NO333940B1 - Improved absorption / desorption method and system - Google Patents
Improved absorption / desorption method and system Download PDFInfo
- Publication number
- NO333940B1 NO333940B1 NO20072680A NO20072680A NO333940B1 NO 333940 B1 NO333940 B1 NO 333940B1 NO 20072680 A NO20072680 A NO 20072680A NO 20072680 A NO20072680 A NO 20072680A NO 333940 B1 NO333940 B1 NO 333940B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- absorption
- fluid
- absorbent
- absorption fluid
- rich
- Prior art date
Links
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 title claims abstract description 101
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 238000003795 desorption Methods 0.000 title claims abstract description 17
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 158
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 84
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 81
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims abstract description 70
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims abstract description 70
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 claims abstract description 48
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 26
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 claims description 34
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 17
- 150000001412 amines Chemical group 0.000 claims description 13
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 12
- GIAFURWZWWWBQT-UHFFFAOYSA-N 2-(2-aminoethoxy)ethanol Chemical compound NCCOCCO GIAFURWZWWWBQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N Piperazine Chemical compound C1CNCCN1 GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 7
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims description 7
- 238000001223 reverse osmosis Methods 0.000 claims description 7
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 5
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N diisopropanolamine Chemical compound CC(O)CNCC(C)O LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229940043276 diisopropanolamine Drugs 0.000 claims description 4
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 4
- GNVRJGIVDSQCOP-UHFFFAOYSA-N n-ethyl-n-methylethanamine Chemical compound CCN(C)CC GNVRJGIVDSQCOP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- OPKOKAMJFNKNAS-UHFFFAOYSA-N N-methylethanolamine Chemical compound CNCCO OPKOKAMJFNKNAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- CBTVGIZVANVGBH-UHFFFAOYSA-N aminomethyl propanol Chemical compound CC(C)(N)CO CBTVGIZVANVGBH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 8
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 27
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 5
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 4
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 3
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 2
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonium chloride Substances [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N ammonia Natural products N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000011114 ammonium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000003889 chemical engineering Methods 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000000498 cooling water Substances 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 229910000069 nitrogen hydride Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 235000020030 perry Nutrition 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N sulfolane Chemical compound O=S1(=O)CCCC1 HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Landscapes
- Carbon And Carbon Compounds (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
Abstract
Det beskrives et system og en metode for forbedret absorpsjon av karbondioksid fta en CO2 holdig gass samt en forbedret desorpsjon. Oppfinnelsen vedrører CO2 fangst som gjennomføres ved å benytte et flytende absorpsjonsfluid omfattende en absorbent og en diluent. Det beskrevne system omfatter et diluentsepareringssystem I 12 som reduserer mengden av diluent som sirkuleres gjennom desorpsjonssystemet 115 og forbedrer fleksibiliteten og omkostningene ved utøvelse av metoden.A system and a method for improved absorption of carbon dioxide fta a CO2-containing gas as well as an improved desorption are described. The invention relates to CO2 capture which is carried out by using a liquid absorption fluid comprising an absorbent and a diluent. The described system includes a diluent separation system I 12 which reduces the amount of diluent circulated through the desorption system 115 and improves the flexibility and costs of practicing the method.
Description
Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte og et system for å absorbere karbondioksid fra en gasstrøm ved anvendelse av et absorpsjonsfluid omfattende en absorbent og en diluent, og desorbering av karbondioksid fra absorbenten. The present invention relates to a method and a system for absorbing carbon dioxide from a gas stream using an absorption fluid comprising an absorbent and a diluent, and desorbing carbon dioxide from the absorbent.
Dagens oppmerksomhet når det gjelder miljøvirkninger av utslipp av karbondioksid til atmosfæren har ført til utvikling av nye teknologier for å separere karbondioksid fra gasser som eksosgasser fra forbrenning av fossile brennstoffer, naturgasser som naturlig inneholder CO2og blandinger av CO2og H2(skiftet syntesegass). For at disse teknologier skal kunne anvendes i stor industriell målestokk er det viktig at de er effektive og økonomisk godtakbare. Today's attention regarding the environmental effects of emissions of carbon dioxide into the atmosphere has led to the development of new technologies to separate carbon dioxide from gases such as exhaust gases from the combustion of fossil fuels, natural gases that naturally contain CO2 and mixtures of CO2 and H2 (changed synthesis gas). In order for these technologies to be used on a large industrial scale, it is important that they are efficient and economically acceptable.
