RU2378040C2 - Тщательная очистка газообразных продуктов сгорания, включая удаление co2 - Google Patents

Тщательная очистка газообразных продуктов сгорания, включая удаление co2 Download PDF

Info

Publication number
RU2378040C2
RU2378040C2 RU2007108285/15A RU2007108285A RU2378040C2 RU 2378040 C2 RU2378040 C2 RU 2378040C2 RU 2007108285/15 A RU2007108285/15 A RU 2007108285/15A RU 2007108285 A RU2007108285 A RU 2007108285A RU 2378040 C2 RU2378040 C2 RU 2378040C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
stream
temperature
range
solution
pressure
Prior art date
Application number
RU2007108285/15A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2007108285A (ru
Inventor
Эли ГАЛ (US)
Эли ГАЛ
Original Assignee
ИАйДжи, ИНК.
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
Priority to US59922804P priority Critical
Priority to US60/599,228 priority
Priority to US61777904P priority
Priority to US60/617,779 priority
Application filed by ИАйДжи, ИНК. filed Critical ИАйДжи, ИНК.
Publication of RU2007108285A publication Critical patent/RU2007108285A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2378040C2 publication Critical patent/RU2378040C2/ru

Links

Images

Classifications

    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D53/00Separation 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
    • B01D53/34Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46Removing components of defined structure
    • B01D53/62Carbon oxides
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D53/00Separation 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
    • B01D53/14Separation 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
    • B01D53/1456Removing acid components
    • B01D53/1475Removing carbon dioxide
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D53/00Separation 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
    • B01D53/34Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/74General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
    • B01D53/75Multi-step processes
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23JREMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J15/00Arrangements of devices for treating smoke or fumes
    • F23J15/006Layout of treatment plant
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23JREMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J15/00Arrangements of devices for treating smoke or fumes
    • F23J15/06Arrangements of devices for treating smoke or fumes of coolers
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D2251/00Reactants
    • B01D2251/20Reductants
    • B01D2251/206Ammonium compounds
    • B01D2251/2062Ammonia
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D2252/00Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/10Inorganic absorbents
    • B01D2252/102Ammonia
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23JREMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J2215/00Preventing emissions
    • F23J2215/50Carbon dioxide
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23JREMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J2219/00Treatment devices
    • F23J2219/50Sorption with semi-dry devices, e.g. with slurries
    • Y02A50/2342
    • Y02C10/04
    • Y02C10/06
    • Y02E20/326

Abstract

Изобретение может быть использовано в химической и нефтеперерабатывающей промышленности. Для достижения максимальной конденсации и эффекта очистки газа температуру газообразных продуктов сгорания понижают до 0-20°С в охладителях непосредственного контакта 132. CO2 улавливают из охлажденного и чистого газа воздуховода в абсорбере CO2 134 с использованием аммонизированного раствора или взвеси в системе NH3-СО22О. Абсорбцию проводят при 0-20°С. Регенерацию СО2-обогащенного раствора осуществляют в регенераторе 136 при повышении давления и температуры. Из регенератора 136 генерируется поток 110 с высоким давлением CO2 и с низкой концентрацией NH3 и водяных паров. Поток CO2 высокого давления охлаждают и промывают для извлечения аммиака и влаги. Технический результат заключается в упрощении способа, снижении энергетических затрат и в возможности использования дешевого реагента. 16 з.п. ф-лы, 3 ил.

