WO2023013452A1 - ガス処理システム - Google Patents

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WO2023013452A1
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carbon dioxide
compressors
separator
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圭吾 安田
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Fuji Electric Co Ltd
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Fuji Electric Co Ltd
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    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • C10L3/104—Carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • 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
    • B01D53/22—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 diffusion
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B32/00—Carbon; Compounds thereof
    • C01B32/50—Carbon dioxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G OR C10K; LIQUIFIED PETROLEUM GAS; USE OF ADDITIVES TO FUELS OR FIRES; FIRE-LIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • 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

Definitions

  • the present disclosure relates to gas processing systems.
  • Patent Document 1 discloses a membrane system that separates carbon dioxide from natural gas that mainly contains methane and carbon dioxide using a membrane that separates carbon dioxide.
  • Patent Literature 2 discloses an adsorption system that separates carbon dioxide contained in exhaust gas using an adsorbent such as polyamine.
  • the pressure difference between the two spaces separated by the membrane is the driving force for separating carbon dioxide.
  • the gas to be treated is generally pressurized in order to increase the pressure of the gas to be treated, and energy is required for compressing the gas.
  • the adsorption method it is necessary to compress or heat the gas to be treated, which also requires energy.
  • the present disclosure has been made in view of the above circumstances, and aims to provide a technology that enables separation of carbon dioxide from a gas to be treated containing carbon dioxide with less energy than before. .
  • a gas processing system is a gas processing system that separates carbon dioxide from a gas to be processed containing carbon dioxide, comprising one or more first compressors that pressurize the gas to be processed, and The target gas pressurized by one or more first compressors is divided into a first gas having a higher carbon dioxide concentration than the target gas and a second gas having a lower carbon dioxide concentration than the target gas.
  • one or more second compressors for pressurizing the first gas; and the first gas pressurized by the one or more second compressors.
  • Kinetic energy (power) is recovered from the second gas and the fourth gas, and the recovered kinetic energy is transferred to one or more compressors including the one or more first compressors and the one or more second compressors.
  • an inflator in communication with at least one.
  • FIG. 3 is a diagram showing a configuration example of a separator 110;
  • FIG. It is a figure which shows the structural example of the gas processing system 1B by a modification (2).
  • Embodiment FIG. 1 is a diagram showing a configuration example of a gas processing system 1A according to an embodiment of the present disclosure.
  • the gas processing system 1A is a gas processing system that separates carbon dioxide from a target gas GA containing carbon dioxide.
  • the gas to be treated GA of the present embodiment is exhaust gas generated by burning fossil fuel such as coal, petroleum, or natural gas. More specifically, the gas to be treated GA in this embodiment is exhaust gas obtained by removing soot, nitrogen oxides and sulfur oxides from gas generated by thermal power generation in a thermal power plant.
  • the gas processing system 1A includes a gas processing unit 10, a gas processing unit 20, and an expander 40.
  • gas processing unit 20 is connected in series with gas processing unit 10 .
  • the target gas GA is supplied to the gas processing unit 10 .
  • the gas processing unit 10 comprises compressors 100A and 100B and a separator 110 .
  • compressor 100A, compressor 100B, and separator 110 are connected in series in this order.
  • Each of compressor 100A and compressor 100B is an example of a first compressor in the present disclosure.
  • Separator 110 is an example of a first separator in the present disclosure.
  • Gas processing unit 10 is an example of a first unit in the present disclosure.
  • the compressor 100A is a fluid machine that pressurizes supplied gas by means of rotary motion of an impeller or rotor or reciprocating motion of a piston.
  • the gas to be processed GA is supplied to the compressor 100A. Pressurization by the compressor 100A reduces the volume of the gas to be processed GA and increases the pressure of the gas to be processed GA.
  • Kinetic energy for driving the impeller, rotor or piston in the compressor 100A is provided from a power source such as an electric motor connected to the compressor 100A.
  • the expander 40 also provides kinetic energy for driving the impeller, rotor, or piston in the compressor 100A, although details will be described later.
  • the gas to be treated GA compressed by the compressor 100A is supplied to the compressor 100B.
  • the compressor 100B is a fluid machine that pressurizes supplied gas by means of rotary motion of an impeller or rotor or reciprocating motion of a piston.
  • compressor 100A and compressor 100B may be referred to as compressor 100 when there is no need to distinguish between compressor 100B and compressor 100A.
  • the volume of the compressor 100B may be smaller than the volume of the compressor 100A. Compression by the compressor 100B further reduces the volume of the gas to be processed GA and further increases the pressure of the gas to be processed GA.
  • the kinetic energy required for compressing the target gas GA in the compressor 100B is given from a power source such as an electric motor connected to the compressor 100B.
  • the separator 110 is supplied with the target gas GA compressed by the compressor 100B.
  • FIG. 2 is a diagram showing a configuration example of the separator 110.
  • the separator 110 includes a membrane 110a for separating carbon dioxide from the gas to be treated GA compressed by the compressor 100B.
  • the membrane 110a has the property of selectively permeating carbon dioxide.
  • the separator 110 is a membrane-type device that separates carbon dioxide using the membrane 110a that selectively permeates carbon dioxide.
  • a membrane-type device is used as the separator 110 because, in the adsorption method, it is necessary to perform post-treatment such as heat treatment or chemical treatment in order to recover carbon dioxide from the adsorbent that has adsorbed carbon dioxide. On the other hand, the membrane method does not require such a post-treatment.
  • the film 110a include a polyethylene glycol crosslinked film, a rubber-based film such as an elastomer, a film formed of porous carbon fiber, or a film formed of an inorganic material such as ceramic.
  • the partial pressure of carbon dioxide upstream of the membrane 110a in the separator 110 is the partial pressure of carbon dioxide contained in the target gas GA compressed by the compressor 100B.
  • two compressors 100 are provided in front of the separator 110 , and the gas to be treated GA is compressed by these two compressors 100 .
  • the partial pressure of carbon dioxide contained in the gas to be treated GA supplied to the first-stage compressor 100A is generally normal pressure of about 0.3 atm.
  • the pressure of the gas to be treated GA supplied to the separator 110 is increased to 3 to 10 atmospheres by pressurization by the two-stage compressor 100, and carbon dioxide can be efficiently separated.
  • the gas to be treated GA compressed by the compressor 100B is separated by the separator 110 into a first permeable gas G1 that permeates the membrane 110a and a first non-permeable gas G2 that does not permeate the membrane 110a.
  • the first permeable gas G1 is a gas having a carbon dioxide concentration higher than that of the target gas GA.
  • the size and type of the membrane 110a may be selected, for example, so that the concentration of carbon dioxide in the first permeable gas G1 is about 50% higher than the concentration of carbon dioxide in the gas to be treated GA.
  • the first permeable gas G1 is an example of the first gas in the present disclosure.
  • the first non-permeable gas G2 is a gas having a carbon dioxide concentration lower than that of the target gas GA.
  • the first non-permeable gas G2 is an example of the second gas in the present disclosure. As shown in FIG. 1, a first permeate gas G1 is supplied to the gas treatment unit 20 and a first non-permeate gas G2 is supplied to the expander 40. As shown in FIG. 1, a first permeate gas G1 is supplied to the gas treatment unit 20 and a first non-permeate gas G2 is supplied to the expander 40. As shown in FIG.
  • the gas processing unit 20 includes compressors 200A and 200B, and a separator 210.
