NO340012B1 - Fremgangsmåte for avsyring av gass med en fraksjonert absorbentløsning for gjenvinning - Google Patents

Fremgangsmåte for avsyring av gass med en fraksjonert absorbentløsning for gjenvinning Download PDF

Info

Publication number
NO340012B1
NO340012B1 NO20055258A NO20055258A NO340012B1 NO 340012 B1 NO340012 B1 NO 340012B1 NO 20055258 A NO20055258 A NO 20055258A NO 20055258 A NO20055258 A NO 20055258A NO 340012 B1 NO340012 B1 NO 340012B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
absorbent solution
acid compounds
fraction
gas
acid
Prior art date
Application number
NO20055258A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20055258L (no
NO20055258D0 (no
Inventor
Pierre Boucot
Pascal Mougin
Pierre-Louis Carrette
Ranaud Cadours
Original Assignee
Inst Francais Du Petrole
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 Inst Francais Du Petrole filed Critical Inst Francais Du Petrole
Publication of NO20055258D0 publication Critical patent/NO20055258D0/no
Publication of NO20055258L publication Critical patent/NO20055258L/no
Publication of NO340012B1 publication Critical patent/NO340012B1/no

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1425—Regeneration of liquid absorbents
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/48—Sulfur compounds
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/62—Carbon oxides
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
    • B01D53/75—Multi-step processes
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/10—Inorganic absorbents
    • B01D2252/103—Water
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
    • B01D2256/24—Hydrocarbons
    • B01D2256/245—Methane
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/304—Hydrogen sulfide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/50—Carbon oxides
    • B01D2257/504—Carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2258/00—Sources of waste gases
    • B01D2258/02—Other waste gases
    • B01D2258/0283—Flue gases
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • 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
    • B01D53/1468—Removing hydrogen sulfide
    • 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
    • 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)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Industrial Gases (AREA)