Description

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
Настоящее изобретение касается систем и способов тщательной очистки газообразных продуктов сгорания с последующим улавливанием и регенерацией СО2.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Большая часть энергии, используемой сейчас в мире, получается от сжигания содержащих углерод и водород топлив, таких как уголь, нефть и природный газ. В добавление к углероду и водороду эти топлива содержат кислород, влагу и такие загрязнители, как зола, сера, азотные соединения, хлор, ртуть и другие соединения в следовых количествах. Понимание вредного воздействия загрязнителей, высвобождаемых во время сжигания, инициирует усиление еще более строгих ограничений на выбросы электростанций, нефтеперерабатывающих заводов и других промышленных процессов. Существует увеличивающееся давление на владельцев таких заводов, чтобы достигать приблизительно нулевых выбросов загрязнителей и снижать выброс СО2.
Достижения техники помогают различным процессам и разработанным технологиям снижать выделение загрязнителей с газообразными продуктами сгорания. Тканевые фильтры, электростатические осадители и мокрые газоочистители обычно используются для улавливания мелкодисперсного вещества, различные химические способы используются для снижения выбросов оксидов серы, HCl и НF, модификации сжигания, способы снижения NОх используются для снижения выделения NОх и разрабатываются способы улавливания ртути и других микроэлементов из газообразных продуктов сгорания.
Значительный прогресс был достигнут в последние 20-30 лет и заводы сейчас гораздо чище и безопаснее в отношении окружающей среды, чем в прошлом. Однако существуют растущие указания на то, что даже небольшие концентрации мелкодисперсного вещества и особенно очень мелкодисперсных, менее чем 2,5 микрон размера частиц (РМ 2,5), оксидов серы, кислотного тумана и ртути вредны для здоровья человека и нуждаются в регулировании.
Регулирование остаточных выбросов еще является проблемой и с существующими технологиями стоимость улавливания последних немногих процентов вредных загрязнителей очень высока.
Кроме того, в последние несколько лет существует растущая озабоченность, связанная с накоплением СО2, парникового газа, в атмосфере. Ускоренный рост концентрации СО2 в атмосфере связан с растущим использованием таких топлив, как уголь, нефть и газ, которые каждый год высвобождают миллиарды тонн СО2 в атмосферу.
Снижение выделения СО2 может быть достигнуто улучшением эффективности утилизации энергии, переходом к топливам с меньшей концентрацией углерода и применением альтернативных, нейтральных в отношении СО2 источников энергии. Однако вследствие недостаточного прорыва в энергетических технологиях выделяющие СО2 топлива будут оставаться основным источником энергии в обозримом будущем. Следовательно, требуется низкозатратный низкоэнергетический способ улавливания и изолирования СО2 для обращения тенденции глобального потепления.
Состояние технологий улавливания СО2 не подходит для работы с грязными кислородсодержащими газообразными продуктами сгорания низкого давления и с низкой концентрацией СО2. Доступные коммерческие технологии улавливания СО2 имеют высокое потребление энергии и высокую стоимость. В случае применения они наложили бы тяжелую нагрузку на стоимость утилизации энергии.
Применимый способ, доступный в настоящее время для улавливания СО2 после сгорания, представляет собой аминовый способ, использующий моноэтаноламин (МЭА) или подобные амины для реакции с СО2. МЭА-способ способен достигать высокой эффективности улавливания и генерации концентрированного потока СО2 для изоляции. Однако данный способ имеет несколько недостатков:
- МЕА-реагент дорог и разлагается в окружении кислорода и СО2.
- МЕА является коррозионно-активным и может использоваться только в относительно разбавленной форме.
- Реакция МЕА и СО2 сильноэкзотермичная.
- Регенерация требует много энергии.
- Данный способ расходует много тепла и мощности для собственных нужд.
Стоимость аминового способа и системы очень высока и выход чистой энергии электростанции, оборудованной аминовой системой для улавливания СО2, сильно снижается.
Чтобы достичь чистого сгорания топлив с почти нулевым выбросом, включая выделение СО2, требуется низкозатратный низкоэнергетический способ, который:
- Улавливает остаточные загрязнители.
- Улавливает СО2 и высвобождает его в концентрированной форме с высоким давлением для изоляции.
Соответственно, разработка новых систем и способов, преодолевающих настоящие проблемы и недостатки, рассматривалась бы как прогресс в данной области техники.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение представляет собой комплексный способ и устройство для эффективного и экономичного снижения остаточных выбросов, таких как SО2, SО3, HCl, HF и мелкодисперсное вещество, включая РМ 2,5, в газообразных продуктах сгорания после обычных систем регулирования загрязнения воздуха до почти нулевых уровней. Дополнительно устройство настоящего изобретения снижает выделение СО2 путем его улавливания и доставки на изоляцию в концентрированной форме и при высоком давлении. Цель данного изобретения заключается в том, что данный способ должен являться относительно несложным, использовать дешевый реагент, не генерировать дополнительных потоков отходов и, наиболее важно, иметь низкую стоимость и низкие затраты энергии.
Настоящее изобретение представляет собой мокрый способ и устройство, где насыщенные газообразные продукты сгорания после обычного оборудования и системы регулирования загрязнения воздуха охлаждаются гораздо ниже окружающей температуры насыщения. Данное охлаждение достигается непосредственным контактом с холодной водой в предназначенных сосудах. Непосредственный контакт между газом и жидкостью, совмещенный с интенсивной конденсацией влаги из насыщенного газа, представляет собой очень эффективный мокрый газоочиститель. Возможно, такие щелочные материалы, как карбонат натрия или аммония, могут добавляться в охладитель непосредственного контакта, чтобы усилить улавливание кислотных частиц в газе. Непосредственное охлаждение до низкой температуры может достигаться в одну или большее количество стадий охлаждения. Непрерывный отвод из охладителя непосредственного контакта предотвращает накопление захваченных загрязнителей в охладителях непосредственного контакта.
В предпочтительном варианте осуществления охлажденная вода будет генерироваться в башенных охладителях с дополнительным охлаждением до низкой температуры в диапазоне от 0 до 20 или даже от 0 до 10 градусов Цельсия путем эффективного механического сжатия пара, когда вода сама используется в качестве охладителя.
В соответствии с настоящим изобретением охлаждение газа существенно снижает содержание влаги. Охлажденный газ с низкой влажностью имеет относительно малый объем и относительно высокую концентрацию СО2, тем самым делая эффективное улавливание СО2 легче и дешевле.
Изобретение дополнительно включает в себя массоперенос и реакцию газообразного СО2 из газообразных продуктов сгорания с обедненным по СО2 аммонизированным раствором с образованием обогащенного по СО2 аммонизированного раствора. Согласно настоящему изобретению реакция поглощения протекает в поглотителе СО2, работающем при приблизительно атмосферном давлении и низкой температуре предпочтительно в температурном диапазоне от 0 до 20 или даже от 0 до 10 градусов Цельсия. Низкая температура усиливает массоперенос СО2 в раствор, существенно снижая давление пара аммиака и предотвращая его испарение в газовый поток. Один или большее количество стадий поглощения СО2 могут использоваться в зависимости от требований эффективности улавливания.
Кроме того, в соответствии с настоящим изобретением давление обогащенного по СО2 раствора из поглотителя СО2 повышают посредством насоса высокого давления до диапазона от 30 до 2000 psi (фунт/кв.дюйм) и его нагревают до температурного диапазона от 50 до 200 градусов Цельсия и предпочтительно до температурного диапазона от 100 до 150 градусов Цельсия. При вышеуказанных условиях СО2 отделяется от раствора и выделяется в виде относительно чистого газового потока высокого давления. Газовый поток СО2 высокого давления содержит низкую концентрацию аммиака и водяного пара, которые могут возвращаться холодной промывкой газового потока СО2.
Реакция регенерации является эндотермической. Однако теплота реакции мала и общее поглощение тепла процесса относительно мало. Кроме того, регенерация высокого давления минимизирует испарение аммиака и воды, минимизируя затраты энергии в процессе. Также низкопотенциальное тепло может использоваться для регенерации СО2, чтобы дополнительно уменьшить воздействие улавливания СО2 на общую эффективность завода. Обедненный по СО2 раствор, используемый в поглотителе для улавливания СО2, содержит мольное отношение NН3/СО2 в диапазоне от 1,5 до 4,0 и предпочтительно в диапазоне от 1,5 до 3,0. Обогащенный по СО2 раствор, подаваемый на регенерацию, содержит мольное отношение NН3/СО2 в диапазоне от 1,0 до 2,0 и предпочтительно в диапазоне от 1,0 до 1,5.
Настоящее изобретение имеет преимущество высокоэффективного низкозатратного улавливания остаточных загрязнителей из газообразных продуктов сгорания с последующим высооэффективным низкозатратным улавливанием и регенерацией СО2. Низкотемпературное поглощение и регенерация высокого давления являются критичными для успешного выполнения данного способа и устройства. Простая низкозатратная и эффективная система имеет заметное преимущество над другими способами очистки и улавливания СО2 и является реальным прорывом в достижении задачи почти нулевого выделения загрязнителей.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Вышеуказанные и другие преимущества данного изобретения станут более очевидными из последующего описания, взятого в соединении с сопутствующими чертежами, в которых:
Фиг.1. представляет собой схематическое изображение комплексной установки для улавливания остаточных загрязнителей и СО2 из газообразных продуктов сгорания после обычных установок регулирования загрязнения воздуха. Система включает в себя очистку газа, поглощение СО2 и регенерацию СО2.
Фиг.2. представляет собой схематическое изображение устройств для охлаждения газа и для глубокой очистки от остаточных загрязнителей.
Фиг.3. представляет собой схематическое изображение устройств улавливания и регенерации СО2. Оно включает в себя поглотитель СО2, который работает при низкой температуре, и регенератор СО2, который работает при умеренной температуре и высоком давлении.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В соответствии с настоящим изобретением обеспечиваются способ и устройство для удаления большинства загрязнителей, включая СО2, из газовых потоков. Эти газы обычно являются результатом сгорания или газификации угля, жидких топлив, газообразных топлив и органических отходов. Загрязнители включают в себя остатки, например, SО2, SО3, HCl, HF, CO2, мелкодисперсного вещества, включая РМ 2,5, ртути и других летучих веществ. Высокая эффективность удаления загрязнителей достигается насыщением и эффективным охлаждением газа ниже его температуры адиабатического насыщения и преимущественно так низко, как от 0 до 20 или даже от 0 до 10 градусов Цельсия. Мелкие частицы и кислый туман представляют собой центры зародышеобразования для конденсации воды. Таким образом, практически все мелкие частицы и кислый туман удаляются из потока газа. Низкая температура создает окружающую среду с низким давлением пара SО2, SО3, HCl, HF, ртути и других летучих веществ, которые тоже конденсируются в холодной воде.
Охлаждение текущего газа делает возможным улавливание СО2 в обедненный по СО2 аммонизированный раствор или суспензию. Поглощение СО2 достигается при низкой температуре, предпочтительно такой низкой, как от 0 до 20 градусов Цельсия, или такой низкой, как от 0 до 10 градусов Цельсия. Поглотитель регенерируется повышением температуры раствора или суспензии до диапазона от 50 до 200 градусов Цельсия и давления в диапазоне от 30 до 2000 psi (фунт/кв.дюйм). Низкая температура поглощения и высокое давление регенерации приводят к высокой эффективности улавливания СО2, низкому расходу энергии и низким потерям аммиака за счет испарения.
Поглощение СО2 происходит в водной системе NН3-СО22О, где аммиак может быть в форме иона аммония NН4+, или в форме растворенного молекулярного NН3. СО2 может быть в форме карбоната СО3=, бикарбоната НСО3-, или в форме растворенного молекулярного СО2. Емкость раствора в поглощении СО2 и форма, в которой присутствуют данные частицы, зависят от концентрации аммиака, от мольного отношения NН3/СО2 и от температуры и давления.
