RU2656661C1 - Способ удаления диоксида углерода из газовых смесей - Google Patents
Способ удаления диоксида углерода из газовых смесей Download PDFInfo
- Publication number
- RU2656661C1 RU2656661C1 RU2017115620A RU2017115620A RU2656661C1 RU 2656661 C1 RU2656661 C1 RU 2656661C1 RU 2017115620 A RU2017115620 A RU 2017115620A RU 2017115620 A RU2017115620 A RU 2017115620A RU 2656661 C1 RU2656661 C1 RU 2656661C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- carbon dioxide
- mea
- absorbent
- solution
- absorption
- Prior art date
Links
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 109
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 55
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 title claims abstract description 39
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 10
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 65
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims abstract description 52
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims abstract description 52
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 45
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 20
- 238000003795 desorption Methods 0.000 claims abstract description 17
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 10
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 4
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 241000278713 Theora Species 0.000 claims 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 8
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 6
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 abstract description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 4
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 abstract description 4
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 abstract description 4
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 abstract description 4
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 abstract description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 3
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 abstract description 3
- 238000004887 air purification Methods 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 7
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 7
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 5
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 5
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000007857 degradation product Substances 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 238000000909 electrodialysis Methods 0.000 description 2
- 150000002169 ethanolamines Chemical class 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 238000005342 ion exchange Methods 0.000 description 2
- 238000010525 oxidative degradation reaction Methods 0.000 description 2
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 2
- 102000003846 Carbonic anhydrases Human genes 0.000 description 1
- 108090000209 Carbonic anhydrases Proteins 0.000 description 1
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 1
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 1
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 1
- 238000005349 anion exchange Methods 0.000 description 1
- 125000005587 carbonate group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 238000005341 cation exchange Methods 0.000 description 1
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 239000000498 cooling water Substances 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 239000003456 ion exchange resin Substances 0.000 description 1
- 229920003303 ion-exchange polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000011031 large-scale manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 1
- 239000012047 saturated solution Substances 0.000 description 1
- 230000009919 sequestration Effects 0.000 description 1
- 235000013619 trace mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000011573 trace mineral Substances 0.000 description 1
- 150000003623 transition metal compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 1
Images
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
-
- 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)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области очистки от диоксида углерода различных газовых смесей, таких как природный газ, газы конверсии углеводородов, дымовые газы и др. методом абсорбции. Способ удаления диоксида углерода из газовых смесей включает абсорбцию диоксида углерода водным раствором абсорбента с содержанием моноэтаноламина (МЭА) 10-14% мас. при степени насыщения абсорбционного раствора не менее 0,65 МCO2/ММЭА, десорбцию диоксида углерода при температуре 70-90°C с получением диоксида углерода и обедненного диоксидом углерода раствора абсорбента, который возвращают на стадию абсорбции полностью без дополнительной очистки. Технический результат - минимизация потерь МЭА, связанных с высокотемпературной деградацией, снижение коррозии оборудования, расхода тепла и повышение степени удаления диоксида углерода. 1 табл., 1 пр., 2 ил.
Description
Изобретение относится к области очистки от диоксида углерода различных газовых смесей, таких как природный газ, газы конверсии углеводородов, дымовые газы и др. методом абсорбции. Более узко изобретение относится к технологии абсорбции диоксида углерода водными растворами этаноламинов и в первую очередь моноэтаноламина (МЭА). Развитие этих технологий определяется необходимостью исключить выброс диоксида углерода в окружающую среду, как в случае с дымовыми газами, или необходимостью очистить от него различные технологические газы с последующей его утилизацией.