En av de lovende teknikker for separering og isolering av karbondioksid er basert på en absorpsjon/desorpsjonskrets som benytter en oppløsning av en aminbasert absorbent i en flytende diluent. Prinsippene ved denne teknikk er for eksempel beskrevet i Perry's Chemical Engineerings' Handbook, 7. utgave, kapittel 14. For at absorpsjonsprosessen skal virke effektiv må absorpsjonsoppløsningen ha lav viskositet og tillate god fordeling av væsken i absorberen for å oppnå effektiv gass- væskekontakt. For å oppnå disse egenskaper er konsentrasjonen av aminbasert absorbent i diluenten, vanligvis vann, rundt 20 til 50 vekt-%. Ved høyere konsentrasjoner blir evnen til å spre ut oppløsningen redusert. Maksimum- og mininumkonsentrasjonen varierer fra amin til amin. Videre påvirker konsentrasjonen av aminet korrosiviteten av oppløsningen. Ved en amin-konsentrasjon opp til 30-50 % kan absorberen som benyttes for å gjennomføre absorpsjonen fremstilles av stål hvis absorpsjonsfluidet også omfatter en korrosjons-inhibitor, men ved høyere absorbentkonsentrasjoner må absorberen fremstilles av rustfritt stål for å oppnå akseptabel levetid. Den karbondioksidrike absorpsjons-oppløsning som oppnås i absorberen overføres vanligvis til en desorber der diluenten og absorbenten varmes opp for å frigi karbondioksid. Den magre absorpsjonsoppløsning resirkuleres til absorberen etter avkjøling. Behovet for varme, vanligvis i form av damp for oppvarming av desorberen, er spesielt høyt på grunn av den store mengde tilstede-værende diluent. Det godtakbare arbeidstrykk og temperatur i desorberen bestemmes delvis av absorbentens stabilitet. One of the promising techniques for the separation and isolation of carbon dioxide is based on an absorption/desorption circuit that uses a solution of an amine-based absorbent in a liquid diluent. The principles of this technique are described, for example, in Perry's Chemical Engineerings' Handbook, 7th edition, chapter 14. For the absorption process to be effective, the absorption solution must have a low viscosity and allow good distribution of the liquid in the absorber to achieve effective gas-liquid contact. To achieve these properties, the concentration of amine-based absorbent in the diluent, usually water, is around 20 to 50% by weight. At higher concentrations, the ability to spread out the solution is reduced. The maximum and minimum concentration varies from amine to amine. Furthermore, the concentration of the amine affects the corrosivity of the solution. At an amine concentration of up to 30-50%, the absorber used to carry out the absorption can be made of steel if the absorption fluid also includes a corrosion inhibitor, but at higher absorbent concentrations the absorber must be made of stainless steel to achieve an acceptable lifetime. The carbon dioxide-rich absorption solution obtained in the absorber is usually transferred to a desorber where the diluent and absorbent are heated to release carbon dioxide. The lean absorption solution is recycled to the absorber after cooling. The need for heat, usually in the form of steam to heat the desorber, is particularly high due to the large amount of diluent present. The acceptable working pressure and temperature in the desorber is partly determined by the stability of the absorbent.
Når man tilpasser et slikt absorpsjonssystem vil absorberen eller absorberne ha en betydelig størrelse, særlig for avgasstrømmen fra et fossilbrennstoffbasert, industrielt energianlegg. Det er velkjent at store absorbere har krevende masseoverførings-egenskaper. When adapting such an absorption system, the absorber or absorbers will have a significant size, especially for the exhaust gas flow from a fossil fuel-based, industrial energy plant. It is well known that large absorbers have demanding mass transfer properties.
Videre er driften av hele dette systemet meget stiv og systemet er vanskelig å optimalisere da det kun er noen få frihetsgrader for å justere parametrene til variasjoner i avgassinngangen eller behov for CO2utgang. Furthermore, the operation of this entire system is very rigid and the system is difficult to optimize as there are only a few degrees of freedom to adjust the parameters to variations in the exhaust gas input or the need for CO2 output.
I DE 4109267 beskrives en metode for absorpsjon av H2S og NH3. Metoden involverer absorpsjon og desorpsjon fra en ammoniakkoppløsning og absorpsjon/desorpsjon i/fra vann. En revers osmoseenhet benyttes for å separere det rike absorpsjonsfluid fra det første absorpsjonstrinn i to strømmer som begge omfatter absorbenten men med forskjellige konsentrasjoner av H2S. DE 4109267 describes a method for the absorption of H2S and NH3. The method involves absorption and desorption from an ammonia solution and absorption/desorption in/from water. A reverse osmosis unit is used to separate the rich absorption fluid from the first absorption stage into two streams which both include the absorbent but with different concentrations of H2S.
Formålet med foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe en ny metode og et nytt system for absorpsjon og desorpsjon av karbondioksid. Metoden bør fortrinnsvis være mer effektiv, mindre kostbar og ha et lavere behov for oppvarming og avkjøling, enn metoden ifølge kjent teknikk. Videre er formålet å tilveiebringe et system som er fleksibelt, inkluderer flere variabler og som derfor bedre kan optimaliseres. Formålet er å tilveiebringe et system som er mindre og derfor mindre kostbart å konstruere. The purpose of the present invention is to provide a new method and a new system for the absorption and desorption of carbon dioxide. The method should preferably be more efficient, less expensive and have a lower need for heating and cooling than the method according to prior art. Furthermore, the purpose is to provide a system which is flexible, includes several variables and which can therefore be better optimised. The purpose is to provide a system that is smaller and therefore less expensive to construct.