ES2719780T3 - Sorbente regenerable para la eliminación de dióxido de carbono - Google Patents

Sorbente regenerable para la eliminación de dióxido de carbono Download PDF

Info

Publication number
ES2719780T3
ES2719780T3 ES13819735T ES13819735T ES2719780T3 ES 2719780 T3 ES2719780 T3 ES 2719780T3 ES 13819735 T ES13819735 T ES 13819735T ES 13819735 T ES13819735 T ES 13819735T ES 2719780 T3 ES2719780 T3 ES 2719780T3
Authority
ES
Spain
Prior art keywords
sorbent
magnesium
alkali metal
salt
mixed salt
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.)
Active
Application number
ES13819735T
Other languages
English (en)
Inventor
Jian-Ping Shen
Luke James Ivor Coleman
Marty Alan Lail
Raghubir Prasad Gupta
Brian Scott Turk
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.)
Research Triangle Institute
Original Assignee
Research Triangle Institute
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 Research Triangle Institute filed Critical Research Triangle Institute
Application granted granted Critical
Publication of ES2719780T3 publication Critical patent/ES2719780T3/es
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
    • B01J20/02—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof comprising inorganic material
    • B01J20/04—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof comprising inorganic material comprising compounds of alkali metals, alkaline earth metals or magnesium
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
    • B01J20/02—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof comprising inorganic material
    • B01J20/04—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof comprising inorganic material comprising compounds of alkali metals, alkaline earth metals or magnesium
    • B01J20/043—Carbonates or bicarbonates, e.g. limestone, dolomite, aragonite
    • 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
    • B01D53/02—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 adsorption, e.g. preparative gas chromatography
    • 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
    • B01D53/81—Solid phase processes
    • B01D53/82—Solid phase processes with stationary reactants
    • 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
    • B01D53/96—Regeneration, reactivation or recycling of reactants
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
    • B01J20/02—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof comprising inorganic material
    • B01J20/04—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof comprising inorganic material comprising compounds of alkali metals, alkaline earth metals or magnesium
    • B01J20/041—Oxides or hydroxides
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
    • B01J20/28—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof characterised by their form or physical properties
    • B01J20/28002—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof characterised by their form or physical properties characterised by their physical properties
    • B01J20/28011—Other properties, e.g. density, crush strength
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
    • B01J20/30—Processes for preparing, regenerating, or reactivating
    • B01J20/3078—Thermal treatment, e.g. calcining or pyrolizing
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
    • B01J20/30—Processes for preparing, regenerating, or reactivating
    • B01J20/3085—Chemical treatments not covered by groups B01J20/3007 - B01J20/3078
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
    • B01J20/30—Processes for preparing, regenerating, or reactivating
    • B01J20/34—Regenerating or reactivating
    • B01J20/3433—Regenerating or reactivating of sorbents or filter aids other than those covered by B01J20/3408 - B01J20/3425
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
    • B01J20/30—Processes for preparing, regenerating, or reactivating
    • B01J20/34—Regenerating or reactivating
    • B01J20/3483—Regenerating or reactivating by thermal treatment not covered by groups B01J20/3441 - B01J20/3475, e.g. by heating or cooling
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
    • B01J20/30—Processes for preparing, regenerating, or reactivating
    • B01J20/34—Regenerating or reactivating
    • B01J20/3491—Regenerating or reactivating by pressure treatment
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2251/00—Reactants
    • B01D2251/30—Alkali metal compounds
    • B01D2251/304—Alkali metal compounds of sodium
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2251/00—Reactants
    • B01D2251/40—Alkaline earth metal or magnesium compounds
    • B01D2251/402—Alkaline earth metal or magnesium compounds of magnesium
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2251/00—Reactants
    • B01D2251/60—Inorganic bases or salts
    • B01D2251/602—Oxides
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2251/00—Reactants
    • B01D2251/60—Inorganic bases or salts
    • B01D2251/606—Carbonates
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2253/00—Adsorbents used in seperation treatment of gases and vapours
    • B01D2253/10—Inorganic adsorbents
    • B01D2253/112—Metals or metal compounds not provided for in B01D2253/104 or B01D2253/106
    • B01D2253/1122—Metals
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2253/00—Adsorbents used in seperation treatment of gases and vapours
    • B01D2253/10—Inorganic adsorbents
    • B01D2253/112—Metals or metal compounds not provided for in B01D2253/104 or B01D2253/106
    • B01D2253/1124—Metal 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
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2258/00—Sources of waste gases
    • B01D2258/01—Engine exhaust gases
    • 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
    • B01D2258/0241—Other waste gases from glass manufacture plants
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2258/00—Sources of waste gases
    • B01D2258/02—Other waste gases
    • B01D2258/025—Other waste gases from metallurgy plants
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2258/00—Sources of waste gases
    • B01D2258/02—Other waste gases
    • B01D2258/0283—Flue gases
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • 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
    • B01D53/02—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 adsorption, e.g. preparative gas chromatography
    • B01D53/04—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 adsorption, e.g. preparative gas chromatography with stationary adsorbents
    • B01D53/0462—Temperature swing adsorption
    • 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
    • B01D53/02—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 adsorption, e.g. preparative gas chromatography
    • B01D53/04—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 adsorption, e.g. preparative gas chromatography with stationary adsorbents
    • B01D53/047—Pressure swing adsorption
    • B01D53/0476—Vacuum pressure swing adsorption
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J2220/00—Aspects relating to sorbent materials
    • B01J2220/40—Aspects relating to the composition of sorbent or filter aid materials
    • B01J2220/42—Materials comprising a mixture of inorganic materials
    • 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
    • C10K1/005—Carbon dioxide
    • 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
    • C10K1/20—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by treating with solids; Regenerating spent purifying masses
    • C10K1/26—Regeneration of the purifying material contains also apparatus for the regeneration of the purifying material
    • 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
    • Y02C20/20—Capture or disposal of greenhouse gases of methane
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/151—Reduction of greenhouse gas [GHG] emissions, e.g. CO2

Abstract

Una composición de sal mixta adecuada para usar como un sorbente para la separación de dióxido de carbono de una corriente gaseosa, estando la composición en forma sólida y comprendiendo: i) óxido de magnesio; ii) un carbonato de metal alcalino; y iii) un nitrato de metal alcalino, en donde la composición tiene un exceso molar de magnesio caracterizado por una relación atómica Mg:X de al menos aproximadamente 1.1:1, preferiblemente al menos 4:1, más preferiblemente al menos 6:1, en donde X es el metal alcalino, y en donde la composición comprende un vehículo poroso seleccionado de bauxita, carbón activado, arcillas, óxidos metálicos, silicato de magnesio, tamices moleculares, gel de sílice y zeolitas.

