RU2018353C1 - Циклический способ удаления двуокиси серы из газового потока - Google Patents

Циклический способ удаления двуокиси серы из газового потока Download PDF

Info

Publication number
RU2018353C1
RU2018353C1 SU894742509A SU4742509A RU2018353C1 RU 2018353 C1 RU2018353 C1 RU 2018353C1 SU 894742509 A SU894742509 A SU 894742509A SU 4742509 A SU4742509 A SU 4742509A RU 2018353 C1 RU2018353 C1 RU 2018353C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
sulfur dioxide
diamine
absorbing medium
contacting
medium
Prior art date
Application number
SU894742509A
Other languages
English (en)
Inventor
Лео Эрнест Хакка
Original Assignee
Юнион Карбид Канада Лимитед
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 Юнион Карбид Канада Лимитед filed Critical Юнион Карбид Канада Лимитед
Application granted granted Critical
Publication of RU2018353C1 publication Critical patent/RU2018353C1/ru

Links

Images

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
    • B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as 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
    • B01D53/14—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
    • B01D53/1481—Removing sulfur dioxide or sulfur trioxide
    • 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
    • B01D53/50—Sulfur oxides
    • B01D53/507—Sulfur oxides by treating the gases with other liquids
    • 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
    • Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
    • Y02A50/00—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE in human health protection, e.g. against extreme weather
    • Y02A50/20—Air quality improvement or preservation, e.g. vehicle emission control or emission reduction by using catalytic converters
    • 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)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
  • Crystals, And After-Treatments Of Crystals (AREA)
  • Silicon Compounds (AREA)
  • Transition And Organic Metals Composition Catalysts For Addition Polymerization (AREA)
  • Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)

Abstract

Использование: очистка от SO2 отходящих газов теплоэлектростанций, промышленных паровых котлов, металлургических обжиговых цехов, заводов по производству и очистке серы. Сущность изобретения: отходящие газы контактируют при атмосферном давлении и температуре 10 - 60°С с абсорбирующей средой. Последняя содержит менее 80 мас.% воды, предпочтительно 25 - 50 мас.%, и водорастворимую полусоль диамина. Абсорбирующую среду подают из расчета по крайней мере 1 моль воды на каждый моль SO2 . Полусоль диамина имеет величину рКа для свободного атома азота в интервале 4,8 - 6,9. Молекулярная масса соответствующего диамина менее 300. Предпочтительно в составе абсорбирующей среды используют полусульфат или полусульфит третичного диамина приведенной в описании общей формулы. Возможно использование полусоли пиперазина. Водородный показатель абсорбирующей среды на выходе 6,5 - 7,5, на выходе не менее 4. Отработанный абсорбент регенерируют при 50 - 110°С отгонкой SO2 по меньшей мере на 70 мол.%. Температура регенерации как минимум на 30°С выше температуры стадии контактирования. Из регенерированной абсорбирующей среды удаляют термостойкие соли и рециркулируют ее на стадию контактирования. 11 з.п. ф-лы, 2 ил., 3 табл.

