RU2010128942A - Установка и способ регенерации раствора абсорбента - Google Patents

Установка и способ регенерации раствора абсорбента Download PDF

Info

Publication number
RU2010128942A
RU2010128942A RU2010128942/05A RU2010128942A RU2010128942A RU 2010128942 A RU2010128942 A RU 2010128942A RU 2010128942/05 A RU2010128942/05 A RU 2010128942/05A RU 2010128942 A RU2010128942 A RU 2010128942A RU 2010128942 A RU2010128942 A RU 2010128942A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
amine solution
heat exchanger
heat
absorber
stream
Prior art date
Application number
RU2010128942/05A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2486944C2 (ru
Inventor
Расеш Р. КОТДАВАЛА (US)
Расеш Р. КОТДАВАЛА
Нарешкумар Б. ХАНДАГАМА (US)
Нарешкумар Б. ХАНДАГАМА
Original Assignee
Альстом Текнолоджи Лтд (Ch)
Альстом Текнолоджи Лтд
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 Альстом Текнолоджи Лтд (Ch), Альстом Текнолоджи Лтд filed Critical Альстом Текнолоджи Лтд (Ch)
Publication of RU2010128942A publication Critical patent/RU2010128942A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2486944C2 publication Critical patent/RU2486944C2/ru

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1425—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
    • B01D53/62—Carbon oxides
    • 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
    • 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
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • 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
    • 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)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)

Abstract

1. Способ регенерации обогащенного раствора амина, способ включает: ! взаимодействие технологического потока, содержащего кислотный компонент, с регенерированным раствором амина в абсорбере; ! удаление, по меньшей мере, части кислотного компонента из технологического потока в результате абсорбции этого кислотного компонента регенерированным раствором амина в абсорбере и получение тем самым обогащенного раствора амина, обедненного кислотным компонентом потока и тепла; ! подачу, по меньшей мере, одного из указанных потоков - технологического потока или обедненного кислотным компонентом потока - по меньшей мере, в один теплообменник и тем самым передачу тепла жидкому теплоносителю с получением нагретого жидкого теплоносителя; и ! регенерацию обогащенного раствора амина путем нагревания этого обогащенного раствора амина в регенераторе с получением регенерированного раствора амина и насыщенного кислотным компонентом потока, где для регенерации используется тепло нагретого жидкого теплоносителя. ! 2. Способ по п.1, в котором обогащенный раствор амина нагревают паром, вырабатываемым в ребойлере, и тепло нагретого жидкого теплоносителя подводят к этому ребойлеру. ! 3. Способ по п.1, в котором указанный раствор амина содержит химический растворитель, выбранный из группы, в которую входят моноэтаноламин (МЕА), диэтаноламин (DEA), диизопропаноламин (DIPA), N-метилэтаноламин, триэтаноламин (ТЕА), N-метилдиэтаноламин (MDEA), пиперазин, N-метилпиперазин (МР), N-гидроксиэтилпиперазин (НЕР), 2-амино-2-метил-1-пропанол (АМР), 2-(2-аминоэтокси)этанол, 2-(2-третбутиламинопропокси)этанол, 2-(2-третбутиламиноэтокси)этанол (ТВЕЕ), 2-(2-третамила�

Claims (20)

