WO2007045679A1 - Absorptionsmittel und verfahren zum entfernen von kohlendioxid aus gasströmen - Google Patents

Absorptionsmittel und verfahren zum entfernen von kohlendioxid aus gasströmen Download PDF

Info

Publication number
WO2007045679A1
WO2007045679A1 PCT/EP2006/067586 EP2006067586W WO2007045679A1 WO 2007045679 A1 WO2007045679 A1 WO 2007045679A1 EP 2006067586 W EP2006067586 W EP 2006067586W WO 2007045679 A1 WO2007045679 A1 WO 2007045679A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
absorbent
amines
amine
carbon dioxide
formula
Prior art date
Application number
PCT/EP2006/067586
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Joachim-Thierry Anders
Johann-Peter Melder
Norbert Asprion
Ole Brettschneider
Iven Clausen
Bernd Eck
Ute Lichtfers
Original Assignee
Basf Aktiengesellschaft
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 Basf Aktiengesellschaft filed Critical Basf Aktiengesellschaft
Priority to AU2006303219A priority Critical patent/AU2006303219B2/en
Priority to EP06807413.7A priority patent/EP1940534B1/de
Priority to JP2008536056A priority patent/JP4691164B2/ja
Priority to US12/090,378 priority patent/US8075673B2/en
Priority to CA2625769A priority patent/CA2625769C/en
Priority to PL06807413T priority patent/PL1940534T3/pl
Priority to DK06807413.7T priority patent/DK1940534T3/en
Priority to ES06807413.7T priority patent/ES2641243T3/es
Publication of WO2007045679A1 publication Critical patent/WO2007045679A1/de
Priority to NO20081544A priority patent/NO20081544L/no

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1475—Removing carbon dioxide
    • 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
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • 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

Definitions

  • the present invention relates to an absorbent for removing carbon dioxide from gas streams and a method using the absorbent.
  • fluid flows the acid gases such.
  • These fluid streams may be, for example, gas streams, such as natural gas, synthesis gas, refinery gas, or reaction gases resulting from the oxidation of organic materials, such as organic wastes, coal, natural gas or petroleum, or composting organic matter-containing wastes.
  • the removal of acid gases is of particular importance for a variety of reasons.
  • the content of sulfur compounds of natural gas must be reduced by suitable treatment measures directly at the natural gas source, because the sulfur compounds also form acids with the water frequently carried by natural gas, which have a corrosive effect.
  • predetermined limits of the sulfur-containing impurities must be complied with.
  • the acid gases must be removed to prevent the emission of gases that can damage nature or affect the climate.
  • aqueous solutions of organic bases e.g. As alkanolamines
  • organic bases e.g. As alkanolamines
  • the sorbent can be regenerated by depressurizing to a lower pressure or stripping, releasing the acid gases again and / or stripping them by means of steam. After the regeneration process, the absorbent can be reused.
  • the known absorbents are very suitable for deacidifying hydrocarbon streams, such as natural gas. Certain problems occur in the treatment of oxygen-containing fluids, eg. B. of flue gases on. In this case, the absorption capacity of the absorbent worsened in the long term and is not fully recovered in the regeneration. Presumably, the presence of molecular oxygen is responsible for oxidative degradation of the amines contained in the absorbent.
  • the invention is based on the object to provide an absorbent and a method for deacidifying fluid streams, wherein the absorption capacity of the absorbent is maintained in the long term.
  • the compound of formula I is 1-amino-2-methyl-propan-2-ol, (CAS 2854-16-2, hereinafter 1A2MP). In another embodiment, it is amino-di-tert-butyl alcohol. It was found that both compounds show a surprisingly high oxygen stability.
  • the first step of molecular oxygen-induced decomposition is probably the abstraction of a hydrogen atom from the ⁇ -position carbon atom to the amino group.
  • Amines in which the ⁇ -carbon atoms carry substituents other than hydrogen are very resistant to oxidative decomposition.
  • the carbon atom in ⁇ -position to the amino group is a primary carbon atom, i. H. it carries two hydrogen atoms.
  • this structure proved to be very resistant to the action of molecular oxygen.
  • the stability against oxygen-induced decomposition is particularly crucial for flue gas scrubbing, so that the new absorbent represents a significant improvement here.
  • the absorbent according to the invention in addition to the amine of formula I, one or more further amines to z.
  • the or the further amines usually comprise 4 to 12 carbon atoms.
  • the absorbent is usually in the form of an aqueous solution having a total amine content of generally from 10 to 65% by weight, preferably from 25 to 60% by weight.
  • the amine of the formula I generally accounts for at least 1% by weight, preferably at least 5% by weight, based on the absorbent.
  • the solutions may contain, in addition to water, physical solvents, e.g. B. are selected from cyclotetramethylenesulfone (sulfolane) and its derivatives, aliphatic acid amides (acetylmorpholine, N-formylmorpholine), N-alkylated pyrrolidones and corresponding piperidones, such as N-methylpyrrolidone (NMP), propylene carbonate, methanol, dialkyl ethers of polyethylene glycols and mixtures thereof.
  • physical solvents e.g. B. are selected from cyclotetramethylenesulfone (sulfolane) and its derivatives, aliphatic acid amides (acetylmorpholine, N-formylmorpholine), N-alkylated pyrrolidones and corresponding piperidones, such as N-methylpyrrolidone (NMP), propylene carbonate, methanol, dialkyl ethers of poly
  • the absorbent according to the invention may contain further functional constituents, such as stabilizers, in particular antioxidants, cf. z.
  • stabilizers in particular antioxidants, cf. z.
  • additive of acids such as phosphoric acid, formic acid or sulfonic acids, may be suitable for reducing the energy required to regenerate the loaded absorbent.
  • Suitable amines which may be present in addition to the amine of the formula I in the absorption medium according to the invention are, for. B. selected under
  • tertiary amines (these are understood to mean tertiary monoamines or polyamines having exclusively tertiary amino groups);
  • Preferred such amines are selected from
  • tertiary amines having three hydroxyalkyl groups on the nitrogen atom, wherein the amino group is separated from the hydroxyl groups by at least two carbon atoms, such as triethanolamine (TEA);
  • tertiary amines having one or two hydroxyalkyl groups and two or one unsubstituted alkyl group on the nitrogen atom, wherein the amino group is separated from the hydroxyl group (s) by at least two carbon atoms, such as diethylethanolamine (DEEA), methyldiethanolamine (MDEA), 3-dimethylamino-1-propanol (DIMAP), dimethylethanolamine (DMEA), methyldiisopropanolamine (MDIPA);
  • DEEA diethylethanolamine
  • MDEA methyldiethanolamine
  • DIMAP 3-dimethylamino-1-propanol
  • DMEA dimethylethanolamine
  • MDIPA methyldiisopropanolamine
  • N, N, N ', N'-tetramethylethylenediamine such as N, N, N ', N'-tetramethylethylenediamine, N, N-diethyl-N', N'-dimethylethylenediamine, N, N, N ', N'-tetraethylethylenediamine, N, N, N', N ' -Tetramethyl-1, 3-propanediamine and N, N, N ', N'-tetraethyl-1, 3-propanediamine and bis (dimethylaminoethyl) ether.
  • 2-amino-2-methyl-1-propanol such as 2-amino-2-methyl-1-propanol (AMP), 3-amino-3-methyl-2-pentanol, 2,3-dimethyl-3-amino-1-butanol, 2-amino-2-ethyl 1-butanol, 2-amino-2-methyl-3-pentanol, 2-amino-2-methyl-1-butanol, 3-amino-3-methyl-1-butanol, 3-amino-3-methyl-2-butanol, 2-amino-2,3-dimethyl-3-butanol, 2-amino-2,3-dimethyl-1-butanol and 2-amino-2-methyl-1-pentanol, of which 2-amino-2-methyl 1-propanol is preferred;
  • the absorbent according to the invention contains, in addition to the amine of the formula I, at least one amine which is selected from (D) primary or secondary alkanolamines;
  • R 1 is C r C 6 alkyl and R 2 is C 2 -C 6 alkylene;
  • Particularly suitable such amines are selected from
  • D monoethanolamine
  • DEA diethanolamine
  • DIPA diisopropylamine
  • AEE aminoethoxyethanol
