NO334495B1 - Fremgangsmåte ved fjerning av karbondioksyd fra gasser - Google Patents
Fremgangsmåte ved fjerning av karbondioksyd fra gasser Download PDFInfo
- Publication number
- NO334495B1 NO334495B1 NO20022033A NO20022033A NO334495B1 NO 334495 B1 NO334495 B1 NO 334495B1 NO 20022033 A NO20022033 A NO 20022033A NO 20022033 A NO20022033 A NO 20022033A NO 334495 B1 NO334495 B1 NO 334495B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- absorption
- amine
- gas
- liquid absorbent
- concentration
- Prior art date
Links
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims abstract description 55
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 36
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 title description 114
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 title description 35
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 title description 3
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 claims abstract description 50
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 34
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 7
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims abstract description 5
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims abstract description 5
- COWPTMLRSANSMQ-UHFFFAOYSA-N 2,3-dimethylpiperazine Chemical compound CC1NCCNC1C COWPTMLRSANSMQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- NSMWYRLQHIXVAP-UHFFFAOYSA-N 2,5-dimethylpiperazine Chemical compound CC1CNC(C)CN1 NSMWYRLQHIXVAP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- -1 amine compound Chemical class 0.000 claims description 71
- GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N diethylenediamine Natural products C1CNCCN1 GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 30
- JOMNTHCQHJPVAZ-UHFFFAOYSA-N 2-methylpiperazine Chemical compound CC1CNCCN1 JOMNTHCQHJPVAZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 claims description 5
- LJDSTRZHPWMDPG-UHFFFAOYSA-N 2-(butylamino)ethanol Chemical compound CCCCNCCO LJDSTRZHPWMDPG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 abstract description 36
- 239000000243 solution Substances 0.000 abstract description 24
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 abstract description 12
- 150000003335 secondary amines Chemical class 0.000 abstract description 8
- 150000004885 piperazines Chemical class 0.000 abstract description 5
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 87
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 86
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 86
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 82
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 35
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 34
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 21
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 235000011089 carbon dioxide Nutrition 0.000 description 15
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 15
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 12
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 10
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 9
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 9
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 8
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 7
- 239000000498 cooling water Substances 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 229940058020 2-amino-2-methyl-1-propanol Drugs 0.000 description 5
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 5
- CBTVGIZVANVGBH-UHFFFAOYSA-N aminomethyl propanol Chemical compound CC(C)(N)CO CBTVGIZVANVGBH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 5
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 4
- 229940083124 ganglion-blocking antiadrenergic secondary and tertiary amines Drugs 0.000 description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 3
- WZSRNAWJDQGJEY-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-2-(propan-2-ylamino)propan-1-ol Chemical compound CC(C)NC(C)(C)CO WZSRNAWJDQGJEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PTHDBHDZSMGHKF-UHFFFAOYSA-N 2-piperidin-2-ylethanol Chemical compound OCCC1CCCCN1 PTHDBHDZSMGHKF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OPKOKAMJFNKNAS-UHFFFAOYSA-N N-methylethanolamine Chemical compound CNCCO OPKOKAMJFNKNAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000003889 chemical engineering Methods 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 2
- 239000008246 gaseous mixture Substances 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 2
- 125000001449 isopropyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 description 2
- 239000011259 mixed solution Substances 0.000 description 2
- 125000004108 n-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 2
- 125000004123 n-propyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- KODLUXHSIZOKTG-UHFFFAOYSA-N 1-aminobutan-2-ol Chemical compound CCC(O)CN KODLUXHSIZOKTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GIAFURWZWWWBQT-UHFFFAOYSA-N 2-(2-aminoethoxy)ethanol Chemical compound NCCOCCO GIAFURWZWWWBQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YTVUVYDVQNALCM-UHFFFAOYSA-N 2-(butan-2-ylamino)ethanol Chemical compound CCC(C)NCCO YTVUVYDVQNALCM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MIJDSYMOBYNHOT-UHFFFAOYSA-N 2-(ethylamino)ethanol Chemical compound CCNCCO MIJDSYMOBYNHOT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SALYKAIZVOFAEJ-UHFFFAOYSA-N 2-(pentylamino)ethanol Chemical compound CCCCCNCCO SALYKAIZVOFAEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RILLZYSZSDGYGV-UHFFFAOYSA-N 2-(propan-2-ylamino)ethanol Chemical compound CC(C)NCCO RILLZYSZSDGYGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BCLSJHWBDUYDTR-UHFFFAOYSA-N 2-(propylamino)ethanol Chemical compound CCCNCCO BCLSJHWBDUYDTR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PHKMCBJJUPEXTD-UHFFFAOYSA-N 2-amino-1-(methylamino)ethanol Chemical compound CNC(O)CN PHKMCBJJUPEXTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WFCSWCVEJLETKA-UHFFFAOYSA-N 2-piperazin-1-ylethanol Chemical compound OCCN1CCNCC1 WFCSWCVEJLETKA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PHRHXTTZZWUGNN-UHFFFAOYSA-N 3-amino-3-methylbutan-1-ol Chemical compound CC(C)(N)CCO PHRHXTTZZWUGNN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 239000003963 antioxidant agent Substances 0.000 description 1
- 230000003078 antioxidant effect Effects 0.000 description 1
- 239000003125 aqueous solvent Substances 0.000 description 1
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000003034 coal gas Substances 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N diisopropanolamine Chemical compound CC(O)CNCC(C)O LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940043276 diisopropanolamine Drugs 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 125000000959 isobutyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(C([H])([H])[H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 description 1
- 125000001436 propyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 238000005201 scrubbing Methods 0.000 description 1
- 125000002914 sec-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N sulfolane Chemical compound O=S1(=O)CCCC1 HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 125000000999 tert-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C(*)(C([H])([H])[H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 125000001302 tertiary amino group Chemical group 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 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
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/46—Removing components of defined structure
- B01D53/62—Carbon oxides
-
- 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
- B01D53/1475—Removing carbon dioxide
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—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
- B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
-
- 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
- Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
- Y02A50/00—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE in human health protection, e.g. against extreme weather
- Y02A50/20—Air quality improvement or preservation, e.g. vehicle emission control or emission reduction by using catalytic converters
-
- 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
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)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
Abstract
Oppfinnelsen vedrører fremgangsmåte for fjerning av CO2 fra CO2 inneholdende gass, så som en forbrenningsgass. Eksempelvis er det en fremgangsmåte ved fjerning av CO2 fra en forbrenningsgass ved at denne bringes i kontakt, ved atmosfæretrykk, med en vandig oppløsning av et amin med den generelle formel R'^HC (CH3) 2CH2OH hvor R1 er lavere alkylgruppe med 1-4 karbonatomer, eller en vandig oppløsning inne- holdende både et amin med den generelle formel R2CHR3NHCH2CH2OH hvori R2 er hydrogen eller en lavere alkylgruppe med 1-4 karbonatomer og R2 er hydrogen eller metylgruppe, samt en piperazinforbindelse valgt fra gruppen bestående av piperazin, 2-metylpiperazin, 2,3- dimetylpiperazin, og 2,5-dimetylpiperazin, eller en blandet vandig aminoppløsning inneholdende et sekundært amin og et tertiært amin, hver med konsentrasjoner i området 10-45 vekt-%, eller med en oppløsning av et piperazinderivat.
Description
Oppfinnelsens felt
Den foreliggende oppfinnelse vedrører fremgangsmåte ved fjerning av karbon-dioksid (C02) fra forbrenningsgasser, hvor fremgangsmåten er særpreget ved de trekk som fremgår i den karakterisende delen av krav 1. Mer spesielt vedrører denne oppfinnelse en fremgangsmåte for effektiv fjerning av C02fra forbrenningsgasser og lignende ved atmosfæretrykk ved å anvende en vandig oppløsning inneholdende en spesiell aminforbindelse.
Beskrivelse av beslektet teknikk
Til nå har forskjellige tilnærminger blitt studert og foreslått for gjenvinning og fjerning av sure gasser, spesielt C02fra forskjellige gasser (som skal behandles) så som in-dustrielle gasser og forbrenningsgasser generert i kjemiske anlegg som håndterer na-turlige eller syntetiske gasser. For forbrenningsgasser er eksempelvis omfattende studier utført med hensyn til å fjerne og gjenvinne C02fra gassene ved kontakt med en vandig alkanolaminoppløsning eller for lagring av gjenvunnet C02i stedet for å frigi C02til atmosfæren.
I de senere år har drivhuseffekten av C02delvis funnet å være grunnen til global oppvarming og det er trengende behov for å motvirke denne effekt verden over, for å fremme miljøet på jorden. I kilder for C02er til stedet over alt i hele området for men-neskelig aktivitet som innbefatter forbrenning av fossile brennstoffer og det er en ten-dens til stadig strengere utslippskontroll. I lys av dette er omfattende studier under-veis med hensyn til å fjerne og gjenvinne C02fra kokerforbrenningsgasser, spesielt fra gasser produsert ved kraftgenererende installasjoner så som dampkraftanlegg som brenner enorme mengder med fossile brennstoffer, ved kontakt med en vandig al-kanolaminoppløsning eller lignende eller for lagring av gjenvunnet C02uten utførsel av atmosfæren.
Eksempler på alkanolaminer er monoetanolamin, dietanolamin, trietanolamin, N-metyldietanolamin (MDEA), diisopropanolamin og diglykolamin. Vanligvis er det foretrukket å anvende monoetanolamin (MEA). Bortsett fra disse undersøkes anvendelse av sekundær og tertiære hindrede aminer i form av vandige oppløsninger.