  • compressor 200A, compressor 200B, and separator 210 are connected in series in this order.
  • Each of the compressor 200A and the compressor 200B is a fluid machine that pressurizes supplied gas by rotating motion of an impeller or rotor or reciprocating motion of a piston, like the compressor 100 .
  • compressor 200A and compressor 200B may be referred to as compressor 200 when there is no need to distinguish between compressor 200A and compressor 200B.
  • the separator 210 like the separator 110, is a membrane-type device that separates carbon dioxide using a membrane that selectively permeates carbon dioxide.
  • a first permeable gas G1 is supplied to the compressor 200A.
  • the gas to be treated GA pressurized by the compressor 100B is separated by the separator 110 into the first permeable gas G1 and the first non-permeable gas G2. Since only the first permeating gas G1 is supplied to the compressor 200A, the volume of the compressor 200A may be smaller than the volume of the compressor 100B. Compression by the compressor 200A reduces the volume of the first permeate gas G1 and increases the pressure of the first permeate gas G1.
  • the kinetic energy required for compressing the first permeation gas G1 in the compressor 200A is given from a power source such as an electric motor connected to the compressor 200A.
  • the first permeating gas G1 compressed by the compressor 200A is supplied to the compressor 200B. Since the compressor 200B is supplied with the first permeating gas G1 compressed by the compressor 200A, the volume of the compressor 200B may be smaller than the volume of the compressor 200A. Compression by the compressor 200B further reduces the volume of the first permeate gas G1 and further increases the pressure of the first permeate gas G1.
  • the kinetic energy required for compressing the first permeation gas G1 in the compressor 200B is given from a power source such as an electric motor connected to the compressor 200B.
  • the separator 210 is supplied with the first permeated gas G1 compressed by the compressor 100B.
  • carbon dioxide is also separated due to the pressure difference between the partial pressure of carbon dioxide upstream of the membrane and the partial pressure of carbon dioxide downstream of the membrane.
  • the partial pressure of carbon dioxide upstream of the membrane in separator 210 is the partial pressure of carbon dioxide contained in first permeate gas G1 compressed by compressor 200B.
  • the partial pressure of carbon dioxide downstream of the membrane of separator 210 is approximately atmospheric pressure, ie, the partial pressure of carbon dioxide in the atmosphere.
  • the compressors 200 are provided in two stages before the separator 210, and the first permeating gas G1 is compressed by these two stage compressors 100, so that the first permeating gas G1 contains By further increasing the partial pressure of carbon dioxide, it is possible to separate carbon dioxide efficiently.
  • the first permeable gas G1 compressed by the compressor 200B is separated by the separator 210 into a second permeable gas G3 that permeates the membrane included in the separator 210 and a second non-permeable gas G4 that does not permeate the membrane. be done.
  • the second permeable gas G3 is a gas having a carbon dioxide concentration higher than that of the first permeable gas G1.
  • the second permeable gas G3 is an example of a third gas in the present disclosure.
  • the second non-permeable gas G4 is a gas having a carbon dioxide concentration lower than that of the first permeable gas G1.
  • the second non-permeable gas G4 is an example of a fourth gas in the present disclosure.
  • the second permeating gas G3 discharged from the separator 210 is stored in a tank or the like (not shown).
  • the carbon dioxide contained in the second permeate gas G3 may be vented to a subterranean reservoir or may be utilized in the performance of enhanced oil recovery.
  • the enhanced oil recovery method refers to a method of injecting carbon dioxide into the underground of an oil field in order to recover crude oil that does not self-spout from an oil field or the like, and ejecting the crude oil by the pressure of this carbon dioxide.
  • the second non-permeating gas G4 discharged from the separator 210 is supplied to the expander 40 after joining the first non-permeating gas G2, as shown in FIG.
  • the expander 40 is a device that converts pressure energy of fluid into kinetic energy of mechanical motion such as rotational motion.
  • the expander 40 of the present embodiment includes a turbine as a mechanism for converting pressure energy of fluid into kinetic energy.
  • expander 40 may include a piston instead of a turbine.
  • the expander 40 is supplied with a high pressure first non-permeating gas G2 and a higher pressure second non-permeating gas G4.
  • the expander 40 expands the supplied first non-permeable gas G2 and second non-permeable gas G4 to rotate the turbine, thereby generating rotational force.
  • Converting the pressure of the first non-permeating gas G2 and the second non-permeating gas G4 into kinetic energy in this manner is referred to as recovering the kinetic energy from the first non-permeating gas G2 and the second non-permeating gas G4.
  • a rotating shaft generating rotational force in the expander 40 for example, a rotating shaft of a turbine, is coaxially connected to a rotating shaft of an impeller or a rotor in the compressor 100A or a crank shaft that reciprocates a piston. Therefore, the kinetic energy recovered from the first non-permeable gas G2 and the second non-permeable gas G4 by the expander 40 is transmitted to the compressor 100A.
  • the reason for transmitting the kinetic energy recovered by the expander 40 to the first stage compressor 100A in the gas processing system 1A is as follows.
  • the capacity of the compressor 100A is the largest.
  • the efficiency of a compressor is higher the larger the compressor volume. Therefore, using the kinetic energy recovered by the expander 40 in the compressor 100A, which has the largest capacity among the compressors 100A, 100B, 200A, and 200B, leads to an improvement in overall efficiency.
  • the gas flow rate in the compressor 100A is the largest, and the compression work is also the largest.
  • the compression load in the compressor 100A is the highest. That is, the kinetic energy required for compression also becomes maximum in the compressor 100A. If the kinetic energy recovered by expander 40 were transmitted to compressor 100B, compressor 200A, or compressor 200B, it is conceivable that the kinetic energy recovered by expander 40 would exceed the compression load. If the kinetic energy recovered by the expander 40 exceeds the compression load, the difference between the recovered kinetic energy and the compression load is wasted. By transmitting the kinetic energy recovered by the expander 40 to the compressor 100A having the maximum compression load, the kinetic energy recovered by the expander 40 can be utilized without waste.
  • the kinetic energy recovered from the first non-permeable gas G2 and the second non-permeable gas G4 by the expander 40 is used for compressing the target gas GA in the gas processing unit 10. , it becomes possible to separate carbon dioxide from the gas to be treated GA with less energy than in the prior art that does not use the kinetic energy. Further, in the gas treatment system 1A of the present embodiment, the kinetic energy is collectively recovered from the first non-permeable gas G2 and the second non-permeable gas G4 by the expander 40, so that the kinetic energy is recovered from the first non-permeable gas G2.
  • the manufacturing cost of the gas treatment system 1A can be reduced compared to a mode in which an expander for recovering the gas G4 and an expander for recovering the kinetic energy from the second non-permeating gas G4 are provided. That is, according to the gas processing system 1A of the present embodiment, it is possible to efficiently separate carbon dioxide from the processing target gas GA at a lower cost and with less energy than conventional systems.
  • the embodiments described above may be modified as follows.
  • the gas to be treated GA in the above embodiment was the exhaust gas discharged from the thermal power plant, but the exhaust gas from a vehicle powered by an internal combustion engine such as a gasoline engine or a diesel engine, or the internal combustion engine or external combustion engine.
  • the gas GA to be treated may be the exhaust gas of a vessel powered by an engine.
  • a specific example of the external combustion engine is a combination of a turbine and a boiler that drives the turbine.
  • the target gas GA may be gas generated by incinerating objects other than fossil fuels, such as exhaust gas generated in a waste incinerator, or may be natural gas.