Высокое мольное отношение NН3/СО2 увеличивает давление пара аммиака и приводит к потерям аммиака за счет испарения. Низкое мольное отношение NН3/СО2 увеличивает давление пара СО2 и уменьшает эффективность его улавливания. Таким образом, оптимальное мольное отношение NН3/СО2 для поглощения лежит в диапазоне от 1,0 до 4,0 и предпочтительно в диапазоне от 1,5 до 3,0. Высокая температура увеличивает давление пара и аммиака и СО2. В результате поглотитель должен работать при самой низкой практической температуре и предпочтительно в диапазоне температур от 0 до 20 градусов Цельсия или даже в диапазоне температур от 0 до 10 градусов Цельсия.
При высокой концентрации и сравнительно низкой температуре могут быть достигнуты пределы растворимости и осаждаются твердые частицы. Эти твердые частицы обычно присутствуют в форме карбоната аммония (NН4)2СО3 для высокого мольного отношения NН3/СО2 и бикарбоната аммония NН4НСО3 для низкого отношения NН3/СО2.
Реакции массопереноса и поглощения для концентрированных низкотемпературных суспензий следующие:
CO2 (г) (СО2 (вод)
СО2 (вод)+Н2О (Н++НСО3-
(NН4)2СО3(тв) (2NН4++СО3=
Н++СО3=(НСО3-
НСО3-+NН4+(NН4НСО3(тв),
где захваченный в газе СО2 превращает карбонат аммония в бикарбонат аммония. Вышеприведенные реакции обратимы и СО2 выходит из жидкой фазы при повышенной температуре.
В зависимости от рабочих условий нежелательные побочные реакции могут протекать, как:
4++СО3=(NН3(г)+НСО3-
4++НСО3- (NН3(г)+СО2(г)+Н2О,
вызывая выделение NН3 в газовую фазу. Меньшая температура и меньшее отношение NН3/СО2 в поглотителе подавляют эти нежелательные реакции. Однако во время регенерации и при повышенной температуре образуется газообразный аммиак. Чтобы предотвратить унос аммиака из жидкой фазы (и по другим причинам), регенератор вынуждают работать при повышенном давлении и в условиях, когда растворимость аммиака в растворе очень высокая и выделение газообразного аммиака очень низкое.
Фиг.1 представляет собой схематическое изображение комплексного способа, который включает в себя очистку и охлаждение газа, поглощение СО2 в обедненный по СО2 аммонизированный раствор и регенерацию СО2 из обогащенного по СО2 раствора. Поток 102 представляет собой поток газа от сгорания или промышленного процесса, содержащего остаточные загрязнители, СО2 и частицы инертного газа. Концентрация СО2 в газе обычно составляет от 10 до 15% для сгорания угля и от 3 до 4% для сгорания природного газа. Устройство 130 изображает ряд обычных способов регулирования загрязнения воздуха, которые в зависимости от источника газа могут включать в себя особые коллекторы, регулирование NОх и SО2, устройство улавливания кислотного тумана и больше. Загрязнители, собираемые в данном устройстве, удаляются в потоке 112. Поток 104 после обычных чистящих устройств содержит остаточные загрязнители, не собранные обычными устройствами. Он обычно насыщен водой и находится в температурном диапазоне от 40 до 70 градусов Цельсия. Устройство 132 представляет собой ряд из одного или больше охладителей непосредственного контакта (ОНК), где холодная вода, генерируемая в охлаждающих башнях и охладителях (не показаны), используется для промывки и очистки газа, улавливания его остаточных загрязнителей и снижения его содержания влаги. Поток 114 представляет собой сток из устройства 132, сконструированного, чтобы выпускать все захваченные остаточные загрязнители.
Поток 106 представляет собой охлажденный газ, пригодный для улавливания СО2 в поглотителе СО2. Устройство 134 изображает поглотитель СО2 и может включать ряд стадий поглотителя в зависимости от требуемой эффективности удаления и рабочих условий завода. Чистый газ с низкой концентрацией СО2, поток 108, выбрасывается в атмосферу. Поток 124 представляет собой охлажденный, обедненный по СО2, аммонизированный раствор из регенератора, устройства 136, который используется в качестве поглощающего агента для улавливания СО2 в поглотителе. Получаемый поток 120 представляет собой обогащенный по СО2 аммонизированный раствор, посылаемый на регенерацию.
Регенератор, устройство 136, работает при высоком давлении и повышенной температуре и может быть единственным или каскадом реакторов регенерации. Давление подачи аммонизированного раствора в регенератор повышают, используя насос высокого давления, насос 138, получая поток 122, который является обогащенным по СО2 и с высоким давлением. Обычно давление потока 122 находится в диапазоне от 50 до 2500 фунт/кв.дюйм, выше чем давление регенератора, чтобы предотвратить преждевременное испарение СО2. Тепло подается в регенератор посредством нагревающего потока 126 в нагревателе 140. Высокое давление и высокая температура в регенераторе вызывают высвобождение газообразного СО2 высокого давления, поток 110. Регенерация высокого давления имеет значительные преимущества в стоимости и энергии. Тепловая энергия низкого качества используется для генерации потока СО2 высокого давления вместо ценной электрической энергии.
Фиг.2 представляет собой схематическое изображение устройств охлаждения и очистки, которые могут включать в себя возврат отходящего тепла, теплообменник 240, для утилизации остаточного тепла в газе. Остаточное тепло в потоке 202 может извлекаться в теплообменнике 240 посредством переноса тепла в потоки холодной среды 220 и 222. Это тепло может затем использоваться после регенерации СО2.
Сосуд 242 представляет собой очиститель прямого контакта, используемый, чтобы адиабатически охлаждать и насыщать газ. Если газ содержит высокую концентрацию кислых частиц, такой как газ от электростанций, сжигающих уголь и нефть, то реактор 242 используется для обессеривания дымового газа. Поглощающий кислоту реагент, такой как известняк, поток 226, добавляется в сосуд 242, и продукт, такой как гипс, поток 224, выводится. Пополняющая вода, поток 227, подается в сосуд 242 из охладителя непосредственного контакта (ОНК) 244. Пополняющий поток содержит все загрязнители, собранные в охладителях непосредственного контакта. Эти загрязнители выводятся из системы с выпускаемым потоком 224. Газовый поток 202 в бойлере сгорания угля обычно находится при температуре в диапазоне от 100 до 200 градусов Цельсия, газовый поток 204 обычно находится в температурном диапазоне от 80 до 100 градусов Цельсия, и газовый поток 206 обычно насыщен водой и находится в температурном диапазоне от 40 до 70 градусов Цельсия.
Две стадии охлаждения непосредственного контакта и очистки, сосуды 244 и 246, показаны на фиг.2. Реальное число охладителей непосредственного контакта может быть выше и оно зависит от оптимизации между капитальными затратами, эффективностью использования энергии и требованиями эффективности очистки.
Газовый поток 206 охлаждается в ОНК 244 до вышеуказанной температуры охлаждающей воды потока 230. Температура охлаждающей воды, поток 230, зависит от окружающих условий и от условий функционирования и процесса охлаждающей колонны 250. Охлаждающая колонна 250 может быть мокрого типа с температурой немного ниже или немного выше окружающей температуры или сухого типа с температурой выше окружающей температуры. Окружающий воздух, поток 212, обеспечивает теплоотвод для системы, и тепло выводится в поток 214, который поглощает тепло из потока воды 228. Получаемый поток охлажденной воды 230 обычно находится в температурном диапазоне от 25 до 40 градусов Цельсия, и получаемый поток охлажденных газообразных продуктов сгорания из ОНК 244 имеет приблизительно на от 1 до 3 градусов Цельсия более высокую температуру. Щелочные материалы, такие как карбонат аммония или натрия, могут добавляться в ОНК 244 для нейтрализации захваченных кислотных частиц. Щелочные материалы могут добавляться в пополняемую воду, поток 225.
Более чистый и с меньшей температурой поток 208 течет в ОНК 246, который подобен ОНК 244 за исключением того, что более холодная вода, поток 234, используется для охлаждения. Поток 234 представляет собой поток охлажденной воды, охлажденный охладителем 248, который предпочтительно представляет собой машину механического сжатия пара с водой в качестве ее охлаждающего агента. Тепло из охладителя 248 выводится потоком 236 в башенный охладитель 250 с возвращаемым потоком 238. Поток охлаждающей воды 234 может иметь от 0 до 3 градусов Цельсия или выше, давая температуру газообразных продуктов сгорания, поток 210, выходящий из ОНК 246, от 0 до 10 градусов Цельсия или на несколько градусов выше. Тепло, поглощенное из потока газа, выводится из ОНК 246 посредством потока воды 232. В ОНК происходит большая конденсация и дополнительное улавливание загрязнителей. Эти загрязнители спускаются из системы в сосуд 242 (поток спуска не показан).
Поток газа 210, продукт системы охлаждения и очистки, показанной на фиг.2, находится при низкой температуре; он содержит низкую влажность и практически не имеет мелкодисперсного вещества, кислых или летучих частиц.
Фиг.3 представляет собой схематичное изображение устройств улавливания и регенерации СО2. Поток 302 представляет собой поток чистого и охлажденного газа, подобный потоку 210 на фиг.2. Он течет в поглотитель СО2 350, где СО2 поглощается охлажденным, обедненным по СО2, аммонизированным раствором или суспензией, поток 234, содержащим мольное отношение NН3/СО2 в диапазоне от 1,5 до 4,0 и предпочтительно от 1,5 до 3,0. В зависимости от конструкции поглотителя и числа используемых стадий поглощения более чем 90% СО2 в потоке 302 может улавливаться, давая холодный и очищенный от СО2 поток газа 304. Остаточный аммиак в потоке 304 может вымываться в сосуде 356 холодной водой или холодным и слабокислым раствором, поток 338. Поток 338 охлаждается в теплообменнике 368. В результате охлаждения, очистки и улавливания СО2 поток газа, выпускаемый из системы, поток 306, содержит главным образом азот, кислород и низкую концентрацию СО2 и Н2О.
Поток 324 представляет собой обедненный по СО2 поток из регенератора, который охлаждается в теплообменнике регенерации 354 и дополнительно охлажденной водой в теплообменнике 362. Он улавливает СО2 в поглотителе 350 и выходит из поглотителя, поток 312, в виде обогащенного по СО2 потока с мольным отношением NН3/СО2 в диапазоне от 1,0 до 2,0 и предпочтительно с мольным отношением NН3/СО2 в диапазоне от 1,0 до 1,5. В предпочтительном варианте осуществления поток 312 содержит высокую концентрацию растворенного и суспензированного бикарбоната аммония. Часть потока 312 возможно возвращается назад в поглотитель, тогда как остаток, поток 314, сжимается в насосе высокого давления 360, давая поток 316 аммонизированного раствора высокого давления. Поток 316 нагревается в теплообменнике регенерации 354 посредством теплообмена с горячим и обедненным по СО2 потоком из регенератора, поток 322, который представляет собой часть потока 320, выделяется вблизи дна регенератора 352.
Обогащенный СО2-поток из регенеративного теплообменника 354, поток 318, может дополнительно быть нагрет отходящим теплом из бойлера или от других источников. Данный поток подается в регенератор 352, который имеет одну или большее количество стадий регенерации. Регенератор обеспечивается дополнительным теплом из теплообменника 364, который нагревает поток 330. Тепло, получаемое системой из различных источников, повышает температуру регенератора до 50-150°С или выше в зависимости от требуемого давления потока CO2, поток 308, и рассмотрения стоимости оптимизации. Чем выше температура, тем выше будет давление СО2, выделяемого из раствора, поток 308. Для получения низкой температуры и высокой концентрации потока СО2 поток СО2 промывают и охлаждают при прямом контакте с холодной водой, сосуд 358, поток 366 из теплообменника 366. Избыток воды и NH3 улавливают в сосуде 358, поток 332 течет назад в регенератор 352, в то время как по балансу поток 334 охлаждают и возвращают в цикл в промывочную камеру сосуда 358.
Настоящее изобретение было сейчас описано в соответствии с несколькими типичными вариантами осуществления, которые, предполагается, являются иллюстрациями всех аспектов, а не ограничениями. Таким образом, настоящее изобретение может иметь много вариаций при детальном применении, которые могут быть осуществлены из описания, содержащегося здесь, специалистами в данной области. Все такие вариации и другие вариации рассматриваются как находящиеся внутри рамок и идей настоящего изобретения, как определено последующими пунктами формулы изобретения и их легальными эквивалентами.

