DE69914447T2 - Verfahren zur wiedergewinnung von flüssigen absorbentien für säuredampf, die methyldiethandamine und alkylpiperazine enthalten - Google Patents

Verfahren zur wiedergewinnung von flüssigen absorbentien für säuredampf, die methyldiethandamine und alkylpiperazine enthalten Download PDF

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Description

  • Gebiet der Erfindung
  • Diese Erfindung betrifft ein Verfahren zur Regenerierung eines Säuregas absorbierenden Fluids, was wirksam ist, indem man das Säuregas absorbierende Fluid ein Säuregas absorbieren läßt und danach das Säuregas daraus freisetzt.
  • Hintergrundtechnik
  • Die Regenerierung eines flüssigen Absorbens, welches eine gemischte wäßrige Lösung eines sekundären Amins, wie Piperazin, und eines tertiären Amins, wie Methyldiethanolamin, umfaßt, ist in der US-5,618,506 beschrieben, wo eine Abtrennung von CO2 und Regenerierung eines flüssigen Absorbens durch Wasserdampfstrippen in einem Regenerierturm mit einer Temperatur von 110°C durchgeführt werden.
  • Herkömmlicherweise wurde eine Vielzahl von Absorbentien zur Entfernung eines Säuregases aus einer gasförmigen Mischung (z. B. CO2 oder H2S) einschließlich einer wäßrigen Lösung eines Amins, wie Monoethanolamin oder Diethanolamin, vorgeschlagen, und einer solchen wäßrigen Lösung wurde ein anderer Säuregasabsorptionsbeschleuniger zugesetzt.
  • Unter diesen Säuregasabsorbentien ist Methyldiethanolamin, welches von F. Vidaurri auf der 977. Gaskonditionierkonferenz, 1900, beschrieben wurde. Dieses Methyldiethanolamin ist vorteilhaft dadurch, daß seine wäßrige Lösung mit einem Säuregas darin absorbiert, das Säuregas durch intermittierende Druckreduzierung freisetzen kann und so die für die Regenerierung der absorbierenden Flüssigkeit verwendete thermische Energie spart und daß es hohe Säuregas absorbierende Kraft je Mol hat und die Anlage nicht korrodiert, selbst wenn es bei hohen Konzentrationen verwendet wird. Andererseits hat dies den Nachteil, daß seine Säuregasabsorptionsgeschwindigkeit langsam ist. Wie in der japanischen Offenlegungsschrift 198120/'94 beschrieben, wurde bestätigt, daß dieser Nachteil durch die Zugabe eines (niedermolekulares Alkyl)-Piperazin überwunden werden kann, da dies zu einer erheblichen Verbesserung in der Säuregasabsorptionsgeschwindigkeit führt. So ist ein Säuregas-Absorbens, welches Methyldiethanolamin und ein (niedermolekulares Alkyl)-Piperazin enthält, als ein wirksames Säuregas-Absorbens bekannt, welches die Größe des Absorptionssystems reduzieren und die Menge an verwendetem Absorbens vermindern kann. Da ein Säuregas-Absorbens in der Form einer absorbierenden Flüssigkeit verwendet wird, wird nachfolgend dies als absorbierendes Fluid bezeichnet.
  • Das oben genannte Säuregas absorbierende Fluid, welches Methyldiethanolamin und ein (niedermolekulares Alkyl)-Piperazin enthält, wird bei der industriellen Brauchbarkeit eine erhebliche Steigerung erfahren, wenn danach man das absorbierende Fluid ein Säuregas absorbieren läßt, es durch Freisetzung des Säuregases daraus mit geringem Energieverbrauch und mit Leichtigkeit regeneriert werden kann und als ein absorbierendes Fluid wiederverwendet werden kann. Im Stand der Technik war aber eine solche Methode nicht bekannt.
  • Folglich führten die vorliegenden Erfinder verschiedene Experimente und intensive Untersuchungen mit der Methode einer Regenerierung des oben erwähnten absorbierenden Fluids durch und haben nun die vorliegende Erfindung vollendet.
  • Beschreibung der Erfindung
  • Demnach ist es ein Ziel der vorliegenden Erfindung, ein Verfahren zu bekommen, bei dem ein Säuregas absorbierendes Fluid, welches Methyldiethanolamin und ein (niedermolekulares Alkyl)-Piperazin enthält, ein Säuregas absorbieren darf und danach das Säuregas absorbierende Fluid regeneriert wird, indem man das Säuregas aus dem Säuregas absorbierenden Fluid wirksam bei einer relativ niedrigen Temperatur freisetzt.
