[go: up one dir, main page]

UA111789C2 - СПОСІБ АБСОРБЦІЇ CO<sub>2</sub> ІЗ ГАЗОВОЇ СУМІШІ - Google Patents

СПОСІБ АБСОРБЦІЇ CO<sub>2</sub> ІЗ ГАЗОВОЇ СУМІШІ Download PDF

Info

Publication number
UA111789C2
UA111789C2 UAA201413002A UAA201413002A UA111789C2 UA 111789 C2 UA111789 C2 UA 111789C2 UA A201413002 A UAA201413002 A UA A201413002A UA A201413002 A UAA201413002 A UA A201413002A UA 111789 C2 UA111789 C2 UA 111789C2
Authority
UA
Ukraine
Prior art keywords
formula
absorption
residue
absorbent
differs
Prior art date
Application number
UAA201413002A
Other languages
English (en)
Inventor
Беньямін Віллі
Беньямин Вилли
Штефані Рінкер
Штефани РИНКЕР
Манфред Нойманн
Йохен Німейєр
Йохэн Нимейер
Міхаель Койп
Михаэль Койп
Даніель Віттаут
Даниель Виттаут
Маттіас Зайлер
Маттиас ЗАЙЛЕР
Йорн Ролькер
Рольф ШНАЙДЕР
Даніель Дембковскі
Даниель Дембковски
Фолькер БРЕМЕ
Фолькер Брэмэ
Original Assignee
Евонік Дегусса Гмбх
Эвоник Дегусса Гмбх
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
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=48227211&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=UA111789(C2) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Евонік Дегусса Гмбх, Эвоник Дегусса Гмбх filed Critical Евонік Дегусса Гмбх
Publication of UA111789C2 publication Critical patent/UA111789C2/uk

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
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/62—Carbon oxides
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G OR C10K; LIQUIFIED PETROLEUM GAS; USE OF ADDITIVES TO FUELS OR FIRES; FIRE-LIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • C10L3/104—Carbon dioxide
    • 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
    • B01D2252/20436—Cyclic amines
    • B01D2252/20442—Cyclic amines containing a piperidine-ring
    • 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
    • B01D2252/20436—Cyclic amines
    • B01D2252/20447—Cyclic amines containing a piperazine-ring
    • 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
    • B01D2252/20436—Cyclic amines
    • B01D2252/20452—Cyclic amines containing a morpholine-ring
    • 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
    • B01D2252/20478—Alkanolamines
    • 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
    • B01D2252/50—Combinations of absorbents
    • B01D2252/502—Combinations of absorbents having two or more functionalities in the same molecule other than alkanolamine
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
    • B01D2256/24—Hydrocarbons
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/50—Carbon oxides
    • B01D2257/504—Carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2258/00—Sources of waste gases
    • B01D2258/02—Other waste gases
    • B01D2258/0233—Other waste gases from cement factories
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2258/00—Sources of waste gases
    • B01D2258/02—Other waste gases
    • B01D2258/025—Other waste gases from metallurgy plants
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2258/00—Sources of waste gases
    • B01D2258/02—Other waste gases
    • B01D2258/0283—Flue gases
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2258/00—Sources of waste gases
    • B01D2258/05—Biogas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G OR C10K; LIQUIFIED PETROLEUM GAS; USE OF ADDITIVES TO FUELS OR FIRES; FIRE-LIGHTERS
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/54—Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • C10L2290/541—Absorption of impurities during preparation or upgrading of a fuel
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
    • Y02A50/00—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE in human health protection, e.g. against extreme weather
    • Y02A50/20—Air quality improvement or preservation, e.g. vehicle emission control or emission reduction by using catalytic converters
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)

Abstract

У заявці описаний спосіб абсорбції СО2 з газової суміші, який дозволяє виключити випадання в осад твердої речовини при абсорбції СО2 і розділення абсорбенту на дві рідкі фази при його регенерації завдяки використанню абсорбенту, що містить воду і щонайменше один амін формули (І): , (I) в якій R1 означає залишок -(CH2)n-(XCH2CH2)m-Y-R3, де R3 являє собою водень або алкільний залишок з 1-6 атомами вуглецю, X і Y незалежно один від одного являють собою NR3, кисень, SO або SO2, при цьому R3 не означає водень, коли Y являє собою SO або SO2, і Y-R3 може являти собою N-морфолінільний залишок або N-піперазильний залишок, n означає число від 2 до 4, a m означає число від 0 до 4, і R2 означає водень, алкільний залишок з 1-6 атомами вуглецю або залишок R1, при цьому m відмінний від 0, коли R2 не означає залишок R1, Y являє собою NR3, a Y-R3 не являє собою N-морфолінільний або N-піперазильний залишок.