Claims (17)

1. Способ очистки загрязненных газообразных продуктов сгорания, включающий стадии:
(a) охлаждение газового потока с одним или более прямыми и влажными стадиями охлаждения для конденсации воды из упомянутого газового потока до температуры между 0 и 20°С и улавливания и удаления загрязнений из упомянутого газового потока;
(b) абсорбция СО2 из упомянутого охлажденного газового потока с одной или более стадиями абсорбции СО2 с использованием аммонизированного раствора или взвеси и
(c) регенерация СО2 с одной или более стадиями регенерации СО2 для отделения СО2 из упомянутого абсорбированного и аммонизированного СО2.
2. Способ по п.1, в котором упомянутую стадию охлаждения проводят при температуре в интервале 0-20°С.
3. Способ по п.1, в котором упомянутую стадию охлаждения проводят при температуре в интервале 0-10°С.
4. Способ по п.1, в котором упомянутый СО2 абсорбируют в СО2-обедненном NH3-СО22О растворе или в суспензии.
5. Способ по п.4, в котором упомянутый СО2-обедненный NH3-СО22О раствор или суспензия имеют мольное соотношение NH3/СО2 в интервале 1,5-4,0.
6. Способ по п.4, в котором упомянутый СО2-обедненный NH3-CO2-H2O раствор или суспензия имеют мольное соотношение NH3/CO2 в интервале 1,5-3,0.
7. Способ по п.4, в котором частицы в упомянутом NH3-CO2-H2O растворе или в суспензии находятся в водорастворимой форме.
8. Способ по п.4, в котором частицы в упомянутом NH3-CO22О растворе или в суспензии концентрированы таким образом, чтобы содержать растворенные или суспендированные твердые частицы, содержащие соли карбоната аммония (NH4)2СО3 или бикарбоната аммония NH4HCO3.
9. Способ по п.1, в котором упомянутую стадию абсорбции проводят при температуре в интервале 0-20°С.
10. Способ по п.1, в котором упомянутую стадию абсорбции проводят при температуре в интервале 0-10°С.
11. Способ по п.1, в котором упомянутая стадия абсорбции генерирует CO2-обогащенный NH3-CO2-H2O раствор.
12. Способ по п.11, в котором упомянутый CO2-обогащенный NH3-CO2-H2O раствор имеет мольное соотношение NH3/CO2 в интервале 1,0-2,0.
13. Способ по п.11, в котором упомянутый CO2-обогащенный NH3-CO22О раствор имеет мольное соотношение NH3/CO2 в интервале 1,0-1,5.
14. Способ по п.1, в котором упомянутую стадию регенерации проводят при температуре в интервале 50-200°С.
15. Способ по п.1, в котором упомянутую стадию регенерации проводят при температуре в интервале 100-150°С.
16. Способ по п.1, в котором упомянутую стадию регенерации проводят при давлении в интервале 30-2000 фунт/кв.дюйм (0,206-13,79 МПа).
17. Способ по п.1, в котором упомянутую стадию регенерации проводят при давлении в интервале 150-400 фунт/кв.дюйм (1,034-2,757 МПа).
RU2007108285/15A 2004-08-06 2005-04-12 Тщательная очистка газообразных продуктов сгорания, включая удаление co2 RU2378040C2 (ru)

Priority Applications (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US59922804P true 2004-08-06 2004-08-06
US60/599,228 2004-08-06
US61777904P true 2004-10-13 2004-10-13
US60/617,779 2004-10-13

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2007108285A RU2007108285A (ru) 2008-09-20
RU2378040C2 true RU2378040C2 (ru) 2010-01-10

Family

ID=35967823

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2007108285/15A RU2378040C2 (ru) 2004-08-06 2005-04-12 Тщательная очистка газообразных продуктов сгорания, включая удаление co2

Country Status (14)

Country Link
US (2) US7641717B2 (ru)
EP (1) EP1781400B1 (ru)
JP (1) JP4995084B2 (ru)
KR (1) KR100869665B1 (ru)
AU (1) AU2005278126B2 (ru)
BR (1) BRPI0514141A (ru)
CA (1) CA2574633C (ru)
DK (1) DK1781400T3 (ru)
IL (1) IL180614A (ru)
MX (1) MX2007001367A (ru)
NO (1) NO335509B1 (ru)
PL (1) PL1781400T3 (ru)
RU (1) RU2378040C2 (ru)
WO (1) WO2006022885A1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2474703C1 (ru) * 2011-06-23 2013-02-10 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Самарский государственный университет путей сообщения" (СамГУПС) Способ комплексной очистки газообразных продуктов сгорания
RU2497576C2 (ru) * 2008-10-02 2013-11-10 Альстом Текнолоджи Лтд Устройство и способ улавливания co2, основанный на применении охлажденного аммиака, с промывкой водой