Description

Изобретение относится к способам удаления двуокиси серы из отходящих газов теплоэлектростанций, промышленных паровых котлов, металлургических обжиговых цехов, заводов по производству и очистке серы.
Цель изобретения - более легкая регенерация абсорбирующей среды.
На фиг. 1 приведена упрощенная технологическая схема циклического способа; на фиг. 2 - кривая титрования.
На фиг. 1 схематически показан технологический процесс удаления и регенерирования двуокиси серы.
Находящийся в линии 1 поток газа с двуокисью серы подают в устройство 2 контактирования газ - жидкость, в котором поток газа при 10-60оС вступает в контакт с рециркулированной водной абсорбирующей средой, содержащей менее 80 мас. % воды, остальное полуось диамина, например 20-50 мас.% воды. Жидкость подают в устройство 2 контактирования по линии 3 для осуществления процесса абсорбирования из расчета по крайней мере 1 моль воды на 1 моль двуокиси серы. Образуется поток газа, в котором находится обедненный по двуокиси серы продукт и который выходит из устройства 2 контактирования через линию 4 на этап последующей обработки, если в этом будет необходимость. После этого поток газа выводится в атмосферу через вытяжную дымовую трубу или иное подобное устройство. В данном случае можно использовать любое обеспечивающее контактирование газ - жидкость устройство. Рекомендуется использовать для этой цели устройства контактирования распыляющего типа, имеющие низкий перепад давления, например газоочиститель типа "Ватерлоо".
Отработанную абсорбирующую среду, содержащую растворенную двуокись серы с рН не менее 4, удаляют из контактного устройства 2 через линию 5, а после прохождения через теплообменник 6 для нагрева растворителя в линии 3 эту жидкость подают по линии 7 в устройство 8 отгона легких фракций, где осуществляют десорбцию по меньшей мере 70 мол.% абсорбированной ранее двуокиси серы. Температура процесса десорбции 50-110оС. Эта температура как минимум на 30оС выше температуры контактирования. Предпочтительно, чтобы соотношение абсорбированной и десорбированной двуокиси серы было равно 1:2.
Устройство отгонки легких фракций, которое обычно имеет форму насадочной или тарельчатой колонны, сообщается через линию 9 с вакуумным насосом 10, чтобы поддерживать давление в устройстве отгонки легких фракций ниже атмосферного и чтобы обеспечить выгрузку абсорбированной двуокиси серы из системы через линию 11. Находящийся в линии 9 поток газа проходит через теплообменник 12, в который подают холодную воду для конденсирования воды из потока газа для ее последующей подачи по линии 13 в устройство 8 отгона легких фракций. Отгонку двуокиси серы ведут также путем отпарки или пропускания инертного газа через отработанную жидкость.
Регенерированную абсорбирующую среду выводят из устройства отгонки легких фракций по линии 14 и рециркулируют по линии 15 с конечным ее попаданием в теплообменник 6, откуда ее выводят по линии 3 с рН 6,5-7,5. Какую-то часть находящейся в линии 14 генерированной абсорбирующей среды рециркулируют по линии 16 через ребойлер 17 и подают в устройство 8 отгона легких фракций, чтобы поддерживать в этом устройстве температуру регенерации.
В предлагаемом способе могут образовываться термостойкие соли за счет окисления или диспропорционирования двуокиси серы, и эти соли накапливаются в этой циклической системе. Упомянутые соли можно удалить из системы за счет отвода какой-то части находящейся в линии 14 регенерированной абсорбирующей среды в систему 19 очистителя для растворителя по линии 18.
Очищенный растворитель возвращают в линию 15 через линию 20, а выделенные термостойкие соли удаляют через линию 21. Для осуществления операции удаления термостойких солей можно использовать любую процедуру, например процедуру вступления в реакцию с известью или гашеной известью, ионный обмен либо процедуру добавления сильного основания с последующей дистилляцией свободного амина.
Процедура является циклической по своей сущности, причем абсорбирующая среда периодически циркулирует между этапами абсорбирования и десорбирования двуокиси серы с целью образования очищенных дымовых газов и потока концентрированной двуокиси серы для дальнейшей ее обработки.
П р и м е р 1. Этот пример иллюстрирует способ определения кривой титрования для диамина, который используется в настоящем изобретении.
Водный раствор пиперазина титровали 0,5 н.хлористоводородной кислотой поэтапно с 0,5 мл в каждом этапе, а затем определяли величину рН раствора. Полученные при этом результаты изображены на фиг. 2.
Установленные при этом величины pKa1 и pKa2, т.е. величины pKa для первого и второго атомов азота, были равны 9,3 и 5,8 соответственно. Из данных фиг. 2 можно видеть, что образование соли происходит в результате добавления кислоты до тех пор, пока не будет полностью нейтрализован первый атом азота и пока на графике не произойдет разрыв. Добавление дополнительного количества кислоты вызывает дальнейшее образование соли до тех пор, пока не будет полностью нейтрализован второй атом азота и пока на графике не произойдет еще один разрыв.
П р и м е р 2. Этот пример иллюстрирует возможность выделения SO2 из абсорбирующей среды, что очень важно для удовлетворительной работы циклического процесса абсорбция - десорбция.
В трехгорлую стеклянную колбу с круглым дном и емкостью 200 мл добавляли 60 г диамина и 60 г воды, а затем взвешивали колбу вместе с магнитным смесительным стержнем. В колбу вставляли термометр, конденсатор (холодильник) и стеклянный разбрызгиватель газа. Находящийся в колбе раствор насыщали в результате барботирования газообразной двуокисью серы при одновременном перемешивании всего раствора. После насыщения раствора колбу еще раз взвешивали, чтобы убедиться в том, что по меньшей мере один моль SO2 был растворен на каждый эквивалент амина. Насыщение проводили при температуре приблизительно 40оС. После этого стеклянный разбрызгиватель газа заменяли стеклянной пробкой и с помощью нагревающей оболочки передавали в колбу необходимое тепло. Затем через конденсатор в колбе создавали вакуум, а образующееся в колбе давление поддерживали на уровне 500 мм рт. ст. Нагревание колбы продолжали до тех пор, пока температура жидкости в ней не достигала 70-81оС и пока не обнаруживалась быстрая дефлегмация воды. Дефлегмация продолжалась в течение 5 мин, в конце этого периода отсоединялась нагревающая оболочка и в колбе повторно создавалось давление, равное атмосферному, после чего охлаждали колбу.
Затем колбу еще раз взвешивали, чтобы определить вес оставшейся в растворе SO2. Далее рассчитывали нагрузку SO2 обедненного раствора на основе количества моль SO2 на каждый моль амина.
Для широкого разнообразия аминов были получены результаты, которые суммированы в табл. 1. В этой таблице также приводятся величины pKa полусоли (pKa2), исключение составляет триэтаноламин, который является моноамином и поэтому в таблице указана величина pKa1. Для сравнения здесь приводится величина pKa2 для N,Nl -бис (2-гидроксиэтил)пиперазина.
Как можно видеть из данных табл. 1, легкость отгона SO2 повышается по мере уменьшения величины pKa.
По некоторым аминам эксперименты повторяли, однако во всех случаях продолжительность дефлегмации была равна 10 мин. Полученные при этом результаты суммированы в табл. 2.
Данные табл. 2 подтверждают результаты табл. 1.
Хотя легкость осуществления регенерации является желательной, однако требование эффективного осуществления абсорбирования SO2 из предназначенного для обработки потока газа накладывает свои ограничения на нижний предел полезных величин pKa. Именно это требование ограничивает выбор предпочтительного диамина теми соединениями, которые имеют величины pKa выше примерно 5 в момент их использования для очистки дымовых газов при атмосферном давлении.
П р и м е р 3. Синтетическую регенерированную абсорбирующую среду приготовляли в результате смешивания 164 кг N,Nl ,Nl -триметил-N-(2-гидроксиэтил)этилендиамина, 60 кг 98%-й серной кислоты и 491 кг конденсата пара. Величина рН этой смеси была равна примерно 7,76.
Полученную таким образом смесь распыляли в трубопроводе, по которому проходит содержащий синтетическую двуокись серы поток. Диаметр трубопровода был равен примерно 30,5 см и в нем последовательно располагалось три распыляющих сопла (первое сопло располагалось на минимальном расстоянии от выпускного отверстия трубопровода), при этом распыляющий воздух находился под давлением примерно 3,4 атм. В случае использования более одного сопла обедненный растворитель проходит через первое сопло, а восстановленный растворитель из первого сопла подается во второе сопло, а затем из последнего он проходит в третье сопло, если таковые используются. Это дает возможность добиться максимальной нагрузки растворителя.
Размер распыляемых капель находится в диапазоне примерно 20-35 мкм в диаметре. На выпускном конце трубопровода установлен радиальный вентилятор размером примерно в 76 см. Отработанный растворитель извлекается из корпуса вентилятора и из расположенного ниже вентилятора демистера. Двуокись серы смешивается с потоком воздуха, температура которого равна 22оС, а относительная влажность 40%; именно этот поток проходит через трубопровод.
В табл. 3 суммированы результаты и условия проведения испытаний. Демистеры располагаются после каждого из двух последних сопел, а приведенные в табл. 3 нагрузки SO2 на растворитель основываются на жидкости, извлеченной из расположенного вниз по потоку демистера.