  • gas processing system 1A shown in FIG. 1 may be modified into the gas processing system 1B shown in FIG. As is apparent from a comparison of FIGS. 1 and 3, gas processing system 1B differs from gas processing system 1A in that kinetic energy recovered by expander 40 is transferred to compressor 200A.
  • the second non-permeating gas G4 joins with the first non-permeating gas G2 and is supplied to the expander 40. Therefore, in the gas processing system 1B, the kinetic energy collectively recovered from the first non-permeable gas G2 and the second non-permeable gas G4 by the expander 40 is used for compressing the first permeable gas G1 in the gas processing unit 20. be. Therefore, the gas processing system 1B can also efficiently separate carbon dioxide from the processing target gas GA at a lower cost and with less energy than the conventional system.
  • the gas processing system 1A may be deformed so that the kinetic energy recovered by the expander 40 is transferred to the compressor 100B.
  • gas processing system 1A may be modified such that the kinetic energy recovered by expander 40 is transferred to compressor 200B. Note that if the compression load in each of the compressor 100A, the compressor 100B, the compressor 200A, and the compressor 200B exceeds the kinetic energy recovered by the expander 40, the motion energy recovered by the expander 40 Energy may be transferred to any of compressor 100A, compressor 100B, compressor 200A, and compressor 200B.
  • gas processing system 1A shown in FIG. 1 may be modified into a gas processing system 1C shown in FIG.
  • gas processing system 1C differs from gas processing system 1A in the following three points of difference.
  • the first difference is that the compressor 100C is provided in the gas processing unit 10 before the separator 110 and after the compressor 100B.
  • the gas to be processed GA compressed by the compressor 100B is supplied to the compressor 100C.
  • the compressor 100C like the compressors 100A and 100B, is a fluid machine that pressurizes supplied gas by means of rotary motion of an impeller or rotor or reciprocating motion of a piston.
  • the gas to be processed GA that is sequentially pressurized by the compressor 100A, the compressor 100B, and the compressor 100C is supplied to the separator 110 .
  • gas processing unit 20 in the gas processing system 1A may include three or more compressors 200. may be included.
  • gas processing unit 10 in gas processing system 1B shown in FIG. 3 may include three or more compressors 100 and gas processing unit 20 in gas processing system 1B may include three or more compressors 200. may be included.
  • the second difference is that the compressor 200B is omitted in the gas processing unit 20.
  • the first permeate gas G1 pressurized by the compressor 200A is provided to the separator 210.
  • the gas processing system 1A shown in FIG. 1 or the gas processing system 1B shown in FIG. There may be one compressor 200 . That is, the number of compressors 100 included in the gas processing unit 10 may be one or more, and the number of compressors 200 included in the gas processing unit 20 may be one or more.
  • Gas processing unit 30 is provided after the gas processing unit 20.
  • Gas processing unit 30 includes compressor 300A, compressor 300B, and separator 310 .
  • compressor 300A, compressor 300B, and separator 310 are connected in series in this order.
  • Compressor 300A and compressor 300B are fluid machines that pressurize supplied gas by rotating motion of an impeller or rotor or reciprocating motion of a piston, like compressor 100 and compressor 200 .
  • compressor 300A and compressor 300B may be referred to as compressor 300 when there is no need to distinguish between compressor 300A and compressor 300B.
  • gas processing unit 30 may include one or more compressors 300 .
  • the separator 310 like the separators 110 and 210, is a device that separates carbon dioxide using a membrane that selectively permeates carbon dioxide.
  • the second permeating gas G3 discharged from the separator 210 is sequentially compressed by each of the compressor 300A and the compressor 300B, and the second permeating gas G3 compressed by the compressor 300B is transferred to the separator 310 supplied to The separator 310 divides the second permeable gas G3 compressed by the compressor 300B into a third permeable gas G5 that permeates a membrane having a property of selectively permeating carbon dioxide and a third non-permeable gas that does not permeate the membrane. gas G6.
  • the third permeating gas G5 is temporarily stored in a tank or the like (not shown) and then discharged into an underground tidal current layer.
  • the third non-permeable gas G6 joins the first non-permeable gas G2 and the second non-permeable gas G4 and is supplied to the expander 40 .
  • the kinetic energy collectively recovered from the first non-permeable gas G2, the second non-permeable gas G4, and the third non-permeable gas G6 by the expander 40 is applied to the gas to be processed in the gas processing unit 10. Used for GA compression. Therefore, with the gas processing system 1C as well, carbon dioxide can be efficiently separated from the processing target gas GA at a lower cost and with less energy than conventional systems.
  • the gas processing unit 10 in the gas processing system 1C is an example of the first unit in the present disclosure
  • the gas processing unit 20 in the gas processing system 1C is an example of the second unit in the present disclosure.
  • gas processing unit 20 of gas processing system 1C is the first unit of the present disclosure. is an example, and the gas processing unit 30 of the gas processing system 1C is an example of the second unit of the present disclosure.
  • the gas processing unit in the preceding stage of the arbitrary two stages of gas processing units in the gas processing system 1C is an example of the first unit in the present disclosure, and the gas processing unit in the latter stage is an example of the second unit. be.
  • the separators 110, 210 and 310 in the above embodiments are all membrane separators.
  • a separation type separator that separates carbon dioxide from the target gas GA by increasing the temperature of the target gas GA may be employed as the separators 110, 210, and 310.
  • the gas to be treated GA is a gas
  • the number of moles is constant, that is, the number of molecules constituting the gas to be treated GA is constant, and the volume of the gas to be treated GA is constant. temperature rises. That is, controlling the pressure of the gas to be processed GA is substantially equivalent to controlling the temperature of the gas to be processed GA. Therefore, even if the carbon dioxide separation method in each of separator 110, separator 210, and separator 310 is a separation method in which carbon dioxide is separated by increasing the temperature, according to the present disclosure, It becomes possible to efficiently separate carbon dioxide with less energy and at a lower cost than before.
  • the carbon dioxide separation method in each of separator 110, separator 210, and separator 310 does not need to be the same.
  • the separation method in the separator 110 may be a membrane method
  • the separation method in the separator 210 may be a separation method in which carbon dioxide is separated by raising the temperature to a high temperature.
  • the separation method in the separator 210 may be a membrane method.
  • a gas processing system that is one aspect of the present disclosure is a gas processing system that separates carbon dioxide from a gas to be processed containing carbon dioxide, and includes a first unit, a second unit, and an expander.
  • the first unit includes one or more first compressors and a first separator.
  • the one or more first compressors pressurize the gas to be processed.
  • the first separator divides the target gas pressurized by the one or more first compressors into a first gas having a carbon dioxide concentration higher than that of the target gas and a carbon dioxide concentration higher than that of the target gas. It separates into a second gas with a low concentration of carbon dioxide.
  • the second unit includes one or more second compressors and a second separator. The one or more second compressors pressurize the first gas.
  • the second separator divides the first gas pressurized by the one or more second compressors into a third gas having a carbon dioxide concentration higher than that of the first gas, and It separates into a fourth gas with a low concentration of carbon dioxide.
  • the expander recovers kinetic energy from the second gas and the fourth gas, and applies the recovered kinetic energy to a plurality of compressors including the one or more first compressors and the one or more second compressors. communicate to at least one of the compressors;
  • the kinetic energy collectively recovered from the second gas and the fourth gas by the expander is used for compression in the first unit or the second unit, so the gas is processed with less energy than before. It becomes possible to separate carbon dioxide from the target gas.
