EP2521603A1 - Co2-entfernung aus gasen mittels wässriger amin-lösungen unter zusatz eines sterisch gehinderten amins - Google Patents

Co2-entfernung aus gasen mittels wässriger amin-lösungen unter zusatz eines sterisch gehinderten amins

Info

Publication number
EP2521603A1
EP2521603A1 EP10798966A EP10798966A EP2521603A1 EP 2521603 A1 EP2521603 A1 EP 2521603A1 EP 10798966 A EP10798966 A EP 10798966A EP 10798966 A EP10798966 A EP 10798966A EP 2521603 A1 EP2521603 A1 EP 2521603A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
amine
group
absorbent
arbitrary
absorbent according
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Ceased
Application number
EP10798966A
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Johannes Menzel
Olaf Von Morstein
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
ThyssenKrupp Industrial Solutions AG
Original Assignee
ThyssenKrupp Uhde GmbH
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 ThyssenKrupp Uhde GmbH filed Critical ThyssenKrupp Uhde GmbH
Publication of EP2521603A1 publication Critical patent/EP2521603A1/de
Ceased legal-status Critical Current

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
    • B01D53/1493—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
    • B01D53/34—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
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/50—Carbon oxides
    • B01D2257/504—Carbon dioxide
    • 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

Definitions

  • the invention relates to the use of an absorbent for removing C0 2 from industrial gases.
  • aqueous solutions of organic bases e.g. Alkanolamines used as an absorbent.
  • the absorbent is regenerated by supplying heat, pressure reduction, or stripping by means of suitable auxiliary media. After regeneration, the absorbent is a regenerated solvent for the absorption of
  • Absorbents have a very high binding capacity for C0 2 .
  • the highest possible absorption capacity should already be available even at low C0 2 partial pressures.
  • the absorption capacity of the absorbent is essentially the required Absorptionsffenumlaufmenge and thus determines the size and cost of the equipment required for it. Since the energy needed to heat and cool the absorbent is proportional to the amount of recirculation, the regeneration energy needed to regenerate the solvent is also substantially reduced if it succeeds in reducing the recirculating amount of the absorbent. In addition to the pure absorption capacity, it is crucial for the so-called cyclic absorption capacity of an amine that in the thermal regeneration of the amine as little as possible of the carbon dioxide absorbed in the absorption remains in the solvent. Primary and secondary amines form predominantly carbamates with the included C0 2 , among which also under typical
  • an absorbent comprising an aqueous solution with at least two different amines, wherein
  • a sterically hindered amine with a proportion of the total amount of amine of less than 50% by weight represents the second amine component in the aqueous solution
  • the arbitrary amine is preferably present in a proportion of from 60% by weight to 90% by weight, and more preferably in a proportion of from 70% to 85% by weight, of the total amount of amine in the aqueous solution. Accordingly, the sterically hindered amine is preferred in a proportion of 1 to 40% by weight, and
  • the hindered amine is selected from the group comprising (i) Amines having a primary amino group attached to a tertiary carbon atom.
  • sterically hindered amine particularly preferred is the sterically hindered amine while 2-amino-2-methyl-1-propanol (AMP).
  • AMP 2-amino-2-methyl-1-propanol
  • any amine is piperazine or a piperazine derivative.
  • the arbitrary amine is an amine having more than one amino group in the molecule, wherein the amine group both in primary position, as well as in secondary position, as well as in mixed primary /
  • the arbitrary amine is a diamine of the formula H 2 N-R2-NH 2 , wherein R 2 is a C 2 - to C 6 -alkyl group.
  • any amine is selected from a group comprising, ethylenediamine, 1,4-diaminobutane, 1,3-diaminopropane, 1,2-diaminopropane, 2,2-dimethyl-1,3-diaminopropane, hexamethylenediamine, 3-methylaminopropylamine, 3- (dimethylamino) propylamine, 3- (diethylamino) propylamine, 4-dimethylaminobutylamine and 5-dimethylaminopentylamine, 1,1,1 N, N-tetramethylethanediamine, 2,2, N, N-tetramethyl-1,3-propanediamine, N, N'-dimethyl- 1, 3-propanediamine and N, N'Bis (2-
  • the arbitrary amine is a diamine of the formula R1-HN-R2-NH 2 , wherein R 1 is a C 1 -C 6 -alkyl and R 2 is a C 2 -C 6 -alkyl group.
  • any amine is also a polyalkylenepolyamine selected from a group comprising, diethylenetriamine, triethylenetetramine, Tetraethylenepentamine, tris (3-aminopropyl) amine, tris (2-aminoethyl) amine, bis (3-dimrthylaminopropyl) amine, methyl bis (2-methylaminothyl) amine.
  • the arbitrary amine is optionally a primary or a secondary amine, such as
  • the arbitrary amine is a tertiary amine of the general formula N (R1) 2 -n (R2) i + n , where R1 is a
  • Alkyl group and R2 is a hydroxyalkyl group or a tertiary amine of the general formula (R1) 2.n (R2) n NXN (R1) 2 . m (R 2) m , wherein R 1 is an alkyl group, R 2 is a hydroxyalkyl group, X is an alkylene group which is interrupted one or more times by oxygen and n and m is an integer from 0 to 2, or two different nitrogen atoms bound radicals R1 and R2 together represents an alkylene group.
  • the arbitrary amine is selected from a group comprising bis-dimethylaminoethyl ether, tris (2-hydroxyethyl) amine, tris (2-hydroxypropyl) amine, tributanolamine, bis (2-hydroxyethyl) methylamine, 2-diethylaminoethanol, 2-dimethylaminoethanol, 3-dimethylamino-1-propanol, 3-diethylamino-1-propanol, 2-diisopropylaminoethanol, N, N-bis (2-hydroxypropyl) methylamine (methyldiisopropanolamine, MDI PA), ⁇ , ⁇ , ⁇ ', ⁇ '-tetramethylethylenediamine, ⁇ , ⁇ -diethyl-N'.N'-dimethylethylenediamine.N, ⁇ , ⁇ ', ⁇ '-tetraethylethylenediamine, N, N, N', N'-tetramethylpropan
  • DABCO Diabis (hydroxyethyl) piperazine.
  • DABCO dimethylaminoethyl ether
  • the loaded absorbent by heating
  • Amine solution prevail, namely at a temperature of 120 ° C and a C0 2 - partial pressure of 0.09 bar, a significantly lower C0 2 residual content, as an aqueous solution containing 50 wt% piperazine (see Table 1).
  • the C0 2 uptake for a C0 2 partial pressure of 0.03 bar (existing and comparable measured values for a C0 2 partial pressure of less than 100 mbar) at a temperature of 40 ° C for an aqueous piperazine solution and an aqueous piperazine / AMP solution.
  • aqueous piperazine solution composed of 72% piperazine / 28% AMP and once from 28% piperazine / 72% AMP together.
  • the percentages refer to the proportion of amines in the total amine content (see Tab. 2).

