NO329103B1 - Anlegg for a fjerne en sur gass fra en fodegass omfattende forbedret delt vaeskestrom - Google Patents
Anlegg for a fjerne en sur gass fra en fodegass omfattende forbedret delt vaeskestrom Download PDFInfo
- Publication number
- NO329103B1 NO329103B1 NO20050089A NO20050089A NO329103B1 NO 329103 B1 NO329103 B1 NO 329103B1 NO 20050089 A NO20050089 A NO 20050089A NO 20050089 A NO20050089 A NO 20050089A NO 329103 B1 NO329103 B1 NO 329103B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- solvent
- regenerator
- semi
- absorber
- plant
- Prior art date
Links
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 title claims description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 177
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 claims abstract description 70
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 99
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 40
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 claims description 34
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 27
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 23
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 20
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 20
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 10
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 8
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims description 7
- 239000012046 mixed solvent Substances 0.000 claims description 7
- 238000010304 firing Methods 0.000 claims description 3
- 238000002407 reforming Methods 0.000 claims 2
- 230000010354 integration Effects 0.000 abstract description 8
- 238000000034 method Methods 0.000 description 37
- 230000008569 process Effects 0.000 description 34
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 10
- 239000000047 product Substances 0.000 description 8
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 6
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 5
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 5
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 5
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 4
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 4
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 4
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 4
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 4
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 4
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 3
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N Dimethyl ether Chemical compound COC LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 238000011064 split stream procedure Methods 0.000 description 2
- GIAFURWZWWWBQT-UHFFFAOYSA-N 2-(2-aminoethoxy)ethanol Chemical compound NCCOCCO GIAFURWZWWWBQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000975 Carbon steel Inorganic materials 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 1
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 1
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 1
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 239000010962 carbon steel Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 238000009420 retrofitting Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000002594 sorbent Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 239000008400 supply water Substances 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1425—Regeneration of liquid absorbents
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1406—Multiple stage absorption
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1456—Removing acid components
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2257/00—Components to be removed
- B01D2257/50—Carbon oxides
- B01D2257/504—Carbon dioxide
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2259/00—Type of treatment
- B01D2259/65—Employing advanced heat integration, e.g. Pinch technology
- B01D2259/652—Employing advanced heat integration, e.g. Pinch technology using side coolers
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Industrial Gases (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Vaporization, Distillation, Condensation, Sublimation, And Cold Traps (AREA)
- Optical Communication System (AREA)
- Discharge Heating (AREA)
- Organic Insulating Materials (AREA)
- Paper (AREA)
Abstract
Et anlegg for fjerning av sur gass inkluderer en absorber som tilveiebringer et anriket løsningsmiddel til to regeneratorer som uavhengig genererer et regenerert og et halvregenerert løsningsmiddel, hvori det halvregenererte løsningsmidlet produseres i en av regeneratorene ved anvendelse av varme og/eller damp avledet fra den andre regeneratoren. Ytterligere varmeintegrering er spesielt antatt med kraftverk i hvilke kraftverket tilveiebringer varme på høyt nivå til anlegget for fjerning av sur gass og hvori kraftverket mottar varme på lavt nivå fra anlegget for fjerning av sur gass.
Description
Foreliggende søknad krever fordelen fra U.S. Provisional application nummer 60/393.595, levert 3. juli 2002, og U.S. Provisional application nummer 60/467.719, levert 2. mai 2003.
Oppfinnelsens felt er gassbearbeiding, spesielt den som omhandler fjerning av sure gasskomponenter fra forskjellige fødegasser, og spesielt røkgasser
Forskjellige konfigurasjoner og fremgangsmåter er kjent innen faget for å fjerne sur gass fra en prosessgass (f.eks. forskjellige destillasjons- adsorpsjons-og absorpsjonsprosesser), og blant disse blir regenerator-absorber systemer ofte benyttet som et relativt robust og kostnadseffektivt gassrensesystem.
I et typisk regenerator-absorber system, blir gass kontaktet i en absorber i motstrømsdrift, og den sure gassen (eller annen gassformig komponent), blir minst delvis absorbert av et rent løsningsmiddel for å produsere et anriket løsningsmiddel og en renset prosessgass. Det anrikede løsningsmidlet blir deretter typisk varmet opp i en kryssvarmeveksler og deretter strippet ved lavt trykk i en regenerator. Løsningsmidlet som er strippet slik (dvs. regenerert løsningsmiddel) blir avkjølt i kryssvarmeveksleren for å redusere det regenererte løsningsmidlets temperatur før det fullfører sløyfen tilbake til absorberen. Derfor tillater slike regenerator-absorbersystemer typisk kontinuerlig drift ved relativt lav kostnad. Under mange omstendigheter er imidlertid ikke utstrekningen av den sure gass fjerningen tilstrekkelig, og spesielt når den sure gassen er karbondioksid, kan strenge emisjonsstandarder ofte ikke oppnås med et standard regenerator-absorber system.
For å overkomme problemer i forbindelse med karbondioksidfjerning i slike systemer, kan temperaturen i regeneratoren økes. Øket korrosivitet og løsningsmiddeldegradering kan imidlertid ofte begrense optimaliseringsgraden for denne prosessen. Alternativt, kan en absorpsjonssyklus med delt strøm anvendes, hvori bulken av løsningsmidlet fjernes fra et intermediært trinn i regeneratorkolonnen og resirkuleres til et intermediært trinn i absorberen. En typisk prosess med delt strøm er beskrevet av Shoeld i U.S. Pat nr 1.971.798.1 dette arrangementet blir kun en liten del av løsningsmidlet strippet til den laveste konsentrasjonen, og et høyt forhold mellom damp og væske for stripping oppnås på regeneratorens bunnplater, hvilket resulterer i et noe lavere energiforbruk ved relativt lave utløpskonsentrasjoner. Reduksjonen i energiforbruk er imidlertid relativt lav på grunn av termodynamiske ineffektiviteter ved stripping (hovedsakelig på grunn av variasjoner i løsningsmiddelsammensetningen ettersom det sirkulerer innenfor den delte sløyfen).
For å omgå minst noen av problemene med prosessen med delt sløyfe, har forskjellige forbedringer blitt gjort. For eksempel er en forbedring av prosessen med delt sløyfe å kontrollere mer nøyaktig løsningsmiddelkonsentrasjonene. For å kontrollere løsningsmiddelkonsentrasjonene mer nøyaktig, er generelt to modifikasjoner nødvendig. Den første modifikasjonen omfatter en intermediær fraksjoneringskoker, som kan installeres til en hoved-regenerator for å koke av vann fra det halvregenererte løsningsmidlet for å justere konsentrasjonen i den halvregenererte løsningsmiddelstrømmen til konsentrasjonen av det regenererte løsningsmidlet. Den andre modifikasjonen omfatter en sidegenerator for å regenerere kondensat fra hoved-regeneratoren. Kondensatet fra hoved-regeneratoren sendes til toppdelen av hoved-regeneratoren, hvor det undergår delvis stripping, og deretter ytterligere strippes til en svært lav konsentrasjon av oppløst gass i sideregeneratoren, før det returneres til bunn-fraksjoneringskokeren i hoved-regeneratoren.
Siden kun en relativt liten del av det totale løsningsmidlet (typisk -20%) strippes til den ultralave konsentrasjonen, kan relativt lave utløpskonsentrasjoner med sammenlignende lavt energiforbruk oppnås. Når metyl dietanolamin (MDEA) benyttes som et løsningsmiddel i den forbedrede prosessen med delt strøm, kan dessuten væskesirkulasjonen reduseres med omkring 20%. Modifikasjonene for å forbedre energiforbruk og lavere løsningsmiddelsirkulering krever imidlertid generelt en vesentlig modifikasjon i konfigurasjonen av hoved-regeneratoren, og installasjonen av en sideregenerator, begge disse kan resultere i vesentlige kostnader og betydelig stillstandstid for et eksisterende absorber-regenerator system.
En annen forbedring i prosessen med delt sløyfe er beskrevet av Carnell et al i U.S. Pat nr. 6.139.605. Her blir to regeneratorkolonner benyttet hvor en primær regenerator produserer et halvregenerert løsningsmiddel og hvori en sekundær regenerator produserer et ultraregenerert løsningsmiddel. En liten andel av den rensede prosessgassen som forlater absorberen ekspanderes til et lavere trykk og produserer derved en kjølt renset prosessgass. Den oppvarmede ultraregenererte løsningsmiddelstrømmen som forlater den sekundære regeneratoren kjøles av den kjølte rensede prosessgassen og produserer derved en oppvarmet renset prosessgass som deretter føres inn i den sekundære regeneratoren. Den resirkulerte gassen blir deretter gjenvunnet fra den sekundære regeneratoren og ført tilbake til fødegasstrømmen ved absorberen.
