EA024132B1 - Абсорбент и способ абсорбции кислого газа из газовой смеси - Google Patents

Абсорбент и способ абсорбции кислого газа из газовой смеси Download PDF

Info

Publication number
EA024132B1
EA024132B1 EA201301357A EA201301357A EA024132B1 EA 024132 B1 EA024132 B1 EA 024132B1 EA 201301357 A EA201301357 A EA 201301357A EA 201301357 A EA201301357 A EA 201301357A EA 024132 B1 EA024132 B1 EA 024132B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
absorbent
absorption
gas
desorption
gas mixture
Prior art date
Application number
EA201301357A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201301357A1 (ru
Inventor
Йёрн Ролькер
Маттиас Зайлер
Рольф Шнайдер
Тибо Ленорман
Original Assignee
Эвоник Дегусса Гмбх
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 Эвоник Дегусса Гмбх filed Critical Эвоник Дегусса Гмбх
Publication of EA201301357A1 publication Critical patent/EA201301357A1/ru
Publication of EA024132B1 publication Critical patent/EA024132B1/ru

Links

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
    • 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
    • B01D53/14—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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • C10L3/104—Carbon dioxide
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J15/00—Arrangements of devices for treating smoke or fumes
    • F23J15/02—Arrangements of devices for treating smoke or fumes of purifiers, e.g. for removing noxious material
    • F23J15/04—Arrangements of devices for treating smoke or fumes of purifiers, e.g. for removing noxious material using washing fluids
    • 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
    • B01D2252/20436—Cyclic amines
    • B01D2252/20442—Cyclic amines containing a piperidine-ring
    • 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
    • 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
    • B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
    • B01D2256/16—Hydrogen
    • 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
    • B01D2256/20—Carbon monoxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/302—Sulfur oxides
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/306—Organic sulfur compounds, e.g. mercaptans
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/308—Carbonoxysulfide COS
    • 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
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2258/00—Sources of waste gases
    • B01D2258/05—Biogas
    • 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
    • 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
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/32—Direct CO2 mitigation

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

Описан абсорбент, содержащий воду, амин (А) формулы (I)в которой R обозначает н-алкильный остаток с 1-4 атомами углерода, и алканоламин (Б), который представляет собой третичный амин либо стерически затрудненный первичный или вторичный амин и обладающий высокой поглотительной способностью в отношении COпри одновременно высокой скорости абсорбции. Подобный абсорбент позволяет при абсорбции кислых газов из газовой смеси даже без добавления растворителя исключить свое разделение на две жидкие фазы или выпадение в осадок твердого вещества при абсорбции COи при своей регенерации.