Vandige oppløsninger av disse alkanolaminer, eksemplifisert med MEA, har blitt anvendt som væskeabsorbenter for absorpsjon og fjernelse av C02fra forbrenningsgasser. Imidlertid har de ikke alltid vist seg tilfredsstillende i lys av C02absorpsjonsmengden per gitt mengde av hver av de vandige aminoppløsningene ved en gitt konsentrasjon, C02absorpsjonsmengde per enhet aminmolmengde av vandig aminopp-løsning ved gitt konsentrasjon, absorpsjonshastigheten for C02ved en gitt konsentrasjon og varmeenergien nødvendig for å regenerere den brukte vandige alkanolamin-oppløsning etter absorpsjon.
For separasjon av sure gasser fra forskjellige blandede gasser via et medium av aminforbindelser, er mange teknikker kjent innen teknikkens stand.
Japansk Patentsøknadspublikasjon nr. 110180/1978 viser en fremgangsmåte for fjerning av sur gass, hvilken fremgangsmåte omfatter å bringe normal gassformig blanding i kontakt med et amin-oppløsningsmiddel væskeabsorbent bestående av (1) en aminblanding bestående av minste 50 mol % av et sterisk hindret amin som inneholder minst en sekundær amingruppe bundet enten til et sekundært karbon eller tertiært karbon eller en primær aminogruppe bundet til et tertiært karbon, og utgjør en del av ringen, og minst 10 mol % av tertiær aminoalkohol og (2) et oppløsningsmiddel for aminblandingen som tjener som en fysikalsk absorbent for den sure gass. Gjengitte eksempler på sterisk hindrede aminer er 2-piperidineetanol[2-(2-hydroksyletyl)-piperidin] og 3-amino-3-metyl-l-butanol og eksempler på oppløsningsmidler er sul-foksidforbindelser som kan inneholde opptil 25 vekt% vann. Med hensyn til gassen som skal behandles er det i publikasjonen nevnt, på side 11, øvre venstre kolonne, "en normal gassformig blanding inneholdende karbondioksid og hydrogensulfid ved høye konsentrasjoner, eksempelvis 35 % C02og 10-12 % H2S" og anvender C02i utførel-seseksemplene.
Japansk Patentsøknadspublikasjon nr. 71819/1986 beskriver en blanding, forsurgass-vasking, som inneholder et hindret amin og et ikke vandig oppløsningsmiddel så som sulfolan. I publikasjonen forklares det fordelene ved det hindrede amin ved absorpsjon av C02, ved hjelp av en reaksjonsformel.
Chemical Engineering Science, vol. 41, nr. 4, sidene 997-1003, viser karbonsyregass absorpsjonsoppførsel foren vandig oppløsning av 2-amino-2-metyl-l-propanol (AMP), som er et hindret amin. Som gass som skal absorberes blir anvendt C02ved atmosfæretrykk og en blanding av C02og nitrogen.
Chemical Engineering Science, vol. 41, nr. 2, sidene 405-408, rapporterer hastigheter for C02og H20 absorpsjon av vandig oppløsning av hindrede aminer så som AMP og av rettkjedete aminer så som MEA ved cirka vanlige temperaturer.
US patent nr. 3.622.267 viser en teknikk for rensing av syntetisk gass, så som en par-tielt oksidert gass erholdt fra råolje, som inneholder C02ved høyere partialtrykk, eksempelvis 30 % C02ved 40 atm., under anvendelse av en vandig blanding inneholdende metyldietanolamin og monoetylmonoetanolamin.
Tysk publikasjon nr. 1.542.415 viser i dens publiserte beskrivelse en teknikk for tilsetning av et monoalkylalkanolamin eller lignende til en fysikalsk eller kjemisk absorbent for å forsterke absorpsjonshastighetene for C02, H2S, og COS. Tilsvarende er vist i Tysk publikasjon nr. 1.904.428 en teknikk ved tilsetning av monometyletanolamin til metyldietanolamin for å øke sistnevntes absorpsjonshastighet.
US patent 4.336.233 viser en teknikk hvor det anvendes vandig oppløsning av 0.81-1.3 molpiperazin/l som vaskeoppløsning for rensing av nøytral, syntetisk eller forgas-set kullgass. Alternativt kan piperazin i form av en vandig oppløsning med et oppløs-ningsmiddel så som metyldietanolamin, trietanolamin, dietanolamin eller monometyle-talonamin som også anvendes for vaskeformål.
Japansk Patentsøknadspublikasjon nr. 631171/1977 viser en C02absorbent fremstilt ved å tilsette piperazin eller et piperazinderivat så som hydroksyletylpiperazin som en promotor til et tertiært alkanolamin, monoalkylalkanolamin eller lignende. I realiteten ble kombinasjonen av piperazin og monometylaminoetanolamin som et monoalkylalkanolamin ikke undersøkt. Det nevnte patent er rettet mot behandling av en syntese-gass og det angis overhodet intet om fjernelse av C02fra forbrenningsgasser ved atmosfæretrykk.
EP 5580192 A2 viser til en fremgangsmåte for a fjerne C02fra en forbrenningsgass ved at forbrenningsgassen under atmosfæretrykk bringes i kontakt med en vandig oppløsning med to aminforsendelser, hvorav én har noe piperazineforbindelse og én kan være tilsvarende formel [2] i denne oppfinnelsen.
I lys den ovenfor beskrevne teknikk er det et behov for fremgangsmåte hvorved C02effektivt kan fjernes fra forskjellige gasser. Spesielt når gass som skal behandles med en vandig oppløsning inneholdende en gitt konsentrasjon av et C02absorpsjonsmiddel (aminforbindelse), så er det for tiden knyttet stor betydning til valget av et absorpsjonsmiddel som er utmerket både med hensyn til C02absorpsjonsmengde per enhet mol av absorpsjonsmiddelet og C02absorpsjonsmengden og absorpsjonshastighet per volumenhet av den vandige oppløsning. Også fremkomsten av et absorpsjonsmiddel som forbruker mindre varmeenergi enn tidligere ved separering av absorbert C02og regenerering av det væskeformige absorpsjonsmiddel, er ønsket. I visse tilfeller hvor en enkelt aminforbindelse neppe kan tilfredsstille alle de ønskede betingelser er det trolig at opptagelser av en forbindelse som kan tilfredsstille noen av behovene kan føre til en tilnærming for bedre tilfredsstillelse av kravene, eksempelvis ved blanding med visse andre aminforbindelser. Således hvis kun C02absorpsjonsmengden per molenhet av absorpsjonsmiddelet er høyt vil det være mulig å oppnå et bedre resultat ved en forbedring av absorpsjonshastigheten på en annen måte.
Sammendrag av oppfinnelsen
Sammenfatningsvis er oppfinnelsen slik som definert i vedføyde kravsett.
Oppfinnelsen er basert på opptagelsen av at anvendelsen av en vandig oppløsning inneholdende både en spesiell aminforbindelse og en piperazinforbindelse som væskeformig absorpsjonsmiddel er spesielt effektiv for fjernelse av C02fra forbrenningsgasser.
I henhold til oppfinnelsen er det tilveiebragt en fremgangsmåte for fjernelse av C02fra forbrenningsgasser og fremgangsmåten er særpreget ved at forbrenningsgassen bringes i kontakt ved atmosfæretrykk med en vandig oppløsning inneholdende både en aminforbindelse [2] representert ved den generelle formel
hvor R2 er hydrogen eller en lavere alkylgruppe med 1-4 karbonatomer og R3 er hydrogen eller en metylgruppe og en piperazinforbindelse [3] valgt for gruppen bestående av piperazin, 2-metylpiperazin, 2,3-dimetylpiperazin, og 2,5-dimetylpiperazin.
I henhold til et trekk ved oppfinnelsen er det tilveiebragt en fremgangsmåte for C02fjernelse hvori piperazinforbindelsen [3] er 2-metylpiperazin og aminforbindelsen [2] er 2-(n-butylamino)etanol.
Videre, i henhold til et trekk ved oppfinnelsen, er det tilveiebragt en fremgangsmåte for C02fjernelse som er særpreget ved at konsentrasjonen av aminforbindelsen [2] i de vandige oppløsning ligger i området 15-65 vekt% og at konsentrasjonen av piperazinforbindelsen [3] ligger i området 1,5-65 vekt% og hvor piperazinforbindelsen er oppløselig i den vandige oppløsning av aminforbindelsen [2] ved 30°C, den kombinerte konsentrasjon av [2] og [3] er ikke mer enn 70 vekt%.
Oppfinnelsen er basert på en fremgangsmåte for fjerning av C02fra forbrenningsgasser med en vandig oppløsning inneholdende både den spesifikke aminforbindelsen [2] og piperazinforbindelsen [3]. Som væskeformig absorpsjonsmiddel vil den vandige oppløsning inneholdende begge forbindelser oppnå en vesentlig større absorpsjonsef-fekt enn et væskeabsorpsjonsmiddel hvori en av forbindelsene anvendes alene.
Hvis aminforbindelsen [2] ved den ovenfor viste formel anvendes i det andre trekk i oppfinnelsen så er de lavere alkylgrupper med 1-4 karbonatomer som representeres ved R<2>eksempelvis metyl, etyl, propyl, isopropyl, n-butyl, isobutyl, sec-butyl, eller tert-butylgruppe. Den er fortrinnsvis metyl, etyl, n-propyl, eller n-butyl gruppe, og mer foretrukket n-propylgruppe. R<3>er hydrogen eller en metylgruppe, fortrinnsvis hydrogen.