Claims (12)

1. ЦИКЛИЧЕСКИЙ СПОСОБ УДАЛЕНИЯ ДВУОКИСИ СЕРЫ ИЗ ГАЗОВОГО ПОТОКА с использованием абсорбирующей среды с последующей ее регенерацией, включающий контактирование при атмосферном давлении и температуре 10 - 60oС указанного газового потока с водной абсорбирующей средой, состоящей из водорастворимой соли диамина и воды при содержании последней менее 80% от массы абсорбирующей среды, подаваемой на контактирование из расчета по крайней мере 1 моль воды на каждый моль двуокиси серы в газовом потоке, десорбцию на стадии регенерации по меньшей мере 70 мол.% абсорбированной двуокиси серы из отработанной абсорбирующей среды отгонкой при 50 - 110oС и как минимум на 30oС выше температуры стадии контактирования, вывод газообразной двуокиси серы со стадии регенерации, удаление термостойких солей из регенерированной абсорбирующей среды и рециркуляцию ее на стадию контактирования, отличающийся тем, что, с целью более легкой регенерации абсорбирующей среды, в качестве водорастворимой соли диамина в абсорбирующей среде используют полусоль диамина с величиной рКа для свободного атома азота в интервале 4,8 - 6,9 и молекулярной массой соответствующего диамина в виде свободного основания менее 300, а регенерированную абсорбирующую среду рециркулируют на стадию контактирования в виде водного раствора полусоли диамина.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что процесс ведут при рН абсорбирующей среды 6,5 - 7,5 в начале и не менее 4 в конце стадии контактирования.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в составе абсорбирующей среды используют полусоль третичного диамина.
4. Способ по п.3, отличающийся тем, что в составе абсорбирующей среды используют полусоль третичного диамина следующей общей формулы:
Figure 00000001
N-R1-N
Figure 00000002