Description

в якій К'! означає залишок -(СНг)-(ХСНеаСН?г)т-у-ВЗ, де КЗ являє собою водень або алкільний залишок з 1-6 атомами вуглецю, Х і Х незалежно один від одного являють собою МЕ, кисень, 5О або 50», при цьому КЗ не означає водень, коли ХУ являє собою 50 або 50», і х-ВЗ може являти собою М-морфолінільний залишок або М-піперазильний залишок, п означає число від 2 до 4, а т означає число від 0 до 4, і Б означає водень, алкільний залишок з 1-6 атомами вуглецю або залишок В",
при цьому т відмінний від 0, коли К? не означає залишок К', М являє собою МЕ, а ХУ-ВЗ не являє собою М-морфолінільний або М-піперазильний залишок.
Даний винахід належить до способу абсорбції СО?» із газової суміші.
У численних промислових і хімічних процесах утворюються газові потоки з небажаним вмістом в них СО», яке потрібно знижувати для подальшої переробки, для транспорту або для запобігання викиду СО».
У промисловому масштабі для абсорбції СО» з газової суміші зазвичай використовують водні розчини алканоламінів в якості абсорбенту. Насичений абсорбент регенерують шляхом нагрівання, розширення (дроселювання) до меншого тиску або десорбційної обробки газом з десорбцією при цьому діоксиду вуглецю. По завершенні процесу регенерації абсорбенту його можна використовувати знову. Подібні методи описані, наприклад, у КоїКег .)., Аг МУ. в статті "Арігеппипуд моп Копіепаіїохій ай Каиспдабзеп птіцеі5 АбБзогріп", опубликованої в Спетіє
Іпдепівиг Тесппік, 78, 2006, сс. 416-424, а також у Копі А.І.., Мівівеп К.В. в "Саз5 Ригіїсайоп", 5-е вид., вид-во (ції Рибіїзпіпо, Ноивіоп, 1997.
Однак недолік таких методів полягає в тому, що для відділення СОг шляхом абсорбції і подальшої десорбції потрібно порівняно велика кількість енергії і що при десорбції знову десорбується тільки частина абсорбованого СО», у зв'язку з чим в одному циклі абсорбції- десорбції поглинальної здатності абсорбенту виявляється не достатньо.
У 5 7419646 описаний спосіб нейтралізації газів, що відходять, що передбачає застосування абсорбенту, який при абсорбції кислого газу утворює дві колективні фази. В якості реакційноздатного з'єднання для абсорбції кислого газу в колонці б зазначеного патенту крім іншого згадується 4- аміно-2,2,6,6-тетраметилпіперидин. Недолік цього відомого з 05 7419646 способу полягає в необхідності використовувати додаткові апарати для розділення двох утворюваних при абсорбції фаз.
У 5 2009/0199709 описаний аналогічний спосіб, при здійсненні якого після абсорбції кислого газу шляхом нагрівання насиченого їм абсорбенту утворюють дві відокремлювані одна від іншої фази і розділяють їх. У даному випадку в якості реакційноздатного з'єднання, придатного для абсорбції кислого газу, також згадується 4-аміно-2,2,6,6-тетраметилпіперидин.
У ЕК 2900841 ї 005 2007/0286783 описані способи нейтралізації газів, що відходять, які полягають у відділенні прореагувавшого з СО» реакційноздатного з'єднання від насиченого абсорбенту шляхом екстракції. В якості реакційноздатного з'єднання для абсорбції кислого газу крім іншого згадується 4-аміно-2,2,6,6-тетраметилпіперидин.
В УМО 2010/089257 описаний спосіб абсорбції СОг2 з газової суміші із застосуванням абсорбенту, що містить воду і 4-аміно-2,2,6,6-тетраметилпіперидин, при цьому амін може бути алкілований за 4-аміногрупою. Однак при застосуванні абсорбентів, які в якості поглинаючої речовини містять 4-аміно-2,2,6,6-тетраметилпіперидин, при абсорбції СОг легко відбувається випадання в осад карбаматної солі. Для збереження абсорбенту однофазним і для досягнення підвищеної поглинаючої спроможності щодо СО в УМО 2010/089257 пропонується додавати розчинники, такі як сульфолан або іонні рідини.
Виходячи з вищевикладеного, продовжує зберігатися потреба в способі абсорбції СО»2 з газової суміші, що дозволяв би досягти високої поглинаючої спроможності щодо СО» при одночасно високій швидкості абсорбції та який навіть без додавання розчинника виключав би поділ на дві рідкі фази або випадання в осад твердої речовини при абсорбції СО» і при регенерації абсорбенту.
При створенні винаходу було встановлено, що зазначене завдання дозволяє вирішити застосування абсорбенту, який містить заміщений за 4-аміногрупою 4-аміно -2,2,6,6- тетраметилпіперидин, у якого його такий, що знаходиться у 4 аміногрупи замісник, несе прийнятну, що підвищує водорозчинність, функціональну групу.
Об'єктом винаходу відповідно до цього є спосіб абсорбції СО» з газової суміші шляхом її введення в контакт з абсорбентом, що містить воду і щонайменше один амін формули (І) вив «о Ф.
М
Н в якій
В' означає залишок -(СНг)-(ХСНеСНг)т-у-ВУ, де
ВЗ являє собою водень або алкільний залишок з 1-6 атомами вуглецю,
Х і Х незалежно один від одного являють собою МЕ, кисень, 5О або 50», при цьому ЕЗ не означає водень, коли У являє собою 50 або 50», і Х-ВЗ може являти собою М-морфолінільний залишок або М-піперазильний залишок, п означає число від2 до4,а т означає числовідодо 4, і
В? означає водень, алкільний залишок з 1-6 атомами вуглецю або залишок В".
При цьому, однак, індекс т повинен бути відмінний від 0, коли КЕ? не означає залишок В', У представляє собою МЕЗ, а М-ВЗ не являє собою ні М-морфолінільний залишок, ні М піперазильний залишок.
У кращому варіанті Х і М у формулі (І) незалежно один від одного являють собою МАЗ або кисень.
В одному з особливо кращих варіантів М у формулі (І) являє собою кисень, причому в цьому випадку КЗ особливо краще являє собою метил або водень. До найбільш кращих в даному варіанті амінів формули (І) належать 4 (2 гідроксиетиламіно) -2,2,6,6 тетраметилпіперидин, коли
ВА' означає -(СНегрОН і Ко означає водень, 4-Ібіс-(2-гідроксиетил)аміно!|-2,2,6,6- тетраметилпіперидин, коли ЕК" і КК? означають -(СН2г)з2ОнН, 4-(2-метоксиетиламіно)-2,2,6,6- тетраметилпіперидин, коли Б означає -(СНг)»2»ОСНз і В? означає метил, а також4-(2- гідроксиетиламіноетиламіно)-2,2,6,6-тетраметилпіперидин, коли К! означає -"СН2г)2МН(СН2)2ОН і
Вг2 означає водень.
У ще одному особливо кращому варіанті М-ВЗ в формулі (І) являє собою М-морфолінільний або М піперазильний залишок. До найбільш кращих в даному варіанті амінів формули (1) належать 4- (2-піперазиноетиламіно) -2,2,6,6 тетраметилпіперидин, коли КЕ! означає (СНг)2гу-ВУ, де У-ВЗ являє собою М піперазил, і 4 (2-морфолінопропіламіно) -2,2,6,6 тетраметилпіперидин, коли ЕК! означає (СНг)зу-ВУ, де У-ВЗ являє собою М-морфолініл.
В обох вищевказаних особливо кращих варіантах т у формулі (І) краще означає 0.
У кращому варіанті при здійсненні пропонованого у винаході способу використовують аміни формули (І), де п означає число 2 або 3, а особливо краще означає число 2.
Аміни формули (І) можна одержувати з наявного в продажу триацетонаміну шляхом гідроамінування, піддаючи триацетонамін взаємодії з аміном формули Б'В2МН і воднем у присутності каталізатора гідрування. Для одержання амінів формули (І), які містять групу Х або
У, що представляє собою 50 або 50», при гідроамінуванні краще використовують амін Е'В2МН,
Зо який замість групи 50 або 50» містить атом сірки, і на наступній стадії просту тіоефірну групу одержаного продукту окислюють дією відповідного окислювача до групи 5О або 50». В якості окислювачів для застосування в цих цілях придатні пероксид водню, краще в присутності каталізатора, такого, наприклад, як молібдат, а також пероксокислот, переважно пероцтова кислота.
При здійсненні запропонованого у винаході способу утримання амінів формули (І) в абсорбенту краще становить від 10 до 60 мас. 95, особливо краще від 20 до 50 мас. 95.
Зазначений вміст належить при цьому до абсорбенту без абсорбованого СО».
При здійсненні запропонованого у винаході способу абсорбент додатково до води і амінів формули (І) може містити ще один або кілька фізичних розчинників, не вступаючих в хімічну реакцію з СО». На частку таких фізичних розчинників може при цьому доводитися до 50 мас. 95.
Для застосування в якості подібних фізичних розчинників придатні сульфолан, аміди аліфатичних кислот, такі як М-формілморфолін, М-ацетилморфолін, М-алкілпіролідони, насамперед /М-метил-2-піролідон, або М-алкілліперидони, а також діетиленгліколь, триетиленгліколь і полієтиленгліколі і їх прості алкілові ефіри, насамперед монобутиловий ефір діетиленгліколю. У кращому варіанті, однак, застосовуваний при здійсненні запропонованого у винаході способу абсорбент не містить фізичний розчинник.
При здійсненні запропонованого у винаході способу абсорбент може також містити різного роду додаткові добавки, такі як інгібітори корозії що сприяють змочуванню добавки і антиспінювачі.
В якості інгібіторів корозії при здійсненні запропонованого у винаході способу можна використовувати всі ті речовини, які відомі як придатні для абсорбції СОг з використанням алканоламіни інгібітори корозії, насамперед інгібітори корозії, описані в О5 4714597. Кількість інгібіторів корозії можна при цьому вибирати істотно нижче, ніж при застосуванні звичайного, що містить етаноламін абсорбенту, оскільки аміни формули (І) справляють явно менший корозійний вплив на металеві матеріали, ніж етаноламін.
В якості сприяючої змочуванню добавки в кращому варіанті використовують неїіоногенні, амфотерні і катіонактивні поверхнево-активні речовини (ПАР), відомі з УМО 2010/089257, зі с. 11, рядок 18, до с. 13, рядок 7.
В якості антиспінювачів при здійсненні запропонованого у винаході способу можна бо використовувати всі ті речовини, які відомі як придатні для абсорбції СОг з використанням алканоламінів антиспінювачі.
При здійсненні запропонованого у винаході способу газова суміш може являти собою природний газ, метановмісний біогаз із процесу ферментації, компостування або очищення стічних вод, газоподібні продукти згоряння, відхідні гази процесів кальцинування, прожарювання або випалу, таких як процеси випалювання вапна і процеси виробництва цементу, залишкові гази доменних процесів у чорній металургії, газовий потік, що утворюється при переробці нафти, або газову суміш, що утворюється в результаті хімічного перетворення, таку, наприклад, як такий, у якому монооксид вуглецю і водень синтез-газ або газоподібний продукт реакції, що утворюється в процесах виробництва водню шляхом конверсії з водяною парою. У кращому варіанті газова суміш являє собою газоподібні продукти згоряння, природний газ або біогаз.