Eksempler på aminforbindelsen [2] representert med den nå ovenfor generelle formel er 2-(metylamino)etanol, 2-(etylamino)etanol [EAE], 2-(n-propylamino)etanol, 2-(n-butylamino)etanol [n-BAE], 2-(n-pentylamino)etanol, 2-(isopropylamino)etanol, 2-(sec-butylamino)etanol, og 2-isobutylamino)etanol. Spesielt ønskelig er 2-(n-butyl-amino)etanol [n-BAE]. Ikke bare én men også to eller flere slike aminforbindelser [2] kan anvendes som en blanding.
Oppløsningen av aminforbindelsen [2] og piperazinforbindelsen [3] (i det etterfølgende også betegnet "det flytende absorpsjonsmiddel") for kontakt med en forbrenningsgass i det andre trekk ved oppfinnelsen har vanligvis en aminforbindelse [2] konsentrasjon på 15-65 vekt%, fortrinnsvis 30-50 vekt%.
Konsentrasjonen av piperazinforbindelsen [3] ligger vanligvis området 1,5-65 vekt%. Konsentrasjonen av piperazinforbindelsen [3] i det flytende absorpsjonsmiddel er fortrinnsvis så høy som mulig. Imidlertid har visse piperazinforbindelser, eksempelvis piperazin, en så lav grad av oppløselighet at de ikke kan anvendes i høye konsentrasjoner. Således, tatt i betraktning av den laveste mulig temperatur som et gitt flytende absorpsjonsmiddel kan anvendes i hele absorpsjonsprosessen så anvendes forbin-delsen [3] innen det ovenfor nevnte konsentrasjonsområde og i det området ved hvilket den er oppløselig i den vandige oppløsning av aminforbindelsen [2] ved 30°C.
I lys av dette er det å anbefale at piperazin som har en relativt lav oppløselighet i vann, anvendes i en mengde på 1,5-15 vekt% og at andre piperazinforbindelser anvendes i området 10-40 vekt%, fortrinnsvis 20-35 vekt%. Hvis den kombinerte konsentrasjon av aminforbindelsen [2] og aminforbindelsen [3] er høy så vil viskositeten stige deretter. På grunn av denne begrensende faktor er det ønskelig at de to forbindelser anvendes i en kombinert konsentrasjon som ikke overstiges 70 vekt%.
I det andre trekk ved oppfinnelsen er temperaturen av det flytende absorpsjonsmiddel under kontakt med en forbrenningsgass vanligvis i området 30-70 °C. Også i det andre trekk ved oppfinnelsen kan det flytende absorpsjonsmiddel inneholde en korrosjonsin-hibitor, antioksidant og/eller andre additiver etter behov.
Betegnelsen av "atmosfæretrykk" anvendt heri dekker trykkområdet rundt atmosfæretrykk hvor en vifte eller lignende mater gasser som skal bearbeides.
Behandlingen av forbrenningsgassen ved atmosfæretrykk, i henhold til det andre trekk ved oppfinnelsen, muliggjør generelt forbedret C02fjernekapasitet fremfor anvendelse av et konvensjonelt aminvæskeformig absorpsjonsmiddel.
Det tredje trekk ved oppfinnelsen skal beskrives i det følgende.
Anvendelse av en vandig oppløsning av et alkanolamin eksemplifisert ved MEA eller en blanding av et hindret amin og et amin som væskeformig absorpsjonsmiddel for fjernelse av C02fra forbrenningsgasser har til nå ikke alltid vært tilfredsstillende. Det er rom for forbedring i mange henseender, innbefattende C02absorpsjonsmengde per molenhet av amin i den vandige aminoppløsning, absorpsjonshastigheten for C02av oppløsningen ved en gitt konsentrasjon, samt varmeenergibehov ved regenerering av den vandige alkanolaminoppløsning etter C02absorpsjon.
Generelt vil sekundære og tertiære hindrede aminer være overlegent bedre enn MEA med hensyn til C02absorpsjonskapasitet og regenerering av varmeenergi men kan likevel forbedres med hensyn til absorpsjonshastighet. En forøkning i C02absorpsjonsmengden per molmengde av det flytende absorpsjonsmiddel og en forøkning i C02absorpsjon per volum av den vandige oppløsning av et amin ved en høyere konsentrasjon er blant de hovedproblemer som må løses for en forbedret absorpsjons-effektivitet. Et nytt flytende absorpsjonsmiddel er ønsket som løser disse problemer og som ytterligere forbruker mindre varmeenergi enn tidligere ved separasjon av C02og ved regenerering av det flytende absorpsjonsmiddel etter C02absorpsjon.
Det tredje trekk ved den foreliggende oppfinnelse er basert på opptagelsen at anvendelse av en blandet vandig oppløsning av et sekundært og et tertiært amin ved en gitt eller ved høyere konsentrasjoner er bemerkelsesverdig effektive som et væskeformig absorpsjonsmiddel for fjernelse av C02fra forbrenningsgasser.
I det tredje trekk ifølge oppfinnelsen er en fremgangsmåte for fjerning av C02fra en forbrenningsgass, ved at gassen ved atmosfæretrykk bringes i kontakt med en vandig aminoppløsning og fremgangsmåten er særpreget ved at den blandede aminoppløs-ning inneholder et sekundært amin og et tertiært amin i en konsentrasjon på 10-45 vekt% av hver, anvendt i den vandige aminoppløsning.
Det tredje trekk ved oppfinnelsen tilveiebringer fremgangsmåte for C02fjernelse fra en gass hvori konsentrasjonen av det tertiære amin i den blandede vandige aminopp-løsning ligger i området pluss minus 10 vekt% av konsentrasjonen av det tertiære amin, når dette anvendes alene i en vandig oppløsning, så oppnås maksimal C02absorpsjon per enhets volum av den ene oppløsning, hvor absorpsjonsbetingelsene er de samme.
Også i henhold til det tredje trekk er det tilveiebragt en C02fjernerfremgangsmåte hvor den kombinerte konsentrasjon av aminene, i den blandede oppløsning, ikke er mer enn 70 vekt%.
Absorpsjonen av C02fra en forbrenningsgass blir vanligvis utført ved motstrøms kontakt imellom væsken og gassen i et absorpsjonstårn. I et regenereringstårn blir separasjon av C02og regenerering av det flytende absorpsjonsmiddel utført ved damp-stripping. For fremgangsmåten er forholdet mellom C02metningsabsorpsjonsmengden per molenhet av aminer i det flytende absorpsjonsmiddel ved en gitt temperatur (X-aksen) og C02partialtrykket i gassen (Y-aksen), dvs. likevektskurven, erholdt for hvert amin under individuell temperatur og C02partialtrykkbetingelser i absorpsjonstårnet i regenereringstårnet. Muligheten for å innstille operasjonslinjene som repre-senterer de aktuelle driftsbetingelser, bortsett fra og parallelt med, likevektskurvene, er gunstig siden det lett mulig fastslås av antall teoretiske bunner.
Likevektskurven for et tertiært amin har en mindre helning enn for et sekundært amin. Dette betyr at det tertiære amin har en større absorpsjonskapasitet, men er mindre gunstig i henhold til dets forhold til driftslinjen enn det sekundære aminet er.
Blanding av to aminer tillater at likevektskurven for den vandige aminoppløsning skif-ter til mellom det sekundære og tertiære amin. Dette gjør det lett mulig på forhånd å innstille betingelsene for absorpsjonsdriften.
Det er nå funnet at hvis konsentrasjonen av det tertiære amin i den vandige oppløs-ning heves kontinuerlig, vil absorpsjon av C02fra en gass, så som en forbrenningsgass, hvori partialtrykket av C02er lavt, være et konsentrasjonsnivå hvor C02absorpsjon når et maksimum (den maksimale C02absorpsjonskonsentrasjon), utover hvilken absorpsjonsmengden begynner å avta. Aminkonsentrasjonen ved dette punkt er cirka 30 vekt%, selv om det varierer noe mindre med de anvendte aminer.
I motsetning vil, for et sekundært amin, en høyere konsentrasjon absorbere en høyere C02mengde. Imidlertid vil en forøkning i viskositet, gass-væskekontakt-betingelser, fluiditet, og andre faktorer naturligvis plassere en øvre grense av konsentrasjonen av det væskeformige absorpsjonsmiddel. I lys av det foregående er det å anbefale å innstille konsentrasjonen av det tertiære amin til nær den maksimale C02absorpsjonskonsentrasjon å tilsette et sekundært amin til en konsentrasjon i området opptil eller over den øvre grense. På denne måte vil en forøkning av konsentrasjonen som oppnås ved å blande de to aminer og absorpsjonskapasiteten for de to utvides i størst mulig grad.
Kort beskrivelse av tegningsfigurene
Figur 1 er et flytskjema for en fremgangsmåte for fjernelse av C02fra forbrenningsgasser i henhold til en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse, og
figur 2 er et skjematisk bilde av et prøveutstyr i liten skala anvendt i forbindelse med utførelse av foreliggende oppfinnelse.
Detaljert beskrivelse av foretrukne utførelsesformer
Den foreliggende fremgangsmåte skal nå forklares i forbindelse med behandling av forbrenningsgasser.
Flytskjemaet for prosessutstyret som kan anvendes ved fjernelse av C02fra forbrenningsgasser i henhold til foreliggende oppfinnelse er ikke spesielt begrenset. Et eksempel skal nå forklares under henvisning til figur 1.