К настоящему времени типичная широко применяемая технология удаления диоксида углерода состоит в следующем. На первой стадии проводится абсорбция диоксида углерода в абсорберах насадочного или тарельчатого типа, при этом очищаемый газ подается снизу, а противотоком очищаемому газу абсорбер орошается потоком абсорбента. Температура в абсорбере составляет 35-40°C, давление - 0,9÷4 МПа. Как правило, абсорбентом является 30% мас. раствор моноэтаноламина (МЭА) в воде. Степень насыщения абсорбента составляет 0,4-0,6 МСO2/ММЭА, предпочтительно 0,5 МСO2/ММЭА. Насыщенный раствор затем проходит через систему рекуперативных теплообменников, где он нагревается потоком десорбированного раствора, и поступает в десорбер, где при температуре 100-140°C происходит десорбция CO2, как правило, до его содержания не ниже 0,2 МСO2/ММЭА. Очищенный раствор абсорбента (регенерированный абсорбент) через ту же систему рекуперативных теплообменников возвращается в абсорбер. Температуру в десорбере поддерживают подогревом его кубовой части либо встроенным, либо выносным кипятильником, обогреваемым водяным паром. Недостатком этой технологии является то обстоятельство, что в кубовой части десорбера, как правило, температура поддерживается на уровне 115-140°C. В этих условиях происходит термическая или термоокислительная деградация МЭА с образованием ряда коррозионно активных веществ, которые накапливаются в потоке абсорбента - это, так называемые, термостабильные соли (ТСС). Образование ТСС имеет два негативных последствия - потеря эффективности абсорбента за счет уменьшения его концентрации и развитие процесса коррозии оборудования и трубопроводов. Специальное балансовое исследование этой проблемы [Peter Mosera, Sandra Schmidta, Knut Stahla. // Investigation of trace elements in the inlet and outlet streams of a MEA-based post-combustion capture process Results from the test programme at the Niederaussem pilot plant. Energy Procedia, 4 (2011), 473-479] показало, что за год эксплуатации потери амина могут достигать ≈150% от исходной загрузки. Это означает, что в процессе эксплуатации такой системы регенерации МЭА необходима постоянная в течение года компенсация его потерь в объеме 50% от исходной загрузки. С учетом того, что реальная степень насыщения по CO2 в абсорбере составляет 0,4-0,5 МСO2/ММЭА, а десорбцию проводят до остаточного содержания CO2 0,2 МСO2/ММЭА, эффективность использования МЭА составляет не более 40% (практически максимальное насыщение МЭА CO2 может составлять 0,74).
Как правило, десорбер работает при температуре 115-140°C.
На Фиг. 1 можно видеть зависимость роста потерь МЭА во времени от состава абсорбента и температуры.
На Фиг. 1, сверху вниз:
1 - абсорбент содержит 40% мас. МЭА, насыщение CO2 - 0,4 МСO2/ММЭА, температура в десорбере - 135°C;
2 - абсорбент содержит 30% мас. МЭА, насыщение CO2 - 0,4 МСO2/ММЭА, температура в десорбере - 135°C;
3 - абсорбент содержит 30% мас. МЭА, насыщение CO2 - 0,2 МСO2/ММЭА, температура в десорбере - 135°C;
4 - абсорбент содержит 30% мас. МЭА, насыщение CO2 - 0,4 МСO2/ММЭА, температура в десорбере - 120°C;
5 - абсорбент содержит 30% мас. МЭА, насыщение CO2 - 0,4 МСO2/ММЭА, температура в десорбере - 100°C.
Фиг. 1 свидетельствует, что в случае абсорбента, содержащего 30% мас. МЭА и при насыщении 0,4 МСO2/ММЭА, даже при 100°C через 3 недели работы появляются ТСС и далее их количество увеличивается. Это и является причиной возрастания потерь МЭА даже при относительно мягких условиях десорбции [Chi, S., Rochelle, G.T., 2001. Oxidative degradation of monoethanolamine. In: First National Conference on Carbon Sequestration, Washington, DC, May 14-17, 2001].
На Фиг. 2 представлен график для определения степени насыщения растворов МЭА по их удельной электропроводности (УЭОП).
Известно множество предложений по сокращению потерь МЭА. Одна группа методов предусматривает ионный обмен и электродиализ.