Description

Настоящее изобретение относится к абсорбенту и к способу абсорбции кислого газа, прежде всего СО2, из газовой смеси.
В многочисленных промышленных и химических процессах образуются газовые потоки с нежелательным содержанием в них кислых газов, прежде всего СО2, содержание которых для последующей переработки, для транспорта или для предотвращения выброса СО2 требуется снижать.
В промышленном масштабе для абсорбции СО2 из газовой смеси обычно используют водные растворы алканоламинов в качестве абсорбента. Насыщенный абсорбент регенерируют путем нагревания, расширения (дросселирования) до меньшего давления или десорбционной обработки газом с десорбцией при этом диоксида углерода. По завершении процесса регенерации абсорбента его можно использовать вновь. Подобные методы описаны, например, у Ко1кег 1., АгП в статье ЛЫгеиииид νοη Κοίιΐοηύίοχίύ аик Каисйдакеп тЮеП АЪкогрйоп, опубликованной в СНепйе 1пдетеиг Тесйтк, 78, 2006, сс. 416-424, а также у Кой1 Л.Ь., №е1кеп К.В. в Оак Рипйсайоп, 5-е изд., изд-во Ои1Г РиЪНкЫпд, ΗοιίδΙοη. 1997.
Однако недостаток таких методов состоит в том, что для отделения СО2 путем абсорбции и последующей десорбции требуется сравнительно большое количество энергии и что при десорбции вновь десорбируется только часть абсорбированного СО2, в связи с чем в одном цикле абсорбции-десорбции поглотительной способности абсорбента оказывается не достаточно.
В И8 7419646 описан способ нейтрализации отходящих газов, предусматривающий применение абсорбента, который при абсорбции кислого газа образует две разделяемые фазы. В качестве реакционноспособного соединения для абсорбции кислого газа в колонке 6 указанного патента, помимо прочего, упоминается 4-амино-2,2,6,6-тетраметилпиперидин. Недостаток этого известного из υδ 7419646 способа состоит в необходимости использовать дополнительные аппараты для разделения двух образующихся при абсорбции фаз.
В И8 2009/0199709 описан аналогичный способ, при осуществлении которого после абсорбции кислого газа путем нагрева насыщенного им абсорбента образуют две отделяемые одна от другой фазы и разделяют их друг от друга. В данном случае в качестве реакционноспособного соединения, пригодного для абсорбции кислого газа, также упоминается 4-амино-2,2,6,6-тетраметилпиперидин.
В РК 2900841 и υδ 2007/0286783 описаны способы нейтрализации отходящих газов, заключающиеся в отделении прореагировавшего с СО2 реакционноспособного соединения от насыщенного абсорбента путем экстракции. В качестве реакционноспособного соединения для абсорбции кислого газа, помимо прочего, упоминается 4-амино-2,2,6,6-тетраметилпиперидин.
В \УО 2010/089257 описан абсорбент, используемый для абсорбции СО2 из газовой смеси и содержащий воду и 4-амино-2,2,6,6-тетраметилпиперидин, при этом амин может быть алкилирован по 4аминогруппе. Однако при применении абсорбентов, которые в качестве поглощающего вещества содержат 4-амино-2,2,6,6-тетраметилпиперидин, при абсорбции СО2 легко происходит выпадение в осадок карбаматной соли. Для сохранения абсорбента однофазным и для достижения повышенной поглотительной способности в отношении СО2 в \УО 2010/089257 предлагается добавлять растворители, такие как сульфолан или ионные жидкости.
Исходя из вышеизложенного, продолжает сохраняться потребность в абсорбенте СО2, который обладал бы высокой поглотительной способностью в отношении СО2 при одновременно высокой скорости абсорбции и который даже без добавления растворителя исключал бы свое разделение на две жидкие фазы или выпадение в осадок твердого вещества при абсорбции СО2 и при своей регенерации.
При создании изобретения было установлено, что указанную задачу позволяет решить абсорбент, который содержит 4-амино-2,2,6,6-тетраметилпиперидин с н-алкильным заместителем у 4-аминогруппы, а также третичный либо стерически затрудненный первичный или вторичный алканоламин.
Объектом изобретения в соответствии с этим является абсорбент для абсорбции кислого газа из газовой смеси, содержащий воду, амин (А) формулы (I)
в которой К обозначает н-алкильный остаток с 1-4 атомами углерода, и алканоламин (Б), который представляет собой третичный амин либо стерически затрудненный первичный или вторичный амин.
Объектом изобретения является, кроме того, способ абсорбции кислого газа из газовой смеси путем ее введения в контакт с предлагаемым в изобретении абсорбентом.
Предлагаемый в изобретении абсорбент содержит воду и амин (А) формулы (I), где К обозначает налкильный остаток с 1-4 атомами углерода. В соответствии с этим К может представлять собой метильный, этильный, н-пропильный или н-бутильный остаток. В предпочтительном варианте К представляет собой н-пропильный или н-бутильный остаток, особенно предпочтительно н-бутильный остаток. Амины формулы (I) можно получать из стандартного, имеющегося в продаже триацетонамина путем гидроаминирования, т.е. взаимодействием триацетонамина с амином формулы КЫН2 и водородом в присутствии
- 1 024132 катализатора гидрирования.
Предлагаемый в изобретении абсорбент содержит, кроме того, алканоламин (Б), который представляет собой третичный амин либо стерически затрудненный первичный или вторичный амин. Под стерически затрудненным первичным амином согласно настоящему изобретению подразумевается первичный амин, у которого аминогруппа связана с третичным атомом углерода, т.е. с атомом углерода, с которым не связан атом водорода. Под стерически затрудненным вторичным амином согласно настоящему изобретению подразумевается вторичный амин, у которого аминогруппа связана со вторичным или третичным атомом углерода, т.е. с атомом углерода, с которым связан только один или не связан атом водорода.
