RU2087181C1 - Способ удаления кислотных газов, таких, как сероводород и/или двуокись углерода - Google Patents
Способ удаления кислотных газов, таких, как сероводород и/или двуокись углерода Download PDFInfo
- Publication number
- RU2087181C1 RU2087181C1 SU925010758A SU5010758A RU2087181C1 RU 2087181 C1 RU2087181 C1 RU 2087181C1 SU 925010758 A SU925010758 A SU 925010758A SU 5010758 A SU5010758 A SU 5010758A RU 2087181 C1 RU2087181 C1 RU 2087181C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- carbon dioxide
- hydrogen sulfide
- solvent
- gas
- dimethylethanolamine
- Prior art date
Links
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 34
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims abstract description 32
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 17
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 title claims abstract description 17
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 15
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 12
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 12
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 title 1
- UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N N-dimethylaminoethanol Chemical compound CN(C)CCO UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 229960002887 deanol Drugs 0.000 claims abstract description 14
- 239000012972 dimethylethanolamine Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 17
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 7
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 7
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 7
- 239000008246 gaseous mixture Substances 0.000 claims description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 9
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 26
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 9
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical class OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 3
- 150000004657 carbamic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 229910000851 Alloy steel Inorganic materials 0.000 description 1
- KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-M Carbamate Chemical compound NC([O-])=O KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 150000001413 amino acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000001642 boronic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-M hydrogensulfate Chemical compound OS([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 150000003951 lactams Chemical class 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 1
- 150000003141 primary amines Chemical class 0.000 description 1
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 1
- 150000003335 secondary amines Chemical class 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
Abstract
Использование: в производстве удаления кислотных газов, таких как сероводород и/или двуокись углерода, из газообразной смеси. Сущность: газообразную смесь, содержащую сероводород и/или двуокись углерода, подвергают обработке водным раствором диметилэтаноламина концентрации 40 - 70%. Отработанный водный раствор диметилэтаноламина подвергают регенерации. 1 ил.
Description
Изобретение относится к способу удаления кислотных газов, таких как сероводород или/и двуокись углерода из газообразной смеси путем абсорбции.
Удаление сероводорода и/или двуокиси углерода является известной проблемой в промышленности, которая еще не нашла обоснованного экономического и эффективного решения. Его возможные применения многочисленны, главным, но не единственным примером является обработка природного газа. Двуокись углерода является инертным компонентом такого газа, который может быть удален из газа по существу вплоть до пределах, который налагается требуемой теплотворностью и индексом Wobbe. Начальная загрузка газа может содержать вплоть до нескольких десятков процентов (по объему) двуокиси углерода, после обработки его содержание составляет от 1 до 3%
Удаление сероводорода должно быть очень тщательным, чтобы гарантировать потребителю отсутствие в газе токсичных и агрессивных компонентов. Начальная загрузка может содержать вплоть до нескольких процентов (по объему) сероводорода, газ после обработки должен содержать не более чем 1 3 ppm сероводорода.
Удаление сероводорода должно быть очень тщательным, чтобы гарантировать потребителю отсутствие в газе токсичных и агрессивных компонентов. Начальная загрузка может содержать вплоть до нескольких процентов (по объему) сероводорода, газ после обработки должен содержать не более чем 1 3 ppm сероводорода.
Использование абсорбционных способов (физических или химических) хорошо известно в области удаления кислотных газов, таких как двуокись углерода и сероводород, из газообразных смесей. Для простоты описания способы известные в литературе, могут быть классифицированы согласно типу используемого растворителя.
а/ Органические соединения различных типов, таких как спирты, амиды, лактамы, полигликоли, полиэфиры и т.п. Эти типы растворителя используются в основном тогда, когда парциальное давление кислотного газа высокое.
b/ Водные растворы первичных и вторичных аминов, таких как МЭА или ДЭА. Этот тип растворителя используется тогда, когда парциальное давление кислотного газа низкое и должны удовлетворяться очень жесткие спецификации.
с/ Водные растворы щелочных карбонатов, возможно активированные веществами, такими как амины, бораты, аминокислоты и т.п. Этот тип растворителя обычно используется для удаления больших количеств кислотного газа при высоком парциальном давлении. Особенно интересные результаты могут быть получены, если также присутствуют активаторы.
Промышленные процессы удаления кислотных газов путем абсорбции характеризуются в основном двумя значениями, определяемыми как капиталовложения и текущие расходы на единицу удаляемого кислотного газа. Капиталовложения в основном пропорциональны размеру абсорбционной и регенерационной колонн, включая подогреватель и конденсатор, и отсюда количеству растворителя, которое используется. Текущие расходы в основном пропорциональны количеству тепла, требуемому для регенерации растворителя. Они также выше, чем большее количество растворителя расходуется, т.к. большее количество энергии потребляется для его перекачки.
