EA024501B1 - Аминсодержащий абсорбент и способ абсорбции кислых газов из газовых смесей - Google Patents

Аминсодержащий абсорбент и способ абсорбции кислых газов из газовых смесей Download PDF

Info

Publication number
EA024501B1
EA024501B1 EA201300577A EA201300577A EA024501B1 EA 024501 B1 EA024501 B1 EA 024501B1 EA 201300577 A EA201300577 A EA 201300577A EA 201300577 A EA201300577 A EA 201300577A EA 024501 B1 EA024501 B1 EA 024501B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
absorbent
amine
gas
absorption
formula
Prior art date
Application number
EA201300577A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201300577A1 (ru
Inventor
Маттиас Зайлер
Рольф Шнайдер
Йёрн Ролькер
Даниель Дембковски
Манфред Нойманн
Даниель Виттхаут
Михаэль Койп
Фолькер Бреме
Мухаммад Ирфан
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 EA201300577A1 publication Critical patent/EA201300577A1/ru
Publication of EA024501B1 publication Critical patent/EA024501B1/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
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1475—Removing carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1425—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
    • B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C07—ORGANIC CHEMISTRY
    • C07D—HETEROCYCLIC COMPOUNDS
    • C07D211/00—Heterocyclic compounds containing hydrogenated pyridine rings, not condensed with other rings
    • C07D211/04—Heterocyclic compounds containing hydrogenated pyridine rings, not condensed with other rings with only hydrogen or carbon atoms directly attached to the ring nitrogen atom
    • C07D211/06—Heterocyclic compounds containing hydrogenated pyridine rings, not condensed with other rings with only hydrogen or carbon atoms directly attached to the ring nitrogen atom having no double bonds between ring members or between ring members and non-ring members
    • C07D211/36—Heterocyclic compounds containing hydrogenated pyridine rings, not condensed with other rings with only hydrogen or carbon atoms directly attached to the ring nitrogen atom having no double bonds between ring members or between ring members and non-ring members with hetero atoms or with carbon atoms having three bonds to hetero atoms with at the most one bond to halogen, e.g. ester or nitrile radicals, directly attached to ring carbon atoms
    • C07D211/56—Nitrogen atoms
    • C07D211/58—Nitrogen atoms attached in position 4
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K3/00—Materials not provided for elsewhere
    • 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
    • C10K1/002—Removal of contaminants
    • C10K1/003—Removal of contaminants of acid contaminants, e.g. acid gas removal
    • 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
    • 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
    • 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
    • B01D2252/10—Inorganic absorbents
    • B01D2252/103—Water
    • 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
    • B01D2252/20415—Tri- or polyamines
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20426—Secondary amines
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20431—Tertiary amines
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20436—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
    • B01D2252/50—Combinations of absorbents
    • B01D2252/502—Combinations of absorbents having two or more functionalities in the same molecule other than alkanolamine
    • 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
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/50—Carbon oxides
    • B01D2257/504—Carbon dioxide
    • 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
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/62—Carbon oxides
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
    • B01D53/77—Liquid phase processes
    • B01D53/78—Liquid phase processes with gas-liquid contact
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J2215/00—Preventing emissions
    • F23J2215/50—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 
    • F23J2219/00—Treatment devices
    • F23J2219/40—Sorption with wet devices, e.g. scrubbers
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
    • Y02A50/00—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE in human health protection, e.g. against extreme weather
    • Y02A50/20—Air quality improvement or preservation, e.g. vehicle emission control or emission reduction by using catalytic converters
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
    • 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
    • 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)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)

Abstract

В изобретении описан способ абсорбции COиз газовой смеси путем ее введения в контакт с абсорбентом, который содержит, по меньшей мере, воду в качестве растворителя и по меньшей мере один амин формулы (I)в которой Rобозначает алифатический остаток с 2-6 атомами углерода и по меньшей мере с одной аминогруппой, a Rобозначает водород, C-C-алкильную группу или остаток R.