Anvendelsen av en oppvarmet prosessgass istedenfor et fraksjoneringskokt løsningsmiddel ved den andre fraksjoneringskokeren reduserer fordelaktig partialtrykket av løsningsmiddeldampen i den sekundære regeneratoren, og tillater den sekundære regeneratoren å operere ved en lavere temperatur enn den primære regeneratorkolonnen. Drift av den sekundære regeneratoren ved en redusert temperatur, resulterer typisk i en redusert korrosivitet av løsningsmidlet, noe som i sin tur kan tillate anvendelsen av billigere materialer slik som karbonstål istedenfor det konvensjonelle rustfrie stålet. En prosess med delt strøm som benytter dampsubstitusjon, kan videre kombineres med fastsjikt irreversibel absorpsjonsteknologi, f.eks. for å fjerne H2S og/eller COS fra resirkuleringsgassen i et sjikt av fast sorbent, og derved sikrer absorberen en relativt lang sjikttid. På grunn av anvendelsen av resirkuleringsgass, og anvendelsen av en sekundær regeneratorkolonne, kan imidlertid ombygging av eksisterende absorber-regeneratorkolonner være relativt dyr og tidkrevende.
US 3962404 beskriver et anlegg og prosess for regenerering av absorbentløsninger brukt for å fjerne sure gasskomponenter fra avgass ved stripping med damp.
Selv om forskjellige forbedringer på den grunnleggende konfigurasjonen av en absorber-regeneratorprosess er kjent innen fagfeltet, har alle eller nesten alle disse en eller flere ulemper. Det er derfor et behov for å tilveiebringe forbedrede konfigurasjoner og fremgangsmåter for fjerning av gassformige komponenter fra prosessgasser.
Oppsummering av oppfinnelsen
Foreliggende oppfinnelse omhandler generelt konfigurasjoner for fjerning av sur gass fra forskjellige fødegasser, og spesielt røkgasser med lavt trykk, hvori en absorber mottar en regenerert og en halvregenerert løsningsmiddelstrøm, hvor hver av løsningsmiddelstrømmene dannes fra et anriket løsningsmiddel av en første og andre regenerator. I slike konfigurasjoner er det spesielt foretrukket at den første og andre regeneratoren er varmeintegrert, og ytterligere varmeintegrering mellom visse konfigurasjoner og et kraftverk er også omfattet.
Følgelig tilveiebringer foreliggende oppfinnelse et anlegg som omfatter:
en absorber 110 som fjerner en sur gass fra en fødegass 102 som mottar et regenerert løsningsmiddel 122 og et halvregenerert løsningsmiddel 132, og derved produserer et halvanriket løsningsmiddel 124 og et anriket løsningsmiddel 106;
en første regenerator 120 som mottar en første andel 106A av det anrikede løsningsmidlet 106, og derved produserer det regenererte løsningsmidlet 122 som tilføres absorberen 110 og et første regenerator topp-produkt 126;
en andre regenerator 130 som mottar en andre andel av det anrikede løsningsmidlet 106B, og derved produserer det halvregenererte løsningsmidlet 132 som tilføres til absorberen 110 og et andre regenerator topp-produkt 136; hvor den andre andelen 106B av det anrikede løsningsmiddel 106 blir forvarmet i en varmeveksler 140 mot det regenererte løsningsmidlet 122 fra den første regeneratoren 120; og
det andre regenerator topp-produktet 136 og det halvregenererte løsningsmidlet 132 som tilføres til absorberen 110 blir vesentlig utelukkende produsert fra den andre andelen 106B av det anrikede løsningsmidlet 106.
I spesielt foretrukne konfigurasjoner av slike anlegg, blir den andre andelen av det anrikede løsningsmidlet forvarmet i en varmeveksler mot det regenererte løsningsmidlet fra den første regeneratoren, og/eller den andre regeneratoren mottar damp fra en komponent i anlegget (f.eks. flashet dampkondensat fra en dampfraksjoneringskoker i den første regeneratoren). Det skulle videre spesielt anerkjennes at i de fleste, hvis ikke i alle de omfattede konfigurasjoner, vil absorberen operere ved et trykk som er lavere enn trykket i den første og/eller andre regeneratoren. Slike arrangementer er spesielt nyttige hvor fødegassen er en røkgass med relativt lavt trykk (f.eks..mindre enn 207 kPa (30 psia)), og/eller signifikant oksygeninnhold (f.eks. mellom 0,25 vol-% og 20 vol-%) ved moderate karbondioksidnivåer (f.eks. mellom 0,25 vol-% og 30 vol-%).
Spesielt omfattede absorbere kan inkludere en mellomkjøler som kjøler minst ett av det halvregenererte løsningsmiddel og det halvanrikede løsningsmiddel (eller en blanding derav). Med hensyn til varmeintegrering av passende konfigurasjoner for fjerning av sur gass, antas det generelt at alle prosesser som tilveiebringer og/eller mottar varmeenergi kan koples operasjonelt til konfigurasjonen for fjerning av sur gass. Det blir imidlertid generelt foretrukket at konfigurasjonen for fjerning av sur gass kan motta varme på høyt nivå fra et kraftverk så vel som røkgassen, og videre kan tilveiebringe varme ved lavt nivå til kraftverket (f.eks. fra kjøleren for regenerert løsningsmiddel, kjøleren for halvregenerert løsningsmiddel, regeneratorkondensatoren, og/eller mellomkjøleren).
Derfor, når en ser det fra et annet perspektiv, vil omfattede anlegg foretrukket inkludere en absorber som fjerner en sur gass fra en røkgass med lavt trykk ved anvendelse av et regenerert løsningsmiddel og et halvregenerert løsningsmiddel, hvori det regenererte løsningsmidlet produseres av en første regenerator som opererer ved et første trykk, det halvregenererte løsningsmidlet produseres av en andre regenerator som opererer ved et andre trykk, og hvor både det første og andre trykket er høyere enn trykket i røkgassen med lavt trykk.
Ulike formål, trekk, aspekter og fordeler med foreliggende oppfinnelse vil bli klarere fra den følgende detaljerte beskrivelse av foretrukne utførelsesformer av oppfinnelsen, sammen med de tilhørende tegninger i hvilke samme tallbenevnelse representerer like komponenter.
Kort beskrivelse av tegningene
Figur 1 er en skjematisk representasjon av en eksempelvis konfigurasjon av et gassbearbeidelsesanlegg ifølge foreliggende oppfinnelse. Figur 2 er en skjematisk representasjon av en annen eksempelvis forbedret konfigurasjon av et gassbearbeidelsesanlegg ifølge foreliggende oppfinnelse. Figur 3 er en skjematisk representasjon av én eksempelvis forbedret konfigurasjon av et gassbearbeidelsesanlegg ifølge foreliggende oppfinnelse. Figur 4A er en skjematisk representasjon av én eksempelvis konfigurasjon for varmeintegrering av et gassbearbeidelsesanlegg ifølge foreliggende oppfinnelse. Figur 4B er en skjematisk representasjon av en annen eksempelvis konfigurasjon for varmeintegrering av et gassbearbeidelsesanlegg ifølge foreliggende oppfinnelse.
Oppfinnerne har funnet at konfigurasjoner hvor et regenerert løsningsmiddel og et halvregenerert løsningsmiddel anvendes for fjerning av en gassformig komponent (og spesielt en sur gass), fra en fødegass kan opereres med forbedret effektivitet når det regenererte løsningsmiddel og det halvregenererte løsningsmiddel produseres i separate regeneratoren Oppfinnerne fant uventet at, på tross av kravene til øket løsningsmiddelstrømningshastighet for slike konfigurasjoner, tilveiebringer alle eller nesten alle de omfattede konfigurasjonene signifikante økonomiske fordeler som hovedsakelig skyldes redusert varmeenergikrav.
Oppfinnerne fant videre at forskjellige driftsaspekter av omfattede konfigurasjoner kan forbedres ytterligere når (a) regeneratoren for halvregenerert løsnings-middel strippes med damp flashet fra kondensat produsert i den regenererte regenerator fraksjoneringskokeren, (b) en absorber mellomkjøler anvendes som opprettholder en lavere løsningsmiddeltemperatur over hele absorberen, og/eller (c) hvor varmeenergien i inn- og utløpet integreres med et annet anlegg (f.eks. kraftverk, reformeranlegg, etc).
Én eksempelvis konfigurasjon er avbildet i Figur 1, hvor et anlegg 100 hvor en fødegass 102 entrer absorberen 100 ved et fødegasstrykk. Regenerert løsningsmiddel 122 entrer en øvre andel av absorberen 110 og kontakter føde-gassen innen absorberen for å danne halvanriket løsningsmiddel 124, som tilføres den nedre andelen av absorberen 110. Det halvanrikede løsningsmiddel 124 kan blandes med det halvregenererte løsningsmiddel 132 for å danne et blandet løsningsmiddel (ikke vist). Alternativt kan det halvanrikede løsningsmiddel 124 og det halvregenererte løsningsmiddel 132 også entre den nedre andelen av absorberen separat. Videre, og avhengig av den spesielle konfigurasjonen, kan halvanriket løsningsmiddel 124, halvregenerert løsningsmiddel 132 og/eller det blandede løsningsmiddel kjøles av en absorber mellomkjøler 150. Det skulle videre anerkjennes at flere mellomkjølere kan benyttes i sammenheng med det som er vist her, hvor hver av mellomkjølerne kan kjøle et sideuttrekk fra absorberen. Derfor, og i denne konteksten kan flere halvanrikede løsningsmiddel-strømmer avkjøles. Følgelig, kan en halvregenerert kjøler slik det er vist i figurene 1 og 2 utelates.
