NO20121474A1 - Forbedret vandig CO2-absorbent - Google Patents

Forbedret vandig CO2-absorbent Download PDF

Info

Publication number
NO20121474A1
NO20121474A1 NO20121474A NO20121474A NO20121474A1 NO 20121474 A1 NO20121474 A1 NO 20121474A1 NO 20121474 A NO20121474 A NO 20121474A NO 20121474 A NO20121474 A NO 20121474A NO 20121474 A1 NO20121474 A1 NO 20121474A1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
absorbent
weight
concentration
amine
absorbents
Prior art date
Application number
NO20121474A
Other languages
English (en)
Inventor
Karl Anders Hoff
Thor Mejdell
Inna Kim
Andreas Grimstvedt
Eirik Falck Da Silva
Original Assignee
Aker Engineering & Technology
Advanced Carbon Capture As
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 Aker Engineering & Technology, Advanced Carbon Capture As filed Critical Aker Engineering & Technology
Priority to NO20121474A priority Critical patent/NO20121474A1/no
Priority to CN201380063664.6A priority patent/CN104853830B/zh
Priority to US14/646,936 priority patent/US20150306538A1/en
Priority to BR112015013307-0A priority patent/BR112015013307B1/pt
Priority to DK13817659.9T priority patent/DK2928583T3/en
Priority to JP2015546036A priority patent/JP6339094B2/ja
Priority to PL13817659T priority patent/PL2928583T3/pl
Priority to ES13817659.9T priority patent/ES2659002T3/es
Priority to EP13817659.9A priority patent/EP2928583B1/en
Priority to PCT/EP2013/075837 priority patent/WO2014086988A1/en
Priority to CA2893577A priority patent/CA2893577C/en
Publication of NO20121474A1 publication Critical patent/NO20121474A1/no
Priority to HRP20171621TT priority patent/HRP20171621T1/hr
Priority to US16/690,791 priority patent/US20200086267A1/en
Priority to US18/330,012 priority patent/US20230321589A1/en

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1475—Removing carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20405—Monoamines
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20421—Primary amines
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20478—Alkanolamines
    • B01D2252/20484—Alkanolamines with one hydroxyl group
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/50—Combinations of absorbents
    • B01D2252/504—Mixtures of two or more absorbents
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2258/00—Sources of waste gases
    • B01D2258/02—Other waste gases
    • B01D2258/0283—Flue gases
    • 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

Landscapes

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

Abstract

En vandig CO2-absorbent omfattende en kombinasjon av 2-amino-2-metyl-1-propanol (AMP) og 3-aminopropanol (AP), eller AMP og 4-aminobutanol (AB), er beskrevet. En fremgangsmåte for infanging av CO2 fra en CO2-inneholdende gass ved bruk av nevnte absorbent, og anvendelsen av en kombinasjon av AMP og AP, eller AMP og AB er også beskrevet.