Description

Настоящее изобретение относится к способу абсорбции кислых газов из газовой смеси, а также к абсорбентам (абсорбирующим средам) для осуществления этого способа.
В многочисленных промышленных и химических процессах образуются газовые потоки с нежелательным содержанием в них СО2 и/или иных кислых газов, содержание которых для последующей переработки или для транспорта требуется минимизировать, соответственно которые требуется полностью удалять для этих целей.
Под такими газовыми потоками подразумеваются, например, природный газ, синтез-газ из тяжелого нефтяного топлива, нефтезаводский газ, отходящий газ нефтеперегонных установок или потоки сжиженных углеводородов. СО2 и/или иные кислые газы могут присутствовать и в реакционных газах, образующихся при частичном окислении органических материалов, таких, например, как уголь или нефть. Присутствие СО2 и/или кислых газов часто нежелательно и в биогазах, которые могут образовываться из способных сбраживаться, содержащих биомассу отходов, таких, например, как осадок, образующийся при очистке сточных вод, биоотходы, пищевые остатки, местные удобрения (животноводческие стоки, навоз), части растений, а также выращиваемые энергетические культуры. Аналогичным образом обстоит дело с отходящими газами различных процессов сгорания, такими, например, как дымовые газы, образующиеся на топливно-энергетических установках или электростанциях. Содержание СО2 и/или кислых газов в таких разнообразных газовых потоках требуется минимизировать по различным причинам. Наряду с сокращением выбросов диоксида углерода, которые рассматриваются как главная причина возникновения так называемого парникового эффекта, кислые газы часто являются катализаторными ядами в последующих технологических процессах, способствуют коррозии или снижают теплотворную способность (например, природного газа). Еще один аспект заключается в том, что диоксид углерода требуется в качестве исходного продукта (эдукта) в некоторых технологических процессах.
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., Ατίΐ в статье АМтеиииид νοη ΚοΜθηάίοχίά аик Каисйдакеп шШеН АЪкотрйоп, опубликованной в СЬеш1е 1п§ешеит Тесйшк, 78, 2006, с. 416-424, а также у Кой1 А.Ь., №е1кеп К.В. в Сак РипйсаДоп, 5-е изд., изд-во Си1Г РиЪйкЫпд, НоикЮп. 1997.
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 доля используемого для абсорбции СО2 алканоламина мала. Помимо этого применяемые абсорбенты обладают высоким коррозионным действием и при абсорбции СО2 из кислородсодержащих газовых смесей подвержены нежелательной окислительной деструкции.
В υδ 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 ΌΌ 266799 описан способ очистки 4-амино-2,2,6,6-тетраметилпиперидина, для чего СО2 пропускают через раствор 4-амино-2,2,6,6-тетраметилпиперидина в воде и ацетоне и выпавшую в осадок соль вновь разлагают путем нагрева до температуры в пределах от 90 до 200°С на СО2 и 4-амино-2,2,6,6тетраметилпиперидин.
В \УО 2010/089257 описан абсорбент, используемый для абсорбции СО2 из газовой смеси и содержащий воду и, по меньшей мере, 4-(диалкиламино)-2,2,6,6-тетраметилпиперидин или 4-амино-2,2,6,6тетраметилпиперидин. Применение 4-амино-2,2,6,6-тетраметилпиперидина часто связано с тем недостатком, что основанные на его применении методы характеризуются пониженной разностной степенью насыщения абсорбента диоксидом углерода (т.е. разностью между степенью насыщения абсорбента диоксидом углерода после его абсорбции и степенью насыщения абсорбента диоксидом углерода после его десорбции), чем обусловлена необходимость перемещать в технологическом процессе увеличенный массопоток (массовый расход) абсорбента, а также вновь регенерировать его в десорбере.
В \УО 2009/156271 описан абсорбент для абсорбции кислых газов из потоков текучих сред, прежде всего из дымовых газов. Для этого такой абсорбент содержит олигоамин и первичный или вторичный алканоламин. К этому абсорбенту можно в качестве активатора добавлять 4-амино-2,2,6,6тетраметилпиперидин. Первичные амины обычно обладают высокой энтальпией абсорбции, чем обусловлена необходимость использования испарителей повышенной мощности при десорбции.
В \УО 2008/015217 описаны способ отделения СО2 от газовых смесей, а также соответствующее устройство для осуществления этого способа. В этих целях используют абсорбирующее средство по меньшей мере с одним вторичным амином и/или по меньшей мере одним третичным амином, при этом в качестве вторичного амина упоминается помимо прочего 2,2,6,6-тетраметилпиперидин. В данном случае
- 1 024501 также пониженной разностной степенью насыщения абсорбента диоксидом углерода обусловлена необходимость перемешать в технологическом процессе увеличенные массопотоки абсорбента, которые требуется также вновь регенерировать в десорбере. Помимо этого существует опасность возможного выпадения осадка после абсорбции.
В публикациях И8 2009/0199709, РК 2900841 и И8 2007/0286783 на имя 1и8Йи1 Ртапса18 би Ре1то1е описан абсорбент, который помимо прочего содержит в качестве амина 4-амино-2,2,6,6тетраметилпиперидин и/или 1,2,2,6,6-пентаметил-4-пиперидин. 4-Амино-2,2,6,6-тетраметилпиперидин можно также добавлять к абсорбенту в качестве активатора. В данном случае проявляются те же недостатки, которые уже указаны выше для известного из \УО 2010/089257 решения.
Исходя из вышеизложенного, в основу настоящего изобретения была положена задача разработать улучшенный и тем самым экономически более эффективный способ.
При создании изобретения неожиданно было установлено, что указанную задачу позволяет решить способ абсорбции кислых газов из газовой смеси путем ее ведения в контакт с абсорбентом, отличающийся тем, что абсорбент содержит амин (А) формулы (I). Предлагаемый в изобретении абсорбент отличается от применяемых при осуществлении известных из уровня техники способов своей улучшенной способностью связывать кислые газы, прежде всего СО2, благодаря чему в целом удается достичь повышенной разностной степени насыщения абсорбента диоксидом углерода. Благодаря этому появляется возможность использовать для осуществления предлагаемого в изобретении способа установки с меньшими размерами их конструктивных компонентов. Так, например, для осуществления предлагаемого в изобретении способа можно использовать насосы и емкости меньших размеров, а также трубопроводы и абсорбционные, соответственно десорбционные колонны меньшего диаметра.
Благодаря свойствам предлагаемого в изобретении абсорбента его можно также использовать в меньших количествах при осуществлении предлагаемого в изобретении способа. Тем самым появляется также возможность использования буферных емкостей меньших размеров. Применение абсорбента в меньших количествах позволяет также сократить расход энергии, поскольку для стадии десорбции требуется меньшее ее количество.
Помимо этого для отщепления абсорбированного СО2 затрачивается меньшее количество энергии, чем при осуществлении известных из уровня техники способов. Кроме того, полностью неожиданно наблюдался синергетический эффект при использовании абсорбента, который одновременно содержит амин (А) формулы (I) и амин (Б) формулы (III). Измеренная при этом разностная степень насыщения абсорбента диоксидом углерода превышает среднее арифметическое измеренных значений разностной степени насыщения абсорбента диоксидом углерода для абсорбентов, каждый из которых содержит только один из этих аминов.
Объектом изобретения в соответствии с этим является способ абсорбции кислого газа из газовой смеси путем ее введения в контакт с абсорбентом, отличающийся тем, что применяют абсорбент, который, по меньшей мере, содержит воду в качестве растворителя и по меньшей мере один амин (А) формулы (I)
в которой К1 обозначает алифатический остаток с 2-6 атомами углерода и с по меньшей мере одной аминогруппой;
К2 обозначает водород, С1-С4-алкильную группу или остаток К1.
Объектом изобретения является, кроме того, абсорбент, который содержит, по меньшей мере, воду в качестве растворителя и по меньшей мере один амин (А) формулы (I).
В предпочтительном варианте применяемый абсорбент содержит амин (А) формулы (I), где К2 обозначает водород.
В предпочтительном варианте применяемый абсорбент содержит амин (А) формулы (II)
в которой К3 обозначает водород или С1-С4-алкильную группу, предпочтительно водород или метильную группу, особенно предпочтительно метильную группу;
К4 обозначает С1-С4-алкильную группу, предпочтительно С1-С2-алкильную группу, особенно предпочтительно метильную группу;
п обозначает число от 2 до 4, предпочтительно 2 или 3, особенно предпочтительно 3.
В особенно предпочтительном варианте применяемый абсорбент содержит амин (А) формулы (II),
- 2 024501 где К3, К4 обозначают метил, а η обозначает 3.
Применяемый при осуществлении предлагаемого в изобретении способа абсорбент может наряду с амином (А) содержать еще один амин (Б) формулы (III)
в которой К5 обозначает С1-С6-алкильную группу, предпочтительно С3-С5-алкильную группу, особенно предпочтительно бутильную группу.
Алкильные группы могут быть согласно настоящему изобретению замещены или не замещены, а помимо этого С3-С6-алкильные группы могут быть линейными или разветвленными. Заместитель К5 в предпочтительном варианте не замещен, а более предпочтительно представляет собой незамещенную бутильную группу, особенно предпочтительно незамещенную н-бутильную группу.
Применяемый при осуществлении предлагаемого в изобретении способа абсорбент содержит, по меньшей мере, воду в качестве растворителя. Однако применяемый абсорбент может содержать и еще один физический растворитель (В). Связанное с этим преимущество состоит в дальнейшем повышении степени насыщения абсорбента кислыми газами при высоком парциальном давлении кислого газа, прежде всего СО2. Благодаря этому удается дополнительно снизить массопоток абсорбента. Одновременно с этим возможно проведение регенерации с меньшим расходом энергии, поскольку абсорбент можно регенерировать более не путем только термической регенерации, а вместо нее, соответственно дополнительно к ней и путем мгновенного испарения (снижение давления).
Выбор растворителя (В) и его содержание в применяемом абсорбенте определяются различными факторами, такими, например, как состав очищаемой газовой смеси (например, доли кислых компонентов, доля углеводородов), преобладающего парциального давления удаляемого кислого газа, например, СО2, а также спецификации, которым должен удовлетворять очищенный предлагаемым в изобретении способом газ.
В одном из особых вариантов осуществления предлагаемого в изобретении способа содержание растворителя (В) составляет в пересчете на применяемый абсорбент от 20 до 40 мас.%. Этот вариант наиболее пригоден для применения при особо высоком парциальном давлении кислого газа, преимущественно составляющем по меньшей мере 20 бар, и при предъявлении также высоких требований к очищенному газу, преимущественно в том случае, когда парциальное давление кислого газа в очищенном газе должно составлять максимум 10 мбар. Благодаря этому возможно дальнейшее повышение степени насыщения абсорбента кислыми газами, что в свою очередь приводит к дальнейшему сокращению массопотоков абсорбента. На долю амина (А) в предпочтительном варианте приходится от 10 до 25 мас.%, а на долю амина (Б) - от 5 до 15 мас.% в пересчете на применяемый абсорбент. Таким путем возможна очистка газа с целью достижения минимально возможного парциального давления кислого газа. Помимо этого сокращается массопоток применяемого абсорбента. Сокращение массопотока, а также присутствие физического растворителя позволяют добиться снижения расхода энергии, затрачиваемой на регенерацию растворителя, поскольку часть кислого газа можно отделять путем мгновенного испарения. Дополнительно возможна также регенерация в десорбере с целью дальнейшего снижения содержания кислых газов в растворителе, но при меньшем расходе пара в испарителе десорбера.
В качестве дополнительного растворителя (В) применяемый при осуществлении предлагаемого в изобретении способа абсорбент может содержать известные по их применению в процессах промывки газов (абсорбционной очистки газов) физические растворители, такие, например, как сульфолан, пропиленкарбонат, Ν-алкилированные пирролидоны (например, Ы-метил-2-пирролидон) и Ν-алкилированные пиперидоны, диалкиловые эфиры полиэтиленгликоля и их смеси, амиды алифатических кислот (например, Ν-формилморфолин или Ν-ацетилморфолин), метилцианоацетат.
Дополнительный растворитель (В) может при осуществлении предлагаемого в изобретении способа обладать также действием гидротропного солюбилизатора. Добавление дополнительного растворителя (В) позволяет повысить температуру, при которой происходит разделение насыщенного кислыми газами абсорбента на фазы. Благодаря этому упрощается прежде всего последующая десорбция, поскольку при этом часто работают также с повышением температуры, и тем самым отсутствует необходимость в принятии особых технологических мер в отношении многофазной системы. Температура, при которой начинается разделение фаз, при применении абсорбента, который состоит исключительно из воды и амина (А) формулы (I), выше, чем при применении абсорбента, который состоит исключительно из воды и амина (Б) формулы (III). Поэтому преимущество предлагаемого в изобретении способа состоит в возможности проведения процесса десорбции кислых газов, соответственно проведения процесса регенерации абсорбента при больших температурах без происходящего при этом разделения фаз. В зависимости от прикладных требований можно путем соответствующего подбора состава абсорбента сообразно определенным долям аминов (А), (Б) и растворителя (В) получить преимущественный для данных условий способ регенерации. При необходимости, например, достичь высокой степени удаления кислых газов на
- 3 024501 существующем оборудовании с десорбционной колонной можно выбрать состав, при котором насыщенный кислыми газами абсорбент не разделяется на отдельные компоненты.
Состав абсорбента можно далее выбирать таким, чтобы при повышении температуры происходило разделение насыщенного кислыми газами абсорбента на водную и органическую фазы. В этом случае возможно достижение дополнительных преимуществ при регенерации, поскольку уже достаточно связанного с потреблением меньшего количества энергии мгновенного испарения, а десорбировать кислый газ, прежде всего СО2, из насыщенного кислыми газами абсорбента можно путем мгновенного испарения при умеренном повышении температуры.