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for absorpsjon og desorpsjon av karbondioksid ved bruk av et absorpsjonsfluid omfattende en absorbent og en diluent, og der absorbenten er tilstede i en konsentrasjon tilpasset absorpsjonsprosessen, og som omfatter: - å bringe en CO2rik gasstrøm i kontakt med absorpsjonsfluidet; - å absorbere CO2i fluidet og å oppnå et CO2rikt absorpsjonsfluid, og der metoden kjennetegnes ved at den omfatter - separering av minst en del av diluenten fra nevnte CO2rike absorpsjonsfluid ved omvendt osmose, ved selektiv membranseparasjon eller selektiv fastabsorbentseparasjon, for derved å oppnå et konsentrert, C02rikt absorpsjonsfluid og en diluentrik strøm; - desorbering av C02fra det konsentrerte, C02rike absorpsjonsfluid for å oppnå et konsentrert, magert absorpsjonsfluid, og - blanding av den diluentrike strømmen med det konsentrerte, magre absorpsjonsfluidet for derved å oppnå et absorpsjonsfluid med en absorbentkonsentrasjon tilpasset absorpsjonsprosessen. Videre tilveiebringer foreliggende oppfinnelse et system for absorpsjon og desorpsjon av CO2ved anvendelse av et absorpsjonsfluid som omfatter en absorbent og en diluent, der systemet omfatter - en absorber med et innløp for gass omfattende CO2, et gassutløp for CO2fattig gass, et absorpsjonsfluidinnløp og et CO2rikt absorpsjonsfluidutløp, - en desorber omfattende et CO2rikt absorpsjonsfluidinnløp, et CO2utløp og et CO2fattig absorpsjonsfluidutløp, The present invention provides a method for the absorption and desorption of carbon dioxide using an absorption fluid comprising an absorbent and a diluent, and where the absorbent is present in a concentration adapted to the absorption process, and which comprises: - bringing a CO2-rich gas stream into contact with the absorption fluid; - to absorb CO2 in the fluid and to obtain a CO2-rich absorption fluid, and where the method is characterized by the fact that it comprises - separation of at least part of the diluent from said CO2-rich absorption fluid by reverse osmosis, by selective membrane separation or selective solid absorbent separation, in order to thereby obtain a concentrated, C02-rich absorption fluid and a diluent-rich stream; - desorption of C02 from the concentrated, C02-rich absorption fluid to obtain a concentrated, lean absorption fluid, and - mixing of the diluent-rich flow with the concentrated, lean absorption fluid to thereby obtain an absorption fluid with an absorbent concentration adapted to the absorption process. Furthermore, the present invention provides a system for the absorption and desorption of CO2 using an absorption fluid comprising an absorbent and a diluent, where the system comprises - an absorber with an inlet for gas comprising CO2, a gas outlet for CO2-poor gas, an absorption fluid inlet and a CO2-rich absorption fluid outlet , - a desorber comprising a CO2-rich absorption fluid inlet, a CO2 outlet and a CO2-poor absorption fluid outlet,
der det CO2rike absorpsjonsfluidutløp er i fluidkommunikasjon med det CO2rike absorpsjonsfluidinnløp, og CO2fattige absorpsjonsfluidutløp er i fluidkommunikasjon med absorpsjonsfluidinnløpet, og som kjennetegnes ved at systemet videre omfatter en separeringsenhet valgt blant en omvendt osmoseenhet, en selektiv membranenhet eller selektiv fastabsorbentenhet, med et innløp i fluidkommunikasjon med det CO2rike absorpsjonsfluidutløp, et diluentutløp i fluidkommunikasjon med absorpsjonsfluid-innløpet, og et utløp for konsentrert CO2rikt absorpsjonsfluid i fluidkommunikasjon med det CO2rike absorpsjonsfluidinnløp. where the CO2-rich absorption fluid outlet is in fluid communication with the CO2-rich absorption fluid inlet, and the CO2-poor absorption fluid outlet is in fluid communication with the absorption fluid inlet, and which is characterized in that the system further comprises a separation unit selected from among a reverse osmosis unit, a selective membrane unit or selective solid absorbent unit, with an inlet in fluid communication with the CO2-rich absorption fluid outlet, a diluent outlet in fluid communication with the absorption fluid inlet, and an outlet for concentrated CO2-rich absorption fluid in fluid communication with the CO2-rich absorption fluid inlet.
Ytterligere utførelsesformer av oppfinnelsen er beskrevet i underkravene. Further embodiments of the invention are described in the subclaims.
Uttrykket "CO2rik gass" som benyttet her er ment å dekke enhver gass inneholdende karbondioksid inkludert avgasser fra energianlegg som kull-, olje-, naturgassdrevne kraftverk, avgasser fra sementovner, jern- og stålverk, reformer, krakkere, naturgass som naturlig inneholder CO2, syntesegass osv. Generelt for alle disse tilfeller er at gass:væskeforholdet under absorpsjonen er en begrensende faktor for ytterligere forbedring. The term "CO2-rich gas" as used here is intended to cover any gas containing carbon dioxide including exhaust gases from energy plants such as coal, oil, natural gas-fired power plants, exhaust gases from cement kilns, iron and steel plants, reformers, crackers, natural gas that naturally contains CO2, synthesis gas etc. Common to all these cases is that the gas:liquid ratio during absorption is a limiting factor for further improvement.
Uttrykket "absorbent" som benyttet her inkluderer enhver karbondioksidabsorbent som benyttes som en oppløsning i en anvendelig diluent. Eksempler på anvendelige absorbenter er primære, sekundære, tertiære, sykliske og steriske hindrede aminer som monoetanolamin (MEA), diglykolamin (DGA), dietanolamin (DEA), diisopropanolamin (DIPA), metyletanolamin (MMEA), metyldietylamin (MDEA), trietanolamin (TEA), 2-amino-2-metyl-l-propanol (AMP), piperazin (PZ), diglykolamin (DGA) og andre substituerte aminer, og absorbenter med forsterket korrosjonskarakteristika som CASTOR-1 fra BASF og KS-1 fra Mitsubishi Heavy Industries. The term "absorbent" as used herein includes any carbon dioxide absorbent used as a solution in a suitable diluent. Examples of usable absorbents are primary, secondary, tertiary, cyclic and sterically hindered amines such as monoethanolamine (MEA), diglycolamine (DGA), diethanolamine (DEA), diisopropanolamine (DIPA), methylethanolamine (MMEA), methyldiethylamine (MDEA), triethanolamine (TEA ), 2-amino-2-methyl-l-propanol (AMP), piperazine (PZ), diglycolamine (DGA) and other substituted amines, and absorbents with enhanced corrosion characteristics such as CASTOR-1 from BASF and KS-1 from Mitsubishi Heavy Industries .