Газова суміш перед її введенням в контакт з абсорбентом в кращому варіанті містить СО» в кількості від 0,1 до 60 об. 95, особливо краще від 1 до 40 об. 95.
Газова суміш поряд з СОг може також містити інші кислі гази з числа СО5, Нгб5, СНЗзЗН і 50».
Газоподібні продукти згоряння в кращому варіанті попередньо обезсірковуючу, тобто з газової суміші до проведення запропонованого у винаході способу одним з відомих з рівня техніки методів знесірчення видаляють 502, краще шляхом промивання газів вапняним молоком.
Для введення газової суміші в контакт з абсорбентом при здійсненні запропонованого у винаході способу можна використовувати всі апарати, придатні для введення газової фази в контакт з рідкою фазою. Краще при цьому використовувати відомі з рівня техніки газопромивачі або абсорбційні колони, наприклад, мембранні контактори, відцентрові скрубери, струменеві (газо-) промивачі, скрубери Вентурі, динамічні мокрі газопромивачі, колони з насипним шаром насадок тіл, насадкові колони або тарілчасті колони. Особливо краще застосування абсорбційних колон, що працюють в протиточному режимі.
При здійсненні запропонованого у винаході способу процес абсорбції СО2 краще проводити при температурі абсорбенту в межах від 0 до 807 С, особливо краще від 20 до 60" С. При застосуванні абсорбційної колони, що працює в протиточному режимі, температура абсорбенту в особливо кращому варіанті становить від 30 до 60" С на вході в колону і від 35 до 80" С на виході з неї.
Процес абсорбції СО» краще проводити при тиску газової суміші в межах від 0,5 до 90 бар,
Зо особливо краще від 0,9 до 30 бар. Парціальний тиск СО» в газової суміші до абсорбції краще має при цьому становити від 0,1 до 10 бар. Процес абсорбції СО» з природного газу краще проводити при тиску газової суміші в межах від 5 до 90 бар, особливо краще від 10 до 80 бар.
Процес абсорбції СО з газоподібних продуктів згоряння, щоб уникнути необхідності їх попереднього стиснення (компресії) краще проводити при тиску газової суміші в межах від 0,8 до 1,5 бару, особливо краще від 0,9 до 1,1 бар.
В одному з кращих варіантів здійснення запропонованого у винаході способу абсорбований абсорбентом СО» знову десорбують шляхом підвищення температури та / або зниження тиску і абсорбент після такої десорбції СОг знову використовують для абсорбції СО». Подібний циклічний процес абсорбції-десорбції дозволяє повністю або частково відокремлювати СО?» від газової суміші і одержувати його окремо від інших компонентів газової суміші.
Замість підвищення температури або зниження тиску або додатково до підвищення температури та / або зниження тиску десорбцію можна також проводити, піддаючи абсорбент, насичений СО», десорбційній обробці газом.
У тому випадку, коли при десорбції СО» додатково видаляють також воду з абсорбенту, до нього перед його повторним застосуванням для абсорбції можна при необхідності додавати воду для поповнення її кількості.
Для десорбції можна використовувати всі ті апарати, які відомі з рівня техніки щодо їх застосування для десорбції газу з рідини. Краще при цьому проводити десорбцію в десорбційній колоні. Замість цього десорбцію СО можна також проводити в одно- або багатоступінчастому випарному апараті миттєвого скипання, відповідно в одну або декілька ступенів миттєвого випаровування.
Десорбцію краще проводити при температурі абсорбенту в межах від 50 до 200" С, особливо краще від 80 до 1807 С. Температура при десорбції краще повинна при цьому на щонайменше 20 "С, а особливо краще на щонайменше 507 С перевищувати температуру при абсорбції. В особливо кращому варіанті абсорбцію проводять при температурі в межах від 0 до 807 С, а десорбцію проводять при температурі, яка вища за температуру при абсорбції і становить від 50 до 200 70.
При десорбції шляхом зниження тиску десорбцію СОг2 краще проводити при загальному тиску в газовій фазі в межах від 0,01 до 10 бар, насамперед від 0,1 до 5 бар. Тиск при десорбції 60 краще має при цьому на щонайменше 1,5 бари, а особливо краще на щонайменше 4 бари бути нижче тиску при абсорбції, а в найбільш кращому варіанті дорівнює атмосферному тиску. В особливо кращому варіанті абсорбцію проводять при тиску в межах від 0,8 до 90 бар, а десорбцію проводять при тиску, який нижче тиску при абсорбції і становить від 0,01 до 10 бар.
Пропонований у винаході спосіб дозволяє завдяки застосуванню амінів формули (1) одночасно досягти високої поглинаючої спроможності щодо СО?» і досить високої для технічного застосування швидкості абсорбції. Завдяки застосуванню амінів формули (І) вдається надійно запобігти при абсорбції СО випадання в осад твердої речовини навіть без додавання розчинника, а при десорбції СО» - запобігти розділення абсорбенту на дві рідкі фази. Тому запропонований у винаході спосіб може без перешкод використовуватися в простих за своєю конструкцією установках, які відомі з рівня техніки щодо їх застосування в процесах мокрої газоочистки, відповідно абсорбційної очистки газів водними розчинами етаноламіну, і дозволяє при цьому досягти кращої в порівнянні з застосуванням етаноламіну ефективності абсорбції
Со». Крім цього при десорбції втрати абсорбенту в результаті його виведення з технологічного процесу виявляються нижче, ніж при використанні етаноламіну.
В одному з кращих варіантів здійснення запропонованого у винаході способу десорбцію проводять спочатку шляхом зниження тиску на одній або декількох послідовних ступенях миттєвого випаровування з наступною десорбційною обробкою інертним газом, таким, наприклад, як повітря або азот, в десорбційній колоні. На останніх щаблях миттєвого випаровування тиск можна знижувати до величини краще в межах від 1 до 5 бар, особливо краще від 1 до 2 бар. Десорбційну обробку газом в десорбційній колоні краще проводять при температурі абсорбенту в межах від 60 до 1007 С. Використання в поєднанні між собою миттєвого випаровування і десорбційної обробки газом дозволяє при малій витраті енергії домогтися меншого залишкового вмісту СО» в абсорбенті після десорбції. Завдяки цьому вдається скоротити потрібну кількість абсорбенту у всьому процесі і знизити потребу в тепловій енергії для десорбції СО».
Нижче винахід пояснюється на прикладах, які, однак, не обмежують його обсяг.
Приклади
Для визначення ступеня насичення абсорбенту діоксидом вуглецю (СО»), різницевого ступеня насичення абсорбенту діоксидом вуглецю і відносної швидкості абсорбції 150 г
Зо абсорбенту, що складався з 45 г аміну і 105 г води, поміщали в термостатуєму ємність з встановленим на неї і охолодженим до 3" С зворотним холодильником. Після нагріву до 40 "С, відповідно 100" С через абсорбент пропускали газову суміш, що складалася з 14 об. 95 СбО2, 80 об. 95 азоту і 6 об. 95 кисню і подається через фриту на дні ємності з витратою 59 л / год., і за допомогою СО2- аналізатора з поглинання інфрачервоного випромінювання визначали концентрацію СО» в такому, що виходить із зворотного холодильника газовому потоці. Шляхом інтегрування різниці між вмістом СО» в газовому потоці, який подається і вмістом СОг у вихідному газовому потоці визначали абсорбовану кількість СО і обчислювали ступінь насичення абсорбенту діоксидом вуглецю до рівноважного стану. Різницевий ступінь насичення діоксидом вуглецю обчислювали як різницю між абсорбованими при 407 С і при 1007 С кількостями СО». На основі нахилу кривої концентрації СО в вихідному газовому потоці на ділянці, на якій концентрація зростала з 1 до 12 об. 95, визначали відносну швидкість абсорбції
Со» в абсорбенті. Досліджувані аміни представлені нижче в таблиці 1 разом з певними таким шляхом значеннями рівноважного насичення при 40" С і при 100" С в молях СО» на моль аміну, значеннями різницевого ступеня насичення діоксидом вуглецю (СОг2) в молях СО» на моль аміну, значеннями відносної швидкості абсорбції СО», обчисленої в перерахунку на прийняту в прикладі 1 за 100 95 швидкість абсорбції, і значеннями температури кипіння відповідного аміну.
Для визначення температури, при якій починається (мимовільне) розділення абсорбенту на компоненти, абсорбент в закритій, герметичній скляній ємності повільно нагрівали до тих пір, поки не ставало помітним помутніння або розділення на дві рідкі фази. Знак "»", що стоїть перед деякими зазначеними в таблиці значеннями, означає, що при нагріванні аж до даної температури не відбувалося розділення абсорбенту на компоненти і що експеримент припиняли з міркувань безпеки при вказаній температурі.
Використовувані в таблиці 1 скорочення мають такі значення:
МЕА: (моно-)етаноламін,
ТМП: 4-аміно-2,2,6,6-тетраметилпіперидин,
РІ-ТМП: 4-(н-пропіламіно)-2,2,6,6-тетраметилпіперидин,
Ви-ТМП: 4-(н-бутиламіно)-2,2,6,6-тетраметилпіперидин, амін 1: 4-(2-гідроксиетиламіно)-2,2,6,6-тетраметилпіперидин, амін 2: 4-(2-метоксиетиламіно)-2,2,6,6-тетраметилпіперидин, 60 амін 3: 4-(2-гідроксиетиламіноетиламіно)-2,2,6,6-тетраметилпіперидин,
амін 4: 4-(біс-(2-гідроксиетил)аміно)|-2,2,6,6-тетраметилпіперидин, амін 5: 4-(2-піперазиноетиламіно)-2,2,6,6-тетраметилпіперидин, амін 6: 4-(2-морфолінопропіламіно)-2,2,6,6-тетраметилпіперидин.
Таблиця 1
ПрикладіАмін) Ступінь ступінь Різницевий | Відносна | Температура | Температура насичення | насичення ступінь швидкість | кипіння аміну розділення при 40 "С в | при 100 "С | насичення | абсорбції в" С при абсорбенту на моль/моль в діоксидом во вказаному компоненти моль/моль | вуглецю в тиску (в мбар) в'є моль/моль 690110) | но. 79110). | но.
З" Рі- 1,53 0,39 1,14 41 102 (14) 70
ТМ м Ви- 1,38 0,20 1,18 50 251 (1013) 45
ТМ
1 рр 2
З
А
ЕІ со НИ НББИ НИБСЬННЯ НОВ ОВ осли вся НИ ПВ ПОН ПОВ
Примітка: "не відповідає винаходу, «х при насиченні діоксидом вуглецю випадала в осад тверда речовина, "н.і." означає "не визначали". 5
Для абсорбентів з прикладів 1 і 8 визначали, крім того, швидкість корозії сталі С22 (матеріал з номером 1.0402) при контакті з абсорбентом шляхом вимірювання опору потенціодинамічної поляризації і шляхом обробки результатів вимірювань побудовою діаграми Тафеля за методом відповідно до стандарту АБТМ 59-97 (2009). Одержані результати наведені в таблиці 2.
Таблиця 2
Швидкість корозії в мм/рік 8 |амнє!ї 07771