При осуществлении предлагаемого в изобретении способа предпочтительно использовать абсорбент, который содержит воду и необязательно растворитель (В) в количестве от 60 до 80 мас.%, амин (А) в количестве от 1 до 40 мас.% и амин (Б) в количестве от 0 до 39 мас.%. В предпочтительном варианте применяемый абсорбент содержит воду и необязательно растворитель (В) в количестве от 65 до 75 мас.%, амин (А) в количестве от 10 до 20 мас.% и амин (Б) в количестве от 25 до 5 мас.%.
В особенно предпочтительном варианте применяемый абсорбент содержит воду в количестве от 65 до 75 мас.%, амин (А) формулы (II), где К3, К4 обозначают метил, а η обозначает 3, в количестве от 10 до 20 мас.% и амин (Б) формулы (III), где К5 обозначает н-пропил или н-бутил, в количестве от 25 до 5 мас.%. Использование абсорбента такого состава позволяет устанавливать температуру разделения насыщенного кислыми газами абсорбента на компоненты на величину в пределах от 85 до 110°С.
Применяемый при осуществлении предлагаемого в изобретении способа абсорбент может также содержать различного рода эксплуатационные (т.е. повышающие эксплуатационные свойства) добавки, такие, например, как ингибиторы коррозии, активаторы, способствующие смачиванию добавки и/или антивспениватели.
В качестве ингибиторов коррозии при осуществлении предлагаемого в изобретении способа можно использовать все те вещества, которые известны как пригодные для применения в процессах абсорбции СО2 с использованием алканоламинов, прежде всего ингибиторы коррозии, описанные в И8 4714597.
Количество ингибиторов коррозии, которые в предпочтительном варианте содержит применяемый при осуществлении предлагаемого в изобретении способа абсорбент, существенно ниже по сравнению с известными из уровня техники способами, поскольку применяемый при осуществлении предлагаемого в изобретении способа абсорбент оказывает явно меньшее коррозионное воздействие на металлические материалы, чем часто используемый согласно уровню техники моноэтаноламин.
В качестве способствующей смачиванию добавки в предпочтительном варианте используют одно или несколько поверхностно-активных веществ (ПАВ) из группы неионогенных ПАВ, амфотерных ПАВ и катионактивных ПАВ.
К пригодным для применения неионогенным ПАВ относятся алкиламиналкоксилаты, амидоамины, алканоламиды, алкилфосфиноксиды, алкил-Л-глюкамиды, алкилглюкозиды, желчные кислоты, алкилалкоксилаты, сорбитаны, этоксилированные сорбитаны, жирные спирты, этоксилированные жирные кислоты, этоксилированные сложные эфиры и полиэфиросилоксаны.
К пригодным для применения амфотерным ПАВ относятся бетаины, алкилглицины, султаины (§и11ате), амфопропионаты, амфоацетаты, третичные аминоксиды и силикобетаины (§ШсоЪе1ате).
К пригодным для применения катионактивным ПАВ относятся четвертичные аммониевые соли с одним или двумя заместителями с 8-20 атомами углерода, прежде всего соответствующие тетраалкиламмониевые соли, алкилпиридиниевые соли, кватернизованные сложные эфиры, кватернизованные диамидоамины, четвертичные имидазолиниевые соли, четвертичные соли алкоксиалкиламмония, четвертичные соли бензиламмония и кватернизованные кремнийорганические соединения.
В одном из предпочтительных вариантов способствующая смачиванию добавка состоит из одного или нескольких неионогенных ПАВ общей формулы К(ОСН2СНК')тОН, где т обозначает число от 4 до 40, К представляет собой алкильный остаток с 8-20 атомами углерода, алкиларильный остаток с 8-20 атомами углерода или полиоксипропиленовый остаток с 3-40 пропиленоксидными звеньями, а К' представляет собой метил или предпочтительно водород.
В еще одном предпочтительном варианте способствующая смачиванию добавка представляет собой сополимер простого эфира и силоксана, содержащий более 10 мас.% [§1(СН3)2О]-звеньев и более 10 мас.% [СН2СНК-О]-звеньев, где К представляет собой водород или метил. Особенно предпочтительны сополимеры простого эфира и силоксана общих формул (ГУ)-(У[) (СН3)3<>1-О-[81Ка(СНз)-О]г81(СНз)3 (IV),
КЬО-Ар-[В-А]т-Ад-К1’ (V),
Κ.1>Ο-[Α-Ζ]ρ-[Β-8ί(€Η3)2-Ζ-Ο-Α-Ζ]ιη-Β-8ί(εΗ3)2[Ζ-Ο-Α]4Οι-ςΚ1’ (VI), в которых А представляет собой двухвалентный остаток формулы -[СН2СНКс-О]г-;
В представляет собой двухвалентный остаток формулы -[§1(СН3)2-О]8-;
Ζ представляет собой двухвалентный линейный или разветвленный алкиленовый остаток с 2-20 атомами углерода, предпочтительно -(СН2)3-;
- 4 024501 ΐ обозначает число от 1 до 30; т обозначает число от 2 до 100; р, с.| обозначают число 0 или 1; г обозначает число от 2 до 100;
обозначает число от 2 до 100;
от 1 до 5 остатков К3 представляют собой остатки общей формулы -Ζ-О-А-К1’. а остальные остатки К3 представляют собой метил;
Кь представляет собой водород, алкильный остаток или алифатический либо олефиновый ацильный остаток с 1-20 атомами углерода;
Кс представляет собой водород или метил.
Способствующие смачиванию добавки уже известны из уровня техники в качестве добавок к водным растворам, и их можно получать известными из уровня техники способами.
Применяемый при осуществлении предлагаемого в изобретении способа абсорбент может далее содержать так называемые активаторы. Применение активаторов позволяет дополнительно улучшить требуемую эффективность разделения. В качестве активаторов при осуществлении предлагаемого в изобретении способа предпочтительно использовать первичные или вторичные амины со структурой, отличной от структур формул (Ι)-(ΙΙΙ). Для применения в качестве таких активаторов пригодны преимущественно амины, обладающие быстрой кинетикой касательно связывания кислых газов, прежде всего СО2. Предпочтительно использовать активаторы, выбранные из моноэтаноламина, пиперазина и 3(метиламино)пропиламина. Применяемый при осуществлении предлагаемого в изобретении способа абсорбент в предпочтительном варианте содержит активаторы в количестве от 0 до 20 мас.%.
Под кислыми газами подразумеваются соединения, которые присутствуют в очищаемой газовой смеси в газообразном в данных условиях виде и которые в водном растворе имеют значение рН менее 7. К типичным кислым газам относятся, например, диоксид углерода (СО2), сероводород (Н28), сернистый газ (8О2), сульфоксид углерода (СО8), дисульфид углерода (С82), цианистый водород (НСЯ) и меркаптаны (К8Н). Предлагаемый в изобретении способ предпочтительно использовать для удаления СО2 из газовой смеси.
Предлагаемым в изобретении способом можно очищать газовые смеси, выбранные из группы, включающей природный газ, синтез-газ, газообразные продукты сгорания, отходящие газы биологических процессов, таких как процессы компостирования, ферментации или очистки сточных вод, отходящие газы процессов кальцинирования, прокаливания или обжига, таких как процессы обжига извести и процессы производства цемента, остаточные газы доменных процессов в черной металлургии, а также остаточные газы химических процессов, такие как отходящие газы процессов производства технического углерода (сажи) или процессов производства водорода путем конверсии с водяным паром, с удалением при этом кислых газов, прежде всего СО2, из подобных газовых смесей.
Предлагаемый в изобретении способ пригоден преимущественно для удаления СО2 из природного газа, синтез-газа, дымовых газов или газообразных продуктов сгорания, предпочтительно для удаления СО2 из природного газа, синтез-газа или газообразных продуктов сгорания.
В особенно предпочтительном варианте в качестве газовой смеси при осуществлении предлагаемого в изобретении способа используют природный газ или синтез-газ.
Остаточное содержание СО2 в очищенном предлагаемым в изобретении способом газе в случае подаваемого по магистральному трубопроводу природного газа предпочтительно составляет максимум 2 мас.%, в случае сжиженного природного газа предпочтительно составляет максимум 50 част./млн, а в случае синтез-газа предпочтительно составляет максимум 500 част./млн.
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 и тарельчатые колонны. Особенно предпочтительно применение абсорбционных колонн, работающих в противоточном режиме.
При осуществлении предлагаемого в изобретении способа процесс абсорбции кислых газов, прежде всего СО2, предпочтительно проводить при температуре абсорбента в пределах от 0 до 70°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.
При осуществлении предлагаемого в изобретении способа общее (полное) давление газовой смеси на стадии абсорбции имеет менее важное значение. Однако при создании изобретения было установлено, что абсорбцию кислых газов, прежде всего СО2, предпочтительно проводить при общем давлении газовой смеси в пределах от 0,8 до 50 бар, прежде всего от 0,9 до 30 бар. В одном из особенно предпочтительных вариантов абсорбцию проводят при общем давлении газовой смеси в пределах от 0,8 до 1,5 бара, прежде всего от 0,9 до 1,1 бара. Этот особенно предпочтительный вариант рекомендуется использо- 5 024501 вать при абсорбции СО2 из газообразных продуктов сгорания, образующихся на топливноэнергетических установках или электростанциях, без сжатия (компрессии) таких газообразных продуктов сгорания.
Парциальное давление кислого газа, прежде всего СО2, варьируется в зависимости от очищаемой предлагаемым в изобретении способом газовой смеси. Так, в частности, парциальное давление кислых газов в очищаемой газовой смеси составляет от 0,1 до 60 бар в случае природного газа, от 0,1 до 35 бар в случае синтез-газа и от 0,03 до 0,15 бара в случае дымовых газов, образующихся на топливноэнергетических установках или электростанциях.
В одном из особенно предпочтительных вариантов осуществления предлагаемого в изобретении способа парциальное давление кислого газа, прежде всего СО2, составляет от 0,1 до 20 бар.
В еще одном особенно предпочтительном варианте осуществления предлагаемого в изобретении способа в газовой смеси преобладает особо высокое парциальное давление присутствующего в ней кислого газа, прежде всего СО2, главным образом парциальное давление по меньшей мере 15 бар. В этом случае на долю физического растворителя (В) в абсорбенте приходится по меньшей мере 30 мас.%.
После стадии абсорбции выходящий из абсорбера абсорбент, насыщенный кислым газом, прежде всего СО2, может быть одно- или двухфазным. Однако при осуществлении предлагаемого в изобретении способа температуру и давление на стадии абсорбции, а также состав абсорбента предпочтительно выбирать такими, чтобы абсорбент после абсорбции кислого газа, прежде всего СО2, был представлен в однофазном виде, т.е. чтобы абсорбция кислого газа абсорбентом не приводила к выпадению в осадок твердого вещества или к образованию двух жидких фаз. Этот предпочтительный вариант осуществления предлагаемого в изобретении способа не требует поэтому применения никаких дополнительных аппаратов для разделения фаз и позволяет использовать для его реализации известные из уровня техники устройства для абсорбции СО2 алканоламинами.
В одном из предпочтительных вариантов осуществления предлагаемого в изобретении способа абсорбированный абсорбентом кислый газ, прежде всего СО2, вновь десорбируют путем повышения температуры и/или снижения давления и абсорбент после такой десорбции кислого газа, прежде всего СО2, вновь используют для абсорбции кислых газов. Подобный циклический процесс абсорбции-десорбции позволяет полностью или частично отделять кислые газы, прежде всего СО2, от газовой смеси и получать их, соответственно 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 кислым газом, прежде всего СО2, десорбционной обработке газом, например азотом или воздухом. Преимущество десорбции путем десорбционной обработки газом перед десорбцией в десорбционной колонне состоит в меньшем расходе энергии.
В том случае, когда при десорбции кислых газов 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 или дополнительно к этому десорбцию кислых газов, прежде всего СО2, можно также проводить в одно- или многоступенчатом выпарном аппарате мгновенного вскипания.
При десорбции путем повышения температуры десорбцию кислых газов, прежде всего СО2, предпочтительно проводить при температуре абсорбента в пределах от 50 до 200°С, более предпочтительно от 55 до 150°С, особенно предпочтительно от 60 до 100°С. Температура при десорбции предпочтительно при этом должна по меньшей мере на 20°С, а особенно предпочтительно по меньшей мере на 50°С превышать температуру при абсорбции.
На стадии десорбции при осуществлении предлагаемого в изобретении способа десорбцию кислых газов, прежде всего СО2, путем снижения давления предпочтительно проводить при общем давлении в газовой фазе в пределах от 0,01 до 10 бар, прежде всего от 0,1 до 5 бар. В предпочтительном варианте десорбцию проводят при давлении по меньшей мере 1,5 бара, особенно предпочтительно по меньшей мере 2 бара.
При десорбции путем повышения температуры давление при десорбции кислых газов, прежде всего СО2, может также превышать давление при абсорбции кислых газов. В этом варианте предпочтительно, чтобы величина, на которую давление при десорбции кислых газов превышает давление при абсорбции кислых газов, достигала 5 бар, особенно предпочтительно достигала 3 бар. Подобный вариант позволяет без применения механической энергии сжимать отделенные от газовой смеси кислые газы до давления, превышающего давление газовой смеси.
В одном из предпочтительных вариантов осуществления предлагаемого в изобретении способа кислые газы из насыщенного ими абсорбента удаляют сначала путем снижения давления на одной или нескольких последовательных ступенях мгновенного испарения, а затем еще оставшуюся часть кислых газов удаляют в десорбционной колонне путем десорбционной обработки газом, предпочтительно инертным газом, таким, например, как воздух или азот. На последних ступенях мгновенного испарения
- 6 024501 давление можно снижать до величины в пределах от 1 до 5 бар, предпочтительно от 1 до 2 бар. Преимущество этого варианта состоит в возможности выбирать температуру в десорбере меньшей величины, предпочтительно в пределах от 60 до 100°С. Помимо этого использование в сочетании между собой снижения давления и повышения температуры позволяет эффективно удалять кислые газы из абсорбента, который тем самым при практически столь же низкой степени его (остаточного) насыщения СО2 может использоваться для следующего цикла абсорбции кислых газов. Благодаря этому удается сократить количество абсорбента во всем процессе.