Description

Beskrivelse
Teknisk felt
[0001 ] Foreliggende oppfinnelse angår en forbedret fremgangsmåte for fanging
av CO2fra en forbrenningsgass, og en forbedret aminabsorbent for CO2. Bakgrunnsteknikk
[0002] Fanging av CO2fra en blanding av gasser i industriell skala har vært kjent
i flere tiår, f.eks. for separasjon av naturgass og CO2fra underjordiske gassbrønner for å gi naturgass for eksport og CO2for retur til den underjordiske brønnen. Den voksende bekymringen om miljø og drivhuseffekt av CO2fra forbrenning av fossile brensler har forårsaket en voksende interesse for CCb-fangst fra hoved utslippspunkter for CCbslik som termiske kraftanlegg i såkalte etter forbrenning («Post Combustion») C02-fangst
[0003] Selv om kraftanlegg utgjør de største punktkildene for CCb-utslipp, kan andre industrier slik som stålverk og sementfabrikker benytte tilsvarende teknologier for CO2fangst.
[0004] US 5.618.506, og EP 0 558 019, begge i navn The Kansai Electric Power Co., Inc., og Mitsubishi Jukogyo Kabushiki Kaisha, og de deri siterte dokumenter, gir en generell bakgrunn for fremgangsmåter og absorbenter for fanging av CO2.
[0005] Industrielle CO2innfangningsanlegg omfatter en absorber, i hvilken en flytende absorbent blir brakt i motstrøms kontakt med gassen som skal behandles. En "renset" eller lav-C02gass blir trukket ut på toppen av absorberen og blir frigitt til atmosfæren, mens en CO2rik absorbent blir trukket ut fra bunnen av absorberen. Den rike absorbenten blir regenerert i en regenereringskolonne hvor den rike absorbenten blir strippet ved motstrøms strøm mot damp som er generert ved oppvarming av regenerert absorbent ved bunnen av regenereringskolonnen. Den regenererte absorbenten blir trukket ut fra bunnen av regenereringskolonnen og blir resirkulert inn i absorberen. En CO2rik gass, hovedsakelig omfattende damp og CO2blir trukket ut fra toppen av regenereringskolonnen. Den CO2rike gassen blir behandlet videre for å fjerne vann, og komprimert før CO2blir sendt for deponering eller annen anvendelse.
[0006] Fanging av CO2er, imidlertid, en energikrevende prosess, da bindingen av CO2til absorbenten er en eksoterm reaksjon og regenereringen er en endoterm reaksjon. Følgelig, blir varme tapt i absorberen og varme må bli tilført til regenereringskolonnen for å regenerere absorbenten og frigi CO2. Dette varmebehovet er en hoved driftskostnad for driften av et anlegg for CO2fangst. En reduksjon av varmekravene for regenerering av absorbenten er derfor søkt for å redusere energikostnaden for CO2fangsten.
[0007] Mange forskjellige aminer og kombinasjoner har blitt foreslått som absorbenter for CO2, hvor de forskjellige aminene har CO2absorpsjonsevne, se f.eks. de ovenfor nevnte patentene. Eksempler på foreslåtte aminer for de vandige oppløsningene for anvendelse som absorbenter er alkanolaminer slik som f.eks. monoetanolamin (MEA), dietanolamin (DEA), trietanolamin (TEA), metyldietanolamin (MDEA), diisopropanolamin (DIPA), diglykolamin (DGA), metylmonoetanolamin (MMEA), 2-amino-2-metyl-1-propanol (AMP). MEA blir også vanlig benyttet som en referanseabsorbent i tester for mulige nye absorbenter.
[0008] Reaksjonkinetikken, varmebehov, reaksjonsvarme, amin likevektslast, degradering, stabilitet, løselighet i vann og absorpsjonskapasitet til de forskjellige aktuelle aminene er av interesse ved valg av en potensiell absorbent for industriell skala CO2fangst.
[0009] Aminer er utsatte for degradering og er korrosive i miljøet hvor de blir benyttet. Aminer blir degradert både ved termisk degradering og oksidativ degradering, via forskjellige mekanismer. Degradering er uønsket både da degradering inaktiverer absorbenten og forårsaker et behov for make-up påfylling av amin i anlegget, da potensielt store mengder av avfallsprodukter blir produsert, og da langtids drift vil være mer avhengig av en reclaimerenhet for å gjenvinne anvendelige aminer bundet til degradringsprodukter (såkalt varmestabile aminsalter).
[0010] I motsetning til tidligere anvendelser av aminbasert absorpsjonsteknologi slik som naturgassbehandling, blir ved fanging fra eksosgass den behandlede gassen sluppet ut i atmosfæren. Dette gir en risiko for utslipp av flyktige aminkomponenter eller degraderingsprodukter til miljøet.
[0011] Aminer med mindre degradering vil derfor forårsake mindre utslipp av
degraderingsproduker i den rensede eksosgassen som forlater anlegget.
[0012] Nylige utviklinger i aminteknologi har avslørt at reaksjoner mellom NOx i eksosgassen og sekundære aminer i solventen kan føre til dannelsen av en gruppe carcinogene forbindelser kalt nitrosaminer. Sekundære aminer kan være til sted som en del av solventen eller bli dannet som degraderingsprodukter. Nitrosamindannelse blir begrenset ved unngåelse av anvendelse av sekundære aminer og ved begrensning av solventdegradering.
[0013] Korrosjon er en bekymring både da den er skadelig for viktige deler i anlegget og kan redusere levetiden til det eller forårsake et behov for mer kostbare konstruksjonselementer, og da korrosjonsprodukter slik som Fe-ioner kan være skadelige for absorbenten ved å forårsake høyre grad av degradering.
[0014] Målet ved foreliggende oppfinnelse er å fremskaffe en forbedret absorbent og forbedret fremgangsmåte for fanging av CO2fra en CO2inneholdende, hvor den forbedrede absorbenten har forbedret resistens mot degradering, både termisk og oksidativ degradering, og er mindre korrosiv overfor konstruksjonsmaterialer som vanligvis blir benyttet sammenliknet med standard absorbenter. Et ytterligere mål er å fremskaffe en absorbent med lav risiko for nitrosamindannelse. Et ytterligere mål er å fremskaffe en forbedret absorbent og en fremgangsmåte for fanging av CO2som har et lavere energibehov for regenerering av absorbenten, samtidig som den har akseptabel reaksjonskinetikk og absorpsjonskapasitet. Det er også et
mål å fremskaffe en fremgangsmåte for bruk av den nye absorbenten. Oppsummering av oppfinnelsen
[0015] Ifølge et første aspekt angår foreliggende oppfinnelse en vandig CO2absorbent omfattende en kombinasjon av 2-amino-2-metyl-1 -propanol (AMP) og 3-aminopropanol (AP), eller AMP og 4-aminobutanol (AB).