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)

Abstract

Verwendung eines Absorptionsmittels zum Entfernen von sauren Gasen aus einem Fluidstrom umfassend eine wässrige Lösung mit wenigstens zwei verschiedenen Aminen, wobei ein beliebiges Amin mit einem Anteil von größer 50 Gew% an der Gesamtaminmenge in der wässrigen Lösung die erste Aminkomponente in der wässrigen Lösung ausmacht und wobei, ein sterisch gehindertes Amin mit einem Anteil von kleiner 50 Gew% die zweite Aminkomponente in der wässrigen Lösung darstellt wobei der Fluidstrom mit dem Absorptionsmittel bei einem Partialdruck von < 200 mbar in Kontakt gebracht wird.

Description

C02-Entfernung aus Gasen mittels wässriger Amin-Lösungen unter Zusatz eines sterisch gehinderten Amins
[0001] Die Erfindung betrifft die Verwendung eines Absorptionsmittels zur Entfernung von C02 aus technischen Gasen.
[0002] Die Entfernung von C02 aus technischen Gasen ist von besonderer Bedeutung für die Reduzierung von C02-Emissionen, da C02 als die Hauptursache des Treibhauseffekts angesehen wird.
[0003] In der Industrie werden für die Entfernung von Sauergaskomponenten häufig wässrige Lösungen organischer Basen, z.B. Alkanolamine als Absorptionsmittel eingesetzt. [0004] Das Absorptionsmittel wird dabei durch Zufuhr von Wärme, Druckreduktion, oder Strippen mittels geeigneter Hilfsmedien regeneriert. Nach der Regeneration steht das Absorptionsmittel als regeneriertes Lösungsmittel für die Absorption von
Sauergaskomponenten erneut zur Verfügung. [0005] Rauchgase aus der Verbrennung von fossilen Brennstoffen, fallen nun in etwa bei atmosphärischem Druck an. Da der C02-Gehalt in den Rauchgasen typischerweise etwa 3 bis 13 Vol% beträgt, beträgt der C02-Partialdruck entsprechend nur 0,03 bis 0,13 bar. Um bei diesen niedrigen C02-Partialdrücken eine ausreichende Entfernung des C02's aus den Rauchgasen zu erzielen, muss ein geeignetes
Absorptionsmittel eine sehr hohe Bindungsfähigkeit für C02 haben. Insbesondere sollte eine möglichst hohe Aufnahmekapazität auch schon bei niedrigen C02-Partialdrücken vorhanden sein.
[0006] Durch die Aufnahmekapazität des Absorptionsmittels wird im Wesentlichen die benötigte Absorptionsmittelumlaufmenge und damit die Größe und Kosten der dafür benötigten Ausrüstungen bestimmt. Da die benötigte Energie zum Aufheizen und Abkühlen des Absorptionsmittels proportional der Umlaufmenge ist, wird auch die für die Regeneration des Lösungsmittels benötigte Regenerationsenergie in wesentlicher Weise reduziert, wenn es gelingt die Umlaufmenge des Absorptionsmittels zu reduzieren. [0007] Neben der reinen Absorptionskapazität ist es für die sogenannte zyklische Aufnahmefähigkeit eines Amins entscheidend, dass bei der thermischen Regeneration des Amins möglichst wenig des bei der Absorption aufgenommenen Kohlendioxids im Lösungsmittel zurück bleibt. Primäre und sekundäre Amine bilden überwiegend Karbamate mit dem aufgenommen C02, von denen auch unter typischen
Regenerationsbedingungen (120°C, 2 bar) ein beträchtlicher Anteil nicht regeneriert wird und als Karbamat in der Lösung verbleibt, was dazu führt, dass nur ein gewisser Anteil des Absorptionsvermögens dieser Aminlösungen für die C02-Entfernung genutzt werden kann.
[0008] Es besteht daher ein erheblicher Bedarf nach einem Absorptionsmittel, das zum einen die Vorteile der primären und sekundären Amine, nämlich ihre hohe
Absorptionskapazität aufweist und zum anderen bei typischen
Regenerationsbedingungen möglichst wenig chemisch gebundenes C02 in der Lösung zurückbehält. Die Deckung dieses Bedarfes, d.h. also die Bereitstellung eines solchen Absorptionsmittels, sowie ein Verfahren zur Entfernung von C02 aus technischen Gasen hat sich die vorliegende Erfindung zur Aufgabe gemacht.
[0009] Die Aufgabe wird gelöst durch die Verwendung eines Absorptionsmittels, umfassend eine wässrige Lösung mit wenigstens zwei verschiedenen Aminen, wobei
• ein beliebiges Amin mit einem Anteil von größer 50 Gew% an der
Gesamtaminmenge in der wässrigen Lösung die erste Aminkomponente in der wässrigen Lösung ausmacht und wobei,
• ein sterisch gehindertes Amin mit einem Anteil an der Gesamtaminmenge von kleiner 50 Gew% die zweite Aminkomponente in der wässrigen Lösung darstellt