Claims (15)

ФОРМУЛА ВИНАХОДУ
1. Спосіб абсорбції СО» з газової суміші шляхом її введення в контакт з абсорбентом, який 15 відрізняється тим, що використовують абсорбент, що містить воду і щонайменше один амін формули (1):
вів! зд чо й 0 в якій К" означає залишок -(СНг)-(ХСОНеСНег)т-У-ВУ, де ВЗ являє собою водень або алкільний залишок з 1-6 атомами вуглецю, Х ії М незалежно один від одного являють собою МКУ, кисень, 5О або 50», при цьому ЕКЗ не означає водень, коли ХУ являє собою 50 або 50», і Х-ВЗ може являти собою М-морфолінільний залишок або М-піперазильний залишок, п означає число від2 до4,а т означає число відодо 4, і В? означає водень, алкільний залишок з 1-6 атомами вуглецю або залишок Е", при цьому т відмінний від 0, коли К2 не означає залишок КЕ", М являє собою МЕЗ, а У-ВЗ не являє собою М- морфолінільний або М-піперазильний залишок.
2. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що у формулі (І) Х і М незалежно один від одного являють собою МЕ: або кисень.
3. Спосіб за п. 2, який відрізняється тим, що у формулі (І) М являє собою кисень.
4. Спосіб за п. 3, який відрізняється тим, що у формулі (І) ЕЗ являє собою метил або водень.
5. Спосіб за п. 3, який відрізняється тим, що у формулі (І) т означає число 0.
б. Спосіб за п. 1 або 2, який відрізняється тим, що у формулі (І) М-ВЗ являє собою М- морфолінільний залишок або М-піперазильний залишок.
7. Спосіб за п. 6, який відрізняється тим, що у формулі (І) т означає число 0.
8. Спосіб за одним з пп. 1-5, який відрізняється тим, що у формулі (І) п означає число 2 або 3.
9. Спосіб за п. 8, який відрізняється тим, що у формулі (І) п означає число 2.
10. Спосіб за одним з пп. 1-5, який відрізняється тим, що вміст амінів формули (І) в абсорбенті становить від 10 до 60 мас. 95, краще від 20 до 50 мас. 95.
11. Спосіб за одним з пп. 1-5, який відрізняється тим, що газова суміш являє собою газоподібні продукти згоряння, природний газ або біогаз.
12. Спосіб за одним з пп. 1-5, який відрізняється тим, що абсорбований абсорбентом СО» знову десорбують шляхом підвищення температури та/або зниження тиску і абсорбент після такої десорбції СО» знову використовують для абсорбції СО». Зо
13. Спосіб за п. 12, який відрізняється тим, що абсорбцію проводять при температурі в межах від О до 80 "С, а десорбцію проводять при температурі, яка вища за температуру при абсорбції і становить від 50 до 200 76.
14. Спосіб за п. 12, який відрізняється тим, що абсорбцію проводять при тиску в межах від 0,8 до 90 бар, а десорбцію проводять при тиску, який нижче за тиск при абсорбції і становить від 0,01 до 10 бар.
15. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що амін формули (І) вибирають з групи, що включає 4-(2-гідроксіетиламіно)-2,2,6,6-тетраметилпіперидин, 4-Ібіс-(2-гідроксіетил)аміно!|-2,2,6,6- тетраметилпіперидин, 4-(2-метоксіетиламіно)-2,2,6,6-тетраметилпіперидин, 4-(2- гідроксіетиламіноетиламіно)-2,2,6,6-тетраметилпіперидин, 4-(2-піперазиноетиламіно)-2,2,6,6- тетраметилпіперидин і 4-(2-морфолінопропіламіно)-2,2,6,6-тетраметилпіперидин.
UAA201413002A 2012-05-07 2013-04-22 СПОСІБ АБСОРБЦІЇ CO<sub>2</sub> ІЗ ГАЗОВОЇ СУМІШІ UA111789C2 (uk)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE201210207509 DE102012207509A1 (de) 2012-05-07 2012-05-07 Verfahren zur Absorption von CO2 aus einer Gasmischung
PCT/EP2013/058288 WO2013167367A1 (de) 2012-05-07 2013-04-22 Verfahren zur absorption von co2 aus einer gasmischung

Publications (1)

Publication Number Publication Date
UA111789C2 true UA111789C2 (uk) 2016-06-10

Family

ID=48227211

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
UAA201413002A UA111789C2 (uk) 2012-05-07 2013-04-22 СПОСІБ АБСОРБЦІЇ CO<sub>2</sub> ІЗ ГАЗОВОЇ СУМІШІ

