JP2009297655A - Separation method and system of carbon dioxide gas - Google Patents
Separation method and system of carbon dioxide gas Download PDFInfo
- Publication number
- JP2009297655A JP2009297655A JP2008155305A JP2008155305A JP2009297655A JP 2009297655 A JP2009297655 A JP 2009297655A JP 2008155305 A JP2008155305 A JP 2008155305A JP 2008155305 A JP2008155305 A JP 2008155305A JP 2009297655 A JP2009297655 A JP 2009297655A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- gas
- liquid
- carbon dioxide
- porous material
- separation
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
Images
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
- Y02P20/151—Reduction of greenhouse gas [GHG] emissions, e.g. CO2
Landscapes
- Treating Waste Gases (AREA)
- Degasification And Air Bubble Elimination (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Physical Water Treatments (AREA)
- Carbon And Carbon Compounds (AREA)
Abstract
Description
本発明は、火力発電所や製鉄所等の様々な工業プロセスの排出ガスから炭酸ガス(CO2ガス)を分離する方法とシステムに関する。 The present invention relates to a method and system for separating carbon dioxide (CO 2 gas) from exhaust gases from various industrial processes such as thermal power plants and steelworks.
火力発電所の排ガスは炭化水素化合物を主成分とした化石燃料が燃焼したものであり、CO2ガスを含んでいる。それに対し、近年、大気中のCO2ガスの温室効果による地球温暖化への懸念から大気中のCO2ガス濃度の増加を抑制することの重要性が叫ばれ、様々な工業プロセスの排出ガスからCO2ガスを分離し、CO2ガスの大気中への放出を抑制する方法を安価に実現させることが求められている。工業的に実用化されている代表的なCO2ガスの分離方法として、熱炭酸カリウム法やアミン化合物を利用した化学吸収法が知られている。 Exhaust gas from a thermal power plant is obtained by burning fossil fuels mainly composed of hydrocarbon compounds, and contains CO 2 gas. In contrast, in recent years, the importance of suppressing the increase in the CO 2 gas concentration in the atmosphere from the concern about global warming caused by the greenhouse effect of CO 2 gas in the atmosphere is advocated, from the exhaust gas of various industrial processes CO 2 gas was separated, be low cost methods of inhibiting the release of the CO 2 gas in the atmosphere are required. As a typical method for separating CO 2 gas that is put into practical use, a thermal potassium carbonate method and a chemical absorption method using an amine compound are known.
熱炭酸カリウム法では、重量濃度20〜30%の炭酸カリウム溶液を吸収液として用い、比較的低温(60〜110℃)・高圧(約0.5MPa)の吸収塔でCO2ガスを含む供給ガスを吸収液とを接触させてCO2ガスを吸収液に吸収し、次いで吸収液を比較的高温(100〜120℃)・低圧(常圧以下)の再生塔に送って加熱・減圧することで、CO2を吸収液から回収する(例えば特許文献1参照)。この種の方法では各種の反応促進剤や腐食防止剤を添加する方法も実用化されているが、いずれも単位吸収液当たりのCO2吸収量は20〜35Nm3/m3、供給ガスに残留するCO2濃度は0.05〜0.2%、CO2の回収に必要な熱量は1.9〜2.8GJ/ton−CO2程度である。 In the hot potassium carbonate method, a potassium carbonate solution having a weight concentration of 20 to 30% is used as an absorption liquid, and a supply gas containing CO 2 gas in a relatively low temperature (60 to 110 ° C.) and high pressure (about 0.5 MPa) absorption tower. Is absorbed with the absorbing solution to absorb the CO 2 gas into the absorbing solution, and then the absorbing solution is sent to a relatively high temperature (100 to 120 ° C.) / Low pressure (normal pressure or lower) regeneration tower to be heated and depressurized. CO 2 is recovered from the absorbing solution (see, for example, Patent Document 1). In this type of method, methods of adding various reaction accelerators and corrosion inhibitors have been put into practical use, but all have a CO 2 absorption amount of 20 to 35 Nm 3 / m 3 per unit absorption liquid and remain in the supply gas. The concentration of CO 2 to be produced is 0.05 to 0.2%, and the amount of heat necessary for CO 2 recovery is about 1.9 to 2.8 GJ / ton-CO 2 .
一方、アミン化合物を利用した化学吸収法では、アミン化合物の溶解液を吸収液として用い、熱炭酸カリウム法と同じく、比較的低温・高圧の吸収塔でCO2ガスを含む供給ガスと吸収液とを接触させてCO2を吸収液に吸収させ、その吸収液を比較的高温・低圧の再生塔へ送って吸収液を加熱・減圧することでCO2を吸収液から回収する。使用するアミン化合物の種類によって異なるが、モノエタノールアミン(MEA)の例を記すと、単位吸収液当たりのCO2吸収量は16〜22Nm3/m3、供給ガスに残留するCO2濃度は5〜100ppm、CO2の回収に必要な熱量は4.3〜6.4GJ/ton−CO2程度である。 On the other hand, in the chemical absorption method using an amine compound, a dissolved solution of the amine compound is used as an absorption liquid, and, similar to the thermal potassium carbonate method, a supply gas containing CO 2 gas and an absorption liquid are absorbed in a relatively low temperature and high pressure absorption tower. To absorb CO 2 in the absorption liquid, and the absorption liquid is sent to a relatively high temperature / low pressure regeneration tower, and the absorption liquid is heated and decompressed to recover CO 2 from the absorption liquid. Although it differs depending on the type of amine compound to be used, when describing an example of monoethanolamine (MEA), the CO 2 absorption amount per unit absorption liquid is 16 to 22 Nm 3 / m 3 , and the CO 2 concentration remaining in the supply gas is 5 to 100 ppm, the amount of heat required for recovery of CO 2 is about 4.3~6.4GJ / ton-CO 2.
しかしながら、工業プロセスの排出ガスからのCO2ガスの分離に適用する場合を考えると、例えば石炭火力発電所の場合、出力1MW当たりの排ガス発生量は約3×103Nm3/h、排ガス中のCO2濃度は10数%である。出力1000MWの発電所を考えると、排ガス発生量は約3×106Nm3/hなのでCO2濃度10%としてもCO2発生量は約600ton/hとなり、上述の熱炭酸カリウム法におけるCO2回収に必要な熱量は約300MW、すなわち発電所出力の30%に相当する熱量となる。これは発電所出力の大幅な低下に繋がり、電力単価を上昇させる。 However, considering the application to separation of CO 2 gas from exhaust gas from industrial processes, for example, in the case of a coal-fired power plant, the amount of exhaust gas generated per 1 MW of output is about 3 × 10 3 Nm 3 / h, The CO 2 concentration is 10 tens%. Given the power plant output 1000 MW, CO in the exhaust gas emissions of about 3 × 10 6 Nm 3 / h, so CO 2 concentration CO 2 emissions as 10% to about 600ton / h, and the thermal potassium carbonate method described above 2 The amount of heat required for recovery is about 300 MW, that is, the amount of heat corresponding to 30% of the power plant output. This leads to a significant decrease in power plant output and increases the unit price of electricity.