wobei der Fluidstrom mit dem Absorptionsmittel bei einem Partialdruck von < 200 mbar in Kontakt gebracht wird. [0010] Bevorzugt ist das beliebige Amin mit einem Anteil von 60 Gew% bis 90 Gew%, und besonders bevorzugt mit einem Anteil von 70 Gew% bis 85 Gew% an der Gesamtaminmenge in der wässrigen Lösung enthalten. Das sterisch gehinderte Amin ist dementsprechend bevorzugt mit einem Anteil von 1 bis 40 Gew%, und
vorzugsweise mit einem Anteil von < 15 Gew% an der Gesamtaminmenge in der wässrigen Lösung enthalten.
[0011] In einer bevorzugten Ausführungsform wird das das sterisch gehinderte Amin aus einer Gruppe ausgewählt, umfassend (i) Aminen mit einer primären Aminogruppe, die an ein tertiäres Kohlenstoffatom gebunden ist.
(ii) Aminen mit einer sekundären Aminogruppe, die an ein sekundäres oder tertiäres Kohlenstoffatom gebunden ist, und
(iii) Aminen, worin ein tertiäres oder quartäres Kohlenstoffatom in ß-Position zur Aminogruppe angeordnet ist.
[0012] Besonders bevorzugt ist das sterisch gehinderte Amin dabei 2-Amino-2- methyl-1-propanol (AMP). Eine Vielzahl weiterer sterisch gehinderter Amine, die hier zum Einsatz kommen können, sind in den Schriften WO 2008/145658 A1 , US
2009/0199713 A1 , US 4,217,236, US 5,700,437, US 6,036,931 und US 6,500,397 B1 offenbart. [0013] Vorzugsweise ist das beliebige Amin Piperazin oder ein Piperazinderivat.
[0014] In einer weiteren Ausgestaltung der Erfindung ist das beliebige Amin ein Amin mit mehr als einer Aminogruppe im Molekül, wobei die Amingruppe sowohl in Primärstellung, als auch in Sekundärstellung, als auch in gemischt Primär-/
Sekundärstellung vorliegt.
[0015] In einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung ist das beliebige Amin ein Diamin der Formel H2N-R2-NH2 ist, worin R2 für eine C2- bis C6-Alkylgruppe steht. [0016] Optional wird das beliebige Amin aus einer Gruppe ausgewählt, umfassend, Etylendiamin, 1 ,4 Diaminobutan, 1 ,3 Diaminopropan, 1 ,2 Diaminopropan, 2,2 Dimethyl1 ,3diaminopropan, Hexamethylendiamin, 3-Methylaminopropylamin, 3- (Dimethylamino)propylamin, 3-(Diethylamino)propylamin, 4-Dimethylaminobutylamin und 5-Dimethylaminopentylamin, 1 ,1 ,N,N-Tetramethylethandiamin, 2,2,N,N- Tetramethyl-1 ,3-propandiamin, N,N'-Dimethyl-1 ,3-propandiamin und N,N'Bis(2- hydroxyethyl)ethylendiamin.
[0017] In ebenfalls vorteilhafter Ausgestaltung ist das beliebige Amin ein Diamin der Formel R1-HN-R2-NH2, worin R1 für ein C^Ce-Alkyl steht und R2 für eine C2- bis C6-Alkylgruppe steht.
[0018] Mit Vorteil ist das beliebige Amin auch ein Polyalkylenpolyamin, das aus einer Gruppe ausgewählt wird, umfassend, Diethylentriamin, Triethylentetramin , Tetraethylenpentamin, Tris(3-aminopropyl)amin, Tris(2-aminoethyl)amin, Bis(3- dimrthylaminopropyl)amin, Methyl-bis(2-methylaminorthyl)amin.
Das beliebige Amin ist optional ein primäres oder ein sekundäres Amin, wie
beispielsweise 2-Aminoethanol (Monoethanolamin, MEA), N,N-Bis(2- hydroxyethyl)amin (Diethanolamin, DEA), N,N-Bis(2-hydroxypropyl)amin
(Diisopropanolamin, DIPA),2-(Methylamino)ethanol, 2-(Ethylamino)ethanol, 2-(n- Butylamino)ethanol, 2Amino-1-butanol (2-AB), 3-Amino-1-propanol und 5-Amino-1- pentanol sein.
[0019] In einer bevorzugten Ausführungsform der Erfindung ist das beliebige Amin ein tertiäres Amin der allgemeinen Formel N(R1)2-n(R2)i+n, worin R1 für eine
Alkylgruppe steht und R2 für eine Hydroxylalkylgruppe steht oder ein tertiäres Amin der allgemeinen Formel (R1)2.n(R2)nN-X-N(R1)2.m(R2)m, worin R1 für eine Alkylgruppe steht, R2 für eine Hydroxyalkylgruppe steht, X für eine Alkylengruppe, die ein- oder mehrfach durch Sauerstoff unterbrochen ist und n und m für eine ganze Zahl von 0 bis 2 steht, oder zwei an verschiedene Stickstoffatome gebundene Reste R1 und R2 zusammen für eine Alkylengruppe steht. Dabei wird das beliebige Amin aus einer Gruppe ausgewählt, umfassend Bis-dimethylaminoethylether, Tris(2-hydroxyethyl)amin, Tris(2-hydroxypropyl)amin, Tributanolamin, Bis(2-hydroxyethyl)-methylamin, 2- Diethylaminoethanol, 2-Dimethylaminoethanol, 3-Dimethylamino-1-propanol, 3- Diethylamino-1-propanol, 2-Diisopropylaminoethanol, N,N-Bis(2- hydroxypropyl)methylamin (Methyldiisopropanolamin, MDI PA), Ν,Ν,Ν',Ν'- Tetramethylethylendiamin, Ν,Ν-Diethyl- N'.N'-dimethylethylendiamin.N, Ν,Ν',Ν'- Tetraethylethylendiamin, N, N,N',N'-Tetramethylpropandiamin,N,N,N',N'- Tetraethylpropandiamin, N,N-Dimethyl-N',N'-diethylethylendiamin, 2-(2- Dimethylaminoethoxy)-N,N-dimethylethanamin; 1 ,4-Diazabicyclo[2.2.2]octane
(DABCO); Ν,Ν,Ν'-Trimethylaminoethylethanolamin, N, N'-Dimethylpiperazin und Ν,Ν'- Bis(hydroxyethyl)piperazin. Besonders bevorzugt wird dabei Bis- dimethylaminoethylether eingesetzt.