К приемлемым алканоламинам (Б) с третичной аминогруппой относятся триэтаноламин, Νметилдиэтаноламин, НН-диметилэтаноламин. триизопропаноламин, Ν-метилдиизопропаноламин, Ν,Νдиметилизопропаноламин, Ν,Ν-диметиламиноэтоксиэтанол, Ν,Ν-6τκ-(3 -диметиламинопропил)-Нэтаноламин, Н-(3-диметиламинопропил)-Н,Н-диэтаноламин, НН-бис-(3-диметиламинопропил)-Низопропаноламин, Н-(3-диметиламинопропил)-Н,Н-диизопропаноламин, Ν-гидроксиэтилпиперидин, Νгидроксиэтилморфолин и Н,№-бис(гидроксиэтил)пиперазин. Предпочтительным среди таких алканоламинов (Б) с третичной аминогруппой является Ν-метилдиэтаноламин.
Приемлемые алканоламины (Б) со стерически затрудненной первичной или вторичной аминогруппой известны из И8 4094957, колонки 10-16. К предпочтительным алканоламинам (Б) со стерически затрудненной первичной аминогруппой относятся 2-амино-2-метил-1-пропанол, 2-амино-2-метил-1бутанол и 2-амино-2-метил-3-пентанол. Особенно предпочтителен 2-амино-2-метил-1-пропанол.
В предлагаемом в изобретении абсорбенте содержание аминов (А) формулы (I) преимущественно составляет от 5 до 50 мас.%, а содержание алканоламинов (Б) преимущественно составляет от 5 до 50 мас.%. В особенно предпочтительном варианте содержание аминов (А) формулы (I) составляет от 5 до 30 мас.%, а содержание алканоламинов (Б) преимущественно составляет от 5 до 30 мас.%. Общее содержание аминов (А) формулы (I) и алканоламинов (Б) в предлагаемом в изобретении абсорбенте преимущественно составляет от 10 до 60 мас.%, особенно предпочтительно от 10 до 45 мас.%, наиболее предпочтительно от 10 до 30 мас.%.
Предлагаемые в изобретении абсорбенты обладают высокой поглотительной способностью в отношении СО2, которая обычно выше той, которую можно ожидать у абсорбентов, содержащих только амин (А) формулы (I) или только алканоламин (Б). Одновременно с этим предлагаемые в изобретении абсорбенты проявляют достаточно высокую для технического применения скорость абсорбции. Помимо этого при применении предлагаемых в изобретении абсорбентов даже без добавления растворителя при абсорбции СО2 не наблюдается выпадение в осадок твердого вещества.
Предлагаемый в изобретении абсорбент дополнительно к воде, аминам (А) формулы (I) и алканоламинам (Б) может содержать еще один или несколько физических растворителей (В). На долю таких физических растворителей (В) может при этом приходиться до 50 мас.%. Для применения в качестве подобных физических растворителей (В) пригодны сульфолан, амиды алифатических кислот, такие как Νформилморфолин, Ν-ацетилморфолин, Ν-алкилпирролидоны, прежде всего Н-метил-2-пирролидон, или Ν-алкилпиперидоны, а также диэтиленгликоль, триэтиленгликоль и полиэтиленгликоли и их простые алкиловые эфиры, прежде всего монобутиловый эфир диэтиленгликоля. В предпочтительном варианте, однако, предлагаемый в изобретении абсорбент не содержит физический растворитель (В).
Предлагаемый в изобретении абсорбент может также содержать различного рода дополнительные добавки, такие как ингибиторы коррозии, способствующие смачиванию добавки и антивспениватели.
В качестве ингибиторов коррозии в составе предлагаемого в изобретении абсорбента можно использовать все те вещества, которые известны как пригодные для абсорбции СО2 с использованием алканоламинов ингибиторы коррозии, прежде всего ингибиторы коррозии, описанные в И8 4714597. Количество ингибиторов коррозии в предлагаемом в изобретении абсорбенте можно выбирать существенно ниже по сравнению с обычным, содержащим этаноламин абсорбентом, поскольку предлагаемые в изобретении абсорбенты оказывают явно меньшее коррозионное воздействие на металлические материалы, чем традиционно применяемые содержащие этаноламин абсорбенты.
В качестве способствующей смачиванию добавки в предпочтительном варианте используют неионогенные, амфотерные и катионактивные поверхностно-активные вещества (ПАВ), известные из \УО 2010/089257, со с. 11, строка 18 до с. 13, строка 7.
В качестве антивспенивателя в составе предлагаемого в изобретении абсорбента можно использовать все те вещества, которые известны как пригодные для абсорбции СО2 с использованием алканоламинов антивспениватели.
При осуществлении предлагаемого в изобретении способа абсорбции кислого газа из газовой смеси ее вводят в контакт с предлагаемым в изобретении абсорбентом.
Кислый газ может представлять собой, например, СО2, СО8, Н2§, СН3§Н или §О2. Газовая смесь может содержать и несколько таких кислых газов одновременно. В предпочтительном варианте газовая смесь содержит в качестве кислого газа СО2 и/или Н2§, особенно предпочтительно СО2.
Газовая смесь может представлять собой природный газ, метансодержащий биогаз из процесса ферментации, компостирования или очистки сточных вод, газообразные продукты сгорания, отходящие
- 2 024132 газы процессов кальцинирования, прокаливания или обжига, таких как процессы обжига извести и процессы производства цемента, остаточные газы доменных процессов в черной металлургии или газовую смесь, образующуюся в результате химического превращения, такую, например, как содержащий монооксид углерода и водород синтез-газ или газообразный продукт реакции, образующийся в процессах производства водорода путем конверсии с водяным паром. В предпочтительном варианте газовая смесь представляет собой синтез-газ, природный газ или газообразные продукты сгорания.
Г азовая смесь перед ее введением в контакт с абсорбентом в предпочтительном варианте содержит СО2 в количестве от 0,1 до 60 об.%, особенно предпочтительно от 1 до 40 об.%.
