NO311499B1 - Fremgangsmåte for fjerning av karbondioksid og nitrogenoksider fra forbrenningsgasser - Google Patents
Fremgangsmåte for fjerning av karbondioksid og nitrogenoksider fra forbrenningsgasser Download PDFInfo
- Publication number
- NO311499B1 NO311499B1 NO19955026A NO955026A NO311499B1 NO 311499 B1 NO311499 B1 NO 311499B1 NO 19955026 A NO19955026 A NO 19955026A NO 955026 A NO955026 A NO 955026A NO 311499 B1 NO311499 B1 NO 311499B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- combustion gas
- nox
- ozone
- gas
- combustion gases
- Prior art date
Links
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 title claims description 57
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 21
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 title description 51
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N nitrogen oxide Inorganic materials O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 title description 38
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 title description 12
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 title description 2
- CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N Ozone Chemical compound [O-][O+]=O CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 25
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 20
- 230000001476 alcoholic effect Effects 0.000 claims description 14
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 claims description 12
- 150000003335 secondary amines Chemical class 0.000 claims description 12
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 claims description 12
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 5
- BFSVOASYOCHEOV-UHFFFAOYSA-N 2-diethylaminoethanol Chemical compound CCN(CC)CCO BFSVOASYOCHEOV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N N-dimethylaminoethanol Chemical group CN(C)CCO UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N Piperazine Chemical compound C1CNCCN1 GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 4
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 claims description 3
- PVXVWWANJIWJOO-UHFFFAOYSA-N 1-(1,3-benzodioxol-5-yl)-N-ethylpropan-2-amine Chemical compound CCNC(C)CC1=CC=C2OCOC2=C1 PVXVWWANJIWJOO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- LJDSTRZHPWMDPG-UHFFFAOYSA-N 2-(butylamino)ethanol Chemical compound CCCCNCCO LJDSTRZHPWMDPG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- MIJDSYMOBYNHOT-UHFFFAOYSA-N 2-(ethylamino)ethanol Chemical compound CCNCCO MIJDSYMOBYNHOT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- RILLZYSZSDGYGV-UHFFFAOYSA-N 2-(propan-2-ylamino)ethanol Chemical compound CC(C)NCCO RILLZYSZSDGYGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- IUXYVKZUDNLISR-UHFFFAOYSA-N 2-(tert-butylamino)ethanol Chemical compound CC(C)(C)NCCO IUXYVKZUDNLISR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- XHJGXOOOMKCJPP-UHFFFAOYSA-N 2-[tert-butyl(2-hydroxyethyl)amino]ethanol Chemical compound OCCN(C(C)(C)C)CCO XHJGXOOOMKCJPP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- PYEWZDAEJUUIJX-UHFFFAOYSA-N 3-(dimethylamino)-2,2-dimethylpropan-1-ol Chemical compound CN(C)CC(C)(C)CO PYEWZDAEJUUIJX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- PYSGFFTXMUWEOT-UHFFFAOYSA-N 3-(dimethylamino)propan-1-ol Chemical compound CN(C)CCCO PYSGFFTXMUWEOT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- QCTOLMMTYSGTDA-UHFFFAOYSA-N 4-(dimethylamino)butan-1-ol Chemical compound CN(C)CCCCO QCTOLMMTYSGTDA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- QMMZSJPSPRTHGB-UHFFFAOYSA-N MDEA Natural products CC(C)CCCCC=CCC=CC(O)=O QMMZSJPSPRTHGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- OPKOKAMJFNKNAS-UHFFFAOYSA-N N-methylethanolamine Chemical group CNCCO OPKOKAMJFNKNAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- XRIBIDPMFSLGFS-UHFFFAOYSA-N 2-(dimethylamino)-2-methylpropan-1-ol Chemical compound CN(C)C(C)(C)CO XRIBIDPMFSLGFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 claims 1
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 29
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 25
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 25
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 23
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 15
- 229910002089 NOx Inorganic materials 0.000 description 14
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 12
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- MGWGWNFMUOTEHG-UHFFFAOYSA-N 4-(3,5-dimethylphenyl)-1,3-thiazol-2-amine Chemical compound CC1=CC(C)=CC(C=2N=C(N)SC=2)=C1 MGWGWNFMUOTEHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 10
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 8
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 7
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 7
- 239000000498 cooling water Substances 0.000 description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 5
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 5
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 5
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000003916 acid precipitation Methods 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 2
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 238000005201 scrubbing Methods 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 241000251468 Actinopterygii Species 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SLINHMUFWFWBMU-UHFFFAOYSA-N Triisopropanolamine Chemical compound CC(O)CN(CC(C)O)CC(C)O SLINHMUFWFWBMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000809 air pollutant Substances 0.000 description 1
- 231100001243 air pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000003491 array Methods 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical group OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- DMEKUKDWAIXWSL-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethyl-7-nitro-9h-fluoren-2-amine Chemical compound [O-][N+](=O)C1=CC=C2C3=CC=C(N(C)C)C=C3CC2=C1 DMEKUKDWAIXWSL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 150000003141 primary amines Chemical class 0.000 description 1
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000002000 scavenging effect Effects 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
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
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/46—Removing components of defined structure
- B01D53/54—Nitrogen compounds
- B01D53/56—Nitrogen oxides
-
- 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
- B01D53/1406—Multiple stage absorption
-
- 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
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
- Y02A50/00—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE in human health protection, e.g. against extreme weather
- Y02A50/20—Air quality improvement or preservation, e.g. vehicle emission control or emission reduction by using catalytic converters
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Catalysts (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
Description
OPPFINNELSENS BAKGRUNN
1. Oppfinnelsens felt
Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for å fjerne karbondioksid (C02) og nitrogenoksyder (N0X) fra forbrenningsgasser. Mer spesielt vedrører oppfinnelsen en fremgangsmåte for å omdanne nitrogenmonoksid (NO), hovedbe-standdelen av N0X i forbrenningsgasser, til nitrogendioksid (N02) ved oksydasjon med ozon og deretter fjerne N02 sammen med C02 ved absorpsjon fra forbrenningsgassene.