  • the invention also relates to a process for removing carbon dioxide from a gas stream, wherein the gas stream is contacted with a liquid absorbent containing an aqueous solution of an amine of formula I.
  • the method is particularly suitable for gas streams in which the partial pressure of the carbon dioxide in the gas stream is less than 500 mbar, preferably less than 200 mbar, usually 20 to 150 mbar.
  • the gas stream is preferably a gas stream which is formed in the following way:
  • the oxidation can occur under flame appearance, d. H. as conventional combustion, or as oxidation without flames, z. B. in the form of a catalytic oxidation or partial oxidation, are performed.
  • Organic substances which are subjected to combustion are usually fossil fuels such as coal, natural gas, petroleum, gasoline, diesel, raffinates or kerosene, biodiesel or waste containing organic substances.
  • Starting materials of the catalytic (partial) oxidation are z. As methanol or methane, which can be converted to formic acid or formaldehyde.
  • Waste materials that undergo oxidation, composting or storage are typically household waste, plastic waste or packaging waste.
  • the combustion of organic substances usually takes place in conventional incinerators with air.
  • the composting and storage of organic substances containing waste materials is generally carried out in landfills.
  • the exhaust gas or the exhaust air of such systems can advantageously be treated by the method according to the invention.
  • organic substances for bacterial decomposition manure, straw, manure, sewage sludge, fermentation residue and the like are usually used.
  • the bacterial decomposition takes place, for example, in conventional biogas plants.
  • the exhaust air of such systems can be advantageously treated by the method according to the invention.
  • the method is also suitable for the treatment of the exhaust gases of fuel cells or chemical synthesis plants which use a (partial) oxidation of organic substances.
  • the method of the invention can of course also be applied to unburned fossil gases, such as natural gas, for. B. so-called coal seam gases, d. H. Gases produced in the production of coal; which are collected and compressed to treat.
  • unburned fossil gases such as natural gas
  • coal seam gases d. H. Gases produced in the production of coal; which are collected and compressed to treat.
  • these gas streams contain less than 50 mg / m 3 of sulfur dioxide under normal conditions.
  • the starting gases can either have the pressure which corresponds approximately to the pressure of the ambient air, ie z. For example, normal pressure or a pressure that deviates from the normal pressure by up to 1 bar.
  • Devices suitable for carrying out the process according to the invention comprise at least one washing column, for.
  • packing, packing and tray columns, and / or other absorbers such as membrane contactors, Radialstrom scrubber, jet scrubber, Venturi scrubber and rotary scrubber.
  • absorbers such as membrane contactors, Radialstrom scrubber, jet scrubber, Venturi scrubber and rotary scrubber.
  • the treatment of the gas stream with the absorbent is preferably carried out in a wash column in countercurrent.
  • the gas stream is generally fed to the lower region and the absorbent into the upper region of the column.
  • wash columns made of plastic, such as polyolefins or polytetrafluoroethylene, or washing columns whose inner surface is wholly or partially lined with plastic or rubber.
  • membrane contactors with plastic housing are suitable.
  • the temperature of the absorbent in the absorption step is generally about 30 to 7O 0 C, when a column is for example 30 to 6O 0 C at the top of the column and from 40 to 7O 0 C. at the bottom of the column.
  • a acidic Gasbestan passing poor ie, a depleted in these components product gas (Beigas) and loaded with acid gas components absorbent.
  • the carbon dioxide can be released in a regeneration step to obtain a regenerated absorbent.
  • the loading of the absorbent is reduced and the regenerated absorbent obtained is preferably subsequently returned to the absorption step.
  • the loaded absorbent is regenerated by
  • the loaded absorbent is heated for regeneration and the released carbon dioxide is z. B. separated in a desorption column. Before the regenerated absorbent is reintroduced into the absorber, it is cooled to a suitable absorption temperature. In order to utilize the energy contained in the hot regenerated absorbent, it is preferable to preheat the loaded absorbent from the absorber by heat exchange with the hot regenerated absorbent. Due to the heat exchange, the loaded absorbent is brought to a higher temperature, so that in the regeneration step, a lower energy input is required. Due to the heat exchange, a partial regeneration of the loaded absorbent with the release of carbon dioxide can already take place. The obtained gas-liquid-mixed-phase stream is passed into a phase separation vessel, from which the carbon dioxide is withdrawn; the liquid phase is passed to the desorption column for complete regeneration of the absorbent.
  • the released in the desorption column carbon dioxide is then compressed and z. B. fed to a pressure tank or sequestration.
  • a higher pressure e.g. B. 2 to 10 bar, preferably 2.5 to 5 bar perform.
  • the loaded absorbent is for this purpose compressed by means of a pump to the regeneration pressure and introduced into the desorption column.
  • the carbon dioxide accumulates in this way at a higher pressure level.
  • the pressure difference to the pressure level of the pressure tank is lower and you can possibly save a compression stage.
  • a higher pressure during the regeneration causes a higher regeneration temperature. At higher regeneration temperature, a lower residual loading of the absorbent can be achieved.
  • the regeneration temperature is usually limited only by the thermal stability of the absorbent.
  • the flue gas Prior to the absorption treatment according to the invention, the flue gas is preferably subjected to a wash with an aqueous liquid, in particular with water, in order to cool the flue gas and to moisten it (quenching).
  • aqueous liquid in particular with water
  • dusts or gaseous impurities such as sulfur dioxide can be removed.
  • Fig. 1 is a schematic representation of an apparatus suitable for carrying out the method according to the invention.
  • a suitably pretreated, carbon dioxide-containing combustion gas is brought into contact with the regenerated absorption medium, which is supplied via the absorption medium line 3, via a feed line 1 in an absorber 2.
  • the absorbent removes carbon dioxide by absorption from the combustion gas;
  • a low-carbon clean gas is obtained via an exhaust pipe 7.
  • the absorber 2 can above the absorbent inlet backwash or backwash sections, which are preferably equipped with packages (not shown), where separated by means of water or condensate entrained absorbent from the CO 2 -depleted gas.
  • the liquid on the backwash tray is suitably recycled via an external cooler.
  • a pump 12 Via an absorption line 5, a pump 12, a solvent-solvent heat exchanger 11, in which the adsorber loaded with sour gas is heated with the heat of the regenerated absorbent emerging from the bottom of the desorption column 7, and a throttle valve 6 is charged with carbon dioxide Absorbent fed to a desorption column 7.
  • the loaded absorbent In the lower part of the desorption column 7, the loaded absorbent is heated and regenerated by means of a (not shown) Aufgenesisers.
  • the carbon dioxide liberated in the process leaves the desorption column 7 via the exhaust gas line 8.
  • the desorption column 7 may have backwash or backwash sections above the absorbent inlet, which are preferably equipped with packings (not shown), where absorbent carried by water or condensate is separated from the released CO 2 .
  • a heat exchanger with head distributor or capacitor may be provided.
  • the regenerated absorbent is then by means of a pump 9 via the solvent-solvent heat exchanger 1 1, in which the regenerated absorbent heats the acid gas-laden absorbent and thereby cools, and a heat exchanger 10 of the absorption column. 2 fed again.
  • the condensed vapors are returned to the absorbent cycle.
  • a base such as potassium hydroxide
  • it forms salts which are difficult to volatilize with sulfate or chloride ions and are removed from the system together with the residue of the evaporator.