Anriket løsningsmiddel 106 vil forlate absorberen 110 ved eller nær absorberbunnen, og den bearbeidede fødegassen vil forlate absorberen som regenerert gass 104. Det anrikede løsningsmiddel 106 blir deretter delt i en første og andre andel (henholdsvis 106A og 106B), hvor begge andelene varmes i en løsningsmiddel kryssvarmeveksler 140 mot det regenererte løsningsmiddel fra den første regeneratoren 120 og det halvregenererte løsningsmiddel 132 fra den andre regeneratoren 130. Det må selvfølgelig anerkjennes at når det er ønskelig, kan det anrikede løsningsmiddel først varmes i en kryssvarmeveksler (eller annen passende varmekilde) før det anrikede løsningsmiddel deles til den første og andre andelen.
Den første regeneratoren 120 fjerner den gassformige komponenten (dvs. sur gass) fra løsningsmidlet 106A med varme tilveiebrakt av damp fraksjoneringskokeren 128. Det første regenerator topp-produktet 126 blir ytterligere avkjølt i regenerator kondensatoren 160 og separert til kondensat og sur gass i akkumulator 162. Det regenererte løsningsmidlet 122 fra den første regeneratoren 120 blir re-introdusert til absorberen 110 etter varmeveksling i kryssvarmeveksler 140 { supra).
Den andre regeneratoren 130 fjerner 106B minst en del av den gassformige komponenten fra den andre andelen for å danne halvregenerert løsningsmiddel 132 og et andre regenerator topp-produkt 136, som deretter kombineres med det første regenerator topp-produkt 126. Strøm 136 kan også vaskes i en topp vaske-seksjon i den første regeneratoren. Det skulle spesielt anerkjennes at den andre andelen av det anrikede løsningsmiddel 106B varmes i kryssvarmeveksleren (f.eks. mot det regenererte løsningsmidlet 122 og/eller det halvregenererte løsningsmidlet 132) for å fremme regenerering av det halvregenererte løsnings-midlet uten ytterligere forbruk av varmeenergi. I tillegg eller alternativt, som vist i figur 2, kan regenerering av det halvregenererte løsningsmidlet 232 i den andre regeneratoren 230 også assisteres av damp 276 som genereres innen gassbehandlingsanlegget 200 (eller andre steder). Her blir damp utvunnet fra damp fraksjoneringskokeren 228 i den første regeneratoren 220, hvori kondensatet 272 fra fraksjoneringskoker 228 blir flashet til driftstrykket i den andre regeneratoren, og separert i flashtrommelen 280 til kondensat flashvæske 274 og kondensat flashdamp 276 (med hensyn til resten av konfigurasjonen, gjelder de samme betraktninger som for figur 1). Det skulle spesielt gjenkjennes at i slike konfigurasjoner vil dampen redusere belastningen av sur gass i det halvregenererte løsningsmidlet, som i sin tur vil redusere den totale løsningsmiddelsirkulasjonstakten. Det er påfallende at ikke noe ytterligere damp må importeres fra en kilde utenfor anlegget, ettersom den dampen allerede er tilgjengelig som et biprodukt fra damp fraksjoneringskokeren.
Det blir generelt antatt at kilden, sammensetningen og andre parametere for passende tilførselsgasser kan variere betraktelig og at den spesielle sammensetningen, trykket, temperaturen, etc. hovedsakelig vil avhenge av den spesielle kilden. Spesielt foretrukne fødegasser inkluderer imidlertid røkgasser fra reformerbrenner- eller gassturbinavgasser. Det skulle videre anerkjennes at gasser andre enn røkgasser fra en forbrenningsturbin også er omfattet, inkludert naturgass, eller forskjellige raffinerigasser, forbrenningsgasser, eller kombinerte gasses fra flere kilder, alle disse kan være forbehandlet, eller ikke forbehandlet (omfattet forbehandling kan inkludere fraksjonering, filtrering, gassvasking, og kombinasjon eller fortynning med andre gasser). Derfor kan den kjemiske sammensetningen variere vesentlig, men passende fødegasser har foretrukket relativt lavt innhold av karbondioksid (typisk mellom 0,25 og 30 vol-%) og relativt høyt oksygeninnhold (typisk mellom 0,25 og 20 vol-%). Avhengig av prosessgassens natur og løsningsmidlets fysiko-kjemiske egenskaper, er følgelig den gassformige forbindelsen ikke nødvendigvis begrenset til karbondioksid, men kan også inkludere hydrogensulfid, nitrogen, oksygen, hydrogen og/eller helium, etc.
Det antas videre at fødegassens trykk typisk er relativt lavt og generelt vil være i området mellom 0,7 kPa (0,1 psia) og 207 kPa (30 psia). Antatt høyere trykk inkluderer imidlertid trykk mellom omkring 207 kPa (30 psia) og 1034 kPa (150 psia), og mindre typisk mellom omkring 1034 kPa (150 psia) og 2068 kPa (300 psia). På lignende måte kan temperaturen av antatte fødegasser variere og vil hovedsakelig avhenge av den spesielle kilden og/eller anvendelsen av en varmegjenvinningsenhet.
Med hensyn til absorberen, antas det at alle konvensjonelle absorbere er vurdert som passende for anvendelse i sammenheng med det som er vist heri, For eksempel inkluderer omfattede absorbere absorbere med tilfeldig-pakkede sjikt med en kapasitet på opptil 850.000 Nm<3>/h (30 millioner standard kubikkfot per time) (og enda mer), men kan inkludere forskjellige alternative typer, størrelser og kapasiteter. Blant andre variasjoner kan antatte absorbere inkludere absorbere med strukturert pakket sjikt eller plate-type absorbere. På lignende måte, når relativt store kapasiteter av prosessgass skal renses, kan flere absorbere med lik eller foreskjellig kapasitet benyttes. Antatte fødegasskapasiteter inkluderer strømningshastigheter på mellom 28.300 - 1.416.000 Nm<3>/h (1 - 50 millioner standard kubikkfot per time (MMSCF/h)), og enda høyere strømningshastigheter mellom1.416.000 og 2.832.000 Nm<3>/h (50 og 100 MMSCF/h) omfattes også. På den andre siden, når mindre mengder prosessgass skal renses, blir strømnings-hastigheter på mellom 2.800 - 1.416.000 Nm<3>/h (0,1-50 MMSCF/h) og mindre også ansett som å være passende.
Det skulle spesielt bemerkes at i foretrukne aspekter av oppfinnelsens omfang, opererer absorberen ved et trykk som er vesentlig identisk (+/- 34,5 kPa (+/-5 psi)) med trykket av fødegassen (som kan tilveiebringes direkte til absorberen som avgass med eller uten en vifte). Derfor vil passende absorbertrykk typisk være i området mellom omkring 34,5 kPa (5 psia) og 173 kPa (25 psia), mer typisk i området mellom omkring 68,9 og 138 kPa (10 og 20 psia), og mest typisk i området omkring 96,5 - 117 kPa (14-17 psia). Alternativt kan absorbertrykket også overstige 138 kPa (20 psia), og passende trykk på opptil 2068 kPa (300 psia)
(og enda høyere) er ikke utelukket.
På lignende måte skulle det gjenkjennes at de første og andre regeneratorene kan variere vesentlig i type og volum, og typen og volumet av passende regeneratorer vil i det minste delvis avhenge av absorberen og fødegassens natur. Derfor, blir det generelt antatt at alle konvensjonelle konfigurasjoner anses passende for anvendelse i denne sammenhengen så lenge henholdsvis en første og andre regenerator mottar en første og andre andel av et anriket løsningsmiddel direkte eller indirekte fra absorberen, og så lenge topp-produktet og det halvregenererte løsningsmidlet fra den andre regeneratoren hovedsakelig utelukkende produseres fra den andre andelen av det anrikede løsningsmidlet. Uttrykket "hovedsakelig utelukkende produsert fra den andre andelen av det anrikede løsningsmidlet" som anvendt heri betyr at den anrikede gasstrømmen som forlater toppen av den første regeneratoren typisk ikke (eller hvis så, ikke mer enn 20 vol-%), ledes til halvregenerert løsningsmiddel regeneratoren, og/eller at råmaterialet til den andre regeneratoren omfatter minst 80% av den andre andelen av det anrikede løsningsmidlet. Eventuelt tilsatt strippegass eller damp (se f.eks. figur 2) er ikke inkludert i denne definisjonen.
Følgelig skulle det spesielt gjenkjennes at partialtrykket av den sure gasskomponenten i enhver damptilførsel i den andre regeneratoren forblir relativt lav. Videre skulle det anerkjennes at den andre regeneratoren kan opereres som en flashtrommel som mottar oppvarmet anriket løsningsmiddel og som videre kan motta damp for å redusere partialtrykket av den sure gassen over løsningsmidlet i flashtrommelen.
