BR112014019344B1 - Solução aquosa que absorve eficientemente erecupera dióxido de carbono no gás de exaustão e método para recuperar o dióxido de carbono usando a mesma - Google Patents
Solução aquosa que absorve eficientemente erecupera dióxido de carbono no gás de exaustão e método para recuperar o dióxido de carbono usando a mesma Download PDFInfo
- Publication number
- BR112014019344B1 BR112014019344B1 BR112014019344-4A BR112014019344A BR112014019344B1 BR 112014019344 B1 BR112014019344 B1 BR 112014019344B1 BR 112014019344 A BR112014019344 A BR 112014019344A BR 112014019344 B1 BR112014019344 B1 BR 112014019344B1
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- aqueous solution
- carbon dioxide
- amount
- weight
- absorption
- Prior art date
Links
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 263
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 131
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 title claims abstract description 77
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 41
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 title claims abstract description 30
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 58
- -1 amino alcohol compound Chemical class 0.000 claims abstract description 39
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 19
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims abstract description 14
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims abstract description 13
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 7
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 36
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 29
- NTWSIWWJPQHFTO-AATRIKPKSA-N (2E)-3-methylhex-2-enoic acid Chemical compound CCC\C(C)=C\C(O)=O NTWSIWWJPQHFTO-AATRIKPKSA-N 0.000 description 17
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 17
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 15
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 15
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 15
- MIJDSYMOBYNHOT-UHFFFAOYSA-N 2-(ethylamino)ethanol Chemical compound CCNCCO MIJDSYMOBYNHOT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 7
- GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N Piperazine Chemical compound C1CNCCN1 GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 6
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 5
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 4
- 125000001449 isopropyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- RILLZYSZSDGYGV-UHFFFAOYSA-N 2-(propan-2-ylamino)ethanol Chemical compound CC(C)NCCO RILLZYSZSDGYGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 3
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 3
- 125000000959 isobutyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(C([H])([H])[H])C([H])([H])* 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 3
- TXXWBTOATXBWDR-UHFFFAOYSA-N n,n,n',n'-tetramethylhexane-1,6-diamine Chemical compound CN(C)CCCCCCN(C)C TXXWBTOATXBWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000004108 n-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 3
- 125000004123 n-propyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 3
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 3
- 238000009628 steelmaking Methods 0.000 description 3
- GIAFURWZWWWBQT-UHFFFAOYSA-N 2-(2-aminoethoxy)ethanol Chemical compound NCCOCCO GIAFURWZWWWBQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GZCPWFOPXIDRDP-UHFFFAOYSA-N 3-(propan-2-ylamino)propan-1-ol Chemical compound CC(C)NCCCO GZCPWFOPXIDRDP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-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
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N diisopropanolamine Chemical compound CC(O)CNCC(C)O LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229940043276 diisopropanolamine Drugs 0.000 description 2
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEAZEPMQWHPHAG-UHFFFAOYSA-N n,n,n',n'-tetramethylbutane-1,4-diamine Chemical compound CN(C)CCCCN(C)C VEAZEPMQWHPHAG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 229910052573 porcelain Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 2
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 2
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 2
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 2
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 2
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- AXFVIWBTKYFOCY-UHFFFAOYSA-N 1-n,1-n,3-n,3-n-tetramethylbutane-1,3-diamine Chemical compound CN(C)C(C)CCN(C)C AXFVIWBTKYFOCY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VJWZYGQIJWDACM-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methylpropylamino)ethanol Chemical compound CC(C)CNCCO VJWZYGQIJWDACM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DQTOAJHGPKIACO-UHFFFAOYSA-N 3-(2-methylpropylamino)propan-1-ol Chemical compound CC(C)CNCCCO DQTOAJHGPKIACO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PQSKSJLILUQYQM-UHFFFAOYSA-N 3-(butylamino)propan-1-ol Chemical compound CCCCNCCCO PQSKSJLILUQYQM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FBXBSCUQZWUZDD-UHFFFAOYSA-N 3-(ethylamino)propan-1-ol Chemical compound CCNCCCO FBXBSCUQZWUZDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VVBMMWYCAMYUSW-UHFFFAOYSA-N 3-(propylamino)propan-1-ol Chemical compound CCCNCCCO VVBMMWYCAMYUSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910000975 Carbon steel Inorganic materials 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000805 Pig iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 1
- 238000012271 agricultural production Methods 0.000 description 1
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003963 antioxidant agent Substances 0.000 description 1
- 230000003078 antioxidant effect Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 description 1
- 239000010962 carbon steel Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N diethylamine Chemical compound CCNCC HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 230000001747 exhibiting effect Effects 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 238000004817 gas chromatography Methods 0.000 description 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 description 1
- 229910000856 hastalloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000020169 heat generation Effects 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 125000001972 isopentyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(C([H])([H])[H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000003595 mist Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- YXVIGUHBJDFXKZ-UHFFFAOYSA-N n,n,n',n'-tetraethylbutane-1,4-diamine Chemical compound CCN(CC)CCCCN(CC)CC YXVIGUHBJDFXKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SRTOAFZPEOCBGW-UHFFFAOYSA-N n,n,n',n'-tetraethylhexane-1,6-diamine Chemical compound CCN(CC)CCCCCCN(CC)CC SRTOAFZPEOCBGW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XIGZQDRACYUANL-UHFFFAOYSA-N n,n,n',n'-tetraethyloctane-1,8-diamine Chemical compound CCN(CC)CCCCCCCCN(CC)CC XIGZQDRACYUANL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OQIRZNNBUNOXTQ-UHFFFAOYSA-N n,n,n',n'-tetraethylpentane-1,5-diamine Chemical compound CCN(CC)CCCCCN(CC)CC OQIRZNNBUNOXTQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LBKFCUZHPGXDSR-UHFFFAOYSA-N n,n,n',n'-tetramethyloctane-1,8-diamine Chemical compound CN(C)CCCCCCCCN(C)C LBKFCUZHPGXDSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DNOJGXHXKATOKI-UHFFFAOYSA-N n,n,n',n'-tetramethylpentane-1,5-diamine Chemical compound CN(C)CCCCCN(C)C DNOJGXHXKATOKI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000740 n-pentyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 150000003141 primary amines Chemical class 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