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)

Abstract

Beschrieben wird ein Absorptionsmittel zum Entfernen von Kohlendioxid aus Gasströmen, enthaltend eine wässrige Lösung eines Amins der Formel (I) worin ein oder beide Reste R für stehen und der andere Rest R für Wasserstoff steht. Das Absorptionsmittel zeichnet sich durch besondere Oxidationsbeständigkeit aus.

Description

Absorptionsmittel und Verfahren zum Entfernen von Kohlendioxid aus Gasströmen
Beschreibung
Die vorliegende Erfindung betrifft ein Absorptionsmittel zum Entfernen von Kohlendioxid aus Gasströmen und ein Verfahren unter Verwendung des Absorptionsmittels.
In zahlreichen Prozessen in der chemischen Industrie treten Fluidströme auf, die Sauergase, wie z. B. CO2, H2S, SO2, CS2, HCN, COS, NOx, Disulfide oder Mercaptane als Verunreinigungen enthalten. Bei diesen Fluidströmen kann es sich beispielsweise um Gasströme, wie Erdgas, Synthesegas, Raffineriegas, oder Reaktionsgase handeln, die bei der Oxidation organischer Materialien, wie beispielsweise organischer Abfälle, Kohle, Erdgas oder Erdöl, oder bei der Kompostierung organische Substanzen enthaltender Abfallstoffe entstehen.
Die Entfernung der Sauergase ist aus unterschiedlichen Gründen von besonderer Bedeutung. Beispielsweise muss der Gehalt an Schwefelverbindungen von Erdgas durch geeignete Aufbereitungsmaßnahmen unmittelbar an der Erdgasquelle reduziert werden, denn auch die Schwefelverbindungen bilden mit dem vom Erdgas häufig mitge- führten Wasser Säuren, die korrosiv wirken. Für den Transport des Erdgases in einer Pipeline müssen daher vorgegebene Grenzwerte der schwefelhaltigen Verunreinigungen eingehalten werden. Aus den bei der Oxidation organischer Materialien entstehenden Reaktionsgasen müssen die Sauergase entfernt werden, um die Emission von Gasen zu verhindern, die die Natur schädigen oder das Klima beeinflussen können.
Im industriellen Maßstab werden häufig wässrige Lösungen organischer Basen, z. B. Alkanolamine, als Absorptionsmittel eingesetzt. Beim Lösen von Sauergasen bilden sich dabei aus der Base und den Sauergasbestandteilen ionische Produkte. Das Ab- sorptionsmittel kann durch Entspannen auf einen niedrigeren Druck oder Strippen regeneriert werden, wobei die Sauergase wieder freigesetzt und/oder mittels Dampf abgestrippt werden. Nach dem Regenerationsprozess kann das Absorptionsmittel wiederverwendet werden.
Die bekannten Absorptionsmittel eignen sich sehr gut zum Entsäuern von Kohlenwasserstoffströmen, wie Erdgas. Bestimmte Probleme treten bei der Behandlung sauerstoffhaltiger Fluide, z. B. von Rauchgasen, auf. Hierbei verschlechtert sich die Absorptionsfähigkeit des Absorptionsmittels langfristig und wird bei der Regeneration nicht vollständig wiedererlangt. Vermutlich ist die Gegenwart von molekularem Sauerstoff für eine oxidative Zersetzung der im Absorptionsmittel enthaltenen Amine verantwortlich. Der Erfindung liegt die Aufgabe zu Grunde, ein Absorptionsmittel und ein Verfahren zum Entsäuern von Fluidströmen anzugeben, wobei die Absorptionsfähigkeit des Absorptionsmittels langfristig erhalten bleibt.
Die Aufgabe wird gelöst durch ein Absorptionsmittel, das eine wässrige Lösung eines Amins der Formel I enthält,
HNR2 (I)
worin ein oder beide Reste R für
CH3
-CH2 C -OH
CH3
stehen und der andere Rest R für Wasserstoff steht.
In einer Ausführungsform handelt es sich bei der Verbindung der Formel I um 1-Amino- 2-methyl-propan-2-ol, (CAS 2854-16-2; im folgenden: 1A2MP). In einer anderen Ausführungsform handelt es sich um Amino-di-tert-butylalkohol. Es wurde gefunden, dass beide Verbindungen eine überraschend hohe Sauerstoffstabilität zeigen.
Der erste Schritt der durch molekularen Sauerstoff induzierten Zersetzung ist vermutlich die Abstraktion eines Wasserstoffatoms vom Kohlenstoffatom in α-Position zur Aminogruppe. Amine, bei denen die α-Kohlenstoffatome ausschließlich von Wasserstoff verschiedene Substituenten tragen, sind sehr beständig gegen oxidative Zerset- zung. Im 1A2MP ist das Kohlenstoffatom in α-Position zur Aminogruppe ein primäres Kohlenstoffatom, d. h. es trägt zwei Wasserstoffatome. Überraschenderweise erwies sich diese Struktur aber trotzdem als sehr beständig gegen die Einwirkung von molekularem Sauerstoff. Die Stabilität gegen Sauerstoff-induzierte Zersetzung ist besonders für Rauchgas- Wäschen entscheidend, so dass das neue Absorptionsmittel hier eine erhebliche Verbesserung darstellt.
Das erfindungsgemäße Absorptionsmittel kann neben dem Amin der Formel I ein oder mehrere weitere Amine enthalten, um z. B. die Beladbarkeit des Absorptionsmittels mit Kohlendioxid oder anderen Sauergasbestandteilen, die Stoffübergangsgeschwindigkeit für Kohlendioxid oder andere Sauergasbestandteile, und/oder andere Faktoren zu optimieren. Das oder die weiteren Amine umfassen gewöhnlich 4 bis 12 Kohlenstoffatome. Das Absorptionsmittel liegt üblicherweise in Form einer wässrigen Lösungen mit einem Gesamtamingehalt von im Allgemeinen 10 bis 65 Gew.-%, vorzugsweise 25 bis 60 Gew.-%, vor. Auf das Amin der Formel I entfallen im allgemeinen wenigstens 1 Gew.- %, vorzugsweise wenigstens 5 Gew.-%, bezogen auf das Absorptionsmittel.
Die Lösungen können zusätzlich zu Wasser physikalische Lösungsmittel enthalten, die z. B. ausgewählt sind unter Cyclotetramethylensulfon (Sulfolan) und dessen Derivaten, aliphatischen Säureamiden (Acetylmorpholin, N-Formylmorpholin), N-alkylierten Pyrro- lidonen und entsprechenden Piperidonen, wie N-Methylpyrrolidon (NMP), Propylencar- bonat, Methanol, Dialkylethern von Polyethylenglykolen und Gemischen davon.
Das erfindungsgemäße Absorptionsmittel kann weitere funktionelle Bestandteile enthalten, wie Stabilisatoren, insbesondere Antioxidantien, vgl. z. B. die DE 102004011427. Ein Zusatz von Säuren, wie Phosphorsäure, Ameisensäure oder Sulfonsäuren, kann geeignet sein, die zur Regeneration des beladenen Absorptionsmittels erforderliche Energie herabzusetzen.
Geeignete Amine, die neben dem Amin der Formel I im erfindungsgemäßen Absorpti- onsmittel vorliegen können, sind z. B. ausgewählt unter
(A) tertiären Aminen (hierunter werden tertiäre Monoamine oder Polyamine mit ausschließlich tertiären Aminogruppen verstanden);
(B) primären Aminen, worin die Aminogruppe an ein tertiäres Kohlenstoffatom gebunden ist;
(C ) sekundären Aminen, worin die Aminogruppe an wenigstens ein sekundäres oder tertiäres Kohlenstoffatom gebunden ist;
und deren Gemischen.
Bevorzugte derartige Amine sind ausgewählt unter
(A) tertiären Aminen mit drei Hydroxyalkylgruppen am Stickstoffatom, worin die Aminogruppe durch wenigstens zwei Kohlenstoffatome von den Hydroxylgruppen getrennt ist, wie Triethanolamin (TEA);
tertiären Aminen mit einer oder zwei Hydroxyalkylgruppen und zwei oder einer unsubstituierten Alkylgruppe am Stickstoffatom, worin die Aminogruppe durch wenigstens zwei Kohlenstoffatome von der (den) Hydroxylgruppe(n) getrennt ist, wie Diethylethanolamin (DEEA), Methyldiethanolamin (MDEA), 3-Dimethylamino- 1-propanol (DIMAP), Dimethylethanolamin (DMEA), Methyldiisopropanolamin (MDIPA);
Diaminen mit zwei tertiären Aminogruppen;
wie N,N,N',N'-Tetramethylethylendiamin, N,N-Diethyl-N',N'-dimethylethylen- diamin, N,N,N',N'-Tetraethylethylendiamin, N,N,N',N'-Tetramethyl-1 ,3-propan- diamin und N,N,N',N'-Tetraethyl-1 ,3-propandiamin sowie Bis(dimethylamino- ethyl)ether.