Country Status (17)

Country Link
US (1) US9630140B2 (uk)
EP (1) EP2852453B8 (uk)
CN (1) CN104334251B (uk)
AU (1) AU2013258363B2 (uk)
BR (1) BR112014026856B1 (uk)
CA (1) CA2872440C (uk)
DE (1) DE102012207509A1 (uk)
EA (1) EA028983B1 (uk)
ES (1) ES2685768T3 (uk)
MX (1) MX350714B (uk)
MY (1) MY170289A (uk)
PE (1) PE20142394A1 (uk)
PH (1) PH12014502337A1 (uk)
TN (1) TN2014000390A1 (uk)
UA (1) UA111789C2 (uk)
WO (1) WO2013167367A1 (uk)
ZA (1) ZA201408133B (uk)

Families Citing this family (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2013072147A1 (de) 2011-11-14 2013-05-23 Evonik Degussa Gmbh Verfahren und vorrichtung zur abtrennung von sauren gasen aus einer gasmischung
DE102012200907A1 (de) 2012-01-23 2013-07-25 Evonik Industries Ag Verfahren und Absorptionsmedium zur Absorption von CO2 aus einer Gasmischung
DE102015212749A1 (de) 2015-07-08 2017-01-12 Evonik Degussa Gmbh Verfahren zur Entfeuchtung von feuchten Gasgemischen
CA3000274C (en) * 2015-09-29 2023-08-01 Basf Se Cyclic amine for selectively removing hydrogen sulphide
CN105617819A (zh) * 2016-02-29 2016-06-01 北京化工大学 一种离子液体低温吸收合成气中二氧化碳的方法
DE102016204928A1 (de) 2016-03-24 2017-09-28 Evonik Degussa Gmbh Verfahren, Absorptionsmedien zur Absorption von CO2 aus Gasmischungen
DE102016204937A1 (de) 2016-03-24 2017-09-28 Evonik Degussa Gmbh Verbesserte Absorbentien zur Abtrennung von CO2 und H2S
DE102016204930A1 (de) 2016-03-24 2017-09-28 Evonik Degussa Gmbh Verbesserte Absorbentien zur Abtrennung von CO2 und H2S
DE102016204932A1 (de) 2016-03-24 2017-09-28 Evonik Degussa Gmbh Verbesserte Absorbentien zur Abtrennung von CO2 und H2S
DE102016204929B4 (de) * 2016-03-24 2022-05-05 Evonik Operations Gmbh Absorptionsmedium und Verfahren zur Absorption saurer Gase aus Gasmischungen
DE102016210483A1 (de) 2016-06-14 2017-12-14 Evonik Degussa Gmbh Verfahren und Absorptionsmittel zur Entfeuchtung von feuchten Gasgemischen
EP3257568B1 (de) 2016-06-14 2019-09-18 Evonik Degussa GmbH Verfahren zur entfeuchtung von feuchten gasgemischen mit ionischen flüssigkeiten
EP3257843A1 (en) 2016-06-14 2017-12-20 Evonik Degussa GmbH Method of preparing a high purity imidazolium salt
DE102016210481B3 (de) 2016-06-14 2017-06-08 Evonik Degussa Gmbh Verfahren zum Reinigen einer ionischen Flüssigkeit
DE102016210484A1 (de) 2016-06-14 2017-12-14 Evonik Degussa Gmbh Verfahren zur Entfeuchtung von feuchten Gasgemischen
DE102016210478A1 (de) 2016-06-14 2017-12-14 Evonik Degussa Gmbh Verfahren zur Entfeuchtung von feuchten Gasgemischen
JP2019532802A (ja) * 2016-09-14 2019-11-14 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 選択的汚染物質除去を強化するための装置、システム、及び関連するプロセス
EP4342842A1 (en) 2022-09-20 2024-03-27 Evonik Operations GmbH Continuous production of pressurized hydrogen
EP4342846A1 (en) 2022-09-20 2024-03-27 Evonik Operations GmbH Continuous production of pressurized carbon dioxide
JP7479548B1 (ja) 2022-11-02 2024-05-08 ａｒｔｉｅｎｃｅ株式会社 二酸化炭素の吸収液、及び二酸化炭素の分離回収方法

