NO20092229L - Reclaimer for absorbent - Google Patents
Reclaimer for absorbentInfo
- Publication number
- NO20092229L NO20092229L NO20092229A NO20092229A NO20092229L NO 20092229 L NO20092229 L NO 20092229L NO 20092229 A NO20092229 A NO 20092229A NO 20092229 A NO20092229 A NO 20092229A NO 20092229 L NO20092229 L NO 20092229L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- absorbent
- line
- regeneration column
- regenerator
- poor
- Prior art date
Links
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 title claims abstract description 125
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 title claims abstract description 124
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims abstract description 66
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims abstract description 66
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 35
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims abstract description 25
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 18
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims abstract description 13
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 12
- 239000007857 degradation product Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 3
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 56
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 25
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 14
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 10
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 10
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 7
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 5
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 5
- 239000002699 waste material Substances 0.000 claims description 5
- GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N Piperazine Chemical compound C1CNCCN1 GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 claims description 2
- 229910001860 alkaline earth metal hydroxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 56
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 26
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N carbon dioxide Natural products O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 14
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 7
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 6
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 6
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 6
- 238000013461 design Methods 0.000 description 6
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 5
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N nitrogen oxide Inorganic materials O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 3
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 239000002585 base Substances 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 2
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 2
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 2
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 2
- 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 description 1
- QMMZSJPSPRTHGB-UHFFFAOYSA-N MDEA Natural products CC(C)CCCCC=CCC=CC(O)=O QMMZSJPSPRTHGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UBAZGMLMVVQSCD-UHFFFAOYSA-N carbon dioxide;molecular oxygen Chemical compound O=O.O=C=O UBAZGMLMVVQSCD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 238000000909 electrodialysis Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000008246 gaseous mixture Substances 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000005342 ion exchange Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 1
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000007320 rich medium Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000012546 transfer 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
- B01D53/14—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
- B01D53/1425—Regeneration of liquid absorbents
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1456—Removing acid components
- B01D53/1475—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
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/46—Removing components of defined structure
- B01D53/62—Carbon oxides
-
- 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
-
- 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)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Carbon And Carbon Compounds (AREA)
Abstract
Det blir beskrevet en fremgangsmåte for gjenvinning av en eller flere absorberende kjemikalie(r) fra en arm vandig CO2 absorbent som forlater en regenereringskolonne i hvilken CO2 har blitt frigitt, eller desorbert, fra CO2 absorbenten og den frigitte CO2 blir trukket ut fra toppen av regenereringskolonnen for viderebehandling, og den arme, eller CO2 uttømte absorbenten, blir oppsamlet ved bunnen av regenereringskolonnen og trukket ut derfra, hvor minst en del av absorbenten som forlater regenereringskolonnen blir introdusert i en reboiler hvor absorbenten blir oppvarmet for å generere damp og fordampet absorbent som blir introdusert til regenereringskolonnen som strippegass, hvor arm absorbent blir trukket ut og flashet for å generere en damp som blir komprimert og returnert til regenereringskolonnen som strippegass, og en væskefase som blir returnert til an absorpsjonskolonne, og hvor en del av den arme absorbenten blir trukket ut og introdusert inn i en gjenvinner i hvilken den arme absorbenten blir kokt for å generere en gassfase som blir trukket ut og returnert til regenereringskolonnen som gjenvunnet absorbent, og en væskefase inneholdende urenheter, varmestabile salter og degraderingsprodukter fra absorpsjonskjemikaliene og andre kjemikalier, hvori gassfasen som blir trukket ut fra gjenvinneren blir komprimert sammen med dampen fra flashing av arm absorbent for å generere et trykk i gjenvinneren som er lavere enn trykket i regenereringskolonnen. Det blir også beskrevet en regenerator for flytende absorbent som anvender fremgangsmåten.
Description
Oppfinnelsens felt
Foreliggende oppfinnelse angår feltet co2-fangst. Mer spesifikt angår foreliggende oppfinnelse feltet fjerning av varmestabile salter og andre degraderingsprodukter fra en aminabsorbent.