Так, в патенте США 5268155А, 1993 г. описан процесс удаления ТСС из водного раствора МЭА, включающий предварительную фильтрацию этого раствора с последующей очисткой методом ионного обмена, причем очищаемый раствор амина сначала проходит через катионообменную колонку и затем через анионообменную.
Метод неприемлем для крупнотоннажных производств: большой расход ионообменных смол, реагентов на регенерацию, большие объемы сточных вод делают его экономически неэффективным.
Типичный способ удаления ТСС из МЭА абсорбента с применением электродиализа приводится в патенте США 6517700 В2, 11.02.2003 г. Согласно патенту из холодной части петли рецикла системы регенерации МЭА отбирается часть потока, обеденного по CO2. Перед подачей в электродиализатор отобранный поток обрабатывается раствором гидроокиси натрия для перевода остаточного диоксида углерода в карбонатную форму и разрушения ТСС также с образованием соответствующих солей натрия. Образовавшиеся соли натрия удаляются в электродиализаторе и очищенный поток абсорбента возвращается в рецикл перед абсорбером. Способ не нашел масштабного применения из-за необходимости расходования реагентов и большого объема сточных вод.
Известен, например, метод регенерации МЭА-абсорбента с применением химических реагентов, описанный в заявке США №20090155889 А1, 18.06.2009 г. Для удаления ТСС с малым количеством CO2 предлагалось раствор абсорбента обрабатывать, например, цеолитами основного типа, соединениями переходных металлов, энзимами типа «карбоник ангидраза», являющимися катализаторами реакции CO2+Н2O=H2CO3. Недостатки - на крупных предприятиях большие расходы реагентов и образование большого количества отходов результате поглощения CO2.
В заявке США 20120235087 А1, 20.09.2012 г., предложен метод удаления ТСС из аминового (МЭА) абсорбента в процесс поглощения диоксида углерода. Метод включает отбор из выходящего из куба десорбера обедненного по CO2 потока части аминового абсорбента в объеме предпочтительно 0.01-10% и подача этой части в дополнительный блок, где при температуре 120°C и выше из выведенного потока абсорбента удаляют остаточные количества CO2 с одновременным выделением ТСС, с последующим возвратом этого дополнительно очищенного абсорбента с уменьшенной концентрацией ТСС в рецикл «абсорбция-десорбция» поглощения CO2. Удаление CO2 из указанного потока происходит за счет дросселирования давления, при этом газовый поток CO2 выводится из системы, освобожденный от CO2 поток поступает через холодильник в электродиализатор. Концентрат из электродилизатора (аминный раствор с ТСС) направляется в шламонакопитель, а дилюат (очищенный абсорбент) - в линию регенерированного абсорбента, возвращаемого на стадию абсорбции. Количество этого очищенного потока составляет 75-80% от выведенного из линии потока с низким содержанием CO2, или 8% от общего потока. Приведенная в данном патенте технология минимизации потерь МЭА достигает поставленных целей лишь частично. Во-первых, десорбция диоксида углерода, как в основной циркуляционной линии, так и в дополнительной перед подачей раствора в электродиализатор, проводится при высоких (от 120°C и выше) температурах, что и является причиной образования ТСС.
Большинство методов сокращения потерь МЭА относятся к другой группе и сводятся к отводу части загруженного диоксидом углерода абсорбента из кубовой зоны десорбера, глубокой доочистке отведенного потока от ТСС в выносном кипятильнике и возврату очищенного потока в десорбер.
В патенте США 8927450 В2, 06.01.2015 г. для интенсификации процесса абсорбции очищаемый поток газа перед абсорбером охлаждают в холодильнике, орошаемом захоложенной водой, и затем подают в абсорбер. Кубовая часть десорбера при этом также связана с выносным кипятильником, который нагревает проходящий через него насыщенный CO2 абсорбент до 150°C. Деградированный МЭА и ТСС выводятся из кипятильника как шлам, а пары абсорбента и воды очищенной части абсорбента возвращают в десорбер.