В еще одном предпочтительном варианте осуществления предлагаемого в изобретении способа после абсорбции в зависимости от температуры и состава абсорбента образуется двухфазная система. Десорбцию кислых газов, соответственно регенерацию абсорбента в этом случае можно также проводить путем мгновенного испарения на одной ступени либо на нескольких последовательных ступенях. Перед снижением давления при мгновенном испарении при этом повышают температуру абсорбента. Таким путем из абсорбента можно вновь удалять абсорбированные им кислые газы, такие, например, как СО2. Регенерация подобного типа связана с меньшим расходом энергии по сравнению с расходом энергии, затрачиваемой на работу десорбционной колонны. В этом случае рекомендуется принимать в ходе дальнейшего процесса приемлемые меры для перевода абсорбента перед его поступлением в абсорбер вновь в гомогенный раствор. Для этого пригодны помимо прочего статические смесители либо емкости с мешалками или перекачивающими устройствами.
Абсорбент после его введения в контакт с газовой смесью предпочтительно нагревать до температуры, при которой происходит разделение на водную жидкую фазу и органическую жидкую фазу, с последующей десорбцией кислого газа из образовавшейся двухфазной смеси путем десорбционной обработки инертным газом. Для применения в качестве такого инертного газа пригодны при этом все газы, которые в условиях десорбции не вступают в реакцию с аминами (А) и (Б), прежде всего азот и воздух. Преимущество этого варианта благодаря малому количеству необходимых для его осуществления аппаратов и малой потребности в энергии состоит в низких капитальных и эксплуатационных затратах.
В еще одном предпочтительном варианте осуществления предлагаемого в изобретении способа абсорбент после его введения в контакт с газовой смесью нагревают до температуры, при которой происходит разделение на водную жидкую фазу и органическую жидкую фазу, и из водной жидкой фазы десорбируют кислый газ путем снижения давления и/или путем подвода тепла. Образовавшуюся при этом жидкую фазу объединяют с полученной при разделении фаз органической жидкой фазой и объединенные жидкие фазы вновь в качестве абсорбента вводят в контакт с газовой смесью. При отделении СО2 от природного газа или синтез-газа нагрев насыщенного СО2 абсорбента и разделение фаз предпочтительно проводить при давлении, при котором не происходит десорбция СО2, который десорбируют только из полученной при разделении фаз водной фазы. Соблюдение этого условия позволяет при отделении СО2 от природного газа поддерживать содержание метана в десорбированном СО2 на низком уровне, а при отделении СО2 от синтез-газа поддерживать содержание водорода и СО в десорбированном СО2 на низком уровне.
Предлагаемый в изобретении аминсодержащий абсорбент отличается тем, что он, по меньшей мере, содержит воду в качестве растворителя и по меньшей мере один амин (А) формулы (I)
в которой К1 обозначает алифатический остаток с 2-6 атомами углерода и с по меньшей мере одной аминогруппой;
К2 обозначает водород, С1-С4-алкильную группу или остаток К1.
В предпочтительном варианте предлагаемый в изобретении абсорбент содержит амин (А) формулы (I), где К2 обозначает водород.
- 7 024501 (II)
В предпочтительном варианте предлагаемый в изобретении абсорбент содержит амин (А) формулы
в которой К3 обозначает водород или Ц-Сд-алкильную группу, предпочтительно водород или метильную группу, особенно предпочтительно метильную группу;
К4 обозначает Ц-Сд-алкильную группу, предпочтительно Ц-Сг-алкильную группу, особенно предпочтительно метильную группу;
п обозначает число от 2 до 4, предпочтительно 2 или 3, особенно предпочтительно 3.
В особенно предпочтительном варианте предлагаемый в изобретении абсорбент содержит амин (А) формулы (II), где К3, К4 обозначают метил, а п обозначает 3.
Предлагаемый в изобретении абсорбент может наряду с амином (А) содержать еще один амин (Б) формулы (III)
в которой К5 обозначает Ц-Сб-алкильную группу, предпочтительно С3-С5-алкильную группу, особенно предпочтительно бутильную группу.
Алкильные группы могут быть согласно настоящему изобретению замещены или не замещены, а помимо этого С3-Сб-алкильные группы могут быть линейными или разветвленными. Заместитель К5 в предпочтительном варианте не замещен, а более предпочтительно представляет собой незамещенную бутильную группу, особенно предпочтительно незамещенную н-бутильную группу.
При осуществлении предлагаемого в изобретении способа можно использовать устройство для отделения кислых газов, прежде всего СО2, от газовой смеси имеет абсорбер, десорбер и контур циркуляции предлагаемого в изобретении абсорбента. Для использования в качестве абсорбера в предлагаемом в изобретении устройстве пригодны те же аппараты, что и описанные выше для применения при абсорбции предлагаемым в изобретении способом. Для использования в качестве десорбера в предлагаемом в изобретении устройстве пригодны те же аппараты, что и описанные выше для применения при десорбции, предусмотренной при осуществлении предлагаемого в изобретении способа. В предпочтительном варианте предлагаемое в изобретении устройство имеет абсорбер и десорбер типа тех, которые известны по их применению в устройствах для отделения кислых газов, прежде всего СО2, от газовой смеси с использованием алканоламина.
Ниже предлагаемый в изобретении способ, соответственно предлагаемый в изобретении абсорбент более подробно рассмотрены на примерах, представленный в которых вариант осуществления изобретения, однако, не ограничивает его объем.
Пример 1. Получение 4-(3-диметиламинопропиламино)-2,2,б,б-тетраметилпиперидина.
В 4-литровый реактор загружают 1808,9 г (11,б5 моль) 2,2,б,б-тетраметил-4-пиперидинона и 1191,1 г (11,бб моль) Ы1,М1-диметил-1,3-пропандиамина и перемешивают в течение 2 ч при б0°С. После этого образовавшуюся в ходе реакции воду отгоняют в вакууме. Затем реакционную смесь перемещают в автоклав и смешивают с 7б г никеля Ренея. Автоклав 3 раза продувают азотом, подаваемым каждый раз под давлением 5 бар. Далее проводят гидрирование водородом путем его неоднократного нагнетания под давлением 50 бар, при этом на протяжении всей реакции реакционную смесь интенсивно перемешивают. После этого реакционную смесь подвергают фракционной перегонке. Полученный таким путем продукт имеет температуру кипения 130°С при 4,5 мбара. Описанным выше путем удалось выделить 20б2 г продукта с чистотой 98,б% и выходом 72% от теории.
Примеры 2-12. Насыщение диоксидом углерода (СО2) и определение разностной степени насыщения абсорбента диоксидом углерода.
В термостатированную и снабженную системой регулирования давления аппаратуру для измерения газожидкостного равновесия при постоянной температуре помещали абсорбент указанного ниже в табл. 1 состава и при постоянном давлении вводили в контакт с газообразным диоксидом углерода, варьируя при этом давление и температуру. В каждом эксперименте по достижении равновесного состояния определяли содержание абсорбированного СО2 в насыщенном им абсорбенте и на основании этого вычисляли степень насыщения как молярное соотношение между СО2 и амином в насыщенном диоксидом углерода абсорбенте. Значения температуры и давления, при которых проводили эксперименты, а также определенные для них значения степени насыщения абсорбента диоксидом углерода приведены ниже в табл. 2.
- 8 024501
Таблица 1
Абсорбент А 1 А 2 А 3 А 4 А 5 Аб А7
(в мас.%)
Вода 70 50 70 70 70 70 70
Моноэтаноламин 30 0 0 0 0 0 0
Метилдиэтаноламин 0 50 0 0 0 0 0
н-Бутил-ТМП1 (амин (Б)) 0 0 30 0 15 27 0
ТАТ2 (амин (А)) 0 0 0 30 15 3 0
ЭАЭ-ТМП3 (амин (А)) 0 0 0 0 0 0 30
Соответствует изобретению нет нет нет да да да да
Примечание:
1 н-бутил-ТМП: 4-(н-бутиламино)-2,2,6,6-тетраметилпиперидин;
2 ТАТ: 4-(3-диметиламинопропиламино)-2,2,6,6-тетраметилпиперидин, соответственно триацетонтриамин;
3 ЭАЭ-ТМП: 4-(2-этиламиноэтиламино)-2,2,6,6-тетраметилпиперидин.
Таблица 2
Пример Абсорбент Температура (в °С) Парциальное давление СО2 (в барах) Степень насыщения (в молях СО2 на моль амина) Разностная степень насыщения диоксидом углерода (в молях СО2 на моль амина)
АС4 ДС5 АС4 ДС5 АС4 ДС5
2 А 1 40 120 1 1 0,63 0,4 0,23
3 А 1 40 120 3 1 0,7 0,4 0,3
4 А2 40 120 1 1 0,65 0,09 0,56
5 А2 40 120 3 1 0,85 0,09 0,76
6 А 3 40 110 1 1 1,2 0,3 0,8
7 А 3 40 110 3 1 1,7 0,3 1,4
8 А4 40 110 1 1 1,8 0,6 1,2
9 А 4 40 110 3 1 2,2 0,6 1,6
10 А 5 40 ПО 1 1 2,2 0,5 1,7
11 А 5 40 110 3 1 2,75 0,5 2,25
12 А 7 40 по 3 1 2,2 0,65 1,55
Примечание:
4 АС: абсорбер;
5 ДС: десорбер.
В табл. 2 приведены данные о степени насыщения диоксидом углерода при разных значениях температуры. Температура, равная 40°С, соответствует температуре, при которой происходит насыщение абсорбента диоксидом углерода в абсорбере. При этом в зависимости от состава газовой смеси и особенностей ее применения парциальное давление СО2 может иметь различные значения (например, р(СО2) = 1 бар или р(СО2) = 3 бара). Температура, равная 110°С, соответственно 120°С, соответствует температуре десорбции, т.е. температуре, при которой растворитель вновь регенерировали во втором аппарате (десорбере). Обычно десорбцию проводят при давлении в пределах от 1,5 до 2,5 бара, при этом парциальное давление СО2 составляет около 1 бара. При обеих температурах (40 и 110°С, соответственно 120°С) растворитель в разной степени насыщен диоксидом углерода, а разность между обоими значениями соответствует разностной степени насыщения абсорбента диоксидом углерода. Чем больше эта разностная степень насыщения, тем ниже расход (массовый поток) растворителя в установке. Этот фактор не только позволяет снизить капитальные затраты, поскольку достаточно использовать меньшие по своим размерам аппараты, но и оказывает большое влияние на применяемую в десорбере температуру десорбции.
По сравнению с известными из уровня техники абсорбентами (А 1, А 2 и А 3) предлагаемые в изобретении абсорбенты (А 4, А 5 и А 7) характеризуются явно большими значениями разностной степени их насыщения диоксидом углерода. Данный фактор равносилен экономии энергии, затрачиваемой на регенерацию, что в свою очередь эквивалентно сокращению эксплуатационных затрат, например, благодаря уменьшению количества пара, необходимого для регенерации растворителя.
Предлагаемый в изобретении абсорбент А 5, содержащий смесь из н-бутил-ТМП и ТАТ, полностью неожиданно проявляет еще гораздо более высокую разностную степень его насыщения диоксидом углерода по сравнению с предлагаемым в изобретении абсорбентом А 4, который содержит только ТАТ в качестве амина. На основании результатов, полученных для абсорбентов А 3 и А 4, ожидаемое значение разностной степени насыщения абсорбента диоксидом углерода в примере 10 должно было бы составлять от 0,8 до 1,2. Тот факт, что разностная степень насыщения абсорбента диоксидом углерода в приме- 9 024501 ре 10 оказалась улучшенной настолько явно, был никоим образом не предсказуем и поэтому явился полностью неожиданным.
К сказанному следует добавить, что значения разностной степени насыщения абсорбента диоксидом углерода в примерах 8-12 были получены при температуре регенерации 110°С. Температура же в 120°С была необходима именно при регенерации абсорбентов А 1 и А 2. Сказанное означает, что при применении абсорбентов А 4, А 5 и А 7 сокращается расход энергии, затрачиваемой на регенерацию. Отсюда вытекает возможность выбора между двумя следующими режимами работы установок.
а) Температуру регенерации оставляют на уровне 120°С, поэтому в данном случае можно рассчитывать на увеличенную результирующую разностную степень насыщения абсорбента диоксидом углерода по причине меньшей степени насыщения им абсорбента при 120°С. Благодаря этому уменьшается кратность циркуляции абсорбента. Под кратностью циркуляции согласно настоящему изобретению подразумевается частота или периодичность, с которой в предлагаемом в изобретении устройстве, представляющем собой абсорбционно-десорбционную установку, требуется рециркулировать определенное количество абсорбента для удаления СО2 из определенного количества газовой смеси с определенным содержанием в ней СО2.
б) Температуру регенерации выбирают равной 110°С, что приводит к экономии энергии, затрачиваемой на регенерацию.
Примеры 13-15. Определение коррозионных свойств.
Соответствующий электрохимический метод анализа (метод диаграмм Тафеля) проводили в соответствии с методикой, описанной у К1а6каете N. и др. в Епд. Скст. Кек., 48, 2009, с. 8913-8919, соответственно в ΑδΤΜ О59-971. Соответствующие результаты обобщены в табл. 3.
Таблица 3
Пример Абсорбент, насыщенный газообразным диоксидом углерода Скорость коррозии (в мм/год1
13 А 1 1,991
14 АЗ 0,223
15 А 5 0,18
Предлагаемый в изобретении абсорбент А 5 обладает в сравнении с известными из уровня техники абсорбентами (А 1 и А 3) явно меньшим коррозионным действием, о чем соответственно свидетельствуют явно меньшие значения скорости коррозии, и тем самым увеличивает срок службы установки, соответственно позволяет применять менее дорогие материалы, благодаря чему сокращаются капитальные затраты.
Примеры 16-22. Определение свойств разделения абсорбента на компоненты.
В герметичный стеклянный сосуд помещали абсорбент указанного в табл. 4 состава и при 20°С и атмосферном давлении добавлением сухого льда либо пропусканием газовой смеси из 80 об.% азота, 6 об.% кислорода и 14 об.% СО2 через абсорбент насыщали его диоксидом углерода. После этого стеклянный сосуд закрывали и насыщенный СО2 абсорбент медленно нагревали в масляной бане до тех пор, пока не произошло разделение на две жидкие фазы, которое можно было распознать по помутнению ранее прозрачной смеси. Определенные таким путем температуры разделения абсорбента на компоненты представлены в табл. 5.
Таблица 4
Абсорбент А 8 А 9 А 10 А 11 А 12 А 13 А 14
( в мас %)
Вода 70 70 70 70 70 65 65
н-Бутил-ТМП1 (амин (Б)) 10 0 0 25 15 30 15
и-Пропил-ТМП2 (амин (Б)) 0 10 0 0 0 0 0
Метил-ТМП3 (амин (Б)) 0 0 10 0 0 0 0
ТАТ4 (амин (А)) 20 20 20 5 15 5 20
Соответствует изобретению да да да да да да да
Примечание:
1 н-бутил-ТМП: 4-(н-бутиламино)-2,2,6,6-тетраметилпиперидин;
2 н-пропил-ТМП: 4-(н-пропиламино)-2,2,6,6-тетраметилпиперидин;
3 метил-ТМП: 4-метиламино-2,2,6,6-тетраметилпиперидин;
4 ТАТ: 4-(3-диметиламинопропиламино)-2,2,6,6-тетраметилпиперидин, соответственно триацетонтриамин.
- 10 024501
Таблица 5
Пример Абсорбент Температура разделения абсорбента на компоненты в °С
насыщение при парциальном давлении СО2 0,14 бара насыщение при парциальном давлении СО2 1 бар
16 А8 н.о. 107
17 А9 н.о. 115
18 А 10 н.о. 119
19 А 11 85 93
20 А 12 Н.О. 103
21 А 13 95 100
22 А 14 Н.О. 108
Примечание:
н.о. означает не определяли.
Разделение абсорбента А 4, который содержал только ТАТ в качестве амина и который насыщали при парциальном давлении СО2 1 бар, не наблюдалось даже при нагреве до 125°С. Полученные в примерах результаты свидетельствуют о том, что выбор относительных количеств ТАТ и н-алкил-ТМП в насыщенном кислыми газами абсорбенте позволяет регулировать температуру его разделения на компоненты.