Family Cites Families (154)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE400488C (de) 1922-10-24 1924-08-11 Hans Hylander Absorptionskaeltemaschine
US1882258A (en) 1930-09-10 1932-10-11 Randel Bo Folke Means and method of refrigeration
DE633146C (de) 1933-06-01 1936-07-20 Sachsenberg Akt Ges Geb Absorptionsapparat
DE737031C (de) 1940-03-30 1943-07-06 Koppers Gmbh Heinrich Verfahren zur nassen Gasreinigung
US2516625A (en) 1946-12-02 1950-07-25 Shell Dev Derivatives of dihydropyridine
US2601673A (en) 1951-04-09 1952-06-24 Shell Dev Shortstopping the addition polymerization of unsaturated organic compounds
US2802344A (en) 1953-07-08 1957-08-13 Eureka Williams Corp Electrodialysis of solutions in absorption refrigeration
US3137654A (en) 1961-03-28 1964-06-16 Wayne W Johnson Stabilization of aqueous alkanolamine solutions in gas treating processes
US3276217A (en) 1965-11-09 1966-10-04 Carrier Corp Maintaining the effectiveness of an additive in absorption refrigeration systems
US4524587A (en) 1967-01-10 1985-06-25 Kantor Frederick W Rotary thermodynamic apparatus and method
US3609087A (en) 1968-02-01 1971-09-28 American Gas Ass Inc The Secondary alcohol additives for lithium bromide-water absorption refrigeration system
US3580759A (en) 1968-06-25 1971-05-25 Borg Warner Heat transfer additives for absorbent solutions
GB1306853A (en) 1970-05-13 1973-02-14 Ici Ltd Process for separating and recovering acid gases from gaseous mixtures
IT1024575B (it) 1974-05-28 1978-07-20 Giammarco G Procedimento migliorato per l assor bimento di c02 e. o h2s mediante so luzione di carbonato alcalino addizionato di glicina a altri aminoaci di
AU506199B2 (en) 1975-06-26 1979-12-20 Exxon Research And Engineering Company Absorbtion of co2 from gaseous feeds
SE409054B (sv) 1975-12-30 1979-07-23 Munters Ab Carl Anordning vid vermepump i vilken ett arbetsmedium vid en sluten process cirkulerar i en krets under olika tryck och temperatur
US4022785A (en) 1976-01-08 1977-05-10 Petrolite Corporation Substituted pyridines and dihydropyridines
US4201721A (en) 1976-10-12 1980-05-06 General Electric Company Catalytic aromatic carbonate process
US4094957A (en) 1976-12-14 1978-06-13 Exxon Research & Engineering Co. Process for removing acid gases with hindered amines and amino acids
US4152900A (en) 1978-04-04 1979-05-08 Kramer Trenton Co. Refrigeration cooling unit with non-uniform heat input for defrost
GB2047681A (en) 1979-04-30 1980-12-03 Argus Chem Preparation of 2,2,6,6- tetramethyl-4-oxopiperidine
US4251494A (en) 1979-12-21 1981-02-17 Exxon Research & Engineering Co. Process for removing acidic compounds from gaseous mixtures using a two liquid phase scrubbing solution
DE3003843A1 (de) 1980-02-02 1981-08-13 Chemische Werke Hüls AG, 4370 Marl Verfahren zur herstellung von 4-amino-2,2,6,6-tetramethylpiperidin
AU7424681A (en) 1980-09-10 1982-03-18 B.F. Goodrich Company, The Piperidine derivatives as u.v. stabilisers
US4405586A (en) 1981-11-13 1983-09-20 Exxon Research And Engineering Co. N-Secondary butyl glycine promoted acid gas scrubbing process
US4405579A (en) 1981-11-13 1983-09-20 Exxon Research And Engineering Co. Sterically hindered amino acids and tertiary amino acids as promoters in acid gas scrubbing processes
IN163391B (uk) 1981-11-13 1988-09-17 Exxon Research Engineering Co
US4360363A (en) 1982-02-16 1982-11-23 Combustion Engineering, Inc. Physical solvent for gas sweetening
US4466915A (en) 1982-09-29 1984-08-21 The B. F. Goodrich Company Non-catalytic ketoform syntheses
NL8403517A (nl) 1984-11-19 1986-06-16 Rendamax Ag Absorptie-resorptie warmtepomp.
JPS61129019A (ja) 1984-11-26 1986-06-17 Hitachi Ltd 吸収式温度回生器
HUT41715A (en) 1984-12-28 1987-05-28 Monsanto Co Process for preparing n-substituted alpha-aminoacids and derivatives thereof
US4605743A (en) 1985-04-16 1986-08-12 Uniroyal Chemical Company, Inc. Process for the production of 2,2,6,6-tetraalkyl-4-piperidylamines
JPS6273055A (ja) 1985-09-25 1987-04-03 日本鋼管株式会社 吸収式ヒ−トポンプ
US4701530A (en) 1985-11-12 1987-10-20 The Dow Chemical Company Two-stage process for making trimethyl pyridine
US5016445A (en) 1986-07-07 1991-05-21 Darrell H. Williams Absorption apparatus, method for producing a refrigerant effect, and an absorbent-refrigerant solution
US5186010A (en) 1985-11-18 1993-02-16 Darrel H. Williams Absorbent-refrigerant solution
US4714597A (en) 1986-06-26 1987-12-22 Hylsa, S.A. Corrosion inhibitor for CO2 absorption process using alkanolamines
DE3623680A1 (de) 1986-07-12 1988-01-14 Univ Essen Stoffsysteme fuer sorptionsprozesse
US5186009A (en) 1987-04-14 1993-02-16 Gas Research Institute Aqueous absorption fluids
US5126189A (en) 1987-04-21 1992-06-30 Gelman Sciences, Inc. Hydrophobic microporous membrane
IT1222394B (it) 1987-07-30 1990-09-05 Ciba Geigy Spa Processo per la preparazione di 2,2,6,6 tetrametil 4 piperidilammine
EP0303569A3 (de) 1987-08-12 1990-06-13 Ciba-Geigy Ag 1,4-Oxathianone und 1,4-Oxathiepanone und deren Verwendung als Additive für funktionelle Flüssigkeiten
DD266799A1 (de) 1987-10-20 1989-04-12 Leuna Werke Veb Verfahren zur isolierung von hochreinem 4-amino-2,2,6,6-tetramethylpiperidin
JPH07111287B2 (ja) 1987-11-18 1995-11-29 日立電線株式会社 吸収器用伝熱管
JPH02298767A (ja) 1989-05-12 1990-12-11 Nissin Electric Co Ltd 吸収冷凍装置
JP2959141B2 (ja) 1991-02-22 1999-10-06 ダイキン工業株式会社 吸収式冷凍装置
US5390509A (en) 1991-11-27 1995-02-21 Rocky Research Triple effect absorption cycle apparatus
JPH0784965B2 (ja) 1991-12-24 1995-09-13 誠之 渡辺 太陽熱冷却装置
DE69306829T3 (de) 1992-02-27 2006-08-31 The Kansai Electric Power Co., Inc. Verfahren zur Entfernung von Kohlendioxid aus Verbrennungsabgasen
CN1055872C (zh) 1992-03-14 2000-08-30 南京化学工业(集团)公司研究院 复合活化剂脱除混合气体中的二氧化碳
US5255534A (en) 1992-06-25 1993-10-26 Gas Research Institute System and process for operating and absorption cycle around a crystallization curve of the solution
US5303565A (en) 1993-03-11 1994-04-19 Conserve Resources, Inc. Rotary absorption heat pump of improved performance
JP3236402B2 (ja) 1993-04-22 2001-12-10 大阪瓦斯株式会社 吸収式冷凍機
JPH07167521A (ja) 1993-12-15 1995-07-04 Asahi Glass Co Ltd 吸収式冷凍装置
DE19511709A1 (de) 1995-03-30 1996-10-02 Klement Arne Verfahren zur Erzeugung von Kälte und Wärme mit Hilfe einer durch Pervaporation angetriebenen Sorptionskältemaschine
DE29516319U1 (de) 1995-10-14 1996-02-01 ABSOTECH Energiesparsysteme GmbH & Co. KG, 83646 Bad Tölz Absorptionswärmetransformationsanlage mit Zusatzkomponenten zur Steigerung der Nutzleistung bzw. Erweiterung der Grenzen für die Antriebs-, Nutz- oder Kühltemperaturen
RU2101625C1 (ru) 1995-10-24 1998-01-10 Марат Шавкатович Гадельшин Абсорбционный холодильник
US6331289B1 (en) 1996-10-28 2001-12-18 Nycomed Imaging As Targeted diagnostic/therapeutic agents having more than one different vectors
RU2183003C2 (ru) 1997-01-08 2002-05-27 Дзе Бок Груп ПЛС Охладитель для охлаждения жидкости в сосуде для хранения жидкости и сосуд для хранения жидкости
US6117963A (en) 1997-03-26 2000-09-12 Th Goldschmidt Ag Tetrahydrofuran-containing silicone polyethers
US5873260A (en) 1997-04-02 1999-02-23 Linhardt; Hans D. Refrigeration apparatus and method
US6184433B1 (en) 1997-04-14 2001-02-06 Nippon Shokubai Co., Ltd. Pressure-resistant absorbent resin, disposable diaper using the resin, and absorbent resin, and method for production thereof
RU2191621C2 (ru) 1998-04-06 2002-10-27 Ниппон Ниюказаи Ко., Лтд. Способ регенерации жидкости, абсорбирующей кислый газ, содержащей метилдиэтаноламин и производное пиперазина низших алкилов
DE19850624A1 (de) 1998-11-03 2000-05-04 Basf Ag Verfahren zur Herstellung von Cyanessigsäureestern
US6155057A (en) 1999-03-01 2000-12-05 Arizona Board Of Regents Refrigerant fluid crystallization control and prevention
WO2000061698A1 (en) 1999-04-12 2000-10-19 Arizona Board Of Regents Two-phase refrigeration fluid for an absorption refrigeration apparatus and a method of preventing corrosion
US6165433A (en) 1999-06-10 2000-12-26 Praxair Technology, Inc. Carbon dioxide recovery with composite amine blends
JP2001074322A (ja) 1999-09-03 2001-03-23 Daikin Ind Ltd 冷凍装置
DE19949347A1 (de) 1999-10-13 2001-04-19 Basf Ag Brennstoffzelle
JP2001219164A (ja) 2000-02-08 2001-08-14 Toyobo Co Ltd 純水製造器および純水製造装置
JP2002047258A (ja) 2000-08-01 2002-02-12 Showa Denko Kk Ｎ−イソプロピルグリシンの製造方法
DE10040402A1 (de) 2000-08-18 2002-02-28 Degussa Verfahren zur Herstellung von 2-Hydroxy-4-methylmercaptobuttersäure (MHA)
KR100846957B1 (ko) 2001-03-20 2008-07-17 바스프 에스이 선택성 첨가제로서의 이온성 액체를 이용한 근비등 또는 공비 혼합물의 분리 방법
DE10208822A1 (de) 2002-03-01 2003-09-11 Solvent Innovation Gmbh Halogenfreie ionische Flüssigkeiten
JP2004044945A (ja) 2002-07-12 2004-02-12 Daikin Ind Ltd 吸収式冷凍装置の吸収促進剤
GB0306432D0 (en) 2003-03-20 2003-04-23 Bp Exploration Operating Process
DE10316418A1 (de) 2003-04-10 2004-10-21 Basf Ag Verwendung einer ionischen Flüssigkeit
DE10324300B4 (de) 2003-05-21 2006-06-14 Thomas Dr. Weimer Thermodynamische Maschine und Verfahren zur Aufnahme von Wärme
DE10333546A1 (de) 2003-07-23 2005-02-17 Linde Ag Verfahren zur Olefinabtrennung aus Spaltgasen von Olefinanlagen mittels ionischer Flüssigkeiten
US20050129598A1 (en) 2003-12-16 2005-06-16 Chevron U.S.A. Inc. CO2 removal from gas using ionic liquid absorbents
DE102004002420A1 (de) 2004-01-16 2005-08-11 Basf Ag Destillation von ionischen Flüssigkeiten