Description

Avsyring av gassformige effluenter slik som, for eksempel, naturgass, syntesegass, forbrenningsrøkgasser, raffinerigass, Claus restgass, biomasse fermenteringsgass, blir generelt utført ved vasking med en absorbentløsning. Absorbent-løsningen tillater at syreforbindelsene til stede i den gassformige effluenten blir absorbert. De fysisk-kjemiske karakteristikkene av denne løsningen er nært forbundet med naturen av gassen som skal behandles: spesifikasjon forventet for den behandlede gassen, selektiv eliminering av en forurensende forbindelse, termisk og kjemisk stabilitet av løsningen mot de forskjellige forbindelsene til stede i den gassformige effluenten som skal behandles.
Avsyring av disse effluentene, spesielt karbonfjerning og avsvovling, innfø-rer spesifikke krav til absorbentløsningen: selektivitet mot karbondioksid i forbindelse med oksygen og nitrogen i tilfellet
av røkgasser, i forbindelse med hydrokarboner i tilfellet naturgass,
termisk stabilitet
kjemisk stabilitet, spesielt mot de forurensende forbindelsene i effluenten, dvs.
grunnleggende oksygen, SOxog NOx, og
lavt damptrykk, for å begrense absorbentløsningstap i avsyringskolonne topp-produktet.
På det nåværende tidspunkt er de vanligst anvendte løsemidlene primære, sekundære eller tertiære vandige alkanolaminløsninger. Faktisk reagerer den absorberte CO2med alkanolaminet til stede i løsning ifølge en reversibel eksoterm reaksjon.
Et alternativ til vandige alkanolaminløsninger er anvendelsen av varme kar-bonatløsninger. Prinsippet er basert på absorpsjonen av CO2i den vandige løs-ningen, fulgt av den reversible kjemiske reaksjonen med karbonatene. Det er kjent at tilsetning av additiver tillater løsemiddeleffektiviteten å optimaliseres.
Andre karbonfjerningsmetoder ved vasking med en absorbentløsning slik som, for eksempel, kjølt metanol eller polyetylenglykoler, er basert på en fysisk absorpsjon av CO2.
Dokumentet US 2,600,328 beskriver en fremgangsmåte for å separere sure bestanddeler fra gasser hvori absorbentløsningen separeres i et øvre lag som inneholder det meste av hydrogensulfid og det nedre laget inneholder karbon dioksid. Videre blir det øvre laget separert fra det nedre laget. De to separerte lagene blir regenerert hver for seg.
Generelt involverer anvendelsen av alle absorbentløsningene beskrevet over et energiforbruk for regenerering av separasjonsmidlet som ikke er ubetyde-lig. Regenerering av absorbentløsningen blir generelt utført ved medrivning av en fordampet gass som vanligvis refereres til som en strippegass. Den termiske energien krevet for regenerering splittes i tre deler forbundet med oppvarming av absorbentløsningen mellom absorpsjonstrinnet og regenereringstrinnet (følbar varme av absorbentløsningen), dens fordampningsvarme og bindingsenergien mellom de absorberte spesiene og absorbentløsningen. Bindingsenergien er desto høyere ettersom den fysisk-kjemiske affiniteten mellom løsemiddelforbindelsene og syreforbindelsene som skal fjernes er høy. I det spesielle tilfellet med alkanolaminer, er det dyrere å regenerere et svært grunnleggende primært alkanolamin slik som monoetanolamin enn et tertiært amin slik som metyldietanolamin. For-dampningsvarmen av absorbentløsningen må tas hensyn til siden det termiske regenereringstrinnet krever fordampning av en ganske signifikant fraksjon av ab-sorbentløsningen for å oppnå den strippende effekten som favoriserer eliminering av syreforbindelsene inneholdt i absorbentløsningen. Denne absorbentløsnings-fraksjonen som skal fordampes er proporsjonal med utstrekningen av assosiering mellom den absorberte forurensende forbindelsen og absorbentløsningen. En lett fordampbar absorbentløsning blir imidlertid straffet med absorbentløsningstap ved medrivning etter kontakt mellom gasstilførselen som skal behandles og absorbent-løsningen. Delen av den følbare varmen er grunnleggende forbundet med absorp-sjonskapasiteten av absorbentløsningen: den er faktisk proporsjonal med strøm-ningshastigheten av absorbentløsningen som skal regenereres. Fordelingen av energikostnaden for regenereringstrinnet mellom den følbare varmen, fordamp-ningsvarmen og den absorberte gass-absorbent løsnings-bindingsentalpien som grunnleggende avhenger av de fysisk-kjemiske egenskapene av absorbentløs-ningen og av den absorberte forbindelsen.
Målet med foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe en gass avsyringsmetode. Oppfinnelsen foreslår å redusere energimengden krevet for å regenerere en absorbentløsning beladet med syreforbindelser.
Foreliggende oppfinnelse foreslår anvendelse av en absorbentløsning som har egenskapen at den kan danne to separerbare faser når den har absorbert en bestemt mengde syreforbindelser: en første fase som er rik på syreforbindelser og en andre fase som er fattig på syreforbindelser. Denne to-fase separasjonsegen-skapen tillater å regenerere bare fasen som er beladet med syreforbindelser.
OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN
Generelt, omhandler foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for å avsyre en gassformig effluent som omfatter minst én syreforbindelse fra gruppen som består av hydrogensulfid (H2S), merkaptaner, karbondioksid (CO2), svoveldioksid (SO2), karbonoksysulfid (COS), og karbondisulfid (CS2), hvori de følgende trinn utføres: a) kontakte den gassformige effluenten med en absorbentløsning for å oppnå en gassformig effluent utarmet på syreforbindelser og en absorbentløsning beladet med syreforbindelser, absorbentløsningen velges for dens evne til å danne to separerbare faser når den absorberer en mengde av syreforbindelser,
b) separere absorbentløsningen beladet med syreforbindelser til to fraksjoner: en første absorbentløsningsfraksjon utarmet på syreforbindelser og en
andre absorbentløsningsfraksjon anriket på syreforbindelser,
c) regenerere den andre fraksjonen for å frigi en del av syreforbindelsene, d) resirkulere den første absorbentløsningsfraksjonen oppnådd i trinn b) og den regenererte absorbentløsningen oppnådd i trinn c) som absorbentløs-ningen til trinn a).
Ifølge oppfinnelsen, kan absorbentløsningen omfatte en forbindelse som reagerer med minst én av nevnte syreforbindelser, den reaktive forbindelsen er valgt fra gruppen som består av aminer, alkanolaminer, aminosyrer, aminosyre alkalisalter, amider, ureaer, alkalimetallfosfater, karbonater og borater.
Videre kan absorbentløsningen omfatte en solvatiserende forbindelse valgt fra gruppen bestående av vann, glykoler, polyetylenglykoler, polypropylenglykoler, etylenglykol-propylenglykol kopolymerer, glykoletere, alkoholer, ureaer, laktamer, N-alkylerte pyrrolidoner, N-alkylerte piperidoner, cyklotetrametylensulfoner, N-alkylformamider, N-alkylacetamider, eterketoner, alkylfosfater og derivater derav.
Dessuten kan absorbentløsningen omfatte et salt valgt fra gruppen bestående av alkalisalter, jordalkalisalter, metallsalter og aminsalter.
Ifølge oppfinnelsen, kan én av de følgende separasjonsteknikker anvendes
i trinn b): dekantering, sentrifugering, filtrering.
I trinn c) kan den andre absorbentløsningsfraksjonen destilleres for å fremstille en regenerert absorbentløsning utarmet på syreforbindelser ved å frigi en syreforbindelse i gassform.
Alternativt, i trinn c), kan den andre fraksjonen ekspanderes for å produsere en væske ved å frigi syreforbindelser i gassformig form, deretter kan de frigitte syreforbindelsene slippes ut og væsken kan separeres til en første regenerert ab-sorbentløsningsdel som er utarmet på syreforbindelser og en tredje absorbentløs-ningsfraksjon. I dette tilfellet, kan den tredje absorbentløsningsfraksjonen ekspanderes for å fremstille en andre regenerert absorbentløsningsdel utarmet på syreforbindelser og syreforbindelser frigitt i gassformig form ved ekspansjon. Det er også mulig å destillere den tredje absorbentløsningsfraksjonen for å produsere en andre regenerert absorbentløsningsdel utarmet på syreforbindelser ved å frigi syreforbindelser i gassformig form.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan anvendes for behandling av en gassformig effluent valgt fra gruppen som omfatter naturgass, syntesegass, for-brenningsrøkgasser, raffinerigass, Claus restgass, biomasse fermenteringsgass
I tilfellet av en anvendelse av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen for absorpsjonen av karbondioksiden til stede i forbrenningsrøkgassene eller naturgass, for behandlingen av Claus restgass eller for avsvovlingen av naturgass og av raffinerigass, kan en absorbentløsning som omfatter ett av de følgende par av reaktiv forbindelse/solvatiserende forbindelse anvendes: N,N,N',N',N"-pentametyldietylen-triamin/vann, N,N,N',N',N"-pentametyldipropylentriamin/vann, N,N-bis(2,2-dietok-syetyl)metylamin/vann, N,N-dimetyldipropylentriamin/tetraetylenglykol dimetyleter og N,N-dimetyldipropylentriamin/vann.
Fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse gir fordelen av å regenerere bare en fraksjon av absorbentløsningen, og derfor av å begrense energimengden krevet for regenerering av absorbentløsningen.
KORT BESKRIVELSE AV FIGURENE
Andre egenskaper og fordeler med oppfinnelsen vil bli klare fra å lese be-skrivelsen heretter, med referanse til de medfølgende figurer hvori: - Figur 1 diagrammessig viser en avsyringsmetode med fraksjonen regenerering av absorbentløsningen. - Figurene 2 og 3 viser to utførelser av syreforbindelsesabsorpsjonen og av separasjonen av absorbentløsningen til to faser.
- Figur 4 viser en utførelse av løsemiddelregenereringen,
- Figur 5 viser en annen utførelse av avsyringsmetoden.
DETALJERT BESKRIVELSE
I figur 1, strømmer den gassformige effluenten som skal avsyres gjennom ledning 1. Avsyringsmetoden vist i Figur 1 kan anvendes for behandlingen av forskjellige gassformige effluenter. For eksempel, tillater fremgangsmåten å fjerne karbon fra forbrenningsrøkgasser, å avsyre naturgass eller en Claus restgass. Fremgangsmåten tillater også å fjerne syreforbindelsene inneholdt i syntesegass, i omsetningsgass i integrerte kull- eller naturgass forbrenningsanlegg, og i gassen som resulterer fra biomassefermentering.
Innen konteksten av forbrenningsrøkgass karbonfjerning, tilsvarer en typisk sammensetning av en gassformig effluent, på volumbasis, 75% nitrogen, 15% karbondioksid, 5% oksygen og 5% vann. Forskjellige forurensende forbindelser, slik som SOx, NOx, Ar og andre partikler er også til stede i lavere proporsjoner, de representerer generelt mindre enn 2 volum-%. Temperaturen av disse røkgassene spenner mellom 50°C og 180°C, trykket er generelt under 15 bar.
Naturgassen består grunnleggende av 25 volum-% til 99 volum-% hydrokarboner, grunnleggende metan, sammen med hydrokarboner med generelt 2 til 6 karbonatomer. Nærværet av karbondioksid i proporsjoner som spenner mellom 1 volum-% og 75 volum-% CO2blir ofte observert. Andre forurensende forbindelser, grunnleggende svovelholdige forbindelser slik som merkaptaner, COS og H2S, kan være til stede i konsentrasjoner som spenner fra noen ppm opp til 50 volum-%. Naturgassen er generelt tilgjengelig ved trykk som spenner mellom 20 og 100 bar, og ved temperaturer som spenner mellom 20°C og 60°C. Transportbetingelsene, temperaturen og trykket definerer vanninnholdet i denne gassformige effluenten.