Bakgrunn
Foreliggende oppfinnelse angår en delmetode av den tidligere kjente fremgangsmåten for C02 fangst slik som anlegg beskrevet i den kjente teknikken i søkerens egen patentsøknad WO2008063079 .
Forskjellige absorbenter blir benyttet og / eller er foreslått i fremgangsmåter for å absorbere CO2. Valget av absorbenter vil typisk være basert energikostnad, konstruksjonskostnader og utslippsgrenser. Absorbentene er typisk vandige oppøsninger av en eller flere CO2absorberende kjemikalier. Typiske CO2absorberende kjemikalier benyttet i de nåværende C02 absorbentene omfatter aminer og karbonater. Typiske aminer er MEA, DEA, AMP, MDEA, MMEA, AEP og piperazin. Mange av disse absorbentene degraderer sakte under absorpsjonsprosessen Aminoppløsninger degraderer ved reaksjon med oksygen, karbondioksid, svovelforbindelser, nitrogenoksider og andre urenheter funnet i eksosgassen. Reaksjonsproduktene omfatter varmestabile salter og andre degraderingsprodukter. Degradering av aminene resulterer i redusert konsentrasjon av aktivt amin og reduserer således effektiviteten av prosessen. Kontinuerlig "make-up" av amin kan være nødvendig for å erstatte degradert amin.
I tillegg til de C02-absorberende kjemikaliene, kan absorbenten inneholde andre kjemiske forbindelser. De ytterligere kjemiske forbindelsene kan omfatter skumdempere, korrosjonsinhibitorer etc.
Konsentrasjonen av degraderingsprodukter i aminoppløsningen må bli begrenset. Degraderingsproduktene er ofte korrosive og reduserer effektiviteten til systemet. Typisk er maksimum konsentrasjon av degraderingsprodukter satt mellom 2% og 10%.
Prosessen å separere urenheter, degradert solvent og varmestabile salter fra absorbenten som kan bli resirkulert inn i absorpsjons- / desorpsjonssyklusen er ofte referert til som gjenvinning av absorbenten.
Der er flere fremgangsmåter for fjerning av degraderingsprodukter fra aminsystemet. Typisk blir en sidestrøm trukket ut fra aminsystemet og sendt til et rensesystem. Rensesystemet fjerner noe av degraderingsproduktene og det rensede aminet blir returnert til aminsystemet. Disse systemene kan operere kontinuerlig, semi-kontinuerlig eller som batch. Typiske metoder og teknologi benyttet for rensing omfatter termisk gjenvinning, adsorpsjon, ionebytting, membraner og elektrodialyse.
I et termisk gjenvinningssystem blir en fraksjon, typisk 0,5 til 5 % av den arme og varme absorbenten trukket ut og oppvarmet videre i en gjenvinner. Base blir fortrinnsvis fremskaffet for injeksjon inn i gjenvinneren. Basen blir tilsatt for å frigjøre og gjenvinne molekylært amin fra de varmestabile saltene. I gjenvinneren blir absorbenten ytterligere oppvarmet for å avdampe aminet sammen med damp. Det avdampede aminet og dampen blir trukket ut og blir introdusert inn i stripperen eller regenereringskolonnen i absorpsjons- desorpsjonssyklusen av innfangingsanlegget.
Gjenvinneren er ofte en kjeltypeenhet og blir typisk oppvarmet av damp. Normalt drives gjenvinneren ved det samme trykket som stripperen slik at dampen generert I gjenvinneren kan bli direkte tilført til stripperen. Betydelig varme er påkrevet i gjenvinneren, imidlertid blir denne varmen ikke tapt fra anlegget da dampen blir returnert til stripperen. Komponenter med høyt kokepunkt og salter bygger seg opp i gjenvinneren. Ettersom konsentrasjonen av disse komponentene øker, øker således driftstemperåturen til gjenvinneren. Fluidet i gjenvinneren blir så fjernet i en drenering og sendt for deponering.