Description

DESCRIPCIÓN
Sorbente regenerable para la eliminación de dióxido de carbono
Campo de la invención
La invención se refiere a un material sorbente sólido regenerable adecuado para la captura de CO2 de una corriente gaseosa, en particular de corrientes de gases de escape caracterizadas por temperaturas relativamente altas y presiones parciales de CO2 relativamente bajas, así como a procedimientos y sistemas que usan dicho sorbente y a métodos para hacer dicho sorbente.
Antecedentes de la invención
Se dice que la combustión de combustibles sólidos es la causa principal de la mayor concentración de dióxido de carbono (CO2) en la atmósfera. Aunque se investiga continuamente para mejorar la eficiencia energética y sustituir combustibles con bajo contenido en carbono para combatir este problema, estos métodos probablemente serán insuficientes para limitar el crecimiento de las concentraciones atmosféricas de CO2 a un nivel aceptable. Como resultado, hay un gran interés en el desarrollo de métodos para prevenir la liberación de CO2 a la atmósfera, es decir, tecnología de captura y almacenamiento de carbono (CCS).
Están disponibles una serie de tecnologías para separar el CO2 de una corriente gaseosa, que incluyen la absorción química vía húmeda con un disolvente (p. ej., usando aminas tales como monoetanolamina o dietanolamina), separación por membrana, fraccionamiento criogénico y adsorción usando tamices moleculares. Otro método para la separación del CO2 de una corriente de gas implica la depuración seca, que significa el tratamiento del gas de proceso con un sorbente regenerable, seco, que separa el CO2 por absorción/adsorción química.
Las tecnologías existentes para la captura de CO2 de corrientes gaseosas tienen una serie de inconvenientes. El Departamento de Energía ha comunicado que las tecnologías de captura de CO2 existentes no son rentables cuando se consideran en el contexto de centrales eléctricas grandes. La electricidad neta producida a partir de las centrales existentes se reduciría significativamente tras la implementación de muchas de estas tecnologías de captura de CO2, puesto que un porcentaje alto de la energía generada por la central se tendría que usar para capturar y comprimir el CO2. Además, las condiciones del procedimiento en las que se debe separar el CO2 en muchas aplicaciones, convierte a las tecnologías existentes inutilizables. Por ejemplo, las corrientes de gases de escape que incluyen gases de escape de automóviles, gases de combustión de hornos de cemento, gases de combustión de laminación de acero, gases de escape de generador diésel, y muchas otras corrientes de gases industriales y de procedimientos son simplemente demasiado calientes (hasta 600°C) para las tecnologías de captura de CO2 post-combustión convencionales. Además también la presión parcial de CO2 de estas corrientes de gases es demasiado baja, típicamente menos de 101353 Pa (14.7 psia) de CO2 para que las tecnologías de captura de CO2 de gas de síntesis o endulzamiento de gas natural sean eficaces. La combinación de altas temperaturas y presiones parciales de CO2 bajas hace que el desarrollo de un material capaz de separar eficazmente el CO2 de estas corrientes de gases sea un reto significativo.
Las patentes de EE.UU. n° 5,480,625 y 5,681,503 se dirigen a sorbentes para separar el dióxido de carbono de espacios cerrados habitables, incluyendo los sorbentes un óxido metálico (p. ej., óxido de plata) como el agente activo y un carbonato de metal alcalino. Sin embargo, el único intervalo de temperatura de regeneración del sorbente ilustrado que se da es 160-220°C, demasiado bajo para que sea útil para la mayoría de las aplicaciones de gases de escape.
La patente de EE.UU. n° 6,280,503 describe un sorbente sólido que comprende óxido de magnesio, preferiblemente promovido por un carbonato de metal alcalino o bicarbonato de metal alcalino, para la separación de CO2 de corrientes de gases a temperaturas en el intervalo de 300 a 500°C. No hay descripción de la inclusión de un nitrato de metal alcalino o de un vehículo poroso seleccionado de bauxita, carbón activado, arcillas, óxidos de metales, silicato de magnesio, tamices moleculares, gel de sílice y zeolitas.
La patente de EE.UU. n° 6,387,337 describe un sistema de captura de CO2 que usa un sorbente en forma de un compuesto de metal alcalino o un compuesto de metal alcalinotérreo, y que supuestamente opera en un intervalo de temperatura de 93,33-1093,3°C (200 a 2000°F).
La patente de EE.UU. n° 6,387,845 se dirige a un sorbente que absorbe CO2 que comprende silicato de litio opcionalmente promovido por la adición de un carbonato de metal alcalino, y que es capaz de funcionar a temperaturas que superan aproximadamente 500°C.
La patente de EE.UU. n° 7,314,847 se dirige a un sorbente regenerable para la captura de CO2 que incluye un aglutinante en combinación con uno o más componentes activos seleccionados de óxido de metal alcalino, hidróxido de metal alcalino, óxido de metal alcalinotérreo, hidróxido de metal alcalinotérreo, titanato alcalino, circonato alcalino y silicato alcalino. Los sorbentes se describen como capaces de funcionar en un intervalo de temperatura de 25 a 600°C.
La patente de EE.UU. n° 8,110,523 describe un sorbente para la captura de CO2 que comprende un carbonato o bicarbonato de metal alcalino combinado con un soporte de superficie específica alta y un aglutinante. La patente sugiere que el sorbente puede funcionar en un intervalo de temperatura de 40-200°C.
Los documentos WO 2012/100165 A1 y WO 2012/100149 A1 describen composiciones que comprenden óxido de magnesio, carbonato de sodio y nitrato de sodio para usar como un sorbente de CO2. Sin embargo, no hay descripción del uso de un vehículo poroso seleccionado de bauxita, carbón activado, arcillas, óxidos metálicos, silicato de magnesio, tamices moleculares, gel de sílice y zeolitas.
Hay una necesidad continua en la técnica de desarrollar un material sorbente que sea capaz de separar eficazmente el CO2 de corrientes gaseosas, en particular de corrientes de gases de escape caracterizados por temperaturas relativamente altas y presiones de CO2 relativamente bajas.
Compendio de la invención
La presente invención proporciona una composición de sal mixta para usar como un sorbente para la separación de dióxido de carbono de una corriente gaseosa, estando la composición en forma sólida y comprendiendo i) óxido de magnesio; ii) un carbonato de metal alcalino; y iii) un nitrato de metal alcalino, en donde la composición tiene un exceso molar de magnesio caracterizado por una relación atómica Mg:X de al menos 1.1:1, en donde X es el metal alcalino y en donde la composición comprende un vehículo poroso seleccionado de bauxita, carbón activado, arcillas, óxidos metálicos, silicato de magnesio, tamices moleculares, gel de sílice y zeolitas. El sorbente es adecuado para separar el dióxido de carbono de una amplia variedad de corrientes gaseosas que contienen CO2, y es particularmente bien adecuado para la depuración de CO2 de gases de escape caracterizados por presión parcial de CO2 baja y temperatura moderadamente alta. En una realización, un pelet del sorbente de la invención tiene una resistencia al aplastamiento, determinada por el método Shell, de al menos aproximadamente 0.3 MPa.
En ciertas realizaciones, el metal alcalino comprende sodio. La relación atómica Mg:X pude variar, pero será a menudo al menos de 4:1 o al menos 6:1. El nitrato de metal alcalino típicamente está presente en una cantidad de al menos aproximadamente 1% en peso, basado en el peso seco total de la composición de sal mixta. Una mezcla de sorbente de ejemplo es MgO:Na2CO3:NaNO3.
La invención también proporciona un método para separar dióxido de carbono de una corriente gaseosa, que comprende poner en contacto una corriente gaseosa que contiene dióxido de carbono con un material sorbente que comprende la composición de sal mixta de la invención. En ciertas realizaciones, la etapa de contacto se produce a una temperatura de aproximadamente 100°C a aproximadamente 450°C (p. ej., de aproximadamente 250°C a aproximadamente 375°C) y una presión parcial de dióxido de carbono en la corriente gaseosa de 6895 Pa a 2.068 MPa (1 a 300 psia). En una realización, la corriente gaseosa tiene una presión parcial de dióxido de carbono baja, tal como menor de 137895 Pa (p. ej., menor de 96527 Pa, menor de 68948 Pa, menor de 34474 Pa, o menor de 20684Pa (20 psia (p. ej., menor de aproximadamente 14 psia, menor de aproximadamente 10 psia, menor de aproximadamente 5 psia, o menor de aproximadamente 3 psia)). En una realización, el material sorbente presenta una carga de CO2 de al menos aproximadamente 10 por ciento en peso de CO2 a una temperatura de absorción de aproximadamente 250 a aproximadamente 350°C.
El tipo de absorbedor que alberga el sorbente de la invención no está particularmente limitado, y pude incluir, por ejemplo, un absorbedor de lecho fijo o de lecho fluidizado. El sorbente es regenerable, lo que significa que el sorbente se puede tratar para producir la desorción del dióxido de carbono y reutilizar. La etapa de regeneración puede variar, incluyendo los procedimientos de regeneración de ejemplo absorción por oscilación de presión, absorción por oscilación de temperatura, o una de sus combinaciones. La etapa de regeneración incluirá a menudo la elevación de la temperatura del material sorbente o la disminución de la presión aplicada al material sorbente, en comparación con la temperatura y presión durante la etapa de contacto. En el caso de absorción por oscilación de presión, la presión total puede permanecer constante o cerca de constante mientras que se disminuye la presión parcial de CO2 , tal como mediante purgado con vapor de agua.
En un aspecto adicional, la invención proporciona un procedimiento para preparar la composición de sal mixta de la invención, comprendiendo el procedimiento: mezclar una sal de magnesio con una solución que contiene iones de metal alcalino, iones carbonato e iones nitrato para formar una suspensión o coloide que comprende una sal mixta sólida, en donde la mezcla de sal de metal alcalino con la sal de magnesio en solución tiene un exceso molar del metal alcalino caracterizado por una relación atómica Mg:X de al menos 1:3, en donde X es el metal alcalino; separar la sal mixta sólida de la suspensión o coloide para formar una torta húmeda de la sal mixta sólida; secar la torta húmeda para formar una torta seca que comprende la sal mixta sólida; y calcinar la torta seca a una temperatura máxima en el intervalo de 400 a 500°C y durante un tiempo de 2 a 10 horas y mezclarla con un vehículo poroso seleccionado de bauxita, carbón activado, arcillas, óxidos metálicos, silicato de magnesio, tamices moleculares, gel de sílice y zeolitas para formar una composición de sal mixta de acuerdo con la invención.
La etapa de mezclamiento puede comprender mezclar una primera solución que contiene un carbonato de metal alcalino disuelto y un nitrato de metal alcalino disuelto, y una segunda solución que contiene una sal de magnesio disuelta para formar la sal mixta sólida como un coprecipitado. En realizaciones ventajosas, la sal de magnesio usada en el procedimiento de coprecipitación es muy soluble en agua, tal como sales de magnesio que tienen una solubilidad en agua de al menos aproximadamente 10 g por 100 ml a 25°C y una atmósfera, o al menos aproximadamente 40 g por 100 ml. Las sales de magnesio solubles en agua de ejemplo incluyen nitrato de magnesio, acetato de magnesio y cloruro de magnesio. Los iones carbonato en la solución derivan típicamente de una sal de precipitación que comprende un ion carbonato añadido a la solución (p. ej., un carbonato de metal alcalino o carbonato amónico).
Alternativamente, la etapa de mezcla puede incluir combinar una sal de magnesio sólida (p. ej., carbonato de magnesio básico) con la solución para formar la sal mixta sólida en forma de un coloide. En una realización, una sal de magnesio sólida se combina con una solución que contiene un carbonato de metal alcalino disuelto y un nitrato de metal alcalino disuelto para formar la sal mixta sólida en forma de un coloide.
Breve descripción de los dibujos
Habiendo descrito la invención en términos generales, ahora se hará referencia a los dibujos que acompañan, que no están necesariamente dibujados a escala, en donde:
La fig. 1 es un diagrama de flujo que ilustra un procedimiento para usar el sorbente de la invención para separar el CO2 de una corriente de gas;
La fig. 2 es un patrón de difracción de rayos X de polvo (XRD) de un sorbente preparado de acuerdo con la invención que muestra la composición de MgO:Na2CO3:NaNO3 deseada;
La fig. 3 ilustra de forma gráfica las características de carga de CO2 a diferentes temperaturas para el sorbente preparado en el ejemplo 1 usando un gas de alimentación de presión parcial de CO2 baja;
La fig. 4 ilustra de forma gráfica las características de carga de CO2 a diferentes temperaturas para el sorbente preparado en el ejemplo 2 usando un gas de alimentación de presión parcial de CO2 baja;
La fig. 5 ilustra de forma gráfica las características de carga de CO2 a dos temperaturas para el sorbente preparado en el ejemplo 1 usando un gas de alimentación de presión parcial de CO2 que varía;
La fig. 6 ilustra de forma gráfica el efecto de la selección del metal alcalino en las características de carga de CO2 de un sorbente de acuerdo con la invención;
La fig. 7 ilustra de forma gráfica el efecto de la selección de la sal de magnesio en las características de carga de CO2 de un sorbente de acuerdo con la invención;
La fig. 8 ilustra de forma gráfica el efecto de la relación atómica Mg:Na en la mezcla de reactivos en las características de carga de CO2 de un sorbente de acuerdo con la invención;
La fig. 9 ilustra de forma gráfica el efecto de la concentración de la solución de precipitación en las características de carga de CO2 de un sorbente de acuerdo con la invención;
La fig. 10 ilustra de forma gráfica el efecto de la selección del agente de precipitación en las características de carga de CO2 de un sorbente de acuerdo con la invención;