Uttrykket "diluent" som benyttet heri dekker enhver væske eller en blanding av væsker som blandes med en absorbent for å redusere konsentrasjonen av absorbenten og derved å forbedre egenskapene med hensyn til viskositet og korrosivitet. Uttrykket "nær atmosfæriske trykk" som benyttet her betyr et trykk innen området 0,5 til 3 atm. The term "diluent" as used herein covers any liquid or mixture of liquids that is mixed with an absorbent to reduce the concentration of the absorbent and thereby improve its viscosity and corrosivity properties. The term "near atmospheric pressure" as used herein means a pressure within the range of 0.5 to 3 atm.
Hovedaspektet ved foreliggende oppfinnelse er innarbeiding av et diluent-separerings-trinn i den rike absorbentstrøm og blanding av den separerte diluenten med mager absorbentstrøm. En konsentrert rik absorbentstrøm oppnås før desorberen ved å separere absorbentstrømmen etter absorberen i en mer konsentrert absorbentstrøm og en diluentstrøm. Denne separering kan oppnås på en hvilken som helst tilgjengelig metode for separering av en diluent fra en rik absorbentoppløsning, som kan gjennomføres under betingelser som ikke har noen betydelig innvirkning på absorpsjonen av karbondioksid og/eller som irreversibelt skader absorbenten og/eller diluenten. I et aspekt av oppfinnelsen kan vannselektive membraner benyttes for denne separering. Den mer konsentrerte absorbentstrøm sendes til en desorber med redusert størrelse sammenlignet med et konvensjonelt system, mens diluentstrømmen blandes med en mager absorbentstrøm oppnådd fra en desorber. På denne måte blir dampbehovet i omkokeren og avkjølingsvannbehovet i kondensatoren i desorbersystemet redusert fordi mindre diluent må fordampes og resirkuleres. Videre blir størrelsen av desorberen, varmeveksleren, omkokeren og kondensatoren også redusert på grunn av de sammen-ligningsvis mindre strømmer. The main aspect of the present invention is the incorporation of a diluent-separation step in the rich absorbent stream and the mixing of the separated diluent with the lean absorbent stream. A concentrated rich absorbent stream is obtained before the desorber by separating the absorbent stream after the absorber into a more concentrated absorbent stream and a diluent stream. This separation can be achieved by any available method of separating a diluent from a rich absorbent solution, which can be carried out under conditions which do not significantly affect the absorption of carbon dioxide and/or which irreversibly damage the absorbent and/or diluent. In one aspect of the invention, water-selective membranes can be used for this separation. The more concentrated absorbent stream is sent to a desorber of reduced size compared to a conventional system, while the diluent stream is mixed with a lean absorbent stream obtained from a desorber. In this way, the steam requirement in the reboiler and the cooling water requirement in the condenser in the desorber system are reduced because less diluent must be evaporated and recycled. Furthermore, the size of the desorber, heat exchanger, reboiler and condenser is also reduced due to the comparatively smaller currents.
En ytterligere fordel ifølge et aspekt ved oppfinnelsen er at masseoverførings-egenskapene som viskositet, overflatespenning, diffusivitet osv. i absorberen og desorberen delvis er uavhengige og separat kan optimaliseres, noe som ikke er mulig i den konvensjonelle prosessen. A further advantage according to one aspect of the invention is that the mass transfer properties such as viscosity, surface tension, diffusivity etc. in the absorber and desorber are partly independent and can be separately optimized, which is not possible in the conventional process.
I henhold til et ytterligere aspekt ved oppfinnelsen og i motsetning til den konvensjonelle prosess tillater den nye prosessen drift ved maksimalt tillatelige korrosjonshastigheter. Nye CO2absorbenter (som CASTOR-1 og KS-1) har vist lavere korrosjonshastigheter enn konvensjonelle absorbenter (slik som MEA), disse kan utnyttes bedre i foreliggende prosess. According to a further aspect of the invention and in contrast to the conventional process, the new process allows operation at maximum permissible corrosion rates. New CO2 absorbents (such as CASTOR-1 and KS-1) have shown lower corrosion rates than conventional absorbents (such as MEA), these can be better utilized in the present process.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen reduserer diluentinnholdet i den rike absorbent-strømmen. Derved kan størrelsen for stripperen, varmeveksleren, omkokeren og kondensatoren reduseres, noe som reduserer omkostningene for utstyr av tilsvarende kvalitet. Behovet for varme i omkokeren, vanligvis levert via damp, og behovet for avkjøling av den magre absorbentstrøm reduseres, fordi mindre diluent sirkuleres i desorpsjonssløyfen. Metoden ifølge oppfinnelsen øker videre fleksibiliteten ved å gi flere variabler og derved tillate bedre optimalisering med henblikk på masseoverføring og korrosjonsegenskaper. The method according to the invention reduces the diluent content in the rich absorbent stream. Thereby, the size of the stripper, heat exchanger, reboiler and condenser can be reduced, which reduces the costs for equipment of similar quality. The need for heat in the reboiler, usually supplied via steam, and the need for cooling of the lean absorbent stream are reduced, because less diluent is circulated in the desorption loop. The method according to the invention further increases flexibility by providing more variables and thereby allowing better optimization with regard to mass transfer and corrosion properties.
Foreliggende oppfinnelse vil nå bli beskrevet i større detalj under henvisning til de vedlagte figurer, der: Figur 1 viser et absorpsjons/desorpsjonssystem i henhold til kjent teknikk; The present invention will now be described in greater detail with reference to the attached figures, where: Figure 1 shows an absorption/desorption system according to known technology;
Figur 2 viser en utførelsesform av et system ifølge oppfinnelsen; og Figure 2 shows an embodiment of a system according to the invention; and
Figur 3 viser en ytterligere utførelsesform av et system ifølge oppfinnelsen. Figure 3 shows a further embodiment of a system according to the invention.