Mange aminer kan ikke benytte termisk gjenvinning ved driftstrykket til stripperen på grunn av det høye kokepunktet til aminene. Temperaturen som er nødvendig for å gjenvinne disse aminene vil resultere i meget høye degraderingsrater inni gjenvinneren. Drift av gjenvinneren ved høye temperaturer vil resultere i avleringer i varmeoverføirngsområdet, øket degradering av amin i gjenvinneren og mulig produksjon av gassformige dekomponeringsprodukter som blir returnert til stripperen.
Det er derfor fordelaktig å drive gjenvinneren ved lavere temperaturer. Den mest vanlige metoden for å redusere gjenvinnerens driftstemperatur er å redusere gjenvinnerens arbeidstrykk. En ytterligere fordel ved lavtemperatur gjenvinning er at et varmemedium med lavere temperatur kan bli benyttet. Lavtemperatur varmemedier har vanligvis lavere kostnader enn varmemedier ved høyere temperatur.
Lavtrykk eller vakuum gjenvinning krever introduksjonen av et kompressorsystem eller at vakuumpumpesystem. Vakuumpumpesystemer omfatter kondensering av det meste av dampen og er derfor ikke energieffektive. Bruk av en kompressor vil redusere energiforbruket betydelig, imidlertid vil kapitalkostnaden forbundet med en dedikert kompressor normalt uteslutte denne muligheten.
Følgelig er der behov for en fremgangsmåte og en anordning for vacuum eller lavtrykksgjenvinning som har redusert energibehov sammenliknet med anvendelse av en vakuumpumpe, men hvor kapitalkostnaden er lavere enn for installering av en dedikert kompressor.
Oppsummering av oppfinnelsen
Ifølge foreliggende oppfinnelse blir problemet angitt ovenfor lost ved å kombinere lavt trykk, eller vakuum, gjenvinning med flashing av arm absorbent som forlater regenereringskolonnen, og rekomprimering av dampen dannet ved flashing av dampen og aminet som forlater gjenvinneren.
Ifølge et første aspekt angår foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for gjenvinning av en eller flere CO2absorberende kjemikalier fra en arm vandig CO2absorbent som forlater en regenereringskolonne I hvilken C02har blitt frigitt, eller desorbert, fra CO2absorbenten og det frigitte CO2blir trukket ut fra toppen av regeneringskolonnen for videre behandling, og den arme, eller C02utarmede absorbenten blir oppsamlet ved bunnen av regenereringskolonnen og trukket ut derfra, hvor minst en del av den arme absorbenten som forlater regenereringskolonnen blir introdusert inn i en reboiler hvor absorbenten blir oppvarmet for å generere damp som blir introdusert inn i regenereringskolonnen som strippegass, hvor arm absorbent blir trukket ut og flashet for å generere damp og fordampet absorbent som komprimert og introdusert i regenereringskolonnen som strippegass, og en væskefase som blir returnert til en absorpsjonskolonne, og hvor en del av den arme absorbenten blir trukket ut og introdusert inn i en gjenvinner i hvilken den arme absorbenten blir kokt for å generere en gassfase som blir trukket ut og returnert inn i regenereringskolonnen som en strippegass og en væskefase inneholdende urenheter, varmestabile salter, degenerering fra absorpsjonskjemikaliene og andre kjemikalier, hvori gassfasen som blir trukket ut fra gjenvinneren blir komprimert sammen med dampdelen fra flashing av arm absorbent, for å generere et trykk i gjenvinneren som er lavere enn trykket i regenereringskolonnen.
Ved komprimering av de to gasstrømmene ved bruk av den samme kompressoren, blir behovet for en kostbar og energiforbrukende kompressor fjernet. Gasstrømmen fra gjenvinneren er normalt relativt liten sammenliknet med gasstrømmen fra flashtanken. I tillegg, blir gjenvinneren i mange anlegg ikke drevet kontinuerlig, mens i denne utformingen vil kompressoren bli benyttet kontinuerlig. Der er intet vakuumpumpesystem forbundet med kondenseren som vil fjerne varme fra systemet.