  • the carbon dioxide separation method in the first separator and the second separator may be a membrane method or an adsorption method.
  • the kinetic energy recovered by the expander in the gas processing system may be transferred to any of the one or more first compressors.
  • the kinetic energy recovered by the expander is transmitted to one of the one or more first compressors, so the kinetic energy recovered by the expander is utilized without waste. it becomes possible to
  • the one or more first compressors in the gas processing system of a further preferred embodiment may be a plurality of first compressors connected in series.
  • the expander may be the first compressor having the largest compression work among the plurality of first compressors. may be coaxially connected to the device. According to the gas processing system of this aspect, it is possible to utilize the kinetic energy recovered by the expander without waste.
  • the first separator in the gas treatment system of a further preferred embodiment separates the first gas by permeating the first gas from the gas to be treated pressurized by the one or more first compressors. It may also include a membrane. According to the gas treatment system of this aspect, carbon dioxide can be separated by a membrane system regardless of the partial pressure of carbon dioxide contained in the gas to be treated.
  • the second separator in the gas processing system of the further preferred embodiment may include a membrane that separates the third gas by permeating the third gas from the first gas.
  • the gas treatment system of this aspect also enables separation of carbon dioxide by a membrane method regardless of the partial pressure of carbon dioxide contained in the gas to be treated.
  • 1A, 1B, 1C... gas processing system 10, 20, 30... gas processing unit, 100, 100A, 100B, 100C, 200A, 200B, 300A, 300B... compressor, 110, 210, 310... separator, 110a... Membrane 40 Expander GA Gas to be treated G1 First permeable gas G2 First non-permeable gas G3 Second permeable gas G4 Second non-permeable gas G5 Third permeable gas G6... Third non-permeable gas.

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Abstract

ガス処理システムは、二酸化炭素を含む処理対象ガスから二酸化炭素を分離するガス処理システムであって、処理対象ガスを加圧する１つ以上の第１圧縮器、及び１つ以上の第１圧縮器により加圧された処理対象ガスを、処理対象ガスよりも二酸化炭素の濃度が高い第１ガスと処理対象ガスよりも二酸化炭素の濃度が低い第２ガスとに分離する第１分離器、を含む第１ユニットと、第１ガスを加圧する１つ以上の第２圧縮器、及び１つ以上の第２圧縮器により加圧された第１ガスを、第１ガスよりも二酸化炭素の濃度が高い第３ガスと第１ガスよりも二酸化炭素の濃度が低い第４ガスとに分離する第２分離器、を含む第２ユニットと、第２ガス及び第４ガスから運動エネルギーを回収し、回収した運動エネルギーを前記１つ以上の第１圧縮器及び１つ以上の第２圧縮器のうちの何れかに伝達する膨張器と、を備える。

Description

ガス処理システム
　本開示は、ガス処理システムに関する。
　化石燃料等の物体を燃焼させることにより発生した排ガス又は天然ガスには、二酸化炭素が含まれる。排ガス又は天然ガスを処理対象ガスとし、この処理対象ガスから二酸化炭素を分離する技術が種々提案されている。特許文献１には、メタンと二酸化炭素とを主に含む天然ガスから、二酸化炭素を分離する膜を用いて二酸化炭素を分離する膜方式のシステムが開示されている。特許文献２には、排ガスに含まれる二酸化炭素をポリアミン等の吸着剤を用いて分離する吸着方式のシステムが開示されている。
特開２０１６－１５５９８７号公報 特開２０１７－１７０３７９号公報
　膜方式では、膜により隔てられる２つの空間の圧力差が二酸化炭素を分離する駆動力となる。このため、膜方式で二酸化炭素を分離する場合、処理対象ガスの圧力を高めるために、処理対象ガスを加圧することが一般的であり、ガスの圧縮にはエネルギーを要していた。吸着方式等の膜方式以外の方式においても処理対象ガスを圧縮又は加熱する必要があり、やはりエネルギーを要していた。
　本開示は上記の事情に鑑みて為されたものであり、二酸化炭素を含む処理対象ガスから、従来よりも少ないエネルギーで二酸化炭素を分離することを可能にする技術を提供することを目的とする。