2. Beskrivelse av beslektet teknikk
Det er for tiden vanlig kjent at drivhuseffekten av C02, som stammer fra brenning av fossile brennstoff er skyld i den globale oppvarming og at andre forbrenningsprodukter N0X forårsaker fotokjemisk smog og surt regn. I første rekke har surt regn en ødeleggende innvirkning på det naturlige økosy-stem ved direkte å angripe skog og jordbruksprodukter, indi-rekte ved å påvirke plantene via endringer i jordsmonnet og surgjøring av innsjøer og elver og derved redusere fiskebe-standen. Fordi luftforurensningene C02 og N0X forvolder stor skade på omgivelsene over internasjonale grenser, er reduk-sjon av disse et problem av største viktighet.
Én tilnærming er allerede foretatt, nemlig gjenvinning og fjerning av C02 fra f orbrenningsgasser, f .eks. som kommer ut av kjeler i varmekraftverk som brenner mye fossilt brennstoff ved kontakt med en vandig oppløsning av monoetanolamin (MEA) , hindrert amin eller lignende.
På den annen side er teknologien for våtdenitrifisering av f orbrenningsgasser vanskelig å utvikle, fordi NOx-konsentrasjonen er lav og mer enn 90 % av N0X stammer fra det lite reaktive NO. Med hensyn til tørr denitrering, er det allerede i anvendelse en prosess som nedsetter N0X i forbrenningsgass ved hjelp av en katalysator og ved injeksjon av ammoniakk. En typisk våtprosess er oksidativ absorpsjon, som omfatter skrubbing av N0X inneholdende gass med vann eller med en kjemisk oppløsning, oksidering av NO til N02 med et oksida-sjonsmiddel eller lignende for effektiv fjerning av NO, og deretter skrubbe eller direkte vaske med en oksiderende kjemisk oppløsning.
Den ovenfor nevnte våtdenitreringsprosess har ulemper innbe-fattende høye omkostninger av oksidasjonsmidlet som må anvendes for gunstig N0X absorpsjon, samt nødvendigheten av fjerning av den anvendte flytende absorbent. Forbrenningsgasser inneholder generelt ca. 10% C02, men deres N0X innhold er ikke overstigende noen hundre ppm, og tilsetningen av et eksklusivt trinn for denitrering vil nødvendiggjøre meget omfattende utstyr. Med hensyn til samtidig fjerning av COz og N0X så har det til nå ikke vært tilgjengelig noe flytende absorpsjonsmiddel som er i stand til å fjerne begge.
Således, som følge av innvirkningen av forbrenningsgassene på omgivelsen, er det et sterkt ønske om en tidlig utvikling av en prosess som løser problemene som den kjente teknikk er belemret med, som er enkel i drift, som gjenvinner både C02 og NOx med høy effektivitet, og som kan innarbeides i eksis-terende anlegg for behandlingen av forbrenningsgasser.
SAMMENDRAG AV OPPFINNELSEN
Som et forskningsresultat for løsning av de ovenfor nevnte problemer er det nå funnet at både C02 og N0X kan fjernes fra forbrenningsgasser ved en f orhåndsoks ider ing av N0X med ozon til N02 og tillate at en viss væskeabsorbent for C02-f jerning også fjerner det således dannede N02 sammen med C02. Denne oppdagelsen har ført til foreliggende oppfinnelse.
Oppfinnelsen tilveiebringer således en fremgangsmåte for fjerning av både C02 og NOx fra forbrenningsgasser, og omfatter trinnene av å avkjøle en forbrenningsgass til 50 - 100 °C ved å tilsette ozon for å oksidere NO i gassen til N02 og deretter bringe gassen i kontakt med en vandig oppløsning av en alkoholisk hydroksylgruppe og N-C^-C^-alkylgruppe inneholdende sekundært eller tertiært amin for å fjerne N02 og C02 fra gassen.
I henhold til oppfinnelsen blir først det inerte NO, hoved-bestanddelen av NOx i forbrenningsgassen, oksidert med ozon til N02 i et forbrenningsgassbehandlende trinn eller lignende. Deretter blir gassen bragt i kontakt med en vandig alkoholisk hydroksyl-inneholdende sekundær- eller tertiær-aminoppløsning som væskeabsorbant for C02, hvorved både C02 og N02 fjernes for gjenvinning. Av 100 ppm NOx tilstede i en f orbrenningsgass er ca. 90% NO, og hvis ca. 90 % av den kombinerte mengde av N02 som resulterer fra oksidasjonen med ozon og det opprinnelige N02 innhold i gassen kunne fjernes, ville NOx-innholdet i den behandlede gass reduseres til bare 10 ppm eller mindre.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen for fjerning av C02 og NOx av forbrenningsgasser skal i det etterfølgende beskrives mer detaljert.
Ved foreliggende fremgangsmåte for fjerning av C02 og N0X blir forbrenningsgassen fordelaktig samtidig avkjølt og befridd for støv. Kjølingen utføres fortrinnsvis ved direkte kontakt med kjølevann til en temperatur som er optimal for oksidasjonen av NOx tilstede i forbrenningsgassen. For reak-tiviteten av ozon overfor N0X så ligger den egnede kjøletem-peratur i området 50 - 100°C, fortrinnsvis 60 - 80°C. Med hensyn til avstøvning er det ønskelig at forbrenningsgassen avstøves til omtrent den samme grad som for et konvensjonelt våtavgass-denitreringsapparat.