Når det gjelder Claus restgasser, involverer deres sluttbehandling ofte hyd-rogenering og hydrolysetrinn for å omsette alt av de svovelholdige spesiene til hydrogensulfid, i seg selv samlet ved hjelp av en avsyringsmetode som anvender et alkanolaminbasert løsemiddel. Et typisk eksempel på denne metoden er SCOT metoden. Gassene som skal behandles i løpet av absorpsjonstrinnet er deretter tilgjengelige ved trykk som ofte er nær det atmosfæriske trykket og ved temperaturer nær 50°C, som konvensjonelt spenner mellom 38°C og 55°C. Disse gassene inneholder gjennomsnittlig mindre enn 5 volum-% H2S, som oftest mindre enn 2%, opp til 50% karbondioksid, resten av gassen består grunnleggende av nitrogen. Disse gassene kan være vannmettet, for eksempel, kan de inneholde omkring 5 volum-% vann.
De andre gassformige effluentene som krever avsyring av sikkerhets- eller transportårsaker, eller ifølge deres anvendelse, slik som syntesegass, omsetningsgass i integrerte kull- eller naturgass forbrenningsanlegg, gass som resulterer fra biomassefermentering, har svært variable tilgjengelighetsbetingelser avhengig av deres opphav, spesielt når det gjelder temperaturen, trykket, sammensetningen av gassen og dens syregasskonsentrasjoner.
Med generelle begreper, er syreforbindelsene som skal fjernes fra den gassformige effluenten som strømmer gjennom ledning 1 Brønstedsyrer slik som hydrogensulfid (H2S) eller merkaptaner, spesielt metylmerkaptan og etylmerkap-tan, og Lewissyrer slik som karbondioksid (CO2), svoveldioksid (SO2), eller karbonoksysulfid (COS) og karbondisulfid (CS2). Disse syreforbindelsene blir generelt påtruffet i proporsjoner som spenner mellom noen ppm og flere prosent, for eksempel, opp til 75% for CO2, og H2S i naturgass.
Den gassformige effluenten som strømmer gjennom ledning 1 kan være tilgjengelig ved trykk som spenner mellom det atmosfæriske trykket for etterforbren-ningsrøkgasser og 150 bar, foretrukket 100 bar for naturgass. I tilfellet av lavtrykks gassformige effluenter, kan et kompresjonstrinn tilveiebringes for å nå trykkområ-der som favoriserer implementering av foreliggende oppfinnelse. Temperaturen av denne effluenten spenner generelt mellom 0°C og 300°C, foretrukket mellom 20°C og 180°C, når en vurderer en naturgass så vel som en forbrenningsrøkgass. Den kan imidlertid kontrolleres (ved oppvarming eller avkjøling) for å favorisere fang-ingen av syreforbindelser ved absorbentløsningen.
Den gassformige effluenten som strømmer gjennom ledning 1 blir kontaktet i absorpsjonssone ZA med den flytende absorbenten som strømmer gjennom ledning 9. Konvensjonelle teknikker for å kontakte en gass og en væske kan anvendes: boblekolonne, platekolonne, pakket kolonne, med tilfeldig eller stablet pakning, rørte reaktorer i serie, membrankontaktorer.
Absorbentløsningen velges for dens evne til å absorbere syreforbindelsene
i sone ZA. Den gassformige effluenten utarmet på syreforbindelser blir sluppet ut fra sone ZA gjennom ledning 2. Absorbentløsningen beladet med syreforbindelser blir sluppet ut fra sone ZA gjennom ledning 3.
Videre ifølge oppfinnelsen, blir absorbentløsningen valgt for dens evne til å danne minst to separerbare faser når den har absorbert en bestemt proporsjon av syreforbindelser, under forbestemte termodynamiske betingelser. Løsningen beladet med syreforbindelser danner en første fase som omfatter molekylene av ab-sorbentløsningen som ikke har reagert med syreforbindelsene og en andre fase som omfatter molekylene av løsningen som har reagert med syreforbindelsene.
Kontaktteknikken anvendt i sone ZA er egnet for naturen og for dannelses-egenskapene av de to fasene.
Absorbentløsningen kan bestå av én eller flere forbindelser som er reaktive med eller har en fysisk-kjemisk affinitet med syreforbindelsene og muligens med én eller flere solvatiserende forbindelser. En absorbentløsning som omfatter forbindelser som er reaktive med syreforbindelsene blir foretrukket valgt. Forbindelsene) som muligens anvendes for solvatisering av de(n) reaktive forbindelse(r) kan bære funksjoner som er reaktive med syreforbindelsene som skal behandles.
De reaktive forbindelsene kan være enhver forbindelse hvis reaksjon med én eller flere syreforbindelser, for eksempel, H2S, CO2eller SO2, eller merkaptaner, eller COS eller CS2, fører til dannelsen av en andre fase, for eksempel, væske eller fast stoff. Derfor fører absorpsjon av én eller flere syreforbindelser ved absor-bentløsningen til dannelsen av en likevekt mellom to væskefaser eller mellom en væskefase og en fast fase. Absorbentløsningen blir foretrukket valgt for å danne to væskefaser når den har absorbert en bestemt mengde av syreforbindelser.
Naturen av de reaktive forbindelsene kan velges ifølge naturen av syreforbindelsene) som skal behandles for å tillate en reversibel kjemisk reaksjon med syreforbindelsen(e) som skal behandles. Den kjemiske strukturen av de reaktive forbindelser kan også velges for dernest å oppnå øket stabilitet av absorbentløs-ningen under driftsbetingelsene.
De reaktive forbindelsene kan være, via ikke-begrensende eksempel, aminer (primære, sekundære, tertiære, cykliske eller ikke, aromatiske eller ikke, mettede eller ikke), alkanolaminer, polyaminer, aminosyrer, aminosyre alkalisalter, amider, ureaer, alkalimetallfosfater, karbonater eller borater.
De reaktive forbindelsene som omfatter en aminfunksjon har foretrukket den følgende struktur:
X representerer en aminfunksjon (N-R<6>) eller et oksygenatom (O) eller et svovelatom (S) eller en disulfid (S-S) eller en karbonylfunksjon (C=0) eller en kar-boksylfunksjon (0=C-0) eller en amidfunksjon (0=C-N-R<6>) eller en fenyl.
n og m er heltall, n kan ha enhver verdi fra 0 til 6, foretrukket fra 0 til 4, og m enhver verdi fra 1 til 7, foretrukket fra 1 til 5.
R<5>representerer enten et hydrogenatom eller en hydrokarbonkjede, forgrenet eller ikke, mettet eller ikke, som omfatter 1 til 10 karbonatomer, foretrukket 1 til 8 karbonatomer.
R<1>,R<2>,R<3>, R4 ogR<6>representerer enten et hydrogenatom eller en hydrokarbonkjede, forgrenet eller ikke, mettet eller ikke, som omfatter 1 til 10 karbonatomer, foretrukket 1 til 8 karbonatomer, eller de har den følgende struktur:
n og p er heltall, n kan ha enhver verdi fra 0 til 6, foretrukket fra 0 til 4, og p enhver verdi fra 0 til 7, foretrukket fra 0 til 5. R3 og R4 har den samme definisjon som over, de kan være identiske eller av en forskjellig natur.
R1,R<2>,R<3>,R<4>, R<5>og R<6>er definert for å muligens danne cykler eller hetero-cykler, mettede eller ikke, aromatiske eller ikke, ved å assosiere dem to og to.
Via ikke-begrensende eksempel, kan de reaktive forbindelsene som omfatter en aminfunksjon velges fra den følgende listen: monoetanolamin, dietanolamin, trietanolamin, 2-(2-aminoetoksy)etanol, N,N-dimetylaminoetoksyetanol, N,N,N'-tri- metyl-N'-hydroksyetylbisaminoetyleter, N,N-bis-(3-dimetylaminopropyl)-N-isopro-panolamin, N-(3-dimetylaminopropyl)-N,N-diisopropanolamin, N,N-dimetyletanol-amin, N-metyletanolamin, N-metyldietanolamin, diiso-propanolamin, morfolin, N-metylmorfolin, N-etylmorfolin, N,N-dimetyl-1,3-propandiamin, N,N,N-tris(3-dimetyl-aminopropyl)amin, N,N,N\N'-tetra-metyliminobispropylamin, N-(3-aminopropyl)-morfolin, N-(2-dimetyl-aminoetyl)morfolin, 3-metoksypropylamin, N-(2-aminoetyl)-piperazin, bis-(2-dimetylaminoetyl)eter, 2,2-dimorfolinodietyleter, N,N'-dimetylpiperazin, N,N,N,,N',N"-pentametyldietylentriamin, N,N,N\N\N"-pentametyldipropylen-triamin, N,N-Bis(2,2-dietoksyetyl)metylamin, 3-butyl-2-(1-etyl-pentyl)oksazolidin, 3-etyl-2-metyl-2-(3-metylbutyl)oksazolidin, 1,2,2,6,6-pentametyl-4-piperidon, 1-(2-metylpropyl)-4-piperidon, N,N,N',N,-tetraetyl-etylendiamin, N,N,N,IN,-tetraetylimi-nobisetylamin, 1,1,4,7,10,10-heksametyltrietylen-tetramin, 1-fenylpiperazin, 1-for-mylpiperazin, etyl 1-piperazin-karboksylat, N,N'-di-tert-butyletylendiamin, 4-etyl-2-metyl-2-(3-metylbutyl)oksazolidin, tetraetylenpentamin, trietylentetramin, N,N-di-etyldietylentriamin, N1-isopropyldietylentriamin, N,N-dimetyldipropylentriamin, dietylentriamin, N-(2-aminoetyl)-1,3-propandiamin, 2,2'-(etylendioksy)dietylamin, N-(2-amino-etyl)morfolin, 4-amino-2,2,6,6-tetrametylpiperidin, 1,2-diaminocykloheksan, 2-piperidinoetylamin, 2-(2-aminoetyl)-1-metylpyrrolidin, etylendiamin, N,N-dietyletylendiamin, N-fenyletylendiamin, 4,9-dioksa-1,12-dodekandiamin, 4,7,10-trioksa-1,13-tridekandiamin, 1,2,4-trimetylpiperazin, N,N'-dietyl-N',N'-dimetyletylen-diamin, N,N-dietyl-N',N'-dimetyletylendiamin, 1,4,7-trimetyl-1,4,7-triazacyklononan, 1,4-dimetyl-1,4-diazacykloheptan, N-(2-dimetylaminoetyl)-N'-metylpiperazin, N,N,N'N'-tetraetylpropylendiamin, 1-[2-(1-piperidinyl)etyl)]piperidin, 4,4'-etylendi-morfolin, N,N,N',N'-tetraetyl-N"-metyl-dipropylentriamin, 4-(dimetylamino)-1,2,2,6,6-pentametylpiperidin, 1,5,9-trimetyl-1,5,9-triazacyklododekan, 1,4,8,11 - tetrametyl-1,4,8,11-tetraazacyklotetradekan, N,N'-difurfuryletylendiamin, 1,2-Bis(2-aminoetyl)tioetan, Bis(2-aminoetyl)disulfid, Bis(2-dimetylaminoetyl)sulfid, 1-acetyl-2-dietylamino-etan, 1 -amino-2-benzylaminoetan, 1 -acetyl-3-dimetylaminopropan, 1-dimetyl-amino-3,3-difenylpropan, N,N-dimetylbenzylamin, 2-(dimetylaminome-tyl)tiofen, N,N,5-trimetylfurfurylamin, N,N-Bis(tetrahydro-2-furanyl-metyl amin, 2-(etylsulfanyl)etanamin, tiomorfolin, 2-[(2-aminoetyl)sulfanyl] etanol, 3-tiomorfoli-nylmetanol, 2-(butylamino)etantiol, Bis(2-dietylaminoetyl)eter, 1-dimetylamino-2- etylmetylaminoetoksyetan, 1,2,3-triaminopropan og N~1~-(2-aminopropyl)-1,2-propandiamin.
De solvatiserende forbindelsene kan være alle forbindelsene som løser opp i tilstrekkelig mengde de reaktive forbindelsene som er blandbare med de reaktive forbindelsene beskrevet over og fører til dannelsen av to faser, væske-væske eller væske-fast stoff for eksempel, når de blir assosiert med minst én av de reaktive forbindelsene som har reagert med én eller flere syreforbindelser for eksempel H2S, CO2eller SO2, eller merkaptaner, COS eller CS2.
De solvatiserende forbindelsene kan foretrukket være vann, glykoler, polyetylenglykoler, polypropylenglykoler, etylenglykol-propylenglykol kopolymerer, glykoletere, alkoholer, ureaer, laktamer, N-alkylerte pyrrolidoner, N-alkylerte piperidoner, cyklotetrametylensulfoner, N-alkylformamider, N-alkylacetamider, eterketoner eller alkylfosfater og derivater derav. Som ikke begrensende vann, kan de være vann, tetraetylenglykol dimetyleter, sulfolan, N-metylpyrrolidon, propylenkar-bonat, dimetylpropylenurea, N-metylkaprolaktam, dimetylformamid, dimetylacet-amid, formamid, acetamid, 2-metoksy-2-metyl-3-butanon, 2-metoksy-2-metyl-4-pentanon, eller tributylfosfat.
De reaktive forbindelsene kan representere 10 til 100 vekt-% av løsemidlet, foretrukket 25 til 90 vekt-%, og ideelt 40 til 80 vekt-%.
Absorbentløsningen kan muligens inneholde én eller flere aktivatorer for å favoriserer absorpsjon av forbindelsene som skal behandles. Den kan for eksempel, være aminer, aminosyrer, aminosyre alkalisalter, alkalimetallfosfater, karbonater eller borater.
Aktivatorene som omfatter en aminfunksjon kan foretrukket ha strukturen som følger:
X representerer en aminfunksjon (N-R<6>) eller et oksygenatom (O) eller et svovelatom (S) eller en disulfid (S-S) eller en karbonylfunksjon (C=0) eller en kar-boksylfunksjon (0=C-0) eller en amidfunksjon (0=C-N-R<6>) eller en fenyl.
n og m er heltall, n kan ha enhver verdi fra 0 til 8, foretrukket fra 0 til 6, og m enhver verdi fra 1 til 7, foretrukket fra 1 til 5.
R<5>representerer enten et hydrogenatom eller en hydrokarbonkjede, forgrenet eller ikke, mettet eller ikke, som omfatter 1 til 10 karbonatomer, foretrukket 1 til 8 karbonatomer.
R<1>,R<2>,R<3>, R4 og R6 representerer enten et hydrogenatom eller en hydrokarbonkjede, forgrenet eller ikke, mettet eller ikke, som omfatter 1 til 10 karbonatomer, foretrukket 1 til 8 karbonatomer, eller de har den følgende struktur:
n og p er heltall, n kan ha enhver verdi fra 0 til 8, foretrukket fra 0 til 6, og p enhver verdi fra 0 til 7, foretrukket fra 0 til 5. R<3>og R<4>har den samme definisjon som over, de kan være identiske eller av en forskjellig natur.
R1,R<2>,R<3>, R<4>, R<5>og R<6>er definert for å muligens danne cykler eller hetero-cykler, mettede eller ikke, aromatiske eller ikke, ved å assosiere dem to og to.
R<1>, R<2>, og R<6>er definert på en slik måte at minst én av dem representerer et hydrogenatom.
Aktivatorkonsentrasjonen spenner mellom 0 og 30 vekt-%, foretrukket mellom 0 og 15 vekt-% av absorbentløsningen.
Aktivatorene kan for eksempel velges fra den følgende listen: monoetanolamin, dietanolamin, 2-(2-aminoetoksy)etanol (diglykolamin), N-metyletanolamin, N-etyletanolamin, N-propyletanolamin, N-butyletanolamin, N-(2-aminoetyl)etanol-amin, diisopropanolamin, 3-amino-1-propanol, morfolin, N,N-dimetyl-1,3-propandiamin, N,N,N',N'-tetrametyl-iminobispropylamin, N-(3-aminopropyl)morfolin, 3-metoksypropylamin, 3-etoksypropylamin, N-(2-aminoetyl)piperazin, N-(3-amino-propyl)piperazin, N,N,N',N'-tetraetyliminobisetylamin, 1-fenylpiperazin, 1-formyl-piperazin, etyl 1-piperazinkarboksylat, N,N'-di-tert-butyletylendiamin, 4-etyl-2-me-tyl-2-(3-metylbutyl)oksazolidin, tetraetylenpentamin, trietylentetramin, N,N-dietyl-dietylentriamin, N~1 ~-isopropyldietylentriamin, N,N-dimetyl-dipropylentriamin, dipropylentriamin, dietylentriamin, N-(2-aminoetyl)-1,3-propandiamin, 2,2'-(etylen-dioksy)dietylamin, N-(2-aminoetyl)morfolin, 4-amino-2,2,6,6-tetrametylpiperidin, N-(2-aminoetyl)piperidin, N-(3-aminopropyl)piperidin, 1,2-diaminocykloheksan, N- cykloheksyl-1,3-propandiamin, 2-piperidinoetylamin, 2-(2-aminoetyl)-1 -metylpyrro-lidin, etylendiamin, N,N-dietyletylendiamin, N-fenyletylendiamin, 4,9-dioksa-1,12-dodekandiamin, 4,7,10-trioksa-1,13-tridekandiamin, furfurylamin, N,N'-difurfuryl-etylendiamin, 1,2-Bis(2-aminoetyl)tioetan, Bis(2-aminoetyl)disulfid, Bis(aminoetyl)-sulfid, 1-amino-2-benzylaminoetan, 2-(aminometyl)tiofen, N,N-Bis(tetrahydro-2-furanylmetyl)amin, 2-(etylsulfanyl)etanamin, tiomorfolin, 2-[(2-aminoetyl)sulfanyl]-etanol, 2-(butylamino)etantiol, 1,2,3-triaminopropan, 1,3-diaminopropan, 1,4-di-aminobutan, 1,5-diaminopentan, heksametylendiamin, 1,2-propandiamin, 2-metyl-1,2-propandiamin, 2-metylpiperazin, N~2~,N~2~-dimetyl-1,2-propandiamin, N~1 ~N~1 ~-dimetyl-1,2-propandiamin, 2,6-dimetylpiperazin, 1 -etyl-3-piperidin-amin, N~1~-(2-aminopropyl)-1,2-propandiamin, dekahydrokinoksalin, 2,3,5,6-tetra-metylpiperazin, N,N-dimetyl(2-piperidinyl)metanamin, 1 -(2-piperidinylmetyl)piperi-din, 2,2-dimetyl-1,3-propandiamin, N~1~,N~3~2-trimetyl-1,3-propandiamin, 2-(aminometyl)-2-metyl-1,3-propandiamin, N~1~,N~1~,2,2-tetrametyl-1,3-propandiamin, 1-metoksy-2-propanamin, tetrahydro-2-furanyl-metylamin, 2,6-dimetylmorfo-lin, N-metyl(tetrahydro-2-furanyl)metanamin.
Absorbentløsningen kan også omfatte ett eller flere salter for å redusere partialtrykket av syregass ved hvilket en andre fase dannes ved reaksjon av syregassene med de(n) reaktive forbindelse(r). Disse saltene kan være, ved ikke begrensende eksempel, alkali, jord-alkali, metall eller aminsalter. Det assosierte ani-onet kan være, ved ikke begrensende eksempel, et halogen, et fosfat, et sulfat, et nitrat, et nitritt, etfosfitt, eller den konjugerte base av en karboksylsyre. Aminet(ene) anvendt for disse saltene kan være én eller flere av aminene til stede i absorbentløsningen som reaktive forbindelser med syreforbindelsene, eller som aktivator, og som er delvis nøytralisert med én eller flere sterkere syrer enn syrene til stede i den behandlede gassformige effluenten. De anvendte syrene kan være, ved ikke begrensende eksempel, fosforsyre, fosforsyrling, salpetersyrling, oksal-syre, eddiksyre, maursyre, propansyre, butansyre, salpetersyre, svovelsyre eller saltsyre. Andre amintyper som blir fullstendig nøytralisert av slike syrer kan også tilsettes til absorbentløsningen. Disse saltene kan også resultere fra den delvise nedbrytning av absorbentløsningen, for eksempel etter reaksjon av de reaktive forbindelsene med en forurensende forbindelse i den behandlede gassen. Saltene kan også oppnås ved introduksjon av soda eller pottaske for å nøytralisere syrer dannet i anlegget som implementerer metoden. Videre kan tilsetningen av salter muligens unngås i tilfeller hvor aktivatorene, de reaktive forbindelsene eller ethvert annet additiv er salter av natur. Saltkonsentrasjonen kan justeres ifølge partialtrykket og naturen av syreforbindelsen(e) til stede i gasstilførselen som skal behandles, og implementeringsbetingelsene.
Absorbentløsningen kan også inneholde antikorrosjons og/eller antiskum-mende additiver. Deres natur og konsentrasjon velges avhengig av naturen av det anvendte absorpsjonsløsemidlet, av råmaterialet som skal behandles og av implementeringsbetingelsene. Deres konsentrasjon i absorbentløsningen spenner typisk mellom 0,01 og 5 vekt-%. Disse midlene kan være vanadiumoksider (for eksempel V2O3) eller kromater (for eksempel foCteCv).
Sammensetningen av absorbentløsningen blir spesielt bestemt avhengig av naturen av den gassformige effluenten som skal behandles og implementeringsbetingelsene for avsyringsmetoden.
For anvendelse av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen for karbonfjerningen for forbrenningsrøkgasser, karbonfjerningen for naturgass, Claus restgass behandling eller naturgass og raffinerigass avsvovling, blir det foretrukket anvendt en absorbentløsning som omfatter ett av de følgende par av reaktiv forbindelse/- solvatiserende forbindelse: N,N,N',N',N"-pentametyldietylentriamin/vann eller N,N,N',N',N"-pentametyldipropylentriamin/vann eller N,N-bis(2,2-dietoksyetyl)-metylamin/vann eller N,N-dimetyldipropylentriamin/tetraetylenglykoldimetyleter eller N,N-dimetyldipropylentriamin/vann.
Absorbentløsningen med en gang den er beladet med syreforbindelser omfatter to faser og tilføres gjennom ledning 3 til separasjonssone ZS. De to fasene blir separert i sone ZS. Separasjon kan utføres ved dekantering, dvs. ved fasetetthetsforskjeller under virkningen av gravitasjon. Oppholdstiden i sone ZS kan justeres ifølge sedimentasjonshastigheten av de to fasene. Fasesepara-sjonsteknikker som anvender sentrifugering eller filtrering kan også anvendes.
Separasjon tillater å oppnå en første fraksjon som er rik på molekyler som ikke har reagert med syreforbindelsene. Denne første absorbentløsningsfraksjo-nen er utarmet på syreforbindelser i forbindelse med absorbentløsningen som strømmer gjennom ledning 3. På den andre siden, tillater separasjon å oppnå en andre fraksjon som er rik på molekyler som har reagert med syreforbindelsene. Denne andre absorbentløsningsfraksjonen er anriket på syreforbindelser i forbindelse med absorbentløsningen som strømmer gjennom ledning 3.
Den første fraksjonen blir sluppet ut fra sone ZS gjennom ledning 5, deretter tilført til absorpsjonssone ZA.
Den andre fraksjonen blir sluppet ut fra sone ZS gjennom ledning 4 og tilført til regenereringssone ZR. I sone ZR, blir syreforbindelsene separert fra absorbent-løsningen.
Sone ZR kan anvende regenerering ved ekspansjon og/eller termisk regenerering, dvs. ved temperaturstigning. Regenereringsteknikkene er spesielt beskrevet under i forbindelse med Figur 4.
Syreforbindelsene blir sluppet ut fra sone ZR gjennom ledning 7. Den regenererte absorbentløsningsfraksjonen, dvs. utarmet på syreforbindelser, blir sluppet ut gjennom ledning 6 og tilført til sone ZA.
Absorbentløsningen som sirkulerer i ledning 6 og den første fraksjonen som sirkulerer i ledning 5 kan blandes, deretter tilføres gjennom ledning 9 til absorpsjonssone ZA. Alternativt kan de to strømmene som sirkulerer i ledningene 5 og 6 også introduseres separat ved to forskjellige punkter i sone ZA.
Videre kan oppfyllingsabsorbentløsning strømme inn gjennom ledning 8 og tilføres til sone ZA gjennom ledning 9. Denne oppfyllingsløsningen tillater spesielt at andelen av absorbentløsning som muligens tapes i sone ZR erstattes.
Absorpsjonssone ZA og separasjonssone ZS kan grupperes sammen i en enkelt ramme E vist i Figur 2. Referansenumrene i Figur 2 som er identisk med de i Figur 1 betegner de samme elementene.
Ramme E omfatter en absorpsjonssone ZA i dens øvre del og en separasjonssone ZS i dens lavere del eller, med andre ord, et dekanteringskammer ZS posisjonert ved bunnen av ramme E. Implementering av dekanteringskammeret tillater å gruppere sone ZA og sone ZS sammen i en enkelt ramme så langt som dekanteringsfenomenet er raskt nok i forbindelse med fluidstrømningshastighe-tene, dvs. strømningshastigheten av den gassformige effluenten og av absorbent-løsningen som entrer sone ZA. Den gassformige effluenten blir tilført til ramme E gjennom ledning 1 for å komme i kontakt i sone ZA med absorbentløsningen som strømmer gjennom ledningene 9 og 15. Den gassformige effluenten som er utarmet på syreforbindelser blir sluppet ut ved toppen av ramme E gjennom ledning 2. Absorbentløsningen som er beladet med syreforbindelsene strømmer fra sone ZA til dekanteringskammer ZS ved gravitasjon. I dekanteringskammer ZS, blir en første fraksjon som er rik på forbindelser som ikke har reagert med syreforbindelsene separert fra en andre fraksjon som er rik på forbindelser som har reagert med syreforbindelsene.
I Figur 2, sedimenterer fasen som er beladet med syreforbindelser ved bunnen av kammeret. Det kan være tilfeller hvor det er fasen som er utarmet på syreforbindelser som sedimenterer ved bunnen av kammeret. Beskrivelsene i forbindelse med figurene 3, 4 og 5 vurderer at fasen beladet med syreforbindelser sedimenterer ved bunnen avfaseseparasjonsanordningen.
Ledning 15 tillater å slippe ut fra sone ZS en første fraksjon som er fattig på syreforbindelser, og deretter introdusere denne første fraksjonen til sone ZA i ramme E.
En andre fraksjon som er rik på syreforbindelser blir sluppet ut fra ramme E gjennom ledning 4.
Absorpsjonssone ZA og separasjonssone ZS kan arrangeres ifølge planen vist i Figur 3. Referansenumrene i Figur 3 som er identiske med de i Figur 1 betegner de samme elementene.
I Figur 3, blir den gassformige effluenten som strømmer gjennom ledning 1 kontaktet i blander ZA1 med absorbentløsningen som strømmer gjennom ledning 9. Ifølge Figur 3, sirkulerer gassen som skal behandles og absorbentløsningen i en motstrøms strømning. Blandingen av fluider sluppet ut fra ZA1 blir tilført gjennom ledning 31 til en separator B2, for eksempel, en separasjonstrommel. Den gassformige effluenten som er utarmet på syreforbindelser slippes ut ved toppen av trommel B2 gjennom ledning 32. Den flytende absorbentløsningen sedimenterer ved bunnen av trommel B2. En fraksjon av absorbentløsningen som er rik på molekyler som ikke har reagert med syreforbindelsene blir sluppet ut gjennom ledning 33. En fraksjon av absorbentløsningen som er rik på molekyler som har reagert med syreforbindelsene blir sluppet ut fra trommel B2 gjennom ledning 34.
Den gassformige effluenten som er utarmet på syreforbindelser som sirkulerer i ledning 32 blir kontaktet i blander ZA2 med absorbentløsningen som strøm-mer gjennom ledning 35 (denne absorbentløsningen som strømmer gjennom ledning 35 kan være en fraksjon av absorbentløsningen som strømmer gjennom ledning 9). Blandingen av fluider sluppet ut fra ZA2 blir tilført gjennom ledning 36 til separerende trommel B3. Den gassformige effluenten som er utarmet på syreforbindelser blir sluppet ut ved toppen av trommel B3 gjennom ledning 2. Den flytende absorbentløsningen sedimenterer ved bunnen av trommel B3. En fraksjon av absorbentløsningen som er rik på molekyler som ikke har reagert med syreforbindelsene blir sluppet ut gjennom ledning 37. En fraksjon av absorbentløsningen som er rik på molekyler som har reagert med syreforbindelsene blir sluppet ut gjennom ledning 38.