Hovedkomponentene av utstyret er vist, men hjelpeutstyr er ikke vist.
Under henvisning til figur 1 av 1 et C02fjernetårn, 2, en lavere pakkeseksjon, 3, en øvre pakkeseksjon eller trau, 4, et forbrenningsgassinnløp til C02fjernetårnet, 5, et utløp for C02fri forbrenningsgass, 6, innløp for flytende absorpsjonsmiddel, 7, munnstykker, 8, en forbrenningsgasskjøler som er anordnet om nødvendig, 9, munnstykker, 10, en pakkeseksjon, 11, en sirkulasjonspumpe for fukt-kjølevann, 12, en oppfrisk-ningsinnmatningsrørledning, 13, en pumpe for avtrekning av flytende absorpsjonsmiddel som har absorbert C02, 14, en varmeveksler, 15, et regenereringstårn for flytende absorpsjonsmiddel (i det etterfølgende også betegnet som "regenereringstårn"), 16, munnstykker, 17, en nedre pakkeseksjon, 18, regenereringsoppvarmer (omkoker), 19, en øvre pakkeseksjon, 20, en pumpe for tilbakeløpsvann, 21, en C02separator,
22, utførelsesrørledning for gjenvunnet C02, 23, en tilbakeløpskjøler for regenereringstårnet, 24, munnstykker, 25, en innmatningsrørledning for tilbakeløpsvann til regenereringstårnet, 26, en vifte for innmatning av forbrenningsgass, 27, en kjøler, og 28, en innmatningsport for tilbakeløpsvann fra regenereringstårnet.
Som indikert i figur 1 blir forbrenningsgass presset inn ved hjelp av en forbrennings-gassinnmatningsvifte 26 inn i forbrenningsgasskjøleren 8, hvor gassen i pakkeseksjo nen 10 kommer i kontakt med fukte-kjølevann fra munnstykkene 9. Fuktet og avkjølet blir gassen deretter innført gjennom forbrenningsgassinnløpet 4 til C02gjenvinnings-tårnet 1. Samtidig blir fukte-kjølevannet etter kontakt med forbrenningsgassen opp-samlet ved bunnen av forbrenningsgasskjøleren 8, fra hvilken vannet resirkuleres ved hjelp av pumpen 11 til munnstykkene 9. Fordi det er et gradvis tap med fukting og avkjøling av forbrenningsgassen blir fukt-kjølevannet oppfrisket ved hjelp av oppfrisk-ningsrørledningen 12. Når forbrenningsgassen i fuktet og avkjølet tilstand skal avkjø-les ytterligere er det mulig å installere en varmeveksler mellom fukte-kjølevann-sirkulasjonspumpen 11 og munnstykkene 9 og avkjøle fukte-kjølevannet til en lavere temperatur før det tilføres til forbrenningsgasskjøleren 8.
Forbrenningsgassen presses inn i C02fjernetårnet 1 og innføres i den nedre pakkeseksjon 2 hvor den bringes i motstrømskontakt med det flytende absorpsjonsmiddel som tilføres i en gitt konsentrasjon fra munnstykkene 7. C02opptas av det flytende absorpsjonsmiddel fra forbrenningsgassen og den C02frie forbrenningsgass strømmer opp til den øvre pakkeseksjon 3. Det flytende absorpsjonsmiddel tilført til C02fjernetårnet 1 absorberer C02og reaksjonsvarmen som følge av absorpsjonen vil vanligvis gjøre væsken varmere enn det flytende absorpsjonsmiddel ved innløpet 6. Det flytende absorpsjonsmiddel etter C02absorpsjon føres til utførselspumpen 13 til varmeveksleren 14 hvor den ytterligere oppvarmes og føres til regenereringstårnet 15 for det flytende absorpsjonsmiddel. Temperaturkontrollen av det regenererte flytende absorpsjonsmiddel kan utføres ved varmeveksleren 14 eller avkjøleren 27 som er anordnet mellom varmeveksleren 14 og innløpet 6 for flytende absorpsjonsmiddel.
I regenereringstårnet 15 blir det flytende absorpsjonsmiddel regenerert i den nedre pakkeseksjon 17 med varme fra regenereringsoppvarmeren 18. Den blir deretter av-kjølt av varmeveksleren 14 og deretter, om nødvendig, av kjøleren 27 som er anordnet mellom varmeveksleren 14 og innløpet 6 for flytende absorpsjonsmiddel og returneres deretter til C02fjernetårnet 1. I det øvre rom av væskeabsorpsjonsregenere-ringstårnet 15 vil C02separert fra det flytende absorpsjonsmiddel bringes i kontakt med tilbakeløpsvann tilført av munnstykkene 24. Deretter blir tilbakeløpsvannet av-kjølt av regenereringstårnet tilbakeløpskjøler 23 innføres i C02separatoren 21, hvor det separeres tilbakeløpsvann som følge av kondensasjon av vanndamp som fulgte med C02. Slutteligen blir det ført ved hjelp av utførelsesrørledningen 22 for gjenvunnet C02til et C02gjenvinningstrinn. En del av tilbakeløpsvannet blir deretter returnert ved hjelp av tilbakeløpsvannpumpen 20 til regenereringstårnet 15 via munnstykkene 24, mens resten tilføres til regenereringstankens tilbakeløpsinnmatningslinje 25 til regenereringstårnets tilbakeløpsvann innløp 28 til C02fjernetårnet 1. Tilbakeløpsvan-net fra regenereringstårnet inneholder en liten mengde av det flytende absorpsjonsmiddel hvilket bidrar til fjernelse av noe av C02innholdet i forbrenningsgassene med hvilket tilbakeløpsvannet kommer i kontakt i den øvre pakkeseksjon 3 i C02fjernetårnet 1.
Oppfinnelsen skal nærmere beskrives i forbindelse med ikke-begrensende eksempler samt også med sammenlignings- og referanseeksempler.
Eksempel 1 og sammenligningseksemplene 1-2
Det første trekk ved oppfinnelsen skal illustreres ved hjelp av eksempler hvori C02absorpsjonskapasiteten foren aminforbindelse med den generelle formel [1] blir til-passet til det første trekk evaluert i små-skala absorpsjonsforsøk.
I et glassreaksjonskammer holdt i et termostatert kammer ble innført 50 ml av en vandig oppløsning inneholdende 30 vekt% av 2-isopropylamino-2-metyl-l-propanol (IPAMP), en forbindelse med den generelle formel [1] hvori R<1>er en isopropylgruppe. Under omrøring ved 40 °C ble C02gass ført gjennom det flytende absorpsjonsmiddel ved atmosfæretrykk i en mengde på 1 l/min., gjennom et filter slik at bobler lett ble dannet. En time senere ble C02innholdet i det flytende absorpsjonsmiddel bestemt ved hjelp av en C02analysator (meter for bestemmelse av totalt organisk karbon) og absorpsjonsmengden (mol.C02/mol.absorpsjonsmiddel) ble bestemt. Tilsvarende ab-sorpsjonsforsøk ble utført med vandige oppløsninger av MEA og AMP, som henholdsvis sammenligningseksemplene 1 og 2. Resultatene er vist i tabell 1.
Det er åpenbart fra tabell 2 at anvendelse av en vandig oppløsning av 2-isopropylamino-2-metyl-l-propanol (IPAMP), og en aminforbindelse for anvendelse ved det første trekk av oppfinnelsen, som et flytende absorpsjonsmiddel, utviser en større C02absorpsjonsmengde per mol enn de vandige oppløsninger av MEA og AMP.
Eksemplene 2-4 og sammenligningseksemplene 3-6
For å underbygge effekten av fremgangsmåten for C02fjerning fra forbrenningsgasser, i henhold til det andre trekk ved foreliggende oppfinnelse ble et små-skala forsøksut-styr, som skjematisk vist på figur 2, anvendt.