La fig. 11 ilustra de forma gráfica el efecto del método de producción en las características de carga de CO2 de un sorbente de acuerdo con la invención;
La fig. 12 ilustra de forma gráfica el efecto de la fuente de óxido de magnesio en un método de producción de gelificación en las características de carga de CO2 de un sorbente de acuerdo con la invención; y
La fig. 13 ilustra de forma gráfica el efecto de la selección del procedimiento de secado en las características de carga de CO2 de un sorbente de acuerdo con la invención.
Descripción detallada de la invención
La presente invención se describirá ahora de forma más completa en lo sucesivo con referencia a los dibujos que acompañan, en los que se muestran algunas, pero no todas las realizaciones de la invención. Realmente, estas invenciones se pueden llevar a cabo en muchas formas diferentes y no debe considerarse como limitada a las realizaciones expuestas en la presente memoria; más bien, estas realizaciones se proporcionan de modo que esta descripción cumplirá los requisitos legales aplicables. Números iguales se refieren a elementos iguales. Como se usa en la memoria descriptiva, y en las reivindicaciones adjuntas, las formas singulares "un", "una", "el", "la", incluyen las referencias plurales salvo que el contexto indique claramente otra cosa.
La presente invención proporciona una composición de sal mixta adecuada para usar como un sorbente para la separación de dióxido de carbono de una corriente gaseosa, estando la composición en forma sólida y comprendiendo óxido de magnesio; un carbonato de metal alcalino; y un nitrato de metal alcalino, en donde la composición tiene un exceso molar de magnesio caracterizado por una relación atómica Mg:X de al menos aproximadamente 1.1:1, en donde X es el metal alcalino. Los intervalos de ejemplo de la relación atómica Mg:X incluyen al menos aproximadamente 2:1, al menos aproximadamente 3:1, al menos aproximadamente 4:1, al menos aproximadamente 5:1, al menos aproximadamente 6:1, al menos aproximadamente 7:1, y al menos aproximadamente 8:1. Obsérvese que las dos sales de metal alcalino en el sorbente comprenderán típicamente el mismo metal alcalino (p. ej., sodio), aunque se podrían usar mezclas de diferentes metales alcalinos sin salirse de la invención. Una realización del sorbente de la invención es la mezcla de MgO:Na2CO3:NaNO3. Sin estar limitados por una teoría de funcionamiento, se cree que el sorbente de la invención carga el CO2 en forma de carbonato de magnesio (MgCO3), mientras que el componente de metal alcalino del sorbente promueve las reacciones a través de las cuales es capturado el CO2 por el sorbente. También se pueden separar otros componentes del gas ácidos de una corriente de gas de proceso usando el sorbente de la invención, tales como especies H2S, COS, SO2, NOx , y similares. En algunos casos, estos gases ácidos pueden ser absorbidos de forma irreversible.
La cantidad relativa de Mg y metal alcalino se puede caracterizar en términos de masa. En algunas realizaciones, el sorbente de sal mixta comprende al menos aproximadamente 60% en peso de óxido de magnesio (basado en el peso seco total de la composición de sal mixta), más a menudo al menos aproximadamente 70%, al menos aproximadamente 75% o al menos aproximadamente 80% en peso óxido de magnesio (p. ej., un intervalo en peso de MgO de aproximadamente 70% a aproximadamente 90%). En ciertas realizaciones, el sorbente de sal mixta comprende al menos aproximadamente 8% en peso de carbonato de metal alcalino (p. ej., carbonato sódico), basado en el peso seco total de la composición de sal mixta, tal como al menos aproximadamente 10% en peso, al menos aproximadamente 12% en peso, o al menos aproximadamente 14% en peso (p. ej., un intervalo en peso de carbonato de metal alcalino de aproximadamente 8% a aproximadamente 18%). En algunas realizaciones, el sorbente de sal mixta comprende al menos aproximadamente 1% en peso de nitrato de metal alcalino (p. ej., nitrato sódico), basado en el peso seco total de la composición de sal mixta, tal como al menos aproximadamente 2% en peso, al menos aproximadamente 3% en peso, o al menos aproximadamente 5% en peso (p. ej., un intervalo en peso de nitrato de metal alcalino de aproximadamente 1% a aproximadamente 10%).
Como se usa en la presente memoria, "sal de magnesio" se refiere a un compuesto iónico que comprende magnesio como un catión. "Sal de metal alcalino" se refiere a un compuesto iónico que comprende un metal alcalino como el catión. El metal alcalino (es decir, un elemento del Grupo 1, anteriormente conocidos como elementos del Grupo IA) puede variar, e incluye expresamente litio, sodio, potasio, rubidio, cesio y francio. Los aniones asociados con las sales de magnesio o sales de metales alcalinos pueden variar, incluyendo los ejemplos específicos grupos carbonato, acetato, cloruro, hidróxido, óxido y nitrato.
El sorbente de sal mixta de la invención se puede caracterizar por la capacidad de carga de CO2. Algunas realizaciones del sorbente de la invención son capaces de alcanzar una carga de CO2 de al menos aproximadamente 10 por ciento en peso de CO2, al menos aproximadamente 15 por ciento en peso de CO2, al menos aproximadamente 20 por ciento en peso de CO2 , o al menos aproximadamente 25 por ciento en peso de CO2 (p. ej., de aproximadamente 10 a aproximadamente 30 por ciento en peso de CO2). Aunque la composición del sorbente puede tener impacto en la temperatura de absorción máxima, en una realización, los niveles de carga de CO2 indicados antes se alcanzan a una temperatura de absorción en el intervalo de aproximadamente 250 a aproximadamente 350°C.
La composición de sorbente se usa típicamente en una forma en partículas con un tamaño de partículas de aproximadamente n° de malla 150-425, aunque se podrían usar otros intervalos de tamaño de partículas sin salirse de la invención. En algunas realizaciones, la composición del sorbente puede incluir componentes adicionales. Por ejemplo, el sorbente puede incluir uno o más aglutinantes inertes para diferentes fines, tales como para facilitar la granulación o extrusión, mejorar la manipulación, potenciar la resistencia de las partículas o reducir la diferencia de presión a través de las perlas de sorbente envasadas. Los aglutinantes de ejemplo incluyen silicatos alcalinos, arcillas inorgánicas, boehmita y aglutinantes orgánicos (p. ej., almidón, polímeros celulósicos tales como metilcelulosa, poli(acetato de vinilo) y lignosulfonato). Los aglutinantes usados en la presente invención deberían ser químicamente estables a la temperatura de funcionamiento del sorbente (p. ej., de aproximadamente 100 a aproximadamente 450°C). En algunos casos, algunos aglutinantes son perjudiciales para el rendimiento del sorbente. Por ejemplo, se ha determinado que el uso de la boehmita en general es desventajoso debido a que la presencia de boehmita reduce el rendimiento de carga de CO2 , supuestamente debido a la interacción entre el promotor de metal alcalino del sorbente y la boehmita.
Algunos aglutinantes, tales como la metilcelulosa, pueden impartir porosidad a la composición de sorbente final. Los aglutinantes orgánicos de este tipo se separan durante la etapa de calcinación, dejando una red de poros dentro del extruido del sorbente.
Aunque algunos materiales aglutinantes también pueden potenciar la resistencia de las partículas de los sorbentes, se ha determinado que el sorbente de la invención puede no requerir un aglutinante para potenciar la resistencia de las partículas porque se encontró que la resistencia al aplastamiento del sorbente de la invención hecho sin aglutinante era aproximadamente equivalente a una composición de sorbente de la invención que incluía un aglutinante de boehmita. La resistencia al aplastamiento de un pelet (es decir, extruido) del sorbente de la invención, determinada por el método Shell, típicamente es al menos aproximadamente 0.3 MPa, al menos aproximadamente 0.4 MPa, o al menos aproximadamente 0.5 MPa (p. ej., un intervalo de la resistencia al aplastamiento de aproximadamente 0.3 MPa a aproximadamente 1 MPa).
La composición de sorbente de la invención incluye un material poroso como un vehículo para la composición de sal mixta. El vehículo poroso se selecciona de bauxita, carbón activado, arcillas (p. ej., arcillas amorfas, cristalinas o de capas mixtas), óxidos de metales
silicato de magnesio, tamices moleculares, gel de sílice y zeolitas. El óxido metálico es óxido de hierro, alúmina, óxido de magnesio u óxido de circonio.
Aunque el sorbente de la invención tiene un gran exceso molar de Mg frente al metal alcalino, la mezcla de reactivos inicial usada para producir el producto final típicamente presentará un exceso molar de metal alcalino. Puesto que el metal alcalino es más soluble en agua, permanecerá más del metal alcalino en solución durante las reacciones que conducen a la formación de la composición de sal mixta final, y se pierde más metal alcalino durante las etapas realizadas para llevar a cabo la separación de la sal mixta sólida de la solución (p. ej., etapas de filtración o lavado). Como se muestra en el ejemplo 9, la extensión del exceso molar del metal alcalino frente al magnesio en la mezcla de reactivos inicial usada en el método de coprecipitación puede variar, y afectará el nivel de carga de CO2 y la temperatura de absorción óptima para el sorbente. El mayor contenido de metal alcalino en términos de relación atómica Mg:X, tal como mayor de aproximadamente 1:3, mayor de aproximadamente 1:4, mayor de aproximadamente 1:5, mayor de aproximadamente 1:6, mayor de aproximadamente 1:7, o mayor de aproximadamente 1:8, tiende a aumentar tanto la capacidad de carga de CO2 máxima del sorbente, así como la temperatura de absorción óptima. Los excesos molares menores pueden ser adecuados donde se desea una temperatura de absorción menor. Un intervalo de exceso molar típico para el método de coprecipitación es una relación Mg:X de aproximadamente 1:3 a aproximadamente 1:10 para la mezcla de reactivos inicial.
Las composiciones de sorbente de sal mixta de la invención se pueden hacer por cualquier procedimiento que facilite la formación de una sal mixta sólida a partir de solución (p. ej., procedimientos de coprecipitación o gelificación/coloide). Las sales usadas en el procedimiento se seleccionan de modo que, tras la reacción, se forma MgCO3 en el precipitado. El procedimiento de la invención implica mezclar una sal de magnesio y una sal de metal alcalino en presencia de iones carbonato y nitrato en solución. Los iones carbonato se proporcionan típicamente mediante un agente de precipitación con el fin de dirigir la formación de la sal de magnesio deseada. El agente de precipitación y la sal de metal alcalino pueden ser el mismo reactivo en algunas realizaciones, lo que significa que la sal de metal alcalino es una sal de carbonato, proporcionando así tanto el contenido de metal alcalino como los iones carbonato necesarios. En un procedimiento de coprecipitación típico, tanto la sal de magnesio como las sales de metal alcalino se proporcionan en una forma disuelta y las soluciones de cada sal se combinan y mezclan, lo que produce el precipitado deseado del sorbente de sal mixta de la invención. La etapa de mezclamiento típicamente comprende mezclar una primera solución que contiene sales de carbonato y nitrato de metal alcalino disueltas (p. ej., carbonato sódico y nitrato sódico) y una segunda solución que contiene una sal de magnesio disuelta (p. ej., nitrato de magnesio) para formar la sal mixta sólida de la invención en forma de un coprecipitado.
Los iones carbonato en la solución derivan de una sal de precipitación que comprende un ion carbonato añadido a la solución. Como se ha indicado antes, la propia sal de metal alcalino puede ser la fuente de los iones carbonato (p. ej., carbonato sódico), o se pueden usar otras fuentes de iones carbonato además de la sal de metal alcalino (p. ej., carbonato amónico). Al menos una de las sales mezclada en la etapa de mezclamiento es una sal de nitrato y al menos una de las sales mezclada en la etapa de mezclamiento es una sal de carbonato. Además de las sales de metal alcalino de calidad reactivo que están disponibles en el mercado, también se pueden usar reactivos de calidad comercial en algunos casos, tal como el uso de ceniza de soda como una fuente de carbonato sódico.
Como se indica en el ejemplo 8 más adelante, la solubilidad en agua de la sal de magnesio usada en el procedimiento de coprecipitación puede tener un impacto significativo en el rendimiento del sorbente, tanto en términos de carga de CO2 máxima como de temperatura óptima de absorción. El uso de sales de magnesio con mayores niveles de solubilidad en agua potencia la carga de CO2. En algunas realizaciones, la solubilidad en agua de la sal de magnesio es al menos aproximadamente 10 g por 100 ml (a 25°C y una atmósfera), o al menos aproximadamente 40 g por 100 ml. Las sales de magnesio solubles en agua de ejemplo incluyen nitrato de magnesio, acetato de magnesio y cloruro de magnesio.
Los procedimientos de coprecipitación donde cada sal está inicialmente en solución pueden ser difíciles de aumentar de escala debido a la gran cantidad de disolvente requerida. Por consiguiente, en algunas realizaciones, el sorbente de sal mixta se forma por un procedimiento donde al menos uno de los componentes de la sal (típicamente la sal de magnesio) se añade en forma sólida a una solución de las otras sales (típicamente las sales de metal alcalino), dando como resultado la gelificación coloidal del sorbente de sal mixta deseado de la invención. Dicho procedimiento forma un coloide estable de la sal mixta sólida deseada dispersa en la solución. Se ha determinado que el procedimiento de gelificación descrito en la presente memoria se puede usar para aumentar la escala de producción (p. ej. a tamaño de lote de 300 g) del sorbente de la invención sin perder rendimiento de captura de dióxido de carbono.