Наиболее близким аналогом предлагаемого способа является способ, описанный в заявке РСТ №WO2010142716 А1, 16.12.2010 г. Согласно способу удаления диоксида углерода из газовых смесей ведут его абсорбцию водным раствором абсорбента, затем десорбцию диоксида углерода из насыщенного раствора абсорбента при нагреве до 120°C. Среди перечисленных абсорбентов упоминается моноэтаноламин МЭА. Выводимый из кубовой зоны десорбера поток с температурой 120°C подается в выносной кипятильник, где поддерживается температура (130-140°C), обеспечивающая испарение абсорбента. Пары затем возвращают в десорбер, а жидкую фазу, содержащую ТСС, выводят. Такой прием позволяет увеличить глубину извлечения CO2. Одновременно на выходе из верха десорбера создают разряжение с помощью вакуум-насоса, либо эжектора. Диоксид углерода и пары воды выводятся из верхней части десорбера, проходят через холодильник-конденсатор. Водяной конденсат возвращается в десорбер, очищенный диоксид углерода направляется на переработку.
Общий прием в этих процессах - отбор части потока насыщенного абсорбента из кубовой части десорбера и глубокое удаление из него диоксида углерода при более высокой температуре, чем в десорбере, с одновременным выводом из этой отобранной части потока продуктов деградации МЭА - не решает проблему деградации амина, поскольку эта доочистка части абсорбента проводится в жестких температурных условиях, что инициирует дальнейшую деградацию МЭА.
Исходя из приведенных примеров, можно сделать вывод, что исключить или минимизировать образование ТСС возможно только снижением температуры десорбции насыщенного диоксидом углерода абсорбционного раствора МЭА.
Целью предлагаемого изобретения является снижение расхода адсборбента и исключение или минимизация образования продуктов деградации амина, таких как термостабильные соли (ТСС), а также коррозии под их воздействием аппаратуры и трубопроводов, при одновременном повышении степени удалении диоксида углерода из различных газовых смесей путем абсорбции.
Поставленная цель достигается тем, что в способе удаления диоксида углерода из газовых смесей путем абсорбции диоксида углерода водным раствором абсорбента - моноэтаноламина МЭА - с получением насыщенного диоксидом углерода раствора абсорбента, десорбции диоксида углерода из этого насыщенного раствора абсорбента при нагреве с получением диоксида углерода и обедненного диоксидом углерода раствора абсорбента и возвращения его на стадию абсорбции, используют раствор абсорбента с содержанием моноэтаноламина 10-14% мас., степень насыщения абсорбционного раствора составляет не менее 0,65 МCO2/ММЭА, десорбцию ведут при температуре 70-90°C, а указанный обедненный раствор возвращают на стадию абсорбции полностью без дополнительной очистки.
Наиболее предпочтительно используют раствор абсорбента с содержанием моноэтаноламина 12% мас.
В качестве газовых смесей могут использовать природный газ, газы конверсии углеводородов, дымовые газы и др.
При применении в качестве абсорбентов водных растворов, например, моноэтаноламина с концентрацией 10-14% мас. степень насыщения по CO2 до 0,74 МCO2/ММЭА. При этом согласно предлагаемому методу десорбция насыщенного диоксидом углерода потока осуществляется при температуре 70-90°C. При осуществлении процесса десорбции в указанных условиях термодеструкция МЭА не наблюдается, что исключает или минимизирует потери абсорбента в процессе эксплуатации.
Пример проведения десорбции диоксида углерода
Эффективность десорбции CO2 из растворов абсорбента, содержащих МЭА (% мас. и ММЭА/л): 7,5/1,25; 10/1,64; 12/1,97; 14/2,29; 30/4,92), определяют экспериментально. Емкость, оснащенную обратным холодильником и мешалкой, заполняют насыщенным раствором МЭА. Степень насыщения растворов МЭА определяли по значениям удельной электропроводности (УЭП), используя градуировки, пример представлен на Фиг. 2. При нулевой концентрации CO2 указано значение УЭП для исходного раствора МЭА - 1,17 мСм/см.