　本開示の一態様に係るガス処理システムは、二酸化炭素を含む処理対象ガスから二酸化炭素を分離するガス処理システムであって、前記処理対象ガスを加圧する１つ以上の第１圧縮器、及び前記１つ以上の第１圧縮器により加圧された前記処理対象ガスを前記処理対象ガスよりも二酸化炭素の濃度が高い第１ガスと前記処理対象ガスよりも二酸化炭素の濃度が低い第２ガスとに分離する第１分離器、を含む第１ユニットと、前記第１ガスを加圧する１つ以上の第２圧縮器、及び前記１つ以上の第２圧縮器により加圧された前記第１ガスを前記第１ガスよりも二酸化炭素の濃度が高い第３ガスと前記第１ガスよりも二酸化炭素の濃度が低い第４ガスとに分離する第２分離器、を含む第２ユニットと、前記第２ガス及び前記第４ガスから運動エネルギー（動力）を回収し、回収した運動エネルギーを前記１つ以上の第１圧縮器及び前記１つ以上の第２圧縮器を含む複数の圧縮器のうちの少なくとも１つに伝達する膨張器と、を備える。
本開示の一実施形態によるガス処理システム１Ａの構成例を示す図である。 分離器１１０の構成例を示す図である。 変形例（２）によるガス処理システム１Ｂの構成例を示す図である。 変形例（３）によるガス処理システム１Ｃの構成例を示す図である。
１．実施形態
　図１は、本開示の一実施形態によるガス処理システム１Ａの構成例を示す図である。ガス処理システム１Ａは、二酸化炭素を含む処理対象ガスＧＡから二酸化炭素を分離するガス処理システムである。本実施形態の処理対象ガスＧＡは、石炭、石油又は天然ガス等の化石燃料を燃焼させることで発生する排ガスである。より詳細には、本実施形態における処理対象ガスＧＡは、火力発電所における火力発電により発生するガスから煤及び窒素酸化物及び硫黄酸化物を除去することにより得られる排ガスである。図１に示されるように、ガス処理システム１Ａは、ガス処理ユニット１０と、ガス処理ユニット２０と、膨張器４０と、を備える。図１に示されるように、ガス処理ユニット２０は、ガス処理ユニット１０に直列に接続される。
　ガス処理ユニット１０には、処理対象ガスＧＡが供給される。図１に示されるように、ガス処理ユニット１０は、圧縮器１００Ａ及び圧縮器１００Ｂと、分離器１１０と、を備える。図１に示されるように、ガス処理ユニット１０において、圧縮器１００Ａ、圧縮器１００Ｂ、及び分離器１１０は、この順に直列に接続される。圧縮器１００Ａ及び圧縮器１００Ｂの各々は本開示における第１圧縮器の一例である。分離器１１０は本開示における第１分離器の一例である。ガス処理ユニット１０は、本開示における第１ユニットの一例である。
　圧縮器１００Ａは、供給されるガスを、羽根車若しくはロータの回転運動又はピストンの往復運動によって加圧する流体機械である。圧縮器１００Ａには、処理対象ガスＧＡが供給される。圧縮器１００Ａによる加圧により、処理対象ガスＧＡの体積は減少し、且つ処理対象ガスＧＡの圧力は高まる。圧縮器１００Ａにおいて羽根車、ロータ又はピストンを駆動させる運動エネルギーは、圧縮器１００Ａに接続される電動機等の動力源から与えられる。また、詳細については後述するが、本実施形態では、圧縮器１００Ａにおいて羽根車、ロータ又はピストンを駆動させる運動エネルギーは膨張器４０からも与えられる。
　圧縮器１００Ｂには、圧縮器１００Ａにより圧縮された処理対象ガスＧＡが供給される。圧縮器１００Ｂは、圧縮器１００Ａと同様に、供給されるガスを、羽根車若しくはロータの回転運動又はピストンの往復運動によって加圧する流体機械である。以下では、圧縮器１００Ｂと圧縮器１００Ａとを区別する必要がない場合には、圧縮器１００Ａ及び圧縮器１００Ｂは圧縮器１００と称される場合がある。圧縮器１００Ｂには、圧縮器１００Ａにより圧縮された処理対象ガスＧＡが供給されるから、圧縮器１００Ｂの容積は圧縮器１００Ａの容積よりも小さくてもよい。圧縮器１００Ｂによる圧縮により、処理対象ガスＧＡの体積は更に減少し、且つ処理対象ガスＧＡの圧力は更に高まる。圧縮器１００Ｂにおける処理対象ガスＧＡの圧縮に要する運動エネルギーは、圧縮器１００Ｂに接続される電動機等の動力源から与えられる。
　分離器１１０には、圧縮器１００Ｂにより圧縮された処理対象ガスＧＡが供給される。図２は、分離器１１０の構成例を示す図である。図２に示されるように、分離器１１０は、圧縮器１００Ｂにより圧縮された処理対象ガスＧＡから二酸化炭素を分離するための膜１１０ａを備える。膜１１０ａは、二酸化炭素を選択的に透過させる性質を有する。つまり、分離器１１０は、二酸化炭素を選択的に透過させる性質を有する膜１１０ａを用いて二酸化炭素を分離する膜方式の装置である。分離器１１０として膜方式の装置を用いるのは、吸着方式では、二酸化炭素を吸着した吸着剤から二酸化炭素を回収するために、熱処理又は化学的な処理等の後処理を行う必要があるのに対し、膜方式では、このような後処理は不要だからである。
　膜１１０ａの具体例としては、ポリエチレングリコール架橋膜、エラストマ等のゴム系の膜、多孔質炭素繊維により形成された膜、又はセラミック等の無機材料により形成された膜が挙げられる。分離器１１０では、膜１１０ａの上流における二酸化炭素の分圧と、膜１１０ａの下流における二酸化炭素の分圧との圧力差が大きいほど、効率よく二酸化炭素を分離することができる。分離器１１０内の膜１１０ａの上流における二酸化炭素の分圧は、圧縮器１００Ｂにより圧縮された処理対象ガスＧＡに含まれる二酸化炭素の分圧である。本実施形態では、分離器１１０の前段に圧縮器１００が二段に設けられており、これら二段の圧縮器１００により処理対象ガスＧＡが圧縮される。初段の圧縮器１００Ａに供給される処理対象ガスＧＡに含まれる二酸化炭素の分圧は０．３気圧程度の常圧であることが一般的である。本実施形態では、分離器１１０に供給される処理対象ガスＧＡの圧力は、二段の圧縮器１００による加圧により３～１０気圧に高められ、効率よく二酸化炭素を分離することができる。
　本実施形態において圧縮器１００Ｂにより圧縮された処理対象ガスＧＡは、分離器１１０によって、膜１１０ａを透過する第１透過ガスＧ１と膜１１０ａを透過しない第１非透過ガスＧ２とに分離される。第１透過ガスＧ１は、処理対象ガスＧＡよりも二酸化炭素の濃度が高いガスである。膜１１０ａの大きさ及び種類については、例えば、第１透過ガスＧ１における二酸化炭素の濃度が処理対象ガスＧＡにおける二酸化炭素の濃度よりも５０％程度高くなるように選択することが考えられる。第１透過ガスＧ１は本開示における第１ガスの一例である。第１非透過ガスＧ２は、処理対象ガスＧＡよりも二酸化炭素の濃度が低いガスである。第１非透過ガスＧ２は本開示における第２ガスの一例である。図１に示されるように、第１透過ガスＧ１は、ガス処理ユニット２０に供給され、第１非透過ガスＧ２は膨張器４０へ供給される。
　図１に示されるように、ガス処理ユニット２０は、圧縮器２００Ａ及び圧縮器２００Ｂと、分離器２１０と、を備える。図２に示されるように、圧縮器２００Ａ、圧縮器２００Ｂ、及び分離器２１０は、この順に直列に接続される。圧縮器２００Ａ及び圧縮器２００Ｂの各々は、圧縮器１００と同様に、供給されるガスを、羽根車若しくはロータの回転運動又はピストンの往復運動によって加圧する流体機械である。以下では、圧縮器２００Ａと圧縮器２００Ｂとを区別する必要がない場合には、圧縮器２００Ａ及び圧縮器２００Ｂは圧縮器２００と称される場合がある。分離器２１０は、分離器１１０と同様に、二酸化炭素を選択的に透過させる性質を有する膜を用いて二酸化炭素を分離する膜方式の装置である。