1. Способ регенерации обогащенного раствора амина, способ включает:
взаимодействие технологического потока, содержащего кислотный компонент, с регенерированным раствором амина в абсорбере;
удаление, по меньшей мере, части кислотного компонента из технологического потока в результате абсорбции этого кислотного компонента регенерированным раствором амина в абсорбере и получение тем самым обогащенного раствора амина, обедненного кислотным компонентом потока и тепла;
подачу, по меньшей мере, одного из указанных потоков - технологического потока или обедненного кислотным компонентом потока - по меньшей мере, в один теплообменник и тем самым передачу тепла жидкому теплоносителю с получением нагретого жидкого теплоносителя; и
регенерацию обогащенного раствора амина путем нагревания этого обогащенного раствора амина в регенераторе с получением регенерированного раствора амина и насыщенного кислотным компонентом потока, где для регенерации используется тепло нагретого жидкого теплоносителя.
2. Способ по п.1, в котором обогащенный раствор амина нагревают паром, вырабатываемым в ребойлере, и тепло нагретого жидкого теплоносителя подводят к этому ребойлеру.
3. Способ по п.1, в котором указанный раствор амина содержит химический растворитель, выбранный из группы, в которую входят моноэтаноламин (МЕА), диэтаноламин (DEA), диизопропаноламин (DIPA), N-метилэтаноламин, триэтаноламин (ТЕА), N-метилдиэтаноламин (MDEA), пиперазин, N-метилпиперазин (МР), N-гидроксиэтилпиперазин (НЕР), 2-амино-2-метил-1-пропанол (АМР), 2-(2-аминоэтокси)этанол, 2-(2-третбутиламинопропокси)этанол, 2-(2-третбутиламиноэтокси)этанол (ТВЕЕ), 2-(2-третамиламиноэтокси)этанол, 2-(2-изопропиламинопропокси)этанол или 2-(2-(1-метил-1-этилпропиламино)этокси)этанол.
4. Способ по п.1, в котором, по меньшей мере, один теплообменник расположен внутри абсорбера.
5. Способ по п.4, дополнительно включающий:
регулирование количества передаваемого раствору теплоносителя тепла при помощи, по меньшей мере, одного теплообменника.
6. Способ по п.1, в котором, по меньшей мере, один теплообменник расположен вне указанного абсорбера.
7. Способ по п.6, в котором обедненный кислотным компонентом поток подают, по меньшей мере, в один теплообменник.
8. Способ по п. 6, дополнительно включающий:
отведение из абсорбера части обогащенного раствора амина;
подачу отведенного обогащенного раствора амина, по меньшей мере, в один теплообменник с получением тем самым охлажденного обогащенного раствора амина; и
возврат охлажденного обогащенного раствора амина в абсорбер.
9. Способ по п.8, дополнительно включающий:
регулирование количества передаваемого раствору теплоносителя тепла при помощи, по меньшей мере, одного теплообменника.
10. Способ по п.1, в котором, по меньшей мере, один теплообменник включает:
теплообменник, расположенный внутри абсорбера; и
теплообменник, расположенный вне абсорбера.
11. Способ по п.10, дополнительно включающий:
регулирование количества передаваемого раствору теплоносителя тепла при помощи, по меньшей мере, одного из:
теплообменника, расположенного внутри абсорбера, и теплообменника, расположенного вне абсорбера.
12. Способ по п.1, в котором технологический поток представляет собой поток отходящего газа, образующийся при сжигании ископаемого топлива.
13. Установка для регенерации обогащенного раствора амина, установка включает:
абсорбер, в котором имеется входное отверстие для технологического потока, входное отверстие для регенерированного раствора амина, выходное отверстие для обедненного кислотным компонентом потока и выходное отверстие для обогащенного раствора амина, абсорбер предназначен для взаимодействия технологического потока с регенерированным раствором амина с образованием обогащенного раствора амина, обедненного кислотным компонентом потока и тепла;
по меньшей мере, один теплообменник, предназначенный для нагревания жидкого теплоносителя с получением нагретого жидкого теплоносителя; и
регенератор, в котором имеется входное отверстие для обогащенного раствора амина, выходное отверстие для регенерированного раствора амина и выходное отверстие для насыщенного кислотным компонентом потока, регенератор предназначен для нагревания обогащенного раствора амина с получением регенерированного раствора амина и насыщенного кислотным компонентом потока;
ребойлер, предназначенный для передачи тепла от жидкого теплоносителя к обогащенному раствору амина в регенераторе.
14. Установка по п.13, в которой указанный раствор абсорбента содержит химический растворитель, выбранный из группы, в которую входят моноэтаноламин (МЕА), диэтаноламин (DEA), диизопропаноламин (DIPA), N-метилэтаноламин, триэтаноламин (ТЕА), N-метилдиэтаноламин (MDEA), пиперазин, N-метилпиперазин (МР), N-гидроксиэтилпиперазин (НЕР), 2-амино-2-метил-1-пропанол (АМР), 2-(2-аминоэтокси)этанол, 2-(2-третбутиламинопропокси)этанол, 2-(2-третбутиламиноэтокси)этанол (ТВЕЕ), 2-(2-третамиламиноэтокси)этанол, 2-(2-изопропиламинопропокси)этанол или 2-(2-(1-метил-1-этилпропиламино)этокси)этанол.
15. Установка по п.13, в которой, по меньшей мере, один теплообменник расположен внутри абсорбера.
16. Установка по п.13, в которой, по меньшей мере, один теплообменник расположен вне абсорбера.
17. Установка по п.16, в которой, по меньшей мере, один теплообменник предназначен для приема обедненного кислотным компонентом потока.
18. Установка по п.16, в которой абсорбер дополнительно включает второе выходное отверстие для обогащенного раствора, имеющее гидравлическое соединение, по меньшей мере, с одним теплообменником, и входное отверстие для обогащенного раствора, имеющее гидравлическое соединение, по меньшей мере, с одним теплообменником.
19. Установка по п.13, в которой, по меньшей мере, один теплообменник включает: теплообменник, расположенный внутри абсорбера, и теплообменник, расположенный вне абсорбера.
20. Установка по п.13, в которой технологический поток представляет собой поток отходящего газа, образующийся при сжигании ископаемого топлива.
RU2010128942/05A 2007-12-13 2008-12-09 Установка и способ регенерации раствора абсорбента RU2486944C2 (ru)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US1336307P 2007-12-13 2007-12-13
US61/013,363 2007-12-13
US12/269,389 2008-11-12
US12/269,389 US8192530B2 (en) 2007-12-13 2008-11-12 System and method for regeneration of an absorbent solution
PCT/US2008/086002 WO2009076328A2 (en) 2007-12-13 2008-12-09 System and method for regeneration of an absorbent solution