[0016] Det har overraskende blitt funnet at en CO2absorbent omfattende AMP og AP, eller AMP og AB, er mye mindre utsatt for både termisk og oksidativ degradering enn andre velkjente "standard" absorbenter, slik som MEA alene eller MEA i kombinasjon med AMP. I tillegg er foreliggende absorbent mye mindre korrosiv i laboratorietester og i et pilotanlegg. Frigiving av ioner til absorbenten forårsaket av korrosjon er kjent å øke den oksidative degraderingen av aminer. Da foreliggende absorbenter er primære aminer, er dannelsen av nitrosaminer antatt å være betydelig redusert ved anvendelse av foreliggende absorbenter for CO2fangst. Da foreliggende absorbenter er mindre utsatt for degradering, er dannelsen av nitrosaminer antatt å være betydelig redusert ved anvendelse av foreliggende absorbenter for CO2fangst. I tillegg er foreliggende absorbenter funnet å være lovende kandidater for anlegg i industriell skala som målt i tester for henholdsvis absorpsjonsrate og desorpsjonsrater, vs. CO2konsentrasjon.
[0017] Ifølge en første utførelsesform er konsentrasjon av AMP fra 10 til 35 vekt % og konsentrasjonen av AP eller AB fra 10 til 40 vekt %. Den øvre grensen for konsentrasjonen av AMP er satt på grunn av utfellinger dannet etter reaksjon med CO2ved høyere konsentrasjoner av AMP i en vandig oppløsning. Tradisjonelt er den totale konsentrasjonen av oppløste stoffer i en vandig absorbent begrenset til omkring 50 vekt % for å unngå for høy viskositet til oppløsningen, og på grunn av behovet for en viss mengde vann. 50 vekt % total konsentrasjon av AMP og AB eller AP er, imidlertid, ingen absolutt grense. Det er, imidlertid, i dag antatt at den totale konsentrasjonen i et anlegg under drift vil være lavere enn 60 vekt %, slik som 50 vekt % eller lavere.
[0018] Ifølge en utførelsesform er konsentrasjonen av AMP minst 10 vekt %, slik som minst 20 vekt %, slik som minst 25vekt %, eller minst 30 vekt %. Konsentrasjonen av AP eller AB er minst 15 vekt %, slik som minst 20 vekt %, slik som minst 25vekt %, eller minst 40 vekt %.
[0019] Ifølge en utførelsesform omfatter absorbenten en kombinasjon av AMP og
AP.
[0020] Ifølge et andre aspekt angår foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for innfangning CO2fra en CO2inneholdende gass, slik som en eksosgass fra et termisk kraftanlegg eller et industrielt anlegg, hvor den CO2inneholdende gassen blir brakt i motstrøms kontakt med en CO2absorbent i en absorber for å gi en CO2uttømt gass som blir frigitt til omgivelsene, og en CO2rik absorbent som blir oppsamlet i bunnen av absorber, regenerert og resirkulert inn i absorberen, hvor CO2absorbenten er en absorbent som beskrevet ovenfor.
[0021] Ifølge et tredje aspekt, angår foreliggende oppfinnelse en anvendelse av en vandig oppløsning av en kombinasjon av AMP og AP eller AMP og AB som en absorbent for CO2i en fremgangsmåte for innfangning CO2fra en CO2inneholdende gass.
[0022] Ifølge en utførelsesform blir AMP benyttet i en konsentrasjon fra 10 til 35
vekt %, og AP eller AB blir benyttet i en konsentrasjon fra 10 til 40 vekt %. Kort beskrivelse av figurene
[0023] Fig. 1 er et plott av absorpsjonsrate vs. CO2konsentrasjon for en komparativ absorbent og to absorbenter ifølge foreliggende oppfinnelse, Fig. 2 er et plott av desorpsjonsrate vs. CO2konsentrasjon for en komparativ absorbent og to absorbenter ifølge foreliggende oppfinnelse, Fig. 3 visualiserer resulter fra test av termisk degradering av to komparative absorbenter og en absorbent ifølge foreliggende oppfinnelse, Fig. 4 visualiser test av oksidativ degradering av to komparative absorbenter og en absorbent ifølge foreliggende oppfinnelse, i nærvær og fravær av Fe ioner,
fig. 5 visualiserer resultatene fra test av korrosiv effekt av to komparative absorbenter, og en absorbent ifølge foreliggende oppfinnelse,
Fig. 6 er en prinsippskisse av et pilotanlegg benyttet for testing,
Fig. 7 visualiser resultater for korrosjon for konsentrasjon av Fe-ioner i absorbentene i et pilotanlegg som funksjon av timers drift; Fig. 8 visualiserer resultater for korrosjon for konsentrasjon av Cr-ioner i absorbentene i et pilotanlegg som en funksjon av timers drift, Fig. 9 visualiserer resultater for korrosjon som konsentrasjon av Ni-ioner i absorbentene i et pilotanlegg som funksjon av timers drift, og Fig. 10 visualiserer resultater for relativ degradering for forskjellige aminer etter 1000 timers anvendelse i et pilotanlegg.
Detaljert beskrivelse av foreliggende oppfinnelse
[0024] Foreliggende oppfinnelse angår en forbedret aminabsorbent for CO2fangst og en fremgangsmåte for innfangning CO2ved bruk av den forbedrede aminabsorbenten.
[0025] Foreliggende oppfinnelse er basert på blanding av to forskjellige primære aminer som har forskjellige reaksjonskinetikker, hvor det ene er et sterisk hindret amin, nemlig 2-amino-2-metyl-1-propanol (AMP) og den andre er et monoalkanolamin, nemlig 3-aminopropanol (AP), eller 4-aminobutanol
(AB).
[0026] AMP, som er et sterisk hindret sterisk hindret amin, er kjent å ha et lavt energibehov for regenerering av absorbenten, men den trege reaksjonskinetikken har negativ påvirkning i absorberen da den krever en lengre kontakttid mellom den CO2inneholdende gassen og absorbenten i absorberen. I motsetning til referanseaminet, MEA, vanligvis benyttet ved 30 vekt t%, tilsvarende til en molar konsentrasjon på 5 mol/l, kan ikke AMP
bli benyttet alene i høyere konsentrasjoner enn omkring 4 mol/l,
tilsvarende til omkring 35 vekt %, på grunn av utfelling dannet ved reaksjon med CO2. Denne grensen er absorpsjonskapasiteten til AMP, hvis ikke en andre komponent blir benyttet i kombinasjon.
[0027] AP og AB på den andre siden, er kjent å ha stort energibehov, men hurtigere reaksjonskinetikk. Figurene 1 og 2 viser at AMP + AP har høyere syklisk kapasitet og er bedre med hensyn til stripping enn industrireferansen MEA, noe som betyr at A+B har lavere energikrav enn MEA som en absorbent for etterforbrennings CO2fangst.
[0028] Ifølge foreliggende oppfinnelse er det funnet at en vandig CO2absorbent omfattende froa10 til 35 vekt % AMP og fra 10 til 40 vekt % AP eller AB, er betydelig mindre utsatt for termisk og oksidativ degradering enn industristandard absorbent MEA. I tillegg viser den nye absorbenten gode reaksjonskinetikker, absorpsjonskapasitetet, og lavere energibehov.
[0029] Det er foretrukket at minst 15vekt %, slik som f.eks. minst 20 vekt % eller minst 25 vekt %, slik som omkring 30 vekt %, AMP til stede i absorbenten. Det er også foretrukket at minst 15vekt %, slik som f.eks. minst 20 vekt % eller minst 25 vekt % slik som omkring 30 vekt %, AP eller AB, er til stede i absorbenten.
[0030] De ovenfor nevnte konsentrasjonene av aminene tilsvarer til en total aminkonsentrasjon på 50% i vandige oppløsninger og et vektforhold av AMP til AP eller AB fra 10:40 til 35:15, slik som f.eks. 10:40 til 35:15, 20:30 til 30:20, 25:25. Nedenfor har forskjellige tester av eksempler på absorbenter ifølge foreliggende oppfinnelse og komparative eksempler ved bruk av MEA alene blitt utført. Den eksperimentelle delen er delt i en første introduserende del av skreeningeksperimenter for en preliminær relativ sammenlikning av viktige karakteristikker av forskjellige testabsorbenter, slik som absorpsjonsrate, absorpsjonskapasitet, syklisk kapasitet, viskositet, og absorpsjonslikevekt, og en andre del omfattende testkjøringer i et pilotanlegg.