где R1 - алкилен, предпочтительно C2 или C3 с прямой цепью;
R2 - алкил, предпочтительно метил или гидроксиалкил, предпочтительно 2-гидроксиэтил.
5. Способ по п.3, отличающийся тем, что используют полусоль третичного диамина, выбранного из группы N, N', N'-(триметил)-N-(2-гидроксиэтил)-этилендиамин и N, N, N', N'-тетраметилэтилендиамин.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что в составе абсорбирующей среды используют полусоль пиперазина.
7. Способ по п.3, отличающийся тем, что используют полусульфит третичного диамина.
8. Способ по п.3, отличающийся тем, что используют полусульфат третичного диамина.
9. Способ по п.1, отличающийся тем, что абсорбирующую среду используют с концентрацией воды 25 - 50 мас.%.
10. Способ по п.1, отличающийся тем, что процесс ведут при соотношении 1 : 1 количеств абсорбированной на стадии контактирования двуокиси серы и десорбированной на стадии регенерации.
11. Способ по п.1, отличающийся тем, что отгонку двуокиси серы ведут путем отпарки.
12. Способ по п.10, отличающийся тем, что отгонку двуокиси серы ведут пропусканием инертного газа через отработанную абсорбирующую среду.
SU894742509A 1988-11-09 1989-11-09 Циклический способ удаления двуокиси серы из газового потока RU2018353C1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CA582680 1988-11-09
CA582680 1988-11-09

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2018353C1 true RU2018353C1 (ru) 1994-08-30

Family

ID=4139078

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU894742509A RU2018353C1 (ru) 1988-11-09 1989-11-09 Циклический способ удаления двуокиси серы из газового потока

Country Status (16)

Country Link
US (1) US5019361A (ru)
EP (2) EP0368422A3 (ru)
JP (1) JPH0722677B2 (ru)
CN (2) CN1043445A (ru)
AT (1) ATE119060T1 (ru)
AU (2) AU4449989A (ru)
DE (1) DE68921416T2 (ru)
DK (2) DK557389A (ru)
ES (1) ES2018941A6 (ru)
GR (2) GR890100709A (ru)
HU (2) HUT54069A (ru)
IE (1) IE72217B1 (ru)
PL (1) PL162490B1 (ru)
RU (1) RU2018353C1 (ru)
YU (2) YU213589A (ru)
ZA (1) ZA898512B (ru)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2605132C2 (ru) * 2011-08-18 2016-12-20 Сименс Акциенгезелльшафт Способ и устройство для отвода легколетучих продуктов деградации из имеющегося в технологическом процессе отделения двуокиси углерода co2 контура с абсорбирующим веществом
RU2674963C2 (ru) * 2013-11-07 2018-12-13 Кэнсолв Текнолоджиз Инк. Способ улавливания диоксида серы из газового потока
RU2708606C1 (ru) * 2019-07-25 2019-12-09 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский Томский государственный университет" (НИ ТГУ) Абсорбционно-десорбционное устройство циркуляционного типа для сепарации гелия из природного газа
RU2759096C1 (ru) * 2021-04-30 2021-11-09 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Северо-Восточный федеральный университет имени М.К.Аммосова" Способ очистки от диоксида серы