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2010128942A true RU2010128942A (ru) 2012-01-20
RU2486944C2 RU2486944C2 (ru) 2013-07-10

Family

ID=40751540

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2010128942/05A RU2486944C2 (ru) 2007-12-13 2008-12-09 Установка и способ регенерации раствора абсорбента

Country Status (13)

Country Link
US (1) US8192530B2 (ru)
EP (1) EP2219760A2 (ru)
JP (1) JP5143910B2 (ru)
KR (1) KR101243746B1 (ru)
CN (1) CN101998877A (ru)
AU (1) AU2008335283B2 (ru)
BR (1) BRPI0821132A2 (ru)
CA (1) CA2708360C (ru)
IL (1) IL205862A0 (ru)
MX (1) MX2010005539A (ru)
RU (1) RU2486944C2 (ru)
WO (1) WO2009076328A2 (ru)
ZA (1) ZA201003506B (ru)

Families Citing this family (29)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2012525974A (ja) * 2009-05-08 2012-10-25 アルストム テクノロジー リミテッド 二酸化炭素捕捉及び燃料処理のための圧縮プロセスからの熱回収
DE102009053009A1 (de) * 2009-11-16 2011-05-19 Forschungszentrum Jülich GmbH CO2-Abtrennung aus Rauchgasen durch chemische Wäsche sowie Vorrichtung zur Durchführung des Verfahrens
JP4505041B1 (ja) * 2009-11-30 2010-07-14 健 木村 炭酸ガス回収装置
JP5050071B2 (ja) * 2010-03-29 2012-10-17 株式会社日立製作所 ボイラ装置
JP5665022B2 (ja) * 2010-03-31 2015-02-04 新日鉄住金エンジニアリング株式会社 二酸化炭素ガス回収装置
JP5641194B2 (ja) * 2010-03-31 2014-12-17 新日鉄住金エンジニアリング株式会社 二酸化炭素ガス回収装置
JP5686987B2 (ja) * 2010-04-20 2015-03-18 三菱日立パワーシステムズ株式会社 二酸化炭素化学吸収設備を備えた排ガス処理システム
KR101724157B1 (ko) * 2010-09-17 2017-04-06 한국전력공사 혼합가스 중 산성가스를 분리하는 분리장치 및 분리방법
JP5637808B2 (ja) 2010-10-21 2014-12-10 株式会社東芝 二酸化炭素回収方法及び二酸化炭素回収型汽力発電システム
AU2011320717B2 (en) * 2010-10-29 2016-02-04 Huntsman Corporation Hungary ZRt Use of 2-(3-aminopropoxy)ethan-1-ol as an absorbent to remove acidic gases
WO2012169634A1 (ja) * 2011-06-09 2012-12-13 旭化成株式会社 二酸化炭素吸収剤及び該吸収剤を用いた二酸化炭素の分離回収方法
US9259680B2 (en) * 2011-09-06 2016-02-16 Frank Bela Claus hydrocarbon destruction via staged solvent regeneration
EP2792399A4 (en) 2011-12-14 2015-08-19 Mitsubishi Hitachi Power Sys CHEMICAL CARBON DIOXIDE ABSORPTION SYSTEM INSTALLED WITH A STEAM REPRESSION DEVICE
US20130175004A1 (en) * 2012-01-06 2013-07-11 Alstom Technology Ltd Gas treatment system with a heat exchanger for reduction of chiller energy consumption
KR101956926B1 (ko) * 2012-09-28 2019-03-12 한국전력공사 산성가스 처리장치 및 방법
JP6064771B2 (ja) * 2013-04-26 2017-01-25 株式会社Ihi 二酸化炭素の回収方法及び回収装置
FR3008898B1 (fr) * 2013-07-23 2023-01-13 Electricite De France Dispositif de captage de gaz acide contenu dans des fumees de combustion
KR101491521B1 (ko) * 2013-11-21 2015-02-11 한국에너지기술연구원 응축수를 활용한 에너지 절감형 산성 가스 포집 시스템 및 방법
KR101498460B1 (ko) 2013-11-27 2015-03-05 한국에너지기술연구원 분리수를 활용한 에너지 절감형 산성 가스 포집 시스템 및 방법
KR101583462B1 (ko) 2013-12-04 2016-01-13 한국에너지기술연구원 에너지 절감형 산성 가스 포집 시스템 및 방법
KR101485956B1 (ko) * 2013-12-04 2015-01-26 한국에너지기술연구원 산성 가스 분리 회수 시스템 및 방법
KR101583463B1 (ko) * 2014-03-06 2016-01-12 한국에너지기술연구원 에너지 절감형 산성 기체 포집 시스템 및 방법
ES2650963B2 (es) * 2016-06-20 2018-05-08 Universidad De Sevilla Procedimiento y sistema de separación de CO2 basado en absorción química
ES2697300B2 (es) 2017-07-21 2019-05-24 Univ Sevilla Composicion acuosa para la separacion de co2 y/o gases acidos
WO2020018247A1 (en) * 2018-07-20 2020-01-23 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for selectively removing hydrogen sulfide from a feed gas stream
CN111013333B (zh) * 2019-12-24 2022-07-29 中国纺织科学研究院有限公司 处理粘胶纤维生产废气中硫化氢的方法
EP4355461A1 (en) * 2021-06-15 2024-04-24 Carbon Clean Solutions Limited Methods and systems for the removal of impurities in a flue gas
GB2625300A (en) * 2022-12-13 2024-06-19 Rolls Royce Plc Improvements to energy performance in CO² capture
US20240278168A1 (en) * 2023-02-17 2024-08-22 Uop Llc Solvent-based co2 capture process incorporating a heat pump