Families Citing this family (157)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2006022885A1 (en) * 2004-08-06 2006-03-02 Eig, Inc. Ultra cleaning of combustion gas including the removal of co2
WO2007012143A1 (en) * 2005-07-29 2007-02-01 Commonwealth Scientific And Industrial Research Organisation Recovery of carbon dioxide from flue gases
DE102005050385A1 (de) 2005-10-20 2007-04-26 Basf Ag Absorptionsmittel und Verfahren zum Entfernen von Kohlendioxid aus Gasströmen
PE20071048A1 (es) 2005-12-12 2007-10-18 Basf Ag Proceso para la recuperacion de dioxido de carbono
DE502005010940D1 (de) * 2005-12-16 2011-03-17 Evonik Energy Services Gmbh Verfahren zum Behandeln von Rauchgas-Katalysatoren
CA2643667C (en) 2006-03-16 2015-06-23 Basf Se Process for contacting two phases whose contact is accompanied by heat evolution
HUE030884T2 (en) 2006-05-18 2017-06-28 Basf Se Carbon dioxide absorbent requiring less regeneration energy
NO333144B1 (no) * 2006-11-24 2013-03-18 Aker Clean Carbon As Fremgangsmate og regenerator for regenerering av absorbent som har absorbert CO2
PL2117683T3 (pl) 2006-12-15 2013-08-30 Sinvent As Method for capturing CO <sub> 2 </sub> from waste / exhaust gas
CA2674618C (en) 2007-01-19 2015-02-10 Exxonmobil Upstream Research Company Integrated controlled freeze zone (cfz) tower and dividing wall (dwc) for enhanced hydrocarbon recovery
EP2155364A4 (en) * 2007-05-24 2011-05-25 Co2 Purification As DEVICE AND METHOD FOR REMOVING CARBON DIOXIDE FROM COMBUSTION GASES
US7867322B2 (en) * 2007-01-31 2011-01-11 Alstom Technology Ltd Use of SO2 from flue gas for acid wash of ammonia
KR100836709B1 (ko) * 2007-02-02 2008-06-10 한국에너지기술연구원 암모니아수를 이용하여 혼합가스에서 이산화탄소를회수하면서 암모니아 손실을 방지하는 방법 및 장치
EP2134449B1 (en) 2007-02-20 2012-10-10 Richard J. Hunwick System, apparatus and method for carbon dioxide sequestration
US20110052453A1 (en) * 2008-01-18 2011-03-03 Mclarnon Christopher Removal of carbon dioxide from a flue gas stream
EP2139588A1 (en) * 2007-05-01 2010-01-06 Powerspan Corp. Removal of carbon dioxide from flue gas streams using mixed ammonium/alkali solutions
DE102007020855A1 (de) * 2007-05-02 2008-11-06 Evonik Energy Services Gmbh Verfahren zum Reinigen von Rauchgasen aus Verbrennungsanlagen
US8398743B2 (en) * 2007-05-08 2013-03-19 General Electric Company Methods and systems for reducing carbon dioxide in combustion flue gases
CA2686060A1 (en) * 2007-05-09 2008-11-20 Powerspan Corp. Carbon dioxide scrubbing with ammonium carbonate and ammonia vapor control
US7981196B2 (en) * 2007-06-04 2011-07-19 Posco Apparatus and method for recovering carbon dioxide from flue gas using ammonia water
AU2008267757B2 (en) * 2007-06-22 2012-12-13 Commonwealth Scientific And Industrial Research Organisation An improved method for CO2 transfer from gas streams to ammonia solutions
EP2014347A1 (en) * 2007-07-03 2009-01-14 ALSTOM Technology Ltd Removal of carbon dioxide from flue gas
CN101687137A (zh) * 2007-07-12 2010-03-31 鲍尔斯潘公司 用硝酸铵尿素溶液洗除氨气体
US8182577B2 (en) * 2007-10-22 2012-05-22 Alstom Technology Ltd Multi-stage CO2 removal system and method for processing a flue gas stream
GB0721488D0 (en) * 2007-11-01 2007-12-12 Alstom Technology Ltd Carbon capture system
EP2214814A4 (en) 2007-11-08 2011-04-27 Univ Akron AMINABSORBER FOR SUSPENSION OF CARBON DIOXIDE AND METHOD FOR THE PRODUCTION AND USE THEREOF
EP2217353B1 (de) * 2007-11-15 2017-01-25 Basf Se Verfahren zum entfernen von kohlendioxid aus fluidströmen, insbesondere verbrennungsabgasen
WO2009068594A1 (en) * 2007-11-29 2009-06-04 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for removal of carbon dioxide from flue gas with ammonia cooled by vaporised liquefied natural gas
US7862788B2 (en) 2007-12-05 2011-01-04 Alstom Technology Ltd Promoter enhanced chilled ammonia based system and method for removal of CO2 from flue gas stream
FR2924951A1 (fr) * 2007-12-12 2009-06-19 Air Liquide Procede de co- ou tri-generation avec mise en oeuvre d'une premiere et d'une seconde unites de capture de h2s et/ou du co2 fonctionnant en parallele.
US8192530B2 (en) * 2007-12-13 2012-06-05 Alstom Technology Ltd System and method for regeneration of an absorbent solution
US8414853B2 (en) 2008-03-21 2013-04-09 Alstom Technology Ltd System and method for enhanced removal of CO2 from a mixed gas stream via use of a catalyst
US8343445B2 (en) 2008-03-21 2013-01-01 Alstom Technology Ltd System and method for enhanced removal of CO2 from a mixed gas stream
US20090282977A1 (en) * 2008-05-14 2009-11-19 Alstom Technology Ltd Gas purification system having provisions for co2 injection of wash water
WO2009153351A1 (en) * 2008-06-19 2009-12-23 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for the removal of carbon dioxide from a gas
RU2485998C2 (ru) * 2008-07-10 2013-06-27 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ обработки потока углеводородного газа, имеющего высокую концентрацию диоксида углерода, с использованием бедного растворителя, содержащего водный раствор аммиака
KR20110063759A (ko) * 2008-08-22 2011-06-14 커먼웰쓰 사이언티픽 앤드 인더스트리얼 리서치 오가니제이션 Co2 저감 연소 배기 가스의 처리
DE102008050816B4 (de) * 2008-10-08 2013-09-05 Alstom Technology Ltd. Verfahren und Anordnung zur Abscheidung von CO2 aus Verbrennungsabgas
DE102008052612A1 (de) * 2008-10-21 2010-04-22 Uhde Gmbh Waschlösung zur Gaswäsche mit Aminen in wässrige Ammoniaklösung sowie Verwendung
US8404027B2 (en) * 2008-11-04 2013-03-26 Alstom Technology Ltd Reabsorber for ammonia stripper offgas
FR2940413B1 (fr) * 2008-12-19 2013-01-11 Air Liquide Procede de capture du co2 par cryo-condensation
WO2010081007A2 (en) * 2009-01-09 2010-07-15 Codexis, Inc. Carbonic anhydrase polypeptides and uses thereof
EP2230000B1 (en) 2009-03-12 2013-06-19 Alstom Technology Ltd Flue gas treatment system and method using ammonia solution
JP5478921B2 (ja) * 2009-03-26 2014-04-23 バブコック日立株式会社 排煙処理装置と方法
EP2411120A1 (en) * 2009-03-27 2012-02-01 Alstom Technology Ltd Gas stream processing
US8845789B2 (en) 2009-03-31 2014-09-30 Alstom Technology Ltd Process for CO2 capture with improved stripper performance
US9423174B2 (en) 2009-04-20 2016-08-23 Exxonmobil Upstream Research Company Cryogenic system for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream, and method of removing acid gases
US8795405B1 (en) * 2009-06-08 2014-08-05 Shaw Intellectual Property Holdings, Llc Beneficial use of carbon
CA2765286A1 (en) 2009-06-19 2010-12-23 Jiri Peter Thomas Van Straelen Process for the removal of carbon dioxide and/or hydrogen sulphide from a gas
US20120125043A1 (en) 2009-09-09 2012-05-24 Exxonmobile Upstream Research Company Cryogenic system for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream
US8309047B2 (en) 2009-09-15 2012-11-13 Alstom Technology Ltd Method and system for removal of carbon dioxide from a process gas
US8790605B2 (en) * 2009-09-15 2014-07-29 Alstom Technology Ltd Method for removal of carbon dioxide from a process gas
US8518156B2 (en) * 2009-09-21 2013-08-27 Alstom Technology Ltd Method and system for regenerating a solution used in a wash vessel
US20110068585A1 (en) * 2009-09-24 2011-03-24 Alstom Technology Ltd Method and system for capturing and utilizing energy generated in a flue gas stream processing system
US20110085955A1 (en) * 2009-10-12 2011-04-14 Alstom Technology Ltd System and method for reducing no2 poisoning
EP2311545A1 (en) * 2009-10-15 2011-04-20 Nederlandse Organisatie voor toegepast -natuurwetenschappelijk onderzoek TNO Method for absorption of acid gases
EP2493596A4 (en) 2009-10-28 2016-08-03 Oasys Water Inc DIRECT OSMOSIS SEPARATION METHODS
US9044711B2 (en) 2009-10-28 2015-06-02 Oasys Water, Inc. Osmotically driven membrane processes and systems and methods for draw solute recovery
US8292989B2 (en) 2009-10-30 2012-10-23 Alstom Technology Ltd Gas stream processing
EP2322265A1 (en) * 2009-11-12 2011-05-18 Alstom Technology Ltd Flue gas treatment system
US8784761B2 (en) * 2009-11-20 2014-07-22 Alstom Technology Ltd Single absorber vessel to capture CO2
US8460436B2 (en) * 2009-11-24 2013-06-11 Alstom Technology Ltd Advanced intercooling and recycling in CO2 absorption
EP2335806A1 (en) * 2009-12-04 2011-06-22 Alstom Technology Ltd Method and system for condensing water vapour from a carbon dioxide rich flue gas
EP2335804B1 (en) * 2009-12-04 2014-09-10 Alstom Technology Ltd A method and a device for cleaning a carbon dioxide rich flue gas
US8617292B2 (en) 2009-12-15 2013-12-31 L'Air Liquide, Société Anonyme pour l'Etude et l'Exploitation des Procédés Georges Claude Method of obtaining carbon dioxide from carbon dioxide-containing gas mixture
US8734569B2 (en) 2009-12-15 2014-05-27 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Method of obtaining carbon dioxide from carbon dioxide-containing gas mixture
US8663364B2 (en) 2009-12-15 2014-03-04 L'Air Liquide, Société Anonyme pour l'Étude et l'Éxploitation des Procédés Georges Claude Method of obtaining carbon dioxide from carbon dioxide-containing gas mixture
US8293200B2 (en) 2009-12-17 2012-10-23 Alstom Technology Ltd Desulfurization of, and removal of carbon dioxide from, gas mixtures
US20110146489A1 (en) 2009-12-17 2011-06-23 Alstom Technology Ltd Ammonia removal, following removal of co2, from a gas stream
US20110173981A1 (en) * 2010-01-15 2011-07-21 Alstom Technology Ltd. Utilization of low grade heat in a refrigeration cycle
EP2458035A1 (en) 2010-01-21 2012-05-30 Alstom Technology Ltd A method of ventilating an aluminium production electrolytic cell
SG10201500515QA (en) 2010-01-22 2015-04-29 Exxonmobil Upstream Res Co Removal of acid gases from a gas stream, with co2 capture and sequestration
BR112012017993A2 (pt) 2010-02-03 2016-05-03 Exxonmobil Upstream Res Co sistemas e métodos para utilização de líquido arrefecido para remover componentes gasosos solidificáveis a partir de fluxos de gás de processo
JP5854519B2 (ja) * 2010-02-19 2016-02-09 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 オーガニゼーション 蒸気抑制添加剤
EP2578295B1 (en) * 2010-05-31 2020-05-27 Mitsubishi Heavy Industries Engineering, Ltd. Exhaust gas treatment system and method
US9381461B2 (en) 2010-05-31 2016-07-05 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Air pollution control system and method
EP2578297B1 (en) 2010-05-31 2019-12-18 Mitsubishi Heavy Industries Engineering, Ltd. Exhaust gas treatment system and method