Skreeningeksperimenter
[0031] Skreeningeksperimenter ble utført for å få en første indikasjon av absorpsjonsrate og desorpsjonsrate til kandidat aminblandinger sammenliknet med 30 vekt % MEA (5M) som en industrireferanse. Absorpsjonsraten er en måling av forbedring av masseovefrørings-egenskapene til en absorbent, som er direkte relatert til høyden som er nødvendig for absorberen. Med en hurtigere reagerende absorbent kan tårnhøyden bli redusert. Den sykliske kapasiteten til solventen er forskjellen mellom oppnåelig CO2last ved absorpsjonsbetingelsene og minimum CO2last oppnådd ved desorpsjonsbetingelsene. Absorpsjon/desorpsjon fra avgassen er basert på temperatursvingninger som den viktigste mekanismen. Solventer med signifikant temperatursensitivitet i sin absorpsjonskapasitet vil ha en høyere syklisk kapasitet, for derved å kreve mindre sirkulerende væske per mol CO2fanget og krever mindre energi. I den virkelige prosessen blir desorpsjon typisk utført ved 110-130 °C. Desorpsjons skreeningkurver basert på øning av temperatur fra 40 °C (absorpsjons skreeningbetingelser) til 80°C gir en viktig relativ sammenlikning av temperatursensitivitet og syklisk kapasitet for forskjellige solventer.
[0032] Testene bli utført på et apparat designet for å gi en relativt hurtig sammenlikning av absorpsjonsraten og absorpsjonskapasiteten til solventer med et potensiale for anvendelse i en industriell absorpsjonsprosess. Sammenlikningsmetoden har blitt benyttet for komparative studier siden 1993 (se f.eks. Erga et al., 1995). Da dette er et apparat for relative sammenlikninger, avhenger tolkningen av resultatene på spesifikasjonen til et basistilfelle amin med en spesifikk konsentrasjon.
[0033] Absorpsjonsraten er en måling av forbedringen i masseoverførings-egenskapene til en absorbent, som er direkte relatert til den nødvendige høyden for absorberen. Med hurtigere reagerende absorbent kan tårnhøyden normalt bli redusert. Absorpsjonskapasiteten til solventet er en viktig egenskap som en premiss for en høyere syklisk kapasitet for prosessen. Ytterligere observasjoner fra skreeningeksperimenter kan bli gjort med hensyn på grad av skumming, mulig utfelling, og misfarging etter CO2lasting som kan være indikativ for solventdegradering. Skreeningtestene blir utført for å gi indikasjoner for valg av passende konsentrasjonsnivåer av AMP og AP.
[0034] Forskjellige konsentrasjoner av AP/AMP ble testet, og sammenliknet med 5M (30vekt %) MEA. Reproduserbarheten har blitt kontrollert ved reprodusering av 30% MEA testen.
[0035] Absorpsjonskapasiteten til solventen er en viktig premiss for maksimalisering av den sykliske kapasiteten til prosessen. Med MEA og AP er kapasiteten for absorpsjon begrenset ved reaksjonsstøkiometrien til omkring 0.5 mol CCte/mol amin ved omgivelsestrykk. Da AMP er et sterisk hindret amin og danner bikarbonat, kan det bli lastet til mer enn 0.5 mol CO2/1T10I amin avhengig av CO2partialtrykket med en teoretisk maksimallast på 1.0. Det må imidlertid, imidlertid, noteres at for at den sykliske kapasiteten skal vøre høy med AMP, er også et høyt CO2likevektstrykk under absorpsjonsbetingelsene nødvendig.
[0036] Masseoverførings skreeningapparatet blir benyttet for å måle absorpsjonsraten for CO2ved 40 °C fulgt av desorpsjonsratemålinger med nitrogen ved 80 °C. Gassen blir fordelt gjennom diffusoren av sintret glass som skaper gassbobler som stiger opp gjennom væsken. Fra overflaten av disse boblene blir CO2først absorbert inn i væsken ved 40 °C inntil 95% av likevekt, tilsvarende til 9.5% CO2i utslippsgassen, blir oppnådd. Deretter blir den rike oppløsningen varmet til 80 °C, og desorpsjonen startes med ren nitrogen inntil CO2konsentrasjonen i utslippsgassen synker til 1 vol%. En datamaskin kontrollerer solenoidventilsystemet for gasstilførsel og kjøling eller oppvarming av vannbadet.
[0037] C02-innholdet i utslippsgassen blir målt ved en IR CO2analysator. Etter hvert eksperiment blir den akkumulerte vekten av væske målt og sammenliknet med netto absorbert mengde av CO2. Dette er for å sikre at intet solvent blir tapt ved avdamping. Prøver av solventen blir også tatt for CO2analyse etter absorpsjons- og desorpsjonssekvensene.
Resultater for AMP, og AMP+ AP
[0038] Figur 1 illustreres resultatene for absorpsjonsrate vs. CO2konsentrasjon oppnådd med de følgende alkanolaminkonsentrasjonene i vandig solvent av 20vekt % oppløsning AMP + 30 vekt % AP, 26.7 vekt % AMP + 22.5 vekt % AP og 30 vekt % MEA, mens figur 2 illustrerer desorpsjonsrate vs. CO2konsentrasjon for de samme absorbentene.
[0039] Figur 1 viser at 20 vekt % AMP + 30 vekt % AP aminoppløsningen har en absorpsjonsrate som er sammenliknbar med MEA, og høyere kapasitet. 26.7 vekt % AMP + 22.5 vekt % AP, har både lavere absorpsjonsrate og lavere kapasitet enn MEA, men er likevel en lovende kandidat som en absorbent.
[0040] Figur 2 indikerer at begge aminoppløsningene omfattende AMP + AP har høyere netto CO2kapasitet enn MEA alene. Følgelig er begge AMP + AP oppløsningene lovende som CO2absorbenter.
Termisk degradering
[0041] Termisk degraderingseksperimenter for C02-aminer-vann system ble utført ved bruk av rustfrie stålceller (316SS, OD = V2", tykkelse = 1.7 mm). Hver celle har et volum på omkring 27 cm<3>og utstyrt med en Swagalok ventil. Et sett eksperimenter bestod av 5 celler. Hver celle ble spylt med N2(99.999%) for å spyle ut luft fra cellen. En viss mengde CCb-lastet aminoppløsning (~15 cm<3>) ble så injisert inn i cellen og toppen av cellen ble spylt med N2før lukking av ventilen for å sikre at det ikke var noe luft inni cellen. Cellene ble så plassert i en tvunget konveksjonsovn ved 135°C i 5 uker. En celle ble tatt hver uke for analyse ved væskekromatografi - massespektrometri (LC-MS) og foranalyse av metaller ved Induktivt koplet plasma massespektroskopi (ICP-MS).
[0042] Figur 3 indikerer klart at termisk degradering for aminkombinasjoner ifølge foreliggende oppfinnelse er lavere enn termisk degradering av MEA + AMP og MEA alene. Disse resultatene indikerer at AMP + AP er lovende med hensyn på termisk degradering.
Oksidativ degradering