Families Citing this family (74)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5364604A (en) * 1987-03-02 1994-11-15 Turbotak Technologies Inc. Solute gas-absorbing procedure
US5439509A (en) * 1991-01-22 1995-08-08 Turbotak Inc. Stripping method and apparatus
US5403569A (en) * 1991-01-25 1995-04-04 Abdelmalek; Fawzy T. Process for boiler flue gas cleaning by absorption, separation and liquefaction
CA2093901A1 (en) * 1991-08-13 1993-02-14 Dane Chang Composition and method for simultaneous absorption of sulfur dioxide and nitric oxide
US5352423A (en) * 1991-12-11 1994-10-04 Northeastern University Use of aromatic salts for simultaneously removing SO2 and NOx pollutants from exhaust of a combustion system
US5312605A (en) * 1991-12-11 1994-05-17 Northeastern University Method for simultaneously removing SO2 and NOX pollutants from exhaust of a combustion system
US5202103A (en) * 1991-12-20 1993-04-13 Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation Removal of sulfur dioxide from gas streams
US5304361A (en) * 1992-06-26 1994-04-19 Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation Removal of hydrogen sulfide
US5262139A (en) * 1992-09-29 1993-11-16 Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation Removal of sulfur dioxide from gas streams
US5292407A (en) * 1992-12-18 1994-03-08 Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation Process for converting heat stable amine salts to heat regenerable amine salts
US5851265A (en) * 1996-09-03 1998-12-22 Monsanto Company Selective removal and recovery of sulfur dioxide from effluent gases using organic phosphorous solvents
CA2201004C (en) * 1997-03-25 2001-11-27 Cansolv Technologies, Inc. Safe storage and transportation of sulfur dioxide
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
EP0963778A1 (de) * 1998-05-12 1999-12-15 Linde Aktiengesellschaft Verfahren zur Trocknung und Reinigung von Luft
CN1089261C (zh) * 1998-10-29 2002-08-21 鲜荣忠 仿气象治理大气污染的方法及设备
CN1101717C (zh) * 2000-10-16 2003-02-19 中国石油化工集团公司 一种湿法烟气脱SOx方法
US6602423B2 (en) * 2001-02-27 2003-08-05 Von Phul Stephen A. Method and apparatus for removing foaming contaminants from hydrocarbon processing solvents
US7056482B2 (en) * 2003-06-12 2006-06-06 Cansolv Technologies Inc. Method for recovery of CO2 from gas streams
US7214358B2 (en) * 2003-08-13 2007-05-08 Cansolv Technologies Inc. Low energy regenerable SO2 scrubbing process
DE102004011429A1 (de) * 2004-03-09 2005-09-29 Basf Ag Verfahren zum Entfernen von Kohlendioxid aus Gasströmen mit niedrigen Kohlendioxid-Partialdrücken
US7566687B2 (en) * 2005-06-13 2009-07-28 Jacam Chemical, LLC Methods and compositions for removing sulfur from liquid hydrocarbons
US7384616B2 (en) * 2005-06-20 2008-06-10 Cansolv Technologies Inc. Waste gas treatment process including removal of mercury
US20070080098A1 (en) * 2005-10-12 2007-04-12 Zaid Gene H Methods and compositions for removing sulfur from liquid hydrocarbons using ammonium adducts
DE102005050385A1 (de) 2005-10-20 2007-04-26 Basf Ag Absorptionsmittel und Verfahren zum Entfernen von Kohlendioxid aus Gasströmen
US20070105262A1 (en) * 2005-11-10 2007-05-10 Infineon Technologies Ag Method for fabricating an integrated circuit with a CMOS manufacturing process
PE20071048A1 (es) 2005-12-12 2007-10-18 Basf Ag Proceso para la recuperacion de dioxido de carbono
US7776296B2 (en) * 2006-03-10 2010-08-17 Cansolv Technologies Inc. Regeneration of ion exchangers that are used for salt removal from acid gas capture plants
DK2026896T3 (en) 2006-05-18 2016-11-28 Basf Se KULDIOXIDABSORPTIONSMIDDEL WITH REDUCED Regeneration ENERGY NEEDS
WO2008073935A1 (en) * 2006-12-13 2008-06-19 Dow Global Technologies Inc. Method and composition for removal of mercaptans from gas streams
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
US20080245233A1 (en) * 2007-04-05 2008-10-09 Baker Hughes Incorporated Method for Inhibiting Fouling in Basic Washing Systems