[0020] Vorteilhaft wird das beladene Absorptionsmittel durch Erwärmung,
Entspannung, Strippen mittels durch interne Verdampfung des Lösungsmittels erzeugten Strippdämpfen, Strippen mit einem inerten Fluid oder einer Kombination zweier oder aller dieser Maßnahmen regeneriert.
[0021] Die vorliegende Erfindung wird nachstehend anhand von Messergebnissen detailliert beschrieben. [0022] In unseren Messungen haben wir nun in überraschender weise gefunden, dass z.B. eine Mischung aus 50 Gew% H20, 37 Gew% Piperazin und 13 Gew% AMP eine signifikant niedrigere C02-Restbeladung unter Regenerationsbedinungen (120°C) aufweist als eine Mischung aus 50% H20 und 50 Gew% Piperazin. Piperazin stellt in diesem Beispiel ein sekundäres Diamin dar und AMP stellt ein sterisch gehindertes Amin dar.
[0023] Die Bestimmung der verbleibenden C02-Beladung bei
Regenerationsbedingungen wurde durch Gleichgewichtsmessungen bei einer
Temperatur von 120 °C mit der sogenannten synthetischen Methode durchgeführt und mit Messwerten aus der Literatur für die reine wässrige Piperazinlösung verglichen.
[0024] Dabei zeigte sich, dass eine Aminlösung mit einem Gesamtamingehalt von 50 Gew%, die neben einem Großteil Piperazin auch einen kleineren Anteil eines sterisch gehinderten Amins (AMP mit 28 Gew% bezogen auf die Gesamtaminmenge in der Lösung) enthält, unter Gleichgewichtsbedingungen, die vergleichbar mit den Bedingungen sind, die im Sumpf eines Desorbers bei der Regeneration der
Aminlösung herrschen, nämlich bei einer Temperatur von 120 °C und einem C02- Partialdruck von 0,09 bar, einen deutlich niedrigeren C02-Restgehalt aufweist, als eine wässrige Lösung, die 50 Gew% Piperazin enthält (siehe Tab. 1).
Tab. 1 :
[0025] In früheren Versuchen wurde bereits gefunden, dass die absolute C02- Aufnahmefähigkeit einer Aminlösung die nur geringe Anteile eines sterisch gehinderten Amins enthält (28 % bezogen auf den Gesamtamingehalt, 72 % Piperazin) nur geringfügig geringer ist als die absolute C02-Aufnahmefähigkeit einer Aminlösung, die nur Piperazin enthält.
[0026] So wurde die C02-Aufnahme für einen C02-Partialdruck von 0,03 bar (vorhandene und vergleichbare Messwerte für einen C02 Partialdruck von kleiner 100 mbar) bei einer Temperatur von 40 °C für eine wässrige Piperazin Lösung und eine wässrige Piperazin /AMP-Lösung bestimmt. Dabei setzte sich die Piperazin/AMP- Lösung einmal aus 72% Piperazin / 28 % AMP und einmal aus 28 % Piperazin / 72 % AMP zusammen. Dabei beziehen sich die Prozentangaben auf den Anteil an Aminen am Gesamtamingehalt (siehe Tab. 2).
Tab. 2:
[0027] Es zeigte sich, dass eine Mischung mit einem 28%igen Anteil eines sterisch gehinderten Amins nur unwesentlich weniger C02 (8%) aufnehmen kann als eine Mischung, die nur aus einer wässrigen Lösung eines sekundären Diamins besteht. Eine weitere Erhöhung des Anteils des sterisch gehinderten Amins führt jedoch zu einer deutlichen Abnahme der Gesamtkapazität (nur noch die Hälfte im Vergleich zu der reinen wässrigen Aminlösung), so dass ein höherer Gehalt an sterisch gehinderten Aminen sich eher nachteilig auswirkt. Berücksichtigt man aber die signifikante Verbesserung des C02-Restgehalts in der Lösung bei
Regenerationsbedingungen wird klar, dass die zyklische C02-Aufnahmekapazität bei einer Lösung, die einen gewissen Anteil an sterisch gehinderten Aminen enthält signifikant größer ist, als bei einer Vergleichslösung, die das sterisch gehinderte Amin in Anteilen kleiner 50% am Gesamtamingehalt nicht enthält.
[0028] Zur Klärung, ob dass beobachtete Verhalten des Einflusses eines sterisch gehinderten Amins auf die bessere Regenerierbarkeit neben sekundären Aminen auch für primäre Amine gilt wurde beispielhaft 1 ,3 Diaminopropan in wässriger Lösung mit einem Gemisch aus 1 ,3 Diaminopropan und AMP in wässriger Lösung verglichen.
Tab. 3:
Absorptionsmittel (Anteil Amine am C02-Restgehalt im
Gesamtamingehalt) Gleichgewicht bei 120°C und 0,09 bar C02
Partialdruck relativ zu
reinem DAP in %
1 ,3 Diaminopropan(100 Gew%) 100
1 ,3 Diaminopropan (72 Gew%) AMP 79
(28 Gew%)
Auch für dieses System wurde gefunden, dass bei Zusatz eines sterisch gehinderten Amins, zu einem primären Diamin in wässriger Lösung, eine Verminderung der C02. Restbeladung bei typischen Regenerationsbedingungen eintritt, wenn auch der Effekt nicht ganz so groß ist wie bei dem sekundären Diamin Piperazin.

