JPH05287284A - 液化天然ガスの改質方法 - Google Patents
液化天然ガスの改質方法Info
- Publication number
- JPH05287284A JPH05287284A JP8367092A JP8367092A JPH05287284A JP H05287284 A JPH05287284 A JP H05287284A JP 8367092 A JP8367092 A JP 8367092A JP 8367092 A JP8367092 A JP 8367092A JP H05287284 A JPH05287284 A JP H05287284A
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- Japan
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- gas
- liquefied natural
- natural gas
- lng
- reforming
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Abstract
(57)【要約】 （修正有）
【構成】 液化天然ガスをガスタービン用燃料として改
質する方法にいて、液化天然ガスをリフォーマによりＨ
2 及びＣＯ2 を主成分とするガスに改質した後、該改質
ガスから分離・除去したＣＯ2 を液化天然ガスが保有す
る冷熱により液化するようにした液化天然ガスの改質方
法。 【効果】 （１）原料中の炭素を高濃度の状態で分離・
除去するために炭素の分離効率がよく、（２）さらに改
質反応で生成したＨ2 の燃焼ではＣＯ2 が発生しない。
質する方法にいて、液化天然ガスをリフォーマによりＨ
2 及びＣＯ2 を主成分とするガスに改質した後、該改質
ガスから分離・除去したＣＯ2 を液化天然ガスが保有す
る冷熱により液化するようにした液化天然ガスの改質方
法。 【効果】 （１）原料中の炭素を高濃度の状態で分離・
除去するために炭素の分離効率がよく、（２）さらに改
質反応で生成したＨ2 の燃焼ではＣＯ2 が発生しない。
Description
【０００１】
【産業上の利用分野】本発明は液化天然ガスの改質方法
に関する。
に関する。
【０００２】
【従来の技術】従来、燃焼排ガス中の一部の炭酸ガスを
濃縮し、気体、液体または固体状で分離・回収していた
が、実質的には当該炭酸ガスの回収をほとんどおこなっ
ておらず、そのまま大気へ放出していた。これらの大気
中に放出された炭酸ガスの１／２は海洋等に吸収され、
残りは大気中に残存することや、近年の燃焼排ガスの量
の増加とあいまって、海洋等の吸収では追いつかない状
態にある。従って、大気中の炭酸ガス量が増加し、近
年、温室効果と呼ばれている大気温度の上昇が問題視さ
れることとなった。
濃縮し、気体、液体または固体状で分離・回収していた
が、実質的には当該炭酸ガスの回収をほとんどおこなっ
ておらず、そのまま大気へ放出していた。これらの大気
中に放出された炭酸ガスの１／２は海洋等に吸収され、
残りは大気中に残存することや、近年の燃焼排ガスの量
の増加とあいまって、海洋等の吸収では追いつかない状
態にある。従って、大気中の炭酸ガス量が増加し、近
年、温室効果と呼ばれている大気温度の上昇が問題視さ
れることとなった。
【０００３】炭酸ガスを分離する方法として、吸収法と
吸着法がある。表１に吸収法の例を示す。一般に加圧に
より炭酸ガスを吸収液に吸収し、再生工程で圧力を低下
するか加熱して吸収液の再生を行う。
吸着法がある。表１に吸収法の例を示す。一般に加圧に
より炭酸ガスを吸収液に吸収し、再生工程で圧力を低下
するか加熱して吸収液の再生を行う。
【０００４】
【表１】
【０００５】吸着法も加圧により吸着剤に炭酸ガスを吸
着させ、再生工程で減圧して吸着剤の再生を行う。この
吸着・再生工程は非連続的であり、圧力・温度の変化を
伴う。
着させ、再生工程で減圧して吸着剤の再生を行う。この
吸着・再生工程は非連続的であり、圧力・温度の変化を
伴う。
【０００６】一方、最近では天然ガスを液化して輸送・
貯蔵し、これを燃料として用いた高効率ガスタービン複
合発電による発電所の建設が推進されており、この液化
天然ガス（ＬＮＧ）をガス燃料として利用する際に放出
されるＬＮＧの保有する冷熱を用いて炭酸ガスをドライ
アイスとして固化・回収する方法が提案されている。
貯蔵し、これを燃料として用いた高効率ガスタービン複
合発電による発電所の建設が推進されており、この液化
天然ガス（ＬＮＧ）をガス燃料として利用する際に放出
されるＬＮＧの保有する冷熱を用いて炭酸ガスをドライ
アイスとして固化・回収する方法が提案されている。
【０００７】特開昭６１−４０８０８に提案されている