(B) primären Aminen mit wenigstens einer Hydroxylgruppe, worin die Aminogruppe an ein tertiäres Kohlenstoffatom gebunden und durch wenigstens zwei Kohlen- stoffatome von der Hydroxylgruppe getrennt ist,
wie 2-Amino-2-methyl-1-propanol (AMP), 3-Amino-3-methyl-2-pentanol, 2,3- Dimethyl-3-amino-1 -butanol, 2-Amino-2-ethyl-1 -butanol, 2-Amino-2-methyl-3- pentanol, 2-Amino-2-methyl-1 -butanol, 3-Amino-3-methyl-1 -butanol, 3-Amino-3- methyl-2-butanol, 2-Amino-2,3-dimethyl-3-butanol, 2-Amino-2,3-dimethyl-1- butanol und 2-Amino-2-methyl-1-pentanol, wovon 2-Amino-2-methyl-1-propanol bevorzugt ist;
(C ) sekundären Aminen mit wenigstens einer Hydroxylgruppe, worin die Aminogrup- pe an wenigstens ein sekundäres oder tertiäres Kohlenstoffatom gebunden und durch wenigstens zwei Kohlenstoffatome von der Hydroxylgruppe getrennt ist,
wie 2-(lsopropylamino)ethanol, 2(sec-Butylamino)ethanol, 2-Piperidinethanol;
und deren Gemischen.
Bevorzugte Absorptionsmittel enthalten
(i) 1 bis 30 Gew.-%, vorzugsweise 5 bis 25 Gew.-%, Amin der Formel I und (ii) 10 bis 60 Gew.-%, vorzugsweise 15 bis 50 Gew.-%, eines oder mehrerer Amine (A) bis (C), jeweils bezogen auf das Gesamtgewicht des Absorptionsmittels, mit der Maßgabe, dass der maximale Gesamtamingehalt des Absorptionsmittels 65 Gew.-% beträgt.
In anderen Ausführungsformen enthält das erfindungsgemäße Absorptionsmittel neben dem Amin der Formel I wenigstens ein Amin, das ausgewählt ist unter (D) primären oder sekundären Alkanolaminen;
(E) Alkylendiaminen;
(F) Polyalkylenpolyaminen;
(G) Aminen der allgemeinen Formel
R1-NH-R2-NH2
worin R1 für CrC6-Alkyl steht und R2 für C2-C6-Alkylen steht;
(H) cyclischen Aminen mit einem 5-, 6- oder 7-gliedrigen gesättigten Ring, der eine NH-Gruppe und gegebenenfalls ein weiteres Heteroatom, insbesondere ein Sauerstoff- oder Stickstoffatom, enthält;
und deren Gemischen.
Besonders geeignete derartige Amin sind ausgewählt unter
(D) Monoethanolamin (MEA), Diethanolamin (DEA), Diisopropylamin (DIPA), Ami- noethoxyethanol (AEE);
(E) Hexamethylendiamin;
(F) Diethylentriamin; Triethylentetramin, 3,3-lminobispropylamine; vorzugsweise Die- thylentriamin;
(G) 3-Methylaminopropylamin (MAPA);
(H) Piperazin, 2-Methylpiperazin, N-Methylpiperazin, N-Ethylpiperazin, N-Aminoethyl- piperazin, Homopiperazin, Piperidin, Morpholin;
und deren Gemischen.
Bevorzugte Absorptionsmittel enthalten
(i) 20 bis 60 Gew.-%, vorzugsweise 25 bis 50 Gew.-%, Amin der Formel I und (ii) 1 bis 25 Gew.-%, vorzugsweise 3 bis 20 Gew.-%, eines oder mehrerer Amine (D) bis (H), jeweils bezogen auf das Gesamtgewicht des Absorptionsmittels, mit der Maßgabe, dass der maximale Gesamtamingehalt des Absorptionsmittels 65 Gew.-% beträgt.
Die Erfindung betrifft auch ein Verfahren zum Entfernen von Kohlendioxid aus einem Gasstrom, wobei man den Gasstrom mit einem flüssigen Absorptionsmittel in Kontakt bringt, das eine wässrige Lösung eines Amins der Formel I enthält.
Neben Kohlendioxid werden andere Sauergase und/oder deren Vorläuferverbindungen, wie z. B. H2S, SO2, CS2, HCN, COS, NOx, Disulfide oder Mercaptane, aus dem Gasstrom teilweise oder vollständig entfernt.
Das Verfahren eignet sich besonders für Gasströme, in denen der Partialdruck des Kohlendioxids im Gasstrom weniger als 500 mbar, bevorzugt weniger als 200 mbar, meist 20 bis 150 mbar, beträgt.
Bei dem Gasstrom handelt es sich bevorzugt um einen Gasstrom, der auf folgende Weise gebildet wird:
a) Oxidation organischer Substanzen z. B. Rauchgase (flue gas), b) Kompostierung und Lagerung organische Substanzen enthaltender Abfallstoffe, oder c) bakterielle Zersetzung organischer Substanzen.
Die Oxidation kann unter Flammenerscheinung, d. h. als herkömmliche Verbrennung, oder als Oxidation ohne Flammenerscheinung, z. B. in Form einer katalytischen Oxidation oder Partialoxidation, durchgeführt werden. Organische Substanzen, die der Verbrennung unterworfen werden, sind üblicherweise fossile Brennstoffe wie Kohle, Erdgas, Erdöl, Benzin, Diesel, Raffinate oder Kerosin, Biodiesel oder Abfallstoffe mit einem Gehalt an organischen Substanzen. Ausgangsstoffe der katalytischen (Partial-) Oxidation sind z. B. Methanol oder Methan, das zu Ameisensäure oder Formaldehyd umgesetzt werden kann.
Abfallstoffe, die der Oxidation, der Kompostierung oder Lagerung unterzogen werden, sind typischerweise Hausmüll, Kunststoffabfälle oder Verpackungsmüll.
Die Verbrennung der organische Substanzen erfolgt meistens in üblichen Verbrennungsanlagen mit Luft. Die Kompostierung und Lagerung organischer Substanzen enthaltender Abfallstoffe erfolgt im Allgemeinen auf Mülldeponien. Das Abgas bzw. die Abluft derartiger Anlagen kann vorteilhaft nach dem erfindungsgemäßen Verfahren behandelt werden. Als organische Substanzen für bakterielle Zersetzung werden üblicherweise Stalldung, Stroh, Jauche, Klärschlamm, Fermentationsrückstände und dergleichen verwendet. Die bakterielle Zersetzung erfolgt z.B. in üblichen Biogasanlagen. Die Abluft derartiger Anlagen kann vorteilhaft nach dem erfindungsgemäßen Verfahren behandelt werden.
Das Verfahren eignet sich auch zur Behandlung der Abgase von Brennstoffzellen oder chemischer Syntheseanlagen, die sich einer (Partial-) Oxidation organischer Substanzen bedienen.
Daneben kann das erfindungsgemäße Verfahren natürlich auch angewendet werden, um unverbrannte fossile Gase, wie Erdgas, z. B. so genannte Coal-seam-Gase, d. h. bei der Förderung von Kohle anfallende Gase; die gesammelt und komprimiert werden, zu behandeln.
Im Allgemeinen enthalten diese Gasströme bei Normalbedingungen weniger als 50 mg/m3 Schwefeldioxid.
Die Ausgangsgase können entweder den Druck aufweisen, der etwa dem Druck der Umgebungsluft entspricht, also z. B. Normaldruck oder einen Druck, der vom Normal- druck um bis zu 1 bar abweicht.
Zur Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens geeignete Vorrichtungen umfassen wenigstens eine Waschkolonne, z. B. Füllkörper, Packungs- und Bodenkolonnen, und/oder andere Absorber wie Membrankontaktoren, Radialstromwäscher, Strahlwäscher, Venturi-Wäscher und Rotations-Sprühwäscher. Die Behandlung des Gasstroms mit dem Absorptionsmittel erfolgt dabei bevorzugt in einer Waschkolonne im Gegenstrom. Der Gasstrom wird dabei im Allgemeinen in den unteren Bereich und das Absorptionsmittel in den oberen Bereich der Kolonne eingespeist.
Geeignet zur Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens sind auch Waschkolonnen aus Kunststoff, wie Polyolefinen oder Polytetrafluorethylen, oder Waschkolonnen, deren innere Oberfläche ganz oder teilweise mit Kunststoff oder Gummi ausgekleidet ist. Weiterhin eignen sich Membrankontaktoren mit Kunststoffgehäuse.
Die Temperatur des Absorptionsmittels beträgt im Absorptionsschritt im Allgemeinen etwa 30 bis 7O0C, bei Verwendung einer Kolonne beispielsweise 30 bis 6O0C am Kopf der Kolonne und 40 bis 7O0C am Boden der Kolonne. Es wird ein an sauren Gasbestanteilen armes, d. h. ein an diesen Bestandteilen abgereichertes Produktgas (Beigas) und ein mit sauren Gasbestandteilen beladenes Absorptionsmittel erhalten. Aus dem mit den sauren Gasbestandteilen beladenen Absorptionsmittel kann das Kohlendioxid in einem Regenerationsschritt freigesetzt werden, wobei ein regeneriertes Absorptionsmittel erhalten wird. Im Regenerationsschritt wird die Beladung des Absorptionsmittels verringert und das erhaltene regenerierte Absorptionsmittel wird vor- zugsweise anschließend in den Absorptionsschritt zurückgeführt.