Claims (17)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ абсорбции кислого газа из газовой смеси путем ее введения в контакт с абсорбентом, отличающийся тем, что применяют абсорбент, который, по меньшей мере, содержит воду в качестве растворителя и по меньшей мере один амин (А) формулы (I) в которой К1 обозначает алифатическую группу с 2-6 атомами углерода и по меньшей мере с одной аминогруппой;
    К2 обозначает водород, С1-С4-алкильную группу или К1.
  2. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что абсорбент содержит по меньшей мере один амин (А) формулы (II) в которой К3 обозначает водород или С1-С4-алкильную группу, предпочтительно водород или метильную группу;
    К4 обозначает С1-С4-алкильную группу; η обозначает число от 2 до 4.
  3. 3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что абсорбент содержит по меньшей мере один амин (А) формулы (II), в которой К3, К4 обозначают метил, а η обозначает 3.
  4. 4. Способ по одному из пп.1-3, отличающийся тем, что абсорбент содержит еще один амин (Б) формулы (III) в которой К5 обозначает С1 -С6-алкильную группу, предпочтительно н-бутил.
  5. 5. Способ по одному из пп.1-4, отличающийся тем, что применяемый абсорбент содержит еще один растворитель (В).
  6. 6. Способ по п.5, отличающийся тем, что применяемый абсорбент содержит сульфолан в качестве растворителя (В).
  7. 7. Способ по одному из пп.1-6, отличающийся тем, что применяемый абсорбент содержит воду и необязательно растворитель (В) в количестве от 60 до 80 мас.%, амин (А) в количестве от 1 до 40 мас.% и необязательно амин (Б) в количестве до 39 мас.%.
  8. 8. Способ по одному из пп.1-7, отличающийся тем, что применяемый абсорбент содержит ингибиторы коррозии, активаторы, способствующие смачиванию добавки и/или антивспениватели.
    - 11 024501
  9. 9. Способ по одному из пп.1-8, отличающийся тем, что в качестве газовой смеси используют природный газ или синтез-газ.
  10. 10. Способ по одному из пп.1-9, отличающийся тем, что парциальное давление кислого газа составляет от 0,1 до 20 бар.
  11. 11. Способ по одному из пп.1-10, отличающийся тем, что абсорбцию кислых газов проводят при температуре в пределах от 20 до 60°С.
  12. 12. Способ по одному из пп.1-11, отличающийся тем, что десорбцию кислых газов проводят при температуре в пределах от 60 до 100°С.
  13. 13. Способ по одному из пп.1-12, отличающийся тем, что кислый газ содержит диоксид углерода.
  14. 14. Способ по одному из пп.1-13, отличающийся тем, что абсорбент после введения с ним в контакт газовой смеси нагревают до температуры, при которой происходит разделение на водную жидкую фазу и органическую жидкую фазу.
  15. 15. Способ по п. 14, отличающийся тем, что из водной жидкой фазы путем снижения давления и/или путем подвода тепла десорбируют кислый газ, образовавшуюся при этом жидкую фазу объединяют с полученной при разделении на фазы органической жидкой фазой и объединенные жидкие фазы вновь вводят в качестве абсорбента в контакт с газовой смесью.
  16. 16. Способ по п.14, отличающийся тем, что после разделения на фазы из образовавшейся в результате двухфазной смеси десорбируют кислый газ путем десорбционной обработки газом.
  17. 17. Аминсодержащий абсорбент, отличающийся тем, что он, по меньшей мере, содержит воду в качестве растворителя и по меньшей мере один амин (А) формулы (I) в которой К1 обозначает алифатическую группу с 2-6 атомами углерода и по меньшей мере с одной аминогруппой;
    К2 обозначает водород, Ц-С4-алкильную группу или К1, и дополнительно содержит еще один амин (Б) формулы (III) в которой К5 обозначает С1-С6-алкильную группу, предпочтительно бутильную группу.
EA201300577A 2010-11-12 2011-11-10 Аминсодержащий абсорбент и способ абсорбции кислых газов из газовых смесей EA024501B1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102010043838 2010-11-12
DE102011077377A DE102011077377A1 (de) 2010-11-12 2011-06-10 Verfahren zur Absorption von sauren Gasen aus Gasmischungen
PCT/EP2011/069787 WO2012062830A1 (de) 2010-11-12 2011-11-10 Aminhaltiges absorptionsmedium, verfahren und vorrichtung zur absorption von sauren gasen aus gasmischungen

