbon dioxide mole fraction at the time of using a carbon dioxide separation system, and the energy required for the separation of a carbon dioxide. It is the figure which showed the relationship between the carbon dioxide mole fraction at the time of using a carbon dioxide separation system, and the energy required for the separation of a carbon dioxide. It is the figure which showed the relationship between the carbon dioxide mole fraction at the time of using a carbon dioxide separation system, and the energy required for the separation of a carbon dioxide.
  • the ideal separation coefficient ⁇ of the inorganic separation membrane in the membrane separation in the previous step and the carbon dioxide non-permeation side of the membrane separation that minimizes the energy required in the process is a diagram showing an example of the relationship between the carbon dioxide mole fraction X CO2 at the outlet. It is the figure which showed the evaluation result by simulation. It is the figure which showed the evaluation result by simulation. It is the figure which showed the evaluation result by simulation. It is the figure which showed the evaluation result by simulation. It is the figure which showed the evaluation result by simulation. It is the figure which showed the evaluation result by simulation. It is the figure which showed the evaluation result by simulation. It is the figure which showed the evaluation result by simulation. It is the figure which showed the evaluation result by simulation. It is the figure which showed the evaluation result by simulation. It is the figure which showed the evaluation result by simulation. It is the figure which showed the evaluation result by simulation. It is the figure which showed the evaluation result by simulation. It is the figure which showed the evaluation result by simulation. It is the figure which showed the evaluation result by simulation.
  • FIG. 1 shows an ideal separation factor ⁇ of an inorganic separation membrane 2 and carbon dioxide at the outlet on the non-permeate side of carbon dioxide in membrane separation using the inorganic separation membrane 2 when the carbon dioxide separation method according to the present invention is carried out.
  • mole fraction X CO2 a diagram showing the relationship between is there.
  • the present invention is a carbon dioxide separation method for separating carbon dioxide from a mixed gas containing methane and carbon dioxide, and a separation membrane system using an inorganic separation membrane 2 that preferentially permeates carbon dioxide from a mixed gas.
  • the carbon dioxide non-permeate side pressure P X and the carbon dioxide permeate side pressure P Y in the membrane separation were set to predetermined conditions when the carbon dioxide was separated by the acid gas removal process using the absorption liquid.
  • the preferred range of the carbon dioxide molar fraction X CO2 at the outlet on the non-permeating side of carbon dioxide corresponding to the ideal separation factor ⁇ of the inorganic separation membrane 2 for membrane separation can be easily confirmed.
  • is the ideal separation factor [ ⁇ ] of the inorganic separation membrane
  • X CO2 is the carbon dioxide mole fraction [ ⁇ ] at the outlet on the carbon dioxide non-permeation side of the membrane separation using the inorganic separation membrane.
  • X CO2 in FIG. 1 is represented by the following formula (I) by the carbon dioxide non-permeation side pressure P X [MPaA] and the carbon dioxide permeation side pressure P Y [MPaA] in membrane separation.
  • P R represents the P Y / P X
  • a and B in formula (I) a 1, a 2, a 3 in FIG. 1, a 4, a 5, a 6 , A 7 and a 8 are values shown in the following A and B correspondence tables corresponding to the ideal separation coefficient ⁇ .
  • FIG. 2 is a diagram showing a carbon dioxide separation system 1 that implements the carbon dioxide separation method according to the present invention to which the relationship shown in FIG. 1 is applied.
  • a carbon dioxide separation system 1 shown in FIG. 2 is a virtual system for carrying out the carbon dioxide separation method of the present invention, and is a membrane separation (separation membrane system) provided with an inorganic separation membrane 2 having an ideal separation coefficient ⁇ . ) And an acid gas removal process (Acid Gas Removal: AGR) using an absorption liquid by the absorption tower 5.
  • a carbon dioxide separation system 1 shown in FIG. 2 is a virtual system for carrying out the carbon dioxide separation method of the present invention, and is a membrane separation (separation membrane system) provided with an inorganic separation membrane 2 having an ideal separation coefficient ⁇ . ) And an acid gas removal process (Acid Gas Removal: AGR) using an absorption liquid by the absorption tower 5.
  • AGR Acid Gas Removal
  • the present invention is to be separated, a mixed gas as a raw material, carbon dioxide (CO 2) and methane (CH 4) is a mixed gas that includes.
  • the inorganic separation membrane 2 used in the carbon dioxide separation system 1 preferentially permeates carbon dioxide from the mixed gas described above, and the mixed gas passes through the path from the separation membrane input unit 3 and passes through the inorganic separation membrane. 2 is supplied.
  • the inorganic separation membrane 2 selectively permeates carbon dioxide in the supplied mixed gas, permeates and takes out carbon dioxide (permeation component), and separates the remaining component (non-permeation component) mainly composed of methane.
  • an acid gas removal process using an absorption liquid as a subsequent step is performed via the absorption tower input section 4 at the outlet of the inorganic separation membrane 2 on the non-permeating side of carbon dioxide. It sends out to the absorption tower 5 to implement.
  • FIG. 2 for convenience, one inorganic separation membrane 2 is mounted, but as the inorganic separation membrane 2, an arbitrary plurality of inorganic separation membranes 2 (not shown) having a common ideal separation factor are disposed.
  • the carbon dioxide separation system 1 may be configured.
  • the non-permeation side of the inorganic separation membrane 2 is the final outlet on the carbon dioxide non-permeation side.
  • “non-permeate side” and “permeate side” of the inorganic separation membrane 2 are intended for non-permeate and permeate carbon dioxide constituting the mixed gas.
  • “Non-permeate side” means “carbon dioxide non-permeate side”
  • permeate side” means “carbon dioxide permeate side”.
  • the non-permeation component of the inorganic separation membrane 2 containing carbon dioxide to be supplied is brought into contact with the absorption liquid, and carbon dioxide is selectively used as the absorption liquid.
  • the absorption liquid is heated in a regeneration tower (not shown) so that the carbon dioxide is separated and recovered.
  • the mixed gas as the raw material is a mixed gas containing carbon dioxide (CO 2 ) and methane (CH 4 ) as described above, and examples of the raw material source include natural gas and organic waste. Examples include biogas obtained from (biomass) and the like, and the present invention can be used as a means for separating carbon dioxide from the mixed gas and taking out methane.
  • the inorganic separation membrane 2 preferentially permeates carbon dioxide from the mixed gas.
  • the dynamic molecular diameter of carbon dioxide approximately 0.33 nm: 3
  • the type of the inorganic separation membrane 2 is not particularly limited, and a conventionally known inorganic separation membrane 2 such as a zeolite membrane, a silica membrane, or a carbon membrane can be used.
  • a conventionally known inorganic separation membrane 2 such as a zeolite membrane, a silica membrane, or a carbon membrane can be used.
  • zeolite membranes for example, zeolite membranes of CHA (Chabasite) type, SAPO (Silicoaluminophosphate) type, DDR (Deca-Dodecasil 3R) type, MFI type, FAU (Faujasite) type, etc. Can be used.
  • the configuration (shape, module structure, etc.) of the inorganic separation membrane 2 is not particularly limited and may be appropriately determined depending on the required concentration.
  • the inorganic separation membrane 2 may be used in the form of a so-called separation membrane module having a multi-tubular type.
  • a separation membrane module having a shell and tube structure in a heat exchanger can be used. .
  • examples of the absorbing liquid used in the absorption tower 5 include an amine absorbing liquid.
  • the carbon dioxide of the mixed gas is used in the membrane separation by the separation membrane system using the inorganic separation membrane 2 (hereinafter sometimes simply referred to as “membrane separation”). It isolate
  • transmission amount of methane will also increase and the production amount of methane will decrease. This can be considered as a loss of energy because the amount of energy obtained as fuel is reduced compared to the amount of production when methane does not permeate the inorganic separation membrane 2.
  • the treatment amount of carbon dioxide in the inorganic separation membrane 2 is too small, the treatment amount (load) in the acid gas removal process using the absorption liquid increases, and the heating amount of the absorption liquid in the regeneration tower (not shown) increases. Excessive energy will be consumed.
  • the amount of carbon dioxide treated by the acid gas removal process using the absorbing liquid (load) is reduced (that is, the amount of carbon dioxide treated by the membrane separation (load) is increased).
  • the amount of carbon dioxide treated by the membrane separation (load) is increased.
  • the ideal separation coefficient of the inorganic separation membrane 2 of the separation membrane system is expressed by a 1 and a 2 where the ideal separation coefficient is 50, a 3 and a 4 have an ideal separation factor of 80, a 5 and a 6 have an ideal separation factor of 120, and a 7 and a 8 have an ideal separation factor of 200, the ideal of the inorganic separation membrane 2 in membrane separation.
  • the degree of carbon dioxide mole fraction X CO2 (upper and lower limits) is shown. Further, the carbon dioxide mole fraction X CO2 at the outlet of the membrane separation on the non-permeating side of carbon dioxide is the carbon dioxide concentration (carbon dioxide in the mixed gas when the mixed gas is sent to the absorption tower input 4 in the carbon dioxide separation system. Mole fraction).
  • the present invention is, after the membrane separation in the separation membrane system using an inorganic separation membrane 2, when separated in acid gas removal process using an absorbent liquid carbon dioxide non-permeate side pressure P X in membrane separation
  • the application range of CO2 can be easily confirmed, carbon dioxide is separated under appropriate distribution conditions by confirming the application range of the carbon dioxide molar fraction XCO2 .
  • the separation membrane system and the acid gas removal process need to be implemented in a balanced manner. Also, such implementation is determined by determining the carbon dioxide mole fraction X CO2 at the outlet on the non-permeating side of the carbon dioxide in the membrane separation by the separation membrane system, corresponding to the appropriate distribution conditions, This is carried out by sending the mixed gas to an acid gas removal process using an absorbing liquid as a subsequent step.
  • 3 to 5 are graphs showing the relationship between the carbon dioxide mole fraction and the energy required for carbon dioxide separation when the carbon dioxide separation system is used.
  • FIG. 3 shows that the inorganic separation membrane 2 is used until the concentration of carbon dioxide reaches the molar fraction A that is an appropriate distribution condition, assuming that the molar fraction A is the concentration that is an appropriate distribution condition.
  • Carbon dioxide is separated from the mixed gas, and after the molar fraction A, the energy required when carbon dioxide is separated by an acid gas removal process using an absorbing solution is shown.
  • the concentration before separation by the inorganic separation membrane 2 (concentration of carbon dioxide in the supplied mixed gas) is assumed to be the molar fraction X 0 —CO 2 (supplied gas carbon dioxide (CO 2 ) molar fraction) and absorbed.
  • the concentration after separating the carbon dioxide using the liquid is defined as a mole fraction X 1 —CO 2 (carbon dioxide (CO 2 ) mole fraction after treatment).
  • the magnitude relationship between the mole fractions is X 0 —CO 2 >A> X 1 —CO 2 .
  • methane (CH 4) shows the loss energy loss. This is to convert the amount of methane (methane loss) that permeates through the inorganic separation membrane 2 into energy using the lower calorific value of methane, converts the amount of carbon dioxide permeated through the inorganic separation membrane 2 into weight, It shows the value of energy considered to have been lost due to methane loss per unit carbon permeation (1 ton). As shown in FIG. 3 and the like, the methane loss loss energy tends to increase because the proportion of methane permeation in the carbon dioxide permeation increases relatively as the concentration of carbon dioxide in the mixed gas decreases. .