Claims

Ansprüche
1. Verwendung eines Absorptionsmittels zum Entfernen von sauren Gasen aus einem Fluidstrom umfassend eine wässrige Lösung mit wenigstens zwei verschiedenen Aminen, wobei
■ ein beliebiges Amin mit einem Anteil von größer 50 Gew% an der
Gesamtaminmenge in der wässrigen Lösung die erste Aminkomponente in der wässrigen Lösung ausmacht und wobei,
■ ein sterisch gehindertes Amin mit einem Anteil von kleiner 50 Gew% an der Gesamtaminmenge die zweite Aminkomponente in der wässrigen Lösung darstellt,
wobei der Fluidstrom mit dem Absorptionsmittel bei einem Partialdruck von < 200 mbar in Kontakt gebracht wird.
2. Verwendung eines Absorptionsmittels nach Anspruch 1 , wobei das beliebige Amin mit einem Anteil von 60 Gew% bis 90 Gew%, und vorzugsweise mit einem Anteil von 70 Gew% bis 85 Gew% an der Gesamtaminmenge in der wässrigen Lösung enthalten ist.
3. Verwendung eines Absorptionsmittels nach Anspruch 1 , wobei das sterisch gehinderte Amin mit einem Anteil von 1 bis 40 Gew%, und vorzugsweise mit einem Anteil von < 15 Gew% an der Gesamtaminmenge in der wässrigen Lösung enthalten ist.
4. Verwendung eines Absorptionsmittels nach einem der Ansprüche 1 bis 3, wobei das sterisch gehinderte Amin aus einer Gruppe ausgewählt wird, umfassend
(i) Amine mit einer primären Aminogruppe, die an ein tertiäres Kohlenstoffatom gebunden ist,
(ii) Amine mit einer sekundären Aminogruppe, die an ein sekundäres oder tertiäres
Kohlenstoffatom gebunden ist, und
(iii) Amine, worin ein tertiäres oder quartäres Kohlenstoffatom in ß-Position zur Aminogruppe angeordnet ist.
5. Verwendung eines Absorptionsmittels nach Anspruch 4, wobei das sterisch gehinderte Amin besonders bevorzugt 2-Amino-2-methyl-1-propanol (AMP) ist.
6. Verwendung eines Absorptionsmittels nach einem der Ansprüche 1 bis 5, wobei das beliebige Amin Piperazin oder ein Piperazinderivat ist.
7. Verwendung eines Absorptionsmittels nach einem der Ansprüche 1 bis 5, wobei das beliebige Amin ein Amin mit mehr als einer Aminogruppe im Molekül ist, wobei die Amingruppe sowohl in Primärstellung, als auch in Sekundärstellung, als auch in gemischt Primär-/ Sekundärstellung vorliegt.
8. Verwendung eines Absorptionsmittels nach einem der Ansprüche 1 bis 5, wobei das beliebige Amin ein Diamin der Formel H2N-R2-NH2 ist, worin R2 für eine C2- bis C6-Alkylgruppe steht.
9. Verwendung eines Absorptionsmittels nach einem der Ansprüche 1 bis 5, wobei das beliebige Amin aus einer Gruppe ausgewählt wird, umfassend,
Etylendiamin, 1 ,4 Diaminobutan, 1 ,3 Diaminopropan, 1 ,2 Diaminopropan, 2,2 Dimethyl1 ,3diaminopropan, Hexamethylendiamin, 3-Methylaminopropylamin, 3- (Dimethylamino)propylamin, 3-(Diethylamino)propylamin, 4- Dimethylaminobutylamin und 5-Dimethylaminopentylamin, 1 ,1 , N,N- Tetramethylethandiamin, 2,2,N,N-Tetramethyl-1 ,3-propandiamin, Ν,Ν'- Dimethyl-1 ,3-propandiamin und N,N'Bis(2-hydroxyethyl)ethylendiamin.
10. Verwendung eines Absorptionsmittels nach einem der Ansprüche 1 bis 5, wobei das beliebige Amin ein Diamin der Formel R1-HN-R2-NH2 ist, worin R1 für ein Ci- C6-Alkyl steht und R2 für eine C2- bis C6-Alkylgruppe steht.
11. Verwendung eines Absorptionsmittels nach einem der Ansprüche 1 bis 5,
wobei das beliebige Amin ein Polyalkylenpolyamin ist, das aus einer Gruppe ausgewählt wird, umfassend, Diethylentriamin, Triethylentetramin ,
Tetraethylenpentamin, Tris(3-aminopropyl)amin, Tris(2-aminoethyl)amin, Bis(3- dimrthylaminopropyl)amin, Methyl-bis(2-methylaminorthyl)amin.
12. Verwendung eines Absorptionsmittels nach einem der Ansprüche 1 bis 5, wobei das beliebige Amin ein primäres oder ein sekundäres Amin ist.
13. Verwendung eines Absorptionsmittels nach einem der Ansprüche 1 bis 5, wobei das beliebige Amin ein tertiäres Amin der allgemeinen Formel N(R1)2-n(R2)1+n ist, worin R1 für eine Alkylgruppe steht und R2 für eine Hydroxylalkylgruppe steht.
Verwendung eines Absorptionsmittels nach einem der Ansprüche 1 bis 5, wobei das beliebige Amin ein tertiäres Amin der allgemeinen Formel (R1)2-n(R2)nN-X- N(R1)2.m(R2)m, worin R1 für eine Alkylgruppe steht, R2 für eine Hydroxyalkylgruppe steht, X für eine Alkylengruppe, die ein- oder mehrfach durch Sauerstoff unterbrochen ist und n und m für eine ganze Zahl von 0 bis 2 steht, oder zwei an verschiedene Stickstoffatome gebundene Reste R1 und R2 zusammen für eine
Alkylengruppe steht.
Verwendung eines Absorptionsmittels nach einem der Ansprüche 13 oder 14, wobei das beliebige Amin aus einer Gruppe ausgewählt wird, umfassend Bis- dimethylaminoethylether, Tris(2-hydroxyethyl)amin, Tris(2-hydroxypropyl)amin, Tributanolamin, Bis(2-hydroxyethyl)-methylamin, 2-Diethylaminoethanol, 2- Dimethylaminoethanol, 3-Dimethylamino-1 -propanol, 3-Diethylamino-1 - propanol, 2-Diisopropylaminoethanol, N,N-Bis(2-hydroxypropyl)methylamin (Methyldiisopropanolamin, MDI PA), Ν,Ν,Ν',Ν'-Tetramethylethylendiamin, N,N- Diethyl- N',N'-dimethylethylendiamin,N, Ν,Ν',Ν'-Tetraethylethylendiamin, N, N,N',N'-Tetramethylpropandiamin,N,N,N',N'-Tetraethylpropandiamin, N,N- Dimethyl-N'.N'-diethylethylendiamin, 2-(2-Dimethylaminoethoxy)-N,N- dimethylethanamin; 1 ,4-Diazabicyclo[2.2.2]octane (DABCO); Ν,Ν,Ν'- Trimethylaminoethylethanolamin, N, N'-Dimethylpiperazin und Ν,Ν'- Bis(hydroxyethyl)piperazin, wobei besonders bevorzugt Bis- dimethylaminoethylether eingesetzt wird.
Verwendung eines Absorptionsmittels zum Entfernen von Kohlendioxid aus einem Fluidstrom nach einem der Ansprüche 1 bis 15 , wobei das beladene Absorptionsmittel durch
i) Erwärmung
ii) Entspannung,
iii) Strippen mittels durch interne Verdampfung des Lösungsmittels
erzeugten Strippdämpfen,
iv) Strippen mit einem inerten Fluid
oder einer Kombination zweier oder aller dieser Maßnahmen regeneriert wird.
EP10798966A 2010-01-05 2010-12-21 Co2-entfernung aus gasen mittels wässriger amin-lösungen unter zusatz eines sterisch gehinderten amins Ceased EP2521603A1 (de)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102010004070A DE102010004070A1 (de) 2010-01-05 2010-01-05 CO2-Entfernung aus Gasen mittels wässriger Amin-Lösung unter Zusatz eines sterisch gehinderten Amins
PCT/EP2010/007839 WO2011082809A1 (de) 2010-01-05 2010-12-21 Co2-entfernung aus gasen mittels wässriger amin-lösungen unter zusatz eines sterisch gehinderten amins