方法は低温の液化天然ガスを二酸化炭素冷却器（熱交換
器）内に設けられた冷却パイプ内に供給し、該冷却パイ
プ外部に炭酸ガスを含有する排ガスを流通する。この際
に、冷却パイプ内の低温の液化天然ガスの冷熱により、
冷却パイプ外の炭酸ガスが間接熱交換されて冷却され、
パイプ表面に固化して付着する。これを時々掻き落とし
て集める。
方法は低温の液化天然ガスを二酸化炭素冷却器（熱交換
器）内に設けられた冷却パイプ内に供給し、該冷却パイ
プ外部に炭酸ガスを含有する排ガスを流通する。この際
に、冷却パイプ内の低温の液化天然ガスの冷熱により、
冷却パイプ外の炭酸ガスが間接熱交換されて冷却され、
パイプ表面に固化して付着する。これを時々掻き落とし
て集める。
【０００８】また、ＬＮＧの冷熱と熱交換して低温に冷
却されたガスと炭酸ガスを含有する排ガスを直接混合す
ることにより、炭酸ガスを固化・分離する方法の提案も
ある。
却されたガスと炭酸ガスを含有する排ガスを直接混合す
ることにより、炭酸ガスを固化・分離する方法の提案も
ある。
【０００９】
【発明が解決しようとする課題】燃焼排ガス中の炭酸ガ
ス濃度は非常に低く、約５〜１０モル％であり、多量の
ガス中から微量のＣＯ2 を分離・回収する方法では非常
にエネルギ効率が悪く、技術的にも非常に困難である。
ス濃度は非常に低く、約５〜１０モル％であり、多量の
ガス中から微量のＣＯ2 を分離・回収する方法では非常
にエネルギ効率が悪く、技術的にも非常に困難である。
【００１０】本発明は上記技術水準に鑑み、ＣＯ2 の発
生を抑制すると共に発生したＣＯ2を合目的に回収しう
る方法を提供しようとするものである。
生を抑制すると共に発生したＣＯ2を合目的に回収しう
る方法を提供しようとするものである。
【００１１】
【課題を解決するための手段】本発明は液化天然ガスを
ガスタービン用燃料として改質する方法にいて、液化天
然ガスをリフォーマによりＨ2 及びＣＯを主成分とする
ガスに改質し、さらにＣＯをスチームとのシフト反応に
よりＨ2 とＣＯ2 に改質した後、該改質ガスから分離・
除去したＣＯ2 を液化天然ガスが保有する冷熱により液
化することを特徴とする液化天然ガスの改質方法であ
る。
ガスタービン用燃料として改質する方法にいて、液化天
然ガスをリフォーマによりＨ2 及びＣＯを主成分とする
ガスに改質し、さらにＣＯをスチームとのシフト反応に
よりＨ2 とＣＯ2 に改質した後、該改質ガスから分離・
除去したＣＯ2 を液化天然ガスが保有する冷熱により液
化することを特徴とする液化天然ガスの改質方法であ
る。
【００１２】以下、本発明について、図１を参照してよ
り具体的に説明する。ＬＮＧは一般に約−１６０〜−１
７０℃の低温で発電所に輸送されてくる。該ＬＮＧの保
有する冷熱を冷熱回収用熱交換器１及び２で熱回収した
後、ＬＮＧ気化器３で液状から気体状に気化してリフォ
ーマ４に供給する。
り具体的に説明する。ＬＮＧは一般に約−１６０〜−１
７０℃の低温で発電所に輸送されてくる。該ＬＮＧの保
有する冷熱を冷熱回収用熱交換器１及び２で熱回収した
後、ＬＮＧ気化器３で液状から気体状に気化してリフォ
ーマ４に供給する。
【００１３】一方、該リフォーマ４にはスチームが供給
され、約８００〜９００℃で以下の反応により原料ガス
中のＣＨ4 の約８０％以上がＨ2 とＣＯに改質される。 ＣＨ4 ＋ Ｈ2 Ｏ → ３Ｈ2 ＋ ＣＯ さらに、改質ガスは高温ＣＯシフト反応器５及び低温Ｃ
Ｏシフト反応器６に導かれ、約３００〜４００℃で以下
の反応によりＨ2 とＣＯ2 に改質される。 ＣＯ ＋ Ｈ2 Ｏ → Ｈ2 ＋ ＣＯ2
され、約８００〜９００℃で以下の反応により原料ガス
中のＣＨ4 の約８０％以上がＨ2 とＣＯに改質される。 ＣＨ4 ＋ Ｈ2 Ｏ → ３Ｈ2 ＋ ＣＯ さらに、改質ガスは高温ＣＯシフト反応器５及び低温Ｃ
Ｏシフト反応器６に導かれ、約３００〜４００℃で以下
の反応によりＨ2 とＣＯ2 に改質される。 ＣＯ ＋ Ｈ2 Ｏ → Ｈ2 ＋ ＣＯ2
【００１４】改質ガスは廃熱回収ボイラ７、ガス冷却器
８で熱回収の後、ドレンセパレータ９及び除湿用ＰＳＡ
１０でＨ2 Ｏを分離・除去してＣＯ2 分離用ＰＳＡ１１
に導かれる。ここで、改質ガス中のＣＯ2 及び未改質の
ＣＨ4 が分離されて、コンプレッサ１２で約２０ｋｇ／
ｃｍ2 以上に加圧後、ＣＯ2 液化装置１３で気体から液
体に相変化した後液体として貯蔵タンク１４に回収され
る。
８で熱回収の後、ドレンセパレータ９及び除湿用ＰＳＡ
１０でＨ2 Ｏを分離・除去してＣＯ2 分離用ＰＳＡ１１
に導かれる。ここで、改質ガス中のＣＯ2 及び未改質の
ＣＨ4 が分離されて、コンプレッサ１２で約２０ｋｇ／
ｃｍ2 以上に加圧後、ＣＯ2 液化装置１３で気体から液
体に相変化した後液体として貯蔵タンク１４に回収され