Med hensyn til passende trykk i de første og andre regeneratorene, antas det generelt at trykket i minst én av den første og andre regeneratoren er høyere enn i absorberen, og det skulle gjenkjennes at et spesielt trykk i den første og/eller andre regeneratoren hovedsakelig vil avhenge av det spesielle løsningsmiddel og løsningsmiddelkonsentrasjonen, temperaturen og/eller (rest) karbondioksidbelastningen i løsningsmidlet. Derfor vil antatte trykkforskjeller mellom minst en av regeneratorene og absorberen være minst 13,8 kPa (2 psi), mer typisk minst 34,5 kPa (5 psi), og mest typisk mellom 69,0 - 103 kPa (10-15 psi). Videre, med hensyn til dampmengden tilveiebrakt i den andre regeneratoren, skulle det gjenkjennes at dampmengdene kan variere betraktelig.
På lignende vis, er fraksjoneringskokeren i den første regeneratoren ikke begrenset til en dampoperert fraksjoneringskoker, men kan også være alternative fraksjoneringskokere, inkludert oljeoppvarmede, eller flammeoppvarmede, eller elektrisk oppvarmede fraksjoneringskokere. Videre skulle det anerkjennes at passende pumper, ventiler, og rørledninger vil være lett tilgjengelig for en fagmann, og deres implementering i konfigurasjonene ifølge oppfinnelsens omfang vil ikke kreve unødvendig eksperimentering.
Med hensyn til løsningsmidlet, er det generelt foretrukket at løsningsmidlet er et vandig aminholdig løsningsmiddel (kjemisk løsningsmiddel), og spesielt foretrukne løsningsmidler inkluderer de som omfatter monoetanolamin (MEA). Det skulle imidlertid gjenkjennes at tallrike alternative løsningsmidler også anses som passende, inkludert fysikalske og kjemiske løsningsmidler, og enhver fornuftig kombinasjon derav. Fysikalske løsningsmidler inkluderer for eksempel spesielt SELEXOL™ (en dimetyleter av polyetylenglykol) og metanol, mens kjemiske løsningsmidler inkluderer organiske aminer og blandede aminer. Spesielt omfattede kjemiske løsningsmidler er MEA, dietanolamin, diglykolamin og metyldietanolamin. Det skulle videre anerkjennes at ko-løsningsmidler i kombinasjon med vurdert løsningsmiddel også er passende. Passende løsningsmidler er generelt kommersielt tilgjengelig, eller kan fremstilles etter spesifikasjon for utvalgte formål. Videre, og spesielt hvor fødegassen omfatter betraktelige oksygenmengder, kan omfattede løsningsmidler i tillegg inkludere korrosjonsinhibitorer. Tallrike korrosjonsinhibitorer er kjent innen fagfeltet og eksempler på inhibitorer er beskrevet for eksempel, i U.S. Pat nr. 6.036.888, 4.596.849 eller 4.372.873. Enda ytterligere passende reagenser som kan tilsettes eller inkluderes til omfattede løsningsmidler er skumdempere, buffere, metallsalter, etc.
Med hensyn til oppvarmingen av de(n) anrikede
løsningsmiddelstrømmen(e) og avkjøling av den regenererte løsningsmiddelstrømmen og/eller halvregenererte løsningsmiddelstrømmen, antas det at forskjellige innretninger andre enn en kryssvarmeveksler også er passende. For eksempel, kan den anrikede løsningsmiddelstrømmen varmes ved å benytte restvarme fra damp fraksjoneringskokeren, eller fra varmekilder andre enn en varmeveksler, inkludert varme fluider, varme gasser og elektrisitet. På lignende måte kan avkjølingen av den regenererte løsningsmiddelstrømmen og den halvregenererte løsningsmiddelstrømmen utføres med en enkelt eller to uavhengige kjøleinnretninger som anvender vann, luft eller andre kuldemedier som kjølemidler. Kjøleinnretningene kan derved være energetisk koplet eller uavhengige fra gassrenseprosessen. Selv om sidekjølere foretrukket anvendes for slik kjøling, blir forskjellige alternative konfigurasjoner også vurdert, inkludert flere sidekjølere eller en enkelt sidekjøler med to uavhengige kanaler for de to løsnings-middelstrømmene. Enda videre, og spesielt hvor den halvanrikede løsningsmiddelstrømmen blir blandet med den halvregenererte løsningsmiddelstrømmen, kan mellomkjøleren anvendes for å kjøle det blandede løsningsmidlet, og/eller den halvanrikede og/eller halvregenererte løsningsmiddelstrømmen. Antatte kjølere reduserer foretrukket temperaturen av den regenererte løsningsmiddelstrømmen og den halvregenererte
løsningsmiddelstrømmen mer enn 10°C, mer foretrukket mer enn 25°C, og mest foretrukket mer enn 50°C. Imidlertid, og spesielt hvor en mellomkjøler anvendes, blir alternative temperaturreduksjoner også vurdert som passende. Alternative kjølesystemer inkludere spiral-kjølte plater, eller interne varmevekslere.
I enda ytterligere alternative aspekter av oppfinnelsens omfang, trenger ikke den halvanrikede løsningsmiddelstrømmen å være begrenset til en enkelt halvanriket løsningsmiddelstrøm med en spesiell karbondioksidbeladning (f.eks. større enn 0,3), men kan inkludere flere halvanrikede løsningsmiddelstrømmer med identisk eller forskjellig karbondioksidbeladning, så lenge minst en del av den halvanrikede løsningsmiddelstrømmen føres tilbake til en nedre andel av absorberen. For eksempel, kan passende halvanrikede løsningsmiddelstrømmer tappes fra absorberen ved forskjellige posisjoner som kan ha men ikke må ha samme vertikale avstand fra absorbertoppen. Videre konfigurasjoner og aspekter relevante for omfattede konfigurasjoner og fremgangsmåter kan finnes i samtidig søkte og felles eide U.S. søknad med serienummer 09/831.582 som ble levert 11. mai 2001.
I enda ytterligere omfattede aspekter av konfigurasjoner ifølge oppfinnelsens omfang, kan lavtrykksdampen 270 for fraksjoneringskokeren også tilveiebringes av en kilde annen enn gassbehandlingsanlegget, og spesielt passende kilder inkluderer varmegjenvinningsenheter for forskjellige anlegg { infra). Derfor, og minst fra ett perspektiv som vist i figur 3, inkluderer omfattede anleggskonfigurasjoner de i hvilke et gjenvinningsanlegg (f.eks. gassbehandlings-anlegg for gjenvinning av karbondioksid) er varmeintegrert med et kraftverk, hvor varme på lavt nivå tilveiebringes av gjenvinningsanlegget til kraftverket, mens varme på høyt nivå tilveiebringes fra kraftverket til gjenvinningsanlegget. For eksempel kan et gjenvinningsanlegg tilveiebringe oppvarming for tilførselsvann til en dampkjele i et kraftverk fra varmekilder i gjenvinningsanlegg, hvilket inkluderer løsningsmiddelkjølere (f.eks. regenerert løsningsmiddel kjøler, halvregenerert løsningsmiddel kjøler) eller kondensatorer (f.eks. regenerator kondensatorer), mens kraftverket fordelaktig kan tilveiebringe varme for å omforme lavtrykks dampkondensat til lavtrykksdamp som opererer damp fraksjoneringskokeren til den første regeneratoren i gjenvinningsanlegget. Uttrykkene "gassbehandlings-anlegg", "gassbearbeidelsesanlegg" og "gjenvinningsanlegg" benyttes om hverandre og refererer til omfattede anlegg hvor en gassformig komponent (typisk sur gass, mest typisk karbondioksid) fjernes fra en fødegass.
Enda ytterligere foretrukne varmeintegreringsskjemaer for omfattede anlegg inkluderer de hvori varmeenergikravet for gjenvinningsanlegget i det minste delvis, eller også fullstendig tilveiebringes av kilden til fødegassen som skal behandles med gjenvinningsanlegget. Foreksempel, viser figur 4A en konfigurasjon hvori røkgass (f.eks. fra en reformer) føres gjennom en varmegjenvinningsenhet hvor kokertilførselsvann omformes til damp ved lavt trykk, som kan benyttes for å operere den første regeneratoren i et anlegg som har en konfigurasjon ifølge figur 1. Når det er påkrevet, kan ekstra brensel benyttes for å heve temperaturen i varmegjenvinningsenheten (f.eks. via kanalfyring). Alternativt, som vist i figur 4B, når varmen i røkgassen i varmegjenvinningsenheten er tilstrekkelig høy, kan det genereres kraft ved å benytte høytrykksdamp som genereres i varmegjenvinningsenheten. Den resulterende lavtrykksdampen fra kraftgenereringen kan så anvendes i gjenvinningsenheten for å drive prosesser som krever varmeenergi (f.eks. dampfraksjoneringskoker for den første regeneratoren). Derfor, skulle det spesielt gjenkjennes at der hvor hittil kjente anlegg for fjerning av sur gass tilfredsstilte sine varmekrav med en separat dampkoker (som i sin tur igjen genererte sure gasser i kjelfyrrommet), anvender de omfattede konfigurasjoner varmeinnholdet i røkgassen (eller annen varmekilde i anlegget som genererer røkgassen) for å drive de(n) varmeavhengige prosessen(e) i gjenvinningsanlegget.