Десорбцию насыщенного диоксидом углерода раствора проводят при 90°C. Выделяющийся диоксид углерода вместе с парами воды проходит через холодильник-конденсатор, где пары воды конденсируются, а CO2 через вакуум-компрессор собирается в накопителе для дальнейшей утилизации. Температура охлаждающей воды в холодильнике-конденсаторе составляет 20°C. Содержание CO2 в растворах определяют по измеряемым значениям удельной электропроводности для растворов соответствующих концентраций МЭА. Полученные результаты нескольких экспериментов по десорбции диоксида углерода представлены в таблице.
Полученные результаты свидетельствуют, что десорбция абсорбента с концентрацией МЭА 10-14% мас. успешно происходит при 90°C с интенсивностью, сопоставимой с общепринятыми сегодня параметрами, и достигает значений степени извлечения, превышающих 70%. Раствор после регенерации можно возвращать на стадию абсорбции без дополнительных стадий очистки. Оптимальным является раствор, содержащий 12% МЭА.
Устойчивость к воздействию температуры 90°C была проверена нагреванием насыщенного 12% раствора МЭА (0,74 МCO2/ММЭА) в течение 4 недель. При указанных условиях и времени экспозиции образование ТСС не обнаружено, поскольку УЭП раствора осталась неизменной.
При более низкой температуре десорбции ТСС также не будут образовываться, но ее снижение до значения ниже 70°C приведет к падению эффективности удаления CO2.
Процесс регенерации абсорбционных растворов МЭА согласно предлагаемому изобретению минимизирует потери МЭА и коррозию оборудования, снижает расход тепла: нагрев десорбируемого раствора можно проводить паровым конденсатом вместо пара при 2-5 атм. Как можно видеть из таблицы, снижение температуры десорбции и содержания МЭА в абсорбенте при повышении степени насыщения исходного раствора CO2 также приводит к получению за то же время более чистого регенерированного абсорбента (насыщение очищенного раствора CO2 - не выше 0,2 МCO2/ММЭА) и повышению степени удаления CO2.
Claims (1)
- Способ удаления диоксида углерода из газовых смесей путем абсорбции диоксида углерода водным раствором абсорбента моноэтаноламина МЭА - с получением насыщенного диоксидом углерода раствора абсорбента, десорбции диоксида углерода из этого насыщенного раствора абсорбента при нагреве с получением диоксида углерода и обедненного диоксидом углерода раствора абсорбента и возвращения его на стадию абсорбции, отличающийся тем, что используют раствор абсорбента с содержанием моноэтаноламина 10-14 мас.%, степень насыщения абсорбционного раствора составляет не менее 0,65 МCO2/ММЭА, десорбцию ведут при температуре 70-90, а указанный обедненный раствор возвращают на стадию абсорбции полностью без дополнительной очистки.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017115620A RU2656661C1 (ru) | 2017-05-04 | 2017-05-04 | Способ удаления диоксида углерода из газовых смесей |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017115620A RU2656661C1 (ru) | 2017-05-04 | 2017-05-04 | Способ удаления диоксида углерода из газовых смесей |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2656661C1 true RU2656661C1 (ru) | 2018-06-06 |
Family
ID=62560360
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017115620A RU2656661C1 (ru) | 2017-05-04 | 2017-05-04 | Способ удаления диоксида углерода из газовых смесей |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2656661C1 (ru) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2193441C2 (ru) * | 2000-05-04 | 2002-11-27 | Открытое акционерное общество "Концерн Стирол" | Способ регенерации абсорбента |