そこで、CO2回収に必要な熱量の少ないアミン化合物の探索やCO2回収に要する熱量又は電力の少なく化学吸収法とは原理の異なるCO2ガス分離方法の開発が進められている。化学吸収法と原理の異なるCO2ガス分離方法の一つに多孔質膜を用いた膜分離法がある。膜分離法は孔の大きさによって決まる分子ふるい効果や拡散速度の違いをCO2分離に利用し、膜の一方の側に供給ガスを流してCO2を膜の他方の側に透過させて回収する。このため、CO2回収用の熱量が不要となるので、基本的にはガスの流通に必要な動力のみでCO2分離システムを作動させることができ、化学吸収法に比べて安価なCO2分離方法として期待されている。 Therefore, development of a CO 2 gas separation method that is different in principle from the chemical absorption method is being pursued in search of an amine compound that requires a small amount of heat necessary for CO 2 recovery and a small amount of heat or power required for CO 2 recovery. One of the CO 2 gas separation methods having a different principle from the chemical absorption method is a membrane separation method using a porous membrane. The membrane separation method utilizes the molecular sieving effect determined by the size of the pores and the difference in diffusion rate for CO 2 separation, and the supply gas is flowed to one side of the membrane and CO 2 is permeated to the other side of the membrane for recovery. To do. Therefore, since the amount of heat CO 2 for recovery is not required, basically it is possible to operate the CO 2 separation system only by the power required for distribution of the gas, inexpensive CO 2 separation compared to chemical absorption Expected as a method.
膜分離法を工業プロセスの排出ガスからのCO2ガス分離に適用する場合、CO2ガス分離のコストは、単位時間・単位膜表面積当たりに膜を透過するCO2の量(透過速度)に左右される。透過速度が大きいほど必要な膜表面積は小さくて済み、設備の設置容積や設備の建設費を抑えることができる。また、膜を透過したガスのCO2濃度の要求値は回収したCO2の利用目的によって異なる。例えば回収したCO2を工業利用する場合には、CO2の工業利用のための精製が不要、若しくは容易となるように高いCO2濃度が望まれる。それに対し、回収したCO2を単に大気から隔離するために地中や海洋に貯蔵したり石油や天然ガスの増進回収のために油田やガス田に注入したりする場合には、工業利用する場合のような高いCO2濃度は求められない。 When the membrane separation method is applied to CO 2 gas separation from industrial process exhaust gas, the cost of CO 2 gas separation depends on the amount of CO 2 permeating the membrane per unit time and unit membrane surface area (permeation rate). Is done. The larger the permeation speed, the smaller the required membrane surface area, and the lower the installation volume of the equipment and the construction cost of the equipment. Further, the required value of the CO 2 concentration of the gas that has passed through the membrane varies depending on the purpose of use of the recovered CO 2 . For example, when the recovered CO 2 is industrially used, a high CO 2 concentration is desired so that purification of the CO 2 for industrial use is unnecessary or easy. On the other hand, when the recovered CO 2 is stored in the ground or the ocean simply to isolate it from the atmosphere, or when it is injected into an oil or gas field for enhanced recovery of oil or natural gas, it is used for industrial use. Such a high CO 2 concentration is not required.
CO2の透過速度を高める方法として、吸収液を湿潤させた多孔質膜(促進輸送膜)を用いた膜分離法があり、吸収液として炭酸カリウム溶液やアミン化合物の溶解液を利用することが知られている(例えば特許文献2参照)。促進輸送膜の内部では、吸収液に吸収されたCO2が溶液の輸送とともに膜を透過するため、CO2の透過速度が高まる。 As a method for increasing the permeation rate of CO 2 , there is a membrane separation method using a porous membrane (facilitated transport membrane) in which an absorbing solution is moistened, and a potassium carbonate solution or an amine compound solution can be used as the absorbing solution. It is known (see, for example, Patent Document 2). Inside the facilitated transport membrane, CO 2 absorbed in the absorbing solution permeates the membrane along with the transport of the solution, so that the permeation rate of CO 2 increases.
膜分離法におけるCO2の透過速度は、同じ膜を用いた場合を考えると、膜の一方側(供給ガスの供給側)と他方側(CO2ガスが透過した側)の圧力差に比例する。例えば、石炭火力発電所の排ガスの圧力は常圧なので、膜のCO2の透過側を真空ポンプ等で減圧してCO2を回収することができるが、CO2ガスの透過側の真空度が高いほど(圧力が低いほど)膜の両側の圧力差が大きくなるので、CO2の透過速度を大きくすることができる。 The permeation rate of CO 2 in the membrane separation method is proportional to the pressure difference between one side of the membrane (supply gas supply side) and the other side (the side through which CO 2 gas has permeated) when the same membrane is used. . For example, the pressure of the exhaust gas coal-fired power plants is a normal pressure, but the permeate side of the CO 2 in the film can be recovered CO 2 under reduced pressure by a vacuum pump or the like, the transmission side of the vacuum degree of the CO 2 gas The higher the pressure (the lower the pressure), the larger the pressure difference on both sides of the membrane, so that the CO 2 permeation rate can be increased.
しかし、アミン化合物の溶解液を利用した促進輸送膜を用いた膜分離法の場合、アミン化合物は有機化合物なので、水分の蒸発に伴ってアミン化合物の一部も蒸発する恐れがある。アミン化合物には配管等を腐食する作用があるので、蒸発したアミン化合物と水蒸気が配管内面に凝縮すると配管が腐食する。さらに、アミン化合物の濃度が低下しないようにアミン化合物の溶解液を膜に供給する必要がある。 However, in the case of a membrane separation method using a facilitated transport membrane using an amine compound solution, since the amine compound is an organic compound, part of the amine compound may evaporate with the evaporation of moisture. Since the amine compound has an action of corroding the pipe and the like, the pipe corrodes when the evaporated amine compound and water vapor are condensed on the inner surface of the pipe. Furthermore, it is necessary to supply a solution of the amine compound to the membrane so that the concentration of the amine compound does not decrease.