Для введения газовой смеси в контакт с абсорбентом при осуществлении предлагаемого в изобретении способа можно использовать все аппараты, пригодные для введения газовой фазы в контакт с жидкой фазой. Предпочтительно при этом использовать известные из уровня техники газопромыватели или абсорбционные колонны, например мембранные контакторы, центробежные скрубберы, струйные (газо)промыватели, скрубберы Вентури, динамические мокрые газопромыватели, колонны с насыпным слоем насадочных тел, насадочные колонны или тарельчатые колонны. Особенно предпочтительно применение абсорбционных колонн, работающих в противоточном режиме.
При осуществлении предлагаемого в изобретении способа процесс абсорбции кислого газа предпочтительно проводить при температуре абсорбента в пределах от 10 до 80°С, особенно предпочтительно от 20 до 60°С. При применении абсорбционной колонны, работающей в противоточном режиме, температура абсорбента в особенно предпочтительном варианте составляет от 30 до 60°С на входе в колонну и от 35 до 70°С на выходе из нее.
Процесс абсорбции кислого газа предпочтительно проводить при давлении газовой смеси в пределах от 0,5 до 90 бар, особенно предпочтительно от 0,9 до 30 бар. Для абсорбции СО2 давление газовой смеси предпочтительно выбирать таким, чтобы парциальное давление СО2 в газовой смеси до абсорбции составляло от 0,1 до 10 бар. Процесс абсорбции СО2 из синтез-газа предпочтительно проводить при давлении газовой смеси в пределах от 1 до 90 бар, особенно предпочтительно от 5 до 60 бар. Процесс абсорбции СО2 из природного газа предпочтительно проводить при давлении газовой смеси в пределах от 5 до 90 бар, особенно предпочтительно от 10 до 80 бар. Процесс абсорбции СО2 из газообразных продуктов сгорания во избежание необходимости их предварительного сжатия (компрессии) предпочтительно проводить при давлении газовой смеси в пределах от 0,8 до 1,5 бара, особенно предпочтительно от 0,9 до 1,1 бара.
В одном из предпочтительных вариантов осуществления предлагаемого в изобретении способа кислый газ представляет собой СО2, при этом абсорбированный абсорбентом СО2 вновь десорбируют путем повышения температуры и/или снижения давления и абсорбент после такой десорбции СО2 вновь используют для абсорбции СО2. Подобный циклический процесс абсорбции-десорбции позволяет полностью или частично отделять СО2 от газовой смеси и получать его отдельно от других компонентов газовой смеси.
Вместо повышения температуры или снижения давления либо дополнительно к повышению температуры и/или снижению давления десорбцию можно также проводить, подвергая абсорбент, насыщенный СО2, десорбционной обработке газом.
В том случае, когда при десорбции СО2 дополнительно удаляют также воду из абсорбента, к нему перед его повторным применением для абсорбции можно при необходимости добавлять воду для восполнения ее количества.
Для десорбции можно использовать все те аппараты, которые известны из уровня техники по их применению для десорбции газа из жидкости. Предпочтительно при этом проводить десорбцию в десорбционной колонне. Вместо этого десорбцию СО2 можно также проводить в одно- или многоступенчатом выпарном аппарате мгновенного вскипания.
Десорбцию предпочтительно проводить при температуре в пределах от 30 до 180°С. При десорбции путем повышения температуры десорбцию СО2 предпочтительно проводить при температуре абсорбента в пределах от 50 до 180°С, особенно предпочтительно от 80 до 150°С. Температура при десорбции предпочтительно должна при этом по меньшей мере на 20°С, а особенно предпочтительно по меньшей мере на 50°С превышать температуру при абсорбции.
При десорбции путем снижения давления десорбцию СО2 предпочтительно проводить при общем давлении в газовой фазе в пределах от 0,01 до 10 бар, прежде всего от 0,1 до 5 бар. Давление при десорбции предпочтительно должно при этом по меньшей мере на 1,5 бара, а особенно предпочтительно по меньшей мере на 4 бара быть ниже давления при абсорбции, а в наиболее предпочтительном варианте равно атмосферному давлению.
Поскольку предлагаемый в изобретении абсорбент обладает высокой поглотительной способностью в отношении СО2 при одновременно высокой скорости абсорбции и при осуществлении предлагаемого в изобретении способа представлен в виде гомогенного раствора, предлагаемый в изобретении способ может использоваться в простых по своей конструкции установках, которые известны из уровня техники по их применению в процессах мокрой газоочистки, соответственно абсорбционной очистки газов водными растворами этаноламина, и позволяет при этом достичь лучшей по сравнению с применением
- 3 024132 этаноламина эффективности абсорбции СО2. Одновременно с этим для десорбции СО2 требуется существенно меньшее по сравнению с применением этаноламина количество энергии.
В одном из предпочтительных вариантов осуществления предлагаемого в изобретении способа десорбцию проводят сначала путем снижения давления на одной или нескольких последовательных ступенях мгновенного испарения с последующей десорбционной обработкой инертным газом, таким, например, как воздух или азот, в десорбционной колонне. На последних ступенях мгновенного испарения давление можно снижать до величины в пределах от 1 до 5 бар, особенно предпочтительно от 1 до 2 бар. Десорбционную обработку газом в десорбционной колонне предпочтительно проводить при температуре абсорбента в пределах от 60 до 100°С. Использование в сочетании между собой мгновенного испарения и десорбционной обработки газом позволяет при малом расходе энергии добиться меньшего остаточного содержания СО2 в абсорбенте после десорбции. Благодаря этому удается сократить потребное количество абсорбента во всем процессе и снизить потребность в тепловой энергии для десорбции СО2.