Family Cites Families (79)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2487576A (en) 1945-11-13 1949-11-08 Phillips Petroleum Co Process for the removal of acidic material from a gaseous mixture
US2608461A (en) 1949-03-26 1952-08-26 Fluor Corp Prevention of amine losses in gas treating systems
LU36973A1 (ru) 1958-03-28
BE617822A (ru) 1961-05-19
US3266219A (en) * 1962-12-27 1966-08-16 Union Oil Co Removal of acid constituents from gas mixtures
US3851041A (en) * 1966-02-01 1974-11-26 A Eickmeyer Method for removing acid gases from gaseous mixtures
US3563696A (en) * 1969-06-17 1971-02-16 Field And Epes Separation of co2 and h2s from gas mixtures
DE2043190C3 (de) * 1969-09-09 1979-02-15 Benson, Field & Epes, Berwyn, Pa. (V.St.A.) Verfahren zur Abtrennung von sauren Gasen aus heißen wasserdampfhaltigen Gasgemischen
JPS561923B1 (ru) * 1969-09-09 1981-01-16
US4160810A (en) * 1978-03-07 1979-07-10 Benfield Corporation Removal of acid gases from hot gas mixtures
DD161076A3 (de) * 1980-04-08 1984-09-19 Schwermasch Liebknecht Veb K Verfahren zur regenerativen nutzung des waermeinhaltes armer loesungen
DD161077A3 (de) * 1980-04-08 1984-09-19 Schwermasch Liebknecht Veb K Verfahren zur waermerueckgewinnung und kuehlwassereinsparung bei stoffaustauschprozessen
DE3436882A1 (de) * 1984-07-27 1986-01-30 Burger, Frank, 8000 München Rahmensystem, insbesondere fuer gestelle und den innenausbau
JPS62197125A (ja) * 1986-02-24 1987-08-31 Nippon Steel Corp Ｃｏ分離・濃縮装置
US5145658A (en) * 1990-11-28 1992-09-08 Eickmeyer & Associates, Inc. Reclaiming of heat of reaction energy from an alkaline scrubbing solution used in acid gas removal processes and apparatus therefor
DE69206846T3 (de) 1991-03-07 1999-11-25 Mitsubishi Jukogyo K.K., Tokio/Tokyo Vorrichtung und Verfahren zur Beseitigung von Kohlendioxyd aus Abgasen
JP2792777B2 (ja) 1992-01-17 1998-09-03 関西電力株式会社 燃焼排ガス中の炭酸ガスの除去方法
EP0553643B1 (en) 1992-01-17 1998-05-13 The Kansai Electric Power Co., Inc. Method for treating combustion exhaust gas
US5618506A (en) 1994-10-06 1997-04-08 The Kansai Electric Power Co., Inc. Process for removing carbon dioxide from gases
US5660049A (en) * 1995-11-13 1997-08-26 Erickson; Donald C. Sorber with multiple cocurrent pressure equalized upflows
JPH09262432A (ja) 1996-03-29 1997-10-07 Kansai Electric Power Co Inc:The 脱炭酸塔排ガス中の塩基性アミン化合物の回収方法
RU2191621C2 (ru) 1998-04-06 2002-10-27 Ниппон Ниюказаи Ко., Лтд. Способ регенерации жидкости, абсорбирующей кислый газ, содержащей метилдиэтаноламин и производное пиперазина низших алкилов
US6800120B1 (en) 1998-11-23 2004-10-05 Fluor Corporation Split-flow process and apparatus
US6645446B1 (en) * 1998-11-23 2003-11-11 Floor Corporation Split-flow process and apparatus