KR100831093B1 (ko) * 2007-04-09 2008-05-22 한국과학기술연구원 이온성 액체를 이용한 ｉｓ 싸이클 공정의 혼합가스로부터순수 이산화황의 분리 회수 방법
EP2217353B1 (de) 2007-11-15 2017-01-25 Basf Se Verfahren zum entfernen von kohlendioxid aus fluidströmen, insbesondere verbrennungsabgasen
US8097068B2 (en) * 2008-11-06 2012-01-17 Cansolv Technologies Inc. Method for treating a diamine absorbent stream
US8063112B2 (en) * 2008-12-08 2011-11-22 Cansolv Technologies Inc. Process for the regeneration of an ion exchange resin using sulfurous acid
US7785399B2 (en) * 2009-01-16 2010-08-31 Uop Llc Heat integration for hot solvent stripping loop in an acid gas removal process
CN101537304B (zh) * 2009-04-17 2011-09-28 合肥工业大学 一种环胺类二氧化硫气体吸收剂及其制备方法
CN101869824B (zh) * 2009-04-21 2012-06-06 攀钢集团攀枝花钢铁研究院有限公司 一种烟气脱硫剂和烟气脱硫方法
CN101584961B (zh) * 2009-07-01 2011-07-20 合肥工业大学 可再生的烟气脱硫剂及制备方法
EP2667958B1 (en) 2011-01-24 2019-09-18 Electrosep Technologies Inc. Method for removing heat stable base salts from a contaminated basic solution
CN102302894B (zh) * 2011-07-15 2013-06-19 攀钢集团攀枝花钢钒有限公司 一种可再生烟气脱硫工艺
WO2013028938A1 (en) * 2011-08-25 2013-02-28 Dow Global Technologies Llc Formate based heat stable salt mitigation in physical solvent acid gas absorption processes
JP5868795B2 (ja) * 2012-06-25 2016-02-24 株式会社東芝 酸性ガス吸収剤、酸性ガス除去方法および酸性ガス除去装置
US9815693B2 (en) 2013-07-18 2017-11-14 Shell Oil Company Processes for producing sulfuric acid from sour tail gas field
JP6173817B2 (ja) * 2013-07-30 2017-08-02 株式会社東芝 酸性ガス吸収剤、酸性ガス除去方法及び酸性ガス除去装置
CN103349886B (zh) * 2013-08-07 2016-05-11 北京国电龙源环保工程有限公司 一种可再生多元叔胺二氧化硫吸收剂及其制备方法
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
CN103657342B (zh) * 2013-12-10 2016-04-06 陕西省石油化工研究设计院 一种高效可再生so2吸收剂
CN103638779B (zh) * 2013-12-12 2015-08-12 合肥工业大学 一种可再生有机胺烟气脱硫剂及其制备方法
CN103721553A (zh) 2014-01-07 2014-04-16 江苏新世纪江南环保股份有限公司 一种利用氨法脱硫技术高效去除酸性气硫化物的方法
CN103908873B (zh) * 2014-04-04 2016-03-09 江苏蓝电环保股份有限公司 一种从工业废气中回收二氧化硫的方法
CN103949141B (zh) * 2014-05-14 2016-06-22 北京国电龙源环保工程有限公司 一种处理有机胺脱硫液中副产物硫代硫酸根的方法
CN104208985B (zh) * 2014-09-29 2016-08-24 长沙华时捷环保科技发展股份有限公司 烟气脱硫方法及系统
CN105983310A (zh) * 2015-01-30 2016-10-05 中国石油天然气股份有限公司 一种选择性吸收二氧化硫的吸收剂及其应用
CN107158887A (zh) * 2016-03-08 2017-09-15 青岛科技大学 一种脱除气体中so2的方法
WO2018078065A1 (en) 2016-10-27 2018-05-03 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removing sulfur dioxide from a gas stream
WO2018078154A1 (en) 2016-10-31 2018-05-03 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removing sulfur dioxide from a gas stream
CN110121386A (zh) 2016-11-01 2019-08-13 国际壳牌研究有限公司 生产纯净气流的方法
EP3592449A1 (en) 2017-03-08 2020-01-15 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removing so2 from gas with so2 content that is temporarily very high
CN108144428A (zh) 2017-03-15 2018-06-12 江苏新世纪江南环保股份有限公司 一种氨法高效脱除气体中硫氧化物和尘的方法及装置
CN107213769B (zh) 2017-05-25 2019-09-20 江苏新世纪江南环保股份有限公司 一种分室加氨的氨法脱硫方法及装置
CN107213785B (zh) 2017-05-25 2020-08-07 江苏新世纪江南环保股份有限公司 一种fcc尾气氨法脱硝脱硫除尘的方法及装置
EP3415222A1 (en) 2017-06-14 2018-12-19 Jiangnan Environmental Protection Group Inc. Automatic ammonia-adding system and method for ammonia-based desulfurization device
CN107213770B (zh) 2017-07-03 2023-03-17 江苏新世纪江南环保股份有限公司 氨法脱硫吸收塔及其建立方法和运行方法
CN108722163B (zh) 2017-09-07 2019-06-07 江苏新世纪江南环保股份有限公司 一种氨法脱硫控制吸收过程气溶胶产生的方法
CN108452652B (zh) * 2017-12-04 2021-06-08 盐城市兰丰环境工程科技有限公司 一种工业气体脱硫系统
CN116510513A (zh) 2018-04-13 2023-08-01 江苏新世纪江南环保股份有限公司 氨法脱硫溶液的氧化方法及装置
EP3597286A1 (en) 2018-07-20 2020-01-22 Jiangnan Environmental Protection Group Inc. Acid gas treatment
CN110732227B (zh) 2018-07-20 2023-02-21 江南环保集团股份有限公司 一种酸性气处理的方法和装置
JP2022531042A (ja) * 2019-05-02 2022-07-06 コモンウェルス サイエンティフィック アンド インダストリアル リサーチ オーガナイゼーション 液体吸収剤を再生する方法
CN110743326A (zh) * 2019-10-28 2020-02-04 大连理工大学 一类用于捕集二氧化碳的高效节能的非水吸收剂及应用
CN111957183A (zh) 2019-12-26 2020-11-20 江苏新世纪江南环保股份有限公司 一种改进的氨法脱硫控制吸收过程气溶胶产生的方法
CN114432845A (zh) * 2020-11-03 2022-05-06 财团法人工业技术研究院 去除烟道气中的二氧化硫的方法与装置
CN113318586B (zh) * 2021-06-09 2022-07-19 华东理工大学 一种胺类化合物在提高有机硫溶解和吸收脱除中的应用