  • Das heißt, gemäß der vorliegenden Erfindung bekommt man ein Verfahren zur Regenerierung eines Säuregas absorbierenden Fluids, bei dem man ein gasförmiges, ein Säuregas enthaltendes Gemisch in Berührung mit einem absorbierenden Fluid bringt, das Methyldiethanolamin und ein (niedermolekulares Alkyl)-Piperazin enthält, um so das Säuregas in dem absorbierenden Fluid zu absorbieren, und das absorbierende Fluid regeneriert, indem man das Säuregas aus dem absorbierenden Fluid in einem Regenerierturm freisetzt, wobei die Temperatur des Regenerierturms bei 40 bis 80°C liegt.
  • Vorzugsweise liefert die vorliegende Erfindung ein Verfahren zur Regenerierung eines Säuregas absorbierenden Fluids, bei dem das Methyldiethanolamin in einer Konzentration von 20 bis 70 Gew.-% und vorzugsweise von 40 bis 60 Gew.-% vorliegt.
  • Das (niedermolekulares Alkyl)-Piperazin ist ein Piperazinderivat mit einer oder mit zwei niedermolekularen Alkylgruppen mit 1 bis 4 Kohlenstoffatomen als ein Substituent oder als Substituenten an dem heterocyclischen Ring. Von solchen Piperazinderivaten sind Methylpiperazine bevorzugt. Unter anderem sind besonders bevorzugt 2-Methylpiperazin und 2,5-Dimethylpiperazin.
  • Vorzugsweise liefert die vorliegende Erfindung ein Verfahren zur Regenerierung eines Säuregas absorbierenden Fluids, wobei das (niedermolekulares Alkyl)-Piperazin in einer Konzentration von 0,5 bis 7,5 Gew.-% und vorzugsweise von 1,5 bis 4,5 Gew.-% vorliegt.
  • Stärker bevorzugt liefert die vorliegende Erfindung ein Verfahren, bei dem das regenerierte, Säuregas absorbierende Fluid eine hitzebeständige Salzkonzentration während der wiederholten Absorption und Freisetzung von CO2 über lange Zeitdauern hat.
  • Die Gase, die mit dem Säuregas absorbierenden Fluid, das nach der vorliegenden Erfindung regeneriert ist, behandelt werden können, schließen vergaste Kohle, Synthesegase, Koksofengase, Erdölgas, Naturgas und dergleichen ein. Die Gase, die dabei absorbiert werden können, schließen beispielsweise CO2 oder H2S ein.
  • Wie später beschrieben wird, führten die vorliegenden Erfinder Versuche durch, bei denen ein simuliertes Abgas, hergestellt durch Vermischen von Stickstoffgas mit CO2-Gas in geeigneten Mengenverhältnissen, durch ein Hochdruck-CO2-Trenn- und -regeneriersystem mit einer Grundkonstruktion, die in 1 erläutert ist, geführt, so daß ein Säuregas absorbierendes Fluid CO2 unter den folgenden Testbedingungen absorbieren konnte, und danach wurde das Säuregas absorbierende Fluid durch Freisetzung von CO2 daraus regeneriert.
    • – Gasflußgeschwindigkeit: 0,12 m3N/h
    • – Fließgeschwindigkeit des absorbierenden Fluids: 4 liter/h
    • – CO2-Partialdruck im Absorptionsturm: 10,13 bar (10 ata)
    • – CO2-Partialdruck im Regenerierturm: 1,013 bar (1 ata)
    • – Temperatur des Regenerierturms: 40°C.
  • Folglich wurde gefunden, daß, wie in 7 gezeigt, ein starker regenerativer Effekt, wie er durch eine CO2-Gewinnung von 60% demonstriert wird, selbst bei einer relativ niedrigen Regenerierturmtemperatur von 40°C gezeigt wird und daß darüber hinaus ein sehr starker regenerativer Effekt bei höheren Regenerierturmtemperaturen erzielt wird, wie durch eine CO2-Gewinnung von 95% oder mehr bei 60°C und eine CO2-Gewinnung von 99% oder mehr bei 80°C demonstriert wird.
  • Kurze Beschreibung der Zeichnung
  • 1 ist eine schematische Erläuterung einer Form von CO2-Abtrennungs- und Gewinnungssystem unter Verwendung eines Säuregas-Absorbens mit starker regenerativer Kraft gemäß der vorliegenden Erfindung.