  • the broken line is energy (energy per unit processing amount of carbon dioxide) required for carbon dioxide separation in the acid gas removal process using the absorbing liquid.
  • the methane loss loss energy is relatively constant regardless of the carbon dioxide mole fraction in the mixed gas.
  • FIG. 4 shows a molar fraction A ′ (A ⁇ A) that is higher than the carbon dioxide concentration (molar fraction A), which is the optimum distribution condition, using the inorganic separation membrane 2.
  • the molar fraction A' and subsequent figures show the energy required when carbon dioxide is separated by the acid gas removal process using the absorbing liquid.
  • extra energy the black portion in FIG. 4
  • FIG. 4 shows more energy is required than the energy required for carbon dioxide separation under the optimum distribution conditions shown in FIG.
  • FIG. 5 shows that the inorganic separation membrane 2 is used and the molar fraction A ′′ (A> A ′′), which is a concentration lower than the carbon dioxide concentration (molar fraction A), which is the optimum distribution condition, shown in FIG.
  • the molar fraction A ′′ and subsequent figures show the energy required when carbon dioxide is separated by an acid gas removal process using an absorbing solution.
  • the concentration of carbon dioxide is changed from the mole fraction A to the mole fraction A ′′ by membrane separation by the membrane 2, extra energy (the black portion in FIG. 5) is generated. Therefore, as in the case shown in FIG. 4, more energy is required than that required for carbon dioxide separation under the optimum distribution conditions shown in FIG.
  • the required energy in the optimum distribution condition shown is 100%
  • the required energy is less than 110% as an energy relative value (the extra portion that becomes the black portion shown in FIGS. 4 and 5).
  • the energy is set to be less than 10% of the total energy required for carbon dioxide separation at optimal distribution conditions.
  • the “energy relative value” is expressed as a relative value with respect to the energy required in the carbon dioxide separation system 1, with the energy consumed in the optimal distribution condition being 100%. (same as below.).
  • FIG. 6 shows the membrane separation in which the ideal separation factor ⁇ of the inorganic separation membrane 2 in the membrane separation in the previous step and the energy required in the process are minimized in the implementation of the acid gas removal process using the absorbing liquid.
  • the higher the ideal separation coefficient ⁇ of the inorganic separation membrane 2 in the membrane separation in the previous step the lower the carbon dioxide mole fraction X CO2 at the outlet of the membrane separation on the non-permeating side of carbon dioxide. That is, by using the inorganic separation membrane 2 with high separation performance, more carbon dioxide can be permeated (treated) by membrane separation.
  • the ideal separation coefficient ⁇ of the inorganic separation membrane 2 used in the membrane separation by the separation membrane system using the inorganic separation membrane 2 is set in the range of 50 to 200.
  • the lower limit as can be seen from FIG. 6, when the inorganic separation membrane 2 having an ideal separation factor of less than 50 is used, the carbon dioxide mole that minimizes the energy required for the acid gas removal process using the absorbing liquid. fraction X with CO2 increases, the benefits of the energy expected reduced by combining the process with the membrane separation for difficult to obtain and set the lower limit to 50.
  • the upper limit as can be seen from FIG. 6, even when the inorganic separation membrane 2 having an ideal separation coefficient larger than 200 is used, X CO2 indicating an appropriate distribution condition does not change much (becomes flat). Therefore, the upper limit was set to 200.
  • inorganic separation membranes 2 with ideal separation coefficients a 1 , a 2 (both 50), a 3 , a 4 (both 80), a 5 , a 6 (both 120), a 7 , a 8 (both 200).
  • a select a and B corresponding the B correspondence table, the formula (I) with carbon dioxide non-permeate side pressure P X and the carbon dioxide permeate side pressure P Y in the membrane separation conditions to be used by substituting, it is possible to obtain the X CO2 corresponding to proper dispensing conditions.
  • the ideal separation factor using 50 of inorganic separation membrane, A, B correspond for a 1 A is from Table .7452, B is A for 0.1593 next, a 2 0.7273, the B 0 .0751.
  • the ideal separation factor is not a 1 , a 2 , a 3 , a 4 , a 5 , a 6 , a 7, or a 8 , a 1 , a 2 , Using a 3 , a 4 , a 5 , a 6 , a 7 and a 8 , it can be obtained as follows.
  • the ideal separation factor is other than the above-described a 1 , a 2 , a 3 , a 4 , a 5 , a 6 , a 7 and a 8 .
  • the ideal of the inorganic separation membrane 2 The range of X CO2 corresponding to the proper distribution condition corresponding to the separation factor can be obtained.
  • FIG. 1 Next, the relationship shown in FIG. 1 will be described by giving evaluation results (corresponding to examples).
  • the evaluation was performed using the carbon dioxide separation system 1 in FIG. 2 in which the contact mode (flow model) of the gas flow on the high-pressure side (non-permeation side) and the gas on the low-pressure side (permeation side) was countercurrent.
  • the permeance of carbon dioxide ( K_CO2 ) of 2 is assumed to be a fixed value (1.0 ⁇ 10 ⁇ 7 mol / (m 2 ⁇ Pa ⁇ s)), the ideal separation factor ⁇ (permeance ratio of carbon dioxide and methane), membrane separation Carbon dioxide non-permeate side pressure P X , carbon dioxide permeate side pressure P Y in membrane separation, carbon dioxide mole fraction of supplied mixed gas (feed gas carbon dioxide mole fraction) X 0 — CO 2 , acidity using absorption liquid mole fraction of carbon dioxide gas after removal processes X 1_CO2, by changing the total of five parameters, carried calculate (simulate) the proper amount at each pressure and carbon dioxide mole fraction of the condition It confirmed the establishment of the condition.
  • the specific values of the above five parameters are as follows.
  • the ideal separation coefficient ⁇ of the inorganic separation membrane 2 is set to 50 (A in FIGS. 7 to 102; the same applies hereinafter), 65 (B), 80 (C), 100 (D), 120 (E), 160 ( F) and 200 (G), and various types of parameters other than the ideal separation factor described above are selected, and the carbon dioxide mole fraction at the outlet on the non-permeating side of carbon dioxide in the membrane separation using the inorganic separation membrane 2
  • the simulation was performed while changing XCO2 , and the energy required for each XCO2 was calculated. Evaluation results by simulation are shown in FIGS. Table 3 below shows a correspondence table between combinations of parameter values and figure numbers.
  • FIG. 103 is an explanatory diagram for explaining an evaluation procedure by simulation.
  • an appropriate range of X CO2 using the pressure condition to be examined, the ideal separation coefficient of the inorganic separation membrane 2 and the above-described equation (I)) ( The lower limit value and the upper limit value (within the polygonal range shown in FIG. 1) were calculated, and the energy corresponding to the lower limit value and the upper limit value was calculated by simulation (see the diamond ( ⁇ ) plot in FIG. 103).
  • the energy is calculated based on the loss energy (methane loss loss energy) corresponding to the amount of methane permeated during membrane separation and the heating energy (regeneration energy) of the absorption liquid in the regeneration tower required for carbon dioxide separation in the acid gas removal process using the absorption liquid. ) Is divided by the weight of the sum of carbon dioxide recovered by membrane separation and carbon dioxide recovered by an acid gas removal process using an absorbent.
  • the plots in FIGS. 7 to 102 plot the values of X CO2 in the tables corresponding to the respective graphs (energy relative values necessary for carbon dioxide recovery in the respective plots) shown together with the graphs in the respective drawings.
  • (1) is a condition that the calculated energy relative value is 110% on the low carbon dioxide mole fraction side
  • (2) is the calculated energy relative value on the low carbon dioxide mole fraction side.
  • the lower limit of the carbon dioxide mole fraction greater than 100% and less than 110% (3) is the optimal value (energy relative value is 100%), and (4) is calculated on the higher carbon dioxide mole fraction side.
  • the upper limit value of the carbon dioxide mole fraction in which the relative energy value is greater than 100% and less than 110%, (5) is the condition that the calculated energy relative value is 110% on the higher carbon dioxide mole fraction side.
  • the five types of XCO2 are plotted. The relative energy values corresponding to each plot are listed together in the table shown at the bottom of each figure.
  • the carbon dioxide mole fraction X CO2 at the outlet on the non-permeate side of membrane separation is a 1 , a 2 , a 3 , a 4 , a 5 , a 6 , a 7 in FIG. is characterized by being represented by a frame surrounded by a 8, among those feed gas carbon dioxide mole fraction X 0_CO2 is connecting a 2, a 4, a 6 and a 8 in FIG. 1 in straight lines It is necessary to be not less than a value corresponding to a given ideal separation factor of the inorganic separation membrane 2.
  • the carbon dioxide is separated by the acidic gas removal process using the absorption liquid.
  • the ideal separation factor of the inorganic separation membrane corresponding to the ideal separation factor of the inorganic separation membrane, and can be implemented to be a proper distribution conditions to identify the preferred range of carbon dioxide mole fraction X CO2 at the outlet of the carbon dioxide non-permeate side of the membrane separation. Therefore, it is possible to implement a carbon dioxide separation method capable of suppressing energy consumption in an acid gas removal process using an absorption liquid in a subsequent step while suppressing a decrease in production due to methane permeation in membrane separation and an accompanying energy loss. it can.
  • the aspect described above shows one aspect of the present invention, and the present invention is not limited to the above-described embodiment, and has the configuration of the present invention and can achieve the objects and effects. It goes without saying that modifications and improvements within the scope are included in the content of the present invention. Further, the specific structure, shape, and the like in carrying out the present invention are not problematic as other structures, shapes, and the like as long as the objects and effects of the present invention can be achieved. The present invention is not limited to the above-described embodiments, and modifications and improvements within the scope that can achieve the object of the present invention are included in the present invention.
  • the carbon dioxide separation system 1 has been described by taking the configuration shown in FIG. 2 as an example, but the configuration of the carbon dioxide separation system 1 is a separation membrane system in which an inorganic separation membrane 2 is provided. Arbitrary structures that combine membrane separation by the above and an acid gas removal process using an absorbing solution can be applied.
  • Examples of the separation membrane system in the carbon dioxide separation system 1 that implements the carbon dioxide separation method of the present invention include a separation membrane system in which an arbitrary number of inorganic separation membranes 2 including a plurality of units are connected in series.
  • the separation membrane system may be configured to include any number of inorganic separation membranes 2 regardless of whether they are in parallel or in series.
  • a separation membrane system comprising a plurality of (n) inorganic separation membranes 2 connected in series and arranged in m rows in parallel to include a total of (n ⁇ m) inorganic separation membranes 2 Etc.
  • the carbon dioxide molar fraction in the gas after separating the carbon dioxide by the acidic gas removal process using the absorbing liquid in the carbon dioxide separation system 1 is set to 0.03 or less.
  • the P X 2.10 ⁇ 6.10 [MPaA] in the range of 0.10 ⁇ 0.25 [MPaA] the P Y, ideal separation factor ⁇ is an inorganic separation membrane 2 50-200, mixed Carbon dioxide may be separated from the gas.
  • the specific structure, shape, and the like in the implementation of the present invention may be other structures as long as the object of the present invention can be achieved.
  • carbon dioxide from a mixed gas such as natural gas containing carbon dioxide and methane is obtained by an acid gas removal process using an absorbing solution.
  • a mixed gas such as natural gas containing carbon dioxide and methane