DE102004011427A1 (de) 2004-03-09 2005-09-29 Basf Ag Absorptionsmittel mit verbesserter Oxidationsbeständigkeit und Verfahren zum Entsäuern von Fluidströmen
DE102004021129A1 (de) 2004-04-29 2005-11-24 Degussa Ag Verfahren zur Isolierung von hochreinem 2-Methoxypropen
DE102004024967A1 (de) 2004-05-21 2005-12-08 Basf Ag Neue Absorptionsmedien für Absorptionswärmepumpen, Absorptionskältemaschinen und Wärmetransformatoren
DE102004053167A1 (de) 2004-11-01 2006-05-04 Degussa Ag Polymere Absorptionsmittel für die Gasabsorption und Absorptionsprozess
FR2877858B1 (fr) 2004-11-12 2007-01-12 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un gaz avec une solution absorbante a regeneration fractionnee
US8715521B2 (en) 2005-02-04 2014-05-06 E I Du Pont De Nemours And Company Absorption cycle utilizing ionic liquid as working fluid
JP2006239516A (ja) 2005-03-01 2006-09-14 Shigeo Fujii 揮発性有機溶剤の除去用吸収液組成物およびそれを用いる揮発性有機溶剤の除去方法
DE102005013030A1 (de) 2005-03-22 2006-09-28 Bayer Technology Services Gmbh Verfahren zur destillativen Reinigung schwerflüchtiger Fluide
DE102005028451B4 (de) 2005-06-17 2017-02-16 Evonik Degussa Gmbh Verfahren zum Transport von Wärme
PE20071048A1 (es) 2005-12-12 2007-10-18 Basf Ag Proceso para la recuperacion de dioxido de carbono
US8506839B2 (en) 2005-12-14 2013-08-13 E I Du Pont De Nemours And Company Absorption cycle utilizing ionic liquids and water as working fluids
FR2895273B1 (fr) 2005-12-22 2008-08-08 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un gaz avec une solution absorbante a regeneration fractionnee avec controle de la teneur en eau de la solution
FR2898284B1 (fr) 2006-03-10 2009-06-05 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un gaz par solution absorbante avec regeneration fractionnee par chauffage.
KR20090006832A (ko) 2006-03-20 2009-01-15 바스프 에스이 나노미립자 금속 붕소화물 조성물 및 플라스틱 부품의 식별표시를 위한 이의 용도
FR2900842B1 (fr) 2006-05-10 2009-01-23 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un effluent gazeux avec extraction des produits a regenerer
FR2900841B1 (fr) 2006-05-10 2008-07-04 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification avec extraction des composes reactifs
FR2900843B1 (fr) 2006-05-10 2008-07-04 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un gaz par multiamines partiellement neutralisees
DE102006036228A1 (de) 2006-08-03 2008-02-07 Universität Dortmund Verfahren zum Abtrennen von CO2 aus Gasgemischen
DE102007058320A1 (de) 2006-12-23 2008-06-26 Evonik Degussa Gmbh Membranen zur Trennung von Gasen
DE102007041416A1 (de) 2007-08-31 2009-03-05 Basf Se Destillation ionischer Flüssigkeiten
PL2229367T3 (pl) 2007-12-12 2015-08-31 Basf Se Sposób wytwarzania dipodstawionych soli imidazoliowych
EP2087930A1 (de) 2008-02-05 2009-08-12 Evonik Degussa GmbH Verfahren zur Absorption eines flüchtigen Stoffes in einem flüssigen Absorptionsmittel
EP2088389B1 (de) 2008-02-05 2017-05-10 Evonik Degussa GmbH Absorptionskältemaschine
EP2093278A1 (de) 2008-02-05 2009-08-26 Evonik Goldschmidt GmbH Performance-Additive zur Verbesserung der Benetzungseigenschaften von ionischen Flüssigkeiten auf festen Oberflächen
EP2087931A3 (de) 2008-02-05 2011-08-31 Evonik Goldschmidt GmbH Entschäumung von ionischen Flüssigkeiten
WO2009133059A2 (en) 2008-05-02 2009-11-05 Evonik Degussa Gmbh Nanofiber matrices formed from electrospun hyperbranched polymers
PL2300127T3 (pl) 2008-06-23 2015-08-31 Basf Se Absorbent i sposób usuwania kwaśnych gazów ze strumieni płynów, w szczególności z gazów spalinowych
JP5794913B2 (ja) 2008-06-23 2015-10-14 ビーエーエスエフ ソシエタス・ヨーロピアＢａｓｆ Ｓｅ 吸収剤及び流体流、特に排ガスからの酸性ガスの除去のための方法
WO2010000020A1 (en) 2008-06-30 2010-01-07 Cathrx Ltd A catheter
DE102008040193A1 (de) 2008-07-04 2010-01-07 Evonik Röhm Gmbh Verfahren zur Herstellung freier Carbonsäuren
DE102008040415A1 (de) 2008-07-15 2010-01-21 Evonik Röhm Gmbh Thermisches Salzspalten von Ammoniumcarboxylaten
FR2934172B1 (fr) 2008-07-28 2011-10-28 Inst Francais Du Petrole Solution absorbante a base de n,n,n'n'-tetramethylhexane -1,6-diamine et procede d'elimination de composes acides d'un effluent gazeux
FR2936165B1 (fr) 2008-09-23 2011-04-08 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un gaz par solution absorbante avec controle de la demixtion
EP2174700A1 (de) 2008-10-13 2010-04-14 Siemens Aktiengesellschaft Absorptionsmittel, Verfahren zur Herstellung eines Absorptionsmittels sowie Verwendung eines Absorptionsmittels
FR2938452B1 (fr) 2008-11-20 2012-02-03 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un gaz par solution absorbante avec demixtion en cours de regeneration
DE102009000543A1 (de) * 2009-02-02 2010-08-12 Evonik Degussa Gmbh Verfahren, Absorptionsmedien und Vorrichtung zur Absorption von CO2 aus Gasmischungen
DE102009009580A1 (de) 2009-02-19 2010-08-26 Evonik Degussa Gmbh Verfahren zur Herstellung freier Säuren aus ihren Salzen
FR2942972B1 (fr) 2009-03-10 2012-04-06 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un gaz par solution absorbante avec vaporisation et/ou purification d'une fraction de la solution absorbante regeneree.
KR20120003471A (ko) 2009-03-31 2012-01-10 이 아이 듀폰 디 네모아 앤드 캄파니 브롬화 리튬/물 흡수식 사이클 시스템에서의 이온성 화합물
PL2258460T3 (pl) 2009-06-05 2012-07-31 Evonik Degussa Gmbh Sposób, medium absorpcyjne i urządzenie do absorpcji CO₂ z mieszanek gazowych
KR20120047232A (ko) 2009-06-25 2012-05-11 브이티유 홀딩 게엠베하 가스의 수착을 위한 이온성 액체의 사용 방법 및 디바이스
DE102009047564A1 (de) 2009-12-07 2011-06-09 Evonik Degussa Gmbh Arbeitsmedium für eine Absorptionskältemaschine
FR2953736B1 (fr) 2009-12-16 2012-02-24 Inst Francais Du Petrole Procede d'elimination de composes acides d'un effluent gazeux avec une solution absorbante a base de triamines iii/ii/iii.
FR2953735B1 (fr) 2009-12-16 2013-03-29 Inst Francais Du Petrole Procede d'elimination de composes acides d'un effluent gazeux avec une solution absorbante a base de diamines i,ii/iii.
BR122019001300B1 (pt) 2009-12-23 2020-03-03 Evonik Degussa Gmbh Processo para produção de adoçantes
DE102010004779A1 (de) 2010-01-14 2011-07-21 Heym, Florian, 95444 Verfahren zur Trocknung von Gasen
US8318114B2 (en) 2010-04-16 2012-11-27 Nalco Company Composition for treating acid gas
EP2380940A1 (de) 2010-04-20 2011-10-26 Evonik Degussa GmbH Absorptionswärmepumpe mit Sorptionsmittel umfassend Lithiumchlorid und ein organisches Chloridsalz
EP2380941A1 (de) 2010-04-20 2011-10-26 Evonik Degussa GmbH Absorptionswärmepumpe mit Sorptionsmittel umfassend ein Lithiumsalz und ein organisches Salz mit gleichem Anion
CN102335545B (zh) 2010-07-22 2013-11-06 中国科学院理化技术研究所 用于空气除湿的除湿剂、空气除湿的方法和装置
SG188955A1 (en) 2010-11-08 2013-05-31 Evonik Degussa Gmbh Working medium for absorption heat pumps
DE102011077377A1 (de) * 2010-11-12 2012-05-16 Evonik Degussa Gmbh Verfahren zur Absorption von sauren Gasen aus Gasmischungen
DE102011100772A1 (de) 2011-05-05 2012-11-08 Evonik Degussa Gmbh Verfahren zur Herstellung von Isomaltulose aus Pflanzensäften
EP2532413A1 (de) 2011-06-10 2012-12-12 Evonik Degussa GmbH Verfahren zur Absorption von CO2 aus einer Gasmischung
EP2532412A1 (de) 2011-06-10 2012-12-12 Evonik Degussa GmbH Absorptionsmedium und Verfahren zur Absorption eines sauren Gases aus einer Gasmischung
EP2532414A1 (de) * 2011-06-10 2012-12-12 Evonik Degussa GmbH Verfahren zur Absorption von CO2 aus einer Gasmischung
DE102011083030A1 (de) 2011-09-20 2013-03-21 Evonik Degussa Gmbh Mischungszusammensetzung und deren Verwendung als Süßungsmittel
DE102011083974A1 (de) 2011-10-04 2013-04-04 Evonik Degussa Gmbh Arbeitsmedium für Absorptionswärmepumpen
DE102011083976A1 (de) 2011-10-04 2013-04-04 Evonik Degussa Gmbh Sorptionsmittel für Absorptionswärmepumpen
WO2013072147A1 (de) 2011-11-14 2013-05-23 Evonik Degussa Gmbh Verfahren und vorrichtung zur abtrennung von sauren gasen aus einer gasmischung
DE102011055859A1 (de) 2011-11-30 2013-06-06 Universität Rostock Schwefel-freie Übergangsmetall-Isocyanat-basierte ionische Flüssigkeiten
DE102012200566A1 (de) 2012-01-16 2013-07-18 Evonik Degussa Gmbh Verfahren zur Absorption von CO2 aus einer Gasmischung
DE102012200907A1 (de) 2012-01-23 2013-07-25 Evonik Industries Ag Verfahren und Absorptionsmedium zur Absorption von CO2 aus einer Gasmischung
DE102012202193A1 (de) 2012-02-14 2013-08-14 Evonik Degussa Gmbh pH-eingestelltes Süßungsmittel
EP2636715B1 (de) 2012-03-08 2016-06-29 Evonik Degussa GmbH Arbeitsmedium für absorptionswärmepumpen
DE102012211323A1 (de) 2012-06-29 2014-01-02 Evonik Industries Ag Härter für Epoxidharzsysteme und deren Verwendung
EP2735820A1 (de) 2012-11-21 2014-05-28 Evonik Industries AG Absorptionswärmepumpe und Sorptionsmittel für eine Absorptionswärmepumpe umfassend Methansulfonsäure
DE102012222157A1 (de) 2012-12-04 2014-06-05 Evonik Industries Ag Verfahren zur Absorption von CO2 aus einer Gasmischung
DE102013010035A1 (de) 2013-06-17 2014-12-18 Evonik Degussa Gmbh Absorptionsmedium und Verfahren zur Absorption von CO2 aus einer Gasmischung
DE102013226601A1 (de) 2013-12-19 2015-06-25 Evonik Industries Ag Verarbeitungsfreundlicher Dianhydridhärter für Epoxidharzsysteme basierend auf 5,5'-Carbonylbis(isobenzofuran-1,3-dion)
DE102013226613A1 (de) 2013-12-19 2015-06-25 Evonik Industries Ag Verarbeitungsfreundlicher Dianhydridhärter für Epoxidharzsysteme basierend auf 5,5'-Oxybis(isobenzofuran-1,3-dion)
DE102014226441A1 (de) 2014-12-18 2016-06-23 Evonik Degussa Gmbh Verfahren zum Reinigen einer ionischen Flüssigkeit und Verfahren zum Entfeuchten von Luft