Im Allgemeinen regeneriert man das beladene Absorptionsmittel durch
a) Erwärmung, z. B. auf 70 bis 120 °C, b) Entspannung, c) Strippen mit einem inerten Fluid
oder eine Kombination zweier oder aller dieser Maßnahmen.
In der Regel wird das beladene Absorptionsmittel zur Regeneration erwärmt und das freigesetzte Kohlendioxid wird z. B. in einer Desorptionskolonne abgetrennt. Bevor das regenerierte Absorptionsmittel wieder in den Absorber eingeführt wird, wird es auf eine geeignete Absorptionstemperatur abgekühlt. Um die im heißen regenerierten Absorptionsmittel enthaltene Energie auszunutzen, ist es bevorzugt, das beladene Absorp- tionsmittel aus dem Absorber durch Wärmetausch mit dem heißen regenerierten Absorptionsmittel vorzuerwärmen. Durch den Wärmetausch wird das beladene Absorptionsmittel auf eine höhere Temperatur gebracht, so dass im Regenerationsschritt ein geringerer Energieeinsatz erforderlich ist. Durch den Wärmetausch kann auch bereits eine teilweise Regenerierung des beladenen Absorptionsmittels unter Freisetzung von Kohlendioxid erfolgen. Der erhaltene gas-flüssig-gemischtphasige Strom wird in ein Phasentrenngefäß geleitet, aus dem das Kohlendioxid abgezogen wird; die Flüssigphase wird zur vollständigen Regeneration des Absorptionsmittels in die Desorptionskolonne geleitet.
Vielfach wird das in der Desorptionskolonne freigesetzte Kohlendioxid anschließend verdichtet und z. B. einem Drucktank oder einer Sequestrierung zugeführt. In diesen Fällen kann es vorteilhaft sein, die Regeneration des Absorptionsmittels bei einem höheren Druck, z. B. 2 bis 10 bar, vorzugsweise 2,5 bis 5 bar durchzuführen. Das beladene Absorptionsmittel wird hierzu mittels einer Pumpe auf den Regenerationsdruck verdichtet und in die Desorptionskolonne eingebracht. Das Kohlendioxid fällt auf diese Weise auf einem höheren Druckniveau an. Die Druckdifferenz zum Druckniveau des Drucktanks ist geringer und man kann unter Umständen eine Kompressionsstufe einsparen. Ein höherer Druck bei der Regeneration bedingt eine höhere Regenerationstemperatur. Bei höherer Regenerationstemperatur kann eine geringere Restbeladung des Absorptionsmittel erreicht werden. Die Regenerationstemperatur ist in der Regel nur durch die thermische Stabilität des Absorptionsmittels begrenzt. Vor der erfindungsgemäßen Absorptionsmittel-Behandlung wird das Rauchgas vorzugsweise einer Wäsche mit einer wässrigen Flüssigkeit, insbesondere mit Wasser, unterzogen, um das Rauchgas abzukühlen und zu befeuchten (quenchen). Bei der Wäsche können auch Stäube oder gasförmige Verunreinigungen wie Schwefeldioxid entfernt werden.
Die Erfindung wird anhand der beigefügten Figuren und der nachfolgenden Beispiele näher erläutert.
Fig. 1 ist eine schematische Darstellung einer zur Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens geeigneten Anlage.
Gemäß Fig. 1 wird über eine Zuleitung 1 ein geeignet vorbehandeltes, Kohlendioxid enthaltendes Verbrennungsgas in einem Absorber 2 mit dem regenerierten Absorptionsmittel, das über die Absorptionsmittelleitung 3 zugeführt wird, im Gegenstrom in Kontakt gebracht. Das Absorptionsmittel entfernt Kohlendioxid durch Absorption aus dem Verbrennungsgas; dabei wird über eine Abgasleitung 7 ein an Kohlendioxid armes Reingas gewonnen. Der Absorber 2 kann oberhalb des Absorptionsmitteleintritts Rückwaschböden oder Rückwaschsektionen, die vorzugsweise mit Packungen ausgerüstet sind, aufweisen (nicht dargestellt), wo mit Hilfe von Wasser oder Kondensat mitgeführtes Absorptionsmittel aus dem CO2-abgereicherten Gas abgetrennt wird. Die Flüssigkeit auf dem Rückwaschboden wird geeigneterweise über einen externen Kühler recycliert.
Über eine Absorptionsmittelleitung 5, eine Pumpe 12, einen Solvent-Solvent- Wärmetauscher 11 , in dem das mit Sauergas beladene Absorptionsmittel mit der Wärme des aus dem Sumpf der Desorptionskolonne 7 austretenden, regenerierten Absorptionsmittels aufgeheizt wird, und ein Drosselventil 6 wird das mit Kohlendioxid beladene Absorptionsmittel einer Desorptionskolonne 7 zugeleitet. Im unteren Teil der Desorptionskolonne 7 wird das beladene Absorptionsmittel mittels eines (nicht dargestellten) Aufheizers erwärmt und regeneriert. Das dabei freigesetzte Kohlendioxid ver- lässt die Desorptionskolonne 7 über die Abgasleitung 8. Die Desorptionskolonne 7 kann oberhalb des Absorptionsmitteleintritts Rückwaschböden oder Rückwaschsektio- nen, die vorzugsweise mit Packungen ausgerüstet sind, aufweisen (nicht dargestellt), wo mit Hilfe von Wasser oder Kondensat mitgeführtes Absorptionsmittel aus dem freigesetzten CO2 abgetrennt wird. In der Leitung 8 kann ein Wärmetauscher mit Kopfverteiler oder Kondensator vorgesehen sein. Das regenerierte Absorptionsmittel wird anschließend mittels einer Pumpe 9 über den Solvent-Solvent-Wärmetauscher 1 1 , in dem das regenerierte Absorptionsmittel das mit Sauergas beladenen Absorptionsmittel aufheizt und selbst dabei abkühlt, und einen Wärmetauscher 10 der Absorptionskolonne 2 wieder zugeführt. Um die Akkumulierung von absorbierten Substanzen, die bei der Regenerierung nicht oder unvollständig ausgetrieben werden, oder von Zersetzungsprodukten im Absorptionsmittel zu vermeiden, kann man einen Teilstrom des aus der Desorptionskolonne 7 abgezogenen Absorptionsmittels einem Verdampfer zuführen, in dem schwerflüchtige Neben- und Zersetzungsprodukte als Rückstand anfallen und das reine Absorptionsmittel als Brüden abgezogen wird. Die kondensierten Brüden werden wieder dem Absorptionsmittelkreislauf zugeführt. Zweckmäßigerweise kann man dem Teilstrom eine Base, wie Kaliumhydroxid, zusetzen, welches z. B. mit Sulfat- oder Chloridionen schwerflüchtige Salze bildet, die zusammen mit dem Verdampferrück- stand dem System entzogen werden.
Beispiele
Die Beständigkeit verschiedener Amine gegen die Einwirkung von Sauerstoff wurde wie folgt ermittelt:
In einem 100 ml-Kolben wurden in etwa 60 ml Amin bei 120°C 6 Tage lang 5 Nl Luft /h bei Atmosphärendruck über eine Fritte eingeperlt. Der Dampfraum über der Lösung wurde mit 10 NI N2/ h inertisiert. Der Kolben war mit einem Rückflusskühler ausgestat- tet, so dass ausgestrippte Substanz weitgehend kondensiert und rückgeführt wurde.
Es wurden Proben der frischen Lösung und der 6 Tage lang behandelten Lösung gezogen und per GC analysiert.
GC-Methode: 30 m RTX-5 Amine, (0.32 mm, 1.5 μm), 50°C - 3 min - 7°C/min - 280°C - 20 min
Probe 1 :
2-Amino-2-methyl-propan-1 -ol (Vergleich) Konzentration der Originallösung: 93,5% Konzentration nach 6 Tagen Versuch: 93,4%
Probe 2:
1 -Amino-2-methyl-propan-2-ol Konzentration der Originallösung: 99,8% Konzentration nach 6 Tagen Versuch: 98,2%
Probe 3:
Monoethanolamin (Vergleich) Konzentration der Originallösung: 100 % Konzentration nach 6 Tagen Versuch: 32,8% Probe 4:
Methyldiethanolamin (Vergleich) Konzentration der Originallösung: 99,3% Konzentration nach 6 Tagen Versuch: 72,4%
Probe 5:
Methylmonoethanolamin (Vergleich) Konzentration der Originallösung: 99,6% Konzentration nach 6 Tagen Versuch: 75,5%