Slike varmeintegreringskonfigurasjoner er spesielt fordelaktige hvor røkgassen inneholder oksygen i en mengde som er tilstrekkelig til å støtte forbrenning av ytterligere brensel (typisk en oksygenkonsentrasjon på 4 vol-% eller mer). Derfor inkluderer spesielt passende røkgasser gassturbinavgasser og reformerrøkgasser. I slike konfigurasjoner blir en varmegjenvinningsenhet plassert oppstrøms for en røkgassbehandlingsenhet (f.eks. avsvovling og/eller karbondioksidfjerning) i hvilken kanalfyring utføres via injeksjon av naturgass eller annet brensel til røkgassen. Forbrenningen av naturgassen eller det andre brenselet med det gjenværende oksygenet i røkgassen øker røkgasstemperaturen til det punkt hvor damp kan stige opp og sendes til fraksjoneringskokeren i den første regeneratoren i figurene 1 eller 2.
Blant andre fordeler skulle det gjenkjennes at slike prosesser typisk er over-legne dampgenerering fra en dampkjel eller ekstraksjon fra en dampturbin, siden (a) røkgassen allerede er varm, og følgelig er mengden naturgass eller annet brensel som er krevet mindre enn mengden krevet i en dampkjel; (b) røkgassen blir mer konsentrert på karbondioksid, som derved signifikant øker effektiviteten av karbondioksidoppfangning i prosessen; (c) røkgassens oksygenkonsentrasjon blir redusert, og derved reduseres amindegraderingsratene i prosessen for fjerning av sur gass, (d) den varme temperaturen som oppnås etter kanalfyring tillater tilegg av en enhet for fjerning av NOx, (e) forhindrer nye karbondioksidemisjoner fra en separat dampkjel som ellers er krevet for å heve damp for
løsningsmiddelregenereringen, og (f) reduserer totalkostnaden.
For å bestemme den økonomiske fordelen for en eksempelvis konfigurasjon som benytter de omfattede varmeintegreringskonfigurasjonene, ble sammenlignende simuleringer utført ved anvendelse av en prosess som resulterer i produksjonen av 413 tonn karbondioksid per døgn (se figur 4B). For sammen-ligning (tilfelle A), ble en typisk reformerrøkgass, som inneholder 6,0% karbondioksid ved 150°C (302°F) sendt direkte til en røkgassavsvovlings- og Econamine FG Plus (prosess vesentlig som vist i figurene 1 og 2) prosess. I motsetning (tilfelle B), ble den samme røkgassen først sendt gjennom en varmegjenvinningsenhet som var varmeintegrert med den samme røkgassavsvovlings-og Econamine FG Plus prosessen. De to tilfellene ble sammenlignet ved konstant antall mol karbondioksid gjenvunnet og konstant pakningshøyde i absorberen. Econamine FG Plus prosessen var designet med konfigurasjon med delt strømning, mellomkjølt absorber, 35 vekt-% vandig MEA som løsningsmiddel, og med -9,4°C (15°F) minimum kryssveksler tilnærmelsestemperatur. Varmegjenvinningsenheten ble designet med en minimum tilnærmelsestemperatur på -9,4°C (15°F). Røkgasstemperaturen i avsvovlings-/DCC enheten ble satt til 40°C (104°F).
Røkgassens karbondioksidkonsentrasjon øker fra 6,0 til 7,2%, hvilket derved øker MEA løsningsmiddelkapasiteten. Den samme fjerningen kan oppnås med en lavere sirkulasjonshastighet og den økede anrikningsbeladningen gjør stripping lettere. Resultatet er en reduksjon i fraksjoneringskokerytelse på omkring 6,9%, Viftekraften øker, på grunn av trykkfallet som røkgassen undergår i varmegjenvinningsenheten (satt til 2,49 kPa (10" H20)).
Alternativt kan kraft genereres ved produksjon av damp ved høyere trykk i varmegjenvinningsenheten (se figur 4B). Dampen kan overoppvarmes og ekspanderes i en turbin og ekstraksjonsdampen (345 kPa (50 psig), overoppvarmet) kan sendes til fraksjoneringskokeren, mens noe kraft produseres for å tilfredsstille kravet til Econamin FG Plus prosessen. Et tredje tilfelle (C) ble kjørt med simulatoren for å reprodusere denne konfigurasjonen, med et damptrykk på 3.103 kPa (450 psig). Tabellen under rapporterer resultatene for den simuleringen som sammenligner den tredje situasjonen C med situasjon B.
Som det kan sees, ved anvendelse av omkring 30% mer naturgass, blir 2,1 MW (2.847 hp) produsert. Denne kraften tilfredsstiller fullstendig vifteforbruket, som er den klart mest kraftkrevende enheten i prosessen.
Derfor antar oppfinnerne generelt at et anlegg som inkluderer en absorber som fjerner en sur gass fra en fødegass ved anvendelse av et regenerert løsningsmiddel og et halvregenerert løsningsmiddel, som derved produserer et halvanriket løsningsmiddel og et anriket løsningsmiddel. Slike anlegg vil videre omfatte en første regenerator som mottar en første andel av det anrikede løsningsmiddel, og derved produserer det regenererte løsningsmidlet og et første regenerator topp-produkt, og en andre regenerator som mottar en andre andel av det anrikede løsningsmiddel og derved produserer det halvregenererte løsnings-midlet og et andre regenerator topp-produkt, hvori det andre regenerator topp-produktet og det halvregenererte løsningsmidlet blir vesentlig utelukkende produsert fra den andre andelen av det anrikede løsningsmiddel. Foretrukket blir den andre andelen av det anrikede løsningsmiddel forvarmet i en varmeveksler mot det regenererte løsningsmidlet fra den første regeneratoren, og/eller den andre regeneratoren mottar videre damp fra en komponent i anlegget (f.eks. dampfraksjoneringskoker i den første regeneratoren, derfor kan dampen være et flashet dampkondensat fra dampfraksjoneringskokeren).
I de fleste om ikke alle foretrukne aspekter vil absorberen (som foretrukket videre omfatter en mellomkjøler som kjøler det halvregenererte, halvanrikede og/eller blandede løsningsmiddel) operere ved et trykk som er lavere enn et driftstrykk i den første regeneratoren og et driftstrykk i den andre regeneratoren. For eksempel, kan en passende fødegass som entrer absorbereren være en røkgass ved et trykk på ikke mer enn 138 kPa (20 psia) (f.eks. er den sure gassen i fødegassen karbondioksid og haren konsentrasjon på mellom 0,5 vol-% og 3,5 vol-% og hvori fødegassen videre omfatter oksygen ved en konsentrasjon på mellom 5 vol-% og 15 vol-%).
Omfattede anlegg kan videre være varmeintegrert med andre anlegg (f.eks. ammoniakkgassproduksjonsanlegg med en reformer, et kraftverk med en gassturbin, etc.) som kan tilveiebringe varme (typisk varme på høyt nivå for en dampfraksjoneringskoker) og fordelaktig fødegassen, mens det andre anlegget også kan motta varme fra omfattede anlegg (typisk varme på lavt nivå for å forvarme kjeltilførselsvann). Derfor, når en ser det fra et annet perspektiv, vil omfattede anlegg inkludere en absorber som fjerner en sur gass fra en lavtrykksrøkgass ved anvendelse av et regenerert løsningsmiddel og et halvregenerert løsningsmiddel, hvori det regenererte løsningsmidlet blir produsert ved en første regenerator som opererer ved et første trykk, det halvregenererte løsningsmidlet produseres av en andre regenerator som opererer ved et andre trykk, og hvori både det første og andre trykket er større enn et trykk av lavtrykksrøkgassen.
Derfor har spesifikke utførelser og anvendelser av konfigurasjoner med delt strøm blitt presentert.
Claims (12)
1. Anlegg som omfatter: en absorber (110) som fjerner en sur gass fra en fødegass (102) som mottar et regenerert løsningsmiddel (122) og et halvregenerert løsningsmiddel (132), og derved produserer et halvanriket løsningsmiddel (124) og et anriket løsningsmiddel (106); en første regenerator (120) som mottar en første andel (106A) av det anrikede løsningsmidlet (106), og derved produserer det regenererte løsningsmidlet (122) som tilføres absorberen (110) og et første regenerator topp-produkt (126); en andre regenerator (130) som mottar en andre andel av det anrikede løsningsmidlet (106B), og derved produserer det halvregenererte løsningsmidlet (132) som tilføres til absorberen (110) og et andre regenerator topp-produkt (136);karakterisert ved at den andre andelen (106B) av det anrikede løsningsmiddel (106) blir forvarmet i en varmeveksler (140) mot det regenererte løsningsmidlet (122) fra den første regeneratoren (120); og det andre regenerator topp-produktet (136) og det halvregenererte løsningsmidlet (132) som tilføres til absorberen (110) blir vesentlig utelukkende produsert fra den andre andelen (106B) av det anrikede løsningsmidlet (106).