Som vist på figur 2 ble en prøvegass 201 innført med en strømningshastighet på 0,98 Nm<3>/time, til den nedre del av et rustfritt stålabsorpsjonstårn 202, som var 1500 mm høyt og med en indre diameter på 50 mm og som inneholder en 1000 mm høy pakket seksjon. Prøvegassammensetningen blir justert til 10 % C02, 87 % N2og 3 % 02. Absorpsjonstårnet 202 hadde munnstykket 203 i den øvre del, fra hvilke et regenerert og resirkulert flytende absorpsjonsmiddel ble sprøytet ut. Pakkeseksjonen 24 holdt i den midlere del av absorpsjonstårnet var pakket med "Dickson" 6 mm lange pakkinger. Denne seksjon er omgitt av en varmtvannskappe 205 og forsynt med en varmtvanns-sirkulasjonspumpe 206 og en varmtvann stank 207 for å bibeholde en absorpsjons-temperatur på 60 °C. I den øvre del av absorpsjonstårnet 202 var installert en absorp-sjonstårnkondensator 208 hvor absorpsjons-behandlet gass ble avkjølt og deretter analysert med en analysator 209 for absorpsjonsbehandlet gass hvoretter gassen av-slutningsvis blir utført fra systemet. Under absorpsjonstårnet blir det anordnet en avtrekningspumpe 210 for det flytende absorpsjonsmiddel. Det flytende absorpsjonsmid del blir oppvarmet ved en forvarmer oppvarmer 211 og holdt ved 110 °C og deretter innført i det øvre rom av regenereringstårnet 212. Regenereringstårnet 212 er bygget av rustfritt stål og var 1500 mm høyt og en indre diameter på 25 mm. En pakkeseksjon i den midtre del av tårnet var 160 mm høyt og pakket med de samme pakkema-terialer som anvendt i absorpsjonstårnet. Pakkeseksjonen var forsynt med en varmtvannskappe 213 for å holde dets temperatur lik og konstant som for absorpsjonstårnet. Et C02-anriket flytende absorpsjonsmiddel som strømmer ned fra toppen av pakkeseksjonen i regenereringstårnet 212 blir oppvarmet av en omkoker (elektrisk oppvarmet) 214 i den nedre del (omkoker blir kontrollert til 110 °C) og væsken strip-pes med den resulterende damp til å gi et C02utarmet flytende absorpsjonsmiddel. Det utarmede absorpsjonsmiddel føres gjennom en kjøler 215 for regenerert flytende absorpsjonsmiddel, en avtrekningspumpe 216 for regenerert flytende absorpsjonsmiddel, en tank 217 for regenerert flytende absorpsjonsmiddel, en sirkulasjonspumpe 212 for regenerert flytende absorpsjonsmiddel og en forvarmer for regenerert flytende absorpsjonsmiddel og resirkuleres deretter til den øvre del av absorpsjonstårnet med en strømningshastighet på 2.8 l/time. En del av det utarmede flytende absorpsjonsmiddel returneres til innløpet til regenereringstårnet med en pumpe 220 for regenerert flytende absorpsjonsmiddel. En kondensator 221 for regenereringstårnet er anordnet i den øvre del av regenereringstårnet. Kondensatoren 221 kondenserer vanndamp bort fra C02-gassen som er separert fra det flytende absorpsjonsmiddel. C02-gassen blir deretter analysert med et infrarødt C02-gass meter (modell "VIA-510" fremstilt av Horiba Seisakusho) ikke vist og utført ved hjelp av en regenereringstårngassvasker 222.
Absorpsjon og regenereringsforsøk blir utført med det ovenfor nevnte små-skala prø-veutstyr og absorpsjons-regenereringsbetingelsene, under anvendelse av flytende absorpsjonsmidler inneholdende forbindelsene nevnt i tabell 2. C02-konsentrasjonene innløpsgassen (prøvegassen) og utløpsgassen (absorpsjonsbehandlingsgass) fra absorpsjonstårnet, varmetilførsel og omkoker (i kW), C02-konsentrasjoner i anrikede og utarmede flytende absorpsjonsmidler (bestemt med det "totale organiske karbonmeter" modell "TOC-5000" fremstilt av Shimadzu Corp.), og mengdene av regenerert varme ble bestemt. Resultatene er gjengitt i tabell 2. Ytterligere forsøk ble utført med endringer i varmetilførsel til omkokeren og verdier for varmetilførsel og mengder av C02gjenvunnet per tidsenhet ble bestemt når de ble stabiliserte. Resultatene er vist i tabell 3. Sammenlignet med mengden av regenerert varme i tabell 2 som innbefatter mengder av varme avgitt fra utstyret. Som det kan sees fra tabellene 2 og 3 blir anvendelse av et blandet flytende absorpsjonsmiddel av en aminforbindelse [2] og en piperazinforbindelse [3], i henhold til det andre trekk ved oppfinnelsen, være fordelaktig ved at det oppnås vesentlig forbedringer både i absorpsjonskapasitet og regenereringsenergi fremfor det flytende absorpsjonsmiddel med en konvensjonell vandig MEA oppløsning eller med aminforbindelsen [2] eller piperazinforbindelsen [3] alene.
Deretter skal det tredje trekk ved oppfinnelsen justeres med de følgende eksempler.
Referanseeksemplene 1-3
Referanseeksemplene 1-3 er forsøkseksempler utført i den hensikt å finne de opti-male aminkonsentrasjoner under vanlige betingelser.
Vandige oppløsninger av tertiære aminer ble variert med hensyn til konsentrasjon, slik som vist i tabell 4, og 50 ml av hver oppløsning som det flytende absorpsjonsmiddel ble plassert i et glassreaksjonskar holdt inne i et termostatert kammer. En prøvegass ble ført gjennom det flytende absorpsjonsmiddel med en strømningshas-tighet på 1 l/min. ved et atmosfæretrykk, under omrøring ved 40 °C, via et filter for å fremme bobling. Prøvegassene var en modellforbrenningsgass ved 40 °C og med en sammensetning på 10 mol% C02, 3 mol% 02, og 87 mol% N2.
Hver prøvegass ble kontinuerlig ført gjennom på det punkt hvor C02konsentrasjonen ved innløpet og utløpet ble like, ble C02innholdet i det flytende absorpsjonsmiddel bestemt under anvendelse av en C02-analysator (meter for totalt organisk karbon) og mengden av metningsabsorpsjon av C02(Nm<3>C02/m<3>flytende absorpsjonsmiddel, C02/absorpsjonsmiddel, begge beregnet som mol) ble bestemt.
Forsøksresultatene er vist i tabell 4.
Som tabell 4 indikerer, har de anvendte tertiære aminer i tredje trekk ved oppfinnelsen sine egne C02absorpsjonskapasiteter, slik at deres maksimale C02absorpsjonskonsentrasjon i de flytende absorpsjonsmidler alltid ligger rundt cirka 30 vekt%.
Referanseeksemplene 4-18
Referanseeksemplene 4-18 er forsøkseksempler påtenkt for å bestemme mengdene av C02absorpsjon for forskjellige sekundære og tertiære aminer ved en konsentrasjon av 30 vekt% av hver, under vanlige betingelser.
Fremgangsmåten ifølge referanseeksempelet 1 ble gjentatt for å utføre en C02ab-sorpsjonsbestemmelse for de sekundære og tertiære aminer gjengitt i tabell 5, ved en konsentrasjon på 30 vekt% av hver. Tabell 5 gir resultatene.
Eksemplene 5-9 og sammenligningseksemplene 7-10
For å underbygge effekten av fremgangsmåten for fjerning av C02fra forbrenningsgasser i henhold til det tredje trekk ved oppfinnelsen ble et små-skalaprøveutstyr som skjematisk vist i figur 2, anvendt.
Absorpsjon og regenereringsforsøk ble utført med de ovenfor nevnte små-skalaprøveutstyr under de tidligere nevnte absorpsjons og regenereringsbetingel-ser, under anvendelse av de flytende absorpsjonsmidler gjengitt i tabell 6. Det ble bestemt C02konsentrasjoner for innløpsgassen (prøvegass) og utløpsgassen (ab sorpsjonsbehandlet gass) for absorpsjonstårnet og vist i tabell 6, såvel som bestemt varmetilførsel til omkokeren (i kW), C02konsentrasjoner i de anrikede og utarmede flytende absorpsjonsmidler (bestemt med "totalt organisk karbonmeter" modell "TOC-5000" fremstilt av Shimadzu Corp.) samt mengdene av regenerert varme. Resultatene er vist i tabell 6. Som det vil fremgå av tabell 6, vil anvendelse av et blandet flytende absorpsjonsmiddel av sekundære og tertiære aminer, i henhold til det tredje trekk ved oppfinnelsen, være meget fordelaktig ved at det fører til markante forbedringer i varmekapasiteten og for regenerering av energi.
Det fjerde trekk ved den foreliggende oppfinnelse er illustrert med de følgende eksempler.
Eksempel 10 og sammenligningseksempel 11
Femti ml av en vandig oppløsning av 30 vekt% i 2-metylpiperazin ble innført i et glass reaksjonskammer holdt i et termostatert kammer. Under omrøring ved 40 °C ble en prøvegass ført gjennom dette flytende absorpsjonsmiddel ved atmosfæretrykk og med en strømningshastighet på 1 l/min, ved hjelp av et filter for å lette bobledannelse. Som prøvegass ble det anvendt en modell forbrenningsgass ved 40 °C og med en sammensetning på 10 mol% C02, 3 mol% 02og 87 mol% N2.
Prøvegassen ble kontinuerlig ført inntil C02konsentrasjonen av innløpet og utløpet ble like og C02innholdet i det flytende absorpsjonsmiddel ble bestemt under anvendelse av en C02-analysator (totalt organisk karbonmeter) og mengden av metningsabsorpsjonen av C02i det flytende absorpsjonsmiddel (Nm<3>C02/m<3>oppløs-ning, mol C02/mol flytende absorpsjonsmiddel) ble bestemt. Det ble også bestemt en midlere absorpsjonshastighet opptil metning, nemlig tiden nødvendig for å oppnå 90 % metningsabsorpsjon og den midlere absorpsjonshastighet under perioden ble bestemt.
I tillegg ble C02konsentrasjonen for gassen ved utløpet av reaksjonskammeret, under et tidlig trinn i absorpsjonsforsøket (initial utløpsgass C02konsentrasjon) bestemt. Generelt kan det sies at jo lavere den initiale C02konsentrasjonen ved utløpet desto høyere er C02absorpsjonshastigheten for det flytende absorpsjonsmiddel. Ytterligere ble utløps C02konsentrasjonen ved et tidligere tidspunkt fulgt for å oppnå den initiale absorpsjonshastighet og hastigheten ble sammenlignet med den for vandige MEA oppløsning som skal omtales senere (initial absorpsjonshas-tighetsforhold).
Som sammenligningseksempel 11 ble et absorpsjonsforsøk med vandig MEA-oppløsning utført. Resultatene av de to forsøk er gjengitt i tabell 7.