Ниже изобретение поясняется на примерах, которые, однако, не ограничивает его объем.
Примеры
Исследовавшиеся абсорбенты представлены ниже в табл. 1.
Для определения степени насыщения абсорбента диоксидом углерода (СО2), разностной степени насыщения абсорбента диоксидом углерода и относительной скорости абсорбции 150 г абсорбента помещали в термостатируемую емкость с установленным на нее и охлажденным до 3°С обратным холодильником. После нагрева до 40°С, соответственно 100°С, через абсорбент пропускали газовую смесь, состоявшую из 14 об.% СО2, 80 об.% азота и 6 об.% кислорода и подаваемую через фритту на дне емкости с расходом 59 л/ч и с помощью СО2-анализатора по поглощению инфракрасного излучения определяли концентрацию СО2 в выходящем из обратного холодильника газовом потоке. Путем интегрирования разности между содержанием СО2 в подаваемом газовом потоке и содержанием СО2 в выходящем газовом потоке определяли абсорбированное количество СО2 и вычисляли степень насыщения абсорбента диоксидом углерода СО2 до равновесного состояния. Разностную степень насыщения диоксидом углерода вычисляли как разность между абсорбированными при 40°С и при 100°С количествами СО2. На основании наклона кривой концентрации СО2 в выходящем газовом потоке на участке, на котором концентрация возрастала с 1 до 12 об.%, определяли относительную скорость абсорбции СО2 в абсорбенте. Определенные таким путем значения равновесного насыщения при 40°С и при 100°С в молях СО2 на 1 моль амина, значения разностной степени насыщения диоксидом углерода (СО2) в молях СО2 на 1 кг абсорбента и значения относительной скорости абсорбции СО2, вычисленной в пересчете на принятую в примере 1 за 100% скорость абсорбции, приведены в табл. 1.
При использовании предлагаемых в изобретении абсорбентов достигается лучшая разностная степень насыщения диоксидом углерода, чем та, которая ожидается при присутствии обоих аминов и при присущей им разностной степени насыщения диоксидом углерода. У АМП-содержащих абсорбентов наблюдается даже явно лучшая разностная степень насыщения диоксидом углерода, чем при применении отдельных аминов. Не соответствующие же изобретению абсорбенты из примеров 5, 9 и 13, которые дополнительно к амину (А) формулы (I) содержат этаноламин, представляющий собой первичный, не стерически затрудненный алканоламин, проявляют худшую разностную степень насыщения диоксидом углерода, чем та, которая ожидается при присутствии обоих аминов и при присущей им разностной степени насыщения диоксидом углерода.
Таблица 1
Пример 1* 2* 3* 4* 5* 6 7 8* 9* 10 11 12* 13* 14 15
Относительное содержание в мас.%
Вода 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70
МЭА 30 0 0 0 20 0 0 0 20 0 0 0 20 0 0
МДЭА 0 30 0 0 0 20 0 0 0 20 0 0 0 20 0
АМП 0 0 30 0 0 0 20 0 0 0 20 0 0 0 20
Ме-ТМП 0 0 0 30 10 10 10 0 0 0 0 0 0 0 0
Рг-ТМП 0 0 0 0 0 0 0 30 10 10 10 0 0 0 0
Ви-ТМП 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 30 10 10 10
Степень насыщения при 40°С в моль/моль 0,45 0,38 0,55 ♦ * 0,68 0,76 0,96 1,53 0,73 0,70 0,89 1,38 0,75 0,69 0,84
Степень насыщения при 100°Св моль/моль 0,22 0,05 0,09 ♦♦ 0,43 0,20 0,23 0,39 0,44 0,14 0,16 0,20 0,44 0,13 0,18
Разностная степень насыщения диоксидом углерода в молях/кг 1,15 0,83 1,55 0,96 1,27 2,08 1,71 1,09 1,22 1,99 1,66 1,16 1,21 1,80
Относительная скорость абсорбции в % 100 3 31 ♦ * 75 58 31 41 94 79 55 50 116 57 44
- 4 024132
Примечание:
* не соответствует изобретению, ** при пропускании газа выпадало в осадок твердое вещество,
МЭА: (моно)этаноламин,
МДЭА: Ν-метилдиэтаноламин,
АМП: 2-амино-2-метил-1-пропанол,
Ме-ТМП: 4 -метиламино -2,2,6,6-тетраметилпиперидин,
Рг-ТМП: 4 -(н-пропиламино) -2,2,6,6 -тетраметилпиперидин,
Ви-ТМП: 4-(н-бутиламино)-2,2,6,6-тетраметилпиперидин.
Для абсорбентов из примеров 4-15 определяли, кроме того, температуру, при которой при нагревании начинается (самопроизвольное) разделение абсорбента, насыщенного диоксидом углерода, и абсорбента без СО2 на компоненты. Для насыщения диоксидом углерода абсорбент до закрывания стеклянной емкости насыщали чистым СО2 при давлении 1 бар и при температуре 20°С. Затем абсорбент в закрытой, герметичной стеклянной емкости медленно нагревали до тех пор, пока не становилось заметным помутнение или разделение на две жидкие фазы. Определенные таким путем значения температуры разделения абсорбента на компоненты приведены в табл. 2. Знак >, стоящий перед некоторыми указанными в таблице значениями, означает, что при нагревании вплоть до данной температуры не происходило разделение абсорбента на компоненты и что эксперимент прекращали по соображениям безопасности при указанной температуре.
Данные в табл. 2 свидетельствуют о том, что у предлагаемых в изобретении абсорбентов в сравнении с абсорбентами, содержащими только амин (А) формулы (1), их разделение на компоненты происходит при явно более высоких температурах, а также не наблюдается выпадение в осадок твердого вещества при их насыщении диоксидом углерода.
Таблица 2
Пример Температура разделения насыщенного СО, абсорбента на компоненты в °С Температура разделения абсорбента без СО2 на компоненты в °С
4* * * >120
5* >120 >120
6 >120 >120
7 >120 >120
8* ** 70
9* >120 >120
10 >110 100
11 >110 100
12* 90 45
13* >125 82
14 >125 75
15 112 95
Примечание:
* не соответствует изобретению, ** при насыщении диоксидом углерода выпадало в осадок твердое вещество.