Publications (1)

Publication Number Publication Date
EP2521603A1 true EP2521603A1 (de) 2012-11-14

Family

ID=43806755

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP10798966A Ceased EP2521603A1 (de) 2010-01-05 2010-12-21 Co2-entfernung aus gasen mittels wässriger amin-lösungen unter zusatz eines sterisch gehinderten amins

Country Status (11)

Country Link
US (1) US8920544B2 (de)
EP (1) EP2521603A1 (de)
JP (2) JP2013516304A (de)
KR (1) KR20130000375A (de)
CN (1) CN102652033B (de)
AU (1) AU2010341131A1 (de)
CA (1) CA2780194A1 (de)
DE (1) DE102010004070A1 (de)
RU (1) RU2012121601A (de)
WO (1) WO2011082809A1 (de)
ZA (1) ZA201203493B (de)

Families Citing this family (31)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2594328B1 (de) 2011-11-21 2014-08-20 ITS Reaktortechnik GmbH Verfahren zur Entfernung von Schwefelwasserstoff aus einem Gasstrom
CN102794095B (zh) * 2012-09-12 2014-11-05 湖南大学 三(2-氨乙基)胺作为二氧化碳吸收剂方面的应用
CN102898313B (zh) * 2012-10-19 2014-06-11 南京信息工程大学 一种用于捕集酸性气体的氮撑化合物及其应用
DE102012222157A1 (de) * 2012-12-04 2014-06-05 Evonik Industries Ag Verfahren zur Absorption von CO2 aus einer Gasmischung
NO20121474A1 (no) * 2012-12-07 2014-06-09 Aker Engineering & Technology Forbedret vandig CO2-absorbent
WO2014129400A1 (ja) * 2013-02-25 2014-08-28 公益財団法人地球環境産業技術研究機構 ガス中の二酸化炭素を吸収及び回収するための液体、並びにそれを用いた二酸化炭素の回収方法
KR101427044B1 (ko) * 2013-04-29 2014-08-05 한국서부발전 주식회사 산성가스 분리용 흡수제
US9533253B2 (en) * 2014-06-05 2017-01-03 Phillips 66 Company Amine solvent blends
RU2702576C2 (ru) * 2014-10-10 2019-10-08 Дау Глоубл Текнолоджиз Ллк Способ удаления кислых газов из газообразных смесей с использованием водного раствора 2-диметиламино-2-гидроксиметил-1,3-пропандиола
KR101588244B1 (ko) * 2014-10-16 2016-01-25 경희대학교 산학협력단 함산소디아민을 포함하는 이산화탄소 흡수제
KR101549950B1 (ko) * 2014-10-16 2015-09-03 경희대학교 산학협력단 트리아민을 포함하는 이산화탄소 흡수제
KR20160058296A (ko) * 2014-11-14 2016-05-25 (주)티피티퍼시픽 ２-아미노 ２-메틸 １-프로판올(ａｍｐ)를 포함하는 산성가스 제거용 흡수제 조성물 및 이를 이용한 산성가스 제거방법
EP3250308A2 (de) * 2015-01-27 2017-12-06 Dow Global Technologies LLC Trennung von c2+-paraffinen aus methan mithilfe regenerierbarer makroporöser alkylenverbrückter adsorptionsmittel in einem komprimierten wanderbett mit mikrowellenregeneration
KR101798976B1 (ko) 2015-09-21 2017-11-17 경희대학교 산학협력단 이산화탄소 흡수제
CN105413396A (zh) * 2015-10-21 2016-03-23 中石化节能环保工程科技有限公司 捕集尾气中co2的分层吸收剂
CN107569974B (zh) * 2016-07-05 2019-10-29 中国石油化工股份有限公司 复合型脱硫剂及其制备方法
ES2877641T3 (es) * 2017-02-10 2021-11-17 Basf Se Proceso para la remoción de gases ácidos de una corriente de fluido y los correspondientes usos
US10933367B2 (en) 2017-03-03 2021-03-02 Dow Global Technologies Llc Process for separating hydrogen sulfide from gaseous mixtures using a hybrid solvent mixture
US11167241B2 (en) * 2017-03-06 2021-11-09 Dow Global Technologies Llc Energy efficient process for separating hydrogen sulfide from gaseous mixtures using a hybrid solvent mixture
CN108722115A (zh) * 2017-04-18 2018-11-02 中国石油化工股份有限公司 一种从混合气中脱除co2的专用吸收液
JP7221880B2 (ja) * 2017-05-22 2023-02-14 コモンウェルス サイエンティフィック アンド インダストリアル リサーチ オーガナイゼーション 二酸化炭素を捕獲するためのプロセス及びシステム
CN107081052B (zh) * 2017-06-13 2019-10-25 中国石油工程建设有限公司 含双(3-氨基丙基)聚乙二醇的酸性气体吸收剂及应用
KR102037878B1 (ko) * 2018-02-22 2019-10-29 서강대학교산학협력단 이산화탄소 흡수제와 이를 이용한 이산화탄소의 분리방법