Figur 1 illustrerer et absorber/desorbersystem for gasser ved nær atmosfærisk trykk i henhold til kjent teknikk. Gass omfattende CO2mates via ledning 20 til en absorber 10. CO2fattig gass forlater absorberen gjennom ledningen 21. En absorbent blandet med en diluent trer inn i absorberen 10 via ledningen 29 og karbondioksid bringes i kontakt med absorbenten og blir absorbert. Blandingen absorberer CO2med en viss grad av selektivitet sammenlignet med de andre komponenter som er tilstede i gassen, et eksempel på en slik blanding er MEA i vann. En CO2rik absorbent diluentblanding pumpes ut gjennom ledningen 22 via en pumpe 11 og mates til varmeveksleren 14 via ledningen 23. Den derved oppnådde CO2rike absorbent-diluentblanding mates til desorberen 15 via ledningen 25.1 desorberen 15 blir CO2desorbert på grunn av oppvarming av blandingen. Varme tilføres desorbersystemet ved å føre en strøm 33 gjennom en omkoker 17 og å returnere den oppvarmede strøm 34 til desorberen 15. Desorpsjonen skjer i desorberen ved kokebetingelser ved forhøyet temperatur. Desorbert CO2forlater desorberen over topp via ledningen 30. Strømmen avkjøles i en kondensator 18 der en flytende fase separeres fra toppstrømmen og returneres til desorberen via ledningen 32. Så å si ren CO2forlater systemet via ledningen 31 for ytterligere prosessering og/eller lagring. CO2fattig absorbentblanding forlater bunnen av desorberen via ledningen 26. En ventil 16 kontrollerer en hver trykkforskjell mellom absorber- og desorbersystemet og justerer trykket i den magre strøm. Via ledningen 27 blir denne tilført til varmeveksleren 14 og avkjølt. Når den går ut via rørledningen 28 blir den magre strøm ført gjennom en varmeveksler 13 for ytterligere avkjøling før den tilføres via ledningen 29 til toppdelen av absorberen. Figure 1 illustrates an absorber/desorber system for gases at close to atmospheric pressure according to known technology. Gas rich in CO2 is fed via line 20 to an absorber 10. CO2-poor gas leaves the absorber through line 21. An absorbent mixed with a diluent enters the absorber 10 via line 29 and carbon dioxide is brought into contact with the absorbent and absorbed. The mixture absorbs CO2 with a certain degree of selectivity compared to the other components present in the gas, an example of such a mixture is MEA in water. A CO2-rich absorbent diluent mixture is pumped out through the line 22 via a pump 11 and fed to the heat exchanger 14 via the line 23. The CO2-rich absorbent-diluent mixture thus obtained is fed to the desorber 15 via the line 25.1 The desorber 15 is CO2 desorbed due to heating of the mixture. Heat is supplied to the desorber system by passing a stream 33 through a reboiler 17 and returning the heated stream 34 to the desorber 15. Desorption takes place in the desorber under boiling conditions at an elevated temperature. Desorbed CO2 leaves the desorber overhead via line 30. The stream is cooled in a condenser 18 where a liquid phase is separated from the overhead stream and returned to the desorber via line 32. Pure CO2 leaves the system via line 31 for further processing and/or storage. The CO2-poor absorbent mixture leaves the bottom of the desorber via line 26. A valve 16 checks each pressure difference between the absorber and desorber system and adjusts the pressure in the lean stream. Via the line 27, this is supplied to the heat exchanger 14 and cooled. When it exits via pipeline 28, the lean stream is passed through a heat exchanger 13 for further cooling before it is supplied via pipeline 29 to the top part of the absorber.
For absorpsjon fra CO2rike, trykksatte gasser (> 2 atm) er pumpen 11 en ventil eller turbin og ventilen 16 er en pumpe, og eventuelt flashing etter ventilen eller turbinen eller etter varmeveksleren 14 er en mulighet. For absorption from CO2-rich, pressurized gases (> 2 atm), the pump 11 is a valve or turbine and the valve 16 is a pump, and possibly flashing after the valve or turbine or after the heat exchanger 14 is a possibility.
Figur 2 viser en utførelsesform av et system ifølge oppfinnelsen. Enheter med tilsvarende funksjon som i den foregående figur 1 er gitt en referanseangivelse tilsvarende enheten på figur 1 pluss ett hundre. Figure 2 shows an embodiment of a system according to the invention. Units with the same function as in the previous Figure 1 are given a reference indication corresponding to the unit in Figure 1 plus one hundred.
Gass omfattende CO2mates via rørledning 120 til en absorber 110. CO2fattig gass forlater absorberen via ledningen 121. En absorbent blandet med en diluent trer inn i absorberen 110 via ledningen 129 og karbondioksid bringes i kontakt med absorbenten og absorberes. Absorberen kan omfatte plater eller fyllmateriale for å øke kontakten mellom gass- og væskefasen. Konstruksjonen av absorberen er ikke begrensende for oppfinnelsen. Blandingen absorberer CO2med en viss grad av selektivitet sammenlignet med andre komponenter som er tilstede i gassen, et eksempel på en slik blanding er aminer i vann, og et annet eksempel er aminer i sulfolan. Absorbenten kan som beskrevet ovenfor være enhver aminbasert CO2absorbent. Diluenten kan være en hvilken som helst flytende forbindelse som kan fortynne absorbenten uten negativt å påvirke evnen til å absorbere CO2. Det er fordelaktig å benytte en diluent som både er rimelig og miljøvennlig, for eksempel vann. Gas rich in CO2 is fed via conduit 120 to an absorber 110. CO2-poor gas leaves the absorber via conduit 121. An absorbent mixed with a diluent enters the absorber 110 via conduit 129 and carbon dioxide is brought into contact with the absorbent and absorbed. The absorber can include plates or filler material to increase the contact between the gas and liquid phases. The construction of the absorber is not limiting for the invention. The mixture absorbs CO2 with a certain degree of selectivity compared to other components present in the gas, an example of such a mixture is amines in water, and another example is amines in sulfolane. As described above, the absorbent can be any amine-based CO2 absorbent. The diluent can be any liquid compound that can dilute the absorbent without adversely affecting its ability to absorb CO2. It is advantageous to use a diluent that is both affordable and environmentally friendly, for example water.