Claims (14)

1. Абсорбент для абсорбции кислого газа из газовой смеси, содержащий воду, амин (А) формулы (I) в которой К обозначает н-алкильный остаток с 1-4 атомами углерода, и алканоламин (Б), который представляет собой третичный амин или стерически затрудненный первичный амин, у которого аминогруппа связана с третичным атомом углерода, или стерически затрудненный вторичный амин, у которого аминогруппа связана со вторичным или третичным атомом углерода.
2. Абсорбент по п.1, отличающийся тем, что алканоламин (Б) представляет собой Νметилдиэтаноламин.
3. Абсорбент по п.1, отличающийся тем, что алканоламин (Б) представляет собой 2-амино-2-метил1-пропанол.
4. Абсорбент по одному из пп.1-3, отличающийся тем, что в формуле (I) К представляет собой нпропильный остаток или н-бутильный остаток.
5. Абсорбент по одному из пп.1-4, отличающийся тем, что содержание аминов (А) формулы (I) составляет от 5 до 50 мас.%, а содержание алканоламинов (Б) составляет от 5 до 50 мас.%.
- 5 024132
6. Абсорбент по одному из пп.1-5, отличающийся тем, что общее содержание аминов (А) формулы (I) и алканоламинов (Б) составляет от 10 до 60 мас.%.
7. Способ абсорбции кислого газа из газовой смеси путем ее введения в контакт с абсорбентом по одному из пп.1-6.
8. Способ по п.7, отличающийся тем, что в качестве газовой смеси используют синтез-газ, природный газ или газообразные продукты сгорания.
9. Способ по п.7 или 8, отличающийся тем, что газовую смесь вводят в контакт с абсорбентом при давлении в пределах от 0,5 до 90 бар.
10. Способ по одному из пп.7-9, отличающийся тем, что в качестве кислого газа абсорбируют СО2.
11. Способ по п.10, отличающийся тем, что используют газовую смесь с начальным содержанием в ней СО2 в пределах от 0,1 до 60 об.%.
12. Способ по п.10 или 11, отличающийся тем, что абсорбированный абсорбентом СО2 вновь десорбируют путем повышения температуры и/или снижения давления и абсорбент после такой десорбции СО2 вновь используют для абсорбции СО2.
13. Способ по п.12, отличающийся тем, что абсорбцию проводят при температуре в пределах от 10 до 80°С, а десорбцию проводят при температуре в пределах от 30 до 180°С.
14. Способ по п.12 или 13, отличающийся тем, что насыщенный СО2 абсорбент для десорбции подвергают десорбционной обработке инертным газом.
EA201301357A 2011-06-10 2012-05-25 Абсорбент и способ абсорбции кислого газа из газовой смеси EA024132B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP11169492A EP2532412A1 (de) 2011-06-10 2011-06-10 Absorptionsmedium und Verfahren zur Absorption eines sauren Gases aus einer Gasmischung
PCT/EP2012/059824 WO2012168095A1 (de) 2011-06-10 2012-05-25 Absorptionsmedium und verfahren zur absorption eines sauren gases aus einer gasmischung