また、吸収液として炭酸カリウム溶液を利用した場合には水分の蒸発に伴って減圧側の膜表面が冷却されるので、温度が低いほど炭酸塩の溶解度は低いことから、濃度の高い炭酸カリウム溶液を用いると膜表面に炭酸塩が析出し、CO2の分離を阻害する恐れがある。 In addition, when a potassium carbonate solution is used as the absorbing solution, the membrane surface on the decompression side is cooled as the moisture evaporates, so the lower the temperature, the lower the solubility of the carbonate. When carbonate is used, carbonate may be deposited on the membrane surface, which may inhibit the separation of CO 2 .
さらに、膜のCO2透過側の真空度を高くすると水分が蒸発するだけでなく、膜から吸収液が滲み出す恐れがある。滲み出した吸収液にはCO2が含まれているため、吸収液からCO2を回収しなければ、膜のCO2透過側を幾ら減圧しても実質的なCO2の透過速度向上には繋がらない恐れがある。 Further, when the degree of vacuum on the CO 2 permeation side of the membrane is increased, not only the water evaporates, but also the absorbing solution may ooze out from the membrane. Since the absorption liquid exuded contains CO 2, unless the CO 2 is recovered from the absorbing liquid, even if much reduced pressure of CO 2 permeate side of the membrane in substantial permeation rate enhancement of CO 2 is There is a risk of not being connected.
本発明は以上に鑑みなされたもので、工業プロセスの排出ガスからCO2ガスを気体の状態で効率的に分離することができる炭酸ガス分離方法及びシステムを提供することを目的とする。 The present invention has been made in view of the above, and an object of the present invention is to provide a carbon dioxide gas separation method and system capable of efficiently separating CO 2 gas from an exhaust gas of an industrial process in a gaseous state.
上記目的を達成するために、本発明は、炭酸ガスを吸収し易く減圧下でも蒸発し難い成分を含有した吸収液を多孔質物質に含浸させ、この多孔質物質の一方側に炭酸ガスを含む供給ガスを供給して他方側を減圧する。 In order to achieve the above object, the present invention impregnates a porous material with an absorbing solution containing a component that easily absorbs carbon dioxide gas and does not evaporate even under reduced pressure, and contains carbon dioxide gas on one side of the porous material. Supply gas is supplied and the other side is depressurized.
本発明によれば、工業プロセスの排出ガスからCO2ガスを気体の状態で効率的に分離することができる。 According to the present invention, CO 2 gas can be efficiently separated from an exhaust gas of an industrial process in a gaseous state.
以下に図面を用いて本発明の実施の形態を説明する。 Embodiments of the present invention will be described below with reference to the drawings.
本実施の形態の炭酸ガス分離方法及びシステムは、CO2ガスを吸収し易く減圧下で蒸発し難い成分を含有した吸収液を含浸させた多孔質物質を用い、当該多孔質物質の一方側にCO2ガスを含む供給ガスを供給し、多孔質物質の他方側を減圧することで供給ガスからCO2ガスを分離するものである。吸収液には、炭酸水素塩又は炭酸塩を構成するアルカリ金属イオンを含んだ無機アルカリ溶液を用いることができる。この場合、アルカリ金属には各種のものを用いることができるが、多孔質物質の細孔内での流動性を考慮すると原子の小さなカリウムが適しており、炭酸水素塩又は炭酸塩として、CO2ガス吸収量が大きくCO2を回収し易い水酸化カリウム、炭酸水素カリウム、炭酸カリウムの少なくとも1つを含んでいることが望ましい。この場合、吸収液中のカリウム濃度を炭酸水素カリウム飽和溶液中のカリウム濃度以下とすることで、炭酸水素塩又は炭酸塩の析出を効果的に抑えることができる。 The carbon dioxide gas separation method and system of the present embodiment uses a porous material impregnated with an absorbing liquid containing a component that easily absorbs CO 2 gas and does not easily evaporate under reduced pressure, and is provided on one side of the porous material. A supply gas containing CO 2 gas is supplied, and the CO 2 gas is separated from the supply gas by depressurizing the other side of the porous material. As the absorbing solution, an inorganic alkali solution containing hydrogen carbonate or an alkali metal ion constituting the carbonate can be used. In this case, various alkali metals can be used. However, considering the fluidity in the pores of the porous material, potassium having a small atom is suitable. As the hydrogen carbonate or carbonate, CO 2 is used. It is desirable to contain at least one of potassium hydroxide, potassium hydrogen carbonate, and potassium carbonate, which has a large gas absorption amount and easily collects CO 2 . In this case, precipitation of bicarbonate or carbonate can be effectively suppressed by setting the potassium concentration in the absorbing solution to be equal to or lower than the potassium concentration in the saturated potassium bicarbonate solution.
また、必要に応じて、多孔質物質から滲出又は蒸発した吸収液は、気液分離してCO2ガスを回収した後、供給ガスに混合して多孔質物質に供給することができる。多孔質物質から滲出又は蒸発した吸収液からCO2ガスを回収する際に吸収液を加熱する必要がある場合、供給ガスとの熱交換によって吸収液を加熱することができる。 Further, if necessary, the absorbing liquid that has exuded or evaporated from the porous material can be gas-liquid separated to recover the CO 2 gas, and then mixed with the supply gas to be supplied to the porous material. When it is necessary to heat the absorption liquid when recovering the CO 2 gas from the absorption liquid exuded or evaporated from the porous material, the absorption liquid can be heated by heat exchange with the supply gas.
多孔質物質に吸収液を含浸させるには、多孔質物質の一方側に吸収液を供給して他方側を減圧することで、多孔質物質の細孔を吸収液で満たすことができる。例えば多孔質膜で形成された管(ここでは中空糸膜を例示する)を多孔質物質に用いる場合、まず中空糸膜の中空部分に吸収液を通して膜の一方側(この場合内壁側)を吸収液で満たし、多孔質物質を介した他方側(中空糸膜の外壁側)を真空ポンプで減圧して多孔質膜の細孔内に吸収液を引き込む。この中空糸膜を用いて供給ガスからCO2ガスを分離するには、中空糸膜の中空部に供給ガスを通して中空糸膜の周囲を減圧することで、供給ガス中のCO2ガスを多孔質膜の外側に透過させる。多孔質膜を透過したCO2ガスは、必要に応じて気液分離槽を通して余分な水分と分離して回収する。また、多孔質膜の外部に吸収液が滲み出す場合、滲出した吸収液を液体ポンプで移送し気液分離槽から第二の気液分離槽へ送り、第二の気液分離槽を加熱して吸収液からCO2ガスを回収する構成を追加することもできる。 In order to impregnate the porous material with the absorbent, the pores of the porous material can be filled with the absorbent by supplying the absorbent to one side of the porous material and reducing the pressure on the other side. For example, when a tube formed of a porous membrane (here, a hollow fiber membrane is used as an example) is used as a porous material, first, one side of the membrane (in this case, the inner wall side) is absorbed by passing the absorbent through the hollow portion of the hollow fiber membrane. The other side through the porous material (the outer wall side of the hollow fiber membrane) is decompressed with a vacuum pump, and the absorbing solution is drawn into the pores of the porous membrane. The hollow fiber membrane from a feed gas using a separating CO 2 gas, by reducing the pressure of the surrounding of the hollow fiber membrane through a feed gas to the hollow portion of the hollow fiber membranes, porous CO 2 gas in the feed gas Permeate outside the membrane. The CO 2 gas that has permeated through the porous membrane is separated and recovered from excess water through a gas-liquid separation tank as necessary. Also, when the absorbing liquid oozes out of the porous membrane, the sorbed absorbing liquid is transferred by a liquid pump and sent from the gas-liquid separation tank to the second gas-liquid separation tank, and the second gas-liquid separation tank is heated. It is also possible to add a configuration for recovering CO 2 gas from the absorbent.