WO2011152552A1 (ja) * 2010-05-31 2011-12-08 三菱重工業株式会社 排ガス処理システム及び方法
US8512445B2 (en) * 2010-06-23 2013-08-20 Shiaoguo Chen Carbonate absorption system and process for carbon dioxide separation
US8420364B2 (en) 2010-06-30 2013-04-16 Codexis, Inc. Highly stable beta-class carbonic anhydrases useful in carbon capture systems
US8354262B2 (en) 2010-06-30 2013-01-15 Codexis, Inc. Chemically modified carbonic anhydrases useful in carbon capture systems
US8354261B2 (en) 2010-06-30 2013-01-15 Codexis, Inc. Highly stable β-class carbonic anhydrases useful in carbon capture systems
KR101217258B1 (ko) * 2010-07-01 2012-12-31 성호그린테크주식회사 가스정화장치 및 정화방법
US7993615B1 (en) * 2010-07-06 2011-08-09 Babcock & Wilcox Power Generation Group, Inc. Integrated flue gas dehumidification and wet cooling tower system
AU2011274797B2 (en) 2010-07-09 2015-05-21 Arnold Keller Carbon dioxide capture and liquefaction
US8518148B2 (en) 2010-07-12 2013-08-27 Babcock & Wilcox Power Generation Group, Inc. Integrated flue gas dehumidification and wet cooling tower system
US9427697B2 (en) 2010-07-30 2016-08-30 General Electric Company Methods and systems for CO2 separation
AU2011283134B2 (en) 2010-07-30 2014-04-24 Exxonmobil Upstream Research Company Cryogenic systems for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream using co-current separation devices
AU2011296309B2 (en) 2010-09-02 2014-11-20 The Regents Of The University Of California Method and system for capturing carbon dioxide and/or sulfur dioxide from gas stream
US8728209B2 (en) 2010-09-13 2014-05-20 Alstom Technology Ltd Method and system for reducing energy requirements of a CO2 capture system
US8623307B2 (en) 2010-09-14 2014-01-07 Alstom Technology Ltd. Process gas treatment system
EP2431499B1 (en) 2010-09-17 2014-04-23 Alstom Technology Ltd Raw gas collection system
EP2433700A1 (en) 2010-09-23 2012-03-28 Alstom Technology Ltd Trace component removal in CO2 removal processes by means of a semipermeable membrane
US8940261B2 (en) 2010-09-30 2015-01-27 The University Of Kentucky Research Foundation Contaminant-tolerant solvent and stripping chemical and process for using same for carbon capture from combustion gases
WO2012051322A2 (en) * 2010-10-12 2012-04-19 Gtlpetrol, Llc Capturing carbon dioxide from high pressure streams
US20120125240A1 (en) 2010-11-22 2012-05-24 Alstom Technology Ltd. System and method of managing energy utilized in a flue gas processing system
US20120129113A1 (en) 2010-11-22 2012-05-24 Alstom Technology Ltd. System and method of managing energy utilized in a flue gas processing system
KR101527452B1 (ko) * 2010-12-27 2015-06-12 재단법인 포항산업과학연구원 탄산 세정수를 이용한 암모니아의 슬립 억제방법
EP2481470A1 (en) 2011-02-01 2012-08-01 ALSTOM Technology Ltd Process gas treatment system
US8329128B2 (en) 2011-02-01 2012-12-11 Alstom Technology Ltd Gas treatment process and system
US9028784B2 (en) 2011-02-15 2015-05-12 Alstom Technology Ltd Process and system for cleaning a gas stream
US9133407B2 (en) 2011-02-25 2015-09-15 Alstom Technology Ltd Systems and processes for removing volatile degradation products produced in gas purification
DE102011015466A1 (de) * 2011-03-31 2012-10-25 Immoplan Verfahrenstechnik Ammoniak- und kohlendioxidhaltige Luftreinigung, insbesondere die Luft in Gebäuden mit Tierhaltung bei gleichzeitiger Gewinnung von Ammoniumsalzen.
US20130064748A1 (en) * 2011-05-02 2013-03-14 Alstom Technology Ltd METHOD AND APPARATUS FOR CAPTURING SOx IN A FLUE GAS PROCESSING SYSTEM
EP2520352A1 (en) 2011-05-02 2012-11-07 Alstom Technology Ltd Gas/liquid contacting vessel and the use thereof in a flue gas treatment system
US8623314B2 (en) 2011-07-01 2014-01-07 Alstom Technology Ltd Chilled ammonia based CO2 capture system with ammonia recovery and processes of use
US8864878B2 (en) 2011-09-23 2014-10-21 Alstom Technology Ltd Heat integration of a cement manufacturing plant with an absorption based carbon dioxide capture process
US9901861B2 (en) 2011-10-18 2018-02-27 General Electric Technology Gmbh Chilled ammonia based CO2 capture system with wash system and processes of use
US8470077B2 (en) 2011-11-17 2013-06-25 Alstom Technology Ltd Low pressure stripping in a gas purification process and systems thereof
US9492786B2 (en) 2011-11-22 2016-11-15 Fluor Corporation Multi-purpose absorber
US8911538B2 (en) 2011-12-22 2014-12-16 Alstom Technology Ltd Method and system for treating an effluent stream generated by a carbon capture system
NO2617708T3 (ru) 2012-01-17 2018-01-13
US9428449B2 (en) 2013-01-16 2016-08-30 Alstom Technology Ltd Method of forming urea by integration of an ammonia production process in a urea production process and a system therefor
US20130183218A1 (en) * 2012-01-18 2013-07-18 Rameshwar S. Hiwale Control of a chilled ammonia process
US9162177B2 (en) 2012-01-25 2015-10-20 Alstom Technology Ltd Ammonia capturing by CO2 product liquid in water wash liquid
US9028654B2 (en) 2012-02-29 2015-05-12 Alstom Technology Ltd Method of treatment of amine waste water and a system for accomplishing the same
CA2867287C (en) 2012-03-21 2019-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Separating carbon dioxide and ethane from a mixed stream
US20130259781A1 (en) * 2012-03-30 2013-10-03 Alstom Technology Ltd Flue gas treatment system with ammonia solvent for capture of carbon dioxide
US8864879B2 (en) * 2012-03-30 2014-10-21 Jalal Askander System for recovery of ammonia from lean solution in a chilled ammonia process utilizing residual flue gas
EP2653210A1 (de) * 2012-04-18 2013-10-23 Siemens Aktiengesellschaft Verbrennungsanlage mit Rauchgaswascher und CO2-Abscheidung sowie Verfahren zu deren Betrieb
WO2013159215A1 (en) * 2012-04-24 2013-10-31 Co2 Solutions Inc. Co2 capture using low concentration ammonia based absorption solutions in presence of enzymes
US9234286B2 (en) 2012-05-04 2016-01-12 Alstom Technology Ltd Recycled pot gas pot distribution
CN102818783B (zh) * 2012-09-07 2015-03-18 武汉钢铁(集团)公司 烧结烟气氨法脱硫工艺中氨逃逸量的测定方法及其装置
DE102012020141A1 (de) 2012-10-15 2014-04-17 Hermann Büttner Verfahren zur synchronen Absorption von Kohlenstoffdioxid aus Rauchgas und Synthese von Dialkylcarbonaten und Alkylencarbonaten
EP2724770A1 (en) 2012-10-26 2014-04-30 Alstom Technology Ltd Absorption unit for drying flue gas
US9101912B2 (en) 2012-11-05 2015-08-11 Alstom Technology Ltd Method for regeneration of solid amine CO2 capture beds
EP2754480A1 (en) * 2013-01-09 2014-07-16 Alstom Technology Ltd Flue gas treatment method
US9447996B2 (en) 2013-01-15 2016-09-20 General Electric Technology Gmbh Carbon dioxide removal system using absorption refrigeration
EP2757071B1 (en) * 2013-01-17 2018-05-02 General Electric Technology GmbH Integrated carbon dioxide removal and ammonia-soda process
US9623366B2 (en) 2013-03-04 2017-04-18 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. CO2 recovery system and CO2 recovery method
US9192888B2 (en) * 2013-06-26 2015-11-24 Uop Llc Apparatuses and methods for removing acid gas from sour gas
CN104338421A (zh) * 2013-07-28 2015-02-11 江苏凯伦建材股份有限公司 一种防水卷材生产废气净化装置
WO2015051400A1 (en) * 2013-10-07 2015-04-16 Reid Systems (Australia) Tpy Ltd Method and apparatus for removing carbon dioxide from flue gas
CN105723171B (zh) 2013-12-06 2018-06-05 埃克森美孚上游研究公司 采用加热设施使固体粘合不稳定和/或防止固体粘合的分离烃和污染物的方法和装置
WO2015084497A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of dehydrating a feed stream processed in a distillation tower
EA032756B1 (ru) 2013-12-06 2019-07-31 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Способ и устройство для разделения углеводородов и загрязняющих веществ посредством распылительного узла
CA2924402C (en) 2013-12-06 2017-11-21 Exxonmobil Upstream Research Company Method and device for separating a feed stream using radiation detectors
WO2015084498A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for separating a feed stream with a feed stream distribution mechanism
WO2015084495A2 (en) 2013-12-06 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of maintaining a liquid level in a distillation tower
US9562719B2 (en) 2013-12-06 2017-02-07 Exxonmobil Upstream Research Company Method of removing solids by modifying a liquid level in a distillation tower
US9874395B2 (en) 2013-12-06 2018-01-23 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for preventing accumulation of solids in a distillation tower
AU2014357668B2 (en) 2013-12-06 2017-05-25 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of modifying a liquid level during start-up operations
US8986640B1 (en) 2014-01-07 2015-03-24 Alstom Technology Ltd System and method for recovering ammonia from a chilled ammonia process
WO2016137591A1 (en) 2015-02-27 2016-09-01 Exxonmobil Upstream Research Company Reducing refrigeration and dehydration load for a feed stream entering a cryogenic distillation process
EP3069781B1 (en) 2015-03-20 2019-05-08 General Electric Technology GmbH System for sulphur removal from a flue gas
US9573816B2 (en) 2015-04-02 2017-02-21 General Electric Technology Gmbh System for low pressure carbon dioxide regeneration in a chilled ammonia process
US9598993B2 (en) 2015-06-19 2017-03-21 Saudi Arabian Oil Company Integrated process for CO2 capture and use in thermal power production cycle
NO341515B1 (en) * 2015-09-08 2017-11-27 Capsol Eop As Fremgangsmåte og anlegg for CO2 fangst
US10365037B2 (en) 2015-09-18 2019-07-30 Exxonmobil Upstream Research Company Heating component to reduce solidification in a cryogenic distillation system
KR101796236B1 (ko) * 2015-11-27 2017-11-09 주식회사 포스코 산성 가스 내 이산화탄소 제거 방법 및 그 장치
MX2018011641A (es) 2016-03-30 2019-01-10 Exxonmobil Upstream Res Co SELF-GENERATED DEPOSITING FLUID FOR IMPROVED OIL RECOVERY.
CN106039755B (zh) * 2016-07-22 2018-03-02 京能(锡林郭勒)发电有限公司 一种烟气冷凝提水系统
KR101795466B1 (ko) * 2016-10-31 2017-11-10 주식회사 포스코 가스 처리 방법 및 가스 처리 장치
PL420590A1 (pl) 2017-02-21 2018-08-27 Ciech R&D Spółka Z Ograniczoną Odpowiedzialnością A way to reduce CO2 emissions in sodium processes
US10427948B2 (en) 2018-01-26 2019-10-01 Ethan J. Novek Systems and methods for ammonia recovery, acid gas separation, or combination thereof
EP3569301A1 (en) 2018-05-18 2019-11-20 General Electric Technology GmbH Apparatus and method for controlled alumina supply
GB2584704A (en) 2019-06-12 2020-12-16 Univ Cranfield Gas treatment process and gas treatment apparatus