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- QENJZWZWAWWESF-UHFFFAOYSA-N tri-methylbenzoic acid Natural products CC1=CC(C)=C(C(O)=O)C=C1C QENJZWZWAWWESF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005406 washing 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
- B01D53/14—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
-
- 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
- B01D53/1418—Recovery of products
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1425—Regeneration of liquid absorbents
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/46—Removing components of defined structure
- B01D53/62—Carbon oxides
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B32/00—Carbon; Compounds thereof
- C01B32/50—Carbon dioxide
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
- B01D2252/20—Organic absorbents
- B01D2252/204—Amines
- B01D2252/20405—Monoamines
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
- B01D2252/20—Organic absorbents
- B01D2252/204—Amines
- B01D2252/2041—Diamines
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
- B01D2252/20—Organic absorbents
- B01D2252/204—Amines
- B01D2252/20426—Secondary amines
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
- B01D2252/20—Organic absorbents
- B01D2252/204—Amines
- B01D2252/20431—Tertiary amines
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
- B01D2252/20—Organic absorbents
- B01D2252/204—Amines
- B01D2252/20478—Alkanolamines
- B01D2252/20484—Alkanolamines with one hydroxyl group
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
- B01D2252/50—Combinations of absorbents
- B01D2252/504—Mixtures of two or more absorbents
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
- B01D2252/60—Additives
- B01D2252/604—Stabilisers or agents inhibiting degradation
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
- B01D2252/60—Additives
- B01D2252/606—Anticorrosion agents
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
- B01D2256/24—Hydrocarbons
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2258/00—Sources of waste gases
- B01D2258/02—Other waste gases
- B01D2258/0233—Other waste gases from cement factories
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2258/00—Sources of waste gases
- B01D2258/02—Other waste gases
- B01D2258/025—Other waste gases from metallurgy plants
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2258/00—Sources of waste gases
- B01D2258/02—Other waste gases
- B01D2258/0283—Flue gases
-
- 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
Abstract
solução aquosa que absorve eficientemente e recupera dióxido de carbono no gás de exaustão e método para recuperar o dióxido de carbono usando a mesma. é descrita uma solução aquosa para a absorção e recuperação de dióxido de carbono de um gás que contém dióxido de carbono, a solução aquosa contendo um composto amino álcool representado pela fórmula 1 e um composto amina representado pela fórmula 2, fórmula 1 em que r representa um grupo alquila que possui 1 a 5 átomos de carbono e n representa 1 ou 2. fórmula 2 em que x representa -nr1r2; y representa nr3r4; r1, r2, r3 e r4 podem ser iguais ou diferentes e cada um representa um grupo alquila que possui 1 a 3 átomos de carbono; e m representa um número inteiro de 3 a 7.
Description
[0001] A presente invenção refere-se a uma solução aquosa para a absorção e recuperação de CO2 contido em um gás e um método para absorver eficientemente e recuperar o CO2 contido em um gás pelo uso da solução aquosa.
[0002] Em anos recentes, as frequentes alterações climáticas e desastres naturais que são provavelmente atribuíveis ao aquecimento global, têm tido um impacto significativo sobre a produção agrícola, o meio ambiente, consumo de energia e similares. O aquecimento global é considerado ser devido ao aumento nos gases estufa, tipicamente CO2, na atmosfera que resultam das intensas atividades industriais humanas. Portanto, há uma demanda urgente por uma medida para diminuir as concentrações atmosféricas de CO2.
[0003] As principais fontes de CO2 incluem usinas termoelétricas, caldeiras de indústrias, fornos de fábricas de cimento que usam carvão, óleo bruto, gás natural ou similares como combustível, altos-fornos de siderúrgicas onde o óxido de ferro é reduzido com coque e equipamentos de transporte, tais como automóveis, embarcações, aviões e similares, que usam gasolina, óleo pesado, óleo leve ou semelhantes como combustível. Exceto o equipamento de transporte, essas fontes de CO2 são instalações fixas e são esperadas se adaptar facilmente a implementação de medidas para a redução das emissões de CO2 na atmosfera.
[0004] Uma grande variedade de métodos para a recuperação de CO2 de gases exalados pelas fontes acima mencionadas tem sido estudada e vários métodos são conhecidos.
[0005] Por exemplo, um método para a absorção de CO2 por colocar uma solução aquosa de alcanolamina em contato com um gás que contenha CO2 em uma torre de absorção é bem conhecido. Exemplos de alcanolaminas conhecidas incluem a monoetanolamina (daqui por diante referida, às vezes como “MEA”), dietanolamina (DEA), trietanolamina (TEA), metildietanolamina (MDEA), di-isopropanolamina (DIPA) e diglicolamina (DGA). MEA é tipicamente usada.
[0006] Entretanto, aminas primárias tais como MEA, são altamente corrosivas paras os materiais dos dispositivos e, portanto, o uso de uma solução aquosa de tal alcanolamina como uma solução para absorver CO2 requer o uso de aço caro, resistente à corrosão ou requer a diminuição da concentração de amina na solução absorvente. Além disso, embora o CO2 absorvido seja tipicamente liberado e recuperado em uma torre de regeneração pelo aquecimento da solução em uma temperatura de cerca de 120°C, esse método termina por consumir uma grande quantidade de energia para a recuperação por unidade de peso de CO2, por que o uso das alcanolaminas acima descritas é insatisfatório em termos de quantidade de CO2 absorvido em uma torre de absorção e a quantidade de CO2 liberado em uma torre de regeneração.
[0007] No presente momento, onde a redução das emissões de CO2 e a economia de energia e de recursos naturais estão sendo solicitadas, uma quantidade significativa de consumo de energia para a absorção e recuperação de CO2 é um fator de obstrução ao uso prático da técnica antes mencionada. Portanto, uma técnica para a separação e recuperação de CO2 com menos energia é desejada.
[0008] Como um exemplo de técnicas anteriores para separação e recuperação de CO2 com o uso de menos energia, o Documento de Patente 1 descreve um método para a remoção de CO2 a partir de uma gás de exaustão de combustão colocando em contato uma solução aquosa de uma assim chamada amina impedida, que tem um impedimento estéro de grupos alquila ou semelhantes em volta do grupo amino, em contato com um gás de exaustão de combustão em pressão atmosférica para permitir que a solução aquosa absorva o CO2.