Ifølge et andre aspekt angår foreliggende oppfinnelse en regenerator for en væskeformig absorbent for CO2omfattende en regenereringskolonne, en rik absorbentlinje for introduksjon av rik absorbent inn i regenereringskolonnen, uttrekkingsmidler for uttrekking av arm absorbent fra bunnen av regenereringskolonnen, en reboiler for oppvarming av i det minste en del av den uttrukne absorbenten for å produsere damp som blir reintrodusert inn i regenereringskolonnen, en første arm absorbentlinje for å lede en andre del av den arme absorbenten fra absorbenten trukket ut fra bunnen av regenereringskolonnen, en første arm absorbentlinje for ledning av en andre del av den arme absorbenten fra de nevnte uttrekkingsmidlene til flashingmidler, en damputtakslinje for uttak av gassfasen fra flashingmidlene, kompresjonsmidler for komprimering av gassfasen i linjen, og en linje for injeksjon av den komprimerte gassfasen i linjen, og en linje for injeksjon av den komprimerte gassfasen inn i regenereringskolonnen, og en andre arm absorbentlinje for uttak av væskefasen fra flashingmidlene for retur av den arme absorbenten til en absorpsjonsanordning, og en gassuttakslinje for retur av den arme absorbenten til en absorpsjonsanordning, og en gassuttakslinje for uttak av C02og damp fra toppen av regenereringskolonnen, og separasjonsmidler for separasjon av gassen trukket ut fra toppen av regeneringskolonnen i en C02strøm som blir eksportert fra regeneratoren, og vann som blir resirkulert til regenereringskolonnen, hvor regeneratoren ytterligere omfatter en gjenvinnerlinje for uttak av en del av den arme absorbenten og introduksjon av den arme absorbenten inn i en gjenvinner, oppvarmingsmidler for oppvarming av den arme absorbenten i gjenvinneren, en gjenvinner uttakslinje for uttak av gassfase generert i gjenvinneren og introdusering av nevnte gassfase inn i komprimeringsmidlene, og en amin avfallslinje for uttak av avfallsamin fra reboileren for deponering.
Kort beskrivelse av figurene
Figur 1 er en prinsippskisse av et C02innfangingsanlegg ifølge den kjente teknikk, Figur 2 er en prinsippskisse av en vakuumgjenvinningsenhet ifølge den kjente teknikk, Figur 3 er en prinsippskisse av en første utførelsesform av foreliggende oppfinnelse, Figur 4 er en prinsippskisse av en andre utførelsesform av foreliggende oppfinnelse, Figur 5 er en prinsippskisse av en tredje utførelsesform av foreliggende oppfinnelse, og Figur 6 er en prinsippskisse av en fjerde utførelsesform av foreliggende oppfinnelse.
Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen
Figur 1er en prinsippskisse av et C02innfangingsanlegg ifølge den kjente teknikk. Eksosgass fra forbrenning av karbonholdig brensel kommer inn i CO2innfangingsanlegget gjennom en eksoslinje 1. Temperaturen til eksosgassen som kommer inn i CO2innfangingsanlegget gjennomlinje 1 er normalt fra omkring 120 °C til omkring 40 °C, ved kjøling av eksosgassen for å produsere damp for flere formål. Eksosgassen fra linje 1 blir eventuelt introdusert inn i en kjøleseksjon 2, i hvilken den blir mettet med damp og avkjølt til en temperatur på for eksempel fra omkring 35 °C til omkring 60 °C.
Den avkjølte og fuktede eksosgassen blir så introdusert inn I den nedre delen av et absorpsjonstårn 3,1 hvilket eksosgassen strømmer fra bunnen til toppen av absorpsjonstårnet 3 motstrøms til en arm absorbent, dvs, absorbent som er strippet for CO2, som blir introdusert inn i den øvre delen av absorpsjonstårnet gjennom en arm absorbentlinje 4. Arm gass, dvs. Eksosgass hvor en betydelig del av CO2er fjernet, blir trukket ut gjennom en gassuttakslinje 6 på toppen av absorpsjonstårnet, mens rik absorbent, dvs. Absorbent som har absorbert CO2, blir fjernet fra absorpsjonstårnet gjennomen rik absorbentlinje 5.