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201300577A1 EA201300577A1 (ru) 2013-10-30
EA024501B1 true EA024501B1 (ru) 2016-09-30

Family

ID=45999079

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201300577A EA024501B1 (ru) 2010-11-12 2011-11-10 Аминсодержащий абсорбент и способ абсорбции кислых газов из газовых смесей

Country Status (23)

Country Link
US (1) US8784537B2 (ru)
EP (1) EP2637766B1 (ru)
CN (1) CN103221113B (ru)
AU (1) AU2011328098B2 (ru)
BR (1) BR112013011639B1 (ru)
CA (1) CA2817704C (ru)
CO (1) CO6761382A2 (ru)
CY (1) CY1116740T1 (ru)
DE (1) DE102011077377A1 (ru)
DK (1) DK2637766T3 (ru)
EA (1) EA024501B1 (ru)
ES (1) ES2546241T3 (ru)
HR (1) HRP20150928T1 (ru)
HU (1) HUE025503T2 (ru)
MY (1) MY159302A (ru)
NZ (1) NZ610691A (ru)
PE (1) PE20140727A1 (ru)
PL (1) PL2637766T3 (ru)
PT (1) PT2637766E (ru)
RS (1) RS54221B1 (ru)
SI (1) SI2637766T1 (ru)
UA (1) UA105729C2 (ru)
WO (1) WO2012062830A1 (ru)