この炭酸ガス分離方法によれば、アミン化合物の溶解液を吸収液に用いる場合に比べ、吸収液が低圧下でも蒸発し難く、多孔質物質のCO2ガス透過側の真空度を高くする(低圧にする)ことができる。すなわち、多孔質物質の供給ガス供給側とCO2ガス透過側の圧力差を大きくすることができるので、多孔質物質のCO2ガスの透過速度を大きくすることができる。また、多孔質物質を介して供給ガスからCO2ガスが気体の状態で分離されるので、再生塔に送って大きなエネルギーを費やして吸収液からCO2ガスを気液分離する必要がない。よって、工業プロセスの排出ガスからCO2ガスを気体の状態で効率的に分離することができる。 According to this carbon dioxide separation method, the absorption liquid is less likely to evaporate even under low pressure than when an amine compound solution is used as the absorption liquid, and the degree of vacuum on the CO 2 gas permeation side of the porous material is increased (low pressure). Can). That is, since the pressure difference between the supply gas supply side of the porous material and the CO 2 gas permeation side can be increased, the permeation rate of the CO 2 gas of the porous material can be increased. In addition, since the CO 2 gas is separated from the supply gas in a gaseous state via the porous material, it is not necessary to send the gas to the regeneration tower and spend a large amount of energy to separate the CO 2 gas from the absorbing liquid. Therefore, CO 2 gas can be efficiently separated in a gaseous state from the exhaust gas of the industrial process.
図1は本発明の実施例1に係る炭酸ガス分離システムの概略図である。
FIG. 1 is a schematic view of a carbon dioxide separation system according to
図1に示した炭酸ガス分離システムは、火力発電所や製鉄所等の工業プロセスからの排ガスを供給ガスとして送る送風機(ガス供給手段)1と、送風機1から送られる供給ガスからCO2ガスを分離する膜モジュール2と、膜モジュール2の内部空間を減圧する真空ポンプ(減圧手段)3と、膜モジュール2でCO2ガスと分離された供給ガスを大気に放出する排煙塔4とを備えている。
The carbon dioxide gas separation system shown in FIG. 1 has a blower (gas supply means) 1 that sends exhaust gas from an industrial process such as a thermal power plant or a steel mill as a supply gas, and CO 2 gas from the supply gas sent from the
図1に例示した炭酸ガス分離システムでは、まず送風機1によって排ガスが膜モジュール2へ送り込まれる。膜モジュール2の内部は真空ポンプ3により膜(後述する中空糸膜5)の片側が減圧されており、排ガス中のCO2ガスの一部が減圧された側に分離され、回収タンク(図示せず)等に適宜回収される。回収タンクに回収したCO2は、例えば圧縮と冷却を行って液化CO2として回収することもできる。減圧側の配管(膜モジュール2と真空ポンプ3とを繋ぐ配管)に圧力計21、CO2濃度計22、流量計23等を取り付け、分離したCO2ガスを含むガスの真空度、CO2の量、CO2濃度をモニターし、これらの値が予め定めた設定値に近付くように、送風機1や真空ポンプ3の動作を制御する構成とすることもできる。一方、膜モジュール2を通過した排ガスは排煙塔4に送られて大気中に放出される。排気ガス側の配管(膜モジュール2と排煙塔4とを繋ぐ配管)にCO2濃度計24や流量計25等を取り付け、排ガス中のCO2の量や濃度を計測して排ガスのCO2の含有量を評価できるようにすることもできる。
In the carbon dioxide separation system illustrated in FIG. 1, first, exhaust gas is sent into the
図2は膜モジュール2の内部構成を模式的に示した図である。
FIG. 2 is a diagram schematically showing the internal configuration of the
図2に示した膜モジュール2は、気密性の確保された容器30と、容器30内に這い回した中空糸膜5とを備えている。中空糸膜5は吸収液を細孔に含浸させた多孔質物質である。中空糸膜5の両端は容器30の外部に露出しており、一端が送風機1からの配管に、他端が排煙塔4への配管に接続している。よって、送風機1を作動させることによって、供給ガスが中空糸膜5の中空部を流通し、排煙塔4に導かれる。図2では模式的に1本の中空糸膜5を描いたが、複数の中空糸膜5を膜モジュール2の内部に収めることもでき、この場合には、送風機1からの排ガスを複数に分流させ、それぞれを各中空糸膜5の一端に流入させる。複数の中空糸膜5の他端側は排煙塔4への配管に合流させる。容器30は配管を介して真空ポンプ3に接続しており、真空ポンプ3を作動させることによって容器30の内部空間(中空糸膜5の周囲)が減圧され、中空糸膜5の周囲のガスが回収タンク(図示せず)に送られる。容器30内が減圧されることにより、中空糸膜5(多孔質物質)の内周側(一方側)に対して外周側(他方側)の圧力が低くなり、圧力差が生じる。
The
特に図示していないが、吸収液を中空糸膜5に含浸させる場合、排ガスからのCO2ガス分離を始める前に、予め吸収液を中空糸膜5の内部に注入する。その際、中空糸膜5の外部を真空ポンプ3により減圧すると、吸収液は多孔質物質の間隙に自発的に浸入し、中空糸膜5を吸収液で湿潤させることができる。
Although not particularly shown, when the
次に中空糸膜5によるCO2ガスの分離動作を説明する。
Next, the separation operation of CO 2 gas by the
図3は中空糸膜5の一部分を切断して表した模式図である。
FIG. 3 is a schematic view showing a part of the
中空糸膜5は円筒形状をしており、内部を排ガスが通過する。図3の実線矢印はCO2以外の排ガスを表し、点線矢印はCO2ガスを表す。中空糸膜5の材質は多孔質物質であり、その細孔は吸収液で湿潤させている。本実施例では、吸収液として炭酸カリウム溶液を用いている。炭酸カリウム溶液中では、炭酸カリウム(K2CO3)はK+イオンとCO3 2−イオンに解離しており、中空糸膜5の内表面で供給ガス中のCO2が吸収液中のCO3 2−イオンと反応し、CO2が吸収液中に取り込まれてHCO3 −イオンが生成される。即ち、次の(式1)に示した化学反応が左辺から右辺に進行する。