[0043] Oksidativ degraderingseksperimenter ble gjort ved gjennombobling av en reaksjonsgass inneholdende luft og CO2gjennom et glass-sinter inn i en aminoppløsning som var forhåndslastet med CO2i et glass reaksjonskar. Gass strømningsraten og sammensetningen av reaksjonsgassen ble kontrollert med massestrømskontrollere (MFC). Reaksjonskaret har en termostatkappe som er forbundet til et vannbad for å oppnå en konstant temperatur på 55°C. Ved toppen av reaksjonskaret ble to 400 mm intensive kondensere som var avkjølt av springvann forbundet. Etter kondenserne ble gassen ledet gjennom en gassvaskeflaske før den går til et avtrekkskap. Eksperimenter ble kjørt i omkring 500 timer og prøver ble tatt for aminanalyse ved regelmessige intervaller. Forskjellen mellom start og sluttkonsentrasjonen av amin gir et mål for amindegraderingen.
[0044] Figur 4 illustrerer den oksidative degraderingen av tre forskjellige amin-absorbenter for CO2, i fravær og i nærvær av Fe-ioner. De tre forskjellige aminoppløsningene var 20 vekt % AMP + 30 vekt % AP (en absorbent ifølge foreliggende oppfinnelse), 25 vekt % MEA + 25 vekt % AMP, og 30 vekt % MEA.
[0045] Resultatene visualisert i figuren indikerer at absorbent ifølge foreliggende oppfinnelse, dvs. 20 vekt % AMP + 30 vekt % AP viser en betydelig forbedret motstand mot degradering i forhold til absorbentene omfattende MEA + AMP eller MEA alene, både i fravær og nærvær av Fe-ioner i oppløsningen.
[0046] Testene som omfatter Fe-ioner illustrerer hvordan degraderingsraten kan bli påvirket av Fe-ioner som er resultat av korrosjon av jernholdige materialer i anlegget. Det er klart at Fe-ioner øker degraderingen for alle de testede absorbentene.
Korrosiv effekt av absorbenter
[0047] En enkel test for den relative korrosiviteten til forskjellige aminsolventer ble utført ved sammenligning av metalkonsentrasjonene i testoppløsningene fra de termiske degraderingseksperimentene (dvs. aminsolvent i stålceller ved 135°C i 5 uker). Metallkonsentrasjonene ble analysert ved ICP-MS.
[0048] Figur 5 illustrerer den korrosive effekten til forskjellige vandige amin CO2absorbenter, målt ifølge prosedyren beskrevet ovenfor. Konsentrasjonen av Fe-ioner i aminoppløsningen etter testperioden er en klar indikasjon på den korrosive effekten av aminoppløsningen i en standardisert test.
[0049] Resultatene illustrert i figur 5 indikerer klart at absorbenten ifølge foreliggende oppfinnelse er mye mindre korrosiv enn MEA + AMP eller MEA alene.
[0050] Ved å kombinere resultatene for oksidativ degradering i nærvær og fravær av Fe-ioner og den korrosive effekten av de testede aminabsorbentene, er det meget sannsynlig at absorbent ifølge foreliggende oppfinnelse vil være mye mindre utsatt for oksidativ degradering i et CO2fangstanlegg på grunn av to forskjellige effekter. Først viser foreliggende absorbent lavere degraderingsrate enn de komparative absorbentene, både i nærvær og fravær av Fe-ioner i en oksidativ degradering under standardiserte betingelser og konsentrasjon av Fe-ioner. For det andre er den korrosive effekten av foreliggende absorbent betydelig lavere enn for de komparative absorbentene. Dette betyr at konsentrasjon av Fe-ioner i absorbenten som sirkulerer i et anlegg vil forbli lav i en lengre periode og at konsentrasjonen av Fe-ioner vil sannsynligvis forbli lav under anleggets levetid. Dette er en This is an indikasjon for at degraderingen av foreliggende absorbent vil være betydelig lavere enn de komparative
absorbentene i et CO2fangstanlegg.
Tester på et pilotanlegg
[0051] En testkampanje ble utført i et lite pilotanlegg for etterforbrennings CO2absorpsjon som illustrert i figur 6. Eksosgass, generert ved hjelp av en propanbrenner som kan bli tilpasset til en naturgass eller kullavledet eksosgass ved blanding med henholdsvis luft eller resirkulering av CO2, ble introdusert gjennom et eksosrør 1. Eksosgassen i eksosrøret ble introdusert inn i en direkte kontakt kjøler 2 hvor eksosgassen blir vasket og fuktet ved motstrøms strømning mot vann. Den avkjølte og fuktede gassen ble introdusert inn i en absorber, hvor eksosgassen blir brakt i motstrøms strømning for en vandig absorbent introdusert gjennom et arm aminrør 4, i en ikke-vist pakking. Rik absorbent som har absorbert CO2blir oppsamlet i bunnen av absorberen og blir trukket ut gjennom et rik absorbent rør 5, mens den CO2arme eksosgassen blir frigitt til omgivelsene gjennom et arm eksosrør 6 etter at den er vasket i vaskeseksjoner ved hjelp av vann resirkulert gjennom vaskevann kjølerør 19, 19'.
[0052] Den rike absorbenten i rør 5 blir oppvarmet mot den arme absorbenten i linje 4 ved hjelp av en varmeveksler 7 før den blir introdusert inn i en regenereringskolonne 8 hvor den rike absorbenten blir strippet ved motstrøms flyt mot damp. Strippedampen blir generert i en reboiler 11 i hvilken arm absorbent oppsamlet ved bunnen av regenereringskolonnen blir introdusert gjennom et arm absorbent uttrekksrør 10. Varme fra dampproduksjon i reboileren blir tilsatt ved hjelp av damp introdusert i et damprør 13, dampen i rør 13 blir kondensert i reboileren og blir trukket ut gjennom kondensatrør 13'.
[0053] Armabsorbent blir trukket ut fra reboileren 11 i arm absorbentrør 4 og resirkulert inn i absorberen. Damp og CO2frigitt fra absorbenten i regenereringskolonnen blir vasket i ikke viste vaskeseksjoner ved strøm mot vann som resirkulerer i vaskevannskjølekretser 20, 201, før det blir trukket ut gjennom CO2oppsamlingsrøret 9. CO2og damp blir avkjølt i en kjøler 14, flashet i en flashtromme 15 for å gi vann som blir resirkulert inn i regenereringskolonnen gjennom en resirkuleringslinje 17, og delvis tørket CO2som blir trukket ut gjennom et rør 16 for videre behandling.
[0054] Pilotanlegget har en absorber pakningshøyde på 19.5 m, en desorberhøyde på 13.6 m og er godt utstyrt med prøveporter for gass og væske, temperatur- og trykkprober og målinger av gass-/væskestrøm i alle deler av anlegget.
[0055] Testprøver ble trukket ut ved tider indikert i figurene 7, 8, 9, fra absorbenten som sirkulerer i pilotanlegget og testprøvene ble testet for konsentrasjonen av Fe, Ni, og Cr ioner, som er indikative på korrosiv effekt av de testede aminabsorbentene.
[0056] Figurer 7, 8, 9 illustrerer konsentrasjonen av henholdsvis Fe, Ni og Cr ioner i aminabsorbenten under 1000 timers pilotanleggdrift. Testresultatene indikerer klart at aminabsorbenten ifølge foreliggende oppfinnelse, 20 vekt % AMP + 30 vekt % AP, er mye mindre korrosiv enn de komparative absorbentene 25 vekt % MEA + og 25 vekt % AMP eller 30 vekt % MEA alene.
[0057] Figur 10 illustrerer den relative degraderingen av amin etter 1000 timers drift ved pilotanlegget for 30 vekt % MEA, 25 vekt % MEA + 25 vekt % AMP og 30 vekt % AP + 20 vekt % AMP.
[0058] Alle resultatene fra pilotanleggdriften indikerer at foreliggende aminabsorbent er betydelig mindre korrosiv og blir degradert til lavere grad enn de komparative amin absorbentene ifølge den kjente teknikk.