CA3098143A1 (en) 2018-06-26 2020-01-02 Carbon Clean Solutions Limited Solvent and process for removing carbon dioxide from a gaseous mixture having high carbon dioxide partial pressures
GB201813839D0 (en) 2018-06-26 2018-10-10 Carbon Clean Solutions Ltd System and process of capturing carbon dioxide from flue gases
KR102104293B1 (ko) 2018-10-02 2020-04-24 한국에너지기술연구원 산화은 및 탄산은 혼합 촉매를 이용한 산성가스 흡수제의 재생방법
CN110152452B (zh) * 2019-05-13 2021-10-22 华侨大学 一种三元非水固-液相变吸收体系及其应用
JP7394585B2 (ja) * 2019-10-30 2023-12-08 三菱重工業株式会社 二酸化炭素回収システム
CN111603893B (zh) * 2020-05-29 2022-05-17 中国华电科工集团有限公司 一种co2复合吸收液及其制备方法和应用
KR20220046732A (ko) 2020-10-07 2022-04-15 삼성전자주식회사 기판 테스트 장치
JP2023032195A (ja) * 2021-08-26 2023-03-09 三菱重工エンジニアリング株式会社 複合アミン吸収液、除去装置及び除去方法

Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6165433A (en) * 1999-06-10 2000-12-26 Praxair Technology, Inc. Carbon dioxide recovery with composite amine blends

Family Cites Families (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4101633A (en) 1977-02-14 1978-07-18 Exxon Research & Engineering Co. Process and composition for removing carbon dioxide containing acidic gases from gaseous mixtures
CA1124038A (en) * 1978-08-24 1982-05-25 Glenn D. Correll Hydrolysis of carbon oxysulfide with morpholines and piperazines
US4351812A (en) * 1978-08-24 1982-09-28 The Dow Chemical Company Hydrolysis of carbon oxysulfide with morpholines and piperazines
US4405577A (en) * 1981-11-13 1983-09-20 Exxon Research And Engineering Co. Non-sterically hindered-sterically hindered amine co-promoted acid gas scrubbing solution and process for using same
JP2871334B2 (ja) * 1992-02-27 1999-03-17 関西電力株式会社 燃焼排ガス中の二酸化炭素の除去方法
KR0123107B1 (ko) 1992-02-27 1997-11-12 아끼야마 요시히사 연소배기가스중의 2산화탄소의 제거방법
JP2871335B2 (ja) * 1992-02-27 1999-03-17 関西電力株式会社 燃焼排ガス中の二酸化炭素を除去する方法
EP0875280B1 (de) 1993-10-06 2001-08-22 The Kansai Electric Power Co., Inc. Verfahren zur Abscheidung von Kohlendioxid aus Verbrennungsabgasen
DE102004011428A1 (de) * 2004-03-09 2005-09-29 Basf Ag Verfahren zum Entfernen von Kohlendioxid aus Rauchgasen
JP2006240966A (ja) * 2005-03-07 2006-09-14 Research Institute Of Innovative Technology For The Earth 排ガス中の二酸化炭素を吸収及び脱離して回収する方法
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.
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
DK2026896T3 (en) * 2006-05-18 2016-11-28 Basf Se KULDIOXIDABSORPTIONSMIDDEL WITH REDUCED Regeneration ENERGY NEEDS
PT2024060T (pt) * 2006-05-19 2016-07-25 Basf Se Pré-mistura para a preparação de um absorvente para a remoção de gases ácidos de correntes de fluidos
JP2008056642A (ja) * 2006-09-04 2008-03-13 Research Institute Of Innovative Technology For The Earth 高濃度ピペラジン含有水溶液の製造方法及び二酸化炭素の回収方法
CN101143286B (zh) * 2006-09-15 2010-05-12 南化集团研究院 从酸性气流中除去cos的方法
KR100768383B1 (ko) 2006-11-29 2007-10-18 한국전력공사 이산화탄소 분리용 혼합 흡수제
CN100493673C (zh) * 2007-05-15 2009-06-03 大连理工大学 回收混合气体中二氧化碳的复合脱碳溶液
WO2008145658A1 (de) 2007-05-29 2008-12-04 Basf Se Absorptionsmittel zum entfernen von sauren gasen, umfassend eine basische aminocarbonsäure
CN100418610C (zh) * 2007-05-31 2008-09-17 辽河石油勘探局 一种回收废气中二氧化碳用复合脱碳溶液
CN101480556A (zh) * 2009-01-09 2009-07-15 清华大学 从气体混合物或液化气中捕集或分离二氧化碳的吸收溶剂

Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6165433A (en) * 1999-06-10 2000-12-26 Praxair Technology, Inc. Carbon dioxide recovery with composite amine blends

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
See also references of WO2011082809A1 *

Also Published As

Publication number Publication date
CN102652033B (zh) 2015-05-06
WO2011082809A1 (de) 2011-07-14
JP2016165722A (ja) 2016-09-15
CA2780194A1 (en) 2011-06-14
US20120279393A1 (en) 2012-11-08
DE102010004070A1 (de) 2011-07-07
AU2010341131A1 (en) 2012-05-24
ZA201203493B (en) 2013-08-28
US8920544B2 (en) 2014-12-30
JP2013516304A (ja) 2013-05-13
RU2012121601A (ru) 2014-02-20
CN102652033A (zh) 2012-08-29
KR20130000375A (ko) 2013-01-02

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP2521603A1 (de) Co2-entfernung aus gasen mittels wässriger amin-lösungen unter zusatz eines sterisch gehinderten amins
EP2026896B1 (de) Kohlendioxid-absorptionsmittel mit verringertem regenerations-energiebedarf
EP2804690B1 (de) Verfahren zur absorption von co2 aus einer gasmischung mit einem amine enthaltenden absorptionsmedium
DE102010028480A1 (de) Kohlendioxid-Absorptionsmittel
DE102010004073A1 (de) CO2-Entfernung aus Gasen mit niedrigen CO2-Partialdrücken mittels 1,2 Diaminopropan
DE69306829T3 (de) Verfahren zur Entfernung von Kohlendioxid aus Verbrennungsabgasen
DE69526874T2 (de) Verfahren zum Eliminieren von Kohlendioxyd aus Gasen
EP2717995B1 (de) Absorptionsmedium und verfahren zur absorption eines sauren gases aus einer gasmischung
EP2928581B1 (de) Verfahren zur absorption von co2 aus einer gasmischung mit wässeriger lösung eines diamins
EP1725321A1 (de) Verfahren zum entfernen von kohlendioxid aus rauchgasen
DE102012207509A1 (de) Verfahren zur Absorption von CO2 aus einer Gasmischung
DE102013010035A1 (de) Absorptionsmedium und Verfahren zur Absorption von CO2 aus einer Gasmischung
EP2521604A1 (de) Co2-entfernung aus gasen mit niedrigen co2-partialdrücken mittels 2,2&#39;-(ethylendioxy)-bis-(ethylamin) (edea)
DE102016204929B4 (de) Absorptionsmedium und Verfahren zur Absorption saurer Gase aus Gasmischungen
WO2008145658A1 (de) Absorptionsmittel zum entfernen von sauren gasen, umfassend eine basische aminocarbonsäure
DE102016204928A1 (de) Verfahren, Absorptionsmedien zur Absorption von CO2 aus Gasmischungen
DE69905261T2 (de) Zusammensetzung und verfahren zur entfernung saurer gase
DE102008052612A1 (de) Waschlösung zur Gaswäsche mit Aminen in wässrige Ammoniaklösung sowie Verwendung
EP3413996B1 (de) Verfahren zur abtrennung von c5-c8-kohlenwasserstoffen und sauergasen aus einem fluidstrom
WO2012007084A1 (de) Co2-entfernung aus gasen mit niedrigen co2 partlaldrücken mittels n-isopropyl-1,3-propandiamin
WO2017182289A1 (de) Vormischung zur herstellung eines absorptionsmittels zur entfernung von sauergasen aus einem fluidstrom
DE102014222083B4 (de) Absorbtionsmittel zur Entschwefelung von Verbrennungsgas und Verfahren zur Behandlung von Verbrennungsgas unter Verwendung desselben

Legal Events

Date Code Title Description
PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

17P Request for examination filed

Effective date: 20120508

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): AL AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HR HU IE IS IT LI LT LU LV MC MK MT NL NO PL PT RO RS SE SI SK SM TR

DAX Request for extension of the european patent (deleted)
RAP1 Party data changed (applicant data changed or rights of an application transferred)

Owner name: THYSSENKRUPP INDUSTRIAL SOLUTIONS AG

17Q First examination report despatched

Effective date: 20150813

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R003

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: THE APPLICATION HAS BEEN REFUSED

18R Application refused

Effective date: 20160925