　圧縮器２００Ａには、第１透過ガスＧ１が供給される。前述したように、圧縮器１００Ｂにより加圧された処理対象ガスＧＡは分離器１１０によって第１透過ガスＧ１と第１非透過ガスＧ２とに分離される。圧縮器２００Ａには、第１透過ガスＧ１のみが供給されるから、圧縮器２００Ａの容積は圧縮器１００Ｂの容積よりも小さくてもよい。圧縮器２００Ａによる圧縮により、第１透過ガスＧ１の体積は減少し、且つ第１透過ガスＧ１の圧力は高まる。圧縮器２００Ａにおける第１透過ガスＧ１の圧縮に要する運動エネルギーは、圧縮器２００Ａに接続される電動機等の動力源から与えられる。
　圧縮器２００Ｂには、圧縮器２００Ａにより圧縮された第１透過ガスＧ１が供給される。圧縮器２００Ｂには、圧縮器２００Ａにより圧縮された第１透過ガスＧ１が供給されるから、圧縮器２００Ｂの容積は圧縮器２００Ａの容積よりも小さくてもよい。圧縮器２００Ｂによる圧縮により、第１透過ガスＧ１の体積は更に減少し、且つ第１透過ガスＧ１の圧力は更に高まる。圧縮器２００Ｂにおける第１透過ガスＧ１の圧縮に要する運動エネルギーは、圧縮器２００Ｂに接続される電動機等の動力源から与えられる。
　分離器２１０には、圧縮器１００Ｂにより圧縮された第１透過ガスＧ１が供給される。分離器２１０においても、膜の上流における二酸化炭素の分圧と、膜の下流における二酸化炭素の分圧との圧力差により、二酸化炭素の分離が行われる。分離器２１０内の膜の上流における二酸化炭素の分圧は、圧縮器２００Ｂにより圧縮された第１透過ガスＧ１に含まれる二酸化炭素の分圧である。本実施形態では、分離器２１０の膜の下流における二酸化炭素の分圧は、ほぼ常圧、即ち大気中の二酸化炭素の分圧である。本実施形態では、分離器２１０の前段に圧縮器２００が二段に設けられており、これら二段の圧縮器１００により第１透過ガスＧ１が圧縮されるので、第１透過ガスＧ１に含まれる二酸化炭素の分圧を更に高め、効率よく二酸化炭素を分離することができる。
　圧縮器２００Ｂにより圧縮された第１透過ガスＧ１は、分離器２１０によって、分離器２１０に含まれる膜を透過する第２透過ガスＧ３と、当該膜を透過しない第２非透過ガスＧ４とに分離される。第２透過ガスＧ３は、第１透過ガスＧ１よりも二酸化炭素の濃度が高いガスである。第２透過ガスＧ３は本開示における第３ガスの一例である。第２非透過ガスＧ４は、第１透過ガスＧ１よりも二酸化炭素の濃度が低いガスである。第２非透過ガスＧ４は本開示における第４ガスの一例である。
　分離器２１０から排出される第２透過ガスＧ３は図示せぬタンク等に貯留される。第２透過ガスＧ３に含まれる二酸化炭素は、地中の貯留層へ排出されてもよく、又は石油増進回収法の実行に利用されてもよい。石油増進回収法とは、油田等から自噴しない原油を回収するために、二酸化炭素を油田の地下に注入し、この二酸化炭素の圧力により原油を噴出させる手法のことをいう。また、分離器２１０から排出される第２非透過ガスＧ４は、図１に示されるように、第１非透過ガスＧ２と合流してから膨張器４０へ供給される。
　膨張器４０は、流体の圧力のエネルギーを、回転運動等の機械的な運動の運動エネルギーに変換する装置である。本実施形態の膨張器４０は、流体の圧力のエネルギーを運動エネルギーに変換する機構としてタービンを含む。ただし、膨張器４０は、タービンの代わりにピストンを含んでもよい。膨張器４０には、高圧の第１非透過ガスＧ２及び更に高圧の第２非透過ガスＧ４が供給される。膨張器４０は、供給された第１非透過ガスＧ２及び第２非透過ガスＧ４を膨張させてタービンを回転させることにより、回転力を発生させる。このように、第１非透過ガスＧ２及び第２非透過ガスＧ４の圧力を運動エネルギーに変換することは、第１非透過ガスＧ２及び第２非透過ガスＧ４から運動エネルギーを回収する、と称される。膨張器４０において回転力が発生する回転軸、例えばタービンの回転軸は、圧縮器１００Ａにおける羽根車或いはロータの回転軸又はピストンを往復運動させるクランク軸に同軸に接続される。このため、膨張器４０により第１非透過ガスＧ２及び第２非透過ガスＧ４から回収された運動エネルギーが圧縮器１００Ａに伝達される。
　膨張器４０により回収された運動エネルギーをガス処理システム１Ａにおける初段の圧縮器１００Ａに伝達する理由は、次の通りである。前述したように圧縮器１００Ａ、圧縮器１００Ｂ、圧縮器２００Ａ、及び圧縮器２００Ｂのうちでは、圧縮器１００Ａの容積が最も大きい。一般的に、圧縮器の効率は、圧縮器の容積が大きい程高い。このため、圧縮器１００Ａ、圧縮器１００Ｂ、圧縮器２００Ａ、及び圧縮器２００Ｂのうちで最も容積の大きい圧縮器１００Ａにおいて、膨張器４０により回収した運動エネルギーを使うことが全体効率の向上につながる。また、圧縮器１００Ａ、圧縮器１００Ｂ、圧縮器２００Ａ、及び圧縮器２００Ｂのうちでは、圧縮器１００Ａにおけるガス流量が大きく、圧縮仕事量も最も大きい。従って、圧縮器１００Ａ、圧縮器１００Ｂ、圧縮器２００Ａ、及び圧縮器２００Ｂのうちでは圧縮器１００Ａにおける圧縮の負荷が最も高い。即ち、圧縮に要する運動エネルギーも圧縮器１００Ａにおいて最大になる。仮に、膨張器４０により回収された運動エネルギーを圧縮器１００Ｂ、圧縮器２００Ａ、又は圧縮器２００Ｂに伝達したとすると、膨張器４０により回収された運動エネルギーが圧縮の負荷を上回ることが考えられる。膨張器４０により回収された運動エネルギーが圧縮の負荷を上回ると、回収された運動エネルギーと圧縮の負荷との差分が無駄になる。膨張器４０により回収された運動エネルギーを、圧縮の負荷が最大となる圧縮器１００Ａへ伝達することにより、膨張器４０により回収された運動エネルギーを無駄なく利用することが可能になる。
　本実施形態のガス処理システム１Ａでは、膨張器４０により第１非透過ガスＧ２及び第２非透過ガスＧ４から回収された運動エネルギーがガス処理ユニット１０における処理対象ガスＧＡの圧縮に利用されるので、当該運動エネルギーを利用しない従来技術に比較して少ないエネルギーで処理対象ガスＧＡから二酸化炭素を分離することが可能になる。また、本実施形態のガス処理システム１Ａでは、第１非透過ガスＧ２及び第２非透過ガスＧ４から膨張器４０により一括して運動エネルギーが回収されるので、第１非透過ガスＧ２から運動エネルギーを回収する膨張器と第２非透過ガスＧ４から運動エネルギーを回収する膨張器との夫々を設ける態様に比較して、ガス処理システム１Ａの製造コストを引き下げることができる。つまり、本実施形態のガス処理システム１Ａによれば、従来よりも低コスト且つ少ないエネルギーで処理対象ガスＧＡから二酸化炭素を効率よく分離することが可能になる。
２．変形
　以上説明した実施形態は以下のように変形されてもよい。
（１）上記実施形態における処理対象ガスＧＡは、火力発電所から排出される排ガスであったが、ガソリンエンジン或いはディーゼルエンジン等の内燃機関を動力源とする車両の排ガス、又は内燃機関或いは外燃機関を動力源とする船舶の排ガスが、処理対象ガスＧＡであってもよい。なお、外燃機関の具体例としては、タービンとタービンを駆動するボイラとの組み合わせが挙げられる。また、処理対象ガスＧＡは、ごみ焼却炉において発生する排ガス等、化石燃料以外の物体を焼却することにより発生するガスであってもよく、また、天然ガスであってもよい。