Also Published As

Publication number Publication date
CN104334251B (zh) 2016-06-01
US20150125373A1 (en) 2015-05-07
TN2014000390A1 (en) 2015-12-21
MY170289A (en) 2019-07-17
PE20142394A1 (es) 2015-01-30
EP2852453B1 (de) 2018-05-30
CN104334251A (zh) 2015-02-04
ES2685768T3 (es) 2018-10-11
EP2852453B8 (de) 2018-11-21
BR112014026856B1 (pt) 2020-12-15
PH12014502337A1 (en) 2014-12-22
WO2013167367A1 (de) 2013-11-14
AU2013258363B2 (en) 2017-02-02
DE102012207509A1 (de) 2013-11-07
BR112014026856A2 (pt) 2017-06-27
MX350714B (es) 2017-09-14
ZA201408133B (en) 2016-09-28
MX2014012617A (es) 2015-01-15
CA2872440C (en) 2017-10-10
EP2852453A1 (de) 2015-04-01
US9630140B2 (en) 2017-04-25
CA2872440A1 (en) 2013-11-14
EA028983B1 (ru) 2018-01-31
AU2013258363A1 (en) 2014-10-02
EA201401226A1 (ru) 2015-08-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
UA111789C2 (uk) СПОСІБ АБСОРБЦІЇ CO&lt;sub&gt;2&lt;/sub&gt; ІЗ ГАЗОВОЇ СУМІШІ
EA024132B1 (ru) Абсорбент и способ абсорбции кислого газа из газовой смеси
US4112051A (en) Process and amine-solvent absorbent for removing acidic gases from gaseous mixtures
US9878285B2 (en) Method and absorption medium for absorbing CO2 from a gas mixture
RU2534098C2 (ru) Абсорбция со2 из газовых смесей водным раствором 4-амино-2,2,6,6-тетраметилпиперидина
DK2391435T3 (en) Absorbent CONTAINING cyclic amines FOR REMOVING THE SURE GASES
EA025928B1 (ru) Способ и устройство для отделения кислых газов от газовой смеси
CA2838927A1 (en) Method for absorption of co2 from a gas mixture
US20100319540A1 (en) Removal of acid gases by means of an absorbent comprising a stripping aid
US4240923A (en) Process and amine-solvent absorbent for removing acidic gases from gaseous mixtures
CN105939774A (zh) 用于捕获和释放酸性气体的系统
US20140120016A1 (en) Method for absorption of co2 from a gas mixture
CA2861345A1 (en) Process for absorbing co2 from a gas mixture
JP2014513631A (ja) ガス捕捉方法
NZ616256B2 (en) Absorption medium and method for absorption of an acid gas from a gas mixture
AU2013200759A1 (en) CO2 absorption from gas mixtures using an aqueous solution of 4-amino- 2,2,6,6-tetramethylpiperidine