2. Anlegg ifølge krav 1
karakterisert ved at den andre regeneratoren (130) videre mottar damp (276) fra en komponent i anlegget.
3. Anlegg ifølge krav 2,
karakterisert ved at komponenten er en dampfraksjoneringskoker (128) i den første regeneratoren (120) og hvori dampen er et flashet dampkondensat fra dampfraksjoneringskokeren (128).
4. Anlegg ifølge krav 1,
hvori absorberen (110) opererer ved et trykk som er lavere enn et driftstrykk for den første regeneratoren (120) og et driftstrykk i den andre regeneratoren (130).
5. Anlegg ifølge krav 4,
karakterisert ved at fødegassen (102) omfatter røkgass ved et trykk som ikke er høyere enn 207 kPa (30 psia).
6. Anlegg ifølge krav 5,
karakterisert ved at den sure gassen i fødegassen (102) er karbondioksid og har en konsentrasjon på mellom 0,25 vol-% og 30 vol-% og hvori fødegassen (102) videre omfatter oksygen ved en konsentrasjon på mellom 0,25 vol-% og 20 vol-%.
7. Anlegg ifølge krav 1,
karakterisert ved at absorberen (110) er koplet med en mellomkjøler (150) som mottar og kjøler minst en andel av det halvanrikede løsningsmiddel for å danne et avkjølt halvanriket løsningsmiddel (124) som reintroduseres til absorberen (110).
8. Anlegg ifølge krav 7,
karakterisert ved at minst en andel av det halvregenererte løsningsmidlet (132) blandes med det halvanrikede løsningsmiddel (124) for å danne et blandet løsningsmiddel, og hvori mellomkjøleren (150) kjøler det blandede løsningsmiddel for å danne et blandet løsningsmiddel som føres inn i absorberen (110).
9. Anlegg ifølge krav 1,
karakterisert ved at absorberen (110) koples med en mellomkjøler (150) som mottar og kjøler minst en andel av det halvregenererte løsningsmidlet
(132) for å danne et avkjølt halvregenerert løsningsmiddel som føres inn i absorberen.
10. Anlegg ifølge krav 1,karakterisert ved at det eventuelt omfatter en mellomkjøler (150) som driftsmessig er koplet med absorberen (110), hvori et kraftverk eller reformeringsanlegg er driftsmessig koplet til anlegget, og hvori kraftverket eller reformeringsanlegget tilveiebringer (a) energi for en fraksjoneringskoker i den første regeneratoren (120), (b) fødegassen som føres inn i absorberen (110), og (c) hvori energien eventuelt er tilveiebrakt ved en varmegjenvinningsenhet som anvender kanalfyring.
11. Anlegg ifølge krav 10, karakterisert ved at det ytterligere omfatter minst én av en regenerert løsningsmiddel kjøler, en halvregenerert løsningsmiddel kjøler, og en regenerator kondensator, og hvori varme tilveiebringes til kraftverket av minst én av regenerert løsningsmiddel kjøleren, halvregenerert løsningsmiddel kjøleren, en regenerator kondensatoren og mellomkjøleren.
12. Anlegg ifølge krav 1,karakterisert ved at det eventuelt omfatter en mellomkjøler (150) som er driftsmessig koplet til absorberen (110), som ytterligere omfatter minst én av en regenerert løsningsmiddel kjøler, en halvregenerert løsningsmiddel kjøler, og en regenerator kondensator, hvori et kraftverk er driftsmessig koplet til anlegget hvori varme tilveiebringes til kraftverket av minst én av regenerert løsningsmiddel kjøleren, halvregenerert løsningsmiddel kjøleren, en regenerator kondensatoren og mellomkjøleren.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US39359502P | 2002-07-03 | 2002-07-03 | |
| US46771903P | 2003-05-02 | 2003-05-02 | |
| PCT/US2003/021194 WO2004005818A2 (en) | 2002-07-03 | 2003-07-03 | Improved split flow process and apparatus |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20050089L NO20050089L (no) | 2005-02-02 |
| NO329103B1 true NO329103B1 (no) | 2010-08-23 |
Family
ID=30118380
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20050089A NO329103B1 (no) | 2002-07-03 | 2005-01-06 | Anlegg for a fjerne en sur gass fra en fodegass omfattende forbedret delt vaeskestrom |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7377967B2 (no) |
| EP (1) | EP1551532B1 (no) |
| JP (1) | JP4105689B2 (no) |
| AT (1) | ATE414564T1 (no) |
| AU (1) | AU2003251783B2 (no) |
| CA (1) | CA2491163C (no) |
| DE (1) | DE60324822D1 (no) |
| ES (1) | ES2316817T3 (no) |
| NO (1) | NO329103B1 (no) |
| WO (1) | WO2004005818A2 (no) |
| ZA (1) | ZA200500096B (no) |
Families Citing this family (101)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP4690659B2 (ja) | 2004-03-15 | 2011-06-01 | 三菱重工業株式会社 | Ｃｏ２回収装置 |
| MX2007001367A (es) | 2004-08-06 | 2007-04-10 | Eig Inc | Ultra limpieza de gases de combustion, incluyendo la eliminacion de co2. |
| JP4745682B2 (ja) * | 2005-02-23 | 2011-08-10 | 関西電力株式会社 | Ｃｏ２回収装置および方法 |
| WO2006118795A1 (en) * | 2005-04-29 | 2006-11-09 | Fluor Technologies Corporation | Configurations and methods for acid gas absorption and solvent regeneration |
| JP5021917B2 (ja) | 2005-09-01 | 2012-09-12 | 三菱重工業株式会社 | Ｃｏ２回収装置及び方法 |
| WO2007075466A2 (en) * | 2005-12-19 | 2007-07-05 | Fluor Technologies Corporation | Integrated compressor/stripper configurations and methods |
| AU2007226476B2 (en) * | 2006-03-16 | 2011-03-31 | Basf Se | Process for contacting two phases whose contact is accompanied by heat evolution |
| US20070221065A1 (en) * | 2006-03-23 | 2007-09-27 | Adisorn Aroonwilas | Heat recovery gas absorption process |
| CN101622051A (zh) * | 2007-01-25 | 2010-01-06 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于在与co2捕集设备联合的发电装置中产生加压co2物流的方法 |
| CN101622054B (zh) * | 2007-01-25 | 2012-12-05 | 国际壳牌研究有限公司 | 减少发电装置中二氧化碳排放的方法 |
| US7981196B2 (en) * | 2007-06-04 | 2011-07-19 | Posco | Apparatus and method for recovering carbon dioxide from flue gas using ammonia water |
| US8182577B2 (en) | 2007-10-22 | 2012-05-22 | Alstom Technology Ltd | Multi-stage CO2 removal system and method for processing a flue gas stream |
| US7862788B2 (en) | 2007-12-05 | 2011-01-04 | Alstom Technology Ltd | Promoter enhanced chilled ammonia based system and method for removal of CO2 from flue gas stream |
| US8192530B2 (en) * | 2007-12-13 | 2012-06-05 | Alstom Technology Ltd | System and method for regeneration of an absorbent solution |
| US20090151318A1 (en) * | 2007-12-13 | 2009-06-18 | Alstom Technology Ltd | System and method for regenerating an absorbent solution |
| US20090151564A1 (en) * | 2007-12-13 | 2009-06-18 | Alstom Technology Ltd. | System and method for removal of an acidic component from a process stream |
| CN101970079B (zh) * | 2008-02-18 | 2013-09-04 | 氟石科技公司 | 再生器构造和具有降低的蒸汽需求的方法 |
| WO2009112518A1 (en) * | 2008-03-13 | 2009-09-17 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for removal of carbon dioxide from a gas |
| EP2105190A1 (de) * | 2008-03-27 | 2009-09-30 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren und Vorrichtung zum Abtrennen von Kohlendioxid aus einem Abgas einer fossilbefeuerten Kraftwerksanlage |
| EP2105187A1 (de) * | 2008-03-27 | 2009-09-30 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren und Vorrichtung zum Abtrennen von Kohlendioxid aus einem Abgas einer fossilbefeuerten Kraftwerksanlage |
| EP2105191A1 (de) * | 2008-03-27 | 2009-09-30 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren und Vorrichtung zum Abtrennen von Kohlendioxid aus einem Abgas einer fossilbefeuerten Kraftwerksanlage |
| EP2105188A1 (de) * | 2008-03-27 | 2009-09-30 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren und Vorrichtung zum Abtrennen von Kohlendioxid aus einem Abgas einer fossilbefeuerten Kraftwerksanlage |
| US8080089B1 (en) * | 2008-04-14 | 2011-12-20 | Bechtel Power Corporation | Method and apparatus for efficient gas treating system |