Растворители типа а/ характеризуются низкими текущими расходами на единицу удаляемого кислотного газа, но также характеризуются высокими капиталовложениями в особенности при низком парциальном давлении, т.к. кислотная загрузка невысокая.
Растворители типа b/ характеризуются высокими текущими расходами, т.к. на стадии абсорбции они приводят к образованию карбаматов в присутствии двуокиси углерода. Обратная реакция, проводимая в регенерационной колонне, несомненно эндотермична и отсюда стоимость выше.
Растворители типа с/ характеризуются более низкими текущими расходами, чем типа b/, т.к. они приводят к образованию бикарбонатов, следовательно, требуется реакция разложения, которая менее эндотермична, и отсюда стоимость ниже, чем для карбаматов. Однако растворители типа с/ характеризуются относительно высоким капиталовложением, т.к. их вынуждены использовать в относительно низкой концентрации для предотвращения коррозионных явлений или альтернативно использовать материалы высокого качества, или легированную сталь, которые приводят к повышению текущих расходов. Можно также показать, что растворители типа b/ могут также приводить к тем же проблемам. Поэтому растворы моноэтаноламина (МЭА) диэтаноламина (ДЭА) используются как 15 25 вес. -ные, чтобы предотвратить серьезную коррозию из-за высокой концентрации соответствующего карбамата, следовательно, характеризуются более высокими капиталовложениями.
Известен способ удаления кислотных газов, таких как сероводород и/или двуокись углерода, из газообразной смеси, включающий абсорбцию кислотных газов растворителем водной смесью, содержащей диметилэтаноламин, и последующую регенерацию использованного растворителя.
Было обнаружено, что недостатки способов, известных в литературе, могут быть преодолены, если использовать в качестве растворителя водный раствор диметилэтаноламина соответствующей концентрации.
Настоящее изобретение предлагает способ для удаления кислотных газов, таких как серодовород и/или двуокись углерода, из газообразных смесей, включающий в основном абсорбцию кислотных газов растворителем и регенерацию использованного растворителя путем десорбции. Используемый растворитель представляет собой водную смесь диметилэтаноламина (ДМЭА) с концентрацией диметилэтаноламина от 410 до 70% по весу, предпочтительно от 40 до 55%
Это соединение приводит к образованию бикарбонатов или бисульфата, если присутствует сероводород, и дает возможность использовать высокие концентрации водного раствора без проблемы коррозии и подачи, даже при относительно низком парциальном давлении, двуокиси углерода.
Это соединение приводит к образованию бикарбонатов или бисульфата, если присутствует сероводород, и дает возможность использовать высокие концентрации водного раствора без проблемы коррозии и подачи, даже при относительно низком парциальном давлении, двуокиси углерода.
Следует также отметить, что стоимость регенерации бикарбоната невысокая.
Способом изобретения можно очищать газообразные газы, в которых содержание кислотного газа в исходной загрузке составляет от 1 до 90% по объему, но особенно он применяется для таких смесей, которые содержат от 3 до 60% по объему.
По этому способу получают содержание двуокиси углерода в верхнем потоке из абсорбционной колонны от 0,5 до 5% по объему.
Схема применения способа согласно изобретению описывается ниже при помощи примера со ссылкой на чертеж, но не ограничивается им.
Газ, который подвергается обработке, подается по линии 1 в абсорбер 2, в который абсорбционный раствор подается по линии 3. Обработанный газ выходит по линии 4. Использованный раствор выгружается из нижней части 5 и после снятия давления в клапане 6 и подогрева в теплообменнике 7 подается в регенерационную колонну 8.
Через нижнюю часть колонны 8, которая снабжена подогревателем 9, регенерированный раствор 10 подается насосом 11 в абсорбер 2 после охлаждения в теплообменниках 7 и 12.
Кислотные газы 13, покидая колонну 8, охлаждаются в аппарате 14 и разделяются в колонне 15 на жидкий пар 16 (рециркулируется насосом 17) и кислотный газ 18, который в конце концов удаляется.
Газ и пар из верхней части абсорбера 2 и колонны 8 соответственно могут быть промыты небольшим количеством воды, чтобы предотвратить любую потерю растворителя в газообразном выходящем потоке.
Абсорбционная колонна может быть обеспечена дополнительным промежуточным теплообменником, если необходим строгий температурный контроль.
Водные линии для удаления амина и дополнительный теплообменник не показаны на чертеже.
Ниже приведены примеры, один из которых сравнительный, для лучшей иллюстрации изобретения.
Пример 1.