Families Citing this family (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2088389B1 (de) * 2008-02-05 2017-05-10 Evonik Degussa GmbH Absorptionskältemaschine
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
AU2012339061B2 (en) 2011-11-14 2016-10-13 Evonik Degussa Gmbh Method and device for the separation of acidic gases from a gas mixture
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
CN103611393A (zh) * 2013-11-27 2014-03-05 天津大学 低压瓦斯气体直接脱硫设备及方法
DE102015212749A1 (de) 2015-07-08 2017-01-12 Evonik Degussa Gmbh Verfahren zur Entfeuchtung von feuchten Gasgemischen
WO2017055040A1 (de) 2015-09-29 2017-04-06 Basf Se Zyklische amine zur selektiven entfernung von schwefelwasserstoff
DE102016204937A1 (de) 2016-03-24 2017-09-28 Evonik Degussa Gmbh Verbesserte Absorbentien zur Abtrennung von CO2 und H2S
DE102016204929B4 (de) * 2016-03-24 2022-05-05 Evonik Operations Gmbh Absorptionsmedium und Verfahren zur Absorption saurer Gase aus Gasmischungen
DE102016204930A1 (de) 2016-03-24 2017-09-28 Evonik Degussa Gmbh Verbesserte Absorbentien zur Abtrennung von CO2 und H2S
DE102016204928A1 (de) 2016-03-24 2017-09-28 Evonik Degussa Gmbh Verfahren, Absorptionsmedien zur Absorption von CO2 aus Gasmischungen
DE102016204932A1 (de) 2016-03-24 2017-09-28 Evonik Degussa Gmbh Verbesserte Absorbentien zur Abtrennung von CO2 und H2S
EP3257568B1 (de) 2016-06-14 2019-09-18 Evonik Degussa GmbH Verfahren zur entfeuchtung von feuchten gasgemischen mit ionischen flüssigkeiten
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
DE102016210484A1 (de) 2016-06-14 2017-12-14 Evonik Degussa Gmbh Verfahren zur Entfeuchtung von feuchten Gasgemischen
EP3257843A1 (en) 2016-06-14 2017-12-20 Evonik Degussa GmbH Method of preparing a high purity imidazolium salt
DE102016210483A1 (de) 2016-06-14 2017-12-14 Evonik Degussa Gmbh Verfahren und Absorptionsmittel zur Entfeuchtung von feuchten Gasgemischen
EP3660001A1 (de) 2018-11-27 2020-06-03 Evonik Operations GmbH Verbessertes verfahren zur herstellung von triacetondiamin und dessen derivaten

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0302020A2 (en) * 1987-07-30 1989-02-01 Ciba-Geigy Ag Process for the preparation of 2,2,6,6-tetramethyl-4-piperidyl-amines
WO2010089257A1 (de) * 2009-02-02 2010-08-12 Evonik Degussa Gmbh Co2 -absorption aus gasmischungen mit wässeriger losung aus 4-amino-2,2,6, 6-tetramethylpiperidin

Family Cites Families (82)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE400488C (de) 1922-10-24 1924-08-11 Hans Hylander Absorptionskaeltemaschine
US1882258A (en) 1930-09-10 1932-10-11 Randel Bo Folke Means and method of refrigeration
DE633146C (de) 1933-06-01 1936-07-20 Sachsenberg Akt Ges Geb Absorptionsapparat
US2516625A (en) 1946-12-02 1950-07-25 Shell Dev Derivatives of dihydropyridine
US2601673A (en) 1951-04-09 1952-06-24 Shell Dev Shortstopping the addition polymerization of unsaturated organic compounds
US2802344A (en) 1953-07-08 1957-08-13 Eureka Williams Corp Electrodialysis of solutions in absorption refrigeration
US3276217A (en) 1965-11-09 1966-10-04 Carrier Corp Maintaining the effectiveness of an additive in absorption refrigeration systems
US3609087A (en) 1968-02-01 1971-09-28 American Gas Ass Inc The Secondary alcohol additives for lithium bromide-water absorption refrigeration system
US3580759A (en) 1968-06-25 1971-05-25 Borg Warner Heat transfer additives for absorbent solutions
AU506199B2 (en) 1975-06-26 1979-12-20 Exxon Research And Engineering Company Absorbtion of co2 from gaseous feeds
SE409054B (sv) 1975-12-30 1979-07-23 Munters Ab Carl Anordning vid vermepump i vilken ett arbetsmedium vid en sluten process cirkulerar i en krets under olika tryck och temperatur
US4022785A (en) 1976-01-08 1977-05-10 Petrolite Corporation Substituted pyridines and dihydropyridines
US4201721A (en) 1976-10-12 1980-05-06 General Electric Company Catalytic aromatic carbonate process
US4152900A (en) 1978-04-04 1979-05-08 Kramer Trenton Co. Refrigeration cooling unit with non-uniform heat input for defrost
US4251494A (en) 1979-12-21 1981-02-17 Exxon Research & Engineering Co. Process for removing acidic compounds from gaseous mixtures using a two liquid phase scrubbing solution
DE3003843A1 (de) 1980-02-02 1981-08-13 Chemische Werke Hüls AG, 4370 Marl Verfahren zur herstellung von 4-amino-2,2,6,6-tetramethylpiperidin
US4360363A (en) 1982-02-16 1982-11-23 Combustion Engineering, Inc. Physical solvent for gas sweetening
US4466915A (en) 1982-09-29 1984-08-21 The B. F. Goodrich Company Non-catalytic ketoform syntheses
JPS61129019A (ja) 1984-11-26 1986-06-17 Hitachi Ltd 吸収式温度回生器
JPS6273055A (ja) 1985-09-25 1987-04-03 日本鋼管株式会社 吸収式ヒ−トポンプ
US4701530A (en) 1985-11-12 1987-10-20 The Dow Chemical Company Two-stage process for making trimethyl pyridine
US5016445A (en) 1986-07-07 1991-05-21 Darrell H. Williams Absorption apparatus, method for producing a refrigerant effect, and an absorbent-refrigerant solution
US5186010A (en) 1985-11-18 1993-02-16 Darrel H. Williams Absorbent-refrigerant solution
US4714597A (en) 1986-06-26 1987-12-22 Hylsa, S.A. Corrosion inhibitor for CO2 absorption process using alkanolamines
DE3623680A1 (de) 1986-07-12 1988-01-14 Univ Essen Stoffsysteme fuer sorptionsprozesse
US5126189A (en) 1987-04-21 1992-06-30 Gelman Sciences, Inc. Hydrophobic microporous membrane
DD266799A1 (de) 1987-10-20 1989-04-12 Leuna Werke Veb Verfahren zur isolierung von hochreinem 4-amino-2,2,6,6-tetramethylpiperidin
JPH07111287B2 (ja) 1987-11-18 1995-11-29 日立電線株式会社 吸収器用伝熱管
JPH02298767A (ja) 1989-05-12 1990-12-11 Nissin Electric Co Ltd 吸収冷凍装置
JP2959141B2 (ja) 1991-02-22 1999-10-06 ダイキン工業株式会社 吸収式冷凍装置
JPH0784965B2 (ja) 1991-12-24 1995-09-13 誠之 渡辺 太陽熱冷却装置
US5303565A (en) 1993-03-11 1994-04-19 Conserve Resources, Inc. Rotary absorption heat pump of improved performance
JP3236402B2 (ja) 1993-04-22 2001-12-10 大阪瓦斯株式会社 吸収式冷凍機
JPH07167521A (ja) 1993-12-15 1995-07-04 Asahi Glass Co Ltd 吸収式冷凍装置
DE19511709A1 (de) 1995-03-30 1996-10-02 Klement Arne Verfahren zur Erzeugung von Kälte und Wärme mit Hilfe einer durch Pervaporation angetriebenen Sorptionskältemaschine
US6331289B1 (en) 1996-10-28 2001-12-18 Nycomed Imaging As Targeted diagnostic/therapeutic agents having more than one different vectors
US6117963A (en) 1997-03-26 2000-09-12 Th Goldschmidt Ag Tetrahydrofuran-containing silicone polyethers
US5873260A (en) 1997-04-02 1999-02-23 Linhardt; Hans D. Refrigeration apparatus and method
TW538055B (en) 1997-04-14 2003-06-21 Nippon Catalytic Chem Ind Pressure-resistant absorbent resin, disposable diaper using the resin and absorbent resin, and method for production thereof
DE19850624A1 (de) 1998-11-03 2000-05-04 Basf Ag Verfahren zur Herstellung von Cyanessigsäureestern
US6155057A (en) 1999-03-01 2000-12-05 Arizona Board Of Regents Refrigerant fluid crystallization control and prevention
WO2000061698A1 (en) 1999-04-12 2000-10-19 Arizona Board Of Regents Two-phase refrigeration fluid for an absorption refrigeration apparatus and a method of preventing corrosion
DE19949347A1 (de) 1999-10-13 2001-04-19 Basf Ag Brennstoffzelle
JP2001219164A (ja) 2000-02-08 2001-08-14 Toyobo Co Ltd 純水製造器および純水製造装置
BR0208176B1 (pt) 2001-03-20 2011-09-20 processo para separar lìquidos ou gases condensáveis no estado condensado.
DE10208822A1 (de) 2002-03-01 2003-09-11 Solvent Innovation Gmbh Halogenfreie ionische Flüssigkeiten
JP2004044945A (ja) 2002-07-12 2004-02-12 Daikin Ind Ltd 吸収式冷凍装置の吸収促進剤
DE10316418A1 (de) 2003-04-10 2004-10-21 Basf Ag Verwendung einer ionischen Flüssigkeit
DE10324300B4 (de) 2003-05-21 2006-06-14 Thomas Dr. Weimer Thermodynamische Maschine und Verfahren zur Aufnahme von Wärme
DE10333546A1 (de) 2003-07-23 2005-02-17 Linde Ag Verfahren zur Olefinabtrennung aus Spaltgasen von Olefinanlagen mittels ionischer Flüssigkeiten
US20050129598A1 (en) 2003-12-16 2005-06-16 Chevron U.S.A. Inc. CO2 removal from gas using ionic liquid absorbents
DE102004011427A1 (de) * 2004-03-09 2005-09-29 Basf Ag Absorptionsmittel mit verbesserter Oxidationsbeständigkeit und Verfahren zum Entsäuern von Fluidströmen
DE102004021129A1 (de) 2004-04-29 2005-11-24 Degussa Ag Verfahren zur Isolierung von hochreinem 2-Methoxypropen
DE102004024967A1 (de) 2004-05-21 2005-12-08 Basf Ag Neue Absorptionsmedien für Absorptionswärmepumpen, Absorptionskältemaschinen und Wärmetransformatoren
DE102004053167A1 (de) 2004-11-01 2006-05-04 Degussa Ag Polymere Absorptionsmittel für die Gasabsorption und Absorptionsprozess
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
US8715521B2 (en) 2005-02-04 2014-05-06 E I Du Pont De Nemours And Company Absorption cycle utilizing ionic liquid as working fluid
JP2006239516A (ja) 2005-03-01 2006-09-14 Shigeo Fujii 揮発性有機溶剤の除去用吸収液組成物およびそれを用いる揮発性有機溶剤の除去方法
DE102005013030A1 (de) 2005-03-22 2006-09-28 Bayer Technology Services Gmbh Verfahren zur destillativen Reinigung schwerflüchtiger Fluide
DE102005028451B4 (de) 2005-06-17 2017-02-16 Evonik Degussa Gmbh Verfahren zum Transport von Wärme
US8506839B2 (en) 2005-12-14 2013-08-13 E I Du Pont De Nemours And Company Absorption cycle utilizing ionic liquids and water as working fluids
FR2895273B1 (fr) 2005-12-22 2008-08-08 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un gaz avec une solution absorbante a regeneration fractionnee avec controle de la teneur en eau de la solution
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.
EP1998962A1 (de) 2006-03-20 2008-12-10 Basf Se Nanopartikuläre metallboridzusammensetzung und deren verwendung zum kennzeichnen von kunststoffteilen
FR2900843B1 (fr) 2006-05-10 2008-07-04 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un gaz par multiamines partiellement neutralisees
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
JP4268176B2 (ja) 2006-06-28 2009-05-27 崇貿科技股▲ふん▼有限公司 フローティング駆動回路
DE102006036228A1 (de) 2006-08-03 2008-02-07 Universität Dortmund Verfahren zum Abtrennen von CO2 aus Gasgemischen
EP2093278A1 (de) 2008-02-05 2009-08-26 Evonik Goldschmidt GmbH Performance-Additive zur Verbesserung der Benetzungseigenschaften von ionischen Flüssigkeiten auf festen Oberflächen
EP2087930A1 (de) 2008-02-05 2009-08-12 Evonik Degussa GmbH Verfahren zur Absorption eines flüchtigen Stoffes in einem flüssigen Absorptionsmittel
EP2088389B1 (de) 2008-02-05 2017-05-10 Evonik Degussa GmbH Absorptionskältemaschine
EP2300127B1 (de) 2008-06-23 2015-04-01 Basf Se Absorptionsmittel und verfahren zur entfernung von sauergasen aus fluidströmen, insbesondere aus rauchgasen
FR2936165B1 (fr) 2008-09-23 2011-04-08 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un gaz par solution absorbante avec controle de la demixtion
FR2942972B1 (fr) 2009-03-10 2012-04-06 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un gaz par solution absorbante avec vaporisation et/ou purification d'une fraction de la solution absorbante regeneree.
AU2010234813A1 (en) 2009-03-31 2011-09-22 E. I. Du Pont De Nemours And Company Ionic compounds in lithium bromide/water absorption cycle systems
PT2258460E (pt) 2009-06-05 2012-05-18 Evonik Degussa Gmbh Processo, meio absorvente e dispositivo para a absorção de co2 de misturas gasosas
DE102009047564A1 (de) 2009-12-07 2011-06-09 Evonik Degussa Gmbh Arbeitsmedium für eine Absorptionskältemaschine
EP2380941A1 (de) 2010-04-20 2011-10-26 Evonik Degussa GmbH Absorptionswärmepumpe mit Sorptionsmittel umfassend ein Lithiumsalz und ein organisches Salz mit gleichem Anion
EP2380940A1 (de) 2010-04-20 2011-10-26 Evonik Degussa GmbH Absorptionswärmepumpe mit Sorptionsmittel umfassend Lithiumchlorid und ein organisches Chloridsalz
BR112013007941A2 (pt) 2010-11-08 2016-06-14 Evonik Degussa Gmbh meio de trabalho para bombas de absorção de calor
AU2012339061B2 (en) 2011-11-14 2016-10-13 Evonik Degussa Gmbh Method and device for the separation of acidic gases from a gas mixture