En CO2rik absorbentdiluentblanding pumpes ut gjennom ledningen 122 ved hjelp av en pumpe 111 og mates til en separeringsenhet 112 via ledningen 123. Separeringsenheten kan være en hvilken som helst type av separeringsenheten med evnen til selektivt å fjerne en del av diluenten fra absorpsjonsblandingen for derved å gi et konsentrert absorpsjonsfluid. Typen separeringsenhet kan variere avhengig av typen diluent og/eller absorbent. De eneste begrensninger er at separeringsteknikken og arbeidsbetingelsene ikke skader absorbenten eller diluenten. Eksempler på separeringsteknikker som kan anvendes for separeringsenheten er selektive membraner som vannselektive membraner, og omvendt osmoseteknikker, faste absorbenter osv. For MEA:vannsystemer kan separeringsenheten være en enhet for omvendt osmose i henhold til en utførelsesform av oppfinnelsen. A CO2-rich absorbent diluent mixture is pumped out through line 122 by means of a pump 111 and fed to a separation unit 112 via line 123. The separation unit can be any type of separation unit with the ability to selectively remove a portion of the diluent from the absorption mixture to thereby provide a concentrated absorption fluid. The type of separation unit may vary depending on the type of diluent and/or absorbent. The only limitations are that the separation technique and working conditions do not damage the absorbent or the diluent. Examples of separation techniques that can be used for the separation unit are selective membranes such as water-selective membranes, and reverse osmosis techniques, solid absorbents, etc. For MEA:water systems, the separation unit can be a unit for reverse osmosis according to an embodiment of the invention.
Separeringen i enheten 112 resulterer i en konsentrert, CO2rik absorpsjonsblanding som mates til en varmeveksler 114 via ledningen 150. Den derved oppnådde, oppvarmede CO2rike, konsentrerte absorpsjonsblanding mates til en desorber 115, via en ledning 125.1 desorberen 115 blir CO2desorbert på grunn av oppvarming av blandingen. Varme tilføres desorbersystemet ved å føre en strøm 133 gjennom en omkoker 117 og så å returnere den oppvarmede strøm 134 til desorberen 115. Desorpsjonen skjer i desorberen ved kokebetingelser ved forhøyet temperatur. Desorbert CO2forlater desorberen over topp via ledningen 130. Strømmen avkjøles i en kondensator 118 der en væskefase separeres fra toppstrømmen og returneres til desorberen via ledningen 132. Så å si ren CO2forlater systemet via ledningen 131 for ytterligere prosessering og/eller lagring. CO2fattig, konsentrert absorpsjonsblanding forlater bunnen av desorberen via ledningen 126. En ventil 116 kontrollerer en hver trykkforskjell mellom absorber- og desorbersystemet og justerer trykket i den magre strøm. Via ledningen 127 blir den magre strøm tilført til varmeveksleren 114 og avkjølt. Desorpsjonssystemet er konstruert for å arbeide i henhold til i og for seg kjente prinsipper. The separation in the unit 112 results in a concentrated, CO2-rich absorption mixture which is fed to a heat exchanger 114 via line 150. The thereby obtained, heated CO2-rich, concentrated absorption mixture is fed to a desorber 115, via a line 125. The desorber 115 is CO2 desorbed due to heating of the mixture . Heat is supplied to the desorber system by passing a stream 133 through a reboiler 117 and then returning the heated stream 134 to the desorber 115. The desorption takes place in the desorber under boiling conditions at an elevated temperature. Desorbed CO2 leaves the desorber overhead via line 130. The stream is cooled in a condenser 118 where a liquid phase is separated from the overhead stream and returned to the desorber via line 132. Virtually pure CO2 leaves the system via line 131 for further processing and/or storage. CO2-poor, concentrated absorption mixture leaves the bottom of the desorber via line 126. A valve 116 controls each pressure difference between the absorber and desorber systems and adjusts the pressure in the lean stream. Via the line 127, the lean current is supplied to the heat exchanger 114 and cooled. The desorption system is designed to work according to principles known per se.
Etter utgang via rørledningen 152 blir den konsentrerte, magre strøm blandet med diluentstrømmen 151 fra separeringsenheten 112. Konsentrasjonen av absorbent reduseres derved og tilpasses absorpsjonsmetoden og -systemet. Det resulterende absorpsjonsfluid føres via ledningen 128 til en varmeveksler 113 for ytterligere avkjøling før innføring via ledning 129 til toppdelen av absorberen. After exiting via the pipeline 152, the concentrated, lean stream is mixed with the diluent stream 151 from the separation unit 112. The concentration of absorbent is thereby reduced and adapted to the absorption method and system. The resulting absorption fluid is fed via line 128 to a heat exchanger 113 for further cooling before introduction via line 129 to the top part of the absorber.