NO i NOx, inneholdt i f orbrenningsgassen, oksideres lett til N02 i oksidasjonstrinnet med luft som inneholder ozon tilført fra en ozongenerator. Ved utøvelse av oksidasjonstrinnet kan ozon innføres i kanalen gjennom hvilken f orbrenningsgassen føres. Vanligvis er N0X konsentrasjonen i f orbrenningsgassen lav og det lite reaktive NO utgjør over 90% av N0X, som derfor hovedsakelig oksideres med ozon til N02. Ozonmengden som skal tilsettes er vanligvis ca. én-ganger molmengden av antall mol av NO-innholdet. Ved å tilsette denne mengde gir ozon ikke noe overskuddozon i den ozoninnholdende forbrenningsgass etter reaksjonen. Hvor ozon og forbrenningsgassen blandes dårlig kan reaksjonen mellom ozon og NOx danne en liten mengde N20s. Por å unngå dette er det å anbefale at munnstykkene for ozoninjeksjon i forbrenningsgasskanalene kan anordnes slik at det sikres en jevn fordeling av ozon i gassen.
C02 og N02 som resulterer fra oksidasjon med ozon bringes i kontakt med et flytende absorpsjonsmiddel, nemlig en vandig alkoholisk hydroksylinneholdende sekundær- eller tertiær-aminoppløsning, i absorpsjonstrinnet, hvorved begge fjernes ved absorpsjon.
Den vandige alkoholiske hydroksyl inneholdende sekundære aminoppløsning er en flytende absorbent for C02 og N02 og omfatter eksempelvis et amin som inneholder én hydroksylgruppe, så som 2-(metylamino)etanol (MAE), 2-(etylamino)-etanol [EAE], 2-(isopropylamino)etanol (IPAE), N-(n-butyl)-etanolamin, eller N-(tert-butyl) etanolamin eller inneholder to hydroksylgrupper så som dietanolamin. Som eksempler på vandige alkoholiske hydroksylinneholdende tertiæraminopp-løsninger er de som inneholder én, to eller flere hydroksylgrupper, så som 2-(dimetylamino)etanol, 2-(dietylami-no) etanol (DEAE) , (N-metyl) dietanolamin (MDEA) , (tert-bu-tyl) dietanolamin, triisopropanolamin, 3-(N,N-dimetylamino)-l-propanol, 4-(N,N-dimetylamino)-1-butanol, 2-(N,N-dimetylami-no)-2-metyl-l-propanol og 3-(N,N-dimetylamino) -2,2-dimetyl-l-propanol. Disse kan anvendes i kombinasjon med to eller flere, eller som en blanding av en forbindelse som fremmer absorpsjon av C02 og N02, eksempelvis piperazin.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
Fig. 1 er et flytskjema over foreliggende fremgangsmåte; Fig. 2 viser skjematisk fjernings trinnet for C02 og N02 i flytskjemaet ifølge fig. 1 i henhold til oppfinnelsen, og Fig. 3 viser grafiske resultater av våtveggforsøk utført i eksempel 9.
DETALJERT BESKRIVELSE AV FORETRUKNE UTFØRELSESFORMER
Fig. 1 viser et flytskjema for fremgangsmåten for behandling av forbrenningsgass i henhold til foreliggende oppfinnelse. Symbolet A angir en kjele, B et kjøletårn, C en ozongenerator, D et oksidasjonstrinn, E et avsvovlingstrinn, F et C02 og N02 fjernetrinn, og G en avløpspipe.
Under henvisning til fig. 2 skal trinnet F for fjerning av C02 og N02 i flytskjemaet ifølge fig. 1 i henhold til oppfinnelsen beskrives. Vesentlige utstyrskomponenter er vist, mens mindre hjelpekomponenter er utelatt. Hvis ikke noe annet er angitt, så er det med den anvendte betegnelse "C02" ment at den inneholder en del av N02.
Under henvisning til fig. 2 er det vist et C02-fjernetårn 201, en nedre pakket seksjon 202, en øvre pakket seksjon eller trau 203, et forbrenningsgassinnløp 204 i C02-fjernetårnet, et forbrenningsgassutløp 205 fra tårnet, et innløp 206 for en vandig alkoholisk hydroksylinneholdende sekundær-eller tertiæraminoppløsning (i det etterfølgende betegnet med "flytende absorbent"), rekker av munnstykker 207, en forbren-ningsgasskjøler 208 (som kan utelates hvis forbrennings-gasstemperaturen for innmatningen er lav nok), munnstykker 209, en pakket seksjon 210, en fukte-kjølevannssirkulasjons-pumpe 211, materørledning 212 for oppfriskningsvann, en avtrekningspumpe 213 for flytende absorbent, en varmeveksler 214, et regenereringstårn 215 for flytende absorbent (som forkortet betegnes med "regenereringstårn"), munnstykker 216, en nedre pakket seksjon 217, en regenereringsoppvarmer (omko-ker) 218, en øvre pakket seksjon 219, en tilbakeløpspumpe 220, en COj separator 221, en utførselsrørledning 222 for gjenvunnet C02, en tilbakeløpskondensator 223 for regenereringstårnet, munnstykker 224, innførselsrørledning 225 for tilbakeløpsvann til regenereringstårnet, en forbrennings-gassvifte 226, og en kjøler 227.