（２）圧縮器１００Ａ、圧縮器１００Ｂ、圧縮器２００Ａ、及び圧縮器２００Ｂのうち圧縮器２００Ａにおける圧縮仕事量が最も大きい場合、即ち圧縮器２００Ａにおける圧縮の負荷が最大である場合には、図１に示されるガス処理システム１Ａは、図３に示されるガス処理システム１Ｂに変形されてもよい。図１と図３との比較から明らかなように、ガス処理システム１Ｂは、膨張器４０により回収された運動エネルギーが圧縮器２００Ａに伝達される点において、ガス処理システム１Ａと異なる。
　図３に示されるように、ガス処理システム１Ｂにおいても、第２非透過ガスＧ４は第１非透過ガスＧ２と合流して膨張器４０に供給される。従って、ガス処理システム１Ｂでは、第１非透過ガスＧ２及び第２非透過ガスＧ４から膨張器４０により一括して回収された運動エネルギーがガス処理ユニット２０における第１透過ガスＧ１の圧縮に利用される。このため、ガス処理システム１Ｂによっても、従来よりも低コスト且つ少ないエネルギーで処理対象ガスＧＡから二酸化炭素を効率よく分離することが可能になる。
　また、圧縮器１００Ｂにおける圧縮仕事量が最も大きい場合には、ガス処理システム１Ａは、膨張器４０により回収された運動エネルギーが圧縮器１００Ｂに伝達されるように変形されてもよい。同様に、圧縮器２００Ｂにおける圧縮仕事量が最も大きい場合には、ガス処理システム１Ａは、膨張器４０により回収された運動エネルギーが圧縮器２００Ｂに伝達されるように変形されてもよい。なお、圧縮器１００Ａ、圧縮器１００Ｂ、圧縮器２００Ａ、及び圧縮器２００Ｂの各々における圧縮の負荷が何れも膨張器４０により回収された運動エネルギーを上回る場合には、膨張器４０により回収された運動エネルギーは、圧縮器１００Ａ、圧縮器１００Ｂ、圧縮器２００Ａ、及び圧縮器２００Ｂの何れに伝達されてもよい。
（３）図１に示されるガス処理システム１Ａは、図４に示されるガス処理システム１Ｃに変形されてもよい。図１と図４との比較から明らかなように、ガス処理システム１Ｃは、以下の３つの相違点においてガス処理システム１Ａと異なる。
　第１の相違点は、ガス処理ユニット１０における分離器１１０の前段且つ圧縮器１００Ｂの後段に圧縮器１００Ｃが設けられている点である。圧縮器１００Ｃには、圧縮器１００Ｂにより圧縮された処理対象ガスＧＡが供給される。圧縮器１００Ｃは、圧縮器１００Ａ及び圧縮器１００Ｂと同様に、供給されるガスを、羽根車若しくはロータの回転運動又はピストンの往復運動によって加圧する流体機械である。ガス処理システム１Ｃでは、圧縮器１００Ａ、圧縮器１００Ｂ及び圧縮器１００Ｃにより順次加圧された処理対象ガスＧＡが分離器１１０に供給される。なお、図１に示されるガス処理システム１Ａにおけるガス処理ユニット１０に３つ以上の圧縮器１００が含まれていてもよく、ガス処理システム１Ａにおけるガス処理ユニット２０に３つ以上の圧縮器２００が含まれていてもよい。同様に、図３に示されるガス処理システム１Ｂにおけるガス処理ユニット１０に３つ以上の圧縮器１００が含まれていてもよく、ガス処理システム１Ｂにおけるガス処理ユニット２０に３つ以上の圧縮器２００が含まれていてもよい。
　第２の相違点は、ガス処理ユニット２０において圧縮器２００Ｂが省略されている点である。ガス処理システム１Ｂでは、圧縮器２００Ａにより加圧された第１透過ガスＧ１が分離器２１０に与えられる。図１に示されるガス処理システム１Ａ又は図３に示されるガス処理システム１Ｂについても同様に、ガス処理ユニット１０に含まれる圧縮器１００は１つであってもよく、ガス処理ユニット２０に含まれる圧縮器２００は１つであってもよい。つまり、ガス処理ユニット１０に含まれる圧縮器１００の数は１以上であればよく、ガス処理ユニット２０に含まれる圧縮器２００の数も１以上であればよい。
　第３の相違点は、ガス処理ユニット２０の後段にガス処理ユニット３０が設けられている点である。ガス処理ユニット３０は、圧縮器３００Ａ、圧縮器３００Ｂ、及び分離器３１０を含む。図３に示されるように、圧縮器３００Ａ、圧縮器３００Ｂ、及び分離器３１０はこの順に直列に接続される。圧縮器３００Ａ及び圧縮器３００Ｂは、圧縮器１００及び圧縮器２００と同様に、供給されるガスを、羽根車若しくはロータの回転運動又はピストンの往復運動によって加圧する流体機械である。以下では、圧縮器３００Ａと圧縮器３００Ｂとを区別する必要がない場合には、圧縮器３００Ａ及び圧縮器３００Ｂは圧縮器３００と称される場合がある。ガス処理ユニット１０及びガス処理ユニット２０と同様に、ガス処理ユニット３０には１つ以上の圧縮器３００が含まれていればよい。分離器３１０は、分離器１１０及び分離器２１０と同様に、二酸化炭素を選択的に透過させる性質を有する膜を用いて二酸化炭素を分離する装置である。
　ガス処理システム１Ｃでは、分離器２１０から排出される第２透過ガスＧ３は、圧縮器３００Ａ及び圧縮器３００Ｂの各々により順次圧縮され、圧縮器３００Ｂにより圧縮された第２透過ガスＧ３が分離器３１０に供給される。分離器３１０は、圧縮器３００Ｂにより圧縮された第２透過ガスＧ３を、二酸化炭素を選択的に透過させる性質を有する膜を透過する第３透過ガスＧ５と、当該膜を透過しない第３非透過ガスＧ６とに分離する。ガス処理システム１Ｃでは、第３透過ガスＧ５は図示せぬタンク等に一旦貯留された後、地中の潮流層へ排出等される。第３非透過ガスＧ６は、第１非透過ガスＧ２及び第２非透過ガスＧ４と合流して膨張器４０へ供給される。
　ガス処理システム１Ｃでは、第１非透過ガスＧ２、第２非透過ガスＧ４、及び第３非透過ガスＧ６から膨張器４０により一括して回収された運動エネルギーが、ガス処理ユニット１０における処理対象ガスＧＡの圧縮に利用される。このため、ガス処理システム１Ｃによっても、従来よりも低コスト且つ少ないエネルギーで処理対象ガスＧＡから二酸化炭素を効率よく分離することが可能になる。ガス処理システム１Ｃにおけるガス処理ユニット１０は、本開示における第１ユニットの一例であり、ガス処理システム１Ｃにおけるガス処理ユニット２０は本開示における第２ユニットの一例である。
　図３に示すガス処理システム１Ｃでは、膨張器４０により一括して回収された運動エネルギーは、ガス処理ユニット１０における処理対象ガスＧＡの圧縮に利用されるが、ガス処理ユニット２０における第１透過ガスＧ１の圧縮又はガス処理ユニット３０における第２透過ガスＧ３の圧縮に利用されてもよい。ガス処理システム１Ｃにおいて膨張器４０により一括して回収された運動エネルギーがガス処理ユニット２０又はガス処理ユニット３０に伝達される態様では、ガス処理システム１Ｃのガス処理ユニット２０は本開示の第１ユニットの一例であり、ガス処理システム１Ｃのガス処理ユニット３０は本開示の第２ユニットの一例である。つまり、ガス処理システム１Ｃにおいて相前後する任意の２段のガス処理ユニットのうちの前段のガス処理ユニットは本開示における第１ユニットの一例であり、後段のガス処理ユニットは第２ユニットの一例である。
（４）上記実施形態における分離器１１０、分離器２１０及び分離器３１０は、何れも膜方式の分離器であった。しかし、処理対象ガスＧＡの温度を高温にすることにより、処理対象ガスＧＡから二酸化炭素を分離する分離方式の分離器が、分離器１１０、分離器２１０及び分離器３１０に採用されてもよい。