Family Cites Families (25)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2106446A (en) * 1934-02-01 1938-01-25 Ig Farbenindustrie Ag Removal of gaseous weak acids from gases containing the same
US2186453A (en) * 1938-01-17 1940-01-09 Guggenheim Brothers Recovery of sulphur dioxide
DE2142104A1 (de) * 1971-08-23 1973-03-01 Basf Ag Verfahren zur entfernung von schwefeldioxid aus rauchgasen
US3904735A (en) * 1972-03-07 1975-09-09 Union Carbide Corp Process for the selective removal of sulfur dioxide from effluent gases
US4263021A (en) * 1972-12-05 1981-04-21 The Babcock & Wilcox Company Gas-liquid contact system
JPS4999701A (ru) * 1973-01-29 1974-09-20
CA1033291A (en) * 1973-04-26 1978-06-20 Francis A.L. Dullien Gas scrubber
US4208387A (en) * 1974-02-04 1980-06-17 Institute Of Gas Technology Removal of sulfur dioxide from waste gases
US3876395A (en) * 1974-03-07 1975-04-08 Union Carbide Corp Method for the adsorption of sulfur dioxide
US3917469A (en) * 1974-07-24 1975-11-04 Union Carbide Corp Method for the removal of sulfur dioxide from gas mixtures
US4211761A (en) * 1974-08-22 1980-07-08 Tung Shao E Process for removal of sulfur dioxide from gaseous mixtures
JPS51146371A (en) * 1975-06-12 1976-12-15 Mitsubishi Heavy Ind Ltd A wet gas treatment apparatus by spray system
US4122149A (en) * 1977-03-25 1978-10-24 Union Carbide Corporation Process for removing SO2 from effluent gases and for removing heat stable salts from systems in which they accumulate
US4351812A (en) * 1978-08-24 1982-09-28 The Dow Chemical Company Hydrolysis of carbon oxysulfide with morpholines and piperazines
CA1124038A (en) * 1978-08-24 1982-05-25 Glenn D. Correll Hydrolysis of carbon oxysulfide with morpholines and piperazines
US4201752A (en) * 1979-03-01 1980-05-06 Union Carbide Corporation Process for the selective removal of sulfur dioxide from effluent gases
CA1168027A (en) * 1980-05-27 1984-05-29 Union Carbide Corporation Regenerable process for the selective removal of sulfur dioxide from effluent gases
US4389383A (en) * 1980-05-27 1983-06-21 Union Carbide Corporation Regenerable process for the selective removal of sulfur dioxide from effluent gases
DE3237387A1 (de) * 1982-10-08 1984-04-12 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Verfahren zur entfernung unerwuenschter gasfoermiger bestandteile aus heissen rauchgasen
US4503704A (en) * 1983-05-02 1985-03-12 Celanese Corporation Card web strength test
US4556546A (en) * 1983-05-04 1985-12-03 Air Products And Chemicals, Inc. Bis tertiary amino alkyl derivatives as solvents for acid gas removal from gas streams
DE3568537D1 (en) * 1985-06-25 1989-04-13 Dow Chemical Co Selective absorbtion of sulfur dioxide from gases containing sulfur dioxide and carbon dioxide
JPS62164794A (ja) * 1986-01-17 1987-07-21 Mitsubishi Oil Co Ltd ゲル状携帯燃料組成物
JPS6341582A (ja) * 1986-08-08 1988-02-22 Iic Kagaku Kogyo Kk 着色発炎性固形アルコ−ル
US4783327A (en) * 1987-08-13 1988-11-08 The Dow Chemical Company Sulfur dioxide removal from gas streams using hydroxyalkyl substituted piperazinones