Способ осуществляется в колонне, содержащей 44 двухколпачковые тарелки диаметром 5,1 см, при этом используют 50 вес. смеси диметилэтаноламина (ДМЭА) и воды. Подаваемый природный газ (N м3/ч) содержит 20% двуокиси углерода и подается при 70 кг/см2. Поддерживается 70oC в нижней части и 50oC на верхней тарелке. Обработанный газ имеет остаточное содержание двуокиси углерода 1% при потоке растворителя 3,5 кг/ч.
Пример 2.
Способ осуществляют, используя ту же самую установку и тот же самый температурный уровень, как описано в примере 1, с той же самой газообразной загрузкой (расход, состав, давление), за исключением того, что в качестве растворителя используют смесь ДМЭА/вода при соотношении 40/60% по весу.
Обработанный газ имеет остаточное содержание двуокиси углерода 1% по объему при потоке растворителя 4,38 кг/ч.
Пример 3.
Способ осуществляют, используя ту же самую установку и тот же самый температурный уровень, что и в примере 1, с той же самой газообразной загрузкой (расход, состав, давление), за исключением того, что в качестве растворителя используют смесь ДМЭА/вода при соотношении 70/30% по весу.
Обработанный газ имеет остаточное содержание двуокиси углерода 1% по объему при потоке растворителя 2,5 кг/ч.
Пример 4 сравнительный.
Оперируют той же подачей при той же температуре и давлении в той же самой колонне, но используют поток растворителя, содержащий раствор диэтаноламина (ДЭА) (25 мас.) в воде, требуется скорость потока 7 кг/ч для получения газа, содержащего 1% двуокиси углерода.
Нигде не были сделаны прямые измерения теплового расхода в регенерационной колонне (содержащей 44 двухколпачковые тарелки диаметром 5,1 см, давление в верхней части 1,2 кг/см2, температура нижней части 120oC. Однако было подсчитано, что при использовании ДЭА потребляется на 30% больше тепла, чем в случае ДМЭА.
Использование ДЭА, следовательно, значительно повышает как капиталовложения, так и текущие расходы из-за больших энергетических расходов при манипулировании растворителя.
Claims (1)
- Способ удаления кислотных газов, таких как сероводород и/или двуокись углерода из газообразной смеси, включающий абсорбцию их из газообразной смеси водным раствором диметилэтаноламина и последующую регенерацию отработанного водного раствора диметилэтаноламина, отличающийся тем, что водный раствор диметилэтаноламина берут концентрацией 40 70%
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| ITMI91A000171 | 1991-01-24 | ||
| ITMI910171A IT1244687B (it) | 1991-01-24 | 1991-01-24 | Processo per la rimozione di gas acidi da miscele gassose |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2087181C1 true RU2087181C1 (ru) | 1997-08-20 |
Family
ID=11358249
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU925010758A RU2087181C1 (ru) | 1991-01-24 | 1992-01-23 | Способ удаления кислотных газов, таких, как сероводород и/или двуокись углерода |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPH04310214A (ru) |
| CN (1) | CN1063422A (ru) |
| DE (1) | DE4201920C2 (ru) |
| GB (1) | GB2252308B (ru) |
| IT (1) | IT1244687B (ru) |
| RU (1) | RU2087181C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7425314B2 (en) | 2002-11-28 | 2008-09-16 | Shell Oil Company | Process for removing sulphur compounds including hydrogen sulphide and mercaptans from gas streams |
| RU2500460C1 (ru) * | 2012-07-20 | 2013-12-10 | Андрей Владиславович Курочкин | Устройство для аминовой очистки газа и способ ее осуществления |
| RU2505344C1 (ru) * | 2012-07-27 | 2014-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ очистки газов от сероводорода |
| RU2788945C1 (ru) * | 2022-03-15 | 2023-01-26 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Устройство для аминовой очистки производственного газа и способ ее осуществления |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE19538614C2 (de) * | 1995-10-17 | 1997-06-05 | Dillinger Stahlbau | Verfahren und Anlage zum Aufbereiten von stickstoffhaltigem Erdgas |
| CN102151456A (zh) * | 2011-01-28 | 2011-08-17 | 北京化工大学 | 化学试剂法脱除沼气及类似气源中co2和h2s的方法及装置 |
| CN107485969B (zh) * | 2017-09-15 | 2019-07-30 | 东莞理工学院 | 一种二氧化碳气体吸收剂及其制备方法和应用 |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| IT8423739V0 (it) * | 1984-11-09 | 1984-11-09 | Rockwell Rimoldi Spa | Dispositivo taglia catenella con struttura perfezionata, in particolare per macchina da cucire di uso industriale. |