[0009] No Documento de Patente 1, 2-metilaminoetanol (daqui por diante referido às vezes como MAE) e 2-etilaminoetanol (daqui por diante referido às vezes como EAE) são descritos como aminas impedidas e soluções aquosas 30% em peso de MAE e EAE são usadas nos Exemplos. Outros exemplos de aminas impedidas, embora não usadas nos Exemplos, incluem aminas tais como 2-(isopropilamino) etanol (daqui por diante referido às vezes como IPAE).
[00010] Os Documentos de Patente 2 a 6 descrevem soluções absorventes que contêm N,N,N’,N’-tetrametil-1,3-butanodiamina ou N,N,N’,N’-tetrametil-hexano-1,6-diamina e métodos para a remoção de CO2 pelo uso de soluções absorventes.
[00011] Como observado acima, uma solução que absorve CO2 que consome uma pequena quantidade de energia e seja pouco corrosiva tem sido desejada para a separação e a recuperação de CO2.
[00012] Consequentemente, um objetivo da presente invenção é fornecer uma solução aquosa e um método para não apenas eficientemente absorver o CO2 em um gás, mas também para a liberação altamente eficiente de CO2 para recuperar CO2 com alta pureza com baixo consumo de energia. Especificamente, um objetivo da presente invenção é fornecer uma solução aquosa útil para a recuperação de CO2 com alta pureza pela absorção e liberação eficientes de CO2, ou seja, com uma grande quantidade de absorção e liberação de CO2 por unidade de quantidade de solução aquosa, enquanto requer pouca energia para a liberação de CO2 e fornecer um método para absorver e recuperar o CO2 usando a solução aquosa.
[00013] Os presentes inventores conduziram uma extensa pesquisa sobre soluções absorventes capazes de absorver e liberar eficientemente o CO2 para recuperar o CO2 com alta pureza. Consequentemente, os inventores descobriram que uma solução aquosa que contém um composto de amino álcool representado pela Fórmula 1 e um composto de amina representado pela Fórmula 2 absorve e libera uma grande quantidade de CO2 enquanto exibe uma excelente taxa de absorção, aumentando significativamente dessa maneira a quantidade de CO2 recuperado por unidade de quantidade de solução absorvente em um ciclo de absorção e liberação e que a recuperação de CO2 com baixo consumo de energia se torna possível. Consequentemente, os inventores completaram a presente invenção.
[00014] Especificamente, a presente invenção é definida pelos seguintes Itens 1 a 5.
[00015] Item 1. Uma solução aquosa para absorção e recuperação de dióxido de carbono a partir de um gás que contém dióxido de carbono, a solução aquosa que compreende um composto amino álcool representado pela Fórmula 1 e um composto amina representado pela Fórmula 2. [Química 1] em que R representa um grupo alquila que possui 1 a 5 átomos de carbono e n representa 1 ou 2. [Química 2] em que X representa -NR1R2; Y representa NR3R4; R1, R2, R3 e R4 podem ser iguais ou diferentes e cada um representa um grupo alquila que possui 1 a 3 átomos de carbono; e m representa um número inteiro de 3 a 7.
[00016] Item 2. A solução aquosa de acordo com o Item 1 em que o composto amino álcool e o composto amina que possui uma concentração total de 20 a 80% em peso; o composto amino álcool tem uma concentração de 10 a 70% em peso; e o composto amina tem uma concentração de 1 a 50% em peso.
[00017] Item 3. A solução aquosa de acordo com o Item 2 em que o composto amino álcool tem uma concentração de 30 a 60% em peso; e o composto amina tem uma concentração de 1 a 40% em peso.
[00018] Item 4. A solução aquosa de acordo com qualquer um dos Itens 1 a 3, em que R do composto amino álcool representa um grupo alquila que possui 2 a 4 átomos de carbono; e m do composto amina representa um número inteiro de 5 a 7.
[00019] Item 5. Um método para absorver e recuperar dióxido de carbono, o método compreendendo as etapas de: (1) colocar a solução aquosa de acordo com qualquer um dos Itens 1 a 4 em contato com um gás que contenha dióxido de carbono para absorver o dióxido de carbono do gás; e (2) aquecer a solução aquosa obtida na etapa (1) que contém o dióxido de carbono absorvido para liberar o dióxido de carbono, recuperando dessa maneira o dióxido de carbono.
[00020] A separação e a recuperação de CO2 com o uso da solução aquosa de acordo com a presente invenção possibilita um aumento na quantidade de CO2 recuperada por ciclo de absorção e liberação de CO2 e requer menos energia para a separação e a recuperação de CO2 por unidade de peso da solução aquosa, recuperando dessa maneira eficientemente o CO2 de alta pureza com baixo consumo de energia. Adicionalmente, isso leva a uma diminuição na quantidade de fluxo de circulação através do ciclo de absorção-liberação tornando possível dessa maneira, diminuir as dimensões da torre de absorção, torre de liberação e outros dispositivos associados.
[00021] MEA, que é amplamente usado, é altamente corrosivo para o aço carbono e é considerado se tornar mais corrosivo particularmente em altas concentrações. Por outro lado, a solução aquosa usada na presente invenção é menos corrosiva e é vantajosa pelo fato de que não requer o uso de aço caro, de grau elevado e resistente à corrosão.
[00022] As seguintes modalidades descrevem a presente invenção em detalhes.
[00023] A solução aquosa para absorção e recuperação de CO2 de um gás que contém CO2 de acordo com a presente invenção contém um composto amino álcool representado pela Fórmula 1 e um composto amina representado pela Fórmula 2. [Química3] em que R representa um grupo alquila que possui 1 a 5 átomos de carbono e n representa 1 ou 2.[Química4] em que X representa -NR1R2; Y representa -NR3R4; R1, R2, R3 e R4 podem ser iguais ou diferentes e cada um representa um grupo alquila que possui 1 a 3 átomos de carbono; e m representa um número inteiro de 3 a 7.
[00024] O grupo alquila que possui 1 a 5 átomos de carbono pode se linear ou ramificado e exemplos desses incluem metila, etila, n-propila, isopropila, n-butila, isobutila, sec-butila, n-pentila, e isopentila. Preferivelmente, R é um grupo alquila que possui 2 a 4 átomos de carbono e exemplos desses incluem etila, n-propila, isopropila, n-butila, e isobutila, com isopropila, n-butila, e isobutila sendo mais preferidos.
[00025] O grupo alquila que possui 1 a 3 átomos de carbono pode ser linear ou ramificado e exemplos desses incluem metila, etila, n- propila e isopropila. Preferivelmente, R1, R2, R3 e R4 são metila ou etila.
[00026] Preferivelmente, m é 5 a 7 com 5 sendo mais preferível.
[00027] Exemplos do composto de amino álcool representado pela Fórmula 1 incluem N-etiletanolamina, N-n-propiletanolamina, N- isopropiletanolamina, N-n-butiletanolamina, N-isobutiletanolamina, 3- etilamino-1-propanol, 3-n-propilamino-1-propanol, 3-isopropilamino-1- propanol, 3-n-butilamino-1-propanol, e 3-isobutilamino-1-propanol. Esses podem ser usados em aplicações industriais.
[00028] Exemplos de composto amina representado pela Fórmula 2 incluem N,N,N',N'-tetrametil-1,4-butanodiamina, N,N,N',N'-tetrametil- 1,5-pentanodiamina, N,N,N',N'-tetrametil-1,6-hexanodiamina, N,N,N', N'-tetrametil-1,8-octanodiamina, N,N,N',N'-tetraetil-1,4-butanodiamina, N,N,N',N'-tetraetil-1,5-pentanodiamina, N,N,N',N'-tetraetil-1,6-hexano- diamina, e N,N,N',N'-tetraetil-1,8-octanodiamina. Esses podem ser usados em aplicações industriais.
[00029] O composto amino álcool representado pela Fórmula 1 e o composto amina representado pela Fórmula 2 preferivelmente tem uma concentração total de 20 a 80% em peso; o composto amino álcool representado pela Fórmula 1 tem uma concentração total de 10 a 70% em peso; e o composto amina representado pela Fórmula 2 tem uma concentração total de 1 a 50% em peso. O composto amino álcool representado pela Fórmula 1 mais preferivelmente tem uma concentração de 30 a 60% em peso e o composto amina representado pela Fórmula 2 mais preferivelmente tem uma concentração de 1 a 40% em peso.
[00030] Se desejado, a solução aquosa de acordo com a presente invenção pode conter um estabilizador (por exemplo, um antioxidante) para assegurar a estabilidade química ou física da solução aquosa ou um inibidor (por exemplo, um inibidor da corrosão) para evitar a deterioração dos materiais dos dispositivos e equipamento nos quais a solução aquosa da presente invenção é usada.
[00031] O composto amino álcool representado pela Fórmula 1 e o composto amina representado pela Fórmula 2 estão comercialmente disponíveis ou são produzidos por meios conhecidos.
[00032] Exemplos de gases que contêm CO2 incluem: usinas termoelétricas, caldeiras de indústrias, fornos de fábricas de cimento que usam carvão, óleo bruto, gás natural ou semelhantes como combustível, altos-fornos de siderúrgicas onde o óxido de ferro é reduzido com coque, fornos conversores de siderúrgicas onde o carbono no ferro gusa é queimado para produzir aço, gaseificação integrada do carvão combinada e similares; gases brutos naturais; e gases reformados. Os gases possuem uma concentração de CO2 tipicamente na faixa de cerca de 5 a 30 % em volume e particularmente cerca de 6 a 25%. Quando a concentração de CO2 está dentro da tal faixa, o efeito da presente invenção é vantajosamente produzido, O gás que contém CO2 pode conter, em adição ao CO2, gases tais como vapor d’água, CO, H2S, COS, SO2, NO2, hidrogênio e similares.
[00033] O método para absorver e recuperar o CO2 de acordo com a presente invenção inclui as seguintes etapas: (1) colocar a solução aquosa acima descrita em contato com um gás que contenha CO2 para absorver o CO2 do gás; e (2) aquecer a solução obtida na etapa (1) contendo o CO2 absorvido para liberar e recuperar o CO2.
[00034] O método de acordo com a presente invenção inclui a etapa de colocar a solução aquosa acima descrita em contato com um gás que contenha CO2 para absorver o CO2 do gás. O método para colocar a solução aquosa da presente invenção em contato com um gás que contenha CO2 para absorver o CO2 do gás não é particularmente limitado. Exemplos incluem um método que compreende borbulhar o gás que contém CO2 na solução aquosa para absorver o CO2, um método que compreende pulverizar como uma névoa a solução aquosa sobre um fluxo de gás que contém CO2 (método de nebulização ou pulverização) ou um método que compreende colocar a solução aquosa em contato em contracorrente com o gás que contém CO2 em uma torre de absorção que contém um preenchimento de rede de porcelana ou de metal.
[00035] Um gás que contém CO2 é absorvido na solução aquosa em uma temperatura tipicamente na faixa entre a temperatura ambiente e 60°C, preferivelmente 50°C ou menos e, mais preferivelmente na faixa entre cerca de 20 a 45°C. Quanto menor a temperatura, maior a quantidade de absorção. Entretanto, o quão rápido a temperatura deve ser diminuída, é determinado de acordo com a temperatura do gás do gás de exaustão, a meta de recuperação de calor ou semelhantes. O dióxido de carbono é tipicamente absorvido em pressão atmosférica. Embora seja possível aumentar a pressão para um nível mais elevado a fim de melhorar a capacidade de absorção, é preferível efetuar a absorção em pressão atmosférica para suprimir o consumo de energia necessário para a compressão.
[00036] O gás que contém CO2 é igual ao gás mencionado anteriormente.
[00037] O método de acordo com a presente invenção inclui a etapa de aquecer a solução obtida na etapa de absorção de CO2 para liberar e recuperar o CO2 dessa maneira.
[00038] Exemplos de métodos para a recuperação de CO2 puro ou com alta concentração, pela liberação de CO2 a partir de uma solução aquosa que contém CO2 absorvido, inclui um método que compreende aquecer e ferver a solução aquosa em um vaso como na destilação e um método que compreende aquecer a solução aquosa em uma coluna de destilação em placa, torre de pulverização ou torre de liberação que contém um preenchimento de rede de porcelana ou metal, para aumentar o contato da interface líquida. O CO2 é liberado dessa maneira a partir de íons de bicarbonato.
[00039] O CO2 é liberado em uma temperatura da solução de tipicamente 70°C ou mais, preferivelmente 80°C ou mais e mais preferivelmente cerca de 90 a 120°C. Quanto maior a temperatura, maior a quantidade de absorção; entretanto, um aumento na temperatura resulta em um aumento na energia necessária para aquecer a solução absorvente. Portanto, a temperatura é determinada de acordo com a temperatura do gás durante o processo, a meta de recuperação de calor ou semelhantes. A solução aquosa de amina a partir da qual o CO2 tenha sido liberado é novamente enviada para a etapa de absorção de CO2 para reciclagem. Durante esse período, o calor aplicado na etapa de liberação de CO2 é efetivamente usado no processo de reciclagem para aumentar a temperatura de uma solução que é para ser usada na etapa de liberação do CO2 através da troca de calor, resultando dessa maneira na redução de consumo de energia no processo de recuperação inteiro.
[00040] O CO2 assim recuperado tem uma pureza de tipicamente 99% em volume ou mais, o que significa que ele é extremamente puro e pode ser usado na indústria química ou indústria alimentícia. Adicionalmente, o CO2 recuperado também pode ser armazenado no subsolo para EOR (Recuperação Intensificada de Petróleo) ou CCS, que estão sendo consideradas atualmente para uso prático.
[00041] Os Exemplos a seguir descrevem a presente invenção em detalhes. Entretanto, a presente invenção não está limitada aos Exemplos.
[00042] Um frasco de lavagem de gás feito de vidro foi imerso em um banho de água em temperatura constante, cuja temperatura do líquido foi ajustada para 40°C. Esse frasco foi preenchido com 50 g de solução aquosa contendo 50% em peso de 2-(isopropilamino) etanol (IPAE, fabricado pela Tokyo Chemical Industry Co., Ltd.) e 10% em peso de N,N,N’,N’-tetrametil-1,6-hexanodiamina (TMHA, fabricado pela Tokyo Chemical Industry Co., Ltd.). Na solução aquosa, uma mistura de gás de 20% em volume de dióxido de carbono e 80% em volume de nitrogênio foi introduzida em uma taxa de 0,7 L/min em pressão atmosférica através de um filtro de vidro que possui um tamanho de poro de 100 μm e um diâmetro de 13 mm para dispersar o gás na forma de bolhas e efetuar a absorção por 60 minutos.
[00043] A concentração de CO2 no gás foi medida continuamente na entrada e na saída da solução absorvente que usa um medidor infravermelho de dióxido de carbono (HORIBA GAS ANALYZER VA- 3000) e a quantidade de CO2 absorvido foi determinada a partir da diferença na quantidade de fluxo de CO2 entre a entrada e a saída. Onde necessário, a quantidade de carbono inorgânico na solução absorvente foi medida com um analisador de carbono orgânico total para cromatografia a gás (SHIMADZU TOC-VCSH) e comparada com o valor obtido pelo uso do medidor infravermelho de dióxido de carbono. A quantidade de absorção saturada é definida como a quantidade de CO2 absorvida até que a concentração de CO2 na saída da solução absorvente se torne igual aquela da saída. Como a taxa de absorção varia dependendo da quantidade de absorção, a taxa de absorção no ponto de tempo no qual o CO2 foi absorvido em uma quantidade igual a 1/2 da quantidade de absorção saturada foi medida e comparada. Subsequentemente, a temperatura da solução foi aumentada para 70°C durante alguns minutos no mesmo fluxo de gás e a quantidade de CO2 liberado foi medida por 60 minutos sob as mesmas condições.
[00044] A quantidade de geração de calor foi determinada pela difusão a 40°C de uma quantidade predeterminada de CO2 em um dos reatores de dois dispositivos de absorção com o mesmo formato, cada um dos quais é equipado com u agitador e medindo durante esse período a diferença na quantidade de calor gerado entre os dois reatores, usando um calorímetro diferencial (DRC Evolution fabricado pela SETARAM).
[00045] Seguindo o procedimento do Exemplo 1 e usando uma solução aquosa que contém IPAE e TMHA nas concentrações mostradas na Tabela 1 ao invés da solução aquosa contendo 50% em peso de IPAE e 10% em peso de TMHA, a quantidade de absorção saturada, taxa de absorção, a quantidade de calor gerado e a quantidade de CO2 liberada foram medidas.
[00046] Seguindo o procedimento do Exemplo 1 e usando uma solução aquosa que contém 3-isopropilamino-1-propanol (IPAP) e TMHA nas concentrações mostradas na Tabela 1 ao invés da solução aquosa contendo 50% em peso de IPAE e 10% em peso de TMHA, a quantidade de absorção saturada, taxa de absorção, a quantidade de calor gerado e a quantidade de CO2 liberada foram medidas.
[00047] Seguindo o procedimento do Exemplo 1 e usando uma solução aquosa que contém IPAP e TMHA nas concentrações mostradas na Tabela 1 ao invés da solução aquosa contendo 50% em peso de IPAE e 10% em peso de TMHA, a quantidade de absorção saturada, taxa de absorção, a quantidade de calor gerado e a quantidade de CO2 liberada foram medidas.
[00048] Seguindo o procedimento do Exemplo 1 e usando uma solução aquosa que contém 2-etilamino-1-etanol (EAE) e TMHA nas concentrações mostradas na Tabela 1 ao invés da solução aquosa contendo 50% em peso de IPAE e 10% em peso de TMHA, a quantidade de absorção saturada, taxa de absorção, a quantidade de calor gerado e a quantidade de CO2 liberada foram medidas.
[00049] EAE é prontamente comercialmente disponível e é barato quando comparado com IPAE; portanto, EAE é vantajoso em termos de custo de soluções absorventes. Como está aparente a partir da comparação com os Exemplos Comparativos 8 e 9, mesmo quando EAE é usado, a adição do composto amina de acordo com a presente invenção aumenta significativamente a quantidade de CO2 liberada, o que é uma propriedade muito importante de soluções absorventes.
[00050] Seguindo o procedimento do Exemplo 1 e usando uma solução aquosa que contém IPAE e N,N,N’,N’-tetrametil-1,4-butenodia- mina (TMBA, fabricado pela Tokyo Chemical Industry Co., Ltd.) ao invés da solução aquosa que contém IPAE e TMHA, a quantidade de absorção saturada e a quantidade liberada de CO2 foram medidas. Os resultados revelaram que a quantidade de absorção saturada e a quantidade liberada de CO2 por unidade de quantidade da solução absorvente estavam melhoradas quando comparadas com o uso de uma solução aquosa que contém apenas IPAE.
[00051] Seguindo o procedimento do Exemplo 1 e usando soluções aquosas que contêm individualmente 30, 55 e 60% em peso de IPAE apenas ao invés de solução aquosa que contém 50% em peso de IPAE e 10% em peso de TMHA, a quantidade de absorção saturada, taxa de absorção, a quantidade de calor gerado e a quantidade de CO2 liberada foram medidas.
[00052] Seguindo o procedimento do Exemplo 1 e usando uma solução aquosa que contém 52% em peso de IPAE e 3% em peso de piperazina (PZ) ao invés da solução aquosa que contém 50% em peso de IPAE e 10% em peso de TMHA, a quantidade de absorção saturada, taxa de absorção, a quantidade de calor gerado e a quantidade de CO2 liberada foram medidas.
[00053] Seguindo o procedimento do Exemplo 1 e usando soluções aquosas que contêm individualmente 30% em peso e 50% em peso de TMHA apenas ao invés de solução aquosa que contém 50% em peso de IPAE e 10% em peso de TMHA, a quantidade de absorção saturada, taxa de absorção, a quantidade de calor gerado e a quantidade de CO2 liberada foram medidas.
[00054] Seguindo o procedimento do Exemplo 1 e usando uma solução aquosa que contém 30% em peso de IPAP apenas ao invés de solução aquosa que contém 50% em peso de IPAP e 10% em peso de TMHA, a quantidade de absorção saturada e a quantidade de CO2 liberada foram medidas.
[00055] Seguindo o procedimento do Exemplo 1 e usando soluções aquosas que contêm individualmente 30% em peso e 54% em peso de EAE ao invés de solução aquosa que contém 50% em peso de EAE e 10% em peso de TMHA, a quantidade de absorção saturada e a quantidade de CO2 liberada foram medidas.
[00056] A Tabela 1 mostra os resultados dos Exemplos 1 a 15 e Exemplos Comparativos 1 a 9. O símbolo “%” usado na Tabela 1 significa “% em peso”.
[00057] A quantidade de absorção saturada de CO2 era de 156 g por kg da solução aquosa em uma temperatura de 40°C. A quantidade de CO2 liberado foi de 91 g por kg da solução absorvente em uma temperatura de 70°C. O CO2 recuperado tinha uma pureza de 99,8%. Os resultados revelaram que a quantidade de absorção saturada e a quantidade liberada por unidade de quantidade de solução absorvente eram significativamente maiores do que aqueles do Exemplo Comparativo 1. Portanto, o desempenho da solução absorvente da presente invenção foi reconhecido.
[00058] A taxa de absorção era alta em uma concentração baixa de 30% em peso; entretanto, uma diminuição significativa na taxa de absorção foi observada em uma concentração de 60%. Todas as soluções dos Exemplos Comparativos 1 a 3 exibiram uma quantidade de absorção saturada e uma quantidade liberada menores do que aquelas dos Exemplos 1 a 5.
[00059] Piperazina é conhecida como um ativador de reação para a absorção de CO2 pelo uso de uma solução aquosa de alcanolamina e exerce um efeito de melhoramento sobre a quantidade de absorção saturada e taxa de absorção. Os resultados mostrados na Tabela 1 revelam que as soluções dos Exemplos 1 a 5 são vantajosas em termos de quantidade liberada.
[00060] As soluções aquosas que contêm apenas TMHA não exercem um efeito suficiente sobre a quantidade liberada em uma concentração de 30% em peso. A taxa de absorção estava consideravelmente diminuída em uma concentração de 50% em peso. Os resultados mostrados na Tabela 1 revelaram que as soluções dos Exemplos eram vantajosas.
[00061] Resultado do Exemplo Comparativo 7 A quantidade liberada foi menor do que aquela dos Exemplos 6 a 9.
[00062] Resultados dos Exemplos Comparativos 8 e 9 As soluções dos Exemplos Comparativos 8 e 9 exibiram ambas menores quantidades liberadas do que aquelas dos Exemplos 10 a 12.
[00063] A solução aquosa do Exemplo 1 foi testada quanto à corrosão de uma peça de teste de metal SS400. O teste foi conduzido usando uma autoclave Hastelloy sob uma atmosfera saturada de CO2 a 130°C por 48 horas. Como resultado, a corrosão causada pela solução aquosa do Exemplo 1 sobre SS400 foi uma corrosão total e a taxa de corrosão calculada foi de 0,13 mm/ano. Os resultados revelaram que a taxa de corrosão total da solução aquosa do Exemplo 1 é levemente corrosiva.
Claims (5)
1. Solução aquosa para absorção e recuperação de dioxide de carbono a partir de um gás que contém dióxido de carbono, caracterizada pelo fato de que a solução aquosa compreende um composto amino álcool representado pela Fórmula 1 e uma amina representada pela Fórmula 2, Química 1 em que R representa um grupo alquila que possui 1 a 5 átomos de carbono e n representa 1 ou 2. Química 2 em que X representa -NR1R2; Y representa NR3R4; R1, R2, R3 e R4 podem ser iguais ou diferentes e cada um representa um grupo alquila que possui 1 a 3 átomos de carbono; e m representa um número inteiro de 3 a 7.
2. Solução aquosa de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de que o composto amino álcool e o composto amina possuem uma concentração total de 20 a 80% em peso; o composto amino álcool tem uma concentração de 10 a 70% em peso; e o composto amina tem uma concentração de 1 a 50% em peso.
3. Solução aquosa de acordo com a reivindicação 2, caracterizada pelo fato de que o composto amino álcool tem uma concentração de 30 a 60% em peso; e o composto amina tem uma concentração de 1 a 40% em peso.
4. Solução aquosa de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de que o R do composto amino álcool representa um grupo alquila que possui 2 a 4 átomos de carbono; e m do composto amina representa um número inteiro de 5 a 7.
5. Método para absorção e recuperação de dióxido de carbono, caracterizado pelo fato de que o método compreende as etapas de: (1) colocar a solução aquosa como definida na reivindicação 1, em contato com um gás que contenha dióxido de carbono para absorver o dióxido de carbono do gás; e (2) aquecer a solução aquosa obtida na etapa (1) que contém o dióxido de carbono absorvido para liberar o dióxido de carbono, recuperando dessa maneira o dióxido de carbono.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2012025170 | 2012-02-08 | ||
JP2012-025170 | 2012-02-08 | ||
PCT/JP2013/052860 WO2013118819A1 (ja) | 2012-02-08 | 2013-02-07 | 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、及びそれを用いた二酸化炭素の回収方法 |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
BR112014019344A2 BR112014019344A2 (pt) | 2017-06-20 |
BR112014019344A8 BR112014019344A8 (pt) | 2017-07-11 |
BR112014019344B1 true BR112014019344B1 (pt) | 2021-04-27 |
Family
ID=48947576
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
BR112014019344-4A BR112014019344B1 (pt) | 2012-02-08 | 2013-02-07 | Solução aquosa que absorve eficientemente erecupera dióxido de carbono no gás de exaustão e método para recuperar o dióxido de carbono usando a mesma |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US9636628B2 (pt) |
EP (1) | EP2813277B1 (pt) |
JP (1) | JP6095579B2 (pt) |
KR (1) | KR101773239B1 (pt) |
CN (1) | CN104114259B (pt) |
BR (1) | BR112014019344B1 (pt) |
IN (1) | IN2014DN05818A (pt) |
NO (1) | NO2813277T3 (pt) |
WO (1) | WO2013118819A1 (pt) |
Families Citing this family (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 |
FR3011746B1 (fr) * | 2013-10-15 | 2016-09-30 | Ifp Energies Now | Utilisation d'une solution absorbante dans un procede de desacidification d'un gaz pour limiter la corrosion d'equipements en acier faiblement allie |
JP6307279B2 (ja) * | 2014-01-09 | 2018-04-04 | 新日鉄住金エンジニアリング株式会社 | 二酸化炭素ガス回収装置及び回収方法 |
CN105032123B (zh) * | 2015-06-30 | 2018-07-06 | 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 | 一种中低温再生二氧化碳捕集吸收剂的使用方法 |
JP6607596B2 (ja) * | 2015-07-29 | 2019-11-20 | 学校法人神戸学院 | 2−オキサゾリジノン誘導体の製造方法 |
BR112018071876B1 (pt) * | 2016-04-25 | 2023-04-25 | Basf Se | Processo para remover gases ácidos e uso de um absorvente |
GB2570549B (en) | 2017-11-28 | 2021-12-15 | Toshiba Kk | Acid gas absorbent, acid gas removal method, and acid gas removal device |
WO2019163867A1 (ja) * | 2018-02-23 | 2019-08-29 | 公益財団法人地球環境産業技術研究機構 | 二酸化炭素の吸収剤および二酸化炭素の分離回収方法 |
WO2022129977A1 (en) * | 2020-12-17 | 2022-06-23 | Totalenergies Onetech | Method for recovering high purity carbon dioxide from a gas mixture |
KR102638462B1 (ko) * | 2021-01-27 | 2024-02-21 | 한국과학기술연구원 | 이산화탄소 포집용 고성능 흡수제 조성물 및 그 제조 방법 |
Family Cites Families (19)
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 |
DE1903065A1 (de) | 1969-01-22 | 1970-08-27 | Basf Ag | Verfahren zur Entfernung von Kohlendioxid aus Gasgemischen |
DE2831040A1 (de) | 1977-07-18 | 1979-02-08 | Elf Aquitaine | Verfahren zum entsaeuern eines gasgemischs |
JP2871334B2 (ja) | 1992-02-27 | 1999-03-17 | 関西電力株式会社 | 燃焼排ガス中の二酸化炭素の除去方法 |
EP0875280B1 (en) * | 1993-10-06 | 2001-08-22 | The Kansai Electric Power Co., Inc. | Method for removing carbon dioxide from combustion exhaust gas |
US5618506A (en) | 1994-10-06 | 1997-04-08 | The Kansai Electric Power Co., Inc. | Process for removing carbon dioxide from gases |
DE19947845A1 (de) | 1999-10-05 | 2001-04-12 | Basf Ag | Verfahren zum Entfernen von COS aus einem Kohlenwasserstoff-Fluidstrom und Waschflüssikgkeit zur Verwendung in derartigen Verfahren |
FR2820430B1 (fr) | 2001-02-02 | 2003-10-31 | Inst Francais Du Petrole | Procede de desacidification d'un gaz avec lavage des hydrocarbures desorbes lors de la regeneration du solvant |
AU2006233153B2 (en) | 2005-04-04 | 2009-04-23 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Absorbing solution, and method and apparatus for the removal of CO2 or H2S or both |
FR2898284B1 (fr) * | 2006-03-10 | 2009-06-05 | Inst Francais Du Petrole | Procede de desacidification d'un gaz par solution absorbante avec regeneration fractionnee par chauffage. |
JP2009006275A (ja) * | 2007-06-28 | 2009-01-15 | Research Institute Of Innovative Technology For The Earth | 排ガス中の二酸化炭素を効率的に回収する方法 |
AU2008292143B2 (en) | 2007-08-30 | 2011-12-08 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for removal of hydrogen sulphide and carbon dioxide from an acid gas stream |
FR2934172B1 (fr) | 2008-07-28 | 2011-10-28 | Inst Francais Du Petrole | Solution absorbante a base de n,n,n'n'-tetramethylhexane -1,6-diamine et procede d'elimination de composes acides d'un effluent gazeux |
FR2936165B1 (fr) | 2008-09-23 | 2011-04-08 | Inst Francais Du Petrole | Procede de desacidification d'un gaz par solution absorbante avec controle de la demixtion |
FR2938452B1 (fr) | 2008-11-20 | 2012-02-03 | Inst Francais Du Petrole | Procede de desacidification d'un gaz par solution absorbante avec demixtion en cours de regeneration |
FR2942729B1 (fr) | 2009-03-05 | 2011-08-19 | Inst Francais Du Petrole | Procede de desacidification d'un gaz par une solution absorbante, avec section de lavage a l'eau optimisee |
JP5662327B2 (ja) | 2009-09-24 | 2015-01-28 | 株式会社東芝 | 二酸化炭素吸収液 |
JP5659128B2 (ja) | 2010-12-22 | 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 |
AU2011254003B2 (en) | 2010-12-22 | 2013-05-16 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Acid gas absorbent, acid gas removal method, and acid gas removal device |
-
2013
- 2013-02-07 US US14/371,264 patent/US9636628B2/en active Active
- 2013-02-07 NO NO13746730A patent/NO2813277T3/no unknown
- 2013-02-07 IN IN5818DEN2014 patent/IN2014DN05818A/en unknown
- 2013-02-07 KR KR1020147024812A patent/KR101773239B1/ko active IP Right Grant
- 2013-02-07 JP JP2013557567A patent/JP6095579B2/ja active Active
- 2013-02-07 CN CN201380008732.9A patent/CN104114259B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2013-02-07 BR BR112014019344-4A patent/BR112014019344B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2013-02-07 WO PCT/JP2013/052860 patent/WO2013118819A1/ja active Application Filing
- 2013-02-07 EP EP13746730.4A patent/EP2813277B1/en not_active Not-in-force
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JPWO2013118819A1 (ja) | 2015-05-11 |
US9636628B2 (en) | 2017-05-02 |
EP2813277A1 (en) | 2014-12-17 |
KR101773239B1 (ko) | 2017-08-31 |
JP6095579B2 (ja) | 2017-03-15 |
IN2014DN05818A (pt) | 2015-05-15 |
NO2813277T3 (pt) | 2018-10-06 |
CN104114259A (zh) | 2014-10-22 |
WO2013118819A1 (ja) | 2013-08-15 |
BR112014019344A8 (pt) | 2017-07-11 |
KR20140120940A (ko) | 2014-10-14 |
BR112014019344A2 (pt) | 2017-06-20 |
US20150007728A1 (en) | 2015-01-08 |
EP2813277A4 (en) | 2015-09-30 |
CN104114259B (zh) | 2016-09-07 |
EP2813277B1 (en) | 2018-05-09 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
BR112014019344B1 (pt) | Solução aquosa que absorve eficientemente erecupera dióxido de carbono no gás de exaustão e método para recuperar o dióxido de carbono usando a mesma | |
Muchan et al. | Screening tests of aqueous alkanolamine solutions based on primary, secondary, and tertiary structure for blended aqueous amine solution selection in post combustion CO2 capture | |
BR112012033680B1 (pt) | solução aquosa capaz de absorver e coletar dióxido de carbono em gás de exaustão com eficiência alta e recuperação de dióxido de carbono | |
CA2838660C (en) | Carbon dioxide absorber and carbon dioxide separation/recovery method using the absorber | |
JP5452222B2 (ja) | ガス中の二酸化炭素を効率的に回収する方法 | |
JP5506486B2 (ja) | ガス中に含まれる二酸化炭素を効果的に吸収及び回収する水溶液 | |
BR112017003655B1 (pt) | Solventes de captura de carbono tendo álcoois e aminas e métodos para usar esses solventes | |
JP5557426B2 (ja) | 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及び方法 | |
JP2009006275A (ja) | 排ガス中の二酸化炭素を効率的に回収する方法 | |
Tan | Study of CO 2-absorption into thermomorphic lipophilic amine solvents | |
JP2015027647A (ja) | 酸性ガス吸収剤、酸性ガス除去方法及び酸性ガス除去装置 | |
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 | |
WO2012029704A1 (ja) | 二酸化炭素を含む排ガスの処理方法および装置 | |
JP6377602B2 (ja) | ガス中の二酸化炭素を吸収及び回収するための液体、並びにそれを用いた二酸化炭素の回収方法 | |
JP2009213974A (ja) | ガス中の二酸化炭素を効率的に吸収、脱離回収する水溶液及び方法 | |
Fu et al. | Effect of water content on the characteristics of CO2 capture processes in absorbents of 2-ethylhexan-1-amine+ diglyme | |
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 | |
JP2008168227A (ja) | 排ガス中の二酸化炭素の吸収液 | |
Tzirakis et al. | Experimental investigation of phase change amine solutions used in CO2 capture applications: Systems with dimethylcyclohexylamine (DMCA) and Ncyclohexyl-1, 3-propanediamine (CHAP) or 3-methylaminopropylamine (MAPA) | |
JP2015047581A (ja) | 二酸化炭素吸収剤及びそれを用いた二酸化炭素の分離回収方法。 | |
JP2024004780A (ja) | 二酸化炭素の吸収液および二酸化炭素の分離回収方法 | |
JP2011189346A (ja) | 吸収液、吸収液を用いたco2又はh2s除去装置及び方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
B06F | Objections, documents and/or translations needed after an examination request according [chapter 6.6 patent gazette] | ||
B15K | Others concerning applications: alteration of classification |
Ipc: B01D 53/14 (2006.01), B01D 53/62 (2006.01) |
|
B25D | Requested change of name of applicant approved |
Owner name: NIPPON STEEL CORPORATION (JP) |
|
B06U | Preliminary requirement: requests with searches performed by other patent offices: procedure suspended [chapter 6.21 patent gazette] | ||
B09A | Decision: intention to grant [chapter 9.1 patent gazette] | ||
B16A | Patent or certificate of addition of invention granted [chapter 16.1 patent gazette] |
Free format text: PRAZO DE VALIDADE: 20 (VINTE) ANOS CONTADOS A PARTIR DE 07/02/2013, OBSERVADAS AS CONDICOES LEGAIS. |
|
B21F | Lapse acc. art. 78, item iv - on non-payment of the annual fees in time |
Free format text: REFERENTE A 11A ANUIDADE. |
|
B24J | Lapse because of non-payment of annual fees (definitively: art 78 iv lpi, resolution 113/2013 art. 12) |
Free format text: EM VIRTUDE DA EXTINCAO PUBLICADA NA RPI 2760 DE 28-11-2023 E CONSIDERANDO AUSENCIA DE MANIFESTACAO DENTRO DOS PRAZOS LEGAIS, INFORMO QUE CABE SER MANTIDA A EXTINCAO DA PATENTE E SEUS CERTIFICADOS, CONFORME O DISPOSTO NO ARTIGO 12, DA RESOLUCAO 113/2013. |