The
上記反応により供給液中に生じたHCO3 −イオンは吸収液中を拡散する。このとき、中空糸膜5の周囲空間が減圧されて中空糸膜5の外表面のCO2ガス分圧が低くなっているので、HCO3 −イオンは中空糸膜5の外表面に到達すると分解され、これによりCO2ガスが膜モジュール2内の中空糸膜5の周囲空間に放出される。即ち、(式1)に示した化学反応が右辺から左辺に進行する。
HCO 3 − ions generated in the supply liquid by the above reaction diffuse in the absorption liquid. At this time, since the surrounding space of the
吸収液は炭酸カリウム溶液に限定される訳ではなく、炭酸水素カリウム溶液を用いることもできる。この場合には、最初に中空糸膜5の外表面でHCO3 −イオンが分解してCO2ガスが放出され、その際に生成されたCO3 2−イオンが中空糸膜5の内表面に至り、排ガス中のCO2ガスが吸収される。炭酸カリウム溶液と炭酸水素カリウム溶液のどちらを用いても定常状態時の吸収液中のCO3 2−イオンとHCO3 −イオンの濃度は、排ガスの温度と圧力、排ガス中のCO2ガス濃度、中空糸膜5の外側の真空度、及び吸収液のK+イオン濃度から熱力学的に自律的に定まる。
The absorbing liquid is not limited to the potassium carbonate solution, and a potassium hydrogen carbonate solution can also be used. In this case, first, HCO 3 − ions are decomposed on the outer surface of the
また、水酸化カリウム溶液を吸収液に用いることもできる。この場合には、次の(式2)に示した化学反応が中空糸膜5の内表面で生じ、以降は炭酸カリウム溶液の場合と同様の化学反応が生じてCO2ガスが中空糸膜5の外表面から放出される。
A potassium hydroxide solution can also be used as the absorbing solution. In this case, the chemical reaction shown in the following (Formula 2) occurs on the inner surface of the
炭酸カリウム溶液、炭酸水素カリウム溶液、水酸化カリウム溶液は、いずれも単独で吸収液として用いることができるし、他の1種又は2種と混ぜて使用することもできる。但し、上記の何れの吸収液を用いた場合でも、吸収液中のK+イオン濃度が炭酸水素カリウムの飽和溶液中のK+イオン濃度以下であることが望ましい。 Any of the potassium carbonate solution, the potassium hydrogen carbonate solution, and the potassium hydroxide solution can be used alone as an absorbing solution, or can be used by mixing with other one or two kinds. However, even when any of the above absorbents is used, it is desirable that the K + ion concentration in the absorbent is not more than the K + ion concentration in the saturated solution of potassium hydrogen carbonate.
図4に水酸化カリウム、炭酸カリウム及び炭酸水素カリウムについて、それぞれの飽和溶液中のK+イオン濃度を示した図である。 FIG. 4 is a diagram showing the K + ion concentration in each saturated solution for potassium hydroxide, potassium carbonate, and potassium hydrogen carbonate.
図4に示したように、3つの化合物の中では炭酸水素カリウム飽和溶液中のK+イオン濃度が温度0〜100℃の範囲で一番小さい。このため、K+イオン濃度が炭酸水素カリウムの飽和溶液中のK+イオン濃度を超えて存在する場合、CO2ガスを吸収した際、CO2ガスの吸収量が多いと炭酸水素カリウムが多孔質物質の間隙中に析出する恐れがある。多孔質物質の間隙の一部が析出した炭酸水素カリウムにより塞がっても直ちに排ガスからのCO2ガスの分離ができなくなる訳ではないが、析出が進行すると多孔質物質が目詰まりを起して分子の流動が阻害される恐れがある。そのため、何れの吸収液を用いた場合でも、吸収液中のK+イオン濃度を炭酸水素カリウムの飽和溶液中のK+イオン濃度以下として、炭酸水素カリウムを析出させ難くしておくことが望ましい。 As shown in FIG. 4, among the three compounds, the K + ion concentration in the saturated potassium hydrogen carbonate solution is the smallest in the temperature range of 0 to 100 ° C. Thus, K + if ion concentration present at greater than K + ion concentration of a saturated solution of potassium hydrogen carbonate, CO 2 upon absorption of the gas, CO 2 gas absorption amount is large, the potassium bicarbonate is porous There is a risk of precipitation in the interstices of the material. Even if a part of the gap of the porous material is blocked by the precipitated potassium hydrogencarbonate, it is not necessarily impossible to separate the CO 2 gas from the exhaust gas. There is a risk that the flow of will be hindered. For this reason, it is desirable to make it difficult to deposit potassium hydrogen carbonate by setting the K + ion concentration in the absorbent liquid to be equal to or lower than the K + ion concentration in the saturated solution of potassium hydrogen carbonate, regardless of which absorption liquid is used.