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
  • Carbon And Carbon Compounds (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)

Abstract

【課題】無機分離膜を用いた膜分離と吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスを組み合わせて、メタンと二酸化炭素を含む混合ガスから二酸化炭素を分離するにあたり、膜分離におけるメタン透過による生産量の低下及びそれに伴うエネルギー損失を抑えつつ、吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスのエネルギー消費を抑制可能な二酸化炭素の分離方法を提供すること。 【解決手段】本発明によれば、メタンと二酸化炭素とを含む混合ガスから無機分離膜を用いた分離膜システムにより膜分離した後、吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスにより二酸化炭素を分離するに際して、無機分離膜の理想分離係数に対応する、膜分離の二酸化炭素非透過側の出口における二酸化炭素モル分率XCO2の好適な範囲を特定することで適正な分配条件を実施可能となる。

Description

二酸化炭素の分離方法
 本発明は、二酸化炭素の分離方法に関する。さらに詳しくは、無機分離膜を用いた膜分離と吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスを組み合わせて実施される二酸化炭素の分離方法に関する。
 膜分離を用いたメタン(CH)を主成分とする天然ガス中に含まれている二酸化炭素(CO)の分離は、既存の吸収液を用いた酸性ガス除去(Acid Gas Removal:AGR)プロセス等に代表される吸収液を用いた二酸化炭素の分離と比べてエネルギーを削減できる技術として知られている。また、分離膜としてこれまで用いられた高分子製の分離膜(以下、「高分子膜」とする場合がある。)は、分離性能が低いこと及び耐薬品性等に課題があるため、近年、連続的操作が可能で、かつ分離性能が高く耐薬品性に優れる無機分離膜を用いた膜分離(分離膜システム)が実施されていた。一方、分離膜システムのみで二酸化炭素濃度を低濃度まで分離する場合、メタンの透過量も増加してしまい、生産量が低下する問題があった。
 そこで、分離膜システムと吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスによる二酸化炭素の分離操作を組み合せることで、二酸化炭素濃度が高い領域は分離膜システムを用いることにより吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスによる分離操作と比べて低いエネルギーで二酸化炭素を分離し、二酸化炭素濃度が低い領域は吸収液を用いて二酸化炭素を分離することにより、膜分離における低濃度領域の問題を解決できると考えられる。このような分離膜システムと吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスを組み合わせた二酸化炭素の分離方法は、高濃度の二酸化炭素を含む混合ガスを低濃度まで分離するのに好適な方法であり、近年、種々の技術が提供されている(例えば、特許文献1及び特許文献2を参照。)。
特開2012-236134号公報 特開2012-236181号公報
 ここで、分離膜システムと吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスの組み合わせでは、天然ガス(混合ガス)中の二酸化炭素を所定の要求濃度未満まで分離する際に、分離膜による二酸化炭素の処理量が多すぎると、メタンの透過量も増加するためメタンの生産量が減少し、分離膜を用いない場合と比べてメタンから利用できるエネルギーが減少する。一方、分離膜による二酸化炭素の処理量が少なすぎると、吸収液を用いた酸性ガス除去システムにおける処理量が増加し、省エネルギー性が比較的高い膜分離での処理量が相対的に少なくなるために、プロセス全体でエネルギー消費が増加するという問題があった。
 分離膜システムと吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスの組み合わせでは、両者をバランスよく実施することにより、必要とされるエネルギーを最小限に抑える適正な分配条件が存在すると考えられるが、従来技術の高分子膜よりも分離性能が高い無機分離膜を用いた分離膜システムから後工程である吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスに処理した混合ガスを送り出すにあたって、適正な分配条件を実施できる分離膜システムの二酸化炭素非透過側の出口における二酸化炭素濃度(二酸化炭素のモル分率XCO2)を選択する手法は知られていなかった。
 本発明は前記のような問題を解決するためになされたものであり、無機分離膜を用いた膜分離と吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスを組み合わせて、メタンと二酸化炭素を含む混合ガスから二酸化炭素を分離するにあたり、膜分離におけるメタン透過による生産量の低下及びそれに伴うエネルギー損失を抑えつつ、後工程の吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスのエネルギー消費を抑制可能な二酸化炭素の分離方法を提供することにある。
 前記の課題を解決するために、本発明に係る二酸化炭素の分離方法は、メタンと二酸化炭素とを含む混合ガスから二酸化炭素を分離する二酸化炭素の分離方法であって、前記混合ガスから前記二酸化炭素を優先的に透過させる無機分離膜を用いて膜分離を行った後、吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスにより二酸化炭素を分離するに際して、前記膜分離における前記無機分離膜の理想分離係数αに対応する、前記膜分離の二酸化炭素非透過側の出口における二酸化炭素モル分率XCO2が、図1のa、a、a、a、a、a、a及びaで囲まれる枠内で表されることを特徴とする。
(図1中、αは無機分離膜の理想分離係数[-]、XCO2は無機分離膜を用いた膜分離の二酸化炭素非透過側の出口における二酸化炭素モル分率[-]であり、図1中の前記XCO2は、前記膜分離における二酸化炭素非透過側圧力P[MPaA]及び二酸化炭素透過側圧力P[MPaA]により下記式(I)によって表される。)
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000003
(式(I)中、PはP/Pを示し、式(I)中のA及びBは、図1中のa、a、a、a、a、a、a及びaの理想分離係数αに対応して下記A、B対応表で示される値である。)
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000004
 本発明に係る二酸化炭素の分離方法は、前記した本発明において、前記吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスにより二酸化炭素を分離した後のガス中の二酸化炭素モル分率を0.03以下とする際に、前記Pが2.10~6.10[MPaA]、前記Pが0.10~0.25[MPaA]の範囲で、前記理想分離係数αが50~200の前記無機分離膜を用いて、前記混合ガスから二酸化炭素を分離することを特徴とする。
 本発明によれば、メタンと二酸化炭素とを含む混合ガスから無機分離膜を用いた分離膜システムにより膜分離した後、吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスにより二酸化炭素を分離するに際して、無機分離膜の理想分離係数に対応する、膜分離の二酸化炭素非透過側の出口における二酸化炭素モル分率XCO2の好適な範囲を特定することで適正な分配条件を実施可能となる。これにより、膜分離におけるメタン透過による生産量の低下及びそれに伴うエネルギー損失を抑えつつ、後工程の吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスのエネルギー消費を抑制可能な二酸化炭素の分離方法を提供することができる。
無機分離膜の理想分離係数αと、無機分離膜を用いた膜分離の二酸化炭素非透過側の出口における二酸化炭素モル分率XCO2との関係を示した図である。 二酸化炭素分離システムを示した図である。 二酸化炭素分離システムを用いた場合の、二酸化炭素モル分率と、二酸化炭素の分離に必要とされるエネルギーとの関係を示した図である。 二酸化炭素分離システムを用いた場合の、二酸化炭素モル分率と、二酸化炭素の分離に必要とされるエネルギーとの関係を示した図である。 二酸化炭素分離システムを用いた場合の、二酸化炭素モル分率と、二酸化炭素の分離に必要とされるエネルギーとの関係を示した図である。 吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスの実施において、前工程の膜分離における無機分離膜の理想分離係数αと、当該プロセスで必要とされるエネルギーが最小となる膜分離の二酸化炭素非透過側の出口における二酸化炭素モル分率XCO2との関係の一例を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価結果を示した図である。 シミュレーションによる評価手順を説明するための説明図である。
 以下、本発明の実施形態の一例について図面を用いて説明する。
 図1は、本発明に係る二酸化炭素の分離方法を実施する場合において、無機分離膜2の理想分離係数αと、無機分離膜2を用いた膜分離の二酸化炭素非透過側の出口における二酸化炭素モル分率XCO2(図1及び後記する図6ないし図102では、「膜分離の二酸化炭素非透過側の出口における二酸化炭素モル分率XCO2」としている。)との関係を示した図である。本発明は、メタンと二酸化炭素とを含む混合ガスから二酸化炭素を分離する二酸化炭素の分離方法であって、混合ガスから二酸化炭素を優先的に透過させる無機分離膜2を用いた分離膜システムにて膜分離を行った後、吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスにより二酸化炭素を分離するに際して、膜分離における二酸化炭素非透過側圧力P、二酸化炭素透過側圧力Pを所定の条件にした場合における、膜分離の無機分離膜2の理想分離係数αに対応する、二酸化炭素非透過側の出口における二酸化炭素モル分率XCO2の好適な範囲を簡便に確認することができる。