Family Cites Families (78)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB271852A (en) 1926-05-28 1927-11-10 Ig Farbenindustrie Ag Improvements in and means for the extraction of carbon dioxide from gaseous mixtures
BE414069A (ru) * 1934-12-20
US2106734A (en) * 1935-02-27 1938-02-01 Koppers Co Inc Gas purification process
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
US2878099A (en) * 1955-07-22 1959-03-17 Ruhrstahl Ag Fa Method of deacidifying gases
LU36973A1 (ru) 1958-03-28
GB899611A (en) 1959-04-15 1962-06-27 Gas Council Process for separating gases
BE617822A (ru) 1961-05-19
SU512785A1 (ru) 1970-07-03 1976-05-05 Предприятие П/Я Р-6603 Способ очистки газа от двуокиси углерода
DE2832493A1 (de) 1978-07-24 1980-02-07 Albert Lammers Verfahren und vorrichtung zur waermerueckgewinnung und reinigung von abgasen
DE3247876C2 (ru) * 1982-12-23 1988-03-17 Linde Ag, 6200 Wiesbaden, De
US4977745A (en) * 1983-07-06 1990-12-18 Heichberger Albert N Method for the recovery of low purity carbon dioxide
FR2589142B1 (fr) * 1985-10-25 1988-01-08 Air Liquide Procede et installation de production d'anhydride carbonique a partir d'un gaz disponible a une pression voisine de la pression atmospherique
DE3614385C2 (ru) 1986-04-28 1989-11-09 Qualmann, Horst, 2090 Winsen, De
DE3633690A1 (de) 1986-10-03 1988-04-14 Linde Ag Verfahren und vorrichtung zur entfernung von sauren gasen, wie so(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts), so(pfeil abwaerts)3(pfeil abwaerts), h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s, co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) und/oder cos, aus heissen gasgemischen
SU1567251A1 (ru) 1987-08-12 1990-05-30 Предприятие П/Я А-3732 Способ концентрировани диоксида углерода из газов
DE3828227A1 (de) * 1988-08-19 1990-02-22 Basf Ag Verfahren zum entfernen von co(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) und gegebenenfalls h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) aus gasen
ZA8909705B (en) * 1989-01-26 1990-09-26 Aeci Ltd Purification of gases
NL8902490A (nl) * 1989-10-06 1991-05-01 Leonardus Mathijs Marie Nevels Werkwijze voor het reinigen van rookgassen.
NL9002661A (nl) 1990-12-04 1992-07-01 Pacques Bv Werkwijze voor de verwijdering van h2s uit gas.
EP0502596B2 (en) 1991-03-07 1999-08-25 Mitsubishi Jukogyo Kabushiki Kaisha Apparatus and process for removing carbon dioxide from combustion exhaust gas
US5137550A (en) * 1991-04-26 1992-08-11 Air Products And Chemicals, Inc. Cascade acid gas removal process
US5378442A (en) * 1992-01-17 1995-01-03 The Kansai Electric Power Co., Inc. Method for treating combustion exhaust gas
DE4217921A1 (de) * 1992-05-30 1993-12-02 Huels Chemische Werke Ag Verfahren zur Rückgewinnung von Ammoniak und organischen Verbindungen aus mit organischen Stoffen, Kohlendioxid und Ammoniak beladenen Abgasen
JP2895325B2 (ja) 1992-09-16 1999-05-24 三菱重工業株式会社 燃焼排ガス中の二酸化炭素を除去する方法
DE4240196C2 (de) * 1992-11-30 1996-06-13 Voest Alpine Ind Anlagen Verfahren zur Kühlung und Reinigung von ultrafeine Partikel enthaltendem Gas, insbesondere Gichtgas oder Generatorgas und Vorrichtung zu seiner Durchführung
TW279137B (en) * 1993-06-01 1996-06-21 Babcock & Wilcox Co Method and apparatus for removing acid gases and air toxics from a flue gas
JP2912145B2 (ja) * 1993-11-16 1999-06-28 住友重機械工業株式会社 硫黄酸化物含有ガスの浄化方法
EP0655271A1 (en) 1993-11-29 1995-05-31 Basf Corporation Apparatus and process for removing emissions by condensation and precipitation
NO180520C (no) * 1994-02-15 1997-05-07 Kvaerner Asa Fremgangsmåte til fjerning av karbondioksid fra forbrenningsgasser
US5462583A (en) * 1994-03-04 1995-10-31 Advanced Extraction Technologies, Inc. Absorption process without external solvent
US5511334A (en) * 1994-10-03 1996-04-30 Henry C. Ball Lock-action muzzle loader
JP3233802B2 (ja) * 1994-12-15 2001-12-04 三菱重工業株式会社 燃焼排ガス中の炭酸ガスと窒素酸化物を除去する方法
US5533338A (en) 1995-03-21 1996-07-09 The Boc Group, Inc. Cryogenic vapor recovery process and system
JP3626796B2 (ja) * 1995-10-03 2005-03-09 三菱重工業株式会社 高圧天然ガス中の高濃度炭酸ガスを除去する方法
JP3392609B2 (ja) 1995-12-01 2003-03-31 三菱重工業株式会社 ガス中の炭酸ガスを除去する方法
US5772709A (en) * 1996-04-18 1998-06-30 Graham Corporatiom Apparatus for removing ammonia and carbon dioxide gases from a steam
US5700311A (en) * 1996-04-30 1997-12-23 Spencer; Dwain F. Methods of selectively separating CO2 from a multicomponent gaseous stream
NO302454B1 (no) 1996-07-31 1998-03-09 Kvaerner Asa Fremgangsmåte til fjerning av karbondioksid fra gasser
DE19635075A1 (de) 1996-08-30 1998-03-05 Maul & Co Chr Belser Gmbh Verfahren und Vorrichtung zur Reinigung und Wiederverwendung von Abluft
FR2757423B1 (fr) * 1996-12-19 1999-01-29 Inst Francais Du Petrole Procede et dispositif de traitement d'un gaz par refrigeration et mise en contact avec un solvant
US6077491A (en) * 1997-03-21 2000-06-20 Ec&C Technologies Methods for the production of ammonia from urea and/or biuret, and uses for NOx and/or particulate matter removal
WO1998047604A2 (en) 1997-04-23 1998-10-29 Enviro-Energy Products, Inc. Heat recovery and pollution abatement device
US7022296B1 (en) * 1997-07-10 2006-04-04 University Of Cincinnati Method for treating flue gas
FR2771022B1 (fr) 1997-11-19 1999-12-17 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un gaz a tres forte teneur en gaz acides
US6348088B2 (en) * 1999-01-29 2002-02-19 Taiwan Semiconductor Manufacturing Company, Ltd System and method for recovering cooling capacity from a factory exhaust gas
US6210467B1 (en) * 1999-05-07 2001-04-03 Praxair Technology, Inc. Carbon dioxide cleaning system with improved recovery
EP1072301B1 (en) * 1999-07-29 2009-11-18 National Institute Of Advanced Industrial Science and Technology Method and apparatus for separating and recovering carbon dioxide from combustion exhaust gas
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
US6458188B1 (en) * 2000-07-14 2002-10-01 Timothy D. Mace Method and means for air filtration
US6497852B2 (en) * 2000-12-22 2002-12-24 Shrikar Chakravarti Carbon dioxide recovery at high pressure
US6720359B2 (en) 2001-09-14 2004-04-13 Chevron U.S.A. Inc. Scrubbing CO2 from a CO2-containing gas with an aqueous stream
US6667347B2 (en) 2001-09-14 2003-12-23 Chevron U.S.A. Inc. Scrubbing CO2 from methane-containing gases using an aqueous stream
CN100379485C (zh) 2002-01-14 2008-04-09 国际壳牌研究有限公司 从气体混合物中除去二氧化碳的方法
JP3814206B2 (ja) * 2002-01-31 2006-08-23 三菱重工業株式会社 二酸化炭素回収プロセスの排熱利用方法
JP4771663B2 (ja) 2002-04-15 2011-09-14 フルー・コーポレイシヨン 改良された酸性ガス除去のための構成および方法
NL1020560C2 (nl) 2002-05-08 2003-11-11 Tno Methode voor absorptie van zure gassen.
FI116521B (fi) * 2002-05-21 2005-12-15 Preseco Oy Menetelmä eloperäisen materiaalin käsittelemiseksi
US6759022B2 (en) * 2002-06-05 2004-07-06 Marsulex Environmental Technologies Flue gas desulfurization process and apparatus for removing nitrogen oxides
AU2003251783B2 (en) 2002-07-03 2007-08-09 Fluor Technologies Corporation Improved split flow process and apparatus
US7101415B2 (en) * 2002-08-30 2006-09-05 Matheson Tri-Gas, Inc. Methods for regenerating process gas purifier materials
AU2002325051B2 (en) 2002-09-17 2007-03-15 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods of acid gas removal
ITVE20020030A1 (it) 2002-10-01 2004-04-02 Valerio Tognazzo Processo ed impianto per effettuare la ultradepurazione di fumi o gas con recupero totale degli inquinanti di risulta. -
EP1569740B1 (en) 2002-12-12 2011-04-13 Fluor Corporation Methods of acid gas removal
EA010169B1 (ru) 2002-12-17 2008-06-30 Флуор Корпорейшн Устройства и способы для удаления кислых газов и загрязняющих примесей с близким к нулю выбросом
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
US7255842B1 (en) * 2003-09-22 2007-08-14 United States Of America Department Of Energy Multi-component removal in flue gas by aqua ammonia
NO321817B1 (no) * 2003-11-06 2006-07-10 Sargas As Renseanlegg for varmekraftverk
US7083662B2 (en) * 2003-12-18 2006-08-01 Air Products And Chemicals, Inc. Generation of elevated pressure gas mixtures by absorption and stripping
FR2863910B1 (fr) * 2003-12-23 2006-01-27 Inst Francais Du Petrole Procede de capture du dioxyde de carbone contenu dans des fumees
FI20045086A (fi) 2004-03-18 2005-09-19 Cuycha Innovation Oy Lähes palautuva prosessi hiilidioksidin erottamiseksi savu- tai tuotekaasusta
US7128777B2 (en) * 2004-06-15 2006-10-31 Spencer Dwain F Methods and systems for selectively separating CO2 from a multicomponent gaseous stream to produce a high pressure CO2 product
WO2006022885A1 (en) 2004-08-06 2006-03-02 Eig, Inc. Ultra cleaning of combustion gas including the removal of co2
JP4745682B2 (ja) * 2005-02-23 2011-08-10 三菱重工業株式会社 Co2回収装置および方法
JP5021917B2 (ja) 2005-09-01 2012-09-12 三菱重工業株式会社 Co2回収装置及び方法
US7867322B2 (en) 2007-01-31 2011-01-11 Alstom Technology Ltd Use of SO2 from flue gas for acid wash of ammonia
US7846240B2 (en) * 2008-10-02 2010-12-07 Alstom Technology Ltd Chilled ammonia based CO2 capture system with water wash system