I figur 2 er separeringsenheten 112 anordnet nedstrøms pumpen 111. Separeringsenheten kan i henhold til oppfinnelsen også befinne seg oppstrøms pumpen men nedstrøms absorberen. In Figure 2, the separation unit 112 is arranged downstream of the pump 111. According to the invention, the separation unit can also be located upstream of the pump but downstream of the absorber.
I den utførelsesform som er vist i figur 2 blir diluentstrømmen 151 fra separeringsenheten 112 blandet med det konsentrerte, CO2fattige absorpsjonsfluid før ytterligere avkjøling skjer i varmeveksleren 113. Imidlertid kan ifølge oppfinnelsen blandingen av de to strømmer skje et hvilke som helst sted nedstrøms varmeveksleren 114 og oppstrøms innføringen av absorpsjonsfluid til absorberen. I en foretrukken utførelsesform skjer blandingen og reduksjonen av absorbentkonsentrasjonen så hurtig som mulig etter at det konsentrerte, CO2fattige absorpsjonsfluid har forlatt varmeveksleren 114. In the embodiment shown in Figure 2, the diluent stream 151 from the separation unit 112 is mixed with the concentrated, CO2-poor absorption fluid before further cooling takes place in the heat exchanger 113. However, according to the invention, the mixing of the two streams can take place anywhere downstream of the heat exchanger 114 and upstream the introduction of absorption fluid to the absorber. In a preferred embodiment, the mixing and reduction of the absorbent concentration takes place as quickly as possible after the concentrated, CO2-poor absorption fluid has left the heat exchanger 114.
Ved absorpsjon av CO2fra trykksatte gasser er pumpen 111 en ventil eller turbin og ventilen 116 er en pumpe, og den mellomliggende flashing etter ventilen eller turbinen eller etter varmeveksleren 114, er en valgfri mulighet. In the case of absorption of CO2 from pressurized gases, the pump 111 is a valve or turbine and the valve 116 is a pump, and the intermediate flashing after the valve or turbine or after the heat exchanger 114 is an optional possibility.
Figur 3 viser en ytterligere utførelsesform av et system ifølge oppfinnelsen. Enheter med tilsvarende funksjon som i systemet ifølge figur 2 er gitt et referansenummer tilsvarende enheten i figur 1 pluss ett hundre. Figure 3 shows a further embodiment of a system according to the invention. Units with the same function as in the system according to Figure 2 are given a reference number corresponding to the unit in Figure 1 plus one hundred.
Forskjellen i utførelsesform som vist i figur 3 sammenlignet med figur 2 er den valgfrie innføring av en del av diluentstrømmen 251 til absorberen 210 ved et lavere nivå enn ledning 229 trer inn i absorberen, slik dette er vist med ledningen 253. En del av diluentstrømmen 251 kan også blandes med en del av den konsentrerte, magre strøm 252 og tilføres absorberen ved en lavere høyde. Denne mulighet er vist ved ledningene 254 pluss 256 og 255 pluss 257. Størrelsen for strømmene 254,255,256 og 257 kan velges individuelt og kan følgelig resultere i forskjellige konsentrasjoner av absorbentet. Konsentrasjonen og inngangshøyden kan tilpasses og optimaliseres av fagmannen på området i henhold til det foreliggende system. The difference in embodiment as shown in Figure 3 compared to Figure 2 is the optional introduction of a portion of the diluent stream 251 to the absorber 210 at a lower level than conduit 229 enters the absorber, as shown by conduit 253. A portion of the diluent stream 251 can also be mixed with a portion of the concentrated lean stream 252 and fed to the absorber at a lower height. This possibility is shown by lines 254 plus 256 and 255 plus 257. The size of the currents 254, 255, 256 and 257 can be selected individually and can consequently result in different concentrations of the absorbent. The concentration and entrance height can be adapted and optimized by the specialist in the area according to the present system.
I et ytterligere aspekt av utførelsesformen som vist i figur 3 kan systemet omfatte en eller flere kjølere tilsvarende enheten 213, anordnet på ledningen 252 et hvilket som helst sted nedstrøms varmeveksleren 214 og oppstrøms kjøleren 213. In a further aspect of the embodiment as shown in Figure 3, the system may comprise one or more coolers corresponding to the unit 213, arranged on the line 252 at any location downstream of the heat exchanger 214 and upstream of the cooler 213.
I en ytterligere utførelsesform av oppfinnelsen kan systemet videre omfatte en tank for diluent og/eller konsentrert CO2mager absorbent for å gi muligheten for å kontrollere og å justere konsentrasjonen av absorbent i forhold til strømmen av CO2inn i og ut fra systemet. In a further embodiment of the invention, the system can further comprise a tank for diluent and/or concentrated CO2 lean absorbent to provide the possibility of controlling and adjusting the concentration of absorbent in relation to the flow of CO2 into and out of the system.
Reduksjonen i størrelser for desorber, varmeveksler, omkoker og kondensator er vist i figur 2. De relative størrelser er kun illustrerende og skal ikke tolkes som spesifikke størrelsesindikasjoner. Dette viser en av fordelene som kan oppnås ved oppfinnelsen. Avhengig av størrelsen av gasstrømmen er det imidlertid også likeledes mulig å forbinde to eller flere absorbersystemer til det samme desorbersystem. The reduction in sizes for desorber, heat exchanger, reboiler and condenser is shown in Figure 2. The relative sizes are illustrative only and should not be interpreted as specific size indications. This shows one of the advantages that can be achieved by the invention. However, depending on the size of the gas flow, it is also possible to connect two or more absorber systems to the same desorber system.