Claims

Patentansprüche
1. Absorptionsmittel zum Entfernen von Kohlendioxid aus Gasströmen, enthaltend eine wässrige Lösung eines Amins der Formel I
HNR2 (I)
worin ein oder beide Reste R für
CH3
-CH2 C -OH
CH3
stehen und der andere Rest R für Wasserstoff steht.
2. Absorptionsmittel nach Anspruch 1 , außerdem enthaltend wenigstens ein Amin, das ausgewählt ist unter
(A) tertiären Aminen;
(B) primären Aminen, worin die Aminogruppe an ein tertiäres Kohlenstoffatom gebunden ist;
(C ) sekundären Aminen, worin die Aminogruppe an wenigstens ein sekundäres oder tertiäres Kohlenstoffatom gebunden ist; und deren Gemischen.
3. Absorptionsmittel nach Anspruch 2, enthaltend wenigstens ein Amin, das ausgewählt ist unter (A) tertiären Aminen mit einer oder zwei Hydroxyalkylgruppen und zwei oder einer unsubstituierten Alkylgruppe am Stickstoffatom, worin die Aminogruppe durch wenigstens zwei Kohlenstoffatome von der (den) Hydroxylgruppe^) getrennt ist;
(B) primären Aminen mit wenigstens einer Hydroxylgruppe, worin die Ami- nogruppe an ein tertiäres Kohlenstoffatom gebunden und durch wenigstens zwei Kohlenstoffatome von der Hydroxylgruppe getrennt ist; (C ) sekundären Aminen mit wenigstens einer Hydroxylgruppe, worin die Aminogruppe an wenigstens ein sekundäres oder tertiäres Kohlenstoffatom gebunden und durch wenigstens zwei Kohlenstoffatome von der Hydro- xylgruppe getrennt ist; und deren Gemischen.
4. Absorptionsmittel nach Anspruch 2 oder 3, enthaltend 1 bis 30 Gew.-% Amin der Formel I und 10 bis 60 Gew.-% eines oder mehrerer Amine (A) bis (C), bezogen auf das Gesamtgewicht des Absorptionsmittels, mit der Maßgabe, dass der maximale Gesamtamingehalt des Absorptionsmittels 65 Gew.-% beträgt.
5. Absorptionsmittel nach Anspruch 1 , außerdem enthaltend wenigstens ein Amin, das ausgewählt ist unter
(D) primären oder sekundären Alkanolaminen;
(E) Alkylendiaminen; (F) Polyalkylenpolyaminen;
(G) Aminen der allgemeinen Formel
R1-NH-R2-NH2
worin R1 für CrC6-Alkyl steht und R2 für C2-C6-Alkylen steht;
(H) cyclischen Aminen mit einem 5-, 6- oder 7-gliedrigen gesättigten Ring, der eine NH-Gruppe und gegebenenfalls ein weiteres Heteroatom, insbesondere ein Sauerstoff- oder Stickstoffatom, enthält; und deren Gemischen.
6. Absorptionsmittel nach Anspruch 4, enthaltend wenigstens ein Amin, das ausgewählt ist unter
(D) Monoehanolamin, Diethanolamin, Methylethanolamin;
(E) Hexamethylendiamin; (F) Diethylentriamin;
(G) 3-Methylaminopropylamin;
(H) Piperazin, 2-Methylpiperazin, N-Methylpiperazin, N-Ethylpiperazin, N- Aminoethylpiperazin, Homopiperazin, Piperidin, Morpholin; und deren Gemischen.
7. Absorptionsmittel nach Anspruch 5 oder 6, enthaltend 20 bis 60 Gew.-% Amin der Formel I und 1 bis 25 Gew.-% eines oder mehrerer Amine (D) bis (H), bezogen auf das Gesamtgewicht des Absorptionsmittels, mit der Maßgabe, dass der maximale Gesamtamingehalt des Absorptionsmittels 65 Gew.-% beträgt.
8. Verfahren zum Entfernen von Kohlendioxid aus einem Gasstrom, wobei man den Gasstrom mit einem flüssigen Absorptionsmittel in Kontakt bringt, das eine wäss- rige Lösung eines Amins der Formel I enthält,
HNR2 (I) worin ein oder beide Reste R für
CH.
-CH. C -OH
CH.
stehen und der andere Rest R für Wasserstoff steht.
9. Verfahren nach Anspruch 8, wobei der Partialdruck des Kohlendioxids im Gasstrom weniger als 500 mbar beträgt.
10. Verfahren nach Anspruch 8 oder 9, wobei der Gasstrom
a) der Oxidation organischer Substanzen, b) der Kompostierung oder Lagerung organischer Substanzen enthaltender Abfallstoffe, oder c) der bakteriellen Zersetzung organischer Substanzen
entstammt.
1 1. Verfahren nach einem der Ansprüche 8 bis 10, wobei man das beladene Absorp- tionsmittel durch
a) Erwärmung, b) Entspannung, c) Strippen mit einem inerten Fluid
oder eine Kombination zweier oder aller dieser Maßnahmen regeneriert.
PCT/EP2006/067586 2005-10-20 2006-10-19 Absorptionsmittel und verfahren zum entfernen von kohlendioxid aus gasströmen WO2007045679A1 (de)

Priority Applications (9)

Application Number Priority Date Filing Date Title
AU2006303219A AU2006303219B2 (en) 2005-10-20 2006-10-19 Absorbent and method for the elimination of carbon dioxide from gas flows
EP06807413.7A EP1940534B1 (de) 2005-10-20 2006-10-19 Absorptionsmittel und verfahren zum entfernen von kohlendioxid aus gasströmen
JP2008536056A JP4691164B2 (ja) 2005-10-20 2006-10-19 吸収剤及びガス流からの二酸化炭素の除去法
US12/090,378 US8075673B2 (en) 2005-10-20 2006-10-19 Absorption medium and method for removing carbon dioxide from gas streams
CA2625769A CA2625769C (en) 2005-10-20 2006-10-19 Absorbent and method for the elimination of carbon dioxide from gas flows
PL06807413T PL1940534T3 (pl) 2005-10-20 2006-10-19 Absorbent i sposób usuwania ditlenku węgla ze strumieni gazów
DK06807413.7T DK1940534T3 (en) 2005-10-20 2006-10-19 ABSORPENT AND PROCEDURE FOR REMOVAL OF CARBON DIOXIDE FROM GAS CURRENT
ES06807413.7T ES2641243T3 (es) 2005-10-20 2006-10-19 Agente de absorción y procedimiento para retirar dióxido de corrientes de gas
NO20081544A NO20081544L (no) 2005-10-20 2008-03-31 Absorbent og fremgangsmåte for eliminering av karbondioksid fra gasstrømmer

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102005050385.3 2005-10-20
DE102005050385A DE102005050385A1 (de) 2005-10-20 2005-10-20 Absorptionsmittel und Verfahren zum Entfernen von Kohlendioxid aus Gasströmen

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2007045679A1 true WO2007045679A1 (de) 2007-04-26

Family

ID=37461413

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/EP2006/067586 WO2007045679A1 (de) 2005-10-20 2006-10-19 Absorptionsmittel und verfahren zum entfernen von kohlendioxid aus gasströmen

Country Status (12)

Country Link
US (1) US8075673B2 (de)
EP (1) EP1940534B1 (de)
JP (1) JP4691164B2 (de)
AU (1) AU2006303219B2 (de)
CA (1) CA2625769C (de)
DE (1) DE102005050385A1 (de)
DK (1) DK1940534T3 (de)
ES (1) ES2641243T3 (de)
HU (1) HUE033669T2 (de)
NO (1) NO20081544L (de)
PL (1) PL1940534T3 (de)
WO (1) WO2007045679A1 (de)

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2007144372A1 (de) * 2006-06-13 2007-12-21 Basf Se Entfernung von kohlendioxid aus rauchgasen
US7938887B2 (en) 2008-01-08 2011-05-10 Board Of Regents, The University Of Texas System Acidic gas capture by diamines
US8034166B2 (en) 2006-05-18 2011-10-11 Basf Se Carbon dioxide absorbent requiring less regeneration energy
US8075673B2 (en) 2005-10-20 2011-12-13 Basf Se Absorption medium and method for removing carbon dioxide from gas streams
US8388738B2 (en) 2007-11-15 2013-03-05 Basf Se Method for removing carbon dioxide from fluid flows, in particular combustion exhaust gases
US8398749B2 (en) 2005-12-12 2013-03-19 Basf Se Process for the recovery of carbon dioxide
US8816078B2 (en) 2010-01-12 2014-08-26 Board Of Regents, The University Of Texas System Acidic gas removal by aqueous amine solvents