Absorbentløsningsstrømmene som sirkulerer i ledningene 33 og 37 kan samles, og deretter sendes gjennom ledning 5 til sone ZA1 og/eller ZA2.
Strømmene av absorbentløsning beladet med syreforbindelser som sirkulerer i ledningene 34 og 38 kan samles, og deretter sendes gjennom ledning 4 til en regenereringssone.
Blanderne ZA1 og ZA2 kan være anordninger av typen statiske eller dyna-miske blandere eller rørt reaktor. Det er også mulig å anvende blander-tungstoffutskiller anordninger som kombinerer blander ZA1, henholdsvis ZA2, og tungstoffutskiller B1, henholdsvis B2.
Ifølge fremgangsmåten vist i Figur 3, blir gassen som skal behandles suk-sessivt tilført til to blander-tungstoffutskiller anordninger. Uten å avvike fra oppfinnelsens omfang, kan gassen tilføres til mer enn to blander-tungstoffutskiller anordninger.
Diagrammet i Figur 4 viser i detalj regenereringssone ZR. Referansetallene
i Figur 4 som er identisk med de i Figur 1 betegner de samme elementene.
Den andre absorbentløsningsfraksjonen som strømmer gjennom ledning 4 er rik på molekyler som har reagert med syreforbindelsene. Denne andre fraksjonen må regenereres dvs. frigjøres for syreforbindelsene som den har absorbert.
Regenerering kan utføres ved ekspansjon og/eller temperaturstigning. Diagrammet i Figur 4 viser regenerering ved ekspansjon og ved temperaturstigning.
Den andre fraksjonen som strømmer gjennom ledning 4 blir ekspandert gjennom ekspansjonsanordning V1. Ekspansjonsanordningen kan omfatte en ventil, en turbin eller en kombinasjon av en ventil og en turbin. Ekspansjon tillater at den andre fraksjonen blir delvis regenerert. Faktisk, tillater trykkfallet å frigi i gassformig form, en del av syreforbindelsene inneholdt i den andre fraksjonen, så vel som de gassformige spesiene av råmaterialet sam-absorbert i kontaktende sone ZA. Disse sam-absorberte spesiene er hovedsakelig hydrokarboner i tilfellet av behandling av en naturgass.
Effluenten oppnådd etter ekspansjon i V1 omfatter tre faser: en gassfase som omfatter syreforbindelser frigitt ved ekspansjon, en væskefase av regenerert absorbentløsning utarmet på syreforbindelser og en flytende eller fast fase som forblir beladet med syreforbindelser. Disse tre fasene blir separert i separasjonsanordning B1, foreksempel, en trommel. Syreforbindelsene frigitt ved ekspansjon blir sluppet ut gjennom ledning 21. Når en tar hensyn til proporsjonene av de sam-absorberte spesiene og av syregassene i den gassformige effluenten som resulterer fra ekspansjon, kan den sistnevnte for eksempel behandles på nytt for å fjerne syregassene for umiddelbar anvendelse, enten ved å bli blandet med råmaterialet som strømmer gjennom ledning 1, eller ved å blandes på nytt med syregassene som kommer fra regenereringstrinnet gjennom ledning 7. Delen av absorbentløs-ningen som har blitt regenerert blir sluppet ut gjennom ledning 22. Delen av ab-sorbentløsningen som er beladet med syreforbindelser blir sluppet ut gjennom ledning 23 og tilført til destillasjonskolonne CD.
Termisk regenerering i kolonne CD blir utført ifølge konvensjonelle teknikker: tilfeldig eller stablet pakning destillasjonskolonne, platekolonne,... Implementeringsbetingelsene av destillasjonen utført i kolonne CD blir justert ifølge de fysisk-kjemiske egenskapene av løsningen som skal regenereres. Løsningstempe-raturøkningen tillater å frigi syreforbindelsene i gassformig form. Bunnen av kolonne CD er utstyrt med en fraksjonenngskoker R. Den gassformige fraksjonen sluppet ut ved toppen av kolonne CD gjennom ledning 24 blir delvis kondensert i varmeveksler E1, deretter tilført til trommel B. Kondensatene samlet ved bunnen av trommel B blir introdusert ved toppen av kolonne CD som tilbakeløp. Effluenten som er rik på syreforbindelser blir sluppet ut fra trommel B gjennom ledning 25. Den regenererte løsningen, dvs. løsningen fra regenereringstrinnet blir sluppet ut ved bunnen av kolonne CD gjennom ledning 26.
Strømmene av regenerert absorbentløsning som sirkulerer i ledningene 22 og 26 kan blandes, deretter sendes gjennom ledning 6 til sone ZA. Alternativt, kan disse to regenererte absorbentløsningstrømmene sendes separat til sone ZA.
Uten å avvike fra oppfinnelsens omfang, kan to til tre regenereringsnivåer ved ekspansjon være posisjonert før det termiske regenereringstrinnet.
I tilfellet av en gassformig effluent som ikke krever intensiv avsyring, kan regenerering bestå av en serie av ekspansjoner som vist i Figur 5. Referansenumrene i Figur 5 som er identiske med de i Figur 1 betegner de samme elementene.
I Figur 5 strømmer den gassformige effluenten som skal avsyres gjennom ledning 1 og den blir tilført til absorpsjonskolonne ZA for å kontaktes med absor-bentløsningene som strømmer gjennom ledningene 41, 51, 52 og 53. Den gassformige effluenten som er utarmet på syreforbindelser blir sluppet ut fra sone ZA gjennom ledning 2. Absorbentløsningen som er beladet med syreforbindelser blir sluppet ut fra sone ZA gjennom ledning 3, deretter tilført til sone ZS.
Absorbentløsningen som er beladet med syreforbindelser blir separert til to fraksjoner i sone ZS: En absorbentløsningsfraksjon som er fattig på syreforbindelser og en absorbentløsningsfraksjon som er rik på syreforbindelser.
Absorbentløsningsfraksjonen som er fattig på syreforbindelser blir resirkulert ved å bli tilført til absorpsjonskolonne ZA gjennom ledning 41.
Absorbentløsningsfraksjonen som er rik på syreforbindelser blir sluppet ut gjennom ledning 42, ekspandert gjennom ekspansjonsanordning V2 (ventil, turbin eller kombinasjon av en ventil og en turbin) for å frigi en del av syreforbindelsene. Effluenten som kommer fra ekspansjonsanordning V2 blir separert i separasjonsanordning B4, for eksempel en trommel. En rik gass som omfatter syreforbindelsene, og muligens samabsorberte forbindelser, frigitt etter ekspansjon blir sluppet utfra trommel B4 gjennom ledning 43. Ifølge proporsjonene av syreforbindelser og av samabsorberte forbindelser, kan gassen frigitt gjennom ledning 43 behandles med de forskjellige syreeffluentene, eller komprimeres og sendes tilbake med råmaterialet som strømmer gjennom ledning 1 til absorpsjonssone ZA. En fraksjon av absorbentløsningen som er utarmet på syreforbindelser blir sluppet ut fra trommel B4 gjennom ledning 45. En fraksjon av absorbentløsningen som er rik på syreforbindelser blir sluppet ut fra trommel B4 gjennom ledning 44.
Absorbentløsningsfraksjonen som er rik på syreforbindelser sluppet ut gjennom ledning 44 blir ekspandert gjennom ekspansjonsanordning V3 for å frigi en del av syreforbindelsene. Effluenten som kommer fra ekspansjonsanordning V3 blir separert i separasjonsanordning B5, for eksempel en trommel. En rik gass som omfatter syreforbindelsene frigitt etter ekspansjon blir sluppet ut fra trommel B5 gjennom ledning 47. En fraksjon av absorbentløsningen utarmet på syreforbindelser blir sluppet ut fra trommel B5 gjennom ledning 48. En fraksjon av absor-bentløsningen som er rik på syreforbindelser blir sluppet ut fra trommel B5 gjennom ledning 46.
Absorbentløsningsfraksjonen som er beladet med syreforbindelser sluppet ut gjennom ledning 46 blir ekspandert gjennom ekspansjonsanordning V4 for å frigi en del av syreforbindelsene. Effluenten som kommer fra ekspansjonsanordningen blir separert i separasjonsanordning B6, for eksempel en trommel. En rik gass som omfatter syreforbindelsene frigitt etter ekspansjon blir sluppet ut fra trommel B6 gjennom ledning 49. Absorbentløsningen som er utarmet på syreforbindelser blir sluppet ut fra trommel B6 gjennom ledning 50.
Absorbentløsningsstrømmene som sirkulerer i ledningene 45, 48 og 50 blir henholdsvis pumpet ved pumpene P1, P2 og P3, deretter tilført til sone ZA gjennom ledningene 51, 52 og 53.
I figur 5, bærer ledningene 41, 51, 52 og 53 absorbentløsningsfraksjonene til forskjellige nivåer i absorpsjonskolonne ZA. Alternativt, kan ledningene 41, 51, 52 og 53 samles i en enkelt ledning som bærer absorbentløsningsfraksjonene til et enkelt nivå av absorpsjonskolonne ZA.
De numeriske eksemplene heretter tillater at fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen blir illustrert.
Eksempel 1
Et løsemiddel som inneholder 80 vekt-% N,N,N'N',N"-pentametyl-dipropylentriamin og 20 vekt-% vann blir kontaktet ved 40°C og ved atmosfærisk trykk i en gass-væske kontakter med en gassformig N2-CO2blanding som inneholder 30 volum-% CO2. Absorpsjon av karbondioksiden i løsemidlet fører til "avblanding" av løsemidlet til to væskefaser. Den absorberte CO2blir konsentrert i den tunge fasen med 70% av vannet innledende til stede i løsemidlet. Denne fasen representerer 28% av totalvekten av løsemidlet.
Tilsetning av fosforsyre (2 mol-% av aminet) tillater å oppnå "avblanding" med en gassformig N2-CO2blanding som inneholder 10 volum-% CO2.
Regenerering ved stripping med nitrogen eller termisk regenerering ved destillering av alt eller en del av to-fase løsemidlet, spesielt fasen som er rik på absorbert CO2, tillater løsemidlet å gjenvinne dets absorpsjonskapasitet mot CO2.
Eksempel 2
Forskjellige H2S injeksjoner blir utført på 160,5 g av et vann-N,N,N',N',N"-pentametyldietylentriamin løsemiddel med sammensetning 25-75 vekt-%, ved en temperatur på 40°C i en lukket reaktor. Når H2S partialtrykket i reaktoren oversti-ger 0,3 bar, blir separering av to væskefaser observert. Spyling med nitrogen tillater å strippe hydrogensulfiden absorbert ved løsemidlet som blir et enkelt-fase løsemiddel igjen og gjenvinner dets absorpsjonskapasiteter.
Eksempel 3
Vurder tilfellet av en etter-forbrenningsrøkgass som inneholder 13 volum-% CO2. Karbonfjerning for denne effluenten for å fange 90% av karbondioksiden blir oftest utført ved hjelp av en metode som anvender en vandig MEA løsning.
Røkgassen blir behandlet ved 40°C med et løsemiddel som inneholder 30 vekt-% MEA i vandig løsning. Alkanolaminet er delvis mettet med karbondioksid 18% av MEA-en blir ikke regenerert under regenereringstrinnet anvendt til det to-tale løsemiddel anvendt i metoden. Energikostnaden i forbindelse med tonnet CO2produsert er grunnleggende forbundet med regenereringskostnaden av løsemidlet som inneholder opp til 0,50 mol CO2per mol amin når det tilføres til regenereringstrinnet. Regenereringskostnaden er estimert ved 4,3 GJ/tonn CO2, fordelt mellom den følbare varmen av løsemidlet, 10%, og spesielt mellom fordampnings-varmen og reaksjonsvarmen mellom CO2og monoetanolaminet, 45% hver.
I tilfeller hvor, ifølge oppfinnelsen, et tertiært amin, slik som N,N,N',N',N"-pentametyldipropylentriamin, 75 vekt-% i vandig løsning anvendes, er en høyere løsemiddelstrømningshastighet nødvendig for å oppnå en 90% fjerning av CCh-en som innledende er til stede i røkgassen. Den tertiære naturen av aminfunksjonen av molekylet tillater imidlertid å redusere delen av energikostnaden som er forbundet med reaksjonsvarmen mellom CO2og aminet. Videre, når en tar hensyn til at bare en del av løsemidlet blir termisk regenerert etter "avblanding" av absorbent-løsningsfraksjonen som er rik på karbondioksid-mettede spesier, blir delen av regenereringskostnaden som er forbundet med den følbare varmen av løsemidlet ikke påvirket av løsemiddelstrømningshastighetsøkningen som er krevet for karbonfjerning. Regenereringskostnaden blir dermed redusert til 2,7 GJ/tonn CO2.