  • 2 ist eine grafische Darstellung, die Veränderungen des Dampfdruckes mit der Temperatur absorbierender Fluide zeigt.
  • 3 ist eine grafische Darstellung, die die Beziehung zwischen CO2-Partialdruck und Löslichkeit für ein (MDEA + MP) absorbierendes Fluid zeigt, in Übereinstimmung mit der vorliegenden Erfindung.
  • 4 ist eine grafische Darstellung, die die Beziehung zwischen CO2-Partialdruck und Löslichkeit für ein (MDEA + P) absorbierendes Fluid zeigt, welches als ein Vergleichsbeispiel herangezogen wurde.
  • 5 ist eine grafische Darstellung, die die Beziehung zwischen der Regenerierturmtemperatur und dem Unterschied der CO2-Beladung zeigt.
  • 6 ist eine grafische Darstellung, die die Beziehung zwischen der CO2-Absorptionszeit und der CO2-Konzentration in dem absorbierenden Fluid zeigt.
  • 7 ist eine grafische Darstellung, die die Beziehung zwischen der Regenerierturmtemperatur und der CO2-Gewinnung zeigt.
  • 8 ist eine grafische Darstellung, die die Verhältnisse des Gesamtkapazitätskoeffizienten (KGa) auf Gasbasis zeigt, und
  • 9 ist eine grafische Darstellung, die Veränderungen der hitzebeständigen Salzkonzentration in dem absorbierenden Fluid mit der Zeit zeigt.
  • Beste Arbeitsweise zur Ausführung der Erfindung
  • Nun wird nachfolgend unter Bezugnahme auf 1 eine Form von CO2-Abtrenn- und Gewinnungssystem, in welchem ein Säuregas absorbierendes Fluid ein Säuregas absorbieren darf und danach das Säuregas absorbierende Fluid in einem Regenerierturm regeneriert wird, indem das Säuregas daraus gemäß der vorliegenden Erfindung freigesetzt wird, beschrieben.
  • In 1 wird ein Verbrennungsabgas in einen Absorptionsturm 1 über einen CO2-haltigen Gaseinlaß 4 eingeführt. In dem mit Packung versehenen Bereich 2 wird das in den Absorptionsturm 1 gepreßte Gas in Gegenstromkontakt mit einem absorbierenden Fluid gebracht, welches Methyldiethanolamin und ein (niedermolekulares Alkyl)-Piperazin in vorbestimmten Konzentrationen enthält und aus einer Düse 7 zugeführt wird. So wird das in dem Gas enthaltene CO2 durch Absorption in das absorbierende Fluid entfernt, und das resultierende Gas wird durch einen CO2-freien Gasauslaß 5 abgenommen. Das absorbierende Fluid, das dem Absorptionsturm 1 zugeführt wird, läßt man darin CO2 absorbieren, welches durch einen Wärmetauscher 14 geführt, in einem Erhitzer 8 erwärmt und dann in einen Regenerierturm 15 eingeführt wird.
  • In dem Regenerierturm 15 fließt das absorbierende Fluid abwärts von der Düse 16 durch den Packungsbereich 17. Während dieses Verfahrens wird CO2 aus dem absorbierenden Fluid freigesetzt, um es zu regenerieren. Das regenerierte absorbierende Fluid geht durch den Wärmetauscher 14 und einen Kühler für absorbierendes Fluid 26 mit Hilfe einer Pumpe 9 und kehrt durch einen Einlaß 6 für absorbierendes Fluid zu dem Absorptionsturm 1 zurück.
  • In dem oberen Teil des Regenerierturms 15 wird das von dem absorbierenden Fluid abgetrennte CO2 in Berührung mit zirkulierendem Wasser gebracht, das von einer Düse 18 an geliefert und in einem Regenerierturmrückflußkondensator 23 gekühlt wird. Dann wird in einer Zirkulationstrommel 21 das CO2 von zirkulierendem Wasser getrennt, das durch die Kondensation von Wasserdampf erhalten wird, welcher von dem CO2 mitgerissen und in eine CO2-Gewinnungsstufe über eine Leitung 22 für gewonnenes CO2 eingespeist wird. Das zirkulierende Wasser wird an den Regenerierturm 15 mit Hilfe einer zirkulierenden Wasserpumpe 20 abgegeben.
  • Es ist zu verstehen, daß diese Systemform lediglich zum Zwecke einer Erklärung einer Ausführung der vorliegenden Erfindung dient, und einige Zubehörgeräte sind weggelassen.