I arrangementet ifølge fig. 2 blir forbrenningsgassen tvunget av forbrenningsgassviften 226 inn i forbrenningsgasskjøleren 208. Der vil den komme i kontakt med fukte-kjølevann fra munnstykkene 209 i pakkeseksjonen 210 og fuktes og avkjøles. Deretter føres gassen gjennom forbrenningsgassinnløpet 204 til C02 fjernetårnet 201. Fukte-kjølevannet som har vært i kontakt med forbrenningsgassen oppsamles i den nedre del av forbrenningsgasskjøleren 208, og resirkuleres ved hjelp av fukte-kjølevannssirkulasjonspumpen 211 til munnstykker 209. Fukte-kjølevannet vil gradvis gå tapt mens det fukter og kjøler forbrenningsgassen, og oppfriskes med en fersk tilfør-sel gjennom oppf r i skningsvannmaterør ledningen 212.
Forbrenningsgassen som er ført inn i C02-fjernetårnet 201 stiger opp gjennom den nedre pakkede seksjon 202 i mot-strømskontakt med det flytende absorpsjonsmiddel som inn-sprøytes i en gitt konsentrasjon av munnstykkene 207. Under dette forløp vil C02 i forbrenningsgassen fjernes ved at det absorberes av den vandige alkoholisk hydroksylinneholdende sekundær- eller tertiæraminoppløsning, og forbrenningsgassen befridd for C02 stiger ytterligere opp i den øvre pakkede seksjon 203. Den flytende absorbent tilført til C02-fjernetårnet 201 vil således absorbere C02 og bli varmere som følge av reaksjonsvarmen ved absorpsjonen enn ved den flytende absorbent ved innløpet 206. Den flytende absorbent blir deretter overført av absorbentavtrekningspumpen 213 til varmeveksleren 214, hvor den gjenoppvarmes og føres til regenereringstårnet 215.
I regenereringstårnet 215, blir den flytende absorbent rege-nerert ved oppvarmning med omkokeren (regeneringsvarmer) , avkjølt av varmeveksleren 214, og via kjøleren 227 anordnet om nødvendig, og deretter returnert til den øvre del av C02-fjernetåraet 201. C02 som er separerert fra den flytende absorbent bringes i kontakt med tilbakeløpsvann fra munnstykker 224 i den øvre del av regenereringstårnet 215 og avkjøles av regenereringstårnets tilbakeløpskondensator 223. Deretter blir C02 separert i C02 separatoren 221 fra tilbakeløpsvannet som er vanndamp inneholdende COa og kondensert til vann og tatt ut gjennom utførselsrørledningen 222 for gjenvunnet C02 til en C02-f jernestasjon. En del av tilbakeløpsvannet retur-neres av tilbakeløpsvannpumpen 220 til regenereringstårnet 215, mens den gjenværende del resirkuleres gjennom regenereringstårnets materørledning 225 for tilbakeløpsvann til den øvre del av C02-fjernetårnet 201.
Ved utøvelse av foreliggende oppfinnelsen kan det før C02-fjernetrinnet utføres et avsvovlingstrinn når forbrenningsgassen som skal håndteres har et stort S0X-innhold. I dette tilfellet vil den avsvovlede forbrenningsgass ytterligere behandles i C02-f jernetrinnet, hvorved S0X sammen med C02 og N02 fjernes nesten fullstendig. Dette fordi den vandige alkoholiske hydroksylinneholdende sekundær- eller tertiær-aminoppløsning anvendt i C02-f jernetrinnet også vil reagere med S0X. Når forbrenningsgassen har et så lavt SOx-innhold at det ikke rettferdiggjør avsvovlings trinnet, så vil S0X nesten fullstendig fjernes, sammen med C02 og N02 i C02-f jernet åme t. Eksempler på utførelse av foreliggende oppfinnelse vil dis-kuteres i det etterfølgende i forbindelse med tabell 1 og fig. 3.
Eksemplene 1- 8 og sammenligningseksempler 1- 4
Først skal eksemplene 1-8 forklares. Inn i hvert glassreak-sjonskammer holdt i et termostatstyrt kammer ble innført 50 ml av hver flytende absorbent, eller vandig alkoholisk hydroksyl inneholdende sekundær- eller tertiæraminoppløsning som gjengitt i tabell 1. Under omrøring ved 40°C ble prøvegassen ført gjennom den flytende absorbent ved atmosfærisk trykk med en strømningshastighet på 1 l/min gjennom et filter slik at bobler lett dannes. Prøvegassen var en simulert forbrenningsgass med en sammensetning på 10 mol% C02, ca. 10 ppm N02, og 90% N2 ved 40°C. Prøvegassen ble kontinuerlig ført gjennom absorbenten inntil C02-konsentrasjonen i de inngående og utgående gass-strømmer ble like, og C02-innholdet i den flytende absorbent ble bestemt under anvendelse av en C02-analysator (totalt organisk karbonteller) og metningsabsorp-sjon ble funnet. Også den initiale utløps N02-konsentrasjon, eller N02-konsentrasjonen av gassen ved utløpet av reaksjons-kammeret i det initiale trinn av absorpsjonsforsøket ble bestemt. Det kan med sikkerhet sies at jo lavere den initiale utløps N02-konsentrasjon er desto høyere er N02-absorpsjons-hastigheten for den flytende absorbent.
For sammenligningseksemplene ble absorpsjonsforsøkene utført også med vandige oppløsninger av primære aminer gjengitt i tabell 1. De erholdte verdier for N02-metningsabsorpsjon og initial utløps N02-konsentrasjon er gjengitt i tabell 1.