JP4370038B2 (ja) 2000-04-17 2009-11-25 三菱重工業株式会社 排ガス冷却システム
NL1015827C2 (nl) 2000-07-27 2002-02-01 Continental Engineering B V Winning van zuiver CO2 uit rookgassen.
JP3969949B2 (ja) 2000-10-25 2007-09-05 関西電力株式会社 アミン回収方法及び装置並びにこれを備えた脱炭酸ガス装置
US6674530B2 (en) 2001-04-27 2004-01-06 International Business Machines Corporation Portable colorimeter
DE10139453A1 (de) 2001-08-10 2003-02-20 Basf Ag Verfahren und Absorptionsmittel zur Entfernung saurer Gase aus Fluiden
ATE414564T1 (de) 2002-07-03 2008-12-15 Fluor Corp Verbesserte vorrichtung zum teilen von strömen
US7147691B2 (en) 2002-09-27 2006-12-12 1058238 Alberta Ltd. Acid gas enrichment process
JP4274846B2 (ja) 2003-04-30 2009-06-10 三菱重工業株式会社 二酸化炭素の回収方法及びそのシステム
US7056482B2 (en) * 2003-06-12 2006-06-06 Cansolv Technologies Inc. Method for recovery of CO2 from gas streams
CN1826165B (zh) * 2003-07-22 2010-12-08 陶氏环球技术公司 含酸性气体的处理液的再生
WO2005069965A2 (en) 2004-01-23 2005-08-04 Paradigm Processing Group Llc Method and composition for treating sour gas and liquid streams
WO2006022885A1 (en) * 2004-08-06 2006-03-02 Eig, Inc. Ultra cleaning of combustion gas including the removal of co2
JP4875303B2 (ja) 2005-02-07 2012-02-15 三菱重工業株式会社 二酸化炭素回収システム、これを用いた発電システムおよびこれら方法
JP4745682B2 (ja) 2005-02-23 2011-08-10 関西電力株式会社 Ｃｏ２回収装置および方法
US7594956B2 (en) * 2005-04-19 2009-09-29 Adsorption Research, Inc. Temperature swing adsorption system
PL1907319T3 (pl) 2005-07-18 2010-06-30 Union Eng A/S Sposób odzyskiwania dwutlenku węgla o wysokiej czystości ze źródła gazowego zawierającego związki azotu
DE112006002198T9 (de) 2005-08-16 2009-02-26 CO2CRC Technologies Pty. Ltd., Parkville Anlage und Verfahren zum Entfernen von Kohlendioxid aus Gasströmen
AU2006325211B2 (en) 2005-12-16 2010-02-18 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for cooling down a hot flue gas stream
US20070148069A1 (en) * 2005-12-23 2007-06-28 Shrikar Chakravarti Carbon dioxide recovery from flue gas and the like
WO2007104800A1 (de) * 2006-03-16 2007-09-20 Basf Se Verfahren zum inkontaktbringen zweier phasen, deren kontakt von wärmeentwicklung begleitet ist
US20070221065A1 (en) * 2006-03-23 2007-09-27 Adisorn Aroonwilas Heat recovery gas absorption process
US7504533B2 (en) * 2006-04-24 2009-03-17 Bayer Materialscience Llc Process for the production of isocyanates
JP5230088B2 (ja) 2006-09-06 2013-07-10 三菱重工業株式会社 Ｃｏ２回収装置及び方法
NO333560B1 (no) * 2006-11-24 2013-07-08 Aker Clean Carbon As Fremgangsmåte og regenerator for regenerering av flytende CO2 absorbent.
US7867322B2 (en) 2007-01-31 2011-01-11 Alstom Technology Ltd Use of SO2 from flue gas for acid wash of ammonia
JP4875522B2 (ja) 2007-03-14 2012-02-15 三菱重工業株式会社 Ｃｏ２回収装置及び廃棄物抽出方法