Konsentrasjonen av absorbenten i det magre absorpsjonsfluid som mates til absorberen vil avhenge av typen absorbent, typen diluent, typen absorber og de materialer som benyttes for konstruksjon av utstyret. Vanligvis vil absorbentkonsentrasjonen ligge innen området 20 til 50 vekt-% og mer spesielt 25 til 35 vekt-%. Absorbentkonsentrasjonen i det konsentrerte absorpsjonsfluid og i desorberen vil i henhold til oppfinnelsen være mellom 25 og 95 vekt-%. Ved konsentrasjoner høyere enn 95 vekt-% blir strippeprosessen i desorberen negativt påvirket på grunn av øket korrosivitet og ugunstige masseoverføringsegenskaper. Separeringen av en del av diluenten fra absorpsjonsfluidet resulterer i en økning i absorbentkonsentrasjon mellom 1,05 og 3,5 ganger absorbentkonsentrasjonen i det CO2rike absorpsjonsfluid. The concentration of the absorbent in the lean absorption fluid that is fed to the absorber will depend on the type of absorbent, the type of diluent, the type of absorber and the materials used for the construction of the equipment. Generally, the absorbent concentration will be in the range of 20 to 50% by weight and more particularly 25 to 35% by weight. According to the invention, the absorbent concentration in the concentrated absorption fluid and in the desorber will be between 25 and 95% by weight. At concentrations higher than 95% by weight, the stripping process in the desorber is negatively affected due to increased corrosivity and unfavorable mass transfer properties. The separation of part of the diluent from the absorption fluid results in an increase in absorbent concentration between 1.05 and 3.5 times the absorbent concentration in the CO2-rich absorption fluid.
Claims (12)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20072680A NO333940B1 (en) | 2007-05-25 | 2007-05-25 | Improved absorption / desorption method and system |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20072680A NO333940B1 (en) | 2007-05-25 | 2007-05-25 | Improved absorption / desorption method and system |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20072680L NO20072680L (en) | 2008-11-26 |
| NO333940B1 true NO333940B1 (en) | 2013-10-28 |
Family
ID=40383499
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20072680A NO333940B1 (en) | 2007-05-25 | 2007-05-25 | Improved absorption / desorption method and system |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| NO (1) | NO333940B1 (en) |
Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20040206242A1 (en) * | 2002-10-25 | 2004-10-21 | Membrane Technology And Research, Inc. | Natural gas dehydration apparatus |
-
2007
- 2007-05-25 NO NO20072680A patent/NO333940B1/en unknown
Patent Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20040206242A1 (en) * | 2002-10-25 | 2004-10-21 | Membrane Technology And Research, Inc. | Natural gas dehydration apparatus |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO20072680L (en) | 2008-11-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8597412B2 (en) | CO2 recovery apparatus and CO2 recovery method | |
| US7901488B2 (en) | Regeneration of an aqueous solution from an acid gas absorption process by matrix stripping | |
| JP4105689B2 (en) | Improved diversion device | |
| CA2819904C (en) | Method and absorbent composition for recovering a gaseous component from a gas stream | |
| CA2692154C (en) | Absorbent, co2 or h2s reducing apparatus, and co2 or h2s reducing method using absorbent | |
| US8318117B2 (en) | Absorption medium and method for removing sour gases from fluid streams, in particular from flue gases | |
| US8806870B2 (en) | Carbon-dioxide-recovery-type thermal power generation system and method of operating the same | |
| FI124060B (en) | Methods and systems for collecting carbon dioxide from gas | |
| Nieminen et al. | Insights into a membrane contactor based demonstration unit for CO2 capture | |
| EP2772297B1 (en) | Carbon dioxide recovery method and use of recovery device | |
| JP2009531163A (en) | Heat recovery gas absorption process | |
| WO2014175337A1 (en) | Device for recovering and method for recovering carbon dioxide | |
| JP2016536137A (en) | Optimization of stripper supply configuration for rich / lean solvent regeneration | |
| US9409120B2 (en) | Hybrid process using a membrane to enrich flue gas CO2 with a solvent-based post-combustion CO2 capture system | |
| Janiczek et al. | Carbon dioxide absorption in a technical-scale-plant utilizing an imidazolium based ionic liquid | |
| US7645433B2 (en) | Optimization of reflux accumulator start-up in amine regeneration system | |
| US9399190B2 (en) | System and method for recovering gas containing CO2 and H2S | |
| AU2012251492A1 (en) | Gas/liquid contacting vessel and the use thereof in a flue gas treatment system | |
| Ghanbarabadi et al. | Optimization of MDEA concentration in flow of input solvent to the absorption tower and its effect on the performance of other processing facilities of gas treatment unit in Sarakhs refinery | |
| Feron et al. | Amine based post-combustion capture technology advancement for application in Chinese coal fired power stations | |
| Sohbi et al. | The using of mixing amines in an industrial gas sweetening plant | |
| NO333940B1 (en) | Improved absorption / desorption method and system | |
| Goto et al. | Potential of Amine-based Solvents for Energy-saving CO2 Capture from a Coal-fired Power Plant | |
| Okabe et al. | Preliminary estimations of energy and cost for CO2 recovery by a membrane flash process utilizing waste thermal energy | |
| Agbonghae | Modelling and optimization of coal-fired power plant generation systems with CO2 capture |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: STATOIL ASA, NO |
|
| CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: STATOIL PETROLEUM AS, NO |
|
| CREP | Change of representative |
Representative=s name: TANDBERGS PATENTKONTOR AS, POSTBOKS 1570 VIKA, 011 |
|
| CREP | Change of representative |
Representative=s name: DEHNS NORDIC AS, FORNEBUVEIEN 33, 1366 LYSAKER |