  • Nun werden nachfolgend die Ergebnisse von Leistungsversuchen beschrieben, die durchgeführt wurden, um verschiedene Eigenschaften eines Gas absorbierenden Fluids zu prüfen, das gemäß der vorliegenden Erfindung regeneriert werden soll.
  • Als das Säuregas absorbierende Fluid, das gemäß der vorliegenden Erfindung regeneriert werden soll, wurde eine wäßrige Lösung hergestellt, die 45 Gew.-% Methyldiethanolamin und 30 Gew.-% 2-Methylpiperazin enthielt. Zusätzlich wurde als ein Vergleichsbeispiel in diesen Leistungsversuchen eine wäßrige Lösung hergestellt, die 45 Gew.-% Methyldiethylenamin und 3 Gew.-% Piperazin enthielt. Dieses absorbierende Fluid (oder Absorbens) wurde zu einem Vergleichsbeispiel verwendet, da es kürzlich zum Zwecke eines Absorbierens von CO2 aus Rauchgas unter Druck verwendet wurde.
  • Die Ergebnisse verschiedener Leistungsversuche auf das absorbierende Fluid, das gemäß der vorliegenden Erfindung regeneriert werden soll, und das absorbierende Fluid, das als Vergleichsbeispiel herangezogen wurde, sind nachfolgend gezeigt.
  • Korrodierende Eigenschaft eines jeden absorbierenden Fluids
  • Die korrodierende Eigenschaft eines jeden absorbierenden Fluids wurde geprüft. Eine Probe mit Abmessungen von 30,0 mm × 19,9 mm × 3,0 mm und mit Löchern eines Durchmessers von 3,0 mm wurde aus SS41 (Kohlenstoffstahl) hergestellt, jeweils in einem absorbierenden Fluid unter einem CO2-Druck von 0,8 at angeordnet und 94 Stunden auf 60°C gehalten. Die so erhaltenen Ergebnisse sind in Tabelle 1 gezeigt.
  • Tabelle 1
    Figure 00050001
  • Aus den Ergebnissen, die in der Tabelle 1 gezeigt sind, sieht man, daß in bezug auf die korrodierende Eigenschaft das absorbierende Fluid, das gemäß der vorliegenden Erfindung regeneriert werden soll, einen Vergleich mit dem herkömmlich verwendeten (MDEA + P) absorbierenden Fluid standhält.
  • Dampfdruck von jedem absorbierenden Fluid
  • Veränderungen des Dampfdruckes mit der Temperatur eines jeden absorbierenden Fluids wurden geprüft. Die so erhaltenen Ergebnisse sind in 2 gezeigt. Es gibt keinen wesentlichen Unterschied zwischen dem herkömmlich verwendeten (MDEA + P) absorbierenden Fluid und dem absorbierenden Fluid gemäß der vorliegenden Erfindung.
  • Beziehung zwischen CO2-Partialdruck und Löslichkeit
  • Die Relation zwischen dem CO2-Partialdruck und der Löslichkeit eines jeden absorbierenden Fluids wurde geprüft durch variierende Temperatur. Die mit dem absorbierenden Fluid, das gemäß der vorliegenden Erfindung regeneriert werden soll, erhaltenen Ergebnisse sind in 3 gezeigt, und die mit dem Vergleichsbeispiel erhaltenen Ergebnisse sind in 4 gezeigt. Beide absorbierenden Fluide sind auch in dieser Eigenschaft äquivalent.
  • Beziehung zwischen der Regenerierturmtemperatur und den CO2-Beladungsunterschieden
  • Durch Variieren der Temperatur des Regenerierturmes wurde die Beziehung zwischen der Regenerierungsturmtemperatur und dem CO2-Beladungsunterschied in bezug auf jedes absorbierende Fluid geprüft. Der Begriff „Beladungsunterschied" bezeichnet die Differenz zwischen der CO2-Menge, die in dem absorbierenden Fluid am Auslaß des CO2-Absorbierturmes enthalten ist, und der CO2-Menge, die in dem durch Abtrennen von CO2 in dem Regenerierturm regenerierten absorbierenden Fluid enthalten ist. Die Relation zwischen der Regenerierturmtemperatur und dem CO2-Beladungsunterschied ist in 5 gezeigt. Wie in den 2, 3, 4 und 5 sind beide absorbierende Flüssigkeiten auch hinsichtlich dieser physikalischen Eigenschaft äquivalent.