Det vil forståes fra tabell 1 at anvendelsen av en vandig alkoholisk hydroksylinnholdende sekundær- eller tertiæramin-oppløsning i henhold til oppfinnelsen nedsetter den initiale utløps N02-konsentrasjon, som vist i eksemplene 1-8, sam-menlignet med de flytende absorbenter i sammenlignings-
eksemplene.
Alle de anvendte flytende absorbenter kunne regenereres, uten vanskelighet ved oppvarmning.
EKSEMPEL 9
Som eksempel 9 ble et kontaktabsorpsjonsforsøk utført med et våtvegget absorpsjonsapparat som et pilotutstyr for C02-f jer-ningsprosessen vist i fig. 2, under anvendelse av en prøve-gass som var justert til gitte C02 og N02 konsentrasjoner og vandig EAE som en flytende absorbent. For å sammenligne ble det også utført et kontaktabsorpsjonsforsøk med vandig MEA som en flytende absorbent. Resultatene er vist i fig. 3. Forsøksbetingelsene anvendt som var felles for disse forsøk var som følger: C02 og 02 konsentrasjonene i mategassen ble innstilt til gjennomsnittlige verdier for kjel^forbrenningsgasser .
[Felles betingelser]
Som beskrevet i detalj vil foreliggende fremgangsmåte i sitt C02 fjernetrinn fjerne både C02 og N0X fra forbrenningsgasser ved at gassene på forhånd oksideres med ozon og derved omdan-ner N0X i gassene til N02.
Claims (6)
1. Fremgangsmåte for å fjerne både C02 og N0X fra forbrenningsgasser, omfattende trinnene av å kjøle en forbrenningsgass til 50 til 100°C, tilsette ozon til forbrenningsgassen for å oksidere NO i forbrenningsgassen til N02, og deretter, bringe gassen i kontakt med en vandig oppløsning av en alkoholisk hydroksylgruppe- og N-Ci-C^-alkyl gruppe, inneholdende sekundært eller tertiært amin for å fjerne N02 og C02 fra forbrenningsgassen.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at forbrenningsgassen er en avfallsgass som resulterer fra å brenne et fossilt drivstoff.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at ozonen er luft som inneholder ozon tilført ved en ozongenerator.
4. Fremgangsmåte for å fjerne både C02 og NOx fra forbrenningsgasser ifølge krav 1,
karakterisert ved at det alkoholiske hydroksylgruppe- og N-C^-C^-alkylgruppe inneholdende sekundære aminet er 2-(metylamino)etanol (MAE), 2-(etylamino) etanol (EAE), 2-(isopropylamino)etanol (IPAE), N-(n-butyl) etanolamin, N-(tert-butyl)etanolamin eller en blanding derav
5. Fremgangsmåte for å fjerne både C02 og NOx fra forbrenningsgasser ifølge krav 1,
karakterisert ved at det alkoholiske hydroksylgruppe- og N-C^-C^-alkylgruppe inneholdende tertiære aminet er 2-(dimetylamino)etanol, 2-(dietylamino)etanol (DEAE), (N-metyl)dietanolamin (MDEA), (tert-butyl)dietanolamin, 3-(N,N-dimetylamino)-1-propanol, 4-(N,N-dimetylamino)-1-butanol, 2-(N,N-dimetylamino)-2-metyl-l-propanol, 3-(N,N-dimetylamino)-2,2-dimetyl-l-propanol eller en blanding derav.
6. Fremgangsmåte for å fjerne både C02 og N0X/ fra forbrenningsgasser ifølge ethvert av kravene 1, 4, 5, karakterisert ved at den vandige løs-ningen av det alkoholiske hydroksylholdige sekundære eller tertiære aminet videre inneholder piperazin.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP31146194A JP3233802B2 (ja) | 1994-12-15 | 1994-12-15 | 燃焼排ガス中の炭酸ガスと窒素酸化物を除去する方法 |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO955026D0 NO955026D0 (no) | 1995-12-12 |
NO955026L NO955026L (no) | 1996-06-17 |
NO311499B1 true NO311499B1 (no) | 2001-12-03 |
Family
ID=18017506
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19955026A NO311499B1 (no) | 1994-12-15 | 1995-12-12 | Fremgangsmåte for fjerning av karbondioksid og nitrogenoksider fra forbrenningsgasser |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5648053A (no) |
EP (1) | EP0716875B1 (no) |
JP (1) | JP3233802B2 (no) |
CN (1) | CN1069222C (no) |
DE (1) | DE69519717T2 (no) |
NO (1) | NO311499B1 (no) |
Families Citing this family (77)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6137026A (en) * | 1997-05-28 | 2000-10-24 | Clark; Steve L. | Zeros bio-dynamics a zero-emission non-thermal process for cleaning hydrocarbon from soils zeros bio-dynamics |
US5906806A (en) * | 1996-10-16 | 1999-05-25 | Clark; Steve L. | Reduced emission combustion process with resource conservation and recovery options "ZEROS" zero-emission energy recycling oxidation system |
US7338563B2 (en) * | 1996-10-16 | 2008-03-04 | Clark Steve L | Process for cleaning hydrocarbons from soils |
GB9801023D0 (en) | 1998-01-19 | 1998-03-18 | Johnson Matthey Plc | Combatting air pollution |