 なお、図1中、αは無機分離膜の理想分離係数[-]、XCO2は無機分離膜を用いた膜分離の二酸化炭素非透過側の出口における二酸化炭素モル分率[-]であり、図1中のXCO2は、膜分離における二酸化炭素非透過側圧力P[MPaA]及び二酸化炭素透過側圧力P[MPaA]により下記式(I)によって表されるものである。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000005
(式(I)中、PはP/Pを示し、式(I)中のA及びBは、図1中のa、a、a、a、a、a、a及びaの理想分離係数αに対応して下記A、B対応表で示される値である。)
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000006
 また、図2は、図1に示した関係が適用される、本発明に係る二酸化炭素の分離方法を実施する二酸化炭素分離システム1を示した図である。図2に示した二酸化炭素分離システム1は、本発明の二酸化炭素の分離方法を実施するための仮想のシステムであり、理想分離係数αの無機分離膜2を配設した膜分離(分離膜システム)と、吸収塔5による吸収液を用いた酸性ガス除去プロセス(Acid Gas Removal:AGR)を組み合わせたものである。
 本発明が分離対象とする、原料である混合ガスは、二酸化炭素(CO)とメタン(CH)が含まれる混合ガスである。二酸化炭素分離システム1で使用される無機分離膜2は、前記した混合ガスから二酸化炭素を優先的に透過させるものであり、混合ガスは、分離膜入力部3から経路を通過して無機分離膜2に供給される。無機分離膜2は、供給される混合ガスのうち二酸化炭素を選択的に透過し、二酸化炭素(透過成分)を透過して取り出し、メタンを主とする残りの成分(非透過成分)を分離して、二酸化炭素が所定の濃度となるまで分離したら、無機分離膜2の二酸化炭素非透過側の出口の吸収塔入力部4を介して、後工程である吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスを実施する吸収塔5に送り出す。
 なお、図2では、便宜上1台の無機分離膜2を載せているが、無機分離膜2として、理想分離係数を共通とした任意の図示しない複数台の無機分離膜2が配設されて、二酸化炭素分離システム1が構成されるようにしてもよい。図1中の分離膜システムでは、無機分離膜2の非透過側が、二酸化炭素非透過側の最終出口となる。また、図2や本発明において、無機分離膜2の「非透過側」及び「透過側」とあるのは、混合ガスを構成する二酸化炭素の非透過及び透過を考えているものであり、「非透過側」は「二酸化炭素非透過側」、「透過側」は「二酸化炭素透過側」のことを意味する。
 無機分離膜2の非透過側に配設される吸収塔5では、供給される二酸化炭素を含有する無機分離膜2の非透過成分と吸収液とを接触させ、吸収液に二酸化炭素を選択的に吸収させる。吸収液に二酸化炭素を吸収させた後、図示しない再生塔で吸収液を加熱して、二酸化炭素を分離・回収するようにする。
 ここで、原料である混合ガスは、前記したように、二酸化炭素(CO)とメタン(CH)が含まれる混合ガスであり、原料源としては、例えば、天然ガスや、有機性廃棄物(バイオマス)等から得られるバイオガス等が挙げられ、本発明は、かかる混合ガスから二酸化炭素を分離し、メタンを取り出す手段として使用することができる。
 図2中の二酸化炭素分離システム1にあって、無機分離膜2は、混合ガスから二酸化炭素を優先的に透過させるものであり、例えば、二酸化炭素の動的分子径(概ね0.33nm:3.3オングストローム)を透過し、メタンの動的分子径(概ね0.38nm:3.8オングストローム)を非透過とする無機分離膜2を使用することが好ましい。
 無機分離膜2の種類としては、特に制限なく、ゼオライト膜、シリカ膜、炭素膜等の従来公知の無機分離膜2を使用することができる。この中で、ゼオライト膜としては、例えば、CHA(チャバサイト)型、SAPO(シリコアルミノフォスフェート)型、DDR(Deca-Dodecasil 3R)型、MFI型、FAU(フォージャサイト)型等のゼオライト膜を使用することができる。
 無機分離膜2の構成(形状やモジュール構造等)は、特に制限はなく、要求濃度等により適宜決定すればよい。なお、無機分離膜2は、多管式の、いわゆる分離膜モジュールのような形態で用いるようにしてもよく、例えば、熱交換器におけるシェル&チューブ型構造の分離膜モジュールを使用することができる。
 本発明において、理想分離係数αとは、無機分離膜2について実施条件における二酸化炭素のパーミエンス(K_CO2)(mol/(m・Pa・s))とメタンのパーミエンス(K_CH4)(mol/(m・Pa・s))の比(α=K_CO2/K_CH4)を示すものである。よって、理想分離係数αが大きい(メタンの単位パーミエンスあたりの二酸化炭素のパーミエンスが大きい)無機分離膜2ほど、メタンに対する二酸化炭素の透過性能がよいことを示す。
 一方、吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスについて、吸収塔5で使用される吸収液としては、アミン吸収液等が挙げられる。
 図2に示したような二酸化炭素分離システム1では、無機分離膜2を用いた分離膜システムによる膜分離(以下、単に「膜分離」とする場合もある。)において、混合ガスの二酸化炭素を所定の濃度となるまで分離して、後工程である吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスに送り出す。ここで、膜分離における二酸化炭素の処理量が多すぎると、メタンの透過量も増加し、メタンの生産量が減少する。これは、メタンが無機分離膜2を透過しない場合の生産量と比べ、燃料として得られるエネルギーが減少するため、エネルギーが損失したとして考えることができる。一方、無機分離膜2における二酸化炭素の処理量が少なすぎると吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスにおける処理量(負荷)が増加し、図示しない再生塔における吸収液の加熱量が増加して、余計なエネルギーを消費してしまうことになる。
 以上より、吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスによる二酸化炭素処理量(負荷)を少なくする(即ち、膜分離による二酸化炭素処理量(負荷)を多くする)ことによって吸収液の加熱に伴う余計なエネルギー消費をできるだけ回避することと、膜分離によるメタン透過に伴うエネルギー損失の増加を回避することとの両者を考慮して、二酸化炭素分離システム1全体で最も省エネルギー性が高い二酸化炭素モル分率まで膜分離を適用した後の混合ガスを、無機分離膜2から吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスに送り出す必要がある。言い換えると、混合ガスの二酸化炭素を分離膜システムで所定の濃度となるまで二酸化炭素を分離して、後工程である吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスに送り出すに際しては、膜分離の負荷と酸性ガス除去プロセスの負荷との間でエネルギー上適正な分配条件をもって、後工程である吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスに送り出す必要がある。
 図1の関係にあって、図2に示したような二酸化炭素分離システム1を使用した場合における、分離膜システムの無機分離膜2の理想分離係数について、a、aは理想分離係数が50、a、aは理想分離係数が80、a、aは理想分離係数が120、a、aは理想分離係数が200の場合の、膜分離における無機分離膜2の理想分離係数αに対応する、無機分離膜2を用いた分離膜システムによる膜分離を実施するに際して、できる限り余計なエネルギーを消費しないようにするための、膜分離の二酸化炭素非透過側の出口における二酸化炭素モル分率XCO2の程度(上限及び下限の程度)を示している。また、かかる膜分離の二酸化炭素非透過側の出口における二酸化炭素モル分率XCO2は、二酸化炭素分離システムにおける吸収塔入力部4に混合ガスを送り出す際の、混合ガスの二酸化炭素濃度(二酸化炭素モル分率)となる。
 そして、本発明は、無機分離膜2を用いた分離膜システムにて膜分離を行った後、吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスで分離するに際して、膜分離における二酸化炭素非透過側圧力P、二酸化炭素透過側圧力Pを所定の条件にした場合における、膜分離の無機分離膜2の理想分離係数αに対応する、膜分離の二酸化炭素非透過側の出口における二酸化炭素モル分率XCO2の適用範囲を簡便に確認することができるものであるが、かかる二酸化炭素モル分率XCO2の適用範囲の確認により、適正な分配条件による二酸化炭素の分離を実施する。
 ここで「適正な分配条件」では、無機分離膜2による分離膜システムと吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスで二酸化炭素を分離するに際し、二酸化炭素の分離に必要なエネルギーを最小限に抑えることとなるために、分離膜システム及び酸性ガス除去プロセスがバランスよく実施される必要がある。また、かかる実施は、適正な分配条件に対応する、分離膜システムによる膜分離における二酸化炭素非透過側の出口における二酸化炭素モル分率XCO2を求めることにより決定され、かかる二酸化炭素モル分率の混合ガスを、後工程である吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスに送り出すことにより実施されるものである。