Den rike absorbenten blir oppvarmet mot arm absorbent som blir returnert til absorpsjonstårnet i en varmeveksler 7 til en temperatur typisk i området mellom 90 og 110 °C før den rike absorbenten før den rike absorbenten blir introdusert inn i en regeneringskolonne 8.1 regenereringskolonnen 8 strømmer den rike absorbenten nedover, motstrøms til damp generert ved oppvarming av noen av absorbenten i en regenereringsreboiler 11. Arm absorbent forlater regeneringskolonnen gjennom et arm absorbent utløpt 10. En del av den arme absorbenten i utløpet 10 blir introdusert inn i regenereringsreboileren 11 hvor den blir oppvarmet til en temperatur typisk i området 115 til 130<0>for å gi varm absorbent, CO2 og damp som blir reintrodusert inn i regenereringskolonnen gjennom en linje 12. Den arme absorbenten i reboileren 11 blir typisk oppvarmet ved hjelp av elektrisitet, eller et varmemedium slik som for eksempel damp. Når et varmemedium anvendes for oppvarming av absorbenten i regenereringsreboileren blir den introdusert gjennom en linje 13 ot trukket ut gjennom en linje 13'. Damp som varmemedium for reboileren blir normalt introdusert som høytrykksdamp ved en temperatur på 130 til omkring 140 °C og forlater gjennom linje 13' som kondensert damp ved den samme temperaturen. Med andre ord, er energien som blir overført fra varmemediet til absorbenten i reboileren kondensasjonsvarmen til damp.
Oppvarmingen av kolonnen fra bunnen gir en temperaturgradient ved steady state fra bunnen til toppen av kolonnen, hvor temperaturen ved toppen er fra 10 til 50 °C lavere enn ved bunnen, avhengig av det faktiske designet til kolonnen. I en typisk regenereringskolonne er temperaturen ved bunnen av kolonnen omkring 120 °C, og temperaturen ved toppen av kolonnen er fra omkring 10 til 40 °C lavere enn ved bunnen av kolonnen.
Den arme absorbenten I linje 10 som ikke blir introdusert inn i regenereringsreboileren, blir resirkulert tilbake til absorpsjonskolonnen 3 gjennom linjen 4 og avkjølt i varmeveksleren 7 mot rik absorbent i linje 5. I varmeveksleren 7 blir den relativt kalde rike absorbenten oppvarmet mot den relativt varme arme absorbenten som forlater stripperen ved en temperatur på omkring 120 °C. Avhengig av den faktiske dimensjoneringen og konstruksjonen av anlegget, kan temperaturen til det rike aminet som forlater varmeveksleren 7 for aminstripperen være fra omkring 90 til 110 °C.
CO2frigitt fra absorbenten og vanndampen blir trukket ut fra regenereringskolonnen 8 gjennom en gassuttakslinje 9. Gassen I uttakslinjen 9 blir avkjølt i en reflukskondenser 14 for å kondensere vann som blir separert fra den gjenværende gassen, hovedsakelig omfattende CO21 en C02-separator 15 gjennom en C02-linje 16 for videre behandling, slik som tørking, kompresjon og deponering. Det kondenserte vannet i C02-separatoren blir trukket ut gjennom en linje 17 og pumpet tilbake til toppen av regenereringskonlonnen 8 ved hjelp av en pumpe 18.
En gjenvinner 20 er forbundet til linje 10 for uttak av en del av det arme aminet i linje 10. Det arme aminet i gjenvinnerlinjen 20 blir introdusert inn i en gjenvinner 21 hvor aminet blir oppvarmet ved hjelp av en passende varmekilde, slik som f.eks. elektrisitet eller damp. Når damp blir benyttet som varmekilde blir varm damp introdusert inn i en varmespiral i reboileren fra en damplinje 22. kondensert damp blir trukket ut gjennom en damputtakslinje 22'. Alkali blir fortrinnsvis fremskaffet for injeksjon inn i gjenvinneren via en alkalielinje 27.