  • Als nächstes wurde ein grundlegender CO2-Absorptionstest durchgeführt, um zu bestimmen, daß das absorbierende Fluid, das nach der vorliegenden Erfindung regeneriert werden soll, höhere CO2-absorbierende Kraft als das herkömmlich verwendete Säuregas absorbierende Fluid hat, wenn es als ein Säuregas absorbierendes Fluid verwendet wird.
  • Test bezüglich CO2-Absorptionsgeschwindigkeit
  • In bezug auf die CO2-Absorptionsstärke wurde die Beziehung zwischen der CO2-Absorptionszeit und der CO2-Konzentration in dem absorbierenden Fluid geprüft.
  • In diesem Test wurde eine Testapparatur für die Messung des Gas-Flüssigkeits-Gleichgewichts verwendet. Jedes absorbierende Fluid wurde in einen Behälter für absorbierendes Fluid angeordnet, und CO2 wurde auf solche Weise zugeführt, daß ein Gesamtdruck von 10,13 bar (10 ata) aufrecht erhalten wurde. Proben des Fluids wurden periodisch abgenommen und analysiert, um die CO2-Menge zu bestimmen, die in dem Fluid gelöst war, und dadurch die CO2-Auflösungsgeschwindigkeit des absorbierenden Fluids zu bewerten. Die Temperatur des Behälters für absorbierendes Fluid wurde auf 40°C gehalten. Außerdem wurde ein Gas, das vollständig aus CO2 bestand, mit einer Beschickungsgeschwindigkeit von 0,92 l N/min zugeführt. Während der Reaktion wurde der Behälter für absorbierendes Fluid mit 300 U/min gerührt, und die Menge von zugegebenem, absorbierendem Fluid war 625 g.
  • Die so erhaltenen Ergebnisse sind in 6 gezeigt. Es ist ersichtlich aus dieser Figur, daß das (MDEA + MP) absorbierende Fluid gemäß der vorliegenden Erfindung eine ausgezeichnete Absorptionsgeschwindigkeit hat.
  • Wie oben beschrieben, kann man sehen, daß, wenn man mit dem herkömmlich verwendeten absorbierenden Fluid vergleicht, das Säuregas absorbierende Fluid, das gemäß der vorliegenden Erfindung regeneriert werden soll, in den Grundeigenschaften äquivalent ist und bezüglich der CO2-Absorptionsgeschwindigkeit ausgezeichneter ist.
  • Als nächstes wurden CO2-Absorptions- und -Regeneriertests durchgeführt, um zu bestätigen, daß dieses Säuregas absorbierende Fluid mit ausgezeichneten Eigenschaften wirksam in der Absorption von CO2 und in dem Verfahren zur Regenerierung eines Säuregas absorbierenden Fluids ist.
  • CO2-Absorptions- und -Regeneriertests
  • In diesen Tests wurde ein CO2-Trenn- und -Regeneriertestsystem mit hohem Druck und mit einer Grundkonstruktion fast ähnlich derjenigen, die in 1 erläutert ist, vorgesehen. Ein simuliertes Abgas wurde durch Vermischen von Stickstoffgas, welches aus einem Stickstoffgaszylinder zugeführt wurde, mit CO2-Gas aus einem Kohlendioxidzylinder in geeigneten Mengenverhältnissen vermischt, und die Eigenschaften des Gases wurden sorgsam so gesteuert, daß sie konform mit experimentellen Bedingungen waren. Außerdem wurde ein Gasmeßgerät in der Abgabeleitung installiert. Schließlich wurde auch ein Thermostat zur Regulierung der Temperaturen des Kühlturmes und des Absorptionsturmes vorgesehen.
  • In den CO2-Absorptions- und -Regenerierversuchen wurde die Beziehung zwischen der Regenerierturmtemperatur und der CO2-Gewinnung geprüft, um zu bestätigen, daß die Regeneriermethode nach der vorliegenden Erfindung ein Säuregas absorbierendes Fluid wirksam regenerieren kann, selbst bei relativ niedriger Temperatur. Die Testbedingungen waren folgende:
    Gasflußgeschwindigkeit: 0,12 m3N/h.
    Fließgeschwindigkeit des absorbierenden Fluids: 4 l/h.
    CO2-Partialdruck im Absorptionsturm: 10,13 bar (10 ata).
    CO2-Partialdruck im Regenerierturm: 1,013 bar (1 ata).
    Regenerierturmtemperatur: 40°C.