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201301357A1 EA201301357A1 (ru) 2014-05-30
EA024132B1 true EA024132B1 (ru) 2016-08-31

Family

ID=44840510

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201301357A EA024132B1 (ru) 2011-06-10 2012-05-25 Абсорбент и способ абсорбции кислого газа из газовой смеси

Country Status (14)

Country Link
US (1) US20140090558A1 (ru)
EP (2) EP2532412A1 (ru)
CN (1) CN103635247B (ru)
AU (1) AU2012266660B2 (ru)
CA (1) CA2838932C (ru)
EA (1) EA024132B1 (ru)
ES (1) ES2550520T3 (ru)
HU (1) HUE025827T2 (ru)
MA (1) MA35161B1 (ru)
MY (1) MY161687A (ru)
PL (1) PL2717995T3 (ru)
TN (1) TN2013000416A1 (ru)
WO (1) WO2012168095A1 (ru)
ZA (1) ZA201309256B (ru)

Families Citing this family (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2087930A1 (de) 2008-02-05 2009-08-12 Evonik Degussa GmbH Verfahren zur Absorption eines flüchtigen Stoffes in einem flüssigen Absorptionsmittel
DE102009000543A1 (de) 2009-02-02 2010-08-12 Evonik Degussa Gmbh Verfahren, Absorptionsmedien und Vorrichtung zur Absorption von CO2 aus Gasmischungen
WO2013072147A1 (de) 2011-11-14 2013-05-23 Evonik Degussa Gmbh Verfahren und vorrichtung zur abtrennung von sauren gasen aus einer gasmischung
DE102012200907A1 (de) 2012-01-23 2013-07-25 Evonik Industries Ag Verfahren und Absorptionsmedium zur Absorption von CO2 aus einer Gasmischung
DE102012207509A1 (de) 2012-05-07 2013-11-07 Evonik Degussa Gmbh Verfahren zur Absorption von CO2 aus einer Gasmischung
EP3148678A4 (en) * 2014-06-02 2018-04-25 Board of Regents, The University of Texas System Thermally stable amines for co2 capture
CN104190210A (zh) * 2014-08-26 2014-12-10 中国船舶重工集团公司第七一八研究所 一种复合有机醇胺二氧化碳吸收剂
DE102015212749A1 (de) 2015-07-08 2017-01-12 Evonik Degussa Gmbh Verfahren zur Entfeuchtung von feuchten Gasgemischen
JP6843846B2 (ja) 2015-09-29 2021-03-17 ビーエイエスエフ・ソシエタス・エウロパエアＢａｓｆ Ｓｅ 硫化水素を選択的に除去するための環状アミン
SG11201801360PA (en) * 2015-09-29 2018-04-27 Basf Se Absorbent for the selective removal of hydrogen sulfide
DE102016204928A1 (de) 2016-03-24 2017-09-28 Evonik Degussa Gmbh Verfahren, Absorptionsmedien zur Absorption von CO2 aus Gasmischungen
DE102016210484A1 (de) 2016-06-14 2017-12-14 Evonik Degussa Gmbh Verfahren zur Entfeuchtung von feuchten Gasgemischen
EP3257568B1 (de) 2016-06-14 2019-09-18 Evonik Degussa GmbH Verfahren zur entfeuchtung von feuchten gasgemischen mit ionischen flüssigkeiten
DE102016210483A1 (de) 2016-06-14 2017-12-14 Evonik Degussa Gmbh Verfahren und Absorptionsmittel zur Entfeuchtung von feuchten Gasgemischen
EP3257843A1 (en) 2016-06-14 2017-12-20 Evonik Degussa GmbH Method of preparing a high purity imidazolium salt
DE102016210481B3 (de) 2016-06-14 2017-06-08 Evonik Degussa Gmbh Verfahren zum Reinigen einer ionischen Flüssigkeit
DE102016210478A1 (de) 2016-06-14 2017-12-14 Evonik Degussa Gmbh Verfahren zur Entfeuchtung von feuchten Gasgemischen
CN109513313A (zh) * 2017-09-20 2019-03-26 中国石油化工股份有限公司 一种二氧化碳捕集溶剂的低温催化再生方法