る。
【００１５】一方、ＣＯ2 及び未改質のＣＨ4 を分離し
た後のＨ2 を主成分とする改質ガスはガスタービン１５
で燃料として使用される。この時発生するガスはＨ2 Ｏ
のみである。 Ｈ2 ＋ Ｏ2 → Ｈ2 Ｏ
た後のＨ2 を主成分とする改質ガスはガスタービン１５
で燃料として使用される。この時発生するガスはＨ2 Ｏ
のみである。 Ｈ2 ＋ Ｏ2 → Ｈ2 Ｏ
【００１６】ガスタービン排出ガスは、さらにスチーム
タービン１６および発熱回収熱交換器１７で廃熱を回収
した後、煙突１８から排出される。
タービン１６および発熱回収熱交換器１７で廃熱を回収
した後、煙突１８から排出される。
【００１７】以上の方法により、原料中の炭素を直接燃
焼せずに改質により液状のＣＯ2 として分離・回収した
後の炭素を含まないガスを燃料として使用する。
焼せずに改質により液状のＣＯ2 として分離・回収した
後の炭素を含まないガスを燃料として使用する。
【００１８】
【作用】（１）ＬＮＧの主成分はＣＨ4 であり、Ｈ2 Ｏ
とのリフォーミング反応により炭素をＣＯに改質する。 ＣＨ4 ＋ Ｈ2 Ｏ → ３Ｈ2 ＋ ＣＯ （２）ＣＯとＨ2 Ｏの改質反応によりＨ2 とＣＯ2 を生
成する。 ＣＯ ＋ Ｈ2 Ｏ → Ｈ2 ＋ ＣＯ2 （３）生成したＣＯ2 をＰＳＡにより燃料ガス（Ｈ2 ）
から分離・除去する。一般に空気を使用してＬＮＧを直
接燃焼する場合に対して、燃焼排ガス中にＮ 2 を含有し
ないのでＣＯ2 濃度が高く、ＣＯ2 分離エネルギが少な
い。 （４）Ｈ2 の燃焼反応ではＣＯ2 が生成しない。従っ
て、燃焼排ガス中にＣＯ2は混入しない。 Ｈ2 ＋ Ｏ2 → Ｈ2 Ｏ
とのリフォーミング反応により炭素をＣＯに改質する。 ＣＨ4 ＋ Ｈ2 Ｏ → ３Ｈ2 ＋ ＣＯ （２）ＣＯとＨ2 Ｏの改質反応によりＨ2 とＣＯ2 を生
成する。 ＣＯ ＋ Ｈ2 Ｏ → Ｈ2 ＋ ＣＯ2 （３）生成したＣＯ2 をＰＳＡにより燃料ガス（Ｈ2 ）
から分離・除去する。一般に空気を使用してＬＮＧを直
接燃焼する場合に対して、燃焼排ガス中にＮ 2 を含有し
ないのでＣＯ2 濃度が高く、ＣＯ2 分離エネルギが少な
い。 （４）Ｈ2 の燃焼反応ではＣＯ2 が生成しない。従っ
て、燃焼排ガス中にＣＯ2は混入しない。 Ｈ2 ＋ Ｏ2 → Ｈ2 Ｏ
【００１９】
【実施例】図１に示した本発明のプロセスフローによっ
て行った１，４００ＭＷ規模のプラントの物質収支例を
表２に示す。表１の項目中の〜は図１中に示した個
所を示す。
て行った１，４００ＭＷ規模のプラントの物質収支例を
表２に示す。表１の項目中の〜は図１中に示した個
所を示す。
【００２０】
【表２】
【００２１】
【発明の効果】以上、説明したように本発明は（１）原
料中の炭素を高濃度の状態で分離・除去するために炭素
の分離効率がよく、（２）さらに改質反応で生成したＨ
2 の燃焼ではＣＯ2 が発生しないため、現在地球環境汚
染で問題となっているＣＯ2 の発生が無いなどの特徴が
あり、工業規模の装置に有利に適用しうる方法である。
料中の炭素を高濃度の状態で分離・除去するために炭素
の分離効率がよく、（２）さらに改質反応で生成したＨ
2 の燃焼ではＣＯ2 が発生しないため、現在地球環境汚
染で問題となっているＣＯ2 の発生が無いなどの特徴が
あり、工業規模の装置に有利に適用しうる方法である。
【図１】本発明の方法を示すプロセスの一実施例の系統
図。
図。
Claims (1)
- 【請求項１】 液化天然ガスをガスタービン用燃料とし
て改質する方法にいて、液化天然ガスをリフォーマによ
りＨ2 及びＣＯを主成分とするガスに改質し、さらにＣ
Ｏをスチームとのシフト反応によりＨ2 とＣＯ2 に改質
した後、該改質ガスから分離・除去したＣＯ2 を液化天
然ガスが保有する冷熱により液化することを特徴とする
液化天然ガスの改質方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP8367092A JPH05287284A (ja) | 1992-04-06 | 1992-04-06 | 液化天然ガスの改質方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP8367092A JPH05287284A (ja) | 1992-04-06 | 1992-04-06 | 液化天然ガスの改質方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH05287284A true JPH05287284A (ja) | 1993-11-02 |
Family
ID=13808915