En una realización del procedimiento de gelificación, una sal de magnesio sólida tal como carbonato de magnesio básico (p. ej., carbonato-hidróxido de magnesio que tiene la fórmula 4MgCO3'Mg(OH)2 x H2O), que es esencialmente insoluble en agua, se mezcla con una solución que contiene iones de metales alcalinos, iones carbonato e iones nitrato. La solución comprenderá típicamente un carbonato de metal alcalino disuelto (y/u otras fuentes de iones carbonato) y un nitrato de metal alcalino disuelto. El mezclamiento de la sal de magnesio sólida con la solución de metal alcalino disuelto da como resultado reacciones líquido-sólido, y finalmente la formación de un coloide estable del material sorbente de sal mixta deseado dispersado en la solución. En el procedimiento de gelificación, la formación del producto de sal mixta deseado avanza de una forma similar a un procedimiento de solgel, formándose el producto de sal mixta como una fase coloidal estable, dispersa o red dentro de la solución. Hay que indicar que la forma en que la sal de magnesio sólida se pone en contacto con la solución de iones de metal alcalino, iones carbonato e iones nitrato, puede variar. Se pueden mezclar previamente polvos de la sal de magnesio y diferentes sales de metal alcalino (p. ej., carbonato sódico y nitrato sódico) en forma seca usando técnicas de molienda/trituración conocidas en la técnica, y después combinar con agua para crear la solución deseada. Alternativamente, se puede preparar primero la solución de iones de metal alcalino, iones carbonato e iones nitrato, seguido de la adición de la sal de magnesio sólida.
Sea en un procedimiento coloidal o de coprecipitación, las etapas del procedimiento típicamente implican:
i) mezclar una sal de magnesio con una solución que contiene iones de metal alcalino, iones carbonato e iones nitrato para formar una suspensión o coloide que comprende una sal mixta sólida, en donde la mezcla de la sal de metal alcalino con la sal de magnesio en solución tiene un exceso molar del metal alcalino caracterizado por una relación atómica Mg:X de al menos aproximadamente 1:3, en donde X es el metal alcalino;
ii) separar la sal mixta sólida de la suspensión o coloide para formar una torta húmeda de la sal mixta sólida; iii) secar la torta húmeda para formar una torta seca que comprende la sal mixta sólida; y
iv) calcinar la torta seca para formar una composición de sorbente de sal mixta de acuerdo con la invención.
Las etapas de separación y secado se pueden llevar a cabo usando cualquier equipo de separación y secado convencional y técnicas conocidas en la técnica. Las etapas de separación típicas incluyen centrifugación y/o filtración, opcionalmente acompañadas de una o más etapas de lavado. El equipo de secado de ejemplo incluye secadores por atomización, secadores rotatorios, secadores instantáneos, secadores de cinta transportadora, secadores de lecho fluido, y similares. La temperatura y el tiempo de la etapa de secado pueden variar, dependiendo del contenido de humedad deseado de la torta seca. Un intervalo de temperatura típico es de aproximadamente 50°C a aproximadamente 150°C y un tiempo de secado típico es de aproximadamente 2 a aproximadamente 24 horas. Después de secado, la torta seca se somete a una etapa de calcinación. Esta etapa mejora la capacidad de carga de CO2 del sorbente. La calcinación implica una temperatura máxima en el intervalo de 400 a 500°C y un tiempo de aproximadamente 2 a aproximadamente 10 horas. La calcinación se lleva a cabo mediante un aumento de la temperatura del sorbente con una velocidad de aumento de, por ejemplo, aproximadamente 1 a aproximadamente 5°C por minuto. Después de la calcinación, la composición de sal mixta estará en forma de polvo seco. El tamaño de partículas del polvo se puede ajustar como se desee usando un equipo de molienda o trituración conocido en la técnica.
El sorbente en polvo también se puede combinar opcionalmente con un aglutinante y extruir antes del procesamiento final en el tamaño de gránulos deseado. La etapa de extrusión también puede producirse antes de la calcinación de modo que el procedimiento de calcinación elimina cualquier material aglutinante orgánico presente en el extruido final de sorbente. Además también el sorbente en polvo se puede mezclar con un vehículo poroso usando técnicas conocidas en la materia, tales como mezclando el vehículo poroso con una suspensión del sorbente en polvo seguido de secado del vehículo tratado. Además, el material sorbente se puede suspender y secar por atomización para formar partículas fluidizables.
Si se forma un extruido de sorbente, el procedimiento de secado usado para el extruido puede afectar a la resistencia al aplastamiento del pelet extruido. La resistencia al aplastamiento disminuye con aumentos en la velocidad de secado. Por consiguiente, es ventajoso dejar que el extruido permanezca a temperatura ambiente antes de someter el sorbente a temperaturas más altas. Además, son útiles velocidades de incremento menores durante el secado para reducir el impacto del secado en la resistencia al aplastamiento, tal como velocidades de incremento de la temperatura menores de aproximadamente 0.5°C/min, o menores de aproximadamente 0.4°C/min, o menores de aproximadamente 0.3°C/min.
La composición de sorbente de sal mixta de la invención se puede usar para separar el dióxido de carbono de una corriente gaseosa poniendo en contacto una corriente gaseosa que contiene dióxido de carbono con un material sorbente que comprende la composición de sal mixta de la invención, durante un tiempo y a una temperatura suficiente para que el sorbente separe todo o una parte del CO2 de la corriente de gas de proceso. El procedimiento de uso del sorbente se expone de forma esquemática en la figura 1. En la etapa 10 se recibe un gas de proceso que contiene CO2 y se pone en contacto con el sorbente de la invención en la etapa 20. En la etapa 30 se puede extraer un gas de proceso tratado que tiene un contenido de CO2 reducido. Finalmente el sorbente se volverá saturado de CO2 y requerirá la regeneración como se indica en la etapa 40, que normalmente implica pasar un gas inerte a través del sorbente y cambiar las condiciones de temperatura y presión del sorbente para facilitar la desorción del CO2 del sorbente. La etapa de regeneración puede dar como resultado la producción de una corriente gaseosa de CO2 concentrada en la etapa 50. Sin embargo, si no se desea un producto de gas CO2 de alta calidad, se puede producir una corriente gaseosa de CO2 muy diluida mediante purgado con un gas caliente, tal como vapor de agua o aire u otro diluyente.
El gas de proceso que se va a tratar de acuerdo con la invención puede variar. Cualquier mezcla gaseosa que comprende CO2 donde se desee reducir la concentración de CO2 de la mezcla gaseosa, sería adecuada para usar en la presente invención. Los gases de proceso de ejemplo incluyen cualquier gas de escape de un procedimiento de combustión de combustibles fósiles (p. ej., corrientes de gases de escape de combustión producidos por centrales eléctricas que queman combustibles fósiles incluyendo calderas industriales, gases de escape de vehículos con motores de combustión interna, gas de combustión de horno de cemento, gas de combustión de laminación de acero, gas de combustión de fabricación de vidrio y gas de escape de generador diésel) o un gas de síntesis producido por la gasificación de carbón o reformado de gases naturales. El sorbente de la invención se podría usar, por ejemplo, en sistemas de energía avanzados tales como gasificación integrada en ciclo combinado de (IGCC), sistemas de calderas de bajas emisiones (LEBS), sistemas de energía de alto rendimiento (HIPPS) y cámaras de combustión de lecho fluido presurizado (PFB).
Son de interés particular los procedimientos de conversión química en los que el CO2 es un subproducto indeseable o un contaminante, tal como la conversión de gas de síntesis caliente en hidrógeno, tal como en el contexto de producción de hidrógeno a partir de gas de síntesis derivado de carbón, biomasa o gas natural para la generación de energía (por ejemplo, en una turbina de gas); producción de hidrógeno para conversiones químicas tales como amoniaco; o producción de gas de síntesis con la relación deseada de H2 a CO para la producción de metanol y productos de Fischer Tropsch. La incorporación del sorbente de la invención en un procedimiento de tratamiento de gas de síntesis podría consistir en la separación de CO2 independiente del gas de síntesis, conversión del gas de agua del gas de síntesis después de separación del CO2 usando el sorbente de la invención, o conversión del gas de agua del gas de síntesis y separación del CO2 simultáneos conocido como conversión de gas de agua potenciada por sorción. Usos adicionales del sorbente de la invención podrían incluir el uso en el procedimiento de conversión directa (es decir, reformado y oxidación parcial) de combustibles carbonosos en hidrógeno y gas de síntesis, o depuración de CO2 de corrientes de recirculación en procedimientos de conversión química, tal como corrientes de recirculación implicadas en la producción de óxido de etileno, acoplamiento oxidativo de metano y etano o producción de éter dimetílico.
La presión parcial del CO2 en el gas de proceso que se va a tratar con el sorbente de la invención puede variar. Un intervalo de presión parcial de CO2 típico para el gas de proceso es de aproximadamente 6895 Pa (1 psia) a aproximadamente 2.068 MPa (300 psia). En una realización, como se ilustra en el ejemplo 5, el sorbente es eficaz en la separación del CO2 de corrientes gaseosa caracterizadas por alta temperatura (p. ej., mayor de aproximadamente 400°C o mayor de aproximadamente 425°C) y presión parcial de CO2 alta (p. ej., mayor de aproximadamente 206843 Pa (30 psia), mayor de aproximadamente 344738 (50), o mayor de aproximadamente 551581 Pa (80 psia)). Sin embargo, el sorbente de la invención también es eficaz en condiciones de procedimientos asociadas con muchos tipos de gases de escape; en particular, temperaturas moderadamente altas (p. ej., de aproximadamente 100 a aproximadamente 450°C, más típicamente de aproximadamente 250°C a aproximadamente 375°C) y presión parcial de CO2 baja (p. ej., menor de aproximadamente 137895 Pa (20 psia), menor de aproximadamente 96527 Pa (14 psia), menor de aproximadamente 68948 Pa (10 psia), o menor de aproximadamente 34474 Pa (5 psia), o menor de aproximadamente 20684Pa (3 psia)).
La forma en la que el material sorbente se pone en contacto con el gas de proceso puede variar. Típicamente, el sorbente se aloja dentro de un absorbedor en un lecho y el gas de proceso pasa a través del lecho. El lecho de sorbente puede estar en una configuración de lecho fijo o lecho fluidizado usando diseños de absorbedor y regenerador conocidos en la técnica. Si se usa un lecho fijo de sorbente, el sistema puede incluir múltiples lechos de sorbente en disposición paralela de modo que los lechos que necesiten regeneración se puedan sacar de línea y regenerar. En esta realización, se usa el mismo recipiente a la vez como un absorbedor y como un regenerador simplemente cambiando el flujo de gas a través del recipiente, así como la temperatura y/o presión en el recipiente. En otra realización, se usa un lecho fluidizado de sorbente, y se puede usar un absorbedor y regenerador separados en comunicación fluida. En esta realización, el sorbente cargado de CO2 viaja desde el absorbedor a un recipiente regenerador separado donde el CO2 se separa del sorbente antes de que el sorbente sea transportado de vuelta al absorbedor en un flujo continuo o semicontinuo.
El método usado para regenerar el sorbente variará, pero normalmente implicará cambiar la temperatura o presión experimentada por el lecho de sorbente para facilitar la liberación/desorción del CO2 unido en la composición de sal mixta. Se pueden usar métodos conocidos de regeneración de sorbentes, tales como absorción por oscilación de presión (PSA), que incluye absorción por oscilación de vacío, absorción por oscilación de temperatura (TSA) o una de sus combinaciones (p. ej., procedimientos TSA-PSA combinados). Dichos procedimientos de regeneración implican una o más de aumento de la temperatura o disminución de la presión aplicado al sorbente para desorber el CO2 en un gas inerte (p. ej., nitrógeno o vapor de agua) que pasa a través del lecho del sorbente. En ciertas realizaciones, el sorbente de la invención se puede regenerar a una temperatura de aproximadamente 375 a aproximadamente 450°C.
El sorbente finalmente se volverá saturado con CO2 y se puede determinar el nivel de carga de CO2 en el material sorbente midiendo y comparando el contenido de CO2 en la corriente de gas de proceso antes y después de contacto con el sorbente. Cuando es evidente que no se está separando más CO2 de la corriente de gas de proceso, el sorbente se puede regenerar, p. ej., calentándolo a la temperatura de desorción. Midiendo la cantidad de CO2 contenido en la corriente de gas de CO2 concentrada que sale del sorbente que se regenera, el experto en la técnica puede determinar cuando está listo el sorbente para reutilizarlo. La corriente gaseosa de CO2 producida por la regeneración del sorbente puede ser secuestrada como se conoce en la técnica o usar como una materia prima en procedimientos que requieren CO2, tal como en la producción de diferentes productos químicos; como un componente de sistemas de extinción de incendios; para la carbonatación de refrescos; para la congelación de alimentos; para mejorar la recuperación de petróleo de pozos de petróleo y para el tratamiento de agua alcalina. Ejemplos (Todos ejemplos de referencia)
Ejemplo 1: Sorbente preparado por gelificación
Se preparó un sorbente que comprendía MgO:Na2CO3:NaNO3 con una relación en masa de 75.8:16:8.2 como sigue. Se añadió una cantidad (395 g) de carbonato-hidróxido de magnesio (4MgCO3 Mg(OH)2xH2O) a 800 ml de una solución de carbonato sódico (42.18 g) y nitrato sódico (21.63 g) disueltos en agua desionizada. El coloide de sal mixta resultante se agitó durante 30 minutos, se cubrió y se dejó asentar durante la noche (hasta 16 horas) a temperatura ambiente. Después, el coloide se secó en un horno a 120°C durante la noche (hasta 16 horas) para formar una torta seca.