EP0963778A1 (de) * | 1998-05-12 | 1999-12-15 | Linde Aktiengesellschaft | Verfahren zur Trocknung und Reinigung von Luft |
US6337059B1 (en) * | 1999-05-03 | 2002-01-08 | Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation | Absorbent compositions for the removal of acid gases from gas streams |
JP4786038B2 (ja) * | 2001-02-16 | 2011-10-05 | 有限会社高島商事 | 排気ガスの処理方法及び装置 |
JP4542315B2 (ja) * | 2003-03-05 | 2010-09-15 | 株式会社堀場製作所 | ガス測定用フィルタ及びその製造方法 |
JP4838489B2 (ja) * | 2003-07-25 | 2011-12-14 | 関西電力株式会社 | 二酸化窒素と二酸化炭素の除去方法及びその装置 |
US7255842B1 (en) | 2003-09-22 | 2007-08-14 | United States Of America Department Of Energy | Multi-component removal in flue gas by aqua ammonia |
US7090811B2 (en) * | 2003-12-11 | 2006-08-15 | General Motors Corporation | Method of reducing NOx in diesel engine exhaust |
JP4995084B2 (ja) * | 2004-08-06 | 2012-08-08 | アルストム テクノロジー リミテッド | Co2の除去を包含する燃焼ガスの超清浄化 |
CA2576454C (en) * | 2005-04-04 | 2010-06-08 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Absorbing solution that removes any one of co2 and h2s or both, and method and apparatus that uses the absorbing solution |
US7416716B2 (en) * | 2005-11-28 | 2008-08-26 | Air Products And Chemicals, Inc. | Purification of carbon dioxide |
US7833296B2 (en) * | 2006-10-02 | 2010-11-16 | Clark Steve L | Reduced-emission gasification and oxidation of hydrocarbon materials for power generation |
US8038744B2 (en) * | 2006-10-02 | 2011-10-18 | Clark Steve L | Reduced-emission gasification and oxidation of hydrocarbon materials for hydrogen and oxygen extraction |
US7901488B2 (en) * | 2006-10-04 | 2011-03-08 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Regeneration of an aqueous solution from an acid gas absorption process by matrix stripping |
CA2618778C (en) * | 2007-01-23 | 2016-04-05 | Linde, Inc. | Process for removing contaminants from gas streams |
US8038746B2 (en) * | 2007-05-04 | 2011-10-18 | Clark Steve L | Reduced-emission gasification and oxidation of hydrocarbon materials for liquid fuel production |
CN100418610C (zh) * | 2007-05-31 | 2008-09-17 | 辽河石油勘探局 | 一种回收废气中二氧化碳用复合脱碳溶液 |
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 |
WO2009003238A1 (en) * | 2007-07-03 | 2009-01-08 | Dut Pty Ltd | Improvements in the recovery of carbon dioxide |
US8182577B2 (en) * | 2007-10-22 | 2012-05-22 | Alstom Technology Ltd | Multi-stage CO2 removal system and method for processing a flue gas stream |
US7862788B2 (en) * | 2007-12-05 | 2011-01-04 | Alstom Technology Ltd | Promoter enhanced chilled ammonia based system and method for removal of CO2 from flue gas stream |
US20090282977A1 (en) * | 2008-05-14 | 2009-11-19 | Alstom Technology Ltd | Gas purification system having provisions for co2 injection of wash water |
DE102008028760B9 (de) * | 2008-06-17 | 2010-09-30 | Zylum Beteiligungsgesellschaft Mbh & Co. Patente Ii Kg | Verfahren zur Abtrennung von NOx aus einem epoxidhaltigen Gasstrom |
US8216344B2 (en) * | 2008-09-26 | 2012-07-10 | Praxair Technology, Inc. | Purifying carbon dioxide using activated carbon |
US7927573B2 (en) * | 2008-09-26 | 2011-04-19 | Praxair Technology, Inc. | Multi-stage process for purifying carbon dioxide and producing acid |
US7846240B2 (en) * | 2008-10-02 | 2010-12-07 | Alstom Technology Ltd | Chilled ammonia based CO2 capture system with water wash system |
MX2011002194A (es) * | 2008-10-14 | 2011-03-29 | Exxonmobil Upstream Res Co | Remocion de gases acidos de una corriente de gas. |
US8404027B2 (en) | 2008-11-04 | 2013-03-26 | Alstom Technology Ltd | Reabsorber for ammonia stripper offgas |
CN102439012A (zh) | 2009-03-24 | 2012-05-02 | 吉里德卡利斯托加公司 | 2-嘌呤基-3-甲苯基-喹唑啉酮衍生物的阻转异构体和使用方法 |
US8292989B2 (en) * | 2009-10-30 | 2012-10-23 | Alstom Technology Ltd | Gas stream processing |
JP5441029B2 (ja) * | 2009-05-14 | 2014-03-12 | 公立大学法人大阪府立大学 | 排気ガスの処理方法および処理装置 |
US8309047B2 (en) | 2009-09-15 | 2012-11-13 | Alstom Technology Ltd | Method and system for removal of carbon dioxide from a process gas |
US8790605B2 (en) * | 2009-09-15 | 2014-07-29 | Alstom Technology Ltd | Method for removal of carbon dioxide from a process gas |
US8784761B2 (en) * | 2009-11-20 | 2014-07-22 | Alstom Technology Ltd | Single absorber vessel to capture CO2 |
US8518156B2 (en) | 2009-09-21 | 2013-08-27 | Alstom Technology Ltd | Method and system for regenerating a solution used in a wash vessel |
CN102049173B (zh) * | 2009-11-09 | 2013-07-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 从气体混合物中深度脱除二氧化碳的方法 |