| WO2009134332A2 (en) * | 2008-04-29 | 2009-11-05 | Celanese International Corporation | Methanol carbonylation system having absorber with multiple solvent options |
| CA2728220A1 (en) | 2008-06-19 | 2009-12-23 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for the removal of carbon dioxide from a gas |
| EP2145667A1 (de) * | 2008-07-17 | 2010-01-20 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren und Vorrichtung zum Abtrennen von Kohlendioxid aus einem Abgas einer fossilbefeuerten Kraftwerksanlage |
| FR2936165B1 (fr) * | 2008-09-23 | 2011-04-08 | Inst Francais Du Petrole | Procede de desacidification d'un gaz par solution absorbante avec controle de la demixtion |
| US7846240B2 (en) | 2008-10-02 | 2010-12-07 | Alstom Technology Ltd | Chilled ammonia based CO2 capture system with water wash system |
| US8404027B2 (en) | 2008-11-04 | 2013-03-26 | Alstom Technology Ltd | Reabsorber for ammonia stripper offgas |
| US20100154431A1 (en) * | 2008-12-24 | 2010-06-24 | General Electric Company | Liquid carbon dioxide absorbent and methods of using the same |
| US9440182B2 (en) | 2008-12-24 | 2016-09-13 | General Electric Company | Liquid carbon dioxide absorbents, methods of using the same, and related systems |
| US8123842B2 (en) * | 2009-01-16 | 2012-02-28 | Uop Llc | Direct contact cooling in an acid gas removal process |
| US7785399B2 (en) * | 2009-01-16 | 2010-08-31 | Uop Llc | Heat integration for hot solvent stripping loop in an acid gas removal process |
| US8557205B2 (en) | 2009-01-28 | 2013-10-15 | Siemens Aktiengesellschaft | Method and device for separating of carbon dioxide from an exhaust gas of a fossil-fired power plant |
| DE102009009753B4 (de) * | 2009-02-20 | 2014-01-30 | Mt-Biomethan Gmbh | Verfahren zur chemisorptiven Reinigung von Bio- oder Klärgas |
| US8292989B2 (en) | 2009-10-30 | 2012-10-23 | Alstom Technology Ltd | Gas stream processing |
| US8845789B2 (en) * | 2009-03-31 | 2014-09-30 | Alstom Technology Ltd | Process for CO2 capture with improved stripper performance |
| JP5383338B2 (ja) * | 2009-06-17 | 2014-01-08 | 三菱重工業株式会社 | Ｃｏ２回収装置及びｃｏ２回収方法 |
| US8309047B2 (en) | 2009-09-15 | 2012-11-13 | Alstom Technology Ltd | Method and system for removal of carbon dioxide from a process gas |
| US8790605B2 (en) | 2009-09-15 | 2014-07-29 | Alstom Technology Ltd | Method for removal of carbon dioxide from a process gas |
| US8784761B2 (en) | 2009-11-20 | 2014-07-22 | Alstom Technology Ltd | Single absorber vessel to capture CO2 |
| US8518156B2 (en) * | 2009-09-21 | 2013-08-27 | Alstom Technology Ltd | Method and system for regenerating a solution used in a wash vessel |
| EP2322265A1 (en) | 2009-11-12 | 2011-05-18 | Alstom Technology Ltd | Flue gas treatment system |
| US8460436B2 (en) * | 2009-11-24 | 2013-06-11 | Alstom Technology Ltd | Advanced intercooling and recycling in CO2 absorption |
| DE102009056660B4 (de) * | 2009-12-02 | 2014-09-25 | Mt-Biomethan Gmbh | Verfahren und Anlage zur chemisorptiven Abtrennung von Kohlendioxid aus Bio- oder Klärgas mittels einer aminhaltigen Waschlösung und Regeneration der beladenen Waschlösung |
| US8293200B2 (en) | 2009-12-17 | 2012-10-23 | Alstom Technology Ltd | Desulfurization of, and removal of carbon dioxide from, gas mixtures |
| FR2954178B1 (fr) * | 2009-12-21 | 2014-02-21 | Air Liquide | Procede d'epuration d'un gaz contenant du dioxyde de carbone |
| JP5737844B2 (ja) * | 2010-02-08 | 2015-06-17 | 三菱重工業株式会社 | Ｃｏ２回収装置の熱回収設備および熱回収方法 |
| CN102905772A (zh) * | 2010-02-17 | 2013-01-30 | 氟石科技公司 | 在制备超低硫气体中清除高压酸气体的构造和方法 |
| JP5665022B2 (ja) * | 2010-03-31 | 2015-02-04 | 新日鉄住金エンジニアリング株式会社 | 二酸化炭素ガス回収装置 |
| DE102010003676A1 (de) * | 2010-04-07 | 2011-10-13 | Siemens Aktiengesellschaft | Abscheidevorrichtung für CO2 und Kraftwerk |
| EP2383522B1 (en) | 2010-04-28 | 2016-11-02 | General Electric Technology GmbH | Thermal integration of a carbon dioxide capture and compression unit with a steam or combined cycle plant |
| SG186158A1 (en) * | 2010-07-02 | 2013-01-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Low emission power generation systems and methods |
| US8728209B2 (en) | 2010-09-13 | 2014-05-20 | Alstom Technology Ltd | Method and system for reducing energy requirements of a CO2 capture system |
| US8623307B2 (en) | 2010-09-14 | 2014-01-07 | Alstom Technology Ltd. | Process gas treatment system |
| US20120064610A1 (en) * | 2010-09-15 | 2012-03-15 | Alstom Technology Ltd | Solvent and method for co2 capture from flue gas |
| EP2618914B1 (en) * | 2010-09-20 | 2021-11-03 | Carbon Clean Solutions Limited | Solvent composition for carbon dioxide recovery |
| JP5697411B2 (ja) * | 2010-11-17 | 2015-04-08 | 株式会社東芝 | 二酸化炭素回収装置および二酸化炭素回収方法 |
| JP5591083B2 (ja) * | 2010-12-01 | 2014-09-17 | 三菱重工業株式会社 | Ｃｏ２回収システム |
| JP5737916B2 (ja) * | 2010-12-01 | 2015-06-17 | 三菱重工業株式会社 | Ｃｏ２回収システム |
| JP5174194B2 (ja) * | 2011-01-04 | 2013-04-03 | 三菱重工業株式会社 | Ｃｏ２回収装置及び方法 |
| US8329128B2 (en) | 2011-02-01 | 2012-12-11 | Alstom Technology Ltd | Gas treatment process and system |
| US9901860B2 (en) | 2011-02-02 | 2018-02-27 | General Electric Technology Gmbh | Apparatus for removing an acid gas from a gas stream |
| AU2011357692A1 (en) | 2011-02-02 | 2013-08-22 | Alstom Technology Ltd. | Method for reducing regeneration energy |
| US9028784B2 (en) | 2011-02-15 | 2015-05-12 | Alstom Technology Ltd | Process and system for cleaning a gas stream |
| US9133407B2 (en) | 2011-02-25 | 2015-09-15 | Alstom Technology Ltd | Systems and processes for removing volatile degradation products produced in gas purification |
| US9427695B2 (en) * | 2011-04-06 | 2016-08-30 | Alstom Technology Ltd | Carbon dioxide capture system |
| US8329125B2 (en) | 2011-04-27 | 2012-12-11 | Primex Process Specialists, Inc. | Flue gas recirculation system |
| US9259680B2 (en) | 2011-09-06 | 2016-02-16 | Frank Bela | Claus hydrocarbon destruction via staged solvent regeneration |
| US8864878B2 (en) | 2011-09-23 | 2014-10-21 | Alstom Technology Ltd | Heat integration of a cement manufacturing plant with an absorption based carbon dioxide capture process |
| US8911538B2 (en) | 2011-12-22 | 2014-12-16 | Alstom Technology Ltd | Method and system for treating an effluent stream generated by a carbon capture system |
| EP2609988A1 (de) * | 2011-12-29 | 2013-07-03 | Dreyer & Bosse Kraftwerke GmbH | Niedertemperaturverfahren zur Desorption beladener aminhaltiger Waschflüssigkeiten aus Gaswaschprozessen und Vorrichtung |
| US9162177B2 (en) | 2012-01-25 | 2015-10-20 | Alstom Technology Ltd | Ammonia capturing by CO2 product liquid in water wash liquid |
| US9021810B2 (en) * | 2012-01-27 | 2015-05-05 | The University Of Kentucky Research Foundation | Fossil-fuel-fired power plant |
| DE102013200755A1 (de) * | 2012-02-22 | 2013-08-22 | Siemens Aktiengesellschaft | Kohledioxidabscheidevorrichtung zur Abscheidung von Kohledioxid aus einem Verbrennungsabgas |
| US9028654B2 (en) | 2012-02-29 | 2015-05-12 | Alstom Technology Ltd | Method of treatment of amine waste water and a system for accomplishing the same |
| US8864879B2 (en) | 2012-03-30 | 2014-10-21 | Jalal Askander | System for recovery of ammonia from lean solution in a chilled ammonia process utilizing residual flue gas |
| KR101951047B1 (ko) * | 2012-09-20 | 2019-02-21 | 한국전력공사 | 화학적 흡수제를 이용한 이산화탄소의 흡수 및 탈거 장치 |
| GB201218949D0 (en) | 2012-10-22 | 2012-12-05 | Bp Alternative Energy Internat Ltd | Separatiion of components from a gas mixture |