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0302020A2 (en) * 1987-07-30 1989-02-01 Ciba-Geigy Ag Process for the preparation of 2,2,6,6-tetramethyl-4-piperidyl-amines
WO2010089257A1 (de) * 2009-02-02 2010-08-12 Evonik Degussa Gmbh Co2 -absorption aus gasmischungen mit wässeriger losung aus 4-amino-2,2,6, 6-tetramethylpiperidin

Also Published As

Publication number Publication date
ES2546241T3 (es) 2015-09-21
EP2637766B1 (de) 2015-06-17
US20130247758A1 (en) 2013-09-26
CA2817704A1 (en) 2012-05-18
PT2637766E (pt) 2015-10-08
RS54221B1 (en) 2015-12-31
UA105729C2 (ru) 2014-06-10
CA2817704C (en) 2015-12-29
SI2637766T1 (sl) 2015-10-30
AU2011328098B2 (en) 2016-05-26
EP2637766A1 (de) 2013-09-18
DK2637766T3 (en) 2015-09-14
PE20140727A1 (es) 2014-07-13
CY1116740T1 (el) 2017-03-15
CO6761382A2 (es) 2013-09-30
AU2011328098A1 (en) 2013-06-06
CN103221113B (zh) 2015-08-26
EA201300577A1 (ru) 2013-10-30
BR112013011639B1 (pt) 2020-09-15
HUE025503T2 (en) 2016-02-29
US8784537B2 (en) 2014-07-22
WO2012062830A1 (de) 2012-05-18
NZ610691A (en) 2014-09-26
PL2637766T3 (pl) 2015-11-30
DE102011077377A1 (de) 2012-05-16
MY159302A (en) 2016-12-30
BR112013011639A2 (pt) 2016-08-09
HRP20150928T1 (hr) 2015-10-09
CN103221113A (zh) 2013-07-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA024501B1 (ru) Аминсодержащий абсорбент и способ абсорбции кислых газов из газовых смесей
CN103635247B (zh) 用于从气体混合物吸收酸性气体的吸收介质和方法
AU2012339061B2 (en) Method and device for the separation of acidic gases from a gas mixture
US9878285B2 (en) Method and absorption medium for absorbing CO2 from a gas mixture
US7585479B2 (en) Method of deacidizing a gas by partly neutralized multiamines
EP2059327B1 (de) Entfernung von kohlendioxid aus verbrennungsabgasen
AU2013258363B2 (en) Method for absorbing CO2 from a gas mixture
EP2804690B1 (de) Verfahren zur absorption von co2 aus einer gasmischung mit einem amine enthaltenden absorptionsmedium
US20100319540A1 (en) Removal of acid gases by means of an absorbent comprising a stripping aid
DE102016204929B4 (de) Absorptionsmedium und Verfahren zur Absorption saurer Gase aus Gasmischungen
US20130023712A1 (en) Method of removing acid compounds from a gaseous effluent with an absorbent solution based on i/ii/iii triamines
RU2735544C2 (ru) Абсорбирующий раствор на основе гидроксильных производных 1,6-гександиамина и способ удаления кислотных соединений из газообразного отходящего потока
JP2014522867A (ja) 気体混合物から硫化水素を除去するためのアミノピリジン誘導体
US9468884B2 (en) Process for removing acidic compounds from a gaseous effluent with an absorbent solution based on dihydroxyalkylamines bearing severe steric hindrance of the nitrogen atom
JP2023506056A (ja) 第三級アミン系吸収溶液を用いて、ガス状流出物から酸化合物を除去する方法
Murai et al. The Effect of Chemical Structure of Synthesised Alkanolamines for the Post Combustion Capture Process on Carbon Dioxide

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 KG MD TJ

TC4A Change in name of a patent proprietor in a eurasian patent