本実施例においてCO2ガスの分離に用いる化学反応式自体は従来の熱炭酸カリウム法と同じになるが、熱炭酸カリウム法では、吸収塔で先の(式1)で表した化学反応を左辺から右辺に進行させるために、60〜110℃、圧力0.5MPaとするのに対し、本発明では温度と圧力は特に制限されないという特徴がある。また、従来は供給ガスと炭酸カリウム溶液を向流接触させていたので供給ガスと吸収液の接触面積が少なく、化学反応速度を高めるために吸収液を常温、常圧よりも高温、高圧にする必要があったのに対し、本実施例では中空糸膜5の大きさ(太さ)を小さくすることで、多孔質物質の供給ガスが接触する比表面積を任意に大きくすることができるし、中空糸膜5の長さも任意に長くできるので、供給ガスの温度操作は必要なく、常温、常圧で良い。勿論、常温、常圧より高温、高圧に調整した供給ガスを膜モジュール2に供給することもできる。
In this example, the chemical reaction formula itself used for the separation of CO 2 gas is the same as that of the conventional hot potassium carbonate method. However, in the hot potassium carbonate method, the chemical reaction represented by the above (formula 1) in the absorption tower is performed on the left side. In order to make it progress to right side from 60 to 110 degreeC, it is set as the pressure of 0.5 Mpa, but this invention has the characteristics that temperature and a pressure are not restrict | limited in particular. In addition, since the supply gas and potassium carbonate solution have been in countercurrent contact with each other in the past, the contact area between the supply gas and the absorption liquid is small, and the absorption liquid is set to room temperature, higher than normal pressure and high pressure to increase the chemical reaction rate. In contrast to the necessity, in this example, by reducing the size (thickness) of the
一方、炭酸カリウム溶液に吸収されたCO2の回収方法、即ち先の(式1)に示した化学反応を右辺から左辺に進行させる方法についても、熱炭酸カリウム法では再生塔で炭酸カリウム溶液を吸収塔より高い温度にすることで反応速度を高めているのに対し、本実施例では温度が特に制限されない。本実施例では中空糸膜5の大きさ(太さ)を任意に小さくできるし長さも任意に長くできるので、減圧するだけで良い。勿論、ヒーター等を用いて膜モジュール2全体を加熱することもできる。
On the other hand, the method for recovering CO 2 absorbed in the potassium carbonate solution, that is, the method of causing the chemical reaction shown in the above (formula 1) to proceed from the right side to the left side also uses the potassium carbonate solution in the regeneration tower in the hot potassium carbonate method. While the reaction rate is increased by setting the temperature higher than that of the absorption tower, the temperature is not particularly limited in this example. In this embodiment, since the size (thickness) of the
次に、中空糸膜5の多孔質物質について説明する。吸収液は毛細管現象により多孔質物質の間隙内に留まっている。従って、真空ポンプ3による減圧下で吸収液を多孔質物質の細孔に留まらせるためには、吸収液の表面張力により発現する力が減圧時の中空糸膜5の内表面と外表面の圧力差を上回ることが望ましい。吸収液の表面張力により発現する力は多孔質物質の細孔の寸法に依存するので、多孔質物質の細孔の半径は次の(式3)で制限される。
Next, the porous material of the
R≦2・γ・cosθ/ΔP ・・・(式3)
ここで、Rは間隙の半径、γは吸収液の表面張力、θは接触角、ΔPは内表面と外表面の圧力差である。圧力差は最大で約1気圧なので、γ=7×10−2N/m、cosθ=1、ΔP=1atmを(式3)に代入するとR≦1.4μmとなるため、間隙の大きさは約3μm以下が望ましい。間隙の大きさが約3μmより大きい場合は、中空糸膜5の周囲の真空度を吸収液が多孔質物質から滲み出さない程度の圧力差となるように真空ポンプ3を制御するか、中空糸膜5から滲み出した吸収液を回収することが望ましい。
R ≦ 2 · γ · cos θ / ΔP (Formula 3)
Here, R is the radius of the gap, γ is the surface tension of the absorbing liquid, θ is the contact angle, and ΔP is the pressure difference between the inner surface and the outer surface. Since the maximum pressure difference is about 1 atm, if γ = 7 × 10 −2 N / m, cos θ = 1, ΔP = 1 atm is substituted into (Equation 3), R ≦ 1.4 μm, so the size of the gap is About 3 μm or less is desirable. When the size of the gap is larger than about 3 μm, the
次に、中空糸膜5の内表面と外表面の圧力差と中空糸膜5を透過する単位面積当たりのCO2透過量との関係を説明する。膜分離法における単位面積当たりのガス透過量は内表面と外表面の圧力差に比例することが知られている。判り易く説明するため、図5に圧力差が0.2atmのときのCO2透過量を1として、圧力差とCO2透過量との関係を示す。本実施例によれば真空度は真空ポンプ3により任意に設定できるので、排ガスが常圧(1atm)とすると多孔質物質の前後差圧を1atmにすることができ、圧力差0.2atmの場合に比べてCO2透過量を5倍にすることができる。言い換えると、同じ能力を確保するためには、CO2ガス分離に必要な中空糸膜5の内面積が1/5で済み、それだけ設備容量を小さくする上でも有利である。
Next, the relationship between the pressure difference between the inner surface and the outer surface of the
次に、分離したガス中のCO2濃度について説明する。排ガスは石炭火力発電所からの排ガスを想定し、CO2ガス以外の成分は窒素とし、CO2濃度は10モル%と仮定する。このとき、分離したガス中のCO2モル分率は以下の式で表される。 Next, the CO 2 concentration in the separated gas will be described. The exhaust gas is assumed to be exhaust gas from a coal-fired power plant, the components other than CO 2 gas are nitrogen, and the CO 2 concentration is assumed to be 10 mol%. At this time, the CO 2 mole fraction in the separated gas is represented by the following formula.
Y=[β−{β2−4α(α−1)XRp}0.5]/{2(α−1)Rp} ・・・(式4)
但し、β=(α−1)(X+Rp)+1、Rp=Pl/Ph
ここで、Yは分離したガス中のCO2モル分率、Xは排ガス中のCO2モル分率、Phは中空糸膜5の内側の圧力、Plは中空糸膜5の外側の真空度、αはCO2の窒素に対する分離係数である。この(式4)から分離係数50と500の2通りの場合について求めた分離ガス中のCO2濃度を図6に示す。本実施例によれば真空度は真空ポンプ3により任意に設定できるので、排ガスが常圧(1atm)とすると真空度により圧力比Rp=Pl/Phを任意に小さくでき、中空糸膜5のCO2分離の性能が劣っても分離ガス中のCO2濃度を容易に高めることができる。分離したガスの使い道に応じてCO2分離の性能の良い膜と悪い膜を使い分けることができる。例えば、回収したCO2を単に大気から隔離するために地中や海洋に貯蔵したり、石油や天然ガスの増進回収のために油田やガス田に注入したりする場合には、分離したガス中のCO2濃度は70〜80%程度あれば良いので例えば分離係数50の膜で圧力比0.1以下にし、CO2を原料として工業利用する場合には、例えば分離係数500の膜で圧力比0.1以下にするといった使い分けができる。
Y = [β- {β 2 -4α (α-1) XR p } 0.5 ] / {2 (α-1) R p } (Formula 4)
However, β = (α−1) (X + R p ) +1, R p = P 1 / P h
Here, Y is CO 2 molar fraction in the separated gas, X is CO 2 molar fraction in the exhaust gas, P h is the pressure inside the