Claims (9)

1. En vandig CO2absorbent omfattende en kombinasjon av 2-amino-2-metyl-1 - propanol (AMP) og 3-aminopropanol (AP), eller AMP og 4-aminobutanol (AB).
2. CO2absorbent ifølge krav 1, hvor konsentrasjonen av AMP er fra 10 til 35 vekt % og konsentrasjonen av AP eller AB er fra 10 til 40vekt %.
3. CO2absorbenten ifølge krav 2, hvori konsentrasjonen av AMP er minst 15 vekt %, slik som minst 20 vekt %, slik som minst 25vekt %, eller minst 30 vekt %.
4. Absorbenten ifølge krav 2 eller 3, hvori konsentrasjonen av AP eller AB er minst 15 vekt %, slik som minst 20 vekt %, slik som minst 25vekt %, eller minst 30 vekt %.
5. Absorbent ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, hvori absorbenten ytterligere omfatter et hvilket som helst konvensjonelt additiv.
6. Absorbenten ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, hvori absorbenten omfatter en kombinasjon av AMP og AP.
7. En fremgangsmåte for innfangning av CO2fra en CO2inneholdende gass, slik som en eksosgass fra et termisk kraftanlegg eller et industrielt anlegg, hvor den CO2inneholdende gassen blir brakt i motstrøms strøm mot en CO2absorbent i en absorber for å gi en CO2uttømt gass som blir frigitt til omgivelsene, og en CO2rik absorbent som blir oppsamlet i bunnen av absorberen, regenerert og resirkulert inn i absorberen, hvori CO2absorbenten er en absorbent ifølge et hvilket som helst av kravene 1-6.
8. Anvendelse av en vandig oppløsning av en kombinasjon av AMP og AP eller AMP og AB som en absorbent for CO2i en fremgangsmåte for innfangning CO2fra en CO2inneholdende gass.
9. Anvendelsen ifølge krav 8, hvor AMP blir benyttet i en konsentrasjon fra 10 til 35 vekt %, og AP eller AB blir benyttet i en konsentrasjon fra 10 til 40 vekt %.
NO20121474A 2012-12-07 2012-12-07 Forbedret vandig CO2-absorbent NO20121474A1 (no)