 以下、二酸化炭素の分離と必要なエネルギーとの関係について、図面を用いて説明する。図3ないし図5は、二酸化炭素分離システムを用いた場合の、二酸化炭素モル分率と、二酸化炭素の分離に必要とされるエネルギーとの関係を示した図である。
 まず、図3は、モル分率Aが適正な分配条件となる濃度と仮定した場合に、二酸化炭素の濃度が適正な分配条件となるモル分率Aとなるまでは無機分離膜2を用いて混合ガスから二酸化炭素を分離し、モル分率A以降は、吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスにより二酸化炭素を分離した場合における必要とされるエネルギーを示した図である。
 なお、以下の説明では、無機分離膜2による分離前の濃度(供給される混合ガスにおける二酸化炭素の濃度)をモル分率X0_CO2(供給ガス二酸化炭素(CO)モル分率)とし、吸収液を用いて二酸化炭素を分離した後の濃度をモル分率X1_CO2(処理後の二酸化炭素(CO)モル分率)とする。モル分率の大小関係は、X0_CO2>A>X1_CO2となる。
 図3ないし図5中、実線は、メタン(CH)ロス損失エネルギーを示す。これは無機分離膜2を透過して回収できないメタン(メタンロス)の量をメタンの低位発熱量を用いてエネルギーに換算すると共に、無機分離膜2における二酸化炭素の透過量を重量に換算し、二酸化炭素の単位透過量(1トン)当たりのメタンロスにより失われたと見なしたエネルギーの値を示している。このメタンロス損失エネルギーは、図3等に示すように、混合ガス中の二酸化炭素の濃度が小さくなるほど、二酸化炭素透過量に占めるメタン透過量の割合が相対的に大きくなるため、上昇する傾向を示す。また、図3ないし図5において、破線は、吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスにおける二酸化炭素分離に必要なエネルギー(二酸化炭素の単位処理量当たりのエネルギー)であるが、これは、図3等に示すように、メタンロス損失エネルギーに比して、混合ガス中の二酸化炭素モル分率によらず、相対的には略一定となる。
 濃度がモル分率Aとなる膜分離により二酸化炭素を分離する場合には、膜分離前の濃度であるモル分率X1_CO2からモル分率Aまでは、実線に沿ってエネルギーが特定され、モル分率A以降は、吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスにより、二酸化炭素の濃度がモル分率X1_CO2まで分離して、破線に沿ってエネルギーが特定される。よって、濃度がモル分率Aになるまで分離膜システムにより二酸化炭素を分離する場合には、図3の斜線部で示す積分範囲が、供給される混合ガスにおける二酸化炭素の濃度(モル分率X0_CO2)から、吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスで処理された後の二酸化炭素の濃度(モル分率X1_CO2)までの二酸化炭素分離に必要なエネルギーとなる。一方、図3のケースでは、後記する図4及び図5のような余分なエネルギーは消費されず、「最適な分配条件」を実施していることになる。
 次に、図4は、無機分離膜2を用いて、図3に示した、最適な分配条件となる二酸化炭素濃度(モル分率A)より高い濃度であるモル分率A’(A<A’)で膜分離し、モル分率A’以降は、吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスによって二酸化炭素を分離した場合の必要とされるエネルギーを示した図である。図4に示すように、吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスにより、二酸化炭素の濃度をモル分率A’からモル分率Aとするために、余計なエネルギー(図4における黒塗りの部分)が発生することになる。よって、図4のケースでは、図3に示した最適な分配条件における二酸化炭素分離に必要なエネルギーより多くのエネルギーが必要とされることになる。
 図5は、無機分離膜2を用いて、図3に示した、最適な分配条件である二酸化炭素濃度(モル分率A)より低い濃度であるモル分率A”(A>A”)で膜分離し、モル分率A”以降は、吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスによって二酸化炭素を分離した場合の必要とされるエネルギーを示した図である。図5に示すように、無機分離膜2による膜分離により二酸化炭素の濃度をモル分率Aからモル分率A”とするために、余計なエネルギー(図5における黒塗りの部分)が発生することになる。よって、図4に示したケースと同様、図3に示した最適な分配条件における二酸化炭素分離に必要なエネルギーより多くのエネルギーが必要とされることになる。
 本発明にあって、図1に示した、無機分離膜2の理想分離係数と膜分離の二酸化炭素非透過側の出口におけるモル分率XCO2との関係の決定にあっては、図3に示した最適な分配条件における必要とされるエネルギーを100%とした場合に、必要とされるエネルギーをエネルギー相対値として110%未満(図4及び図5に示した黒塗りの部分となる余分なエネルギーを、最適な分配条件における二酸化炭素分離に必要なエネルギー全体に対する10%未満)に抑えるように設定されている。前記したように、「エネルギー相対値」とは、二酸化炭素分離システム1で必要とされるエネルギーについて、最適な分配条件の際に消費されるエネルギーを100%とした相対値として表したものである(以下同じ。)。
 また、図6は、吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスの実施において、前工程の膜分離における無機分離膜2の理想分離係数αと、当該プロセスで必要とされるエネルギーが最小となる膜分離の二酸化炭素非透過側の出口における二酸化炭素モル分率XCO2との関係の一例を示した図である。図示するように、前工程の膜分離における無機分離膜2の理想分離係数αが高いほど、膜分離の二酸化炭素非透過側の出口における二酸化炭素モル分率XCO2を低くすることができる。即ち、分離性能の高い無機分離膜2を用いることにより、膜分離によって二酸化炭素をより多く透過(処理)させることができる。
 無機分離膜2を用いた分離膜システムによる膜分離で使用する無機分離膜2の理想分離係数αは、50~200の範囲で設定されているものである。下限については、図6からも分かるように、理想分離係数が50より小さい無機分離膜2を用いた場合には、吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスに必要なエネルギーを最小とする二酸化炭素モル分率XCO2が大きくなって、当該プロセスを膜分離と組み合わせることにより期待されるエネルギー低減のメリットが得られにくいため、下限を50に設定した。一方、上限については、図6からも分かるように、理想分離係数が200より大きい無機分離膜2を用いた場合であっても、適正な分配条件を示すXCO2はあまり変化しない(横ばいとなる)ため、上限を200に設定した。
 次に、図1に示した関係を用いて、本発明に係る二酸化炭素の分離方法における、膜分離で使用する無機分離膜2の理想分離係数αに対応する膜分離の二酸化炭素非透過側の出口における二酸化炭素モル分率XCO2の確認方法を説明する。
 まず、理想分離係数がa、a(ともに50)、a、a(ともに80)、a、a(ともに120)、a、a(ともに200)の無機分離膜2を用いる場合には、A、B対応表より対応するA及びBを選択し、使用する条件の膜分離における二酸化炭素非透過側圧力P及び二酸化炭素透過側圧力Pとともに式(I)に代入して、適正な分配条件に対応するXCO2を得ることができる。
 例えば、理想分離係数が50の無機分離膜を使用する場合、A、B対応表よりaについてAは0.7452、Bは0.1593となり、aについてAは0.7273、Bは0.0751となる。また、使用する二酸化炭素非透過側圧力P及び二酸化炭素透過側圧力Pについて、例えば、Pを4.0MPaA、Pを0.10MPaAとした場合(P=P/P=0.025)には、これらの値を式(I)に代入することで、aについてXCO2=0.1779、aについてXCO2=0.0933が算出され、かかる0.1779~0.0933が、無機分離膜2の理想分離係数αを50、二酸化炭素非透過側圧力Pを4.0MPaA、二酸化炭素透過側圧力Pを0.10MPaAとした場合における、適正な分配条件に対応するXCO2の範囲となる。
 一方、理想分離係数が前記したa、a、a、a、a、a、a及びaでない場合には、対象となる理想分離係数を挟むa、a、a、a、a、a、a及びaを用いて、以下のようにして求めることができる。
 例えば、理想分離係数がa等にない100の無機分離膜2を使用する場合、A、B対応表よりかかる100を挟む理想分離係数となる80(a、a)及び120(a、a)を用いて、XCO2の範囲を算出する。求めたa及びaのXCO2値より、理想分離係数とXCO2の値より一次式を作成し、一次式の理想分離係数に100を代入することで理想分離係数100におけるXCO2上限値が算出される。同様にして、求めたa及びaのXCO2の値より、理想分離係数とXCO2の一次式を作成し、一次式の理想分離係数に100を代入することで理想分離係数100におけるXCO2下限値が算出される。
 以上のようにして、理想分離係数が前記したa、a、a、a、a、a、a及びa以外である場合であっても、無機分離膜2の理想分離係数に対応する、適正な分配条件に対応するXCO2の範囲を求めることができる。
 また、図1中の分離膜システムの高圧側(非透過側)のガスと低圧側(透過側)のガスの流れの接触様式(フローモデル)としては、向流、並流、十字流(クロスフロー)、及びこれらを組み合わせた場合があるが、本発明に係る分離方法にあっては、それらのフローモデルの全てを適用可能であり、向流を用いることが好ましい。