本実施例によれば、低圧下でも蒸発し難い炭酸水素カリウム溶液、炭酸カリウム溶液、水酸化カリウム溶液等を吸収液に用いることで、中空糸膜5の周囲の真空度を高くする(より低圧にする)ことができ、多孔質物質の前後差圧を大きくすることができるので、中空糸膜5のCO2ガスの透過速度を大きくすることができる。また、中空糸膜5を介して供給ガスからCO2ガスが気体の状態で分離されるので、再生塔に送って大きなエネルギーを費やして吸収液からCO2ガスを気液分離する必要がない。また、中空糸膜5の周囲の真空度を真空ポンプ3によって任意に設定することができる。よって、工業プロセスの排出ガスからCO2ガスを気体の状態で効率的かつ安価に分離することができる。
According to the present embodiment, the degree of vacuum around the
また、吸収液の表面張力により発現する、多孔質物質の細孔に吸収液が留まろうとする力が、減圧下における多孔質物質の前後差圧よりも大きく設定することにより吸収液の中空糸膜5からの滲出を抑えることができる。これにより、再生塔等の気液分離のための大規模な加熱設備が後段工程に不要となるため、設備コストを一層安価にすることができる。
In addition, the hollow fiber of the absorbing liquid is set by setting the force that the absorbing liquid stays in the pores of the porous material expressed by the surface tension of the absorbing liquid to be larger than the differential pressure across the porous material under reduced pressure. Exudation from the
さらには、吸収液のカリウム濃度を炭酸水素カリウム飽和溶液中のカリウム濃度以下とすることで、炭酸水素カリウムの析出による中空糸膜5の目詰まりを生じ難くし、安定したCO2ガスの分離作用を得ることができる。
Furthermore, by making the potassium concentration of the absorbing solution equal to or less than the potassium concentration in the saturated potassium hydrogen carbonate solution, the
図7は本発明の実施例2に係る炭酸ガス分離システムの概略図である。図1と同様の部分には図1と同符号を付して説明を省略する。
FIG. 7 is a schematic view of a carbon dioxide gas separation system according to
図7に示した本実施例の炭酸ガス分離システムが実施例1のシステムと異なる点は、中空糸膜5を透過したCO2ガスと減圧に伴って膜モジュール2内で蒸発した水分とを気液分離する気液分離槽6を膜モジュール2と真空ポンプ3の間に設けた点にあり、それ以外の構成は実施例1と同様である。
The carbon dioxide gas separation system of the present embodiment shown in FIG. 7 differs from the system of the first embodiment in that CO 2 gas that has permeated through the
この実施例2は、中空糸膜5の周囲の真空度を高くして吸収液が中空糸膜5から滲み出したり、減圧環境で水が蒸発したりする場合に好適な例である。すなわち、膜モジュール2から真空ポンプ3によって吸い出される分離ガスから水分を除去するため、分離ガスを気液分離槽6に導き、気液分離槽6の一部を熱交換器8で冷却し、凝縮水7として分離ガス中の水分を凝縮させる。
This Example 2 is a suitable example when the degree of vacuum around the
本実施例2によれば、実施例1と同等の効果が得られる他、吸収液が多孔質物質から滲み出したり、減圧環境で水が蒸発したりする場合でも、真空度を真空ポンプ3により任意に設定できるので安価にCO2ガスを分離できる。
According to the second embodiment, the same effect as in the first embodiment can be obtained, and even when the absorbing liquid oozes from the porous material or the water evaporates in a reduced pressure environment, the degree of vacuum is adjusted by the
図8は本発明の実施例3に係る炭酸ガス分離システムの概略図である。図7と同様の部分には図7と同符号を付して説明を省略する。
FIG. 8 is a schematic view of a carbon dioxide gas separation system according to
実施例3の炭酸ガス分離システムが実施例2の炭酸ガス分離システムと異なる点は、気液分離槽6で凝縮した凝縮水7をさらに気液分離し、CO2ガスを更に回収するとともに分離した液体を膜モジュール2に循環供給する点にあり、それ以外の構成は実施例2と同様である。
The carbon dioxide gas separation system of Example 3 is different from the carbon dioxide gas separation system of Example 2 in that the condensed water 7 condensed in the gas-
この実施例3は、中空糸膜5の周囲の真空度を高くして吸収液が多孔質物質から滲み出したり減圧環境で水が蒸発したりする場合に好適な例である。排ガスに水分が多少なりとも含まれている場合が多いので、吸収液から失われる水分が排ガスから補充される水分より少ない場合には、中空糸膜5の湿潤状態は維持される。しかし、吸収液から失われる水分が排ガスからの補充量より多い場合には、本実施例のように中空糸膜5の湿潤を維持するために分離ガスから回収した水分を膜モジュール2へ供給することで中空糸膜5の湿潤状態を維持することができる。
This Example 3 is a suitable example when the degree of vacuum around the
本実施例の炭酸ガス分離システムの具体的な一構成例を説明する。図8に例示した炭酸ガス分離システムは、実施例2の炭酸ガス分離システムの持つ構成要素に加え、気液分離槽6で凝縮した凝縮水7をさらに気液分離する第二の気液分離槽10と、気液分離槽6から第二の気液分離槽10に凝縮水7を搬送する液体ポンプ(第一の液体搬送手段)9と、第二の気液分離槽10に導かれた凝縮水7を供給ガスとの熱交換によって加熱する熱交換器11と、第二の気液分離槽10でガスと分離された液体を膜モジュール2に供給する液体ポンプ(第二の液体搬送手段)12と、第二の気液分離槽10で分離されたCO2ガスを含むガスを吸引し回収タンク(図示せず)に送り込む真空ポンプ3’とを備えている。
A specific configuration example of the carbon dioxide gas separation system of the present embodiment will be described. The carbon dioxide separation system illustrated in FIG. 8 is a second gas-liquid separation tank that further separates condensed water 7 condensed in the gas-
本実施例では、気液分離槽6の凝縮水7が液体ポンプ9によって第二の気液分離槽10へ移送される。第二の気液分離槽10では、凝縮水7’を第二の熱交換器11によって加熱し、凝縮水7’からのCO2ガスの放出を促進する。ここで凝縮水7’からのCO2ガスを含む分離ガスは真空ポンプ3’によって回収タンク(図示せず)に回収される。このとき、図8に示したように第二の気液分離槽10の減圧側の配管(第二の気液分離槽10と真空ポンプ3’とを繋ぐ配管)に圧力計26、CO2濃度計27、流量計28等を取り付け、分離したCO2ガスを含むガスの真空度、CO2の量、CO2濃度をモニターし、これらの値が予め定めた設定値に近付くように、送風機1や真空ポンプ3,3’の動作を制御する構成とすることもできる。一方、加熱された凝縮水7’は液体ポンプ12により移送され、排ガスと混合されて膜モジュール2に供給される。
In the present embodiment, the condensed water 7 in the gas-
以上のように、本実施例によれば、実施例1,2と同等の効果が得られることに加え、吸収液が中空糸膜5から滲み出したり減圧環境で水が蒸発したりする場合に、吸収液から失われた水分を回収して膜モジュール2に循環させ、中空糸膜5の湿潤状態を維持することができる。また、例えば排ガスが石炭火力発電所からの排ガスであれば常温より高温なので、本実施例のように第二の熱交換器11を用いて凝縮水7’を加熱することができ、例えば実施例1,2等に対するエネルギー効率の低下を抑制することができる。
As described above, according to this example, in addition to obtaining the same effects as those of Examples 1 and 2, when the absorbing liquid oozes from the
1 送風機
2 膜モジュール
3,3’ 真空ポンプ
4 排気塔
5 中空糸膜
6 気液分離槽
7,7’ 凝縮水
8 熱交換器
9 液体ポンプ
10 第二の気液分離槽
11 熱交換器
12 液体ポンプ
DESCRIPTION OF
Claims (8)
前記多孔質物質の一方側に炭酸ガスを含む供給ガスを供給して前記多孔質物質の他方側を減圧し、
前記供給ガス中の炭酸ガスを前記多孔質物質の細孔に取り込んで前記多孔質物質の他方側の空間に放出させる
ことを特徴とする炭酸ガス分離方法。 Impregnating a porous material with an absorption liquid containing hydrogen carbonate or metal ions constituting the carbonate,
Supplying a supply gas containing carbon dioxide gas to one side of the porous material to depressurize the other side of the porous material;
Carbon dioxide gas in the supply gas is taken into the pores of the porous material and released into the space on the other side of the porous material.