Det ble underbygget at den blandede oppløsning etter absorpsjon lett kunne gene-reres ved oppvarming. Som vist i tabell 7, vil den vandige oppløsning av et piperazinderivat, anvendt som flytende absorpsjonsmiddel for forbrenningsgass i henhold til det fjerde trekk ved oppfinnelsen, være vesentlig bedre enn en vandig MEA-oppløsning med hensyn til metningsabsorpsjonen av C02per mol av absorpsjonsmiddelet.
Eksempel 11 og sammenligningseksempel 12
For å bestemme mengden av varmeenergi nødvendig for regenerering av flytende absorpsjonsmidler ble mengden av reaksjonsvarme (mengden av varme generert ved absorpsjonen) mellom C02og de flytende absorpsjonsmidler (konsentrasjonen 30 vekt%) anvendt i eksempel 10 og sammenligningseksempel 11, bestemt. 220 g av hvert flytende absorpsjonsmiddel ble plassert i en adiabatisk prøver, omrørt med en magnetisk rører og fikk henstå inntil temperaturen av det flytende absorpsjonsmiddel stabiliserte seg. Deretter ble ren C02blåst inn i prøveren i en mengdehas-tighet på cirka 200 cm<3>/min og C02strømningshastighetene ved innløpet og utløpet av prøveren og væsketemperaturen kontinuerlig nedskrevet. Prøveren ble avbrutt ved det tidspunkt når C02strømningshastigheten ved utløpet av forsøksanordning-en steg brått.
Antall mol C02absorbert av hver prøve av flytende absorpsjonsmiddel (molbelast-ning) og mengden av reakasjonsvarme (kcal/mol) for absorpsjonen for hver mol C02under temperaturstigningen fra begynnelsen av C02gjennomstrømningen ble bestemt for individuelle absorberte molseksjoner. Varmekapasiteten for prøvean-ordningen ble bestemt fra temperaturstigningen av 200 g vann plassert i prøvean-ordningen og oppvarmet av et varmeelement ved 30 V og 0,3 A i forhåndsbestemt tidsperiode. Temperaturstigeområdet var 20-80 °C og romtemperaturen på måle-tidspunktene var 20-25 °C. Resultatene er vist i tabell 8.
Som det fremgår av tabell 8, er reaksjonsvarmen mellom det flytende 2-metylpiperazinabsorpsjonsmiddel i henhold til det tredje trekk ved oppfinnelsen mindre enn den for det MEA-baserte flytende absorpsjonsmiddel hvor antallet mol absorbert C02er stort. Dette betyr at førstnevnte krever mindre energi enn MEA for en økonomisk fordelaktig regenerering.
Claims (3)
1. Fremgangsmåte ved fjerning av C02gass fra forbrenningsgasser,karakterisert vedat forbrenningsgassen bringes i kontakt ved atmosfæretrykk med en vandig oppløsning inneholdende både en aminforbindelse [2] med den generelle formel
hvori R<2>er hydrogen eller en lavere alkylgruppe med 1-4 karbonatomer og R<3>er hydrogen eller en metylgruppe, og en piperazinforbindelse [3] valgt fra gruppen bestående av 2-metylpiperazin, 2,3-dimetylpiperazin, og 2,5-dimetylpiperazin.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert vedat piperazinforbindelsen [3] er 2-metylpiperazin og aminforbindelsen [2] er 2-(n-butylamino)etanol.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2,
karakterisert vedat konsentrasjonen av aminforbindelsen [2] i den vandige oppløsning ligger i området 15-65 vekt% og konsentrasjonen av piperazinforbindelsen [3] ligger i området 1,5-65 vekt%, hvor piperazinforbindelsen er opp-løselig i den vandige oppløsning av aminforbindelsen [2] ved 30 °C og den kombinerte konsentrasjon av [2] og [3] ikke er mer enn 70 vekt%.
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP24291594A JP3197173B2 (ja) | 1994-10-06 | 1994-10-06 | 燃焼排ガス中の二酸化炭素の除去方法 |
| JP05712095A JP3197183B2 (ja) | 1995-03-16 | 1995-03-16 | 燃焼排ガス中の二酸化炭素を除去する方法 |
| JP06403195A JP3276527B2 (ja) | 1995-03-23 | 1995-03-23 | ガス中の二酸化炭素を除去する方法 |
| JP06403095A JP3233809B2 (ja) | 1995-03-23 | 1995-03-23 | 燃焼排ガス中の二酸化炭素を除去する方法 |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20022033L NO20022033L (no) | 1996-04-09 |
| NO20022033D0 NO20022033D0 (no) | 2002-04-29 |
| NO334495B1 true NO334495B1 (no) | 2014-03-17 |
Family
ID=27463453
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO19953103A NO313789B1 (no) | 1994-10-06 | 1995-08-08 | FremgangsmÕte ved fjerning av karbondioksyd fra gasser |
| NO20022033A NO334495B1 (no) | 1994-10-06 | 2002-04-29 | Fremgangsmåte ved fjerning av karbondioksyd fra gasser |
Family Applications Before (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO19953103A NO313789B1 (no) | 1994-10-06 | 1995-08-08 | FremgangsmÕte ved fjerning av karbondioksyd fra gasser |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5618506A (no) |
| EP (4) | EP0879631B1 (no) |
| CN (1) | CN1057018C (no) |
| DE (4) | DE69526525T2 (no) |
| NO (2) | NO313789B1 (no) |
Families Citing this family (86)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP3771708B2 (ja) * | 1998-03-23 | 2006-04-26 | 三菱重工業株式会社 | ガス中の二酸化炭素の除去方法 |
| RU2191621C2 (ru) * | 1998-04-06 | 2002-10-27 | Ниппон Ниюказаи Ко., Лтд. | Способ регенерации жидкости, абсорбирующей кислый газ, содержащей метилдиэтаноламин и производное пиперазина низших алкилов |
| DE19828977A1 (de) * | 1998-06-29 | 1999-12-30 | Basf Ag | Verfahren zur Entfernung saurer Gasbestandteile aus Gasen |
| US6165432A (en) * | 1998-09-30 | 2000-12-26 | The Dow Chemical Company | Composition and process for removal of acid gases |
| US6337059B1 (en) * | 1999-05-03 | 2002-01-08 | Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation | Absorbent compositions for the removal of acid gases from gas streams |
| US6165433A (en) * | 1999-06-10 | 2000-12-26 | Praxair Technology, Inc. | Carbon dioxide recovery with composite amine blends |
| NL1015827C2 (nl) * | 2000-07-27 | 2002-02-01 | Continental Engineering B V | Winning van zuiver CO2 uit rookgassen. |
| US6497852B2 (en) | 2000-12-22 | 2002-12-24 | Shrikar Chakravarti | Carbon dioxide recovery at high pressure |
| US6582498B1 (en) | 2001-05-04 | 2003-06-24 | Battelle Memorial Institute | Method of separating carbon dioxide from a gas mixture using a fluid dynamic instability |
| CA2353307A1 (fr) * | 2001-07-13 | 2003-01-13 | Carmen Parent | Appareil et procede pour le traitement des effluents gazeux |
| DE10135370A1 (de) | 2001-07-20 | 2003-01-30 | Basf Ag | Verfahren zur Entfernung saurer Gase aus einem Gasstrom |
| DE10210729A1 (de) * | 2002-03-12 | 2003-10-02 | Basf Ag | Verfahren zum Entsäuern eines Fluidstroms und Waschflüssigkeit zur Verwendung in einem derartigen Verfahren |
| CA2405635A1 (en) * | 2002-09-27 | 2004-03-27 | C02 Solution Inc. | A process and a plant for the production of useful carbonated species and for the recycling of carbon dioxide emissions from power plants |
| DE10306254A1 (de) * | 2003-02-14 | 2004-08-26 | Basf Ag | Absorptionsmittel und Verfahren zur Entfernung saurer Gase aus Fluiden |
| MXPA05010039A (es) * | 2003-03-21 | 2005-10-26 | Dow Global Technologies Inc | Composicion mejorada y metodo para eliminar sulfuro de carbonilo del gas acido que lo contiene. |
| DE102004011429A1 (de) * | 2004-03-09 | 2005-09-29 | Basf Ag | Verfahren zum Entfernen von Kohlendioxid aus Gasströmen mit niedrigen Kohlendioxid-Partialdrücken |
| DE102004011427A1 (de) * | 2004-03-09 | 2005-09-29 | Basf Ag | Absorptionsmittel mit verbesserter Oxidationsbeständigkeit und Verfahren zum Entsäuern von Fluidströmen |
| WO2006089423A1 (en) | 2005-02-24 | 2006-08-31 | Co2 Solution Inc. | An improved co2 absorption solution |
| DE102005010378B4 (de) * | 2005-03-07 | 2017-02-16 | Rehm Thermal Systems Gmbh | Vorrichtung und Verfahren zur Reinigung eines Prozessgases einer Reflow-Lötanlage |
| WO2006107026A1 (ja) * | 2005-04-04 | 2006-10-12 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | 吸収液、ｃｏ2又はｈ2ｓ又はその双方の除去方法及び装置 |