Amin og vann blir fordampet i gjenvinneren for å gi en blanding av amingass, C02og damp som blir trukket ut gjennom en gjenvinner utløpslinje 23. Blandingen av amingass, C02og damp blir introdusert i regenereringskolonnen 8 som strippegass.
En oppslemming av amin, vann og uoppløselige salter, og andre kjemikalier blir oppsamlet ved bunnen av gjenvinneren og fjernet gjennom en amin avfallslinje 24 for deponering eller avfallshåndtering.
Normalt blir regenereringskolonnen, eller stripperen, drevet under et trykk fra svakt over atmosfærisk trykk, slik som 1,1 bara til omkring 5 bara. Trykket i reboileren er normalt det samme trykket som stripperen eller svakt, slik som 0,1 til 1,0 bara, høyere. Gjenvinneren blir normalt drevet ved det samme trykket som reboileren.
Gjenvinneren kan bli drevet kontinuerlig for å gjenvinne amin og trekke ut degradert amin og salter på en kontinuerlig eller en diskontinuerlig måte for å fjerne de samme uønskede ingrediensene ifølge behovet for dette.
Figur 2 illustrerer en alternativ utførelsesform også ifølge den kjente teknikk, hvor en kompressor 25 er anordnet mellom gjenvinneren 21 og
regenereringskolonnen 8 for å komprimere den gassformige blandingen i linje 23. Kompressoren 25 trekker aktivt gass ut fra gjenvinneren for å generere et redusert trykk deri. Den trykksatte gassen fra kompressoren 25 forlater kompressoren i en linje 26 og blir introdusert inn i regenereringskolonnen som gass. Hovedfordelen med denne utformingen er at varmen benyttet for fordampning av væsken i gjenvinneren ikke går tap. Dampen blir tilført til stripperen og varmen blir gjenvunnet.
Hovedgrunnen for å benytte lavtrykks gjenvinning er å redusere temperaturen og således redusere degradering av aminet i gjenvinneren. Noen høytkokende aminer kan ikke bli gjenvunnet ved det samme driftstrykket som stripperen da degraderingsratene vil bli for høye ved koketemperaturen. Videre vil drift av gjenvinneren ved redusert trykk også redusere temperaturen som er nødvendig for varmemediet, for eksempel damp. Dette reduserer ofte kostnaden for varmen.
Kostnaden for å redusere trykket i gjenvinneren og komprimere gassblandingen er imidlertid relativt høy. Investeringskostnadene fro kompressoren er meget signifikant sammenlignet med kostnaden til et vakuumpumpesystem. Ofte er ikke gjenvinningen en kontinuerlig prosess og varmetapet på årsbasis ved anvendelse av et vakuumpumpesystem er så lite at tilbakebetalingstiden for investeringen for et kompressorsystem vil bli alt for lang.
Trykket i en lavtrykksgjenvinner er avhengig av C02-absorbenten som skal bli gjenvunnet. Trykket blir typisk regulert slik at kokepunktet til absorbenten er lavere enn degraderingstemperaturen til ingrediensene i absorbenten. Typisk vil trykket være fra omkring 1,5 bara til omkring 0,3 bara.
Figur 3 illustrerer en utførelsesform av et regenereringsanlegg ifølge foreliggende oppfinnelse for regenerering av en absorbent. Utførelsesformen i figur 3 er basert på en av utførelsesformene i WO2008063079.
Den arme absorbenten som forlater regenereringskolonnen 8 i linje 10 blir delt i tre strømmer, en første strøm som blir introdusert inn i reboileren, som beskrevet ovenfor, en andre strøm i en linje 30 som blir flashet over en flashventil 31 og flashtank 32, og en tredje strøm som blir introdusert inn i en gjenvinner 21 gjennom linje 20. Alkali blir fortrinnsvis fremskaffet for injeksjon inn i gjenvinneren 21 gjennom alkalilinje 27.