EP2322265A1 (en) | 2009-11-12 | 2011-05-18 | Alstom Technology Ltd | Flue gas treatment system |
US8293200B2 (en) * | 2009-12-17 | 2012-10-23 | Alstom Technology Ltd | Desulfurization of, and removal of carbon dioxide from, gas mixtures |
US20110146489A1 (en) * | 2009-12-17 | 2011-06-23 | Alstom Technology Ltd | Ammonia removal, following removal of co2, from a gas stream |
JP2011179338A (ja) * | 2010-02-26 | 2011-09-15 | Denso Corp | 内燃機関用NOx除去システム |
CN101822940B (zh) * | 2010-05-07 | 2012-02-08 | 海宁瑞星皮革有限公司 | 一种脱胺塔顶气体回收脱硫装置 |
US8728209B2 (en) | 2010-09-13 | 2014-05-20 | Alstom Technology Ltd | Method and system for reducing energy requirements of a CO2 capture system |
US8623307B2 (en) | 2010-09-14 | 2014-01-07 | Alstom Technology Ltd. | Process gas treatment system |
US8329128B2 (en) | 2011-02-01 | 2012-12-11 | Alstom Technology Ltd | Gas treatment process and system |
US9028784B2 (en) | 2011-02-15 | 2015-05-12 | Alstom Technology Ltd | Process and system for cleaning a gas stream |
US8899557B2 (en) | 2011-03-16 | 2014-12-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | In-line device for gas-liquid contacting, and gas processing facility employing co-current contactors |
JP5804747B2 (ja) | 2011-03-31 | 2015-11-04 | 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 | 合成ガス製造装置への金属混入抑制方法 |
US20130101486A1 (en) * | 2011-10-19 | 2013-04-25 | Alstom Technology Ltd. | On-line monitoring and controlling of sulfur compounds in power generation facilities for carbon dioxide capture processes and articles comprising the same |
JP6172884B2 (ja) * | 2011-10-21 | 2017-08-02 | 三菱重工業株式会社 | 3成分吸収液、co2又はh2s又はその双方の除去装置及び方法 |
US8414852B1 (en) * | 2011-11-21 | 2013-04-09 | Fluor Technologies Corporation | Prevention of nitro-amine formation in carbon dioxide absorption processes |
US9162177B2 (en) | 2012-01-25 | 2015-10-20 | Alstom Technology Ltd | Ammonia capturing by CO2 product liquid in water wash liquid |
US8864879B2 (en) | 2012-03-30 | 2014-10-21 | Jalal Askander | System for recovery of ammonia from lean solution in a chilled ammonia process utilizing residual flue gas |
US20140041523A1 (en) * | 2012-08-09 | 2014-02-13 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Exhaust gas treatment system |
US9447996B2 (en) | 2013-01-15 | 2016-09-20 | General Electric Technology Gmbh | Carbon dioxide removal system using absorption refrigeration |
CN104936674B (zh) | 2013-01-25 | 2016-11-09 | 埃克森美孚上游研究公司 | 气体料流与液体料流的接触 |
AR096078A1 (es) | 2013-05-09 | 2015-12-02 | Exxonmobil Upstream Res Co | Separación de impurezas de una corriente de gas usando un sistema de contacto en equicorriente orientado verticalmente |
AR096132A1 (es) | 2013-05-09 | 2015-12-09 | Exxonmobil Upstream Res Co | Separar dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno de un flujo de gas natural con sistemas de co-corriente en contacto |
WO2015041102A1 (ja) * | 2013-09-17 | 2015-03-26 | 株式会社Ihi | 排ガスの処理システム及び処理方法 |
US8986640B1 (en) | 2014-01-07 | 2015-03-24 | Alstom Technology Ltd | System and method for recovering ammonia from a chilled ammonia process |
US10300429B2 (en) | 2015-01-09 | 2019-05-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Separating impurities from a fluid stream using multiple co-current contactors |
JP6445874B2 (ja) * | 2015-01-14 | 2018-12-26 | 株式会社東芝 | 酸性ガス吸収剤、酸性ガス除去方法および酸性ガス除去装置 |
JP6062463B2 (ja) * | 2015-02-16 | 2017-01-18 | 公立大学法人大阪府立大学 | 排ガス処理方法及び排ガス処理装置 |
KR101964584B1 (ko) | 2015-02-17 | 2019-04-03 | 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 | 병류 컨택터에 대한 내부 표면 특징 |
MX2017011064A (es) | 2015-03-13 | 2017-11-10 | Exxonmobil Upstream Res Co | Dispositivo de coalescencia para contactores de co-corriente. |
CN106031841B (zh) | 2015-03-20 | 2020-01-07 | 北京博源恒升高科技有限公司 | 一种气体脱硝工艺及设备 |
PT108544A (pt) * | 2015-06-11 | 2016-12-12 | Inst Superior Tecnico | Processo de remoção simultânea in situ de co2, nox e sox |
CN105148700B (zh) * | 2015-08-27 | 2018-05-08 | 北京市环境保护科学研究院 | 一种氧化吸收处理天然气锅炉烟气中污染物的方法及装置 |
CN105879582B (zh) * | 2016-06-16 | 2019-08-02 | 山西北极熊环境科技有限公司 | 一种用于二氧化碳捕集的多污染物治理设备及方法 |
AU2018286407B2 (en) | 2017-06-15 | 2021-07-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fractionation system using compact co-current contacting systems |
MX2019014328A (es) | 2017-06-15 | 2020-02-05 | Exxonmobil Upstream Res Co | Sistema de fraccionamiento que usa sistemas de contacto de co-corriente compactos agrupados. |