Claims (11)

1. Fremgangsmåte for avsyring av en gassformig effluent som omfatter minst én syreforbindelse fra gruppen som består av hydrogensulfid (H2S), merkaptaner, karbondioksid (CO2), svoveldioksid (SO2), karbonoksysulfid (COS), og karbondisulfid (CS2), hvori de følgende trinn utføres: a) kontakte den gassformige effluenten (1) med en absorbentløsning (9) for å oppnå en gassformig effluent utarmet på syreforbindelser (2) og en absorbentløsning beladet med syreforbindelser (3), absorbentløsningen velges for dens evne til å danne to separerbare faser når den absorberer en mengde av syreforbindelser, b) separere absorbentløsningen beladet med syreforbindelser (3) til to fraksjoner: en første absorbentløsningsfraksjon utarmet på syreforbindelser (5, 15, 33, 37, 41) og en andre absorbentløsningsfraksjon anriket med syreforbindelser (4, 34, 38, 42), c) regenerere den andre fraksjonen (4) for å frigi en del av syreforbindelsene (7), d) resirkulere den første absorbentløsningsfraksjonen oppnådd i trinn b) og den regenererte absorbentløsningen oppnådd i trinn c) som absorbentløs-ningen til trinn a).
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori absorbentløsningen omfatter en forbindelse som reagerer med minst én av nevnte syreforbindelser, den reaktive forbindelsen velges fra gruppen som består av aminer, alkanolaminer, aminosyrer, aminosyre alkalisalter, amider, ureaer, alkalimetallfosfater, karbonater og borater.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, hvori absorbentløsningen omfatter en solvatiserende forbindelse valgt fra gruppen bestående av vann, glykoler, polyetylenglykoler, polypropylenglykoler, etylenglykol-propylenglykol kopolymerer, glykoletere, alkoholer, ureaer, laktamer, N-alkylerte pyrrolidoner, N-alkylerte piperidoner, cyklotetrametylensulfoner, N-alkylformamider, N-alkylacetamider, eterketoner, alkylfosfater og derivater derav.
4. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 2 og 3, hvori absorbentløsningen omfatter et salt valgt fra gruppen bestående av alkalisalter, jordalkalisalter, metallsalter og aminsalter.
5. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, hvori i trinn b) én av de følgende separasjonsteknikker anvendes: dekantering, sentrifugering, filtrering.
6. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, hvori i trinn c), den andre absorbentløsningsfraksjonen destilleres for å fremstille en regenerert absorbentløsning utarmet på syreforbindelser ved å frigi syreforbindelser i gassform.
7. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 1 til 5, hvori i trinn c) den andre fraksjonen (4, 42) ekspanderes for å fremstille en væske (22, 42) ved å frigi syreforbindelser i gassformig form (21, 41), deretter blir de frigitte syreforbindelsene sluppet ut og væsken (22, 42) blir separert til en første regenerert absorbentløsningsdel som er utarmet på syreforbindelser (22, 45) og en tredje absorbentløsningsfraksjon (23, 44).
8. Fremgangsmåte ifølge krav 7, hvori den tredje absorbentløsningsfraksjonen (44) ekspanderes for å fremstille en andre regenerert absorbentløsningsdel som er utarmet på syreforbindelser (48) og syreforbindelser (26) frigitt i gassformig form ved ekspansjon.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 7, hvori den tredje absorbentløsningsfraksjonen (23) blir destillert for å fremstille en andre regenerert absorbentløsningsdel som er utarmet på syreforbindelser ved å frigi syreforbindelser i gassformig form.
10. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, hvori den gassformige effluenten velges fra gruppen bestående av naturgass, syn tesegass, forbrenningsrøkgasser, raffinerigass, Claus restgass, biomasse fermenteringsgass.
11. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 1 til 10, anvendt for absorpsjonen av karbondioksid til stede i forbrenningsrøkgasser eller naturgass, for behandlingen av Claus restgass eller avsvovlingen av naturgass og av raffinerigass, hvori en absorbentløsning som omfatter ett av de følgende par av reaktiv forbindelse/- solvatiserende forbindelse anvendes: N,N,N',N',N"-pentametyldietylentriamin/- vann, N,N,N',N',N"-pentametyldipropylentriamin/vann, N,N-bis(2,2-dietoksyetyl)-metylamin/vann, N,N-dimetyldipropylentriamin/tetraetylenglykol dimetyleter og N, N-dimetyldipropylentriamin/vann.
NO20055258A 2004-11-12 2005-11-09 Fremgangsmåte for avsyring av gass med en fraksjonert absorbentløsning for gjenvinning NO340012B1 (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR0412107A FR2877858B1 (fr) 2004-11-12 2004-11-12 Procede de desacidification d'un gaz avec une solution absorbante a regeneration fractionnee