  • Die so erhaltenen Ergebnisse sind in 7 gezeigt. Nach der Regeneriermethode der vorliegenden Erfindung zeigt das (MDEA + MP) absorbierende Fluid eine CO2-Gewinnung so hoch wie 60%, wenn die Temperatur des Regenerierturms 40°C ist. Außerdem überschreitet die CO2-Gewinnung 95% bei einer Regeneriertemperatur von 60°C oder darüber und erreicht 99% bei 80°C. So kann bestätigt werden, daß das Verfahren für die Regenerierung eines Säuregas absorbierenden Fluids gemäß der vorliegenden Erfindung das absorbierende Fluid wirksam ausnutzt. Außerdem kann durch 7 auch bestätigt werden, daß das (MDEA + MP) absorbierende Fluid viel bessere absorbierende Stärke und Regenerierstärke als das (MDEA + P) absorbierende Fluid hat.
  • In den CO2-Absorptions- und -regenerierversuchen wurde auch das Verhältnis des Gesamtkapazitätskoeffizienten (KGa) auf Gasbasis geprüft. Dieses KGa-Verhältnis dient als ein Index für die absorbierende Stärke. Die so erhaltenen Ergebnisse sind in 8 gezeigt. Die Testbedingungen waren die gleichen wie jene, die in dem Test zur Prüfung der Beziehung zwischen der Regenerierturmtemperatur und der CO2-Gewinnung verwendet wurden, ausgenommen daß die Regenerierturmtemperatur auf 40°C fixiert wurde. So kann bestätigt werden, daß das (MDEA + MP) absorbierende Fluid gemäß der vorliegenden Erfindung eine Verbesserung von etwa 70% gegenüber dem (MDEA + P) absorbierenden Fluid zeigt.
  • Als nächstes wurden Veränderungen der Konzentration des hitzebeständigen Salzes mit der Zeit geprüft, um zu bestätigen, daß das absorbierende Fluid, das gemäß der vorliegenden Erfindung regeneriert wurde, stabilisierte Eigenschaften während der wiederholten Absorption und Abgabe von CO2 über einen langen Zeitraum behalten kann. Dieser Test liefert einen Index für die Verschlechterung des absorbierenden Fluids. Die so erhaltenen Ergebnisse sind in 9 gezeigt. Die Testbedingungen waren die gleichen wie jene, die in dem Test zur Prüfung der Beziehung zwischen der Regenerierungsturmtemperatur und der CO2-Gewinnung ausgenommen, daß die Regenerierungsturmtemperatur auf 60°C fixiert war. So wurde gefunden, daß das (MDEA + MP) absorbierende Fluid gemäß der vorliegenden Erfindung äquivalent zu dem (MDEA + P) absorbierenden Fluid ist.
  • Wenn die oben beschriebenen Testergebnisse zusammengenommen wurden, kann man sehen, daß das Verfahren zur Regenerierung eines Säuregas-Absorbens in Übereinstimmung mit der vorliegenden Erfindung wirksam ein Säuregas absorbierendes, Methyldiethanolamin und/oder (niedermolekulares Alkyl)-Piperazin enthaltendes Absorbens selbst bei einer relativ niedrigen Temperatur von 40°C regeneriert und noch viel wirksamer bei einer Temperatur von 60°C oder darüber regenerieren kann.

Claims (4)

  1. Verfahren zur Regenerierung eines Säuregas absorbierenden Fluids, bei dem man ein gasförmiges, ein Säuregas enthaltendes Gemisch in Berührung mit einem absorbierenden Fluid bringt, das Methyldiethanolamin und ein (niedermolekulares Alkyl)-Piperazin enthält, um so das Säuregas in dem absorbierenden Fluid zu absorbieren, und das absorbierende Fluid regeneriert, indem man das Säuregas aus dem absorbierenden Fluid in einem Regenerierturm freisetzt, wobei die Temperatur des Regenerierturmes bei 40 bis 80°C liegt.
  2. Verfahren nach Anspruch 1, bei dem das (niedermolekulares Alkyl)-Piperazin in einer Konzentration von 0,5 bis 7,5 Gew.-% vorliegt.
  3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, bei dem das Methyldiethanolamin in einer Konzentration von 20 bis 70 Gew.-% vorliegt.
  4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1, 2 oder 3, bei dem das regeneriertes Säuregas absorbierende Fluid eine Konzentration von hitzebeständigem Salz während der wiederholten Absorption und Freisetzung von CO2 über eine lange Zeitdauer hat.
DE69914447T 1998-04-06 1999-04-01 Verfahren zur wiedergewinnung von flüssigen absorbentien für säuredampf, die methyldiethandamine und alkylpiperazine enthalten Expired - Lifetime DE69914447T2 (de)

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