WO2018236456A1 (en) | 2017-06-20 | 2018-12-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | COMPACTING CONTACT SYSTEMS AND METHODS OF TRAPPING SOFT COMPOUNDS |
SG11202000721RA (en) | 2017-08-21 | 2020-03-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Integration of cold solvent and acid gas removal |
KR102738974B1 (ko) * | 2021-10-21 | 2024-12-06 | 주식회사 엠엠티 | 배기가스 중에 포함된 질소산화물의 제거 방법 |
JP2025008568A (ja) * | 2023-07-05 | 2025-01-20 | 川崎重工業株式会社 | 酸性ガス分離回収システムおよび酸性ガス分離回収方法 |
Family Cites Families (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3904735A (en) * | 1972-03-07 | 1975-09-09 | Union Carbide Corp | Process for the selective removal of sulfur dioxide from effluent gases |
DE2248586A1 (de) * | 1972-10-04 | 1974-04-18 | Drew Chem Corp | Verfahren zur abtrennung saurer gase aus solche gase enthaltenden fluiden gemischen |
JPS5643771B2 (no) * | 1973-12-18 | 1981-10-15 | ||
JPS5248942B2 (no) * | 1975-01-06 | 1977-12-13 | ||
US4094957A (en) * | 1976-12-14 | 1978-06-13 | Exxon Research & Engineering Co. | Process for removing acid gases with hindered amines and amino acids |
US4247321A (en) * | 1979-05-21 | 1981-01-27 | Persinger James G | Method and apparatus for obtaining fertilizing solution from fossil fueled stationary engines |
US4640825A (en) * | 1985-03-26 | 1987-02-03 | Battelle Memorial Institute | Process for simultaneous removal of SO2 and NOx from gas streams |
DE3513544A1 (de) * | 1985-04-16 | 1986-10-16 | Walther & Cie AG, 5000 Köln | Verfahren zur abscheidung von stickstoffoxiden |
CN86102646A (zh) * | 1986-04-11 | 1987-10-21 | 西北大学 | 生产二氧化碳的催化剂 |
DE69318433T2 (de) * | 1992-01-17 | 1998-12-17 | Mitsubishi Jukogyo K.K., Tokio/Tokyo | Verfahren zur Behandlung von Verbrennungsabgasen |
JPH05337334A (ja) * | 1992-06-03 | 1993-12-21 | Chiyoda Corp | 燃焼排ガスの脱炭酸ガス処理システム |
-
1994
- 1994-12-15 JP JP31146194A patent/JP3233802B2/ja not_active Expired - Fee Related
-
1995
- 1995-10-04 US US08/539,109 patent/US5648053A/en not_active Expired - Fee Related
- 1995-10-12 EP EP95116119A patent/EP0716875B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1995-10-12 DE DE69519717T patent/DE69519717T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1995-12-01 CN CN95120036A patent/CN1069222C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1995-12-12 NO NO19955026A patent/NO311499B1/no unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP3233802B2 (ja) | 2001-12-04 |
NO955026D0 (no) | 1995-12-12 |
CN1132659A (zh) | 1996-10-09 |
DE69519717T2 (de) | 2001-06-28 |
CN1069222C (zh) | 2001-08-08 |
NO955026L (no) | 1996-06-17 |
EP0716875A1 (en) | 1996-06-19 |
EP0716875B1 (en) | 2000-12-27 |
JPH08168638A (ja) | 1996-07-02 |
US5648053A (en) | 1997-07-15 |
DE69519717D1 (de) | 2001-02-01 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO311499B1 (no) | Fremgangsmåte for fjerning av karbondioksid og nitrogenoksider fra forbrenningsgasser | |
KR0123107B1 (ko) | 연소배기가스중의 2산화탄소의 제거방법 | |
EP2578290B1 (en) | CO2 recovery system and method | |
CA2685923C (en) | Method and absorbent composition for recovering a gaseous component from a gas stream | |
EP0796646B1 (en) | Method for the removal of carbon dioxide present in gases and absorbent | |
ES2301460T3 (es) | Recuperacion de dioxido de carbono a partir de una mezcla que contiene oxigeno. | |
JP5134578B2 (ja) | Co2回収装置及びその方法 | |
US8845787B2 (en) | Absorbent solution based on N, N, N′, N′-tetramethylhexane-1,6-diamine and on a particular amine comprising primary or secondary amine functions and method for removing acid compounds from a gaseous effluent | |
JP5215595B2 (ja) | 吸収液、吸収液を用いたco2又はh2s除去装置及び方法 | |
AU2012220717B2 (en) | Systems and processes for removing volatile degradation products produced in gas purification | |
AU2007260028B2 (en) | Removal of carbon dioxide from flue gases | |
EP0558019A2 (en) | Method for removing carbon dioxide from combustion exhaust gas | |
WO2014057567A1 (ja) | 排ガス処理システム及び方法 | |
NO20140030L (no) | Fremgangsmåte for gjenvinning av SO2 og CO2 fra en mategasstrøm | |
NO313789B1 (no) | FremgangsmÕte ved fjerning av karbondioksyd fra gasser | |
JPH08252430A (ja) | 燃焼排ガス中の二酸化炭素を除去する方法 | |
JP4838489B2 (ja) | 二酸化窒素と二酸化炭素の除去方法及びその装置 | |
JP2871422B2 (ja) | 燃焼排ガス中の二酸化炭素を除去する方法 | |
JP2006150298A (ja) | 吸収液、吸収液を用いたco2又はh2s除去装置及び方法 | |
JPH05245340A (ja) | 燃焼排ガスの処理方法 | |
JP3716195B2 (ja) | 脱硫脱炭酸方法 | |
JP5039276B2 (ja) | 吸収液、吸収液を用いたガス中のco2又はh2s除去装置及び方法 | |
JP3233809B2 (ja) | 燃焼排ガス中の二酸化炭素を除去する方法 | |
JP2011152542A (ja) | 吸収液、吸収液を用いたガス中のco2又はh2s除去装置及び方法 | |
WO2025032794A1 (ja) | 複合アミン吸収液 |