Priority Applications (14)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20121474A NO20121474A1 (no) 2012-12-07 2012-12-07 Forbedret vandig CO2-absorbent
ES13817659.9T ES2659002T3 (es) 2012-12-07 2013-12-06 Un absorbente acuoso de CO2 que comprende 2-amino-2-metil-1-propanol y 3-aminopropanol o 2-amino-2-metil-1-propanol y 4-aminobutanol
EP13817659.9A EP2928583B1 (en) 2012-12-07 2013-12-06 An aqueous co2 absorbent comprising 2-amino-2-methyl-1-propanol and 3-aminopropanol or 2-amino-2-methyl-1-propanol and 4-aminobutanol
BR112015013307-0A BR112015013307B1 (pt) 2012-12-07 2013-12-06 Absorvente aquoso de co2 e método de captura de co2 a partir de um gás contendo co2
DK13817659.9T DK2928583T3 (en) 2012-12-07 2013-12-06 AN AQUEOUS CO2 ABSORBENT COMPRISING 2-AMINO-2-METHYL-1-PROPANOL AND 3-AMINOPROPANOL OR 2-AMINO-2-METHYL-1-PROPANOL AND 4-AMINOBUTANOL
JP2015546036A JP6339094B2 (ja) 2012-12-07 2013-12-06 ２−アミノ−２−メチル−１−プロパノールと３−アミノプロパノールまたは２−アミノ−２−メチル−１−プロパノールと４−アミノブタノールとを含む水性ｃｏ２吸収剤
PL13817659T PL2928583T3 (pl) 2012-12-07 2013-12-06 Wodny absorbent co2 zawierający 2-amino-2-metylo-1- propanol i 3-aminopropanol lub 2-amino-2-metylo-1-propanol i 4-aminobutanol
CN201380063664.6A CN104853830B (zh) 2012-12-07 2013-12-06 一种含有2-氨基-2-甲基-1-丙醇和3-氨基丙醇或2-氨基-2-甲基-1-丙醇和4-氨基丁醇的含水的co2吸收剂
US14/646,936 US20150306538A1 (en) 2012-12-07 2013-12-06 An aqueous co2 absorbent comprising 2-amino-2-methyl-1-propanol and 3-aminopropanol or 2-amino-2-methyl-1-propanol and 4-aminobutanol
PCT/EP2013/075837 WO2014086988A1 (en) 2012-12-07 2013-12-06 An aqueous co2 absorbent comprising 2-amino-2-methyl-1 -propanol and 3-aminopropanol or 2-amino-2-methyl-1 -propanol and 4- aminobutanol
CA2893577A CA2893577C (en) 2012-12-07 2013-12-06 An aqueous co2 absorbent comprising 2-amino-2-methyl-1-propanol and 3-aminopropanol or 2-amino-2-methyl-1 -propanol and 4- aminobutanol
HRP20171621TT HRP20171621T1 (hr) 2012-12-07 2017-10-25 Vodeni apsorbens co2 koji sadrži 2-amino-2-metil-1-propanol i 3-aminopropanol ili 2-amino-2-metil-1-propanol i 4-aminobutanol
US16/690,791 US20200086267A1 (en) 2012-12-07 2019-11-21 Aqueous co2 absorbent comprising 2-amino-2-methyl-1-propanol and 3-aminopropanol or 2-amino-2-methyl-1-propanol and 4-aminobutanol
US18/330,012 US20230321589A1 (en) 2012-12-07 2023-06-06 Aqueous co2 absorbent comprising 2-amino-2-methyl-1-propanol and 3-aminopropanol or 2-amino-2-methyl-1-propanol and 4-aminobutanol

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20121474A NO20121474A1 (no) 2012-12-07 2012-12-07 Forbedret vandig CO2-absorbent

Publications (1)

Publication Number Publication Date
NO20121474A1 true NO20121474A1 (no) 2014-06-09

Family

ID=49917638

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20121474A NO20121474A1 (no) 2012-12-07 2012-12-07 Forbedret vandig CO2-absorbent

Country Status (12)

Country Link
US (3) US20150306538A1 (no)
EP (1) EP2928583B1 (no)
JP (1) JP6339094B2 (no)
CN (1) CN104853830B (no)
BR (1) BR112015013307B1 (no)
CA (1) CA2893577C (no)
DK (1) DK2928583T3 (no)
ES (1) ES2659002T3 (no)
HR (1) HRP20171621T1 (no)
NO (1) NO20121474A1 (no)
PL (1) PL2928583T3 (no)
WO (1) WO2014086988A1 (no)

Families Citing this family (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10005027B2 (en) 2015-01-28 2018-06-26 Fluor Technologies Corporaticn Methods and systems for improving the energy efficiency of carbon dioxide capture
JP6626686B2 (ja) * 2015-10-27 2019-12-25 三菱重工エンジニアリング株式会社 酸性ガス回収方法及びシステム並びに鉄イオン分析方法及びシステム
CN105854521B (zh) * 2016-05-20 2017-02-08 湖南大学 4‑((2‑羟乙基)(甲基)氨基)‑2‑丁醇在吸收酸性气体方面的应用
CN105854522B (zh) * 2016-05-20 2017-02-08 湖南大学 4‑((2‑羟乙基)(烷基)氨基)‑2‑丁醇在吸收酸性气体方面的应用
US10376829B2 (en) * 2017-06-13 2019-08-13 Fluor Technologies Corporation Methods and systems for improving the energy efficiency of carbon dioxide capture
JP7134618B2 (ja) * 2017-10-31 2022-09-12 三菱重工エンジニアリング株式会社 酸性ガス回収方法及びシステム
NL2031615B1 (en) * 2022-04-19 2023-11-06 Host Holding B V Absorption medium and method for carbon dioxide absorption from flue gas