| WO2014066539A1 (en) | 2012-10-24 | 2014-05-01 | Fluor Technologies Corporation | Integration methods of gas processing plant and nitrogen rejection unit for high nitrogen feed gases |
| US9101912B2 (en) | 2012-11-05 | 2015-08-11 | Alstom Technology Ltd | Method for regeneration of solid amine CO2 capture beds |
| US9447996B2 (en) | 2013-01-15 | 2016-09-20 | General Electric Technology Gmbh | Carbon dioxide removal system using absorption refrigeration |
| JP2015024398A (ja) | 2013-07-29 | 2015-02-05 | 株式会社東芝 | 二酸化炭素分離回収システム及びその運転方法 |
| WO2015089446A1 (en) | 2013-12-12 | 2015-06-18 | Fluor Technologies Corporation | Configurations and methods of flexible co2 removal |
| US8986640B1 (en) | 2014-01-07 | 2015-03-24 | Alstom Technology Ltd | System and method for recovering ammonia from a chilled ammonia process |
| CA2953219A1 (en) * | 2014-06-06 | 2015-12-10 | Virginia Tech Intellectual Properties, Inc. | Energy-efficient extraction of acid gas from flue gases |
| CN104389680B (zh) * | 2014-11-12 | 2016-01-20 | 山东大学 | 基于sofc/gt混合发电系统和膜分离的低碳排放功冷联供系统 |
| EP3031510B1 (en) * | 2014-12-11 | 2017-05-31 | Union Engineering A/S | A method for the recovery of carbon dioxide from an absorbent with reduced supply of stripping steam |
| EP3250311A4 (en) * | 2015-01-28 | 2019-02-13 | Fluor Technologies Corporation | METHOD AND SYSTEM FOR IMPROVING THE ENERGY EFFICIENCY OF CARBON DIOXIDE DEPOSITION |
| EA038262B1 (ru) * | 2015-03-20 | 2021-07-30 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ производства потока очищенного газа |
| US10378763B2 (en) | 2015-12-03 | 2019-08-13 | General Electric Company | Method and apparatus to facilitate heating feedwater in a power generation system |
| EP3192984B1 (en) * | 2016-01-13 | 2020-06-17 | General Electric Technology GmbH | Method for operating a steam power plant and steam power plant for conducting said method |
| US10376829B2 (en) | 2017-06-13 | 2019-08-13 | Fluor Technologies Corporation | Methods and systems for improving the energy efficiency of carbon dioxide capture |
| US10710020B2 (en) | 2017-06-30 | 2020-07-14 | Uop Llc | Processes for gas separation by solvent or absorbent |
| EP3441122A1 (de) * | 2017-08-07 | 2019-02-13 | L'air Liquide, Société Anonyme Pour L'Étude Et L'exploitation Des Procédés Georges Claude | Kolonne zum strippen und reabsorbieren |
| JP7421553B2 (ja) * | 2018-11-19 | 2024-01-24 | エクソンモービル テクノロジー アンド エンジニアリング カンパニー | 並流ガス吸収方法及び強化された吸収体を有するシステム |
| US11090604B2 (en) | 2018-11-19 | 2021-08-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced acid gas removal within a gas processing system |
| EP4178710A1 (en) * | 2020-07-10 | 2023-05-17 | Carbon Clean Solutions Limited | A method and system for the removal of carbon dioxide from solvents using low-grade heat |
| JP7407685B2 (ja) * | 2020-10-05 | 2024-01-04 | 株式会社神戸製鋼所 | ガス処理装置 |
| US12318727B2 (en) | 2021-12-20 | 2025-06-03 | Ge Infrastructure Technology Llc | System and method for controlling a temperature in an absorber |
| US20240416273A1 (en) * | 2023-06-13 | 2024-12-19 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Carbon dioxide recovery system |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1971798A (en) * | 1932-01-30 | 1934-08-28 | Koppers Co Delaware | Purification and separation of gaseous mixtures |
| US2437288A (en) * | 1943-12-28 | 1948-03-09 | Ray B Anderson | Separation of gaseous mixtures |
| US3851041A (en) * | 1966-02-01 | 1974-11-26 | A Eickmeyer | Method for removing acid gases from gaseous mixtures |
| NL7402037A (no) * | 1973-02-16 | 1974-08-20 | ||
| IT1046519B (it) * | 1974-11-08 | 1980-07-31 | Vetrocoke Cokapuania Spa | Procedimento migliorato per la eliminazione e il ricupero di gas acidi co 2 e o h2s da miscele gassose che li contengono |
| IT1064936B (it) * | 1976-07-13 | 1985-02-25 | Giammarco Giuseppe | Procedimento per l assorbimento di co 2..h2s e simili impurezze e rigenerazione della soluzione con ritorno di calore in colonna di rigenerazione mediante una corrente di gas inerti |
| US4198378A (en) * | 1976-11-12 | 1980-04-15 | Giuseppe Giammarco | Process for removing CO2, H2 S and other gaseous impurities from gaseous mixtures |
| IT1156991B (it) * | 1978-04-27 | 1987-02-04 | Giuseppe Giammarco | Procedimento migliorato per la purificazione di liquidi e o per la rigenerazione di soluzioni assorbenti |
| JP2882950B2 (ja) * | 1992-09-16 | 1999-04-19 | 関西電力株式会社 | 燃焼排ガス中の二酸化炭素を除去する方法 |
| GB9702742D0 (en) * | 1997-02-11 | 1997-04-02 | Ici Plc | Gas absorption |
| AU758934B2 (en) * | 1998-11-23 | 2003-04-03 | Fluor Technologies Corporation | Split flow process and apparatus |
| US6800120B1 (en) * | 1998-11-23 | 2004-10-05 | Fluor Corporation | Split-flow process and apparatus |
| CA2379709A1 (en) * | 1999-07-19 | 2001-01-25 | Ebara Corporation | Acid gas scrubbing apparatus and method |
| US7056482B2 (en) * | 2003-06-12 | 2006-06-06 | Cansolv Technologies Inc. | Method for recovery of CO2 from gas streams |
-
2003
- 2003-07-03 EP EP03763280A patent/EP1551532B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-07-03 US US10/519,258 patent/US7377967B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-07-03 CA CA002491163A patent/CA2491163C/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-07-03 DE DE60324822T patent/DE60324822D1/de not_active Expired - Lifetime
- 2003-07-03 AU AU2003251783A patent/AU2003251783B2/en not_active Ceased
- 2003-07-03 JP JP2004519955A patent/JP4105689B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2003-07-03 AT AT03763280T patent/ATE414564T1/de active
- 2003-07-03 ES ES03763280T patent/ES2316817T3/es not_active Expired - Lifetime
- 2003-07-03 WO PCT/US2003/021194 patent/WO2004005818A2/en not_active Ceased
-
2005
- 2005-01-05 ZA ZA2005/00096A patent/ZA200500096B/en unknown
- 2005-01-06 NO NO20050089A patent/NO329103B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DE60324822D1 (de) | 2009-01-02 |
| CA2491163A1 (en) | 2004-01-15 |
| NO20050089L (no) | 2005-02-02 |
| JP4105689B2 (ja) | 2008-06-25 |
| EP1551532A2 (en) | 2005-07-13 |
| WO2004005818A2 (en) | 2004-01-15 |
| US20060032377A1 (en) | 2006-02-16 |
| EP1551532A4 (en) | 2007-02-21 |
| US7377967B2 (en) | 2008-05-27 |
| ATE414564T1 (de) | 2008-12-15 |
| EP1551532B1 (en) | 2008-11-19 |
| WO2004005818A3 (en) | 2004-03-25 |
| ES2316817T3 (es) | 2009-04-16 |
| AU2003251783B2 (en) | 2007-08-09 |
| ZA200500096B (en) | 2005-12-28 |
| AU2003251783A1 (en) | 2004-01-23 |
| WO2004005818B1 (en) | 2004-06-24 |
| JP2005532157A (ja) | 2005-10-27 |
| CA2491163C (en) | 2009-06-09 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO329103B1 (no) | Anlegg for a fjerne en sur gass fra en fodegass omfattende forbedret delt vaeskestrom | |
| RU2358792C2 (ru) | Регенерация водного раствора, образующегося в процессе абсорбции кислых газов, путем многоступенчатого равновесного испарения и отгонки | |
| CA2685923C (en) | Method and absorbent composition for recovering a gaseous component from a gas stream | |
| CN114206472B (zh) | 采用热优化的热闪蒸溶剂再生的通过吸附处理气体的方法和处理设备 | |
| EP3024563A2 (en) | Split line system, method and process for co2 recovery | |
| CN107743416A (zh) | 酸性气体收集系统和使用此的酸性气体收集方法 | |
| CN121175109A (zh) | 用于生产脱酸流体流的方法、用于使流体流脱酸的设备以及热泵用于使流体流脱酸的用途 | |
| US20130193373A1 (en) | Method and absorbent compositions for recovering a gaseous component from a gas stream | |
| WO2018200526A1 (en) | Process for carbon dioxide recapture with improved energy recapture |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |