CS219323B2 - Method of removing the carbon dioxide and/or hydrogen sulphide and/or cos from the gases containing the said substances - Google Patents

Method of removing the carbon dioxide and/or hydrogen sulphide and/or cos from the gases containing the said substances Download PDF

Info

Publication number
CS219323B2
CS219323B2 CS767450A CS745076A CS219323B2 CS 219323 B2 CS219323 B2 CS 219323B2 CS 767450 A CS767450 A CS 767450A CS 745076 A CS745076 A CS 745076A CS 219323 B2 CS219323 B2 CS 219323B2
Authority
CS
Czechoslovakia
Prior art keywords
cos
column
carbon dioxide
absorption
ppm
Prior art date
Application number
CS767450A
Other languages
English (en)
Inventor
Max Appl
Ulrich Wagner
Hans J Henrici
Klaus Kuessner
Klaus Volkamer
Ernst Fuerst
Original Assignee
Basf Ag
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Basf Ag filed Critical Basf Ag
Publication of CS219323B2 publication Critical patent/CS219323B2/cs

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
    • C10K1/08—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors
    • C10K1/10—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids
    • C10K1/12—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids alkaline-reacting including the revival of the used wash liquors
    • C10K1/14—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids alkaline-reacting including the revival of the used wash liquors organic
    • C10K1/143—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids alkaline-reacting including the revival of the used wash liquors organic containing amino groups
    • 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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
    • C10K1/08—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors
    • C10K1/10—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids
    • C10K1/12—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids alkaline-reacting including the revival of the used wash liquors
    • C10K1/14—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids alkaline-reacting including the revival of the used wash liquors organic
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/151—Reduction of greenhouse gas [GHG] emissions, e.g. CO2

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Industrial Gases (AREA)

Description

Způsob odstranění kysličníku uhličitého a/nebo sirovodíku a/nebo COS z plynů, které obsahují tyto látky jako svoji součást, zejména jako nečistotu promytím těchto plynů absorpčním činidlem s obsahem piperazinu jako látky, zlepšující absorpci, užije se ' rozpouštědla s obsahem 1,5 až 4,5 mol/1 methylendiethanolaminu a 0,05 až 0,4 mol/1 piperazinu a absorpce se provádí při teplotě 60 až 80 °C a při tlaku 2 až 10 MPa. Regenerace se provádí běžným způsobem v desorpční koloně.
Vynález se týká způsobu odstranění kysličníku uhličitého a/nebo sirovodíku a/nebo COS z plynů, které obsahují tyto látky jako svoji součást, zejména jako nečistotu, promytím těchto plynů absorpčním činidlem, které obsahuje piperazin jako látku, zlepšující absorpci.
Použití organických rozpouštědel, popřípadě vodných roztoků organických rozpouštědel k odstraňování nežádoucích kyselých součástí, například sirovodíku, kysličníku uhličitého z plynů je dlouho známo. Základní publikací v tomto smyslu je přehledný článek K. Hedden a další v den Freiberger Forschungsheíton. (1967), 413, strany 6 až 35. Z této publikace je známo, že lze odstranit kysličník uhličitý, a/nebo- sirovodík celou řadou fyzikálních nebo chemických rozpouštědel nebo kombinací těchto postupů.
Z fyzikálních rozpouštědel byly používány zejména cyklotetřamethylensulfon [Sulfolan) a jeho- - deriváty, alifatické amidy kyselin, N-alkylóvané pyrrolidony a odpovídající piperidony, jakož i směsi dialkyletherů polyethylenglykolu [ Selexol).
Z chemických rozpouštědel byly použity zejména alkasolamin jako· monoethanolamin (MEA)„ diethnolamín (DEA), triethanolamín (TEA), diisopr opy lamin (DIPA) a methyldiethanolamín - (MDEA).
Primární a sekundární alkanolaminy jsou vhodné k promývání zejména - tam, kde- se v čistém plynu požaduje velmi malé množství CO2, a to- řádu 10- ppm. Tyto látky mají tu nevýhodu, že při regeneraci se spotřebuje velké množství páry. U terciárních -alkanolaminů je spotřeba páry při regeneraci daleko menší, tyto plyny však po promytí ještě mají určitý obsah - kysličníku uhličitého, řádu IOiO ppm (vyjádřeno -objemovým· způsobem, jak bylo popsáno zejména v DT-Os 19 03 065). Ukázalo- se, že ani fyzikální, ani chemická rozpouštědla, -ani jejich směsi nemohou poskytnout uspokojující výsledky, protože každý z těchto promývacích prostředků má určité nevýhody.
V DT-OS -15 42 415 se navrhuje zvýšit rychlost absorpce pro kysličník uhličitý, sirovodík a COS u fyzikálních i chemických rozpouštědel přísadou montMakylallkanolaminťk, zejména -morfolinu a jeho -derivátů. .Podle· DT-OS 19 04 428 se tento úkol řeší obdobným způsobem, protože -se pro určitý terciární amin, MDEA užije -ke zlepšení absorpce· ještě monomethylethanolamin (MM1^.A).
V publikaci Poldermann a Steele- (The Oil and Gas Journal, 30. VII., str. 206 ,(1965)] se popisuje- ztráta kapacity roztoku DEA pro kyselé plyny při delším· provádění postupu za přítomnosti N,N‘-di-(2-hydroxyethyl)pipeirazinu, který -se vytvoří v průběhu -promývání. V patentu SSSR č. 349- 401 se- jako výhodné provedení uvádí možnost vymývání kysličníku uhličitého v regeneračním- stupni. Promývacím prostředkem je v tomto· případě směs blíže neuváděných polyethylenpolyaÍminů, která obsahuje 5 až 25 hmotnostních °/o' blíže neurčeného piperazinového derivátu. Z tabulky 1 tohoto patentového spisu je zřejmé, že čistý polyethylenpolyamin přijímá větší množství kysličníku uhličitého než směs.
Podstata způsobu podle vynálezu pro -odstranění kysličníku uhličitého a/nebo sirovodíku a/nebo COS z plynů, které obsahují tyto látky promytím těchto plynů vodným roztokem- methyldiethanolaminu jako rozpouštědlem s následnou regenerací rozpouštědla spočívá -v tom, že sei užije rozpouštědla s obsahem 1,5 až 4,5 mol/litr methyldiethanolaminu a 0,05 až 0,4- mol/litr piperazinu k usnadnění absorpce -a absorpce -se provádí p-ri teplotě 60· -až 80- °C a při tlaku 2 až - 10 MPa.
Způsob podle vynálezu má oproti známým způsobům tu výhodu, -že je při odstranění kysličníku uhličttého a/nebo -sirovodíku možno dosáhnout podstatně rychlejší absorpce za současného zvýšení kapacity absorpčního prostředku - pro CO2 i pro sirovodík. Tím je možno snížd celkové množství rozpouštědla a ušetřit tak provozní.i investiční- náklady.
Tímto způsobem - je možno čistit plyny jako- jsou -například zemní plyn, koksárenský plyn, -plyn, který vzniká při zplyňování uhlí i syntetické plyny·
COS se při provádění způsobu podle vynálezu. odstraňuje pouze částečně. Aby však bylo· možno dosáhnout dokonalejšího odstranění -této složky, převádí se tato látka běžným -způsobem hydrogenací, například za přítomnosti vodíku a. katalyzátoru, sestávajícího· z kobaltu a mo-ybdenu na nosiči nebo hydrolýzou na snadno· odstranitelné sloučeniny, - jako kysličník uhličitý a sirovodík. V případě, že se užije katalytické hydrogenace, je -možno· získané plyny, zejména -sirovodík, zbytky COS, kysličník uhličitý - a kysličník - siřičitý navíc odstranit ještě Clausovým zařízením.
V případě plynů, získaných například štěpením těžkého- topného- oleje, zbytkových olejů nebo -surové nafty částečnou oxidací se k odstranění -shora uvedených plynů užije následujícího výhodného provedení způsobu podle vynálezu.
Piperazin -má teplotu tání 107 °C a je -možné jej získat například reakcí moinoethanolaminu a amoniakem -nebo z ethylenoxidu a amoniaku cyklizací -takto vznikajících ethánolaminů. Při provádění způsobu podle vynálezu se užije vodných roztoků ze -spodku kolony, které při reakci ethylendiáminu z monoethanolaminu a -amoniaku vznikají jako vedlejší -produkty a obsahují 0,3 hmotnostních -% vedlejších produktů, vztaženo na .piperazin, a to amoniak, - ethyléndiámin, MEA a další látky, které obsahují dusík. Tyto látky však nijak neruší provádění způsobu podle vynálezu.
Ve -spojení s použitými -alkanolaminy může být piperazin použit v množství až 0,8 mol/1. Obvykle je množství až 0,5 mol/1 zce la dostatečné. Zvláště výhodné je použití 0,0)5 až 0,04 mol/1, zeijména 0,:2 až 0,4 mol/1 piperazinu.
Je zřejmé, že je výhodné použití pipera'zinu v katalytických množstvích jako látky, usnadňující absorpci ve vodném roztoku spolu se známými alkanolaminy. Alkanolaminy se užijí s výhodou v množství 1,5 až 4,5 mol/ /1. Z alkanolaminů jsou výhodné alkylalkanolaminy s obsahem sekundárního a terciárního atomu dusíku a jejich moinoalkylderiváty a dialkylderiváty. Ze sekundárních aminů jde zejména o DEA, DIPA, MMEA, z velmi výhodných terciárních alkanolaminů jde zejména o TEA a MDEA. Diethanolamin (DEA], diethylethanolamin (DEEA) a methyldiisopropanolamin jsou těkavější než TEA a MDEA.
Je zřejmé, že lze užít i dalších terciárních alkanolaminů v případě, že ve směsi mají dobrou rozpustnost ve vodě a dobrou kapacitu pro kyselé složky a mimoto jejich viskozita leží ve vhodném rozmezí. V tomto případě je nutno- provádět orientační po-kusy.
Způsob podle vynálezu je možno provádět při atmosférickém nebo zvýšeném tlaku, s výhodou 2 až 1:0 MPa, zejména při parciálním tlaku kysličníku uhličitého až 2 MPa, a to- jednostupňovým až dvoustupňovým promýváním. Užití promývací směsi závisí 'na požadované čistotě výsledného produktu a na spotřebě tepla.
К provádění způsobu podle vynálezu se hodí kolony, vyplněné hlinkami. Teplota rozpouštědla nemá převýšit 100 °C, protože při vyšší teplotě klesá kapacita a mimoto dochází к příliš velké korozi. Teplota hlavy kolony se nachází v rozmezí Θ0 až 80 %), může však dojít к přehřátí o- 15 °C, tj. až na 95 °C. Absorpci je možno provádět i při nižší teplotě, například 40 °C, při této teplotě je však větší spotřeba páry. Ve spodku kolony má být teplota nejvýše 100°C.
Tlak rozpouštědla s obsahem absorbovaných nečistot se snižuje v jednom nebo několika stupních, například v turbině před příchodem do desorpční kolony, zahřívané přímo nebo nepřímo, v níž dochází к regeneraci.
V případě, že se po snížení tlaku plyn vede ještě do- stripovací kolony, je žádoucí v hlavním stupni volit tlak v rozmezí 0,1 až 0’13 MPa.
Rozpouštědlo·, přicházející do desorpční komory je možno zahřívat v protiproudu. Pak se rozpouštědlo vhání čerpadlem přes chladič do hlavy absorpční kolony.
Při dvoustupňovém promývání se vede pouze část rozpouštědla z desorpční kolony při poměrně nízké teplotě jako při jednostupňovém promývání do hlavy absorpční kolony. Zbytek tohoto plynu se vede při vyšší teplotě na jiném místě absorpční kolony do hlavního· stupně, v němž se snižuje tlak. Tím se dosahuje úplnějšího odstranění nečistot,
Na obr. 1 a 2 je schematicky znázorněno β
zařízení pro jednostupňové a dvoustupňové čištění.
Na obr. 1 je znázorněno zařízení pro jednostupňové promývání s jedním okruhem pro snížení tlaku. Toto zařízení se hodí pro plyny s vysokým parciálním tlakem nečistot a pro případy, v nichž se nepožaduje velmi vysoká čistota produktu. Množství přiváděné vody do systému se řídí v hlavě absorpční kolony a v koloně pro snížení hlavního podílu tlaku. Tímto způsobem je také možno snížit ztráty rozpouštědla. Z tohoto důvodu má být prováděna výměna tepla ve vyrovnání energetických ztrát pomocí vodní páry.
V provedení, znázorněném na obr. 1 se přivádí, surový plyn potrubím 12 do absorpční kolony 1 v protiproudu к rozpouštědlu, které se přivádí čerpadlem 5 za chlazení chladičem 9 do hlavy absorpční kolony 1. Přívodem 10 se přivádí kondenzovaná voda pro promytí čistého plynu, odváděného potrubím 13. Proud, odváděný ze spodku absorpční kolony 1 se po průchodu turbinou 4 pro snížení tlaku vede do turbiny 4 pro předběžné snížení tlaku, přičemž potrubím 15 se odvádějí inertní plyny. Proud ze spodku kolony 2 se vede přes výměník tepla 6 do hlavy kolony 3 pro snížení hlavního podílu tlaku. Potrubím 11 se přivádí voda к promytí kyselého plynu, vedeného výměníkem tepla 7 a potrubím 14. Rozpouštědlo ze spodku kolony 8 se dělí na dva proudy, jeden se vede zpět do absorpční kolony 1 a druhý výměníkem tepla 8 к nepřímému zahřátí spodku kolony 3.
Na obr. 2 je znázorněno schéma výhodného provedení dvoustupňového promývání (odstranění hlavního podílu nečistot a pak zbytku nečistot] s dvěma okruhy pro snížení tlaku a jedním desorpčním stupněm. Absorpční kolona a kolona pro odstranění hlavního podílu tlaku jsou promývány vodou.
Při výhodné formě provedení se potrubím 12 přivádí surový plyn do kolony 17 pro odstranění hlavního podílu nečistot v protiproudu к promývacímu prostředku, který se přivádí pomocí čerpadla 5 do hlavy kolony 17. Plyn se pak přivádí do kolony 16 pro odstranění zbytku nečistot, kde je veden v protiproudu к promývacímu prostředku, který se přivádí z desorpční kolony 21 čerpadlem 19 přes výměníky tepla 20 a chladič 9. Promývací prostředek se vede do hlavy kolony 16. Potrubím 10 se přivádí kondenzovaná voda к promytí čistého plynu, který se odvádí potrubím 13. Proud, odebíraný na spodku kolony 17 se po průchodu turbinou 4 pro snížení tlaku podrobí dalšímu snížení tlaku v koloně 2, přičemž potrubím 15 se odvádí převážně inertní plyny. К hlavnímu snížení tlaku dochází v koloně 3 pro snížení hlavního podílu tlaku. Potrubím 11 se do kolony 3 přivádí voda к promývání kyselého plynu, který se po průchodu výměníkem tepla 7 přivádí zpět potrubím 14. Rozpouštědlo, odebírané na spodku kolony 3 se částečně vede do - hlavy kolony 17 a částečně čerpadlem 18 po průchodu přídavnou nádrží 22 k -desorpci do hlavy -desorpční kolony 21, která je zahřívána nepřímo výměníkem tepla 8 na spodku.
Ke- srovnání účinku piperazinu jako činidla - pro zlepšení absorpce se známým činidlem MMEA (DT-OS č. 1 542 415 a - DT-OS č. 1 9014 428) byla srovnávána rychlost -absorpce pro kysličník uhličitý a -sirovodík za standardních podmínek. V tabulce 1 je uvedeno relativní zvýšení této promývací rychlosti pro oba uvedené plyny, vztaženo- na čisté promývací roztoky MDEA = 1 a TEA = 1. Relativní rychlosti byly vypočítány z koeficientu KG pro přenos hmoty. Definice tohoto koeficientu -a podrobné údaje o měření rychlosti absorpce je možno nalézt v publikaci
K. Thormana „Absorption“, Springerverlag 1959, -str. 44.
Přísada činidla, zlepšujícího -absorpci je 5 -až 10- mol %, vztaženo na celkovou směs. V případě MDEA byly užity roztoky -o koncentraci 3,5 M. Tytéž roztoky byly užity v případě DEA, při užití TEA -a jeho -směsí byl užit roztok o koncentraci -2,5 M.
Výsledky v tabulce 1 ukazují, že rychlost absorpce chemických rozpouštědel je zvláště pro kysličník uhličitý možno zvýšit piperazinem, zejména za přítomnosti terciárních aminů. - I při použití DEA je možno pozorovat význačný účinek.
Při přidání monosubstituovaného- piperazinu, jako -hydroxyethylpiperazinu, popřípadě hydroxylsopropylpiperazinu je- možno ještě dále zvýšit rychlost absorpce pro kysličník uhličitý, relativní hodnoty jsou však niž ší než pro MMEA při srovnatelném molárním poměru.
Relativní rychlost -absorpce pro sirovodík je možno zvýšit o něco méně, než pro kysličník uhličitý. To je samozřejmé, protože hodnoty koeficientu Kg jsou 10 x až 20 x vyšší než odpovídající hodnoty pro absorpci kysličníku uhličitého.
Přidáním piperazinu k dalším promývacím prostředkům se kromě rychlosti absorpce zvyšuje -také celková kapacita směsi pro- sirovodík a kysličník uhličitý.
Při přidání piperazinu k ostatním promývacím prostředkům, uvedeným v tabulce 2 je zřejmé, jak se zvyšují hodnoty kapacity v Nm3/m3 promývacího prostředku při tlaku 0,068 MPa a teplotě 75 °C pro jednotlivé prostředky po· přidání piperazinu. Celková koncentrace byla stejná jako před přidáním piperazinu, tj. 2,5. M pro TEA a 3,5 MDEA.
je zřejmé, že se zvyšují i podíly v kapacitě ΔΧ po případě piperazinu, jak je- zřejmé z tabulky 3, kde je užit MDEA jako promývací prostředek -s přísadou různých množství dalších pomocných prostředků. Uvedený rozdíl ΔΧ pro kysličník uhličitý je udán pro pokles tlaku pC02='0,5 MPa na pCO2=00,001 MPa. při teplotě 20- QC. Z těchto 'hodnot je· -možno· vypočítat, že se současně snižuje použité množství rozpouštědla, což znamená vyšší hospodárnost celého způsobu. je také možno snížit výšku absorpční věže, což znamená úsporu investic. Při stávajícím zařízení je naopak možno zvýšit celkovou -kapacitu zařízení, v případě, že ostatní součásti zařízení, například čerpadla jsou dostatečně -dimenzovány.
Tabulka 1
Promývací prostředek Přísada Množství v mol % Relativní rychlost absorpce* pro CO2 H2S
MDEA — — 1,0: 1,0
1 •MMEA 5 5,1 —
2 MMEA 10 8,4 1(01
3 piperazin 5 8,1 1.32
4 piperazin 10 13,4 —
TEA — — 1,0 1,0
5 piperazin 5 4,35· 2,12
DEA —. — 1,0 —
6 piperazin 5 2,0 —
* Nm3 plynu na m3 zvlhčené směsi a 0,1 MPa
Tabulka 2
Promývací Množství 'Celková Vvpacita** pro
prostředek [mol. %] H2S CO2
TEA — 11,5 6,4
l.Ji -piperazin • -5 29,0 18,8
MDEA — 29,0 18,8
2) MMEA 10 32,9 21,5
3) piperazin 5 33,2 21,6
** v Nm3/m3 promývacího prostředku
Tabulka 3
Rozdíl v kapacitě
ΔΧ
Množství rozpouštědla [m3/h] vztaženo· na MDEA = 1
MDEA+ s přísadou
1) 10% MMEA
2) 5% piperazinu
3) 1'0 % piperazlnu
37,8
40,0
40,6
42,0«
1,0
0.95
0,93
0,90 + 3,5 mol vodný roztok, přísady se vztahují na celkovou směs v mol %.
Vynález bude osvětlen následujícími příklady. Všechny pokusy byly prováděny v poloprovozních podmínkách a absorpčními kolonami o vnitřním průměru 300 mm. V příkladu 1 byl promýván plyn, který obsahoval jako hlavní nečistotu kysličník uhličitý. V příkladu 2 byl promýván plyn téhož původu, v příkladu 3 a 4 byly rovněž promývány syntetické plyny, avšak tyto· plyny pocházely ze štěpení těžkých olejů s obsahem síry.
Příklad 1
V absorpční koloně se promývá za hodinu 260 Nm3 plynu s obsahem kysličníku uhličitého 29 objemových % (=7,5,4 Nm3/hod.
COž) v protiproudu s hodinovým množstvím
2.4 m3 vodného· roztoku aminu -o koncentraci
3.5 M s obsahem 3,325 mol/litr MDEA a 0,1,75 mol/litr piperazinu. Obsah kysličníku uhličitého v promytém plynu byl 200 ppm•(vztaženo· na objem. Absorpční kolona obsahovala prstence pall o velikosti 35 mm, náplň má výšku 9 m.
Rozpouštědlo s obsahem kysličníku uhličitého se regeneruje tak, jak je znázorněno· v obr. 2. Stripované rozpouštědlo se při tep lotě 7Ό °C vede do· hlavy absorpční kolony. Ve spodku kolony má rozpouštědlo- teplotu 93 °C.
Příklad 2
V absorpční kolene o· výšce 3,3'0 m s prstenci pall c· velikosti 3'5 mm se promývá za hodinu 240 Nm3 syntetického plynu, stejného jako v příkladu 1 v protiproudu s 2,4 m3/h různých vodných roztoků aminů. Složení těchto· roztoků, způsob přidávání, kapacita obsah kysličníku uhličitého· v objemových % v surovém i čistém plynu a spotřeba páry jsou uvedeny v tabulce 4. Roztok s obsahem plynu se vede, jak je znázorněno· na obr. 2 dvěma okruhy pro· snížení tlaku nejprve na. 0,3 MPa a pak na 0,1 MPa, načež se roztok regeneruje stepováním a pak se přivádí zpět. Stripovaný roztok se při provádění všech pokusů vede do· hlavy kolony při teplotě 75 °C, absorpční kolona je v provozu při tlaku 1,6 MPa.
Z tabulky 4 je zřejmé, že při stejné spotřebě par je obohacení rozpouštědla plynem při provádění způsobu podle vynálezu 15 až 125 X vyšší.
Tabulka 4
Roztok aminu Přívod CO2 do roztoku aminu [Nm3/m3] Obsah CO21 surový Plyn [obj. %j čistý Plyn Poměr obsahu nečistot v surovém a čistém' plynu Specifická spotřeba· páry [M'J/m3]
3,5 mol/litr MDEA 3,-325 mol/litr MDE + G',1 29·,8 11,7 2,5 •146
0,175 mol/litr MMEA 3,325 mol/litr MDEA + 0,3 31,3 1,95 16 150
0,175 mol/litr piperazinu 3,15 mol/litr MDEA + 0,33 27,0 0,1 270· 1'50
0,35 mol/litr piperazinu 2,37'5 mol/litr TEA Τ- 0,45 27,1 0.913 2080· 165
Ο,,125 mol/litr piperazinu 0,34 26,9 8,0· 3,4 . 1'32
Příklad 3
V absorpční koloně s prstenci pall o velikosti 25 mm, výška náplně 5 m se při tlaku 1,8 MPa promývá za hodinu 268 Nm3 syntetického· plynu s obsahem kysličníku uhličitého 7,8 objemových % s obsahem sirovodíku 0,8 objemových % v protiproudu s 2,3 m3/h vodného roztoku s obsahem 3,315 mol/ /litr MDEA a 0,175 mol/litr piperazinu. Rozpouštědlo· se pak regeneruje stejně jako v příkladu 1 a pak se vede při teplotě 6Ó°C do' hlavy absorpční kolony, Promytý plyn Obsahuje 200 objemových ppm kysličníku uhličitého a 3 objemová ppm sirovodíku. Poměr obsahu nečistot v surovém a čistém plynu je pro· kysličník uhličitý 390: 1 a pro sirovodík 26 &S : 1.
К syntetickému plynu bylo před zpracováním přidáno 0,8 objemových % sirovodíku, takže vznikla uvedená zpracovávaná směs.
Příklad 4
a) Do absorpční kolony s prstenci pall o průměru 25 mm, výška náplně 10 m se za hodinu přivádí 170 m3 syntetického plynu v protiproudu s 2 m3 vodného absorpčního roztoku při tlaku 1,2 MPa. Plyn pocházel z autotermního· štěpení uhlovodíků a obsahoval
22,5 objemových % kysličníku uhličitého, 0,9 objemových % sirovodíku a 600 objemo-

Claims (1)

  1. PŘEDMĚT
    Způsob odstranění kysličníku uhličitého a/ /nebo sirovodíku a/nebo COS z plynů, které tyto· látky obsahují promytfm těchto plynů vodným, roztokem methyldiethanolaminu jako· rozpouštědlem s následnou regenerací rozpouštědla, vyznačující se tím, že se užije vých ppm COS. Absorpční roztok měl koncentraci 3,5 M a obsahoval 0,2. mol/litr piperazinu s 3,3 mol/litr MDEA. Po snížeiní tlaku a stripování se roztok regeneruje. Regenerovaný roztok se při teplotě 66 °C přivádí do hlavy absorpční kolony. Stripovací kolona má stejný rozměr jako· absorpční kolona, jé však vyplněna pouze do· výšky 6,90 m prstenci metall-pall o· šířce 35 mm. Tato kolona pracu je při tlaku 0,1.7 MPa a teplota na spodku kolony je 120 °C. Čistý plyn, získaný tímto způsobem obsahuje ještě 10 objemových ppm kysličníku uhličitého, 2 objemová ppm sirovodíku a 1 objemový ppm COS. Odpadní kysličník uhličitý obsahuje 4 objemová ppm sirovodíku a ještě 300 objemových ppm COS.
    b) Po provedení tohoto pokusu se pozmění zařízení zařazením přídavné nádrže v přívodu ke stripovací koloně 22, znázorněné na obr. 2. Roztok, zbavený tlaku, se vede po zchlazení do přídatné nádrže o kapacitě 300 litrů s pěti zabudovanými šikanami. Při tomto provedení je zapotřebí energie 208,50 J/ /m3 к regeneraci. Bylo dosaženo téže čistoty jako ve stupni a), odpadní kysličník uhličitý však obsahoval pouze 50 objemových ppm COS. Energie, jíž bylo zapotřebí к regeneraci ve slupni aj byla však 251,8 J/m3 roztoku, to znamená, že při zvláště výhodném projedení způsobu podle vynálezu v případě plynu s obsahem COS je možno dosáhnout až 30|% úspory energie v regenerační části.
    VYNALEZU rozpouštědla s obsahem 1,5 až 4,5 mol/litr methyldiethanolaminu a 0,05 až O‘,4 mol/litr piperazinu к usnadnění absorpce a absorpce se provádí při teplotě 60 až 80 °С a při tlaku 2 až 10 MPa.
CS767450A 1975-11-18 1976-11-18 Method of removing the carbon dioxide and/or hydrogen sulphide and/or cos from the gases containing the said substances CS219323B2 (en)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE2551717A DE2551717C3 (de) 1975-11-18 1975-11-18 und ggf. COS aus Gasen

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CS219323B2 true CS219323B2 (en) 1983-03-25

Family

ID=5962034

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CS767450A CS219323B2 (en) 1975-11-18 1976-11-18 Method of removing the carbon dioxide and/or hydrogen sulphide and/or cos from the gases containing the said substances

Country Status (11)

Country Link
US (1) US4336233A (cs)
JP (1) JPS5263171A (cs)
AT (1) AT365942B (cs)
BE (1) BE848483A (cs)
CA (1) CA1090098A (cs)
CS (1) CS219323B2 (cs)
DE (1) DE2551717C3 (cs)
ES (1) ES453391A1 (cs)
FR (1) FR2332049A1 (cs)
GB (1) GB1560905A (cs)
NL (1) NL188391C (cs)

Families Citing this family (224)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2429037A2 (fr) * 1978-06-21 1980-01-18 Elf Aquitaine Procede de separation des constituants acides des melanges gazeux
DE2746913A1 (de) * 1977-10-19 1979-04-26 Dow Chemical Co Zusammensetzung zur inhibierung der korrosion bei der behandlung von gassystemen mit waessrigem alkanolamin
CA1128293A (en) * 1978-04-07 1982-07-27 Roelof Cornelisse Removal of acid gases from a gas mixture
FR2425886A1 (fr) * 1978-05-16 1979-12-14 Elf Aquitaine Procede de purification de gaz residuaires industriels renfermant en faibles concentrations des composes soufres
CA1124038A (en) * 1978-08-24 1982-05-25 Glenn D. Correll Hydrolysis of carbon oxysulfide with morpholines and piperazines
US4351812A (en) 1978-08-24 1982-09-28 The Dow Chemical Company Hydrolysis of carbon oxysulfide with morpholines and piperazines
DE2923012A1 (de) * 1979-06-07 1980-12-18 Basf Ag Verfahren zur gleichzeitigen entfernung von wasser und schwefelwasserstoff aus gasen
US4397660A (en) * 1981-06-15 1983-08-09 Shell Oil Company Process for the removal of H2 S and CO2 from a gas mixture
US4356161A (en) * 1981-08-24 1982-10-26 Shell Oil Company Process for reducing the total sulfur content of a high CO2 -content feed gas
FR2512687A1 (fr) * 1981-09-11 1983-03-18 Raffinage Cie Francaise Procede de purification d'un melange gazeux contenant des composes gazeux indesirables
DE3236600A1 (de) * 1982-10-02 1984-04-05 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen Verfahren zum entfernen von co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) und gegebenenfalls h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s aus erdgasen
DE3236601A1 (de) * 1982-10-02 1984-04-05 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen Verfahren zum entfernen von co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) und/oder h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s aus gasen
US4469663A (en) * 1982-10-15 1984-09-04 The Dow Chemical Company Scale control in flue gas desulfurization
DE3308088A1 (de) * 1983-03-08 1984-09-27 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen Verfahren zum entfernen von co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) und/oder h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s aus gasen
FR2545378A1 (fr) * 1983-05-03 1984-11-09 Raffinage Cie Francaise Procede de purification d'un melange gazeux contenant des composes gazeux indesirables
DE3408851A1 (de) * 1984-03-10 1985-09-12 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen Verfahren zum entfernen von co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) und/oder h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s aus gasen
US4705673A (en) * 1984-10-10 1987-11-10 Union Carbide Corporation Mixed solvent system for treating acidic gas
DE3445063A1 (de) * 1984-12-11 1986-06-12 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen Verfahren zum entfernen von co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) und/oder h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s aus gasen
US4585630A (en) * 1985-03-11 1986-04-29 The Dow Chemical Company Process for selectively removing hydrogen sulfide
US4624838A (en) * 1985-04-29 1986-11-25 Exxon Research And Engineering Company Process for removing acidic gases from gaseous mixtures using aqueous scrubbing solutions containing heterocyclic nitrogen compounds
US4775519A (en) * 1985-10-31 1988-10-04 Texaco Inc. Removal of acid gases from gas streams
US4696803A (en) * 1986-02-13 1987-09-29 Texaco Inc. Treatment of gas streams for removal of acid gases
JPS6324587U (cs) * 1986-07-31 1988-02-18
US4814104A (en) * 1987-02-05 1989-03-21 Uop Tertiary alkanolamine absorbent containing an ethyleneamine promoter and its method of use
US4894179A (en) * 1987-10-13 1990-01-16 Exxon Research And Engineering Company Absorbent composition containing a tertiary amino azabicyclic alcohol and an amine salt
US4894178A (en) * 1987-10-13 1990-01-16 Exxon Research And Engineering Company Absorbent composition containing severely-hindered amine mixture for the absorption of H2 S
US4892674A (en) * 1987-10-13 1990-01-09 Exxon Research And Engineering Company Addition of severely-hindered amine salts and/or aminoacids to non-hindered amine solutions for the absorption of H2 S
US4895670A (en) * 1987-10-13 1990-01-23 Exxon Research And Engineering Company Addition of severely-hindered aminoacids to severely-hindered amines for the absorption of H2 S
FR2631853B1 (fr) * 1988-05-24 1992-01-24 Elf Aquitaine Liquide absorbant des gaz acides renfermant une composante alcanolamine tertiaire et un activateur d'absorption du co2 et son application a la desacidification de gaz contenant co2 et eventuellement d'autres gaz acides
FR2631852B1 (fr) * 1988-05-24 1990-08-31 Elf Aquitaine Liquide absorbant des gaz acides renfermant une composante alcanolamine tertiaire et un activateur d'absorption du co2 et son application a la desacidification de gaz contenant co2 et eventuellement d'autres gaz acides
UA24004A1 (uk) * 1988-05-24 1998-08-31 Сосьєте Насьональ Елф Акітен (Продюксьон) Абсорбеhт для очищеhhя промислових газів від кислих компоhеhтів та спосіб очищеhhя промислових газів від кислих компоhеhтів
US5366709A (en) * 1990-01-18 1994-11-22 Societe Nationale Elf Aquitaine Production Liquid absorbent for acidic gases and process of deacidification of a gas
US5246619A (en) * 1989-11-17 1993-09-21 The Dow Chemical Company Solvent composition for removing acid gases
US5104630A (en) * 1990-11-13 1992-04-14 Uop Processes for removing carbonyl sulfide from hydrocarbon feedstreams
DE69318433T2 (de) * 1992-01-17 1998-12-17 Kansai Electric Power Co Verfahren zur Behandlung von Verbrennungsabgasen
EP0558019B2 (en) * 1992-02-27 2005-12-14 The Kansai Electric Power Co., Inc. Method for removing carbon dioxide from combustion exhaust gas
KR0123107B1 (ko) * 1992-02-27 1997-11-12 아끼야마 요시히사 연소배기가스중의 2산화탄소의 제거방법
US6689332B1 (en) 1992-09-16 2004-02-10 The Kansai Electric Power Co, Inc. Process for removing carbon dioxide from combustion gases
FR2699427B1 (fr) * 1992-12-22 1995-03-24 Hoechst France Application de la décahydro pyrazino [2,3-b] pyrazine à la réduction du taux de sulfure d'hydrogène libre ou combiné présent dans un fluide.
EP0647462A1 (en) * 1993-10-06 1995-04-12 The Kansai Electric Power Co., Inc. Method for removing carbon dioxide from combustion exhaust gas
DE69503937T2 (de) * 1994-03-09 1999-01-07 Kansai Electric Power Co Verfahren zur Entfernung von Kohlendioxid aus Verbrennungsabgasen
US5618506A (en) * 1994-10-06 1997-04-08 The Kansai Electric Power Co., Inc. Process for removing carbon dioxide from gases
US5861051A (en) * 1996-03-06 1999-01-19 Huntsman Petrochemical Corporation Process for removing carbon dioxide from gas mixture
RU2191621C2 (ru) * 1998-04-06 2002-10-27 Ниппон Ниюказаи Ко., Лтд. Способ регенерации жидкости, абсорбирующей кислый газ, содержащей метилдиэтаноламин и производное пиперазина низших алкилов
FR2777802B1 (fr) * 1998-04-22 2000-06-23 Elf Exploration Prod Procede regeneratif de desacidification d'un gaz renfermant du co2 ainsi que des hydrocarbures liquides, a l'aide d'un liquide absorbant a base de methyldiethanolamine activee
DE19828977A1 (de) * 1998-06-29 1999-12-30 Basf Ag Verfahren zur Entfernung saurer Gasbestandteile aus Gasen
US6207121B1 (en) 1998-09-30 2001-03-27 The Dow Chemical Company Composition and process for removal of acid gases
US6165432A (en) * 1998-09-30 2000-12-26 The Dow Chemical Company Composition and process for removal of acid gases
US6337059B1 (en) 1999-05-03 2002-01-08 Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation Absorbent compositions for the removal of acid gases from gas streams
US6165433A (en) * 1999-06-10 2000-12-26 Praxair Technology, Inc. Carbon dioxide recovery with composite amine blends
DE19933301A1 (de) 1999-07-15 2001-01-18 Basf Ag Verfahren zum Entfernen von Mercaptanen aus Fluidströmen
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
US6531103B1 (en) 2000-03-09 2003-03-11 Union Carbide Chemicals And Plastics Technology Corporation Process for removing sulfur compounds from gas and liquid hydrocarbon streams
DE10028637A1 (de) * 2000-06-09 2001-12-13 Basf Ag Verfahren zum Entsäuern eines Kohlenwasserstoff-Fluidstroms
DE10036173A1 (de) * 2000-07-25 2002-02-07 Basf Ag Verfahren zum Entsäuern eines Fluidstroms und Waschflüssigkeit zur Verwendung in einem derartigen Verfahren
NL1015827C2 (nl) * 2000-07-27 2002-02-01 Continental Engineering B V Winning van zuiver CO2 uit rookgassen.
KR100450224B1 (ko) * 2000-08-24 2004-09-24 주식회사 포스코 코크스 오븐 가스의 황화수소 제거 방법
FR2814379B1 (fr) * 2000-09-26 2002-11-01 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un gaz par absorption dans un solvant avec un controle de la temperature
US6497852B2 (en) 2000-12-22 2002-12-24 Shrikar Chakravarti Carbon dioxide recovery at high pressure
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
CA2353307A1 (fr) * 2001-07-13 2003-01-13 Carmen Parent Appareil et procede pour le traitement des effluents gazeux
DE10135370A1 (de) 2001-07-20 2003-01-30 Basf Ag Verfahren zur Entfernung saurer Gase aus einem Gasstrom
DE10139453A1 (de) * 2001-08-10 2003-02-20 Basf Ag Verfahren und Absorptionsmittel zur Entfernung saurer Gase aus Fluiden
KR100516498B1 (ko) * 2001-12-10 2005-09-23 주식회사 포스코 안수와 ｍｄｅａ를 이용한 코크스오븐가스중의 황화수소흡수효율 향상방법
AU2003214041B2 (en) * 2002-01-14 2008-10-02 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removing carbon dioxide from gas mixtures
DE10213968A1 (de) * 2002-03-28 2003-10-30 Basf Ag Verfahren zur Herstellung von Ethylenoxid mit integrierter Kohlendioxidwäsche unter Verwendung einer aminhaltigen Absorptionslösung
CA2405635A1 (en) 2002-09-27 2004-03-27 C02 Solution Inc. A process and a plant for the production of useful carbonated species and for the recycling of carbon dioxide emissions from power plants
CN100563789C (zh) * 2002-12-17 2009-12-02 弗劳尔公司 接近零排放的去除酸性气和杂质的配置及方法
DE10306254A1 (de) * 2003-02-14 2004-08-26 Basf Ag Absorptionsmittel und Verfahren zur Entfernung saurer Gase aus Fluiden
RU2341324C2 (ru) * 2003-03-21 2008-12-20 Дау Глобал Текнолоджиз Инк. Улучшенная композиция и способ для удаления карбонилсульфида из содержащего его кислотного газа
US8070856B2 (en) 2003-04-04 2011-12-06 The Board Of Regents Of The University Of Texas System Polyamine/alkali salt blends for carbon dioxide removal from gas streams
US20060156923A1 (en) * 2003-06-05 2006-07-20 Basf Aktiengesellschaft Method for the deacidification of a fluid stream by means of an inert scrubbing column and corresponding device
US7056482B2 (en) * 2003-06-12 2006-06-06 Cansolv Technologies Inc. Method for recovery of CO2 from gas streams
FR2860442B1 (fr) * 2003-10-01 2006-01-27 Inst Francais Du Petrole Utilisation d'une turbine diphasique dans un procede de traitement de gaz
JP2007533431A (ja) * 2003-11-10 2007-11-22 ビーエーエスエフ　アクチェンゲゼルシャフト 酸性ガスを流体の流れから除去することによって高い圧力下にある酸性ガス流を取得する方法
DE102004011429A1 (de) * 2004-03-09 2005-09-29 Basf Ag Verfahren zum Entfernen von Kohlendioxid aus Gasströmen mit niedrigen Kohlendioxid-Partialdrücken
JP2006150298A (ja) * 2004-11-30 2006-06-15 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 吸収液、吸収液を用いたｃｏ２又はｈ２ｓ除去装置及び方法
AU2006217575B2 (en) 2005-02-24 2010-12-23 Co2 Solutions Inc. An improved CO2 absorption solution
EP1872846B1 (en) 2005-04-04 2013-07-24 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Absorbing solution and method for absorbing co2 or h2s or both
CN101208145B (zh) * 2005-04-29 2013-02-27 弗劳尔科技公司 用于酸性气体吸收及溶剂再生的配置及方法
US8114176B2 (en) * 2005-10-12 2012-02-14 Great Point Energy, Inc. Catalytic steam gasification of petroleum coke to methane
WO2007093615A1 (de) * 2006-02-14 2007-08-23 Basf Se Umrüstung von anlagen zur sauergasentfernung
FR2897785B1 (fr) * 2006-02-28 2009-06-05 Inst Francais Du Petrole Procede optimise d'elimination du cos
DE102006010595A1 (de) * 2006-03-06 2007-09-13 Uhde Gmbh Lösungsmittel zur Abtrennung von sauren Gasbestandteilen aus technischen Gasen
US7632476B2 (en) * 2006-03-09 2009-12-15 Praxair Technology, Inc. Method of recovering carbon dioxide from a synthesis gas stream
CA2643667C (en) * 2006-03-16 2015-06-23 Basf Se Process for contacting two phases whose contact is accompanied by heat evolution
CN101472663B (zh) * 2006-05-18 2013-11-06 巴斯夫欧洲公司 通过减少烃和氧气的共吸收而从流体流中脱除酸性气体
PL2024060T3 (pl) * 2006-05-19 2016-11-30 Przedmieszka do wytwarzania absorbenta do usuwania kwaśnych gazów ze strumieni płynów
US7922782B2 (en) * 2006-06-01 2011-04-12 Greatpoint Energy, Inc. Catalytic steam gasification process with recovery and recycle of alkali metal compounds
JP5230080B2 (ja) * 2006-06-06 2013-07-10 三菱重工業株式会社 吸収液、ｃｏ２の除去装置及び方法
US8313718B2 (en) * 2006-12-13 2012-11-20 Dow Global Technologies Llc Method and composition for removal of mercaptans from gas streams
US20100018248A1 (en) * 2007-01-19 2010-01-28 Eleanor R Fieler Controlled Freeze Zone Tower
JP5215595B2 (ja) 2007-06-18 2013-06-19 三菱重工業株式会社 吸収液、吸収液を用いたｃｏ２又はｈ２ｓ除去装置及び方法
CN101795761A (zh) * 2007-08-02 2010-08-04 格雷特波因特能源公司 负载催化剂的煤组合物，制造方法和用途
CA2697944A1 (en) * 2007-08-30 2009-03-05 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removal of hydrogen sulphide and carbon dioxide from an acid gas stream
US20090090055A1 (en) * 2007-10-09 2009-04-09 Greatpoint Energy, Inc. Compositions for Catalytic Gasification of a Petroleum Coke
US7862788B2 (en) * 2007-12-05 2011-01-04 Alstom Technology Ltd Promoter enhanced chilled ammonia based system and method for removal of CO2 from flue gas stream
US20090165379A1 (en) * 2007-12-28 2009-07-02 Greatpoint Energy, Inc. Coal Compositions for Catalytic Gasification
CN101910370B (zh) * 2007-12-28 2013-09-25 格雷特波因特能源公司 从焦炭中回收碱金属的催化气化方法
US20090165383A1 (en) * 2007-12-28 2009-07-02 Greatpoint Energy, Inc. Catalytic Gasification Process with Recovery of Alkali Metal from Char
US8123827B2 (en) * 2007-12-28 2012-02-28 Greatpoint Energy, Inc. Processes for making syngas-derived products
CN101910373B (zh) * 2007-12-28 2013-07-24 格雷特波因特能源公司 从焦炭中回收碱金属的催化气化方法
WO2009086407A2 (en) 2007-12-28 2009-07-09 Greatpoint Energy, Inc. Steam generating slurry gasifier for the catalytic gasification of a carbonaceous feedstock
AU2009216164B2 (en) * 2008-02-22 2011-10-13 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Apparatus for recovering CO2 and method of recovering CO2
US8652222B2 (en) 2008-02-29 2014-02-18 Greatpoint Energy, Inc. Biomass compositions for catalytic gasification
US20090217582A1 (en) * 2008-02-29 2009-09-03 Greatpoint Energy, Inc. Processes for Making Adsorbents and Processes for Removing Contaminants from Fluids Using Them
WO2009111332A2 (en) * 2008-02-29 2009-09-11 Greatpoint Energy, Inc. Reduced carbon footprint steam generation processes
US8297542B2 (en) 2008-02-29 2012-10-30 Greatpoint Energy, Inc. Coal compositions for catalytic gasification
US8286901B2 (en) * 2008-02-29 2012-10-16 Greatpoint Energy, Inc. Coal compositions for catalytic gasification
US20090260287A1 (en) * 2008-02-29 2009-10-22 Greatpoint Energy, Inc. Process and Apparatus for the Separation of Methane from a Gas Stream
WO2009111345A2 (en) 2008-02-29 2009-09-11 Greatpoint Energy, Inc. Catalytic gasification particulate compositions
US7926750B2 (en) * 2008-02-29 2011-04-19 Greatpoint Energy, Inc. Compactor feeder
US8349039B2 (en) 2008-02-29 2013-01-08 Greatpoint Energy, Inc. Carbonaceous fines recycle
WO2009111331A2 (en) 2008-02-29 2009-09-11 Greatpoint Energy, Inc. Steam generation processes utilizing biomass feedstocks
US8114177B2 (en) 2008-02-29 2012-02-14 Greatpoint Energy, Inc. Co-feed of biomass as source of makeup catalysts for catalytic coal gasification
US20090220406A1 (en) * 2008-02-29 2009-09-03 Greatpoint Energy, Inc. Selective Removal and Recovery of Acid Gases from Gasification Products
DE102008013738A1 (de) 2008-03-04 2009-09-10 Arlt, Wolfgang, Prof. Dr.-Ing. Neuartige Waschmittel zur Sauergaswäsche und Verfahren zu ihrer Verwendung
US7967896B2 (en) * 2008-03-26 2011-06-28 Uop Llc Use of hydraulic turbocharger for recovering energy from high pressure solvents in gasification and natural gas applications
CN101983228A (zh) 2008-04-01 2011-03-02 格雷特波因特能源公司 从气流中除去一氧化碳的酸性变换方法
CA2718295C (en) 2008-04-01 2013-06-18 Greatpoint Energy, Inc. Processes for the separation of methane from a gas stream
US8318117B2 (en) * 2008-06-23 2012-11-27 Basf Se Absorption medium and method for removing sour gases from fluid streams, in particular from flue gases
ES2434745T3 (es) * 2008-06-23 2013-12-17 Basf Se Agente de absorción y procedimiento para eliminar gases ácidos de flujos de gas, en particular de gases de humo
CN102159687B (zh) 2008-09-19 2016-06-08 格雷特波因特能源公司 使用炭甲烷化催化剂的气化方法
CN102159682B (zh) * 2008-09-19 2014-04-30 格雷特波因特能源公司 碳质原料的气化方法
CN102159683B (zh) * 2008-09-19 2014-10-01 格雷特波因特能源公司 碳质原料的气化方法
KR101275429B1 (ko) * 2008-10-23 2013-06-18 그레이트포인트 에너지, 인크. 탄소질 공급원료의 기체화 방법
FR2938448B1 (fr) 2008-11-20 2014-09-26 Total Raffinage Marketing Dispositif et procede pour le traitement et la compression des gaz
CN102272268B (zh) 2008-12-30 2014-07-23 格雷特波因特能源公司 制备催化的煤微粒的方法
WO2010078297A1 (en) 2008-12-30 2010-07-08 Greatpoint Energy, Inc. Processes for preparing a catalyzed carbonaceous particulate
BRPI1014038A2 (pt) 2009-04-20 2016-04-12 Exxonmobil Upstream Res Co sistema e método para remover gases ácidos de uma corrente de gás bruto.
US8221712B2 (en) * 2009-05-12 2012-07-17 Basf Se Absorption medium for the selective removal of hydrogen sulfide from fluid streams
EP2430126A2 (en) * 2009-05-13 2012-03-21 Greatpoint Energy, Inc. Processes for hydromethanation of a carbonaceous feedstock
US8728182B2 (en) 2009-05-13 2014-05-20 Greatpoint Energy, Inc. Processes for hydromethanation of a carbonaceous feedstock
US8268899B2 (en) * 2009-05-13 2012-09-18 Greatpoint Energy, Inc. Processes for hydromethanation of a carbonaceous feedstock
BRPI1012049A2 (pt) * 2009-05-26 2019-04-16 Basf Se "processo para remover dióxido de carbono de um fluido, e, instalação para remover dióxido de carbono de um fluido"
CA2771566C (en) 2009-09-09 2017-07-18 Exxonmobil Upstream Research Company Cryogenic system for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream
WO2011034891A1 (en) * 2009-09-16 2011-03-24 Greatpoint Energy, Inc. Two-mode process for hydrogen production
US20110062721A1 (en) * 2009-09-16 2011-03-17 Greatpoint Energy, Inc. Integrated hydromethanation combined cycle process
FR2950265B1 (fr) * 2009-09-21 2012-08-24 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un gaz par solution absorbante avec elimination du cos par l'hydrolyse
CN102548639B (zh) * 2009-09-24 2015-04-29 株式会社东芝 二氧化碳吸收液
WO2011049858A2 (en) 2009-10-19 2011-04-28 Greatpoint Energy, Inc. Integrated enhanced oil recovery process
CN102597417B (zh) 2009-10-19 2014-10-01 格雷特波因特能源公司 整合的强化采油方法
CN102049173B (zh) * 2009-11-09 2013-07-17 中国石油化工股份有限公司 从气体混合物中深度脱除二氧化碳的方法
CA2780375A1 (en) 2009-12-17 2011-07-14 Greatpoint Energy, Inc. Integrated enhanced oil recovery process
DE102009059841B4 (de) * 2009-12-21 2011-11-17 Dreyer & Bosse Kraftwerke Gmbh Verfahren und Einrichtung zur Regulation des CO2 Gehaltes im Produktgasstrom von Gaswäschen mit aminhaltigen Waschlösungen
KR101157141B1 (ko) * 2009-12-28 2012-06-22 한국에너지기술연구원 입체장애 시클릭 아민이 첨가된 알칼리탄산염계 이산화탄소 흡수제 및 이를 이용한 이산화탄소 제거방법
EA026113B1 (ru) * 2010-01-22 2017-03-31 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Удаление кислотных газов из газового потока при улавливании и изолировании со
DE102010008846A1 (de) 2010-02-22 2011-08-25 Hitachi Power Europe GmbH, 47059 Absorptionsmittel zum Entsäuern eines Fluidstroms und Verfahren zur Verwendung desselben
CN102754266B (zh) 2010-02-23 2015-09-02 格雷特波因特能源公司 集成的加氢甲烷化燃料电池发电
DE102010009543A1 (de) 2010-02-26 2011-09-01 Friedrich-Alexander-Universität Erlangen-Nürnberg Hocheffiziente Energiespeicher- und Energietransportsysteme für solare Strahlungsenergie auf Basis von Erdalkalimetalloxiden und Erdalkalimetallcarbonaten
US8652696B2 (en) 2010-03-08 2014-02-18 Greatpoint Energy, Inc. Integrated hydromethanation fuel cell power generation
AU2011248701B2 (en) 2010-04-26 2013-09-19 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock with vanadium recovery
EP2571599B1 (de) * 2010-05-18 2014-03-12 Basf Se Verfahren zur entfernung von kohlendioxid (co2) aus einem kreisgassystem
US8814989B2 (en) 2010-05-18 2014-08-26 Basf Se Process for removing carbon dioxide (CO2) from a cycle gas system
CA2793893A1 (en) 2010-05-28 2011-12-01 Greatpoint Energy, Inc. Conversion of liquid heavy hydrocarbon feedstocks to gaseous products
US8748687B2 (en) 2010-08-18 2014-06-10 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock
US9353322B2 (en) 2010-11-01 2016-05-31 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock
EP2481466A1 (de) * 2011-01-31 2012-08-01 Siemens Aktiengesellschaft Vorrichtung und Verfahren zum Aufreinigen eines mit Nitrosamin verunreinigten Produktes einer Prozessanlage
CN103391989B (zh) 2011-02-23 2015-03-25 格雷特波因特能源公司 伴有镍回收的碳质原料加氢甲烷化
WO2012166879A1 (en) 2011-06-03 2012-12-06 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock
WO2012169634A1 (ja) * 2011-06-09 2012-12-13 旭化成株式会社 二酸化炭素吸収剤及び該吸収剤を用いた二酸化炭素の分離回収方法
US9012524B2 (en) 2011-10-06 2015-04-21 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock
EP2609988A1 (de) * 2011-12-29 2013-07-03 Dreyer & Bosse Kraftwerke GmbH Niedertemperaturverfahren zur Desorption beladener aminhaltiger Waschflüssigkeiten aus Gaswaschprozessen und Vorrichtung
WO2013120831A1 (de) 2012-02-14 2013-08-22 Basf Se Verfahren zum entfernen von sauergasen aus kohlenwasserstoffe enthaltenden fluiden
AU2013235610B2 (en) 2012-03-21 2015-11-19 Exxonmobil Upstream Research Company Separating carbon dioxide and ethane from a mixed stream
CA2872771A1 (en) * 2012-05-08 2013-11-14 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods of inhibiting foam formation using multiphase turbines
JP5986796B2 (ja) 2012-05-11 2016-09-06 三菱重工業株式会社 複合アミン吸収液、ｃｏ２又はｈ２ｓ又はその双方の除去装置及び方法
FR2990878B1 (fr) * 2012-05-25 2014-05-16 Total Sa Procede de purification de melanges gazeux contenant des gaz acides.
RU2635620C2 (ru) 2012-06-29 2017-11-14 ДАУ ГЛОБАЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ ЭлЭлСи Водная композиция с алканоламином и способ удаления кислых газов из газовых смесей
JP6204465B2 (ja) 2012-06-29 2017-09-27 ダウ グローバル テクノロジーズ エルエルシー ガス混合物からの硫化水素の除去が促進された、ピペラジンを含む水性アルカノール吸収剤組成物、及びその使用方法
US9034061B2 (en) 2012-10-01 2015-05-19 Greatpoint Energy, Inc. Agglomerated particulate low-rank coal feedstock and uses thereof
WO2014055351A1 (en) 2012-10-01 2014-04-10 Greatpoint Energy, Inc. Agglomerated particulate low-rank coal feedstock and uses thereof
US9328920B2 (en) 2012-10-01 2016-05-03 Greatpoint Energy, Inc. Use of contaminated low-rank coal for combustion
KR101534461B1 (ko) 2012-10-01 2015-07-06 그레이트포인트 에너지, 인크. 응집된 미립자 저등급 석탄 공급원료 및 그의 용도
RU2637336C2 (ru) * 2012-12-21 2017-12-04 ЭкссонМобил Рисерч энд Энджиниринг Компани Аминовое промотирование для улавливания co2
CN104902982A (zh) * 2012-12-21 2015-09-09 埃克森美孚研究工程公司 通过胺-co2产物的相分离捕集co2
CN104903428B (zh) * 2013-01-09 2019-01-18 蒂森克虏伯工业解决方案股份公司 由无烟煤生产合成气的工艺方法
US9677018B2 (en) 2013-01-09 2017-06-13 Thyssenkrupp Industrial Solutions Ag Process for the production of synthesis gas from hard coal
US9126879B2 (en) 2013-06-18 2015-09-08 Uop Llc Process for treating a hydrocarbon stream and an apparatus relating thereto
US9327211B2 (en) 2013-06-18 2016-05-03 Uop Llc Process for removing carbonyl sulfide in a gas phase hydrocarbon stream and apparatus relating thereto
US9284493B2 (en) 2013-06-18 2016-03-15 Uop Llc Process for treating a liquid hydrocarbon stream
US9283496B2 (en) 2013-06-18 2016-03-15 Uop Llc Process for separating at least one amine from one or more hydrocarbons, and apparatus relating thereto
JP6170366B2 (ja) * 2013-07-26 2017-07-26 株式会社Ihi 二酸化炭素の回収方法及び回収装置
CA2924825A1 (en) 2013-08-29 2015-03-05 Dow Global Technologies Llc Gas sweetening solvents containing quaternary ammonium salts
CN105637070A (zh) 2013-10-30 2016-06-01 陶氏环球技术有限责任公司 用于选择性h2s去除的混合溶剂调配物
JP2016536115A (ja) 2013-10-30 2016-11-24 ダウ グローバル テクノロジーズ エルエルシー 全有機硫黄除去及び全酸性ガス除去のための混成溶媒配合物
US9562719B2 (en) 2013-12-06 2017-02-07 Exxonmobil Upstream Research Company Method of removing solids by modifying a liquid level in a distillation tower
US9752827B2 (en) 2013-12-06 2017-09-05 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of maintaining a liquid level in a distillation tower
MY176633A (en) 2013-12-06 2020-08-19 Exxonmobil Upstream Res Co Method and system of modifiying a liquid level during start-up operations
MY177751A (en) 2013-12-06 2020-09-23 Exxonmobil Upstream Res Co Method and device for separating a feed stream using radiation detectors
AU2014357669B2 (en) 2013-12-06 2017-12-21 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a heating mechanism to destabilize and/or prevent adhesion of solids
WO2015084497A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of dehydrating a feed stream processed in a distillation tower
MY177942A (en) 2013-12-06 2020-09-28 Exxonmobil Upstream Res Co Method and system for separating a feed stream with a feed stream distribution mechanism
US9874395B2 (en) 2013-12-06 2018-01-23 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for preventing accumulation of solids in a distillation tower
MY176166A (en) 2013-12-06 2020-07-24 Exxonmobil Upstream Res Co Method and device for separating hydrocarbons and contaminants with a spray assembly
WO2016030277A1 (de) * 2014-08-25 2016-03-03 Basf Se Diamin mit tert-alkylamino- und primärer aminogruppe zur verwendung in der gaswäsche
US10286356B2 (en) 2014-10-10 2019-05-14 Dow Global Technologies Llc Process for the removal of acid gases from gaseous mixtures using an aqueous solution of 2-dimethylamino-2-hydroxymethyl-1, 3-propanediol
KR20170067782A (ko) 2014-10-10 2017-06-16 다우 글로벌 테크놀로지스 엘엘씨 가스 혼합물로부터 산 가스 제거를 위해 유용한 2-디메틸아미노-2-하이드록시메틸-1,3-프로판디올의 수용액
KR20160058296A (ko) * 2014-11-14 2016-05-25 (주)티피티퍼시픽 ２-아미노 ２-메틸 １-프로판올(ａｍｐ)를 포함하는 산성가스 제거용 흡수제 조성물 및 이를 이용한 산성가스 제거방법
CN107208964B (zh) 2015-02-27 2020-06-19 埃克森美孚上游研究公司 减少进入低温蒸馏过程的进料物流的冷冻和脱水负荷
EP3297746A1 (en) 2015-05-20 2018-03-28 Dow Global Technologies Llc An aqueous alkanolamine composition and process for the selective removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures
US10365037B2 (en) 2015-09-18 2019-07-30 Exxonmobil Upstream Research Company Heating component to reduce solidification in a cryogenic distillation system
WO2017052922A2 (en) 2015-09-24 2017-03-30 Exxonmobil Upstream Research Company Treatment plant for hydrocarbon gas having variable contaminant levels
WO2017172321A1 (en) 2016-03-30 2017-10-05 Exxonmobil Upstream Research Company Self-sourced reservoir fluid for enhanced oil recovery
AU2017277604A1 (en) 2016-06-10 2019-01-03 Basf Se Cyclohexandiamines for use in gas scrubbing
WO2018009272A1 (en) 2016-07-05 2018-01-11 Ineos Americas, Llc Method and apparatus for recovering absorbing agents in acid gas treatment
CN106244273A (zh) * 2016-09-26 2016-12-21 天津雾净环保科技有限公司 一种有机复合气体的低温喷雾净化方法
CN109529541B (zh) * 2017-09-21 2022-07-22 株式会社东芝 二氧化碳吸收剂及二氧化碳分离回收装置
GB2570549B (en) 2017-11-28 2021-12-15 Toshiba Kk Acid gas absorbent, acid gas removal method, and acid gas removal device
JP6963518B2 (ja) * 2017-11-28 2021-11-10 株式会社東芝 酸性ガス吸収剤、酸性ガスの除去方法および酸性ガス除去装置
WO2020005553A1 (en) 2018-06-29 2020-01-02 Exxonmobil Upstream Research Company (Emhc-N1.4A.607) Mixing and heat integration of melt tray liquids in a cryogenic distillation tower
WO2020005552A1 (en) 2018-06-29 2020-01-02 Exxonmobil Upstream Research Company Hybrid tray for introducing a low co2 feed stream into a distillation tower
US10464872B1 (en) 2018-07-31 2019-11-05 Greatpoint Energy, Inc. Catalytic gasification to produce methanol
US10344231B1 (en) 2018-10-26 2019-07-09 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock with improved carbon utilization
US10435637B1 (en) 2018-12-18 2019-10-08 Greatpoint Energy, Inc. Hydromethanation of a carbonaceous feedstock with improved carbon utilization and power generation
US10618818B1 (en) 2019-03-22 2020-04-14 Sure Champion Investment Limited Catalytic gasification to produce ammonia and urea
US20230125347A1 (en) 2020-03-18 2023-04-27 Basf Se Communication system, monitoring system and related methods
CN111440637B (zh) * 2020-05-13 2022-04-22 武汉科林化工集团有限公司 一种lpg常温干法脱硫净化工艺
GB2598907A (en) 2020-09-17 2022-03-23 Compact Carbon Capture As Aqueous liquid sorbent
US11229875B1 (en) 2020-09-25 2022-01-25 Ineos Americas, Llc Scrubbing fluid and methods for using same
CN113174603A (zh) * 2021-04-28 2021-07-27 河钢集团有限公司 用于捕获并电解co2的组合物以及方法
CN114452777A (zh) * 2022-01-25 2022-05-10 江苏创新石化有限公司 一种炼油厂硫磺回收装置scot尾气专用超低排放脱硫溶剂
CN114540089B (zh) * 2022-03-03 2023-09-29 北京盖雅环境科技有限公司 一种天然气脱硫脱碳剂及其使用方法
WO2023241965A1 (en) 2022-06-13 2023-12-21 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. A process for capturing carbon dioxide and/or hydrogen sulfide

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR685992A (fr) * 1930-10-07 1930-07-21 Girdler Corp Perfectionnements à la séparation des gaz entre eux
US1951992A (en) * 1931-07-15 1934-03-20 Carbide & Carbon Chem Corp Separation of acid gases
US3071433A (en) * 1959-05-11 1963-01-01 Rhodia Method of reducing the hydrogen sulfide content of industrial waste gases
DE1567717B2 (de) * 1966-12-16 1975-09-04 Metallgesellschaft Ag, 6000 Frankfurt Verfahren zur Auswaschung von Kohlendioxid aus wasserstoffhaltigen Synthesegasen
US3965244A (en) * 1974-11-27 1976-06-22 Shell Oil Company Selective removal of sulfur compounds from acid gas mixtures containing significant quantities of carbonyl sulfide
US3989811A (en) * 1975-01-30 1976-11-02 Shell Oil Company Process for recovering sulfur from fuel gases containing hydrogen sulfide, carbon dioxide, and carbonyl sulfide

Also Published As

Publication number Publication date
GB1560905A (en) 1980-02-13
JPS5263171A (en) 1977-05-25
AT365942B (de) 1982-02-25
ATA854176A (de) 1981-07-15
FR2332049B1 (cs) 1982-08-13
FR2332049A1 (fr) 1977-06-17
NL7612855A (nl) 1977-05-23
DE2551717C3 (de) 1980-11-13
US4336233A (en) 1982-06-22
NL188391C (nl) 1992-06-16
DE2551717A1 (de) 1977-06-02
JPS6119286B2 (cs) 1986-05-16
BE848483A (fr) 1977-05-18
CA1090098A (en) 1980-11-25
NL188391B (nl) 1992-01-16
DE2551717B2 (de) 1980-03-13
ES453391A1 (es) 1978-03-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CS219323B2 (en) Method of removing the carbon dioxide and/or hydrogen sulphide and/or cos from the gases containing the said substances
AU2008255555B2 (en) Method and absorbent composition for recovering a gaseous component from a gas stream
CA2872514C (en) Aqueous alkanolamine absorbent composition comprising piperazine for enhanced removal of hydrogen sulfide from gaseous mixtures and method for using the same
CA2870164C (en) Aqueous alkanolamine solution and process for the removal of h2s from gaseous mixtures
JP4681208B2 (ja) 流体流の脱酸法およびこの種の方法へ使用するのための洗浄液
US6740230B1 (en) Method for removing mercaptans from fluid fluxes
JPS59168093A (ja) ガスからｃｏ↓２及び／又はｈ↓２ｓを除去する方法
GB1593420A (en) Process and amine-solvent absorbent for removing acidic gases from gaseous mixtures
JP4388819B2 (ja) 流体流の脱酸法及び該方法で使用される洗浄液
JP2011521774A (ja) 洗浄水のｃｏ２注入のための設備を有するガス浄化システム
JP2011088144A (ja) 硫化カルボニルを含む酸性ガスからそれを除去する改良された組成物及び方法
CN101143286A (zh) 从酸性气流中除去cos的方法
Appl et al. Removal of CO2 and/or H2S and/or COS from gases containing these constituents
CN100584432C (zh) 从酸性气流中除去硫醇的吸收剂和方法
CA2963598C (en) Aqueous solution of 2-dimethylamino-2-hydroxymethyl-1, 3-propanediol useful for acid gas removal from gaseous mixtures
KR20080033534A (ko) 산 가스 세정 공정을 위한 테트라오르가노암모늄 및테트라오르가노포스포늄 염
CN107580523B (zh) 水性烷醇胺组合物和从气态混合物中选择性去除硫化氢的方法
CN106794415B (zh) 使用2-二甲基氨基-2-羟甲基-1,3-丙二醇的水溶液从气体混合物中除去酸性气体的方法
CN101257968B (zh) 用于酸气涤气工艺的聚烷撑亚胺和聚烷撑丙烯酰胺盐
CN103889547B (zh) 在物理溶剂酸性气体吸收过程中减少甲酸盐基热稳定盐
CN101422684B (zh) 从酸性气流中除去cos的溶剂
CN101247877A (zh) 用于酸气涤气工艺的受阻环状多胺和其盐