 次に、図1に示した関係について、評価結果(実施例にも相当する。)を挙げて説明する。評価は、高圧側(非透過側)のガスと低圧側(透過側)のガスの流れの接触様式(フローモデル)を向流とした図2の二酸化炭素分離システム1を用いて、無機分離膜2の二酸化炭素のパーミエンス(K_CO2)を固定値(1.0×10-7mol/(m・Pa・s))として、理想分離係数α(二酸化炭素とメタンのパーミエンス比)、膜分離における二酸化炭素非透過側圧力P、膜分離における二酸化炭素透過側圧力P、供給される混合ガスの二酸化炭素モル分率(供給ガス二酸化炭素モル分率)X0_CO2、吸収液を用いた酸性ガス除去プロセス後の二酸化炭素のモル分率X1_CO2、の計5つのパラメータを変化させて、計算(シミュレーション)を実施し、各圧力及び二酸化炭素モル分率の条件にて適正な分配条件の成立を確認した。なお、前記の5つのパラメータの具体的な値については、下記のようにした。
 (条件)
 無機分離膜2の理想分離係数α:50、80、120、200(4種)及び65(50と80の中間値)、100(80と120の中間値)及び160(120と200の中間値)(3種)(50~200からの計7種)
 膜分離における二酸化炭素非透過側圧力(供給側圧力)P[MPaA]:2.10、4.10、6.10(2.10~6.10MPaAからの3種)
 膜分離における二酸化炭素透過側圧力P[MPaA]:0.10、0.15、0.20、0.25(0.10~0.25MPaAからの4種)
 供給される混合ガスの二酸化炭素モル分率(供給ガス二酸化炭素モル分率)X0_CO2[-]:0.10、0.20、0.40、0.60(0.10~0.60からの4種)
 吸収液を用いた酸性ガス除去プロセス後の二酸化炭素のモル分率(AGR出口COモル分率)X1_CO2[-]:<50ppm(50ppm未満)、0.03(2種)
 評価は、無機分離膜2の理想分離係数αを50(図7ないし図102におけるA。以下同じ。)、65(B)、80(C)、100(D)、120(E)、160(F)及び200(G)として、前記した理想分離係数以外の4種のパラメータを種々選択した上で、無機分離膜2を用いた膜分離の二酸化炭素非透過側の出口における二酸化炭素モル分率XCO2を変化させてシミュレーションし、各XCO2にて必要となるエネルギーを算出した。シミュレーションによる評価結果を図7ないし図102に示す。また、前記した各パラメータの値の組み合わせと図番の対応表を下記表3に示した。
 ここで、評価の手順について図103を用いて説明する。図103は、シミュレーションによる評価手順を説明するための説明図であり、まず、検討する圧力条件及び無機分離膜2の理想分離係数と上述の式(I)とを用いてXCO2の適正範囲(図1に示す多角形の範囲内)における下限値と上限値を算出し、当該下限値と上限値に対応するエネルギーをシミュレーションにより算出した(図103中、ひし形(◇)のプロット参照。)。エネルギーの算出は、膜分離に際してのメタン透過量に相当する損失エネルギー(メタンロス損失エネルギー)と吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスで二酸化炭素分離に必要な再生塔における吸収液の加熱エネルギー(再生エネルギー)との和を、膜分離により回収される二酸化炭素と吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスで回収される二酸化炭素との和の重量で割ることによって行うことができる。
 次に、XCO2の適正範囲における下限値と上限値の範囲内でXCO2の値を変化させ、最もエネルギーが小さくなるときのXCO2を算出し、このXCO2に対応するエネルギー相対値を100%とした。続いて、エネルギー相対値100%としたエネルギー値と、XCO2の適正範囲における下限値,上限値のエネルギー値とを比較し、当該下限値と上限値に対応するエネルギー相対値を算出した。そして、XCO2の値を変化させることによって、エネルギー相対値100%としたエネルギー値と比較してエネルギー相対値が110%となるときのXCO2を算出し、このときのXCO2が適正範囲外(即ち、図1に示す多角形の範囲外)であることを確認した。
 (対応表)
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000007
 図7ないし図102のプロットは、各図にグラフとともに載せている、各グラフに対応する表(各プロットにおける二酸化炭素回収に必要なエネルギー相対値)におけるXCO2の値をプロットしたものである。図7ないし図102のプロットにおけるA~Gは、A(理想分離係数=50)、B(同=65)、C(同=80)、D(同=100)、E(同=120)、F(同=160)及びG(同=200)を示し、(1)~(5)はエネルギーの相対値が異なる条件を示す。
 なお、(1)は二酸化炭素モル分率の低い側において、算出されたエネルギー相対値が110%となる条件、(2)は二酸化炭素モル分率の低い側において、算出されたエネルギー相対値が100%より大きく110%未満となった二酸化炭素モル分率の下限値、(3)は最適値(エネルギー相対値が100%)、(4)は二酸化炭素モル分率の高い側において、算出されたエネルギー相対値が100%より大きく110%未満となった二酸化炭素モル分率の上限値、(5)は二酸化炭素モル分率が高い側において、算出されたエネルギー相対値が110%となる条件、の5種類のXCO2をプロットしたものである。各プロットに対応するエネルギー相対値は、各図の下部に示す表にまとめて載せている。
 なお、図19や図67では、与えられた圧力条件に対して何らプロットされていないが、これは、供給ガス二酸化炭素モル分率X0_CO2(値としては0.10)が、与えられた圧力条件に対応する適正な分配条件の二酸化炭素モル分率より低いためである。これら図19や図67で与えられた条件では、二酸化炭素分離に際し、膜分離を用いることがエネルギー上好ましくなく、吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスのみを用いることがエネルギー上好ましい。また、図15等では、与えられた圧力条件に対して他図よりもプロット数が少ないが、これは、供給ガス二酸化炭素モル分率X0_CO2が、与えられた条件に対応する適正な分配条件の二酸化炭素モル分率より低い場合があることに基づく。したがって、本発明は、膜分離の二酸化炭素非透過側の出口における二酸化炭素モル分率XCO2が、図1のa、a、a、a、a、a、a及びaで囲まれる枠内で表されることを特徴とするが、供給ガス二酸化炭素モル分率X0_CO2が図1のa、a、a及びaをそれぞれ直線で結んだもののうち与えられた無機分離膜2の理想分離係数に対応する値以上であることが必要となる。
 図7ないし図102に示すように、前記したパラメータの範囲では、A~Gに表した理想分離係数αそれぞれについて、(1)及び(5)に対応するXCO2が適正範囲外にあること及び(2)及び(3)に対応するエネルギー相対値が110%未満で適正範囲内であることが確認できた。これより、各圧力及び各二酸化炭素モル分率の条件にて、本発明の範囲において必要とされるエネルギー相対値が、110%より小さい範囲内で二酸化炭素を分離できることが分かる。
 以上説明した本発明によれば、メタンと二酸化炭素とを含む混合ガスから無機分離膜2を用いた分離膜システムにより膜分離した後吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスにより二酸化炭素を分離するに際して、無機分離膜の理想分離係数に対応する、膜分離の二酸化炭素非透過側の出口における二酸化炭素モル分率XCO2の好適な範囲を特定することで適正な分配条件を実施可能となる。よって、膜分離におけるメタン透過による生産量の低下及びそれに伴うエネルギー損失を抑えつつ、後工程の吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスのエネルギー消費を抑制可能な二酸化炭素の分離方法を実施することができる。
 なお、以上説明した態様は、本発明の一態様を示したものであって、本発明は、前記した実施形態に限定されるものではなく、本発明の構成を備え、目的及び効果を達成できる範囲内での変形や改良が、本発明の内容に含まれるものであることはいうまでもない。また、本発明を実施する際における具体的な構造及び形状等は、本発明の目的及び効果を達成できる範囲内において、他の構造や形状等としても問題はない。本発明は前記した各実施形態に限定されるものではなく、本発明の目的を達成できる範囲での変形や改良は、本発明に含まれるものである。
 例えば、前記した実施形態では、二酸化炭素分離システム1として、図2に示した構成を例に挙げて説明したが、二酸化炭素分離システム1の構成は、無機分離膜2を配設した分離膜システムによる膜分離と、吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスを組み合わせた任意の構成を適用することができる。
 本発明の二酸化炭素の分離方法を実施する二酸化炭素分離システム1中の分離膜システムとしては、複数台を含む任意の台数の無機分離膜2が直列に接続されて構成されている分離膜システムや、無機分離膜2を並列か直列かにかかわらず任意の台数含んで分離膜システムが構成されているもの等としても構わない。例えば、複数台(n台)の無機分離膜2が直列接続されたものが並列にm列配設されて合計で(n×m)台の無機分離膜2を含んで構成された分離膜システム等としてもよい。
 なお、本発明にあっては、二酸化炭素分離システム1における吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスにより二酸化炭素を分離した後のガス中の二酸化炭素モル分率を0.03以下とする際には、Pを2.10~6.10[MPaA]、Pを0.10~0.25[MPaA]の範囲で、理想分離係数αが50~200の無機分離膜2を用いて、混合ガスから二酸化炭素を分離するようにしてもよい。
 その他、本発明の実施の際の具体的な構造及び形状等は、本発明の目的を達成できる範囲で他の構造等としてもよい。
 本発明は、二酸化炭素を優先的に透過させる無機分離膜を用いて膜分離を行った後、吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスにより二酸化炭素とメタンを含む天然ガス等の混合ガスから二酸化炭素を分離するための手段として有利に利用することができ、産業上の利用可能性は極めて高い。
   1 …… 二酸化炭素分離システム
   2 …… 無機分離膜
   3 …… 分離膜入力部
   4 …… 吸収塔入力部
   5 …… 吸収塔