Families Citing this family (38)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102004011429A1 (de) * 2004-03-09 2005-09-29 Basf Ag Verfahren zum Entfernen von Kohlendioxid aus Gasströmen mit niedrigen Kohlendioxid-Partialdrücken
JP5215595B2 (ja) 2007-06-18 2013-06-19 三菱重工業株式会社 吸収液、吸収液を用いたｃｏ２又はｈ２ｓ除去装置及び方法
WO2008155394A2 (de) * 2007-06-19 2008-12-24 Basf Se Verfahren zur herstellung von 1,2- dichlorethan
DE102007062413B3 (de) * 2007-12-20 2009-09-10 Conera Process Solutions Gmbh Verfahren und Vorrichtung zur Wiederaufbereitung von CO2-haltigen Abgasen
DE102008039171A1 (de) 2008-04-18 2009-10-22 Institut für nachhaltigen Umweltschutz INU GbR (vertretungsberechtigter Gesellschafter: Prof. Dr. Detlev Möller, 12489 Berlin) Verfahren und Vorrichtung zur Abtrennung von Kohlendioxid aus Rauch- und Abgasen
DE102008031552A1 (de) 2008-07-07 2010-01-14 Uhde Gmbh Verfahren zum Entfernen von Sauergasen aus einem Gasstrom
KR101035148B1 (ko) 2008-10-28 2011-05-17 한국전력공사 산성가스 분리용 흡수제
WO2010065873A2 (en) 2008-12-04 2010-06-10 E. I. Du Pont De Nemours And Company Carbon dioxide removal and ionic liquid compounds useful therein
US9555364B2 (en) 2009-06-30 2017-01-31 Nalco Company Acid gas scrubbing composition
US8461335B2 (en) * 2009-06-30 2013-06-11 Nalco Company Acid gas scrubbing composition
US8541622B2 (en) * 2009-06-30 2013-09-24 Nalco Company Acid gas scrubbing composition
CA2673711A1 (en) * 2009-07-23 2011-01-23 Cansolv Technologies Inc. Carbon dioxide and hydrogen sulfide absorbents and process for their use
PL2480311T3 (pl) * 2009-09-22 2014-04-30 Aker Engineering & Tech As Absorbent dwutlenku węgla
US20110223084A1 (en) * 2010-03-12 2011-09-15 E. I. Du Pont De Nemours And Company Sulfur functionalized ionic liquid compounds for carbon dioxide and sulfur dioxide removal
US9072999B2 (en) * 2010-03-12 2015-07-07 E I Du Pont De Nemours And Company Aromatic amino compounds for carbon dioxide and sulfur dioxide removal
US20110220506A1 (en) * 2010-03-12 2011-09-15 E. I. Du Pont De Nemours And Company Recovery of materials from mixtures with ionic liquids
US20110223093A1 (en) * 2010-03-12 2011-09-15 E.I. Du Pont De Nemours And Comapny Ionic liquid systems for carbon dioxide and sulfur dioxide removal
US20110223087A1 (en) * 2010-03-12 2011-09-15 E. I. Du Pont De Nemours And Company Amino compounds for carbon dioxide and sulfur dioxide removal
US9067953B2 (en) * 2010-03-12 2015-06-30 E I Du Pont De Nemours And Company Systems for carbon dioxide and sulfur dioxide removal
US8795618B2 (en) * 2010-03-26 2014-08-05 Babcock & Wilcox Power Generation Group, Inc. Chemical compounds for the removal of carbon dioxide from gases
US8318114B2 (en) 2010-04-16 2012-11-27 Nalco Company Composition for treating acid gas
DE102010019330B4 (de) 2010-05-05 2013-11-07 Ecoloop Gmbh Verfahren zur Umwandlung von Carbonaten in Oxide
US9017455B2 (en) 2010-06-03 2015-04-28 E I Du Pont De Nemours And Company Sulfur compounds for carbon dioxide and sulfur dioxide removal
US8480787B2 (en) * 2010-07-22 2013-07-09 Honeywell International Inc. Ultrasound-assisted electrospray ionic liquid for carbon dioxide capture
WO2012030374A2 (en) * 2010-09-02 2012-03-08 Butamax (Tm) Advanced Buofuels Llc Process to remove product alcohol from a fermentation by vaporization under vacuum
US8765083B2 (en) 2010-11-19 2014-07-01 Nalco Company Acid gas absorbent composition
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
WO2013040094A1 (en) 2011-09-12 2013-03-21 E. I. Du Pont De Nemours And Company Methods and apparatus for carbon dioxide capture
EP2788096A2 (de) * 2011-12-09 2014-10-15 Butamax Advanced Biofuels LLC Verfahren zur entfernung von produktalkoholen aus fermentationsbrühen
KR101422671B1 (ko) 2012-08-02 2014-07-23 (주)에이엠티퍼시픽 산성가스 제거용 상분리 흡수제 조성물 및 이를 이용한 산성가스 제거방법
JP6040507B2 (ja) * 2012-10-31 2016-12-07 東京瓦斯株式会社 高純度メタンの製造方法及び製造装置
FR3008625B1 (fr) * 2013-07-18 2017-01-13 Ifp Energies Now Procede d'elimination de composes acides d'un effluent gazeux avec une solution absorbante a base de dihydroxyalkylamines
KR20160058296A (ko) * 2014-11-14 2016-05-25 (주)티피티퍼시픽 ２-아미노 ２-메틸 １-프로판올(ａｍｐ)를 포함하는 산성가스 제거용 흡수제 조성물 및 이를 이용한 산성가스 제거방법
RU2586159C1 (ru) * 2014-12-30 2016-06-10 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Абсорбент для очистки газов от сероводорода и диоксида углерода
KR101746561B1 (ko) * 2015-06-24 2017-06-13 광주과학기술원 이산화탄소 흡수제 및 이산화탄소 흡수제의 재생방법
SG11201801360PA (en) 2015-09-29 2018-04-27 Basf Se Absorbent for the selective removal of hydrogen sulfide
EP3847146B1 (de) 2018-09-04 2023-10-11 Basf Se Verfahren zur herstellung von methanol aus synthesegas ohne emission von kohlendioxid
CN115210204A (zh) 2020-01-22 2022-10-18 巴斯夫欧洲公司 在利用二氧化碳量下由二氧化碳和氢气制备甲醇的方法

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP1062999A2 (de) * 1993-10-06 2000-12-27 The Kansai Electric Power Co., Inc. Verfahren zur Abscheidung von Kohlendioxid aus Verbrennungsabgasen
WO2005087349A1 (de) * 2004-03-09 2005-09-22 Basf Aktiengesellschaft Verfahren zum entfernen von kohlendioxid aus gasströmen mit niedrigen kohlendioxid-partialdrücken
EP1582250A2 (de) * 2004-03-09 2005-10-05 Basf Aktiengesellschaft Absorptionsmittel mit verbesserter Oxidationsbeständigkeit und Verfahren zum Entsäuern von Fluidströmen