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO20055258D0 NO20055258D0 (no) 2005-11-09
NO20055258L NO20055258L (no) 2006-05-15
NO340012B1 true NO340012B1 (no) 2017-02-27

Family

ID=34951953

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20055258A NO340012B1 (no) 2004-11-12 2005-11-09 Fremgangsmåte for avsyring av gass med en fraksjonert absorbentløsning for gjenvinning

Country Status (8)

Country Link
US (1) US7419646B2 (no)
EP (1) EP1656983B1 (no)
JP (1) JP4913390B2 (no)
DK (1) DK1656983T3 (no)
ES (1) ES2977453T3 (no)
FR (1) FR2877858B1 (no)
NO (1) NO340012B1 (no)
PL (1) PL1656983T3 (no)

Families Citing this family (111)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2007021532A1 (en) * 2005-08-09 2007-02-22 Exxonmobil Research And Engineering Company Polyalkyleneimines and polyalkyleneacrylamide salt for acid gas scrubbing process
FR2895273B1 (fr) * 2005-12-22 2008-08-08 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un gaz avec une solution absorbante a regeneration fractionnee avec controle de la teneur en eau de la solution
FR2896244B1 (fr) * 2006-01-18 2013-04-12 Total Sa Procede de purification de melanges gazeux contenant des mercaptans et autres gaz acides
FR2898284B1 (fr) * 2006-03-10 2009-06-05 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un gaz par solution absorbante avec regeneration fractionnee par chauffage.
US7846407B2 (en) * 2006-04-07 2010-12-07 Liang Hu Self-concentrating absorbent for acid gas separation
US7718151B1 (en) * 2006-04-07 2010-05-18 Liang Hu Methods and systems for deacidizing gaseous mixtures
FR2900843B1 (fr) * 2006-05-10 2008-07-04 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un gaz par multiamines partiellement neutralisees
FR2900842B1 (fr) * 2006-05-10 2009-01-23 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un effluent gazeux avec extraction des produits a regenerer
JP5230080B2 (ja) * 2006-06-06 2013-07-10 三菱重工業株式会社 吸収液、ｃｏ２の除去装置及び方法
DE102006036228A1 (de) * 2006-08-03 2008-02-07 Universität Dortmund Verfahren zum Abtrennen von CO2 aus Gasgemischen
CN101143297B (zh) * 2006-09-15 2010-08-18 中国石油化工股份有限公司 污水储罐排放气的净化处理方法
KR100768383B1 (ko) * 2006-11-29 2007-10-18 한국전력공사 이산화탄소 분리용 혼합 흡수제
US7601315B2 (en) * 2006-12-28 2009-10-13 Cansolv Technologies Inc. Process for the recovery of carbon dioxide from a gas stream
FR2913609B1 (fr) * 2007-03-14 2009-05-01 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un faz avec fractionnement par diffusion thermique de la solution absorbante chargee en composes acides.
FR2914199B1 (fr) * 2007-03-30 2009-05-22 Inst Francais Du Petrole Procede d'elimination des mercaptans
CN101053746B (zh) * 2007-06-06 2010-06-09 北京大学 乙二醇脱除烟道气中sox的方法
FR2918577B1 (fr) * 2007-07-12 2009-10-09 Inst Francais Du Petrole Procede d'elimination de gaz contenus dans les effluents gazeux
CN101106823A (zh) * 2007-07-24 2008-01-16 华为技术有限公司 实现一号多机的呼叫处理方法及智能网业务控制设备
JP2011025100A (ja) * 2007-11-22 2011-02-10 Research Institute Of Innovative Technology For The Earth 高圧ガスから二酸化炭素を回収する方法及び水性組成物
DE102008007087A1 (de) * 2008-01-31 2009-08-06 Universität Dortmund Verfahren zum Abtrennen von CO2 aus Gasgemischen mit einer extraktiven Regenerationsstufe
EP2087930A1 (de) 2008-02-05 2009-08-12 Evonik Degussa GmbH Verfahren zur Absorption eines flüchtigen Stoffes in einem flüssigen Absorptionsmittel
EP2088389B1 (de) * 2008-02-05 2017-05-10 Evonik Degussa GmbH Absorptionskältemaschine
WO2009156273A1 (de) * 2008-06-23 2009-12-30 Basf Se Absorptionsmittel und verfahren zur entfernung von sauergasen aus fluidströmen, insbesondere aus rauchgasen
JP5575122B2 (ja) * 2008-06-23 2014-08-20 ビーエーエスエフ ソシエタス・ヨーロピア 吸収剤及び流体流、特に排ガスからの酸性ガスの除去のための方法
DE102008031552A1 (de) * 2008-07-07 2010-01-14 Uhde Gmbh Verfahren zum Entfernen von Sauergasen aus einem Gasstrom
FR2936165B1 (fr) * 2008-09-23 2011-04-08 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un gaz par solution absorbante avec controle de la demixtion
FR2938452B1 (fr) * 2008-11-20 2012-02-03 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un gaz par solution absorbante avec demixtion en cours de regeneration
US9440182B2 (en) 2008-12-24 2016-09-13 General Electric Company Liquid carbon dioxide absorbents, methods of using the same, and related systems
AU2013200759B2 (en) * 2009-02-02 2013-07-18 Evonik Degussa Gmbh CO2 absorption from gas mixtures using an aqueous solution of 4-amino- 2,2,6,6-tetramethylpiperidine
DE102009000543A1 (de) * 2009-02-02 2010-08-12 Evonik Degussa Gmbh Verfahren, Absorptionsmedien und Vorrichtung zur Absorption von CO2 aus Gasmischungen
JP4922326B2 (ja) * 2009-02-20 2012-04-25 株式会社東芝 炭酸ガス吸収剤及び炭酸ガス回収方法
FR2942729B1 (fr) 2009-03-05 2011-08-19 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un gaz par une solution absorbante, avec section de lavage a l'eau optimisee
FR2942972B1 (fr) * 2009-03-10 2012-04-06 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un gaz par solution absorbante avec vaporisation et/ou purification d'une fraction de la solution absorbante regeneree.
DE102009018444A1 (de) * 2009-04-22 2010-10-28 Uhde Gmbh Verfahren zur Entfernung von sauren Gaskomponenten aus einem Gasgemisch
US8541622B2 (en) * 2009-06-30 2013-09-24 Nalco Company Acid gas scrubbing composition
US9555364B2 (en) 2009-06-30 2017-01-31 Nalco Company Acid gas scrubbing composition
US8461335B2 (en) * 2009-06-30 2013-06-11 Nalco Company Acid gas scrubbing composition
US8524184B2 (en) * 2009-07-08 2013-09-03 Exxonmobil Research And Engineering Company Sulfur recovery plant tail gas treatment process
WO2011018479A1 (en) 2009-08-11 2011-02-17 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Absorbent composition and process for removing co2 and/or h2s from a gas comprising co2 and/or h2s
EP2283911A1 (en) 2009-08-11 2011-02-16 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removing CO2 and/or H2S from a gas comprising CO2 and/or H2S
US8647413B2 (en) * 2009-10-30 2014-02-11 General Electric Company Spray process for the recovery of CO2 from a gas stream and a related apparatus
DE102009056660B4 (de) * 2009-12-02 2014-09-25 Mt-Biomethan Gmbh Verfahren und Anlage zur chemisorptiven Abtrennung von Kohlendioxid aus Bio- oder Klärgas mittels einer aminhaltigen Waschlösung und Regeneration der beladenen Waschlösung
DE102009047564A1 (de) 2009-12-07 2011-06-09 Evonik Degussa Gmbh Arbeitsmedium für eine Absorptionskältemaschine
US20110142738A1 (en) * 2009-12-16 2011-06-16 Uop Llc Method for treating spent regeneration gas
DE102010004071A1 (de) * 2010-01-05 2011-07-07 Uhde GmbH, 44141 CO2-Entfernung aus Gasen mit niedrigen CO2-Partialdrücken mittels 2,2'-(Ethylendioxy)-bis-(ethylamin) (EDEA)
US8574406B2 (en) 2010-02-09 2013-11-05 Butamax Advanced Biofuels Llc Process to remove product alcohol from a fermentation by vaporization under vacuum
US8318114B2 (en) * 2010-04-16 2012-11-27 Nalco Company Composition for treating acid gas
US8262787B2 (en) * 2010-06-09 2012-09-11 Uop Llc Configuration of contacting zones in vapor liquid contacting apparatuses
WO2012030374A2 (en) 2010-09-02 2012-03-08 Butamax (Tm) Advanced Buofuels Llc Process to remove product alcohol from a fermentation by vaporization under vacuum
DE102011077377A1 (de) 2010-11-12 2012-05-16 Evonik Degussa Gmbh Verfahren zur Absorption von sauren Gasen aus Gasmischungen
US8765083B2 (en) * 2010-11-19 2014-07-01 Nalco Company Acid gas absorbent composition
CN102068896A (zh) * 2010-12-28 2011-05-25 江西稀有稀土金属钨业集团有限公司 自吸式烟气净化装置
CA2838660C (en) 2011-06-09 2016-11-29 Asahi Kasei Kabushiki Kaisha Carbon dioxide absorber and carbon dioxide separation/recovery method using the absorber
EP2532413A1 (de) 2011-06-10 2012-12-12 Evonik Degussa GmbH Verfahren zur Absorption von CO2 aus einer Gasmischung
EP2532414A1 (de) 2011-06-10 2012-12-12 Evonik Degussa GmbH Verfahren zur Absorption von CO2 aus einer Gasmischung
EP2532412A1 (de) 2011-06-10 2012-12-12 Evonik Degussa GmbH Absorptionsmedium und Verfahren zur Absorption eines sauren Gases aus einer Gasmischung
MX2014005746A (es) * 2011-11-14 2014-07-09 Evonik Degussa Gmbh Metodo y dispositivo para la separacion de gases acidos de una mezcla de gases.
WO2013086222A2 (en) 2011-12-09 2013-06-13 Butamax(Tm) Advanced Biofuels Llc Process to remove product alcohols from fermentation broth
CN102553396B (zh) * 2011-12-23 2014-06-04 武汉凯迪工程技术研究总院有限公司 一种高效低能耗捕集电站烟气中二氧化碳的方法及其设备
DE102012200907A1 (de) 2012-01-23 2013-07-25 Evonik Industries Ag Verfahren und Absorptionsmedium zur Absorption von CO2 aus einer Gasmischung
JP6211013B2 (ja) * 2012-03-02 2017-10-11 ビーエーエスエフ ソシエタス・ヨーロピアＢａｓｆ Ｓｅ 水蒸気を含有する流体の流れからの酸性ガスの除去
US8691171B2 (en) * 2012-03-02 2014-04-08 Basf Se Removing sulphur oxides from a fluid stream
CA2866105A1 (en) * 2012-03-02 2013-09-06 Basf Se Removing sulphur oxides from a fluid stream
DE102012207509A1 (de) 2012-05-07 2013-11-07 Evonik Degussa Gmbh Verfahren zur Absorption von CO2 aus einer Gasmischung
FR2992229B1 (fr) * 2012-06-26 2015-10-30 IFP Energies Nouvelles Solution absorbante a base de diamines tertiaires appartenant a la famille des aminoethylmorpholines encombrees et procede d'elimination de composes acides d'un effluent gazeux
KR101422671B1 (ko) * 2012-08-02 2014-07-23 (주)에이엠티퍼시픽 산성가스 제거용 상분리 흡수제 조성물 및 이를 이용한 산성가스 제거방법
CN103566735A (zh) * 2012-08-07 2014-02-12 中国石油化工股份有限公司 从天然气中脱除硫化物及二氧化碳的吸收液
FR2994861B1 (fr) 2012-08-30 2014-08-22 IFP Energies Nouvelles Procede d'absorption de composes acides contenus dans un effluent gazeux au moyen d'une solution aqueuse a base d'amine
JP6377602B2 (ja) 2013-02-25 2018-08-22 公益財団法人地球環境産業技術研究機構 ガス中の二酸化炭素を吸収及び回収するための液体、並びにそれを用いた二酸化炭素の回収方法
KR101492724B1 (ko) 2013-06-27 2015-02-12 한국전력공사 가스화 복합발전에서 이산화탄소 포집을 위한 이산화탄소 흡수 조성물
JP6170366B2 (ja) * 2013-07-26 2017-07-26 株式会社Ihi 二酸化炭素の回収方法及び回収装置
KR102096006B1 (ko) * 2013-09-26 2020-05-27 한국전력공사 산성가스 제거용 흡수 조성물
WO2015053619A1 (en) 2013-10-07 2015-04-16 Carbonoro B.V. Process for capturing co2 from a co2-containing gas stream involving phase separation of aqueous absorbent
CN103495340B (zh) * 2013-10-15 2015-11-18 北京博源恒升高科技有限公司 复合醇胺类溶液脱除气体中SOx的方法
JP5984776B2 (ja) * 2013-10-15 2016-09-06 三菱重工業株式会社 複合アミン吸収液、ｃｏ２又はｈ２ｓ又はその双方の除去装置及び方法
CN107349749A (zh) * 2013-10-17 2017-11-17 胡亮 一种用于含有酸性气体的气体混合物脱酸的方法及系统
CA2929311C (en) 2013-11-07 2022-05-03 Cansolv Technologies Inc. Process for capturing sulfur dioxide from a gas stream
KR101534710B1 (ko) 2013-11-12 2015-07-07 현대자동차 주식회사 산성가스의 흡수 분리 장치
CN103816791A (zh) * 2014-03-03 2014-05-28 山东恒基新型材料有限公司 一种酸洗废气处理装置
CN106457125B (zh) * 2014-05-23 2019-03-26 塔明克公司 改进的通过含有胺化合物的吸收剂溶液去除酸性气体的方法
FR3027819B1 (fr) 2014-11-04 2018-07-27 IFP Energies Nouvelles Procede de desacidification d'un effluent gazeux par une solution absorbante avec injection de vapeur dans la solution absorbante regeneree et dispositif pour sa mise en oeuvre
DE102015212749A1 (de) 2015-07-08 2017-01-12 Evonik Degussa Gmbh Verfahren zur Entfeuchtung von feuchten Gasgemischen
CA2991985C (en) * 2015-08-27 2022-05-31 Jgc Corporation Pretreatment equipment for hydrocarbon gas to be liquefied and shipping base equipment
JP2018531147A (ja) * 2015-09-29 2018-10-25 ビーエーエスエフ ソシエタス・ヨーロピアＢａｓｆ Ｓｅ 硫化水素の選択的除去のための方法
JP6460974B2 (ja) * 2015-12-22 2019-01-30 株式会社神戸製鋼所 吸収剤及びその製造方法並びに二酸化炭素の分離回収方法
DE102016204937A1 (de) 2016-03-24 2017-09-28 Evonik Degussa Gmbh Verbesserte Absorbentien zur Abtrennung von CO2 und H2S
DE102016204932A1 (de) 2016-03-24 2017-09-28 Evonik Degussa Gmbh Verbesserte Absorbentien zur Abtrennung von CO2 und H2S
DE102016204929B4 (de) 2016-03-24 2022-05-05 Evonik Operations Gmbh Absorptionsmedium und Verfahren zur Absorption saurer Gase aus Gasmischungen
DE102016204930A1 (de) 2016-03-24 2017-09-28 Evonik Degussa Gmbh Verbesserte Absorbentien zur Abtrennung von CO2 und H2S
DE102016204931A1 (de) 2016-03-24 2017-09-28 Evonik Degussa Gmbh Verfahren, Absorptionsmedien zur Absorption von CO2 aus Gasmischungen
DE102016210483A1 (de) 2016-06-14 2017-12-14 Evonik Degussa Gmbh Verfahren und Absorptionsmittel zur Entfeuchtung von feuchten Gasgemischen
DE102016210484A1 (de) 2016-06-14 2017-12-14 Evonik Degussa Gmbh Verfahren zur Entfeuchtung von feuchten Gasgemischen
EP3257568B1 (de) 2016-06-14 2019-09-18 Evonik Degussa GmbH Verfahren zur entfeuchtung von feuchten gasgemischen mit ionischen flüssigkeiten
DE102016210478A1 (de) 2016-06-14 2017-12-14 Evonik Degussa Gmbh Verfahren zur Entfeuchtung von feuchten Gasgemischen
DE102016210481B3 (de) 2016-06-14 2017-06-08 Evonik Degussa Gmbh Verfahren zum Reinigen einer ionischen Flüssigkeit
EP3257843A1 (en) 2016-06-14 2017-12-20 Evonik Degussa GmbH Method of preparing a high purity imidazolium salt
BR112019008894B1 (pt) 2016-11-01 2023-10-03 Shell Internationale Research Maatschappij B.V Processo para remover sulfeto de hidrogênio e dióxido de carbono de uma corrente de gás de alimentação
CN106731596A (zh) * 2016-11-22 2017-05-31 唐山首钢京唐西山焦化有限责任公司 一种尾气的处理方法及其系统
JP6847799B2 (ja) 2017-09-21 2021-03-24 株式会社東芝 二酸化炭素吸収剤及び二酸化炭素除去装置
KR102037878B1 (ko) 2018-02-22 2019-10-29 서강대학교산학협력단 이산화탄소 흡수제와 이를 이용한 이산화탄소의 분리방법
JP7204369B2 (ja) 2018-08-07 2023-01-16 株式会社東芝 酸性ガス吸収剤、酸性ガスの除去方法及び酸性ガス除去装置
CN111974164B (zh) * 2019-05-21 2023-01-13 中石化南京化工研究院有限公司 一种甘氨酸盐二氧化碳吸收剂
CN110960956B (zh) * 2019-12-02 2023-12-29 中国石油天然气集团有限公司 一种适用于相变吸收剂吸收烟气中co2的方法及系统
FR3104453B1 (fr) 2019-12-16 2021-12-31 Ifp Energies Now Procede d'élimination de composes acides d'un effluent gazeux avec une solution absorbante d’amines tertiaires
FR3112966B1 (fr) 2020-07-29 2022-11-11 Ifp Energies Now Procédé et système de prétraitement d’effluent gazeux pour le captage de CO2en post combustion
WO2022163209A1 (ja) * 2021-01-27 2022-08-04 三菱瓦斯化学株式会社 二酸化炭素吸収剤
CN113181743B (zh) * 2021-05-21 2022-12-23 中国纺织科学研究院有限公司 处理粘胶纤维生产废气中二硫化碳的方法
US11826699B2 (en) * 2021-06-04 2023-11-28 Saudi Arabian Oil Company Stripping H2S off natural gas for multiple isotope analyses
CN114159946B (zh) * 2022-02-11 2022-04-29 河北精致科技有限公司 一种用于脱除烟气中二氧化硫的吸收剂及其应用
WO2023195862A1 (en) * 2022-04-08 2023-10-12 Gude Gudesen Hans Method and system for co2 capture and utilization
JP7479548B1 (ja) 2022-11-02 2024-05-08 ａｒｔｉｅｎｃｅ株式会社 二酸化炭素の吸収液、及び二酸化炭素の分離回収方法