Claims (2)

  1.  メタンと二酸化炭素とを含む混合ガスから二酸化炭素を分離する二酸化炭素の分離方法であって、
     前記混合ガスから前記二酸化炭素を優先的に透過させる無機分離膜を用いて膜分離を行った後、吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスにより二酸化炭素を分離するに際して、
     前記膜分離における前記無機分離膜の理想分離係数αに対応する、前記膜分離の二酸化炭素非透過側の出口における二酸化炭素モル分率XCO2が、図1のa、a、a、a、a、a、a及びaで囲まれる枠内で表されることを特徴とする二酸化炭素の分離方法。
    (図1中、αは無機分離膜の理想分離係数[-]、XCO2は無機分離膜を用いた膜分離の二酸化炭素非透過側の出口における二酸化炭素モル分率[-]であり、図1中の前記XCO2は、前記膜分離における二酸化炭素非透過側圧力P[MPaA]及び二酸化炭素透過側圧力P[MPaA]により下記式(I)によって表される。)
    Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
    (式(I)中、PはP/Pを示し、式(I)中のA及びBは、図1中のa、a、a、a、a、a、a及びaの理想分離係数αに対応して下記A、B対応表で示される値である。)
    Figure JPOXMLDOC01-appb-T000002
  2.  前記吸収液を用いた酸性ガス除去プロセスにより二酸化炭素を分離した後のガス中の二酸化炭素モル分率を0.03以下とする際に、
     前記Pが2.10~6.10[MPaA]、
     前記Pが0.10~0.25[MPaA]の範囲で、
     前記理想分離係数αが50~200の前記無機分離膜を用いて、
     前記混合ガスから二酸化炭素を分離することを特徴とする請求項1に記載の二酸化炭素の分離方法。
PCT/JP2016/081454 2015-10-29 2016-10-24 二酸化炭素の分離方法 WO2017073518A1 (ja)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
MYPI2018701463A MY177656A (en) 2015-10-29 2016-10-24 Carbon dioxide separation method
US15/966,441 US10807036B2 (en) 2015-10-29 2018-04-30 Method for separating carbon dioxide