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP8367092A Pending JPH05287284A (ja) | 1992-04-06 | 1992-04-06 | 液化天然ガスの改質方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPH05287284A (ja) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0943585A3 (en) * | 1998-03-17 | 2000-05-03 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Combustion system |
| EP1267432A3 (en) * | 2001-06-15 | 2005-03-30 | Chart, Inc. | Fuel cell refueling station and system |
| JP2007031256A (ja) * | 2005-07-29 | 2007-02-08 | Toshiba Corp | 水素製造システム |
| JP2007031255A (ja) * | 2005-07-29 | 2007-02-08 | Toshiba Corp | 低質廃熱回収システム |
| WO2008041076A3 (en) * | 2006-10-03 | 2009-07-02 | Air Liquide | Steam methane reforming with lng regasification terminal for lng vaporization |
| JP2011102538A (ja) * | 2009-11-10 | 2011-05-26 | Hitachi Ltd | 二酸化炭素分離回収装置を備えたガス化発電システム |
-
1992
- 1992-04-06 JP JP8367092A patent/JPH05287284A/ja active Pending
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0943585A3 (en) * | 1998-03-17 | 2000-05-03 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Combustion system |
| EP1267432A3 (en) * | 2001-06-15 | 2005-03-30 | Chart, Inc. | Fuel cell refueling station and system |
| JP2007031256A (ja) * | 2005-07-29 | 2007-02-08 | Toshiba Corp | 水素製造システム |
| JP2007031255A (ja) * | 2005-07-29 | 2007-02-08 | Toshiba Corp | 低質廃熱回収システム |
| WO2008041076A3 (en) * | 2006-10-03 | 2009-07-02 | Air Liquide | Steam methane reforming with lng regasification terminal for lng vaporization |
| US7849691B2 (en) | 2006-10-03 | 2010-12-14 | Air Liquide Process & Construction, Inc. | Steam methane reforming with LNG regasification terminal for LNG vaporization |
| JP2011102538A (ja) * | 2009-11-10 | 2011-05-26 | Hitachi Ltd | 二酸化炭素分離回収装置を備えたガス化発電システム |
| EP2320049A3 (en) * | 2009-11-10 | 2017-06-21 | Mitsubishi Hitachi Power Systems, Ltd. | Gasification power generation system provided with carbon dioxide separation and recovery device |
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Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A02 | Decision of refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A02 Effective date: 20001010 |