前記多孔質物質の一方側に前記供給ガスを供給するガス供給手段と、
前記多孔質物質の他方側を減圧する減圧手段と
を備えたことを特徴とする炭酸ガス分離システム。 A porous material in which pores are impregnated with the absorption liquid according to claim 1;
Gas supply means for supplying the supply gas to one side of the porous material;
A carbon dioxide gas separation system, comprising: a decompression unit that decompresses the other side of the porous material.
前記気液分離手段で分離された液体を搬送する第一の液体搬送手段と、
前記第一の液体搬送手段により搬送された液体をさらに気液分離する第二の気液分離手段と、
前記第二の気液分離手段で分離された液体を前記多孔質物質に供給する第二の液体搬送手段と
を備えたことを特徴とする炭酸ガス分離システム。 The carbon dioxide gas separation system according to claim 6,
First liquid transporting means for transporting the liquid separated by the gas-liquid separating means;
Second gas-liquid separation means for further gas-liquid separation of the liquid conveyed by the first liquid conveyance means;
A carbon dioxide gas separation system comprising: a second liquid transport unit that supplies the liquid separated by the second gas-liquid separation unit to the porous material.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2008155305A JP2009297655A (en) | 2008-06-13 | 2008-06-13 | Separation method and system of carbon dioxide gas |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2008155305A JP2009297655A (en) | 2008-06-13 | 2008-06-13 | Separation method and system of carbon dioxide gas |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2009297655A true JP2009297655A (en) | 2009-12-24 |
Family
ID=41545113
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2008155305A Pending JP2009297655A (en) | 2008-06-13 | 2008-06-13 | Separation method and system of carbon dioxide gas |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP2009297655A (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2014133219A (en) * | 2013-01-11 | 2014-07-24 | Ngk Insulators Ltd | Gas removal device and gas removal method using the same |
JP2017115891A (en) * | 2011-01-20 | 2017-06-29 | サウジ アラビアン オイル カンパニー | Film separation process utilizing waste heat for on-vehicle recovery and storage of co2 from exhaust gas of vehicle internal combustion engine |
JP2021146318A (en) * | 2020-03-23 | 2021-09-27 | トヨタ自動車株式会社 | CO2 separation system |
-
2008
- 2008-06-13 JP JP2008155305A patent/JP2009297655A/en active Pending
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2017115891A (en) * | 2011-01-20 | 2017-06-29 | サウジ アラビアン オイル カンパニー | Film separation process utilizing waste heat for on-vehicle recovery and storage of co2 from exhaust gas of vehicle internal combustion engine |
JP2014133219A (en) * | 2013-01-11 | 2014-07-24 | Ngk Insulators Ltd | Gas removal device and gas removal method using the same |
JP2021146318A (en) * | 2020-03-23 | 2021-09-27 | トヨタ自動車株式会社 | CO2 separation system |
JP7160062B2 (en) | 2020-03-23 | 2022-10-25 | トヨタ自動車株式会社 | CO2 separation system |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Luis et al. | Recent developments in membrane-based technologies for CO2 capture | |
Yang et al. | Effects of SO2 on CO2 capture using a hollow fiber membrane contactor | |
Aaron et al. | Separation of CO2 from flue gas: a review | |
JP5571085B2 (en) | Carbon dioxide separation method and apparatus | |
Lu et al. | Effects of activators on mass-transfer enhancement in a hollow fiber contactor using activated alkanolamine solutions | |
US8535502B2 (en) | System and method for recovery of CO2 by aqueous carbonate flue gas capture and high efficiency bipolar membrane electrodialysis | |
US9474998B2 (en) | Combined carbon dioxide capture and desalination device | |
Li et al. | Post-combustion CO2 capture using super-hydrophobic, polyether ether ketone, hollow fiber membrane contactors | |
KR101709867B1 (en) | Apparatus for capturing of carbon dioxide | |
Teramoto et al. | Separation and concentration of CO2 by capillary-type facilitated transport membrane module with permeation of carrier solution | |
Mulukutla et al. | Novel scrubbing system for post-combustion CO2 capture and recovery: Experimental studies | |
CN112933879B (en) | CO used in flue gas 2 Separated membrane absorption/membrane desorption coupling method | |
JP6553739B2 (en) | Gas recovery apparatus, gas recovery method, and semiconductor cleaning system | |
KR20130069818A (en) | Trace component removal in co_2 removal processes by means of a semipermeable membrane | |
Scholes et al. | Asymmetric composite PDMS membrane contactors for desorption of CO2 from monoethanolamine | |
US10040023B2 (en) | Process and apparatus for heat integrated liquid absorbent regeneration through gas desorption | |
Yan et al. | Reducing CO2 regeneration heat requirement through waste heat recovery from hot stripping gas using nanoporous ceramic membrane | |
CN106823802A (en) | Osmotic drive membrane process and system and the method for driving solute to reclaim | |
US20220233996A1 (en) | Bed regeneration using low value steam | |
JP2009297655A (en) | Separation method and system of carbon dioxide gas | |
Xu et al. | Waste heat recovery from the stripped gas in carbon capture process by membrane technology: Hydrophobic and hydrophilic organic membrane cases | |
Akan et al. | Post-combustion CO2 capture and recovery by pure activated methyldiethanolamine in crossflow membrane contactors having coated hollow fibers | |
Zheng et al. | Simultaneous cooling and provision of make-up water by forward osmosis for post-combustion CO2 capture | |
AU2017320353B2 (en) | Combined acidic gas capture and water extraction process | |
CN108602018B (en) | Membrane regeneration system for acid gas capture solvent |