| BRPI0711903B1 (pt) * | 2006-05-19 | 2018-05-29 | Basf Se | Pré-mistura e processo para produzir um meio de absorção para remover gases ácidos de correntes de fluido |
| ATE519535T1 (de) | 2006-06-13 | 2011-08-15 | Basf Se | Entfernung von kohlendioxid aus rauchgasen |
| JP4996686B2 (ja) * | 2006-08-28 | 2012-08-08 | ビーエーエスエフ ソシエタス・ヨーロピア | 燃焼排ガスからの二酸化炭素の除去 |
| US7601315B2 (en) * | 2006-12-28 | 2009-10-13 | Cansolv Technologies Inc. | Process for the recovery of carbon dioxide from a gas stream |
| JP5215595B2 (ja) | 2007-06-18 | 2013-06-19 | 三菱重工業株式会社 | 吸収液、吸収液を用いたｃｏ２又はｈ２ｓ除去装置及び方法 |
| JP5419869B2 (ja) * | 2007-06-22 | 2014-02-19 | コモンウェルス サイエンティフィック アンドインダストリアル リサーチ オーガナイゼーション | ガスストリームからアンモニア溶液へｃｏ２を移動するための改善された方法 |
| EP2662125A1 (en) * | 2007-06-28 | 2013-11-13 | Research Institute Of Innovative Technology For The Earth | Method for efficiently recovering carbon dioxide in gas |
| US8192530B2 (en) | 2007-12-13 | 2012-06-05 | Alstom Technology Ltd | System and method for regeneration of an absorbent solution |
| US20090151241A1 (en) * | 2007-12-14 | 2009-06-18 | Dressler Lawrence V | Method for producing algae in photobioreactor |
| US8197857B2 (en) * | 2008-06-06 | 2012-06-12 | Dressler Lawrence V | Method for eliminating carbon dioxide from waste gases |
| DK2300127T3 (en) | 2008-06-23 | 2015-07-06 | Basf Se | ABSORPENT AND PROCEDURE FOR THE REMOVAL OF ACID GASES FROM LIQUID FLOWS, PARTICULARLY FROM Flue gases |
| EP2300128B1 (de) | 2008-06-23 | 2013-08-14 | Basf Se | Absorptionsmittel und verfahren zur entfernung von sauergasen aus fluidströmen, insbesondere aus rauchgasen |
| JP5663479B2 (ja) * | 2008-08-22 | 2015-02-04 | コモンウェルス サイエンティフィック アンド インダストリアル リサーチ オーガナイゼーション | Ｃｏ２枯渇煙道ガスの処理 |
| FR2936429B1 (fr) * | 2008-09-30 | 2011-05-20 | Rhodia Operations | Procede de traitement d'un gaz pour diminuer sa teneur en dioxyde de carbone |
| CN101637689B (zh) * | 2009-01-09 | 2012-03-28 | 清华大学 | 一种捕集或分离二氧化碳的吸收溶剂 |
| PT2391435E (pt) * | 2009-02-02 | 2014-01-23 | Basf Se | Agente de absorção contendo aminas cíclicas para a remoção de gases ácidos |
| AU2010299883A1 (en) | 2009-09-22 | 2012-03-01 | Advanced Carbon Capture As | Carbon dioxide absorbent |
| AU2010226936B2 (en) * | 2009-10-07 | 2012-03-15 | Kabushiki Kaisha Toshiba | CO2 recovery system and CO2 absorption liquid |
| CN102049173B (zh) * | 2009-11-09 | 2013-07-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 从气体混合物中深度脱除二氧化碳的方法 |
| DE102009056661A1 (de) * | 2009-12-02 | 2011-06-09 | Mt-Biomethan Gmbh | Waschlösung und Verfahren zur Abtrennung von Kohlendioxid aus Bio- oder Klärgas |
| WO2011088008A1 (en) * | 2010-01-12 | 2011-07-21 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Acidic gas removal by aqueous amine solvents |
| US8795618B2 (en) * | 2010-03-26 | 2014-08-05 | Babcock & Wilcox Power Generation Group, Inc. | Chemical compounds for the removal of carbon dioxide from gases |
| CN101813500B (zh) * | 2010-04-29 | 2012-02-08 | 沈阳师范大学 | 一种二氧化碳吸收剂吸收容量测量装置及测量方法 |
| WO2011163323A2 (en) | 2010-06-23 | 2011-12-29 | University Of Florida Research Foundation, Inc. | Modified carbonic anhydrase enzymes and their use in carbon dioxide sequestration and elimination |
| JP5449059B2 (ja) * | 2010-06-30 | 2014-03-19 | 公益財団法人地球環境産業技術研究機構 | 排ガス中の二酸化炭素を効率的に吸収及び回収する水溶液 |
| WO2012030630A1 (en) | 2010-09-02 | 2012-03-08 | The Regents Of The University Of California | Method and system for capturing carbon dioxide and/or sulfur dioxide from gas stream |
| CN102000474A (zh) * | 2010-10-29 | 2011-04-06 | 清华大学 | 一种捕集或分离二氧化碳的混合吸收剂 |
| AU2011320717B2 (en) | 2010-10-29 | 2016-02-04 | Huntsman Corporation Hungary ZRt | Use of 2-(3-aminopropoxy)ethan-1-ol as an absorbent to remove acidic gases |
| AU2011254003B2 (en) * | 2010-12-22 | 2013-05-16 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Acid gas absorbent, acid gas removal method, and acid gas removal device |
| US9133407B2 (en) | 2011-02-25 | 2015-09-15 | Alstom Technology Ltd | Systems and processes for removing volatile degradation products produced in gas purification |
| US8647421B2 (en) | 2011-03-17 | 2014-02-11 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | CO2 recovery apparatus |
| WO2012163847A1 (de) | 2011-05-27 | 2012-12-06 | Evonik Industries Ag | Verfahren und vorrichtung zur abtrennung von kohlendioxid aus gasströmen |
| JP5659084B2 (ja) * | 2011-05-30 | 2015-01-28 | 株式会社東芝 | 酸性ガス吸収剤、酸性ガス除去方法および酸性ガス除去装置 |
| NO20110914A1 (no) | 2011-06-27 | 2012-12-28 | Advanced Carbon Capture As | Tofase amin |
| EP2740527B1 (en) * | 2011-07-13 | 2016-11-30 | IHI Corporation | Method and device for recovering carbon dioxide |
| 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 |
| KR101961609B1 (ko) * | 2011-09-30 | 2019-03-26 | 한국전력공사 | 고효율 산성가스 흡수 시스템 및 방법 |
| 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 |
| BR112014019344B1 (pt) | 2012-02-08 | 2021-04-27 | Nippon Steel Corporation | Solução aquosa que absorve eficientemente erecupera dióxido de carbono no gás de exaustão e método para recuperar o dióxido de carbono usando a mesma |
| 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 |
| US20130243677A1 (en) * | 2012-03-14 | 2013-09-19 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Amine treating process for selective acid gas separation |
| JP5272099B1 (ja) * | 2012-07-26 | 2013-08-28 | 新日鉄住金エンジニアリング株式会社 | 二酸化炭素回収方法 |
| WO2014022052A1 (en) * | 2012-07-30 | 2014-02-06 | Exxonmobil Research And Engineering Company | High cyclic capacity amines for high efficiency co2 scrubbing processes |
| US20140041523A1 (en) * | 2012-08-09 | 2014-02-13 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Exhaust gas treatment system |
| CN102814114B (zh) * | 2012-09-17 | 2015-08-05 | 江苏润丰环境工程有限公司 | 常压气体中二氧化碳的吸收分离溶剂 |
| US9101912B2 (en) | 2012-11-05 | 2015-08-11 | Alstom Technology Ltd | Method for regeneration of solid amine CO2 capture beds |
| CN102989295A (zh) * | 2012-11-23 | 2013-03-27 | 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 | 一种捕集烟道气或合成气中二氧化碳的吸收剂 |
| EP2934724B1 (en) | 2012-12-21 | 2019-01-02 | ExxonMobil Research and Engineering Company | Co2 capture from a gas stream by means of a absorption solution comprising amines |
| KR101446311B1 (ko) | 2012-12-31 | 2014-10-06 | 경희대학교 산학협력단 | 니트릴 관능기를 가진 아민계 이산화탄소 흡수제와 이를 이용한 이산화탄소 흡수방법 및 분리방법 |
| US9266102B2 (en) | 2013-03-29 | 2016-02-23 | The University Of Kentucky Research Foundation | Catalysts and methods of increasing mass transfer rate of acid gas scrubbing solvents |
| US9409125B2 (en) | 2013-03-29 | 2016-08-09 | The University Of Kentucky Research Foundation | Method of increasing mass transfer rate of acid gas scrubbing solvents |
| US9468883B2 (en) | 2013-03-29 | 2016-10-18 | The University Of Kentucky Research Foundation | Solvent and method for removal of an acid gas from a fluid stream |
| WO2015107416A2 (en) * | 2014-01-16 | 2015-07-23 | Universita Degli Studi Di Milano-Bicocca | Novel compounds for the capture of carbon dioxide from gaseous mixtures and subsequent release, related process and plant |
| EP3212308A1 (en) * | 2014-10-27 | 2017-09-06 | CarbonOro B.V. | Process and apparatus for separating entrained amines from a gas stream |
| EP3212309A1 (en) * | 2014-10-27 | 2017-09-06 | CarbonOro B.V. | Process and apparatus for separating entrained amines from a gas stream |
| CN104492226B (zh) * | 2014-12-12 | 2016-08-24 | 大连理工大学 | 一种用于捕集混合气体中二氧化碳的非水脱碳溶液及其应用 |
| JP6655877B2 (ja) | 2015-01-26 | 2020-03-04 | 三菱重工エンジニアリング株式会社 | 吸収液及び吸収液の調整方法、ｃｏ２又はｈ２ｓ又はその双方の除去方法 |
| WO2016123386A1 (en) | 2015-01-28 | 2016-08-04 | Fluor Technologies Corporation | Methods and systems for improving the energy efficiency of carbon dioxide capture |