Después la torta seca se calcinó calentando de 120°C a 450°C, con una velocidad de incremento de 3°C/minuto, seguido de mantenimiento de la temperatura de 450°C durante 4 horas. La torta calcinada se aplastó y tamizó para recoger una fracción de n° de malla 150-425.
Ejemplo 2: Sorbente preparado por coprecipitación
Se preparó un sorbente de sal mixta de magnesio-sodio por precipitación de un sólido a partir de dos soluciones de partida. Una primera solución que contenía 233.4 g de Na2CO3 disuelto en 3000 ml de agua desionizada se puso en un vaso de precipitados de plástico de 5.0 litros, y se agitó enérgicamente con un agitador mecánico. Se bombeó una segunda solución de 188.4 g Mg(NO3)2 : 6 H2O en 500 ml de agua desionizada en la primera solución a una velocidad de aproximadamente 30 ml/minuto. La suspensión resultante se agitó durante una hora y después se cubrió y se almacenó durante la noche en condiciones ambientales. Después, la suspensión se filtró usando un montaje de embudo Buchner asistido por vacío para recoger una torta de precipitado húmeda. Se recogieron aproximadamente 3200 ml de filtrado y después se secaron en un horno a 120°C durante 24 horas para formar una torta seca. Después, la torta seca se calcinó, se aplastó y se tamizó como se ha descrito en el ejemplo 1. Se usó una combinación de análisis por plasma acoplado inductivamente (ICP) y análisis elemental (CHONS) para determinar/estimar la composición de especies moleculares del material calcinado. Se encontró que el sorbente tenía una composición en masa aproximada de MgO:Na2CO3:NaNO3 de 86.8:8.8:4.4 y una relación molar Mg:Na de 9.8:1. Se recogió un patrón de XRD para el sorbente en polvo calcinado y se observó claramente la presencia de MgO, Na2CO3 y NaNO3 como se muestra en la fig. 2, verificando que el sorbente preparado tenía el MgO:Na2CO3:NaNO3 deseado.
Ejemplo 3: Carga de dióxido de carbono del sorbente del ejemplo 1
Se evaluó la cantidad de CO2 cargada en el sorbente del ejemplo 1 usando un gas de escape simulado que consistía en 13% de CO2, 13% de H2O y el resto N2 (es decir, un gas de escapa con una presión parcial de CO2 de 13100 Pa (1.9 psia)) usando un equipo de sistema de reactor de lecho empaquetado convencional con un analizador de CO2 de NDIR de Horiba para medir la concentración de CO2 en el gas que entraba y salía del reactor. El reactor de lecho empaquetado se cargó con 6 g del sorbente preparado del ejemplo 1 y una cantidad de un compuesto inerte, carburo de silicio (SiC), para ocupar el volumen adicional del reactor. Después, el reactor se calentó a 450°C a 10°C/min en flujo de N2 para activar el sorbente y se mantuvo a esta temperatura hasta que la concentración de CO2 en el efluente del reactor disminuyó por debajo de 0,1%. El reactor se enfrió a la temperatura de absorción más baja en flujo de N2. Una vez que el reactor se estabilizó a la temperatura de absorción deseada, se verificó la composición del gas de alimentación simulado (13% de CO2 , 13% de H2O, resto N2) mediante el analizador de CO2. Cuando la concentración de CO2 estuvo estable, /-0,1% del valor de ajuste, durante un mínimo de 5 minutos, se alimentó el gas de escape simulado a la alimentación del reactor. La concentración de CO2 del efluente del reactor se midió continuamente mediante el analizador de CO2 y se continuó la fase de absorción del ciclo hasta que la concentración de CO2 en el efluente alcanzó 90% de la concentración de alimentación medida previamente. Esto corresponde a un punto final de 90%. En este punto, el gas de alimentación se cambió por N2 puro y la temperatura del reactor se aumentó a 5°C/min a 450°C. El reactor se mantuvo a 450°C hasta que la concentración de CO2 en el efluente del reactor disminuyó por debajo de 0,1% en volumen, o se superó un periodo de 2 horas, indicando que la terminación de la regeneración del sorbente. Después, la temperatura del reactor se redujo a la temperatura de absorción deseada, y se repitió el procedimiento de absorción-regeneración descrito antes.
La fig. 3 indica la cantidad de carga de dióxido de carbono en el sorbente en un intervalo de temperaturas de 200 a 425°C en incrementos de 25°C. Como se muestra, el ensayo ilustra la eficacia del sorbente en la absorción de CO2 en un intervalo de temperatura con una carga máxima a aproximadamente 300°C.
Ejemplo 4: Carga de dióxido de carbono del sorbente del ejemplo 2
La capacidad de carga de CO2 del sorbente del ejemplo 2 se analizó usando el mismo procedimiento experimental señalado en el ejemplo 3. La fig. 4 indica la cantidad de dióxido de carbono cargada en el sorbente del ejemplo 2 en un intervalo de temperaturas de 100 a 425°C. Como se muestra, el ensayo ilustra la eficacia del sorbente en la absorción de CO2 a lo largo de un intervalo amplio de temperatura con una carga máxima a aproximadamente 350°C. Ejemplo 5: Carga de dióxido de carbono del sorbente del ejemplo 1 usando gas de proceso con presión parcial de CO2 alta
Se evaluó en el sorbente de sal mixta descrito en el ejemplo 1 la separación de CO2 de corrientes de gas de proceso de presión parcial de CO2 alta, calientes. Hay numerosos ejemplos de corrientes de gases de proceso industrialmente relevantes que se pueden describir como corrientes de gas de proceso de presión parcial de CO2 alta, calientes, tales como gas de síntesis desulfurado, gas de síntesis convertido a alta temperatura y baja temperatura e hidrógeno que contiene CO2.
En este ejemplo, se usaron mezclas de gases simples que contenían CO2 y N2 con diferentes presiones parciales de CO2 , para simular las corrientes de gas de proceso de presión parcial de CO2 alta, calientes. Las mediciones de captura y liberación de CO2 se hicieron usando un reactor de lecho empaquetado convencional con un analizador de CO2 de NDIR de Horiba para medir la concentración de CO2 en el gas que entra y sale del reactor. El reactor de lecho empaquetado se cargó con 4 g del sorbente preparado del ejemplo 1 y se entremezcló una cantidad de un material inerte (carburo de silicio) con el sorbente para ocupar el resto del volumen del reactor. Después el reactor se calentó a 450°C a 10°C/min en aproximadamente 100 ml/min de N2 para activar el sorbente y se dejó a esta temperatura hasta que la concentración de CO2 en el efluente del reactor disminuyó por debajo de 0,1%. La presión del reactor se elevó y se mantuvo a 2.068 MPa (300 psia) mediante una válvula de control de la presión situada corriente abajo del reactor. El reactor se enfrió a la temperatura de absorción deseada típicamente en el intervalo entre 375°C y 450°C. Una vez estabilizado el reactor a la temperatura de absorción deseada, se verificó la composición del gas de proceso caliente simulado, que contenía CO2 y N2, mediante el analizador de CO2 situado corriente abajo de la válvula de control de la presión. Cuando la concentración de CO2 estuvo estable, /- 0,1% del valor de ajuste, durante un mínimo de 5 minutos, se alimentó el gas de proceso simulado al reactor.
Las presiones parciales e CO2 evaluadas estaban en el intervalo de 0.103 MPa a 1.034 MPa (15 psia a 150 psia). La concentración de CO2 del efluente del reactor se midió continuamente mediante el analizador de CO2 y se continuó la fase de absorción del ciclo hasta que la concentración de CO2 en el efluente alcanzó 90% de la concentración en la alimentación medida previamente. Esto corresponde a un punto final de 90%. La cantidad de CO2 absorbido por el sorbente, la captura de CO2 , se determinó por integración de la diferencia entre los caudales másicos de CO2 que entran y salen del reactor. Una vez que se alcanzó el punto final de 90%, el gas de alimentación se cambió por N2 puro o una mezcla de CO2/N2 que tenía contenido de CO2 menor que la usada en la etapa de absorción. La temperatura del reactor se mantuvo a la temperatura de absorción o se redujo a una temperatura inferior. El reactor permaneció en la etapa de regeneración hasta que la concentración de CO2 en el efluente del reactor disminuyó a <0,1% en vol mayor que la concentración de CO2 en la corriente de alimentación. Después, la temperatura del reactor y la concentración de CO2 se devolvieron a las condiciones de absorción deseadas y el experimento se podía repetir.
Los resultados proporcionados en la fig. 5 indican la capacidad de carga de CO2 del sorbente de sal mixta de Mg-Na en función de la presión parcial de CO2 y la temperatura de absorción. El aumento de la presión parcial de CO2 en el gas de proceso caliente simulado producía mayores aumentos de la carga de CO2. En este estudio, la presión parcial de CO2 máxima evaluada era 1.034 MPa (150 psia), que correspondía a una mezcla 50-50 de CO2 y N2 con una presión total de 2.068 MPa (300 psia). A esta presión parcial de CO2, el sorbente era capaz de cargar 52.2% en peso de CO2 y 49.6% en peso de CO2 a 430°C y 450°C respectivamente. Para presiones parciales de CO2 < 137895 Pa (20 psia) CO2 , el sorbente no absorbía cantidades medibles de CO2 para ninguna temperatura evaluada. La forma de la curva de carga de CO2, que tiene una rápida disminución en la carga de CO2 con la disminución de la presión parcial de CO2 por debajo de 689476 Pa (100 psia), es muy prometedora para disposiciones de procedimientos de absorción por oscilación de temperatura, oscilación de presión y oscilación de presión parcial y disposiciones de procedimientos que consisten en combinaciones de oscilaciones de temperatura y presión. Estos resultados también indican que las realizaciones del sorbente de la invención son útiles para aplicaciones de temperatura alta, presión parcial de CO2 alta, además de aplicaciones de gases de escape caracterizados por temperatura moderadas y presiones parciales de CO2 muy bajas.
Ejemplo 6: Regeneración del sorbente del ejemplo 1
Se determinó la presión parcial de CO2 máxima que se puede alcanzar en el gas de descarga de regeneración a una temperatura prescrita. En estos experimentos, el sorbente del ejemplo 1 se cargó con CO2 a 450°C y una presión parcial de CO2 de 1.034 MPa (150 psia) usando un sistema experimental esencialmente como se ha descrito en el ejemplo 5. Después, el sorbente cargado con CO2 se regeneró enfriando desde 450°C a la temperatura de regeneración deseada sin flujo y una vez alcanzada la temperatura deseada, el gas de alimentación se cambió a 0.103 MPa (15 psia) de CO2 y resto N2. Se midió el contenido de CO2 del gas que sale del reactor mediante el analizador de CO2 de NDIR corriente abajo. Los resultados presentados en la siguiente tabla dan la presión parcial de CO2 (ppCO2) máxima observada durante la regeneración del sorbente a la temperatura indicada en un gas de regeneración que tiene una presión parcial de CO2 de 0.103 MPa (15 psia). Estos resultados indican la presión parcial de CO2 máxima que se puede alcanzar en el gas de descarga de regeneración a la temperatura prescrita. Se encontró que la presión parcial de CO2 máxima que se puede alcanzar durante la regeneración del sorbente disminuía de 4501C a 410°C. Se encontró que a 410°C el sorbente no se regeneraba en absoluto, y por lo tanto la presión parcial de CO2 máxima en el gas de descarga de regeneración es menor de 0.103 MPa (15 psia) de CO2. Estos resultados indican que el sorbente de Mg-Na del ejemplo 1 se puede regenerar por un procedimiento por oscilación de presión parcial combinado con una oscilación de temperatura negativa.
Tabla 1
Figure imgf000011_0001
Ejemplo 7: Efecto del elemento alcalino en el rendimiento del sorbente
Se evaluó el efecto del elemento alcalino en el sorbente de sal mixta preparando sorbentes con los tres primeros metales alcalinotérreos en la Tabla Periódica de los Elementos, específicamente: litio (Li), sodio (Na) y potasio (K). Los sorbentes de sal mixta se prepararon siguiendo la misma preparación por coprecipitación y teniendo la misma relación molar Mg:metal alcalino de 1:6. Se evaluó en los sorbentes preparados la separación de CO2 del gas de escape simulado en un sistema de reactor de lecho fijo en las condiciones experimentales (temperatura, composición de gas y velocidad espacial de gas por hora (GHSV)) proporcionadas en la siguiente tabla 2.
Tabla 2
Figure imgf000011_0002
El efecto del elemento alcalino en el rendimiento del sorbente de sal mixta se ilustra en la fig. 6. Estos resultados sugieren que la selección del elemento alcalino (p. ej., Li, Na, K) se puede usar para ajustar la ventana de operación del sorbente. A partir de estos resultados, parece que los sorbentes que contienen sodio (Na) proporcionan el mejor intervalo de temperatura de funcionamiento para muchas aplicaciones, y dichos sorbentes también son capaces de lograr la carga de CO2 más grande. Sin embargo, se mostró que los sorbentes que contienen Li o K también absorbían dióxido de carbono. El sorbente que contenía sodio absorbía CO2 en un intervalo de temperatura de aproximadamente 100°C a aproximadamente 425°C, alcanzando un máximo a aproximadamente 350°C. El sorbente que contenía litio era más eficaz a 200°C y mostraba absorción de CO2 en un intervalo de temperatura de aproximadamente 200°C a aproximadamente 275°C, mientras que el compuesto que contenía potasio absorbía CO2 a una temperatura mayor en el intervalo de aproximadamente 300°C a aproximadamente 425°C con un máximo a aproximadamente 350°C.
Ejemplo 8: Efecto de la fuente de magnesio en el rendimiento del sorbente (método de coprecipitación)