| WO2010142716A1 (en) * | 2009-06-09 | 2010-12-16 | Aker Clean Carbon As | Method for reclaiming of co2 absorbent and a reclaimer |
| RU2526455C2 (ru) * | 2012-12-06 | 2014-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно Исследовательский Проектный Институт нефти и газа "Петон" | Способ очистки отходящих газов от сероводорода |
| RU2555011C2 (ru) * | 2013-05-29 | 2015-07-10 | Андрей Владиславович Курочкин | Способ регенерации насыщенного раствора амина |
-
2017
- 2017-05-04 RU RU2017115620A patent/RU2656661C1/ru active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2193441C2 (ru) * | 2000-05-04 | 2002-11-27 | Открытое акционерное общество "Концерн Стирол" | Способ регенерации абсорбента |
| WO2010142716A1 (en) * | 2009-06-09 | 2010-12-16 | Aker Clean Carbon As | Method for reclaiming of co2 absorbent and a reclaimer |
| RU2526455C2 (ru) * | 2012-12-06 | 2014-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно Исследовательский Проектный Институт нефти и газа "Петон" | Способ очистки отходящих газов от сероводорода |
| RU2555011C2 (ru) * | 2013-05-29 | 2015-07-10 | Андрей Владиславович Курочкин | Способ регенерации насыщенного раствора амина |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP5507584B2 (ja) | アミン放出物制御のための方法およびプラント | |
| US10456749B2 (en) | System for the removal of heat stable amine salts from an amine absorbent | |
| JP5658243B2 (ja) | Ｃｏ２吸収剤の再生利用のための方法および再生利用器 | |
| KR101170891B1 (ko) | 암모니아 함유 매체를 이용한 연도 가스로부터의 이산화탄소의 제거 | |
| WO2013039041A1 (ja) | Ｃｏ2回収装置およびｃｏ2回収方法 | |
| CN103977683A (zh) | 降低脱碳吸收液再生能耗的方法及装置 | |
| CN109126392B (zh) | 一种采用离子液体进行烟气中co2捕集的装置及工艺 | |
| EP2230000B1 (en) | Flue gas treatment system and method using ammonia solution | |
| JP5704438B2 (ja) | アミン液の再生方法および装置 | |
| KR20130056325A (ko) | 암모니아 - c0₂ 기반 - 흡수 용액으로부터 비휘발성 물질의 제거 | |
| WO2012038794A1 (en) | Trace component removal in c02 removal processes by means of a semipermeable membrane | |
| US10213728B2 (en) | Method for separating carbon dioxide from a gas flow, in particular from a flue gas flow, and separating device for separating carbon dioxide from a gas flow, in particular from a flue gas flow | |
| RU2547021C1 (ru) | Способ и установка очистки природного газа от диоксида углерода и сероводорода | |
| JP2015134334A (ja) | リクレーミング装置及び方法、ｃｏ２又はｈ２ｓ又はその双方の回収装置 | |
| KR20130010253A (ko) | 산성가스 포집을 위한 탈거장치의 에너지원 재사용 방법 | |
| KR20150004562A (ko) | 이산화탄소 포집 장치 | |
| RU2656661C1 (ru) | Способ удаления диоксида углерода из газовых смесей | |
| RU2381823C1 (ru) | Способ очистки газа от кислых компонентов и установка для его осуществления | |
| CN114247291A (zh) | 一种去除工业二氧化碳捕获***中热稳盐的工作方法 | |
| RU2555011C2 (ru) | Способ регенерации насыщенного раствора амина | |
| KR101854623B1 (ko) | 중탄산암모늄 용액의 재생 방법 | |
| KR101630054B1 (ko) | 산성가스 포집 시스템 및 그 포집 방법 | |
| EP4301492A1 (en) | Method and system for treating a steam condensate generated by a high-pressure generator of a carbon dioxide absorption solution | |
| Olnev et al. | The process of CO2 desorption in the stripper plant (desorber) for cleaning exhaust gases with aqueous solutions of ethanolamines (MEA solution) | |
| Дорож et al. | Modern technologies in the system of regeneration and purification of boron concentrate |