WO2009003238A1 (en) 2007-07-03 2009-01-08 Dut Pty Ltd Improvements in the recovery of carbon dioxide
AU2008272719A1 (en) 2007-07-04 2009-01-08 Jacobs Engineering U.K. Limited Process for the separation of pressurised carbon dioxide from steam
DE102007043331A1 (de) 2007-08-16 2009-02-19 Hitachi Power Europe Gmbh Gekühlte NaOH-Rauchgaswäsche
NO336193B1 (no) 2007-09-14 2015-06-08 Aker Engineering & Technology Forbedret fremgangsmåte ved regenerering av absorbent
CN101918105B (zh) 2007-11-20 2014-02-19 里贾纳大学 用于抑制从气流捕获co2过程中胺降解的方法
JP5072627B2 (ja) 2008-02-01 2012-11-14 三菱重工業株式会社 Ｃｏ２回収装置及びろ過膜装置の洗浄方法
CA2711435C (en) 2008-02-22 2012-10-09 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Co2 recovery apparatus and co2 recovery method
JP5320778B2 (ja) 2008-03-07 2013-10-23 栗田エンジニアリング株式会社 アミン液の再生方法
JP2009214089A (ja) 2008-03-13 2009-09-24 Research Institute Of Innovative Technology For The Earth 二酸化炭素回収装置及び方法
AU2009224706B2 (en) 2008-03-13 2011-12-08 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removal of carbon dioxide from a gas
KR100962871B1 (ko) 2008-06-10 2010-06-09 현대자동차주식회사 이산화탄소 흡수액 재생방법
JP5558036B2 (ja) 2008-09-04 2014-07-23 株式会社東芝 二酸化炭素回収型汽力発電システム
JP5039651B2 (ja) 2008-07-08 2012-10-03 三菱重工業株式会社 排ガス中の二酸化炭素回収システム
JP5495520B2 (ja) 2008-07-23 2014-05-21 三菱重工業株式会社 排ガス中の二酸化炭素回収装置
CA2742936A1 (en) 2008-11-10 2010-05-14 Process Group Pty Ltd Process vessels and plant for gas capture
FR2938454B1 (fr) 2008-11-20 2014-08-22 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un gaz par une solution absorbante aux amines, avec section de lavage a l'eau
NO332812B1 (no) 2009-03-13 2013-01-21 Aker Clean Carbon As Amin utslippskontroll
DE102009013757A1 (de) 2009-03-17 2010-09-23 Linde Ag Absorberkolonne sowie Verfahren für die Abtrennung von Kohlendioxid aus Rauchgasen
JP5134578B2 (ja) 2009-04-03 2013-01-30 三菱重工業株式会社 Ｃｏ２回収装置及びその方法
JP5148546B2 (ja) 2009-04-09 2013-02-20 三菱重工業株式会社 熱回収装置
JP2010253370A (ja) 2009-04-23 2010-11-11 Mitsubishi Heavy Ind Ltd Ｃｏ２回収装置及びｃｏ２回収方法
DE102009022298A1 (de) 2009-05-22 2010-12-02 Siemens Aktiengesellschaft Verbesserung der Energieeffizienz eines chemischen CO2 Abscheidungsprozesses
JP5317833B2 (ja) 2009-05-28 2013-10-16 株式会社東芝 蒸気タービン発電設備
JP5173941B2 (ja) 2009-06-04 2013-04-03 三菱重工業株式会社 Ｃｏ２回収装置
NO20092229L (no) 2009-06-09 2010-12-10 Aker Clean Carbon As Reclaimer for absorbent
JP5383339B2 (ja) 2009-06-17 2014-01-08 三菱重工業株式会社 Ｃｏ２回収装置に用いるｃｏ２吸収液の濃度管理方法
JP5383338B2 (ja) 2009-06-17 2014-01-08 三菱重工業株式会社 Ｃｏ２回収装置及びｃｏ２回収方法
CA2689453C (en) 2009-06-17 2012-08-28 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Co2 recovering apparatus and method
JP5484811B2 (ja) 2009-07-17 2014-05-07 三菱重工業株式会社 二酸化炭素の回収システム及び方法