Uno de los parámetros de preparación que puede afectar a la composición y rendimiento del sorbente es la fuente de magnesio, que puede afectar a las especies de sales formadas durante la precipitación. Puesto que el carbonato de magnesio o el óxido de magnesio es el compuesto de magnesio objetivo en la mezcla de sales, se desea la selección de la fuente de magnesio que conduce de forma preferente a la formación de estas especies. En este estudio, se evaluó el efecto de la fuente de magnesio en el rendimiento del sorbente de sal mixta, preparando sorbentes a partir de nitrato de magnesio (Mg(NO3)2), óxido de magnesio (MgO) e hidróxido de magnesio (Mg(OH)2). Estos sorbentes se prepararon siguiendo el mismo procedimiento de preparación por coprecipitación con una relación molar Mg:Na de 1:6. Se evaluó en los sorbentes preparados la separación de CO2 de gas de escape simulado en un sistema de reactor de lecho fijo en las mismas condiciones experimentales (temperatura, composición de gas y velocidad espacial de gas por hora (GHSV)) usados en el ejemplo 7.
El efecto de la fuente de magnesio en la carga de CO2 en función de la temperatura para los sorbentes de sales mixtas se proporciona en la fig. 7. Como puede verse, el sorbente preparado a partir del nitrato de magnesio lograba cargas de CO2 significativamente mayores que los sorbentes de óxido o hidróxido, indicando que la fuente de magnesio tiene un impacto significativo en el rendimiento del sorbente. Sin embargo, las tres sales de magnesio ensayadas producían un sorbente que absorbía dióxido de carbono. La principal diferencia entre estas fuentes de magnesio es la solubilidad de la sal en agua. Por ejemplo, la solubilidad del nitrato de magnesio en agua es 125 g/100 ml, mientras que la solubilidad del hidróxido de magnesio es 1,2 mg/100 ml.
Aunque sin estar limitados por ninguna teoría particular de funcionamiento, aunque se siguió el mismo procedimiento de preparación, parece que los materiales sorbentes resultantes se formaron por diferentes rutas. La sal mixta preparada con nitrato de magnesio se formó probablemente por la adición de una solución de carbonato sódico (Na2CO3) a una solución que contenía nitrato de magnesio completamente disuelto. Tras la adición del carbonato sódico, se formó un precipitado blanco, la sal mixta. La precipitación se produjo probablemente debido al intercambio de aniones entre los cationes de magnesio y sodio en el que se formó una mezcla de carbonato, hidróxido y nitrato de magnesio y nitrato y carbonato sódico.
Los sorbentes hechos usando óxido e hidróxido de magnesio probablemente seguían una ruta diferente debido a su solubilidad limitada en agua. Siguiendo el mismo procedimiento, se añadió lentamente una solución que contenía carbonato sódico a una solución que contenía una suspensión bien mezclada de hidróxido de magnesio. Debido a la presencia de un precipitado, no era posible observar o distinguir la precipitación de una especie de sal mixta.
Los resultados de la carga de CO2 indican que la fuente de magnesio, y específicamente la solubilidad del compuesto fuente en agua, es un parámetro muy importante en la preparación de un sorbente de sal mixta con alta capacidad de carga de CO2. Aunque el sorbente preparado usando nitrato de magnesio presentaba muy buena capacidad de carga de CO2 , otras sales de magnesio muy solubles en agua, tales como cloruro de magnesio (54.3 g/100 ml) y acetato de magnesio (39.6 g/100 ml), también serían útiles para producir los sorbentes de la invención. Ejemplo 9: Efecto de la relación molar Mg:Na en el rendimiento del sorbente
Se entiende que el CO2 se carga en el sorbente de la invención en forma de MgCO3, lo cual se ha verificado por XRD, y que la especie de sodio, aunque claramente implicada en el mecanismo de captura de CO2, no almacena CO2. Por lo tanto, para entender de forma más completa la función del sodio en el mecanismo de captura del CO2 en el sorbente de sal mixta, se prepararon varias muestras de sorbente con relaciones molares Mg:Na en la mezcla de reactivos en el intervalo de 1:3 a 1:8. Los sorbentes se prepararon siguiendo el mismo procedimiento de preparación por coprecipitación con la excepción de la cantidad de Na2CO3 usada durante la etapa de precipitación. Se evaluó en los sorbentes preparados la separación de CO2 de gas de escape simulado en el sistema de reactor de lecho fijo en las mismas condiciones experimentales (temperatura, composición de gases y velocidad espacial de gas por hora (GHSV)) usados en el ejemplo 7.
Los resultados experimentales presentados en la fig. 8 indican que la relación molar Mg:Na afecta a la carga de CO2 del sorbente. Para sorbentes que se preparan usando excesos molares de sodio (p. ej., 1:6 y 1:8), el rendimiento del sorbente está de acuerdo con los descubrimientos previos. La capacidad de carga de CO2 aumenta con la temperatura de absorción, pasa por un máximo de aproximadamente 13% en peso de CO2 a 350°C, y disminuye rápidamente con el aumento de la temperatura de absorción. Parece que el aumento del exceso molar de sodio de 6 a 8 tiene un efecto pequeño en la forma general de la curva de absorción. La carga de CO2 máxima es aproximadamente 12% en peso a 350°C para ambos materiales, y ambos presentan disminución rápida en la carga de CO2 con el aumento de temperatura. La única diferencia observable es una ligera disminución en la carga de CO2 para temperaturas inferiores a 350°C para el sorbente con una cantidad de sodio mayor.
La disminución del contenido de sodio a 1:4 e inferior (p. ej., 1:3) parece que afecta significativamente al perfil de carga de CO2. Aunque el sorbente que tiene una relación Mg:Na equimolar lograba la carga de CO2 más baja de los sorbentes evaluados, presentaba carga máxima a 250°C. Por lo tanto, la disminución del contenido de sodio del sorbente a una relación Mg:Na de 1:3 producía un aumento significativo en la carga de CO2 a 250°C. El desplazamiento de la carga de CO2 máxima de 350°C a 250°C reduciendo el contenido de sodio del sorbente es un descubrimiento significativo y prometedor. Este descubrimiento sugiere que el CO2 interacciona con el sorbente de sal mixta por diferentes mecanismos, y que se puede afectar al mecanismo y finalmente a la ventana de operación ajustando la composición.
Ejemplo 10: Efecto de la concentración de la solución de precipitación en el rendimiento del sorbente
Uno de los parámetros de preparación que pueden afectar al rendimiento del sorbente es la concentración de la solución de precipitación. En este estudio, se prepararon sorbentes de sales mixtas que tenían la misma composición con cuatro concentraciones de la solución de precipitación (0.05, 0.1, 0.2 y 0.3 M). Estos sorbentes se prepararon siguiendo el mismo procedimiento de precipitación por coprecipitación con una relación molar Mg:Na de 1:6. Se evaluó en los sorbentes preparados la separación de CO2 de gas de escape simulado en un sistema de reactor de lecho fijo en las mismas condiciones experimentales (temperatura, composición de gas y velocidad espacial de gas por hora (GHSV)) usadas en el ejemplo 7.
El efecto de la concentración de la solución de precipitación en la carga de CO2 en función de la temperatura para los sorbentes de sales mixtas se ilustra en la fig. 9. La concentración de la solución de precipitación tiene un efecto significativo en el rendimiento del sorbente. La disminución de la concentración de la solución de precipitación produce una disminución de la temperatura de carga máxima de 350°C a entre 250 y 275°C. Además del desplazamiento de la temperatura de carga máxima, la cantidad de CO2 cargado aumentó de 12% en peso a aproximadamente 20% en peso. El rendimiento de los sorbentes preparados a partir de soluciones de concentración baja es particularmente interesante, ya que estos sorbentes lograban tanto mayor carga de CO2 como carga máxima a menores temperaturas.
Ejemplo 11: Efecto del agente de precipitación en el rendimiento del sorbente
Este estudio evaluaba la función del agente de precipitación en el rendimiento del sorbente de sal mixta. Se evaluaron dos agentes de precipitación: carbonato sódico (Na2CO3) y carbonato amónico ((NH^COa). Las muestras se prepararon usando técnicas de coprecipitación ligeramente diferentes. La primera muestra se preparó por adición lentamente de una solución de carbonato sódico a una solución de nitrato de magnesio. La segunda muestra se preparó por adición lentamente de una solución de carbonato amónico a una mezcla de nitrato de magnesio y nitrato sódico. Estos sorbentes se prepararon con una relación molar Mg:Na de 1:6. Se evaluó en los sorbentes preparados la separación de CO2 de gas de escape simulado en un sistema de reactor de lecho fijo en las mismas condiciones experimentales (temperatura, composición de gas y velocidad espacial de gas por hora (GHSV)) usadas en el ejemplo 7.
El efecto del agente de precipitación en la carga de CO2 en función de la temperatura para sorbentes de sales mixtas de Mg-metal alcalino se proporciona en la fig. 10. El rendimiento de los materiales preparados es significativamente diferente. El material preparado con carbonato sódico presenta una curva de absorción ancha, mientras que el sorbente preparado con carbonato amónico tiene un intervalo de temperatura más estrecho a lo largo del cual se observaba absorción de CO2 con un pico agudo que aparece a 300°C. Estos resultados sugieren que el agente de precipitación tiene un efecto en el rendimiento del sorbente de sal mixta, que puede ser útil para explotar aplicaciones específicas que requieren un intervalo de temperatura de absorción estrecho.
Ejemplo 12: Análisis de composición de sorbentes preparados por el método de coprecipitación
Se prepararon varias composiciones de sorbente de sal mixta con diferentes concentraciones de la solución de precipitación de acuerdo con el procedimiento general expuesto en el ejemplo 2. Se usó una combinación de análisis por plasma acoplado inductivamente (ICP) y análisis elemental (CHONS) para determinar/estimar la composición de especies moleculares de cada sorbente preparado por coprecipitación. Se estimaron los porcentajes en peso de cada componente de los sorbente combinando los resultados de estos análisis y los resultados se presentan en la siguiente tabla 3. Los resultados indicaban que la reducción de la concentración de coprecipitación (0.2 M ^ 0.05 M) producía un mayor contenido de MgO en el sorbente y una disminución en el contenido de NaNO3. Debe indicarse que los materiales del sorbente se prepararon a un pH constante.
Tabla 3
Figure imgf000013_0001
Ejemplo 13: Comparación del rendimiento del sorbente producido por el procedimiento de coprecipitación y el procedimiento de gelificación/coloide
Se preparó un sorbente de sal mixta de la invención que tenía la misma composición que la muestra de 0,05 M mostrada en la tabla 3 anterior, usando tanto el método de coprecipitación como el método de gelificación/mezcla física expuesto en la presente memoria, y se evaluó el rendimiento de captura de CO2 en las condiciones dadas en el ejemplo 7. El efecto del método de preparación en el rendimiento de captura de CO2 del sorbente, que tiene la misma composición elemental, se proporciona en la fig. 11. Es evidente que los dos sorbentes tienen curvas de carga de CO2 muy similares, alcanzando ambos materiales aproximadamente 20% en peso de carga de CO2 de 275°C a 300°C, con una disminución muy rápida en la carga con el aumento de la temperatura de absorción. La similitud en las curvas de carga de CO2 indica que los sorbentes preparados por diferentes técnicas de preparación tienen propiedades de captura de CO2 muy similares y que se pueden retener las características deseadas del sorbente con mejor rendimiento preparado por coprecipitación cuando se prepara por el método de mezcla física/gelificación.
Ejemplo 14: Efecto de la fuente de magnesio en el rendimiento del sorbente (método de gelificación)
Como se ha indicado en el ejemplo 1, el carbonato de magnesio básico (carbonato-hidróxido de magnesio) era la fuente de MgO en el sorbente por gelificación/mezcla física. Un problema con el carbonato de magnesio básico es que tiene una densidad aparente muy baja y es más caro que el óxido de magnesio disponible en el mercado. Se prepararon dos muestras de mezcla física usando MgO en polvo y nano-MgO como fuente de MgO que tenían la misma composición que el sorbente preparado usando carbonato de magnesio básico en el ejemplo 1, para determinar si se pueden usar óxidos de magnesio disponibles en el mercado, más baratos. Se evaluó en estos sorbentes el rendimiento de captura de CO2 en las condiciones dadas en el ejemplo 7.
Se encontró que la fuente de magnesio tiene un efecto significativo en la capacidad de carga de CO2 del sorbente de sal mixta, como se ve por los resultados presentados en la fig. 12. Estos sorbentes preparados con óxido de magnesio no podían alcanzar una carga de CO2 superior a 5% en peso de CO2 y mostraban una disminución de la capacidad de carga de CO2 con el aumento de la temperatura de absorción. Los materiales basados en MgO no mostraban la forma característica de "volcán" que se observaba para el sorbente de sal mixta. A partir de estos resultados, parece que debería usarse el carbonato de magnesio mixto como la fuente de magnesio en el procedimiento de gelificación.
Ejemplo 15: Efecto del método de secado en el rendimiento del sorbente
Se evaluaron dos métodos de secado para el secado del material sorbente húmedo formado en el método de producción, para determinar si el método de secado afecta al rendimiento del sorbente. Los dos métodos ensayados eran: 1) secado en horno de una torta de filtración húmeda; y 2) secado por atomización directo del material sorbente. Se prepararon dos lotes de sorbente que tenían la misma composición mediante los métodos de secador por atomización y filtración/secado en horno. Se evaluó el rendimiento de captura de CO2 de cada sorbente en las condiciones experimentales dadas en el ejemplo 7.
El rendimiento de captura de CO2 del sorbente preparado por los métodos de secado por atomización y filtración/secado en horno se presenta en la fig. 13. Estos resultados indican claramente que el método de secado por atomización produce un sorbente de captura de CO2 superior. El material secado por atomización presentaba una carga de CO2 ~5% en peso mayor a todas las temperaturas de captura <300°C, en comparación con el material de filtración/secado en horno. Sin embargo, el sorbente filtrado/secado en horno presentaba muy buen rendimiento de CO2 , logrando ~18% en peso de carga de CO2 a 300°C.