Family Cites Families (43)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
BE539081A (de) 1954-06-21 1955-07-15
IT1046519B (it) 1974-11-08 1980-07-31 Vetrocoke Cokapuania Spa Procedimento migliorato per la eliminazione e il ricupero di gas acidi co 2 e o h2s da miscele gassose che li contengono
CA1078145A (en) 1975-06-10 1980-05-27 Erwin Hartert Removal of co2 and/or h2s from cracked gases
AU506199B2 (en) * 1975-06-26 1979-12-20 Exxon Research And Engineering Company Absorbtion of co2 from gaseous feeds
JPS5938202B2 (ja) * 1976-03-05 1984-09-14 エーザイ株式会社 難聴治療剤
US4094957A (en) 1976-12-14 1978-06-13 Exxon Research & Engineering Co. Process for removing acid gases with hindered amines and amino acids
US4101633A (en) * 1977-02-14 1978-07-18 Exxon Research & Engineering Co. Process and composition for removing carbon dioxide containing acidic gases from gaseous mixtures
US4278646A (en) 1978-03-30 1981-07-14 The Regents Of The University Of California Oxidative removal of hydrogen sulfide from gaseous streams
US4292196A (en) 1979-12-10 1981-09-29 Uop Inc. Catalyst recovery
US4376102A (en) 1981-12-02 1983-03-08 Exxon Research And Engineering Co. Process for removing acid gases using a basic salt activated with a diaminoalcohol
US4405586A (en) 1981-11-13 1983-09-20 Exxon Research And Engineering Co. N-Secondary butyl glycine promoted acid gas scrubbing process
US4400368A (en) 1981-11-24 1983-08-23 Shell Oil Company H2 S Removal process
US4405811A (en) 1982-01-18 1983-09-20 Exxon Research And Engineering Co. Severely sterically hindered tertiary amino compounds
JPS59216615A (ja) * 1983-05-20 1984-12-06 エクソン　リサーチ　アンド　エンヂニアリング　コムパニー 非立体障害−立体障害アミンで共促進された酸性ガススクラビング溶液およびその使用方法
US4814104A (en) 1987-02-05 1989-03-21 Uop Tertiary alkanolamine absorbent containing an ethyleneamine promoter and its method of use
NZ223528A (en) 1987-02-19 1991-08-27 Dow Chemical Co Process and scrubbing solution for removal of h 2 s and/or co 2 from gas streams
US5209914A (en) 1988-05-24 1993-05-11 Elf Aquitaine Production Liquid absorbing acidic gases and use thereof of in deacidification of gases
US5019361A (en) 1988-11-09 1991-05-28 Union Carbide Canada Limited Removal and recovery of sulphur dioxide from gas streams
IT1244686B (it) 1991-01-24 1994-08-08 Snam Progetti Processo per la rimozione spinta di gas acidi da miscele gassose
KR0123107B1 (ko) * 1992-02-27 1997-11-12 아끼야마 요시히사 연소배기가스중의 2산화탄소의 제거방법
JPH05237341A (ja) * 1992-02-27 1993-09-17 Kansai Electric Power Co Inc:The 燃焼排ガス中の二酸化炭素を除去する方法
US5373048A (en) 1993-07-30 1994-12-13 Eastman Chemical Company Aqueous coating composition
EP0671200B1 (de) 1994-03-09 1998-08-12 The Kansai Electric Power Co., Inc. Verfahren zur Entfernung von Kohlendioxid aus Verbrennungsabgasen
JP3276527B2 (ja) * 1995-03-23 2002-04-22 仁美 鈴木 ガス中の二酸化炭素を除去する方法
JP3197183B2 (ja) 1995-03-16 2001-08-13 関西電力株式会社 燃焼排ガス中の二酸化炭素を除去する方法
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
US6071484A (en) * 1997-01-24 2000-06-06 Mpr Services, Inc. Process for treating gas with ultra-lean amine
HU218960B (hu) 1997-07-22 2001-01-29 Huntsman Corporation Hungary Vegyipari Termelő-Fejlesztő Részvénytársaság Abszorbens készítmény savas komponenseket tartalmazó gázok tisztítására és eljárás gázok tisztítására
DE10036173A1 (de) 2000-07-25 2002-02-07 Basf Ag Verfahren zum Entsäuern eines Fluidstroms und Waschflüssigkeit zur Verwendung in einem derartigen Verfahren
NL1015827C2 (nl) 2000-07-27 2002-02-01 Continental Engineering B V Winning van zuiver CO2 uit rookgassen.
NL1020560C2 (nl) 2002-05-08 2003-11-11 Tno Methode voor absorptie van zure gassen.
GB0306432D0 (en) 2003-03-20 2003-04-23 Bp Exploration Operating Process
JP2007533431A (ja) 2003-11-10 2007-11-22 ビーエーエスエフ　アクチェンゲゼルシャフト 酸性ガスを流体の流れから除去することによって高い圧力下にある酸性ガス流を取得する方法
GB2426007B (en) * 2004-02-06 2008-07-30 Nippon Paint Co Ltd Water-based intermediate coating composition and method of forming multilayered coating film
DE102004011428A1 (de) 2004-03-09 2005-09-29 Basf Ag Verfahren zum Entfernen von Kohlendioxid aus Rauchgasen
AU2005278126B2 (en) 2004-08-06 2010-08-19 General Electric Technology Gmbh Ultra cleaning of combustion gas including the removal of CO2
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
AU2007226476B2 (en) 2006-03-16 2011-03-31 Basf Se Process for contacting two phases whose contact is accompanied by heat evolution
DK2026896T3 (en) * 2006-05-18 2016-11-28 Basf Se KULDIOXIDABSORPTIONSMIDDEL WITH REDUCED Regeneration ENERGY NEEDS
AU2007260028B2 (en) 2006-06-13 2011-09-08 Basf Se Removal of carbon dioxide from flue gases
EP2217353B1 (de) 2007-11-15 2017-01-25 Basf Se Verfahren zum entfernen von kohlendioxid aus fluidströmen, insbesondere verbrennungsabgasen
EP2391437B1 (de) 2009-01-29 2013-08-28 Basf Se Aminosäure und sauren Promotor enthaltendes Absorptionsmittel zum Entfernen saurer Gase

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP1062999A2 (de) * 1993-10-06 2000-12-27 The Kansai Electric Power Co., Inc. Verfahren zur Abscheidung von Kohlendioxid aus Verbrennungsabgasen
WO2005087349A1 (de) * 2004-03-09 2005-09-22 Basf Aktiengesellschaft Verfahren zum entfernen von kohlendioxid aus gasströmen mit niedrigen kohlendioxid-partialdrücken
EP1582250A2 (de) * 2004-03-09 2005-10-05 Basf Aktiengesellschaft Absorptionsmittel mit verbesserter Oxidationsbeständigkeit und Verfahren zum Entsäuern von Fluidströmen

Cited By (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8075673B2 (en) 2005-10-20 2011-12-13 Basf Se Absorption medium and method for removing carbon dioxide from gas streams
US8398749B2 (en) 2005-12-12 2013-03-19 Basf Se Process for the recovery of carbon dioxide
US8034166B2 (en) 2006-05-18 2011-10-11 Basf Se Carbon dioxide absorbent requiring less regeneration energy
WO2007144372A1 (de) * 2006-06-13 2007-12-21 Basf Se Entfernung von kohlendioxid aus rauchgasen
US7887620B2 (en) 2006-06-13 2011-02-15 Basf Se Removal of carbon dioxide from flue gases
US8388738B2 (en) 2007-11-15 2013-03-05 Basf Se Method for removing carbon dioxide from fluid flows, in particular combustion exhaust gases
US7938887B2 (en) 2008-01-08 2011-05-10 Board Of Regents, The University Of Texas System Acidic gas capture by diamines
US8816078B2 (en) 2010-01-12 2014-08-26 Board Of Regents, The University Of Texas System Acidic gas removal by aqueous amine solvents

Also Published As

Publication number Publication date
US8075673B2 (en) 2011-12-13
US20080236390A1 (en) 2008-10-02
EP1940534A1 (de) 2008-07-09
PL1940534T3 (pl) 2017-12-29
CA2625769A1 (en) 2007-04-26
EP1940534B1 (de) 2017-06-28
HUE033669T2 (en) 2017-12-28
DE102005050385A1 (de) 2007-04-26
JP4691164B2 (ja) 2011-06-01
DK1940534T3 (en) 2017-10-09
AU2006303219B2 (en) 2011-02-03
CA2625769C (en) 2014-04-08
AU2006303219A1 (en) 2007-04-26
ES2641243T3 (es) 2017-11-08
JP2009512548A (ja) 2009-03-26
NO20081544L (no) 2008-07-03

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP1940534B1 (de) Absorptionsmittel und verfahren zum entfernen von kohlendioxid aus gasströmen
EP2026896B1 (de) Kohlendioxid-absorptionsmittel mit verringertem regenerations-energiebedarf
EP2024059B1 (de) Entfernen saurer gase aus einem fluidstrom bei verminderter coabsorption von kohlenwasserstoffen und sauerstoff
EP1725320B1 (de) Verfahren zum entfernen von kohlendioxid aus gasströmen mit niedrigen kohlendioxid-partialdrücken
EP2391435B1 (de) Zyklische amine enthaltendes absorptionsmittel zum entfernen saurer gase
EP1599274B1 (de) Absorptionsmittel und verfahren zur entfernung saurer gase aus fluiden
WO2005087350A1 (de) Verfahren zum entfernen von kohlendioxid aus rauchgasen
EP2032234B1 (de) Entfernung von kohlendioxid aus rauchgasen
EP2445612A1 (de) Entfernung saurer gase mittels eines ein stripphilfsmittel enthaltenden absorptionsmittels
EP1412056B1 (de) Verfahren zur entfernung saurer gase aus einem gasstrom
WO2008025743A1 (de) Entfernung von kohlendioxid aus verbrennungsabgasen
WO2008145658A1 (de) Absorptionsmittel zum entfernen von sauren gasen, umfassend eine basische aminocarbonsäure
WO2014037214A1 (de) Verfahren zur abtrennung von sauergasen aus einem wasserhaltigen fluidstrom
EP3186222B1 (de) Diamin mit tert-alkylamino- und primärer aminogruppe zur verwendung in der gaswäsche
EP1633458A2 (de) Verfahren zum entsäuern eines fluidstroms mittels einer inerten waschkolonne und vorrichtung hierzu
EP2691163B1 (de) Rückhaltung von aminen bei der entfernung saurer gase mittels amin-absorptionsmitteln
EP3185990B1 (de) Entfernung von kohlendioxid aus einem fluidstrom mit einem tert-butylamin und einem aktivator
DE10338563A1 (de) Verfahren zum Entsäuern eines Fluidstroms mittels Membraneinheiten aus inerten Gehäusen
DE10334002A1 (de) Verfahren zum Entsäuern eines Fluidstroms mittels einer inerten Waschkolonne und Vorrichtung hierzu

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application
WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2625769

Country of ref document: CA

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 12090378

Country of ref document: US

REEP Request for entry into the european phase

Ref document number: 2006807413

Country of ref document: EP

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2006807413

Country of ref document: EP

Ref document number: 2006303219

Country of ref document: AU

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2008536056

Country of ref document: JP

Kind code of ref document: A

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2006303219

Country of ref document: AU

Date of ref document: 20061019

Kind code of ref document: A

WWP Wipo information: published in national office

Ref document number: 2006303219

Country of ref document: AU

WWP Wipo information: published in national office

Ref document number: 2006807413

Country of ref document: EP