| IT1177325B (it) * | 1984-11-26 | 1987-08-26 | Snam Progetti | Procedimento per la rimozione selettiva dell'idrogeno solforato da miscele gassose contenenti anche anidride carbonica |
| IT1177324B (it) * | 1984-11-26 | 1987-08-26 | Snam Progetti | Procedimento per rimuovere selettivamente l'idrogeno solforato da miscele gassose contenenti anche anidride carbonica |
| US4814104A (en) * | 1987-02-05 | 1989-03-21 | Uop | Tertiary alkanolamine absorbent containing an ethyleneamine promoter and its method of use |
-
1991
- 1991-01-24 IT ITMI910171A patent/IT1244687B/it active IP Right Grant
-
1992
- 1992-01-21 GB GB9201267A patent/GB2252308B/en not_active Expired - Fee Related
- 1992-01-23 RU SU925010758A patent/RU2087181C1/ru active
- 1992-01-24 JP JP4034072A patent/JPH04310214A/ja not_active Withdrawn
- 1992-01-24 CN CN92100441.9A patent/CN1063422A/zh active Pending
- 1992-01-24 DE DE4201920A patent/DE4201920C2/de not_active Expired - Fee Related
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Патент ФРГ N 2551717, кл. B 01 D 53/14, 1980. * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7425314B2 (en) | 2002-11-28 | 2008-09-16 | Shell Oil Company | Process for removing sulphur compounds including hydrogen sulphide and mercaptans from gas streams |
| RU2500460C1 (ru) * | 2012-07-20 | 2013-12-10 | Андрей Владиславович Курочкин | Устройство для аминовой очистки газа и способ ее осуществления |
| RU2505344C1 (ru) * | 2012-07-27 | 2014-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ очистки газов от сероводорода |
| RU2788945C1 (ru) * | 2022-03-15 | 2023-01-26 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Устройство для аминовой очистки производственного газа и способ ее осуществления |
| RU2796506C1 (ru) * | 2022-03-15 | 2023-05-24 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Устройство для аминовой очистки технологического газа и способ ее осуществления |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| ITMI910171A1 (it) | 1992-07-24 |
| GB2252308A (en) | 1992-08-05 |
| DE4201920C2 (de) | 1997-03-20 |
| GB2252308B (en) | 1994-09-07 |
| IT1244687B (it) | 1994-08-08 |
| GB9201267D0 (en) | 1992-03-11 |
| CN1063422A (zh) | 1992-08-12 |
| DE4201920A1 (de) | 1992-07-30 |
| JPH04310214A (ja) | 1992-11-02 |
| ITMI910171A0 (it) | 1991-01-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| KR900006082B1 (ko) | Co₂가스의 회수방법 | |
| KR100490937B1 (ko) | 복합 아민 혼합물에 의해 이산화탄소를 회수하는 방법 | |
| US6592829B2 (en) | Carbon dioxide recovery plant | |
| US6939393B2 (en) | Method for neutralizing a stream of fluid, and washing liquid for use in one such method | |
| KR100490936B1 (ko) | 희박 공급물로부터 이산화탄소를 회수하는 장치 | |
| US7004997B2 (en) | Method for removal of acid gases from a gas flow | |
| AU1695401A (en) | Method for removing cos from a stream of hydrocarbon fluid and wash liquid for use in a method of this type | |
| JPH0464359B2 (ru) | ||
| KR20010049512A (ko) | 산소 함유 혼합물로부터 이산화탄소를 회수하는 방법 | |
| US20110146489A1 (en) | Ammonia removal, following removal of co2, from a gas stream | |
| US20060162559A1 (en) | Method for deacidifying a fluid stream and washing liquid used in such a method | |
| US7276153B2 (en) | Method for neutralising a stream of hydrocarbon fluid | |
| NO178690B (no) | Fremgangsmåte for fjerning av sure gasser fra gassblandinger | |
| US4071602A (en) | Selective separation of sulfur oxides from carbon dioxide in an effluent gas stream | |
| EP0013151A1 (en) | Process for maintaining the performance of aqueous hindered amine scrubbing liquid in acid gas scrubbing | |
| EP0945162A1 (en) | Process and system for the removal of carbon dioxide present in gases | |
| RU2087181C1 (ru) | Способ удаления кислотных газов, таких, как сероводород и/или двуокись углерода | |
| CA1142735A (en) | Regenerating alkanolamine desulfurizer solution | |
| EP0636118B1 (en) | Reclamation of alkanolamine solutions | |
| WO1985002555A1 (en) | Process for recovery of copper inhibitor in the recovery of co2 from flue gases | |
| SU1477454A1 (ru) | Способ очистки газа от диоксида углерода | |
| JP7324159B2 (ja) | 酸性ガスの除去装置および除去方法 | |
| CA2059969A1 (en) | Process for removing acid gases from gaseous mixtures | |
| KR20200065393A (ko) | 산성가스 정제장치 및 정제방법 | |
| Pearce et al. | Process for the recovery of CO 2 from flue gases |