Claims (15)

REIVINDICACIONES
1. Una composición de sal mixta adecuada para usar como un sorbente para la separación de dióxido de carbono de una corriente gaseosa, estando la composición en forma sólida y comprendiendo:
i) óxido de magnesio;
ii) un carbonato de metal alcalino; y
iii) un nitrato de metal alcalino, en donde la composición tiene un exceso molar de magnesio caracterizado por una relación atómica Mg:X de al menos aproximadamente 1.1:1, preferiblemente al menos 4:1, más preferiblemente al menos 6:1, en donde X es el metal alcalino, y en donde la composición comprende un vehículo poroso seleccionado de bauxita, carbón activado, arcillas, óxidos metálicos, silicato de magnesio, tamices moleculares, gel de sílice y zeolitas.
2. La composición de sal mixta de la reivindicación 1, en donde el metal alcalino comprende sodio.
3. La composición de sal mixta de la reivindicación 1, en donde el nitrato de metal alcalino está presente en una cantidad de al menos 1% en peso, basado en el peso seco total de la composición de sal mixta.
4. La composición de sal mixta de la reivindicación 1, que comprende la mezcla MgO:Na2CO3:NaNO3.
5. La composición de sal mixta de la reivindicación 1, en donde el óxido metálico es óxido de hierro, alúmina, óxido de magnesio u óxido de circonio.
6. Un método para separar el dióxido de carbono de una corriente gaseosa, que comprende poner en contacto una corriente gaseosa que contiene dióxido de carbono con un material sorbente que comprende la composición de sal mixta de una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 5, en donde el material sorbente preferiblemente está contenido dentro de un absorbedor de lecho fijo o de lecho fluidizado.
7. El método de la reivindicación 6, en donde la etapa de contacto se produce a una temperatura de 100°C a 450°C, preferiblemente a una temperatura de 250°C a 375°C.
8. El método de la reivindicación 6, en donde la presión de dióxido de carbono en la corriente gaseosa es de 6895 Pa a 2.068 MPa (1 a 300 psia), preferiblemente menor de 34474 Pa (5 psia).
9. El método de la reivindicación 6, que además comprende la etapa de regenerar el material sorbente usando absorción por oscilación de presión, absorción por oscilación de vacío, absorción por oscilación de temperatura, o una de sus combinaciones para producir la desorción del dióxido de carbono,
comprendiendo la etapa de regeneración preferiblemente al menos uno de aumento de la temperatura del material sorbente y disminución de la presión aplicada al material sorbente, en comparación con la temperatura y presión durante la etapa de contacto.
10. El método de la reivindicación 6, en donde el material sorbente presenta una carga de CO2 de al menos 10 por ciento en peso de CO2 a una temperatura de absorción de 250 a 350°C.
11. Un procedimiento para preparar una composición de sal mixta, que comprende:
i) mezclar una sal de magnesio con una solución que contiene iones de metal alcalino, iones carbonato e iones nitrato para formar una suspensión o coloide que comprende una sal mixta sólida, en donde la mezcla de la sal de metal alcalino con la sal de magnesio en solución tiene un exceso molar de metal alcalino caracterizado por una relación atómica Mg:X de al menos 1:3, en donde X es el metal alcalino;
ii) separar la sal mixta sólida de la suspensión o coloide para formar una torta húmeda de la sal mixta sólida;
iii) secar la torta húmeda para formar una torta seca que comprende la sal mixta sólida; y
iv) calcinar la torta seca a una temperatura máxima en el intervalo de 400 a 500°C y durante un tiempo de 2 a 10 horas y mezclarla con un vehículo poroso seleccionado de bauxita, carbón activado, arcillas, óxidos metálicos, silicato de magnesio, tamices moleculares, gel de sílice y zeolitas, para formar una composición de sal mixta según una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 5,
comprendiendo preferiblemente la etapa de mezclamiento mezclar una primera solución que contiene un carbonato de metal alcalino disuelto y un nitrato de metal alcalino disuelto, y una segunda solución que contiene una sal de magnesio disuelta para formar la sal mixta sólida como un coprecipitado.
12. El procedimiento de la reivindicación 11, en donde la solubilidad en agua de la sal de magnesio es al menos 10 g por 100 ml a 25°C y una atmósfera.
13. El procedimiento de la reivindicación 11, en donde la sal de magnesio se selecciona de nitrato de magnesio, acetato de magnesio y cloruro de magnesio.
14. El procedimiento de la reivindicación 11, en donde la etapa de mezclamiento comprende combinar una sal de magnesio sólida con una solución que contiene un carbonato de metal alcalino disuelto y un nitrato de metal alcalino disuelto para formar la sal mixta sólida como un coloide, y en donde la sal de magnesio sólida es preferiblemente carbonato de magnesio básico.
15. El procedimiento de la reivindicación 11, en donde los iones carbonato en la solución derivan de una sal de precipitación que comprende un ion carbonato añadido a la solución, y en donde la sal de precipitación es preferiblemente un carbonato de metal alcalino o carbonato amónico.
ES13819735T 2012-07-19 2013-07-19 Sorbente regenerable para la eliminación de dióxido de carbono Active ES2719780T3 (es)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201261673626P 2012-07-19 2012-07-19
PCT/US2013/051257 WO2014015243A1 (en) 2012-07-19 2013-07-19 Regenerable sorbent for carbon dioxide removal