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
КОУЛЬ А.Л., РИЗЕНФЕЛЬД Ф.С. Очистка газа. - Перевод с английского. - М.: Недра, 1967, с.66-84. *

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2497576C2 (ru) * 2008-10-02 2013-11-10 Альстом Текнолоджи Лтд Устройство и способ улавливания co2, основанный на применении охлажденного аммиака, с промывкой водой
RU2474703C1 (ru) * 2011-06-23 2013-02-10 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Самарский государственный университет путей сообщения" (СамГУПС) Способ комплексной очистки газообразных продуктов сгорания

Also Published As

Publication number Publication date
KR20070053738A (ko) 2007-05-25
NO20070165L (no) 2007-05-07
US8308849B2 (en) 2012-11-13
US7641717B2 (en) 2010-01-05
IL180614A (en) 2012-01-31
US20100064889A1 (en) 2010-03-18
NO335509B1 (no) 2014-12-22
CA2574633C (en) 2010-08-10
MX2007001367A (es) 2007-04-10
AU2005278126B2 (en) 2010-08-19
RU2007108285A (ru) 2008-09-20
EP1781400B1 (en) 2013-07-03
JP2008508099A (ja) 2008-03-21
JP4995084B2 (ja) 2012-08-08
BRPI0514141A (pt) 2008-05-27
AU2005278126A1 (en) 2006-03-02
US20080072762A1 (en) 2008-03-27
PL1781400T3 (pl) 2013-11-29
EP1781400A4 (en) 2009-07-15
CA2574633A1 (en) 2006-03-02
WO2006022885A1 (en) 2006-03-02
KR100869665B1 (ko) 2008-11-21
IL180614D0 (en) 2007-06-03
EP1781400A1 (en) 2007-05-09
DK1781400T3 (da) 2013-09-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10155194B2 (en) Method and apparatus for collecting carbon dioxide from flue gas
JP6045653B2 (ja) Co2吸収液の飛散抑制方法
US9895661B2 (en) Process and device for desulphurization and denitration of flue gas
CA2685923C (en) Method and absorbent composition for recovering a gaseous component from a gas stream
CA2675503C (en) Use of so2 from flue gas for acid wash of ammonia
CA2703208C (en) Multi-stage co2 removal system and method for processing a flue gas stream
JP5571085B2 (ja) 二酸化炭素分離方法及び装置
EP1648589B1 (en) Method for recovery of co2 and so2 from gas streams
CA2756036C (en) Co2 recovery unit and method therefor
CA2152743C (en) Regenerative scrubber application with condensing heat exchanger
AU2008320654B2 (en) Carbon capture system and process
US7255842B1 (en) Multi-component removal in flue gas by aqua ammonia
CN102325579B (zh) 一种用于控制胺排放的方法及装置
AU2011318075B2 (en) Method and apparatus for capturing carbon dioxide in flue gas with activated sodium carbonate
US6387337B1 (en) Carbon dioxide capture process with regenerable sorbents
JP5450540B2 (ja) Co2回収装置を備えたボイラーの熱回収システム
JP6045654B2 (ja) Co2吸収液の飛散抑制方法
JP6045652B2 (ja) Co2吸収液の飛散抑制方法
RU2389534C2 (ru) Устройство извлечения co2 и способ удаления отходов
KR102147166B1 (ko) 폐가스로부터의 이산화황의 재생 회수
US20100092359A1 (en) Method for capturing co2 from exhaust gas
EP2578299B1 (en) Exhaust gas treatment method
EP2722097B1 (en) Combustion exhaust gas treatment system and combustion exhaust gas treatment method
JP2011506061A (ja) プロモーター強化チルドアンモニア系システム及び煙道ガス流からのco2の除去法
US8961913B2 (en) Apparatus and system for NOx reduction in wet flue gas

Legal Events

Date Code Title Description
PC41 Official registration of the transfer of exclusive right

Effective date: 20120227

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

Effective date: 20180413