| BR112019008894B1 (pt) | 2016-11-01 | 2023-10-03 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V | Processo para remover sulfeto de hidrogênio e dióxido de carbono de uma corrente de gás de alimentação |
| US11014041B2 (en) | 2017-03-06 | 2021-05-25 | Ion Engineering, Llc | Carbon dioxide capture system and spectroscopic evaluation thereof |
| US10376829B2 (en) * | 2017-06-13 | 2019-08-13 | Fluor Technologies Corporation | Methods and systems for improving the energy efficiency of carbon dioxide capture |
| CN109529541B (zh) * | 2017-09-21 | 2022-07-22 | 株式会社东芝 | 二氧化碳吸收剂及二氧化碳分离回收装置 |
| US10670334B2 (en) | 2017-12-01 | 2020-06-02 | Dilip Kumar De | Highly cost effective technology for capture of industrial emissions without reagent for clean energy and clean environment applications |
| US11446601B2 (en) | 2019-01-02 | 2022-09-20 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | CO2 capture from dilute sources |
| CN111603893B (zh) * | 2020-05-29 | 2022-05-17 | 中国华电科工集团有限公司 | 一种co2复合吸收液及其制备方法和应用 |
| GB2598907A (en) * | 2020-09-17 | 2022-03-23 | Compact Carbon Capture As | Aqueous liquid sorbent |
Family Cites Families (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1058304A (en) * | 1964-03-12 | 1967-02-08 | Shell Int Research | Process for the purification of fluids |
| DE1904428C3 (de) * | 1969-01-30 | 1975-05-22 | Basf Ag, 6700 Ludwigshafen | Verfahren zur Entfernung von sauren Bestandteilen aus Gasen |
| DE1903065A1 (de) * | 1969-01-22 | 1970-08-27 | Basf Ag | Verfahren zur Entfernung von Kohlendioxid aus Gasgemischen |
| US3856921A (en) * | 1970-07-22 | 1974-12-24 | Exxon Research Engineering Co | Promoting scrubbing of acid gases |
| AU506199B2 (en) * | 1975-06-26 | 1979-12-20 | Exxon Research And Engineering Company | Absorbtion of co2 from gaseous feeds |
| DE2551717C3 (de) * | 1975-11-18 | 1980-11-13 | Basf Ag, 6700 Ludwigshafen | und ggf. COS aus Gasen |
| US4094957A (en) * | 1976-12-14 | 1978-06-13 | Exxon Research & Engineering Co. | Process for removing acid gases with hindered amines and amino acids |
| US4100257A (en) * | 1977-02-14 | 1978-07-11 | Exxon Research & Engineering Co. | Process and amine-solvent absorbent for removing acidic gases from gaseous mixtures |
| US4240922A (en) * | 1977-09-22 | 1980-12-23 | Exxon Research & Engineering Co. | Process and amine-solvent absorbent for removing acidic gases from gaseous mixtures |
| US4405578A (en) * | 1981-11-13 | 1983-09-20 | Exxon Research And Engineering Co. | Co-promoted acid gas scrubbing solution and process for using same |
| GB2129330B (en) * | 1982-10-27 | 1986-08-20 | Exxon Research Engineering Co | N-aminoalkyl alkylpiperazine promoted acid gas scrubbing process |
| DE3308088A1 (de) * | 1983-03-08 | 1984-09-27 | Basf Ag, 6700 Ludwigshafen | Verfahren zum entfernen von co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) und/oder h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s aus gasen |
| US5246619A (en) * | 1989-11-17 | 1993-09-21 | The Dow Chemical Company | Solvent composition for removing acid gases |
| DE69306829T3 (de) * | 1992-02-27 | 2006-08-31 | The Kansai Electric Power Co., Inc. | Verfahren zur Entfernung von Kohlendioxid aus Verbrennungsabgasen |
| JP2895325B2 (ja) * | 1992-09-16 | 1999-05-24 | 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 |
| JP2959610B2 (ja) * | 1992-10-23 | 1999-10-06 | 日本乳化剤株式会社 | 酸性ガスの吸収剤 |
| EP0875280B1 (en) * | 1993-10-06 | 2001-08-22 | The Kansai Electric Power Co., Inc. | Method for removing carbon dioxide from combustion exhaust gas |
| EP0672446B1 (en) * | 1994-03-18 | 2002-11-13 | The Kansai Electric Power Co., Inc. | Method for the removal of hydrogen sulfide present in gases |
-
1995
- 1995-08-04 US US08/511,290 patent/US5618506A/en not_active Expired - Lifetime
- 1995-08-08 NO NO19953103A patent/NO313789B1/no not_active IP Right Cessation
- 1995-08-16 EP EP98202413A patent/EP0879631B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1995-08-16 EP EP98202412A patent/EP0880990B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1995-08-16 EP EP98202417A patent/EP0880991B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1995-08-16 DE DE69526525T patent/DE69526525T2/de not_active Expired - Lifetime
- 1995-08-16 DE DE69522837T patent/DE69522837T2/de not_active Expired - Lifetime
- 1995-08-16 DE DE69522772T patent/DE69522772T2/de not_active Expired - Lifetime
- 1995-08-16 EP EP95305722A patent/EP0705637B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1995-08-16 DE DE69526874T patent/DE69526874T2/de not_active Expired - Lifetime
- 1995-08-17 CN CN95115093A patent/CN1057018C/zh not_active Expired - Lifetime
-
2002
- 2002-04-29 NO NO20022033A patent/NO334495B1/no unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP0880990A1 (en) | 1998-12-02 |
| NO953103D0 (no) | 1995-08-08 |
| EP0705637A1 (en) | 1996-04-10 |
| US5618506A (en) | 1997-04-08 |
| EP0879631A1 (en) | 1998-11-25 |
| DE69526874T2 (de) | 2002-11-14 |
| DE69526874D1 (de) | 2002-07-04 |
| EP0880990B1 (en) | 2002-04-24 |
| CN1127156A (zh) | 1996-07-24 |
| NO20022033D0 (no) | 2002-04-29 |
| DE69522837T2 (de) | 2002-03-28 |
| EP0880991B1 (en) | 2001-09-19 |
| DE69522837D1 (de) | 2001-10-25 |
| EP0879631B1 (en) | 2002-05-29 |
| CN1057018C (zh) | 2000-10-04 |
| NO313789B1 (no) | 2002-12-02 |
| NO20022033L (no) | 1996-04-09 |
| EP0705637B1 (en) | 2001-09-19 |
| DE69522772D1 (de) | 2001-10-25 |
| DE69522772T2 (de) | 2002-10-17 |
| NO953103L (no) | 1996-04-09 |
| DE69526525T2 (de) | 2002-10-31 |
| DE69526525D1 (de) | 2002-05-29 |
| EP0880991A1 (en) | 1998-12-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO334495B1 (no) | Fremgangsmåte ved fjerning av karbondioksyd fra gasser | |
| US5603908A (en) | Process for removing carbon dioxide from combustion gases | |
| JP5230080B2 (ja) | 吸収液、ｃｏ２の除去装置及び方法 | |
| KR0123107B1 (ko) | 연소배기가스중의 2산화탄소의 제거방법 | |
| EP0875280B1 (en) | Method for removing carbon dioxide from combustion exhaust gas | |
| EP0588175B1 (en) | Process for removing carbon dioxide from combustion gases | |
| JP5215595B2 (ja) | 吸収液、吸収液を用いたｃｏ２又はｈ２ｓ除去装置及び方法 | |
| US5904908A (en) | Method for the removal of carbon dioxide present in gases | |
| CA2870164C (en) | Aqueous alkanolamine solution and process for the removal of h2s from gaseous mixtures | |
| KR20080091154A (ko) | 연도가스 등으로부터의 이산화탄소 회수 | |
| KR20080094004A (ko) | 이산화탄소 회수에서의 아민의 재생 | |
| EA025928B1 (ru) | Способ и устройство для отделения кислых газов от газовой смеси | |
| JP2009530073A (ja) | 二相の接点が熱発生を随伴している二相を接触させる方法 | |
| NO340552B1 (no) | Absorpsjonsmiddel og fremgangsmåte for fjerning av karbondioksid fra forbrenningsavgasser | |
| JP2005532157A (ja) | 改良型分流法および装置 | |
| JP2009006275A (ja) | 排ガス中の二酸化炭素を効率的に回収する方法 | |
| AU2015249086A1 (en) | Method of deacidizing a gaseous effluent by an absorbent solution with vapour injection into the regenerated absorbent solution and device for implementing same | |
| JP2008013400A (ja) | 排ガス中の二酸化炭素を吸収及び脱離して回収する方法 | |
| AU2010328990B2 (en) | Carbon dioxide absorbent for use under high pressure, and method for absorption and collection of carbon dioxide under high pressure | |
| AU2016202116B2 (en) | Acidic gas absorbing agent, method for removing acidic gas and apparatus for removing acidic gas | |
| JP2008168184A (ja) | 排ガス中の二酸化炭素を吸収及び脱離して回収するための組成物及び方法 | |
| JP5061108B2 (ja) | 酸性ガススクラビング法のためのポリアルキレンアクリルアミド塩 | |
| JP5039276B2 (ja) | 吸収液、吸収液を用いたガス中のｃｏ２又はｈ２ｓ除去装置及び方法 | |
| JP2007000702A (ja) | 吸収液、ｃｏ２又はｈ２ｓ又はその双方の除去装置及び除去方法 | |
| NO163264B (no) | Fremgangsmaate for fjerning av h2s fra en vanligvis gassformig stroem. |