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP3048983B2 (ja) * 1997-10-20 2000-06-05 帝国石油株式会社 二酸化炭素吸収除去用剤
DK2059327T3 (en) * 2006-08-28 2015-01-12 Basf Se REMOVAL OF CARBON Dioxide from combustion gases
CN100493673C (zh) * 2007-05-15 2009-06-03 大连理工大学 回收混合气体中二氧化碳的复合脱碳溶液
CN100418610C (zh) * 2007-05-31 2008-09-17 辽河石油勘探局 一种回收废气中二氧化碳用复合脱碳溶液
JP5215595B2 (ja) * 2007-06-18 2013-06-19 三菱重工業株式会社 吸収液、吸収液を用いたｃｏ２又はｈ２ｓ除去装置及び方法
CN101279181A (zh) * 2008-05-28 2008-10-08 清华大学 从气体混合物或液化气中捕集或分离二氧化碳的吸收溶剂
NO20084144L (no) * 2008-10-01 2010-04-06 Aker Solvent As Aminer for CO2-absorpsjon
EP2432576A4 (en) * 2009-05-22 2013-04-24 Univ Texas OXYGEN GASIFICATION BY DIAMINES
DE102010004070A1 (de) * 2010-01-05 2011-07-07 Uhde GmbH, 44141 CO2-Entfernung aus Gasen mittels wässriger Amin-Lösung unter Zusatz eines sterisch gehinderten Amins
DK2618914T3 (da) * 2010-09-20 2021-11-15 Carbon Clean Solutions Ltd Opløsningsmiddelsammensætning til indvinding af carbondioxid

Also Published As

Publication number Publication date
CN104853830B (zh) 2018-04-27
JP6339094B2 (ja) 2018-06-06
CA2893577C (en) 2022-08-16
PL2928583T3 (pl) 2018-03-30
US20150306538A1 (en) 2015-10-29
BR112015013307B1 (pt) 2021-07-20
US20230321589A1 (en) 2023-10-12
JP2016507355A (ja) 2016-03-10
BR112015013307A2 (pt) 2017-10-03
WO2014086988A1 (en) 2014-06-12
US20200086267A1 (en) 2020-03-19
CN104853830A (zh) 2015-08-19
ES2659002T3 (es) 2018-03-13
CA2893577A1 (en) 2014-06-12
DK2928583T3 (en) 2017-10-02
EP2928583B1 (en) 2017-07-26
EP2928583A1 (en) 2015-10-14
HRP20171621T1 (hr) 2017-12-01

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO20121474A1 (no) Forbedret vandig CO2-absorbent
CA2820678C (en) Solvent composition for carbon dioxide recovery
Kwak et al. A study of the CO2 capture pilot plant by amine absorption
Chowdhury et al. Development of novel tertiary amine absorbents for CO2 capture
Zoghi et al. Experimental investigation on the effect of addition of amine activators to aqueous solutions of N-methyldiethanolamine on the rate of carbon dioxide absorption
Aleixo et al. Physical and chemical properties of DMXTM solvents
Smith et al. Pilot plant results for a precipitating potassium carbonate solvent absorption process promoted with glycine for enhanced CO2 capture
BR112014026856B1 (pt) Método para absorver co2 a partir de uma mistura gasosa
Ramazani et al. Experimental investigation of the effect of addition of different activators to aqueous solution of potassium carbonate: absorption rate and solubility
BR112017003655B1 (pt) Solventes de captura de carbono tendo álcoois e aminas e métodos para usar esses solventes
Porcheron et al. High Throughput Screening of amine thermodynamic properties applied to post-combustion CO2 capture process evaluation
Grimekis et al. Experimental investigation of CO2 solubility and its absorption rate into promoted aqueous potassium carbonate solutions at elevated temperatures
Dubois et al. Study of the post-combustion CO2 capture applied to conventional and partial oxy-fuel cement plants
Gautam et al. Post-combustion capture of CO2 using novel aqueous triethylenetetramine and 2-dimethylaminoethanol amine blend: equilibrium CO2 loading-empirical model and optimization, CO2 desorption, absorption heat, and 13C NMR analysis
JP5243595B2 (ja) ガス流からのｃｏ２除去のための改善されたアルカノールアミン
Gao et al. Corrosion and degradation performance of novel absorbent for CO2 capture in pilot-scale
Beyad et al. The role of SO2 in the chemistry of amine-based CO2 capture in PCC
Laribi et al. Simultaneous absorption of SO2 and CO2 from conventional and partial oxy-fuel cement plant flue gases
Yoon et al. K2CO3/hindered cyclic amine blend (SEFY-1) as a solvent for CO2 capture from various industries
Dubois et al. Study of the postcombustion CO2 capture by absorption into amine (s) based solvents: application to cement flue gases
Abd An Experimental Study of Mass Transfer coefficient of CO2 absorption using Different Amines in a Packed Column
Ma'mun et al. Design of protonation constant measurement apparatus for carbon dioxide capturing solvents
Coulier et al. Experiments and Modeling for CO2 Capture Processes Understanding
Temple et al. Pilot plant results for a precipitating potassium carbonate solvent absorption process promoted with glycine for enhanced CO2 capture
JP2023148274A (ja) アミン系吸収液の管理方法

Legal Events

Date Code Title Description
CHAD Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften)

Owner name: AKER ENGINEERING & TECHNOLOGY AS, NO

FC2A Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application