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2600328A (en) * 1948-06-07 1952-06-10 Fluor Corp Separation of acidic constituents from gases
US4251494A (en) * 1979-12-21 1981-02-17 Exxon Research & Engineering Co. Process for removing acidic compounds from gaseous mixtures using a two liquid phase scrubbing solution

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2139375A (en) * 1937-06-14 1938-12-06 Shell Dev Removal of so from gases
FR2036167A5 (en) * 1969-03-05 1970-12-24 Inst Francais Du Petrole Eliminating carbon dioxide from mixed gases
US4044100A (en) * 1969-12-08 1977-08-23 Allied Chemical Corporation Separation of acidic gas constituents from gaseous mixtures containing the same
US3658462A (en) * 1970-03-05 1972-04-25 Shell Oil Co Liquid-gas absorption process
US3831348A (en) * 1971-07-09 1974-08-27 Allied Chem Removal of sulfur compounds from glycolic and alcoholic compounds by solvent extraction
IT1177324B (it) * 1984-11-26 1987-08-26 Snam Progetti Procedimento per rimuovere selettivamente l'idrogeno solforato da miscele gassose contenenti anche anidride carbonica
FR2636857B1 (fr) * 1988-09-26 1990-12-14 Inst Francais Du Petrole Procede de deshydratation, de desacidification et de separation d'un condensat d'un gaz naturel
DE19536941A1 (de) * 1995-10-04 1997-04-10 Hoechst Ag Verfahren zur Entsalzung von glykolstämmigen Lösemitteln für Gaswäschen
US6267938B1 (en) * 1996-11-04 2001-07-31 Stanchem, Inc. Scavengers for use in reducing sulfide impurities
IL132347A (en) * 1999-10-12 2005-11-20 Lextran Ltd Method for removing acidic gases from waste gas
US6334886B1 (en) * 2000-05-12 2002-01-01 Air Products And Chemicals, Inc. Removal of corrosive contaminants from alkanolamine absorbent process
MXPA05010713A (es) * 2003-04-04 2006-05-19 Univ Texas Mezclas de sal alcali/poliamina para la eliminacion de dioxido de carbono de flujos de gas.
US20070148069A1 (en) * 2005-12-23 2007-06-28 Shrikar Chakravarti Carbon dioxide recovery from flue gas and the like

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2600328A (en) * 1948-06-07 1952-06-10 Fluor Corp Separation of acidic constituents from gases
US4251494A (en) * 1979-12-21 1981-02-17 Exxon Research & Engineering Co. Process for removing acidic compounds from gaseous mixtures using a two liquid phase scrubbing solution

Also Published As

Publication number Publication date
EP1656983B1 (fr) 2024-01-24
JP2006136885A (ja) 2006-06-01
NO20055258L (no) 2006-05-15
FR2877858B1 (fr) 2007-01-12
US20060104877A1 (en) 2006-05-18
PL1656983T3 (pl) 2024-06-10
EP1656983A1 (fr) 2006-05-17
ES2977453T3 (es) 2024-08-23
DK1656983T3 (da) 2024-04-15
US7419646B2 (en) 2008-09-02
JP4913390B2 (ja) 2012-04-11
FR2877858A1 (fr) 2006-05-19
NO20055258D0 (no) 2005-11-09

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO340012B1 (no) Fremgangsmåte for avsyring av gass med en fraksjonert absorbentløsning for gjenvinning
US8206489B2 (en) Method of deacidizing a gas with a fractional regeneration absorbent solution with control of the water content of the solution
US7585479B2 (en) Method of deacidizing a gas by partly neutralized multiamines
JP4796155B2 (ja) 加熱による分別再生を伴う、吸収溶液によりガスを脱酸する方法
AU2009275767B2 (en) Absorbent solution based on N,N,N&#39;,N&#39;-tetramethylhexane-1,6-diamine and an amine having primary or secondary amine functions, and process for removing acid compounds from a gaseous effluent
CA2883301C (en) Process for separating off acid gases from a water-comprising fluid stream
US20070286783A1 (en) Method of deacidizing a gaseous effluent with extraction of the products to be regenerated
US20130011314A1 (en) Method of removing acid compounds from a gaseous effluent with an absorbent solution based on i, ii/iii diamines
CN103814013B (zh) 用于从气体混合物除去硫化氢的氨基吡啶衍生物
HUE033669T2 (en) Absorption agent and method for removing carbon dioxide from gas streams
AU2012233664B2 (en) Retention of amines in the removal of acid gases by means of amine absorbents
US20130015406A1 (en) Gas deacidizing method using an absorbent solution with release of a gaseous effluent from the absorbent solution and washing of the effluent with the regenerated absorbent solution
US9962645B2 (en) Absorbent solution containing a mixture of 1,2-bis-(2-dimethylaminoethoxy)-ethane and of 2-[2-(2-dimethylaminoethoxy)-ethoxy]-ethanol, and method of removing acid compounds from a gaseous effluent
WO2022129977A1 (en) Method for recovering high purity carbon dioxide from a gas mixture
FR3001157A1 (fr) Solution absorbante a base d&#39;une amine tertiaire ou encombree et d&#39;un activeur particulier et procede d&#39;elimination de composes acides d&#39;un effluent gazeux
Istadi Gas Treating: Chemical Treatments