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4112051A (en) * 1975-06-26 1978-09-05 Exxon Research & Engineering Co. Process and amine-solvent absorbent for removing acidic gases from gaseous mixtures
EP1582250A2 (de) * 2004-03-09 2005-10-05 Basf Aktiengesellschaft Absorptionsmittel mit verbesserter Oxidationsbeständigkeit und Verfahren zum Entsäuern von Fluidströmen

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4094957A (en) 1976-12-14 1978-06-13 Exxon Research & Engineering Co. Process for removing acid gases with hindered amines and amino acids
US4714597A (en) 1986-06-26 1987-12-22 Hylsa, S.A. Corrosion inhibitor for CO2 absorption process using alkanolamines
FR2877858B1 (fr) 2004-11-12 2007-01-12 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un gaz avec une solution absorbante a regeneration fractionnee
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.
FR2900841B1 (fr) 2006-05-10 2008-07-04 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification avec extraction des composes reactifs
FR2900842B1 (fr) 2006-05-10 2009-01-23 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un effluent gazeux avec extraction des produits a regenerer
AU2009264389B2 (en) * 2008-06-23 2014-05-29 Basf Se Absorption medium and method for removing sour gases from fluid streams, in particular from flue gases
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
DE102009000543A1 (de) 2009-02-02 2010-08-12 Evonik Degussa Gmbh Verfahren, Absorptionsmedien und Vorrichtung zur Absorption von CO2 aus Gasmischungen

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4112051A (en) * 1975-06-26 1978-09-05 Exxon Research & Engineering Co. Process and amine-solvent absorbent for removing acidic gases from gaseous mixtures
EP1582250A2 (de) * 2004-03-09 2005-10-05 Basf Aktiengesellschaft Absorptionsmittel mit verbesserter Oxidationsbeständigkeit und Verfahren zum Entsäuern von Fluidströmen

Also Published As

Publication number Publication date
CA2838932C (en) 2015-12-01
TN2013000416A1 (en) 2015-03-30
WO2012168095A1 (de) 2012-12-13
ZA201309256B (en) 2014-08-27
HUE025827T2 (en) 2016-04-28
AU2012266660A1 (en) 2013-10-24
EP2717995B1 (de) 2015-08-05
EP2532412A1 (de) 2012-12-12
US20140090558A1 (en) 2014-04-03
ES2550520T3 (es) 2015-11-10
AU2012266660B2 (en) 2016-07-07
PL2717995T3 (pl) 2015-12-31
EA201301357A1 (ru) 2014-05-30
NZ616256A (en) 2015-04-24
MA35161B1 (fr) 2014-06-02
MY161687A (en) 2017-05-15
CN103635247B (zh) 2015-11-25
EP2717995A1 (de) 2014-04-16
CA2838932A1 (en) 2012-12-13
CN103635247A (zh) 2014-03-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA024132B1 (ru) Абсорбент и способ абсорбции кислого газа из газовой смеси
UA111789C2 (uk) СПОСІБ АБСОРБЦІЇ CO<sub>2</sub> ІЗ ГАЗОВОЇ СУМІШІ
US9878285B2 (en) Method and absorption medium for absorbing CO2 from a gas mixture
RU2534098C2 (ru) Абсорбция со2 из газовых смесей водным раствором 4-амино-2,2,6,6-тетраметилпиперидина
EP2804690B1 (de) Verfahren zur absorption von co2 aus einer gasmischung mit einem amine enthaltenden absorptionsmedium
EA025928B1 (ru) Способ и устройство для отделения кислых газов от газовой смеси
EP2928581B1 (de) Verfahren zur absorption von co2 aus einer gasmischung mit wässeriger lösung eines diamins
CA2838927A1 (en) Method for absorption of co2 from a gas mixture
US20140120016A1 (en) Method for absorption of co2 from a gas mixture
EA024501B1 (ru) Аминсодержащий абсорбент и способ абсорбции кислых газов из газовых смесей
NZ616256B2 (en) Absorption medium and method for absorption of an acid gas from a gas mixture

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM BY

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AZ KZ KG TJ TM RU