Also Published As

Publication number Publication date
US8192530B2 (en) 2012-06-05
MX2010005539A (es) 2010-09-07
BRPI0821132A2 (pt) 2015-09-15
JP5143910B2 (ja) 2013-02-13
EP2219760A2 (en) 2010-08-25
CA2708360A1 (en) 2009-06-18
WO2009076328A3 (en) 2009-10-22
JP2011506081A (ja) 2011-03-03
CA2708360C (en) 2013-02-12
US20090151566A1 (en) 2009-06-18
AU2008335283A1 (en) 2009-06-18
ZA201003506B (en) 2011-08-31
CN101998877A (zh) 2011-03-30
RU2486944C2 (ru) 2013-07-10
AU2008335283B2 (en) 2012-02-02
IL205862A0 (en) 2010-11-30
KR101243746B1 (ko) 2013-03-13
KR20100092967A (ko) 2010-08-23
WO2009076328A2 (en) 2009-06-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2010128942A (ru) Установка и способ регенерации раствора абсорбента
ES2641243T3 (es) Agente de absorción y procedimiento para retirar dióxido de corrientes de gas
JP5762351B2 (ja) 再生のためのエネルギー必要量が低減された、二酸化炭素吸収剤および気体流から二酸化炭素を除去するための方法
JP5215595B2 (ja) 吸収液、吸収液を用いたｃｏ２又はｈ２ｓ除去装置及び方法
EP2578290B1 (en) CO2 recovery system and method
CA2685923C (en) Method and absorbent composition for recovering a gaseous component from a gas stream
RU2010128899A (ru) Система и способ регенерации раствора абсорбента
CA2840382C (en) Low pressure steam pre-heaters for gas purification systems and processes of use
AU2007260028B2 (en) Removal of carbon dioxide from flue gases
BR112015030558B1 (pt) Processo de descarbonatação de um gás hidrocarbonado
US8470077B2 (en) Low pressure stripping in a gas purification process and systems thereof
RU2010128904A (ru) Система и способ регенерации раствора абсорбента
JP2015527189A (ja) ガス混合物からｈ２ｓを除去する、水性アルカノールアミン溶液及び工程
CA2957768C (en) Diamine having tert-alkylamino group and primary amino group for use in gas scrubbing
JPH08252430A (ja) 燃焼排ガス中の二酸化炭素を除去する方法
RU2010128891A (ru) Система и способ удаления кислотного компонента из технологического потока
JP2017533080A5 (ru)
TWI516303B (zh) 用於自氣體移除二氧化碳之化學化合物
JP2019511362A (ja) 流体ストリームからｃ５〜ｃ８−炭化水素及び酸性ガスを分離する方法
JPH08257353A (ja) 燃焼排ガス中の二酸化炭素を除去する方法
JP2011152542A (ja) 吸収液、吸収液を用いたガス中のｃｏ２又はｈ２ｓ除去装置及び方法
RU2540634C1 (ru) Способ и система для удаления газообразных загрязнений
JP2011189346A (ja) 吸収液、吸収液を用いたｃｏ２又はｈ２ｓ除去装置及び方法

Legal Events

Date Code Title Description
PD4A Correction of name of patent owner
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20171210