　処理対象ガスＧＡは気体であるから、モル数が一定、即ち処理対象ガスＧＡを構成する分子の数が一定、且つ処理対象ガスＧＡの体積が一定の条件下では、圧力の上昇にほぼ比例して温度が上昇する。つまり、処理対象ガスＧＡの圧力を制御することは、処理対象ガスＧＡの温度を制御することとほぼ等価である。このため、分離器１１０、分離器２１０、及び分離器３１０の各々における二酸化炭素の分離方式が、温度を高温にすることにより二酸化炭素を分離する分離方式であっても、本開示によれば、従来よりも少ないエネルギー且つ低コストで効率よく二酸化炭素を分離することが可能になる。
　また、分離器１１０、分離器２１０、及び分離器３１０の各々における二酸化炭素の分離方式が同一である必要はない。例えば、ガス処理システム１Ａにおいて、分離器１１０における分離方式が膜方式であり、分離器２１０における分離方式が温度を高温にすることにより二酸化炭素を分離する分離方式であってもよく、分離器１１０における分離方式が温度を高温にすることにより二酸化炭素を分離する分離方式であり、分離器２１０における分離方式が膜方式であってもよい。
３．各実施形態及び変形例から把握される態様
　本開示は、上述した実施形態及び変形例に限られるものではなく、その趣旨を逸脱しない範囲において種々の態様で実現することができる。例えば、本開示は、以下の態様によっても実現可能である。以下に記載した各態様中の技術的特徴に対応する上記実施形態中の技術的特徴は、本開示の課題の一部又は全部を解決するために、或いは本開示の効果の一部又は全部を達成するために、適宜、差し替えや、組み合わせを行うことが可能である。また、その技術的特徴が本明細書中に必須なものとして説明されていなければ、適宜、削除することが可能である。
　本開示の一態様であるガス処理システムは、二酸化炭素を含む処理対象ガスから二酸化炭素を分離するガス処理システムであって、第１ユニットと、第２ユニットと、膨張器と、を含む。第１ユニットは、１つ以上の第１圧縮器と、第１分離器と、を含む。前記１つ以上の第１圧縮器は、前記処理対象ガスを加圧する。前記第１分離器は、前記１つ以上の第１圧縮器により加圧された前記処理対象ガスを、前記処理対象ガスよりも二酸化炭素の濃度が高い第１ガスと、前記処理対象ガスよりも二酸化炭素の濃度が低い第２ガスとに分離する。第２ユニットは、１つ以上の第２圧縮器と、第２分離器と、を含む。前記１つ以上の第２圧縮器は、前記第１ガスを加圧する。前記第２分離器は、前記１つ以上の第２圧縮器により加圧された前記第１ガスを、前記第１ガスよりも二酸化炭素の濃度が高い第３ガスと、前記第１ガスよりも二酸化炭素の濃度が低い第４ガスとに分離する。前記膨張器は、前記第２ガス及び前記第４ガスから運動エネルギーを回収し、回収した運動エネルギーを、前記１つ以上の第１圧縮器及び前記１つ以上の第２圧縮器を含む複数の圧縮器のうちの少なくとも１つに伝達する。本態様のガス処理システムでは、第２ガス及び第４ガスから膨張器により一括して回収された運動エネルギーが第１ユニット又は第２ユニットにおける圧縮に利用されるので、従来よりも少ないエネルギーで処理対象ガスから二酸化炭素を分離することが可能になる。なお、第１分離器及び第２分離器における二酸化炭素の分離方式は、膜方式であってもよいし、吸着方式であってもよい。
　より好ましい態様にガス処理システムにおいて前記膨張器により回収された運動エネルギーは、前記１つ以上の第１圧縮器の何れかに伝達されてもよい。本態様のガス処理システムによれば、膨張器により回収された運動エネルギーは、前記１つ以上の第１圧縮器の何れかに伝達されるので、膨張器により回収された運動エネルギーを無駄なく利用することが可能になる。
　更に好ましい態様のガス処理システムにおける前記１つ以上の第１圧縮器は、直列に接続された複数の前記第１圧縮器であってもよい。前記１つ以上の第１圧縮器が直列に接続された複数の前記第１圧縮器である場合、前記膨張器は、複数の前記第１圧縮器のうち圧縮仕事量が最も大きい前記第１圧縮器に同軸に接続されてもよい。本態様のガス処理システムによれば、膨張器により回収された運動エネルギーを無駄なく利用することが可能になる。
　更に好ましい態様のガス処理システムにおける前記第１分離器は、前記１つ以上の第１圧縮器により加圧された前記処理対象ガスから前記第１ガスを透過させることにより前記第１ガスを分離する膜を含んでもよい。本態様のガス処理システムによれば、処理対象ガスに含まれる二酸化炭素の分圧を問わずに膜方式による二酸化炭素の分離が可能になる。
　更に好ましい態様のガス処理システムにおける前記第２分離器は、前記第１ガスから前記第３ガスを透過させることにより前記第３ガスを分離する膜を含んでもよい。本態様のガス処理システムによっても、処理対象ガスに含まれる二酸化炭素の分圧を問わずに膜方式による二酸化炭素の分離が可能になる。
１Ａ，１Ｂ、１Ｃ…ガス処理システム、１０，２０，３０…ガス処理ユニット、１００，１００Ａ，１００Ｂ，１００Ｃ，２００Ａ，２００Ｂ，３００Ａ、３００Ｂ…圧縮器、１１０、２１０，３１０…分離器、１１０ａ…膜、４０…膨張器、ＧＡ…処理対象ガス、Ｇ１…第１透過ガス、Ｇ２…第１非透過ガス、Ｇ３…第２透過ガス、Ｇ４…第２非透過ガス、Ｇ５…第３透過ガス、Ｇ６…第３非透過ガス。

Claims (5)

  1. 　二酸化炭素を含む処理対象ガスから二酸化炭素を分離するガス処理システムであって、
    　前記処理対象ガスを加圧する１つ以上の第１圧縮器、及び前記１つ以上の第１圧縮器により加圧された前記処理対象ガスを、前記処理対象ガスよりも二酸化炭素の濃度が高い第１ガスと前記処理対象ガスよりも二酸化炭素の濃度が低い第２ガスとに分離する第１分離器、を含む第１ユニットと、
    　前記第１ガスを加圧する１つ以上の第２圧縮器、及び前記１つ以上の第２圧縮器により加圧された前記第１ガスを、前記第１ガスよりも二酸化炭素の濃度が高い第３ガスと前記第１ガスよりも二酸化炭素の濃度が低い第４ガスとに分離する第２分離器、を含む第２ユニットと、
    　前記第２ガス及び前記第４ガスから運動エネルギーを回収し、回収した運動エネルギーを、前記１つ以上の第１圧縮器及び前記１つ以上の第２圧縮器を含む複数の圧縮器のうちの少なくとも１つに伝達する膨張器と、
    　を備える、ガス処理システム。
  2. 　前記膨張器により回収された運動エネルギーは、前記１つ以上の第１圧縮器の何れかに伝達される、ことを特徴とする請求項１に記載のガス処理システム。
  3. 　前記１つ以上の第１圧縮器は、直列に接続された複数の前記第１圧縮器であり、
    　前記膨張器は、複数の前記第１圧縮器のうち最も圧縮仕事量が大きい前記第１圧縮器に同軸に接続される、ことを特徴とする請求項２に記載のガス処理システム。
  4. 　前記第１分離器は、前記第１ガスを透過させることにより、前記１つ以上の第１圧縮器により加圧された前記処理対象ガスから前記第１ガスを分離する膜を含む、請求項１乃至３のうちの何れか１項に記載のガス処理システム。
  5. 　前記第２分離器は、前記第１ガスから前記第３ガスを透過させることにより前記第３ガスを分離する膜を含む、請求項１乃至４のうちの何れか１項に記載のガス処理システム。
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