Publications (1)

Publication Number Publication Date
ES2719780T3 true ES2719780T3 (es) 2019-07-16

Family

ID=49949270

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
ES13819735T Active ES2719780T3 (es) 2012-07-19 2013-07-19 Sorbente regenerable para la eliminación de dióxido de carbono

Country Status (10)

Country Link
US (2) US9808783B2 (es)
EP (1) EP2874741B1 (es)
JP (1) JP6194356B2 (es)
KR (1) KR102203053B1 (es)
CN (1) CN104640622B (es)
AU (1) AU2013292353B2 (es)
CA (1) CA2876023C (es)
ES (1) ES2719780T3 (es)
IN (1) IN2015DN00963A (es)
WO (1) WO2014015243A1 (es)

Families Citing this family (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106163997B (zh) * 2014-03-14 2019-08-02 印度瑞来斯实业公司 用于二氧化碳捕获的稳定无机氧化物载体及衍生吸附剂
US10322399B2 (en) * 2015-11-17 2019-06-18 Massachusetts Institute Of Technology Coated nanoclusters for carbon dioxide adsorption
CN105664708B (zh) * 2016-02-01 2018-05-25 中国科学院工程热物理研究所 一种二氧化碳吸收剂、其制备方法及其应用方法
US20190060820A1 (en) * 2016-03-01 2019-02-28 Antecy B.V. Shaped attrition resistant particles for co2 capturing and conversion
EP3222584A1 (en) 2016-03-21 2017-09-27 Tessenderlo Chemie NV Method for producing soluble potassium sulfate
KR101957980B1 (ko) * 2016-05-13 2019-07-04 연세대학교 산학협력단 알칼리 금속 염을 이용한 이산화탄소 흡수제의 제조방법 및 이로부터 제조된 흡수제를 포함하는 이산화탄소 포집모듈
JP6681316B2 (ja) * 2016-11-18 2020-04-15 日立造船株式会社 ガス化発電システムにおける高温での酸成分除去方法およびその装置
CN110267729B (zh) 2016-12-21 2022-10-14 Isca管理有限公司 从排放流中去除温室气体和重金属
US10913658B2 (en) 2017-06-09 2021-02-09 Massachusetts Institute Of Technology Carbon dioxide removal using lithium borate
CN109351328A (zh) * 2018-11-05 2019-02-19 中国矿业大学 一种改性氧化镁基二氧化碳吸附剂及其制备方法
CN110237650B (zh) * 2019-06-24 2021-08-06 浙江天采云集科技股份有限公司 一种乙烯直接氧化制环氧乙烷中反应循环气的FTrPSA分离方法
CN112354512B (zh) * 2020-10-26 2022-09-09 华东理工大学 双功能碱金属硝酸盐修饰CdO-MgCO3材料及制备方法
WO2022224762A1 (en) * 2021-04-22 2022-10-27 Noritake Co., Limited A high performance co2 absorbent material for co2 capture at medium temperatures and the method for production thereof
CN113304722B (zh) * 2021-05-12 2022-09-09 华东理工大学 一种Ce-K共掺杂MgO基中温CO2吸附材料及其制备方法
CN114408950B (zh) * 2022-02-22 2023-08-29 上海太洋科技有限公司 一种负载型高分散纳米氧化镁及其制备方法和应用

Family Cites Families (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3489693A (en) * 1967-04-03 1970-01-13 Automatic Sprinkler Corp Carbon dioxide absorbent
US4433981A (en) 1981-02-18 1984-02-28 Shell Oil Company CO2 Removal from gaseous streams
US5454968A (en) 1990-11-08 1995-10-03 United Technologies Corporation Flat sheet CO2 sorbent
US5214019A (en) 1992-02-24 1993-05-25 United Technologies Corporation Enhancing carbon dioxide sorption rates using hygroscopic additives
NL9201179A (nl) * 1992-07-02 1994-02-01 Tno Werkwijze voor het regeneratief verwijderen van kooldioxide uit gasstromen.
US6387845B1 (en) 1999-03-23 2002-05-14 Kabushiki Kaisha Toshiba Carbon dioxide gas absorbent containing lithium silicate
US6280503B1 (en) * 1999-08-06 2001-08-28 Air Products And Chemicals, Inc. Carbon dioxide adsorbents containing magnesium oxide suitable for use at high temperatures
US6387337B1 (en) 2000-07-14 2002-05-14 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Carbon dioxide capture process with regenerable sorbents
US6866702B2 (en) * 2003-01-29 2005-03-15 International Environmental Conservative Association, Inc. Device for absorbing carbon dioxide, and a method for absorbing carbon dioxide
US7314847B1 (en) * 2004-10-21 2008-01-01 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Regenerable sorbents for CO2 capture from moderate and high temperature gas streams
US7820591B2 (en) 2005-01-04 2010-10-26 Korea Electric Power Corporation Highly attrition resistant and dry regenerable sorbents for carbon dioxide capture
US8632626B2 (en) 2008-05-15 2014-01-21 Calix Limited System and method for processing flue gas
EP2296786A4 (en) 2008-06-05 2012-09-19 Ind Res Ltd GUEST RACE PROCEDURE
NL1036224C2 (en) * 2008-11-21 2010-05-25 Stichting Energie Water gas shift process.
KR101823328B1 (ko) 2010-09-08 2018-03-14 한국전력공사 이산화탄소 흡수제 및 그 제조 방법
US9180401B2 (en) 2011-01-20 2015-11-10 Saudi Arabian Oil Company Liquid, slurry and flowable powder adsorption/absorption method and system utilizing waste heat for on-board recovery and storage of CO2 from motor vehicle internal combustion engine exhaust gases
WO2012100149A1 (en) 2011-01-20 2012-07-26 Saudi Arabian Oil Company Reversible solid adsorption method and system utilizing waste heat for on-board recovery and storage of co2
EP2814592B1 (en) 2012-01-20 2019-06-05 Saudi Arabian Oil Company Process for removing co2

Also Published As

Publication number Publication date
CA2876023C (en) 2020-07-28
AU2013292353B2 (en) 2017-08-17
EP2874741A4 (en) 2016-06-08
EP2874741A1 (en) 2015-05-27
EP2874741B1 (en) 2019-02-20
AU2013292353A1 (en) 2015-01-15
US20180043328A1 (en) 2018-02-15
KR20150043290A (ko) 2015-04-22
WO2014015243A1 (en) 2014-01-23
CN104640622A (zh) 2015-05-20
JP6194356B2 (ja) 2017-09-06
CN104640622B (zh) 2017-10-27
US20150190777A1 (en) 2015-07-09
US10265677B2 (en) 2019-04-23
CA2876023A1 (en) 2014-01-23
IN2015DN00963A (es) 2015-06-12
US9808783B2 (en) 2017-11-07
JP2015527931A (ja) 2015-09-24
KR102203053B1 (ko) 2021-01-13

Similar Documents

Publication Publication Date Title
ES2719780T3 (es) Sorbente regenerable para la eliminación de dióxido de carbono
Bhatta et al. Progress in hydrotalcite like compounds and metal-based oxides for CO2 capture: a review
ES2671444T3 (es) Sistema y procedimiento de procesamiento de ciclo de calcinación/carbonatación
ES2365199T3 (es) Pre-tratamiento de absorbentes basados en cal usando hidratación.
US20130287663A1 (en) System, sorbents, and processes for capture and release of co2
Jin et al. Salt-composition-controlled precipitation of triple-salt-promoted MgO with enhanced CO2 sorption rate and working capacity
CA2543984C (en) Reactivation of lime-based sorbents by co2 shocking
JP6121445B2 (ja) 混合塩ｃｏ２吸着剤、その製造プロセス及びその利用
Kotyczka-Moranska et al. Comparison of different methods for enhancing CO2capture by CaO-based sorbents. Review
WO2018179351A1 (ja) 二酸化炭素除去装置及び吸着剤の二酸化炭素吸着容量の回復方法
JP2019147710A (ja) 酸化セリウム（ｉｖ）の製造方法、酸化セリウム（ｉｖ）、吸着剤、二酸化炭素の除去方法及び二酸化炭素除去装置
Puccini et al. Removal of CO2 from flue gas at high temperature using novel porous solids
KR101502238B1 (ko) 이산화탄소 흡수제 및 이를 이용한 이산화탄소 흡수 공정
JP2006103974A (ja) 炭酸ガス分離回収装置
ES2650840B2 (es) Sistema integrado de captura de CO2 y producción de bicarbonato de sodio (NaHCO3) A partir de Trona (Na2CO3 - 2H2O - NaHCO3)
KR100803325B1 (ko) 저온영역에서 재생 가능한 이산화티탄을 포함하는탄산알칼리 이산화탄소 고체 흡수제
JP6089579B2 (ja) 二酸化炭素吸着剤及びこれを用いた二酸化炭素回収装置並びに二酸化炭素の回収方法
Lu et al. Hydration and pelletization of CaCO 3-derived sorbents for in-situ CO 2 capture
KR101957980B1 (ko) 알칼리 금속 염을 이용한 이산화탄소 흡수제의 제조방법 및 이로부터 제조된 흡수제를 포함하는 이산화탄소 포집모듈
Anthony et al. Reactivation of lime-based sorbents by CO 2 shocking