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Патент США N 3904735, кл. C 01B 17/00, 1975. *

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2605132C2 (ru) * 2011-08-18 2016-12-20 Сименс Акциенгезелльшафт Способ и устройство для отвода легколетучих продуктов деградации из имеющегося в технологическом процессе отделения двуокиси углерода co2 контура с абсорбирующим веществом
RU2674963C2 (ru) * 2013-11-07 2018-12-13 Кэнсолв Текнолоджиз Инк. Способ улавливания диоксида серы из газового потока
RU2708606C1 (ru) * 2019-07-25 2019-12-09 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский Томский государственный университет" (НИ ТГУ) Абсорбционно-десорбционное устройство циркуляционного типа для сепарации гелия из природного газа
RU2759096C1 (ru) * 2021-04-30 2021-11-09 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Северо-Восточный федеральный университет имени М.К.Аммосова" Способ очистки от диоксида серы

Also Published As

Publication number Publication date
HUT54068A (en) 1991-01-28
YU213689A (en) 1991-02-28
EP0368422A3 (en) 1991-04-10
DE68921416D1 (de) 1995-04-06
ZA898512B (en) 1991-06-26
IE72217B1 (en) 1997-04-09
DK557489A (da) 1990-05-10
GR890100739A (el) 1990-12-31
EP0368423A3 (en) 1991-03-20
DK557389D0 (da) 1989-11-08
PL162490B1 (pl) 1993-12-31
EP0368423A2 (en) 1990-05-16
JPH02258012A (ja) 1990-10-18
EP0368423B1 (en) 1995-03-01
DK557389A (da) 1990-05-10
EP0368422A2 (en) 1990-05-16
ATE119060T1 (de) 1995-03-15
CN1043269A (zh) 1990-06-27
IE893588L (en) 1990-05-09
AU4449889A (en) 1990-05-17
JPH0722677B2 (ja) 1995-03-15
ES2018941A6 (es) 1991-05-16
YU213589A (en) 1991-02-28
AU4449989A (en) 1990-05-17
AU624873B2 (en) 1992-06-25
CN1024325C (zh) 1994-04-27
DE68921416T2 (de) 1995-07-06
HUT54069A (en) 1991-01-28
GR890100709A (el) 1990-12-31
HU895832D0 (en) 1990-01-28
DK557489D0 (da) 1989-11-08
CN1043445A (zh) 1990-07-04
US5019361A (en) 1991-05-28
HU895833D0 (en) 1990-01-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2018353C1 (ru) Циклический способ удаления двуокиси серы из газового потока
US4100256A (en) Hydrolysis of carbon oxysulfide
EP1648589B1 (en) Method for recovery of co2 and so2 from gas streams
AU2004264999B2 (en) Low energy SO2 scrubbing process
AU2007339756B2 (en) Process for the recovery of carbon dioxide from a gas stream
US4892674A (en) Addition of severely-hindered amine salts and/or aminoacids to non-hindered amine solutions for the absorption of H2 S
US4618481A (en) Absorbent composition containing a severely hindered amino compound and an amine salt and process for the absorption of H2 S using the same
EP0134948A2 (en) Absorbent formulation for enhanced removal of acid gases from gas mixtures and processes using same
GB1591417A (en) Process and composition for removing carbon dioxide containing acidic gases from gaseous mixtures
JPH0889756A (ja) 被処理ガス中の二酸化炭素の処理方法及び吸収液
US4961873A (en) Absorbent composition containing a severely-hindered amine mixture with amine salts and/or aminoacid additives for the absorption of H2 S
US5202103A (en) Removal of sulfur dioxide from gas streams
US4201752A (en) Process for the selective removal of sulfur dioxide from effluent gases
US11458433B2 (en) Absorbent and process for selectively removing hydrogen sulfide
US4894179A (en) Absorbent composition containing a tertiary amino azabicyclic alcohol and an amine salt
EP3927450A1 (en) Process for removal of acid gases from a fluid stream with a liquid absorbent comprising a piperazine ring
CA1329467C (en) Removal and recovery of sulphur dioxide from gas streams
CN117500577A (zh) 通过使用包括环状脲作为物理溶剂的吸收剂组合物从含有酸性气体的气体混合物中除去酸性气体，特别是co2的方法