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2015213281A JP5942030B1 (ja) 2015-10-29 2015-10-29 二酸化炭素の分離方法
JP2015-213281 2015-10-29

Related Child Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
US15/966,441 Continuation US10807036B2 (en) 2015-10-29 2018-04-30 Method for separating carbon dioxide

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2017073518A1 true WO2017073518A1 (ja) 2017-05-04

Family

ID=56244705

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2016/081454 WO2017073518A1 (ja) 2015-10-29 2016-10-24 二酸化炭素の分離方法

Country Status (4)

Country Link
US (1) US10807036B2 (ja)
JP (1) JP5942030B1 (ja)
MY (1) MY177656A (ja)
WO (1) WO2017073518A1 (ja)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109550349A (zh) * 2018-11-28 2019-04-02 苏昭强 一种瓦斯络合剂及其制备方法

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11471825B2 (en) * 2018-03-14 2022-10-18 Gas Technology Institute Membrane absorption process for CO2 capture
US11458435B2 (en) 2018-06-18 2022-10-04 Japan Oil, Gas And Metals National Corporation Acidic gas separation device and acidic gas separation method

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2012066242A (ja) * 2010-08-26 2012-04-05 Mitsubishi Chemicals Corp ガス分離用ゼオライト膜複合体
JP2012149002A (ja) * 2011-01-18 2012-08-09 Sumitomo Heavy Industries Environment Co Ltd ガス精製装置
JP2012236134A (ja) * 2011-05-11 2012-12-06 Hitachi Zosen Corp 二酸化炭素分離システム

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH07112112A (ja) * 1993-10-19 1995-05-02 Nitto Denko Corp 天然ガス中の特定成分の分離方法及び装置
JP2584716B2 (ja) * 1994-01-31 1997-02-26 三菱化工機株式会社 都市ガスの製造方法
US20080011161A1 (en) * 2006-07-17 2008-01-17 General Electric Company Carbon dioxide capture systems and methods
JP5124158B2 (ja) 2007-04-13 2013-01-23 株式会社ノリタケカンパニーリミテド メタン濃縮装置およびメタン濃縮方法
WO2009140565A1 (en) * 2008-05-15 2009-11-19 Shell Oil Company Method of making a high-performance supported gas separation molecular sieve membrane using a shortened crystallization time
DE102009016015A1 (de) * 2009-04-02 2010-10-07 Forschungszentrum Jülich GmbH Vorrichtung und Verfahren zur Entfernung von Kohlendioxid (CO2) aus dem Rauchgas einer Feuerungsanlage nach der Energieumwandlung
US8414683B2 (en) * 2010-05-28 2013-04-09 Uop Llc Integrated process for floating liquefied natural gas pretreatment
HUE033254T2 (en) * 2010-07-01 2017-11-28 Evonik Fibres Gmbh Process for separating gases
JP5693368B2 (ja) 2011-05-13 2015-04-01 日立造船株式会社 二酸化炭素回収方法における二酸化炭素吸収液の再生方法
CN104144739B (zh) * 2012-02-24 2017-12-19 三菱化学株式会社 沸石膜复合体
US9409120B2 (en) * 2014-01-07 2016-08-09 The University Of Kentucky Research Foundation Hybrid process using a membrane to enrich flue gas CO2 with a solvent-based post-combustion CO2 capture system
US20180363978A1 (en) * 2017-06-19 2018-12-20 Saudi Arabian Oil Company Treating raw natural gas

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2012066242A (ja) * 2010-08-26 2012-04-05 Mitsubishi Chemicals Corp ガス分離用ゼオライト膜複合体
JP2012149002A (ja) * 2011-01-18 2012-08-09 Sumitomo Heavy Industries Environment Co Ltd ガス精製装置
JP2012236134A (ja) * 2011-05-11 2012-12-06 Hitachi Zosen Corp 二酸化炭素分離システム

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109550349A (zh) * 2018-11-28 2019-04-02 苏昭强 一种瓦斯络合剂及其制备方法

Also Published As

Publication number Publication date
US20180272275A1 (en) 2018-09-27
JP2017080698A (ja) 2017-05-18
US10807036B2 (en) 2020-10-20
JP5942030B1 (ja) 2016-06-29
MY177656A (en) 2020-09-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
He et al. Carbon molecular sieve membranes for biogas upgrading: Techno-economic feasibility analysis
WO2017073518A1 (ja) 二酸化炭素の分離方法
US8454727B2 (en) Treatment of natural gas feeds
Park et al. Biogas upgrading using membrane contactor process: Pressure-cascaded stripping configuration
WO2012153808A1 (ja) 二酸化炭素分離システム
AU2018200946B2 (en) Method and system for removing carbon dioxide from hydrocarbons
JP2012236134A5 (ja)
GB2503339A (en) Process and apparatus for removal of oxygen from seawater
Babin et al. A closer look on the development and commercialization of membrane contactors for mass transfer and separation processes
US20140096681A1 (en) System and method for treating natural gas that contains methane
Makertihartha et al. SAPO-34 zeotype membrane for gas sweetening
JP4486606B2 (ja) 二酸化炭素ガス分離装置及び二酸化炭素ガス分離方法
Almomani et al. Prospective of upfront nitrogen (N2) removal in LNG plants: technical communication
Torre-Celeizabal et al. Simultaneous production of high-quality CO2 and CH4 via multistage process using chitosan-based membranes
CN104624022B (zh) 双吸收双解吸氢气和轻烃综合回收系统
US9200800B2 (en) Method and system for steam generation and purification
Jasim et al. A Review of the Natural Gas Purification from Acid Gases by Membrane
US11938442B2 (en) Gas separation system
EP2638951A1 (de) Kombinierte Gasaufbereitung
WO2017073517A1 (ja) 二酸化炭素の分離方法
AU2015289028A1 (en) Recovery and use of wood acetylation fluid
Zito et al. Advanced membrane-based processes for biogas upgrading
Ahn et al. Equilibrium Theory Analysis of Vacuum Swing Adsorption for Separation of Ethanol from CO2 in a Beverage Dealcoholization Process
Sun et al. High Fidelity Simulations of Hollow Fiber Membrane Gas Separation Modules
Chaalal et al. Simultaneous removal of CO2 and salts from saline water by a combined process

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 16859748

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 16859748

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1