Reboileren 11 i denne utførelsesformen tilsvarer direkte til den ovenfor beskrevne reboileren.
I flashkaret 32 blir den arme absorbenten flashet for å gi en gassfase og en væskefase. Gassfasen omfatter hovedsakelig damp og CO2som har blitt fjernet fra den arme absorbenten ved flashing, og noe amin. Væskefasen omfatter den arme absorbenten som er enda "armere" etter flashing på grunn av at fjerning av noe CO2ved flashing. Flashing reduserer også temperaturen på gassen og væsken i flashtanken. Gassfasen i flashtanken 32 blir trukket ut gjennom en linje 33 og blir så komprimert i en kompressor 34 for å gi en komprimert, varm og umettet C02-inneholdende damp i linje 35. Dampen i linje 35 blir så avkjølt og mettet med vann i en de-supervarmer 36 i hvilken vann blir introdusert gjennom en linje 38 og blandet med damp fra linje 35. Den resulterende vannmettede dampen fra de-supervarmeren 36 blir så returnert og injisert inn i stripperen 8 gjennom en linje 37. Vannet introdusert inn i de-supervarmeren kan hensiktsmessig være av vannet som er kondensert i separatoren 15.1 den illustrerte utførelsesformen blir vannet i linje 38 trukket ut fra linje 17, hensiktsmessig etter pumpen 18. De-supervarmeren 36 er, imidlertid, et valgfritt trekk og systemet kan bli operert uten et de-supervarmersystem hvor den varme dampen blir tilført direkte til stripperen.
Den reduserte temperaturen i den arme absorbenten på grunn av flashing over flashventilen 31 resulterer i reduksjon av temperaturen til absorbenten i linje 4. Det rike mediet som forlater varmeveksleren 7 kan derfor ha en temperatur som er lavere enn den ønskede temperaturen for introduksjon inn i regenereringskolonnen 8. En eventuell varmeveksler 40 oppvarmet av et lavtemperatur varmemedium i linje 41 kan derfor bli fremskaffet for oppvarming av den rike absorbenten til den ønskede temperaturen. Lavtemperatur varmemediet som kommer inn i varmeveksleren 40 gjennom linje 41 kan for eksempel være varmemediet som forlater reboileren 11 i linje 13'. Varmemediet introdusert inn i reboileren i linje 13 er fortrinnsvis damp, mens varmemediet som forlater reboileren i linje 13' er kondensert vann.
Kompresjon av damp i linje 33 øker både temperaturen og trykket til dampen for å gi en varm, umettet damp. Absorbenten kan bli degradert ved en temperatur høyere enn omkring 130 °C. Vannet tilsatt i de-supervarmeren 36 sikrer at dampen som blir introdusert i regenereringskolonnen i linje 37 er mettet damp som har en temperatur på 110-140 °C.
Uttrykket "damp" som benyttet i foreliggende beskrivelse og krav, er, hvor det passer, også ment å omfatte damp som omfatter andre gasser, slik som for eksempel CO2.
Ved kompresjon av dampen i linje 33 og derved tilsetning av varme, blir lavtemperatur- og lavtrykks-dampen i linje 33 omdannet til medium temperatur damp og kan blir direkte tilført til stripperen. Dampen i linje 37 erstatter damp fra reboileren i linje 12 og reduserer således belastningen på reboileren. I tillegg, kan lavtemperatur varme fra reboileren finne anvendelse i varmeveksleren 40.1 et anlegg i føgle teknigkkes stand, blir lavtemperatur varmemedium, slik som kondensat som forlater reboileren, avkjølt mot vann i en varmeveksler og returnert til en kjele for regenerering av medium temperatur damp som blir returnert til reboileren.
Den tredje strømmen av arm absrobent blir trukket ut gjennom linje 20 og blir introdusert inn i gjenvinneren som beskrevet ovenfor med referanse til figurene 1 og 2. Gjenvinner uttakslinje 23 er forbundet til linje 33. Følgelig blir gassen i linje 23 introdusert inn i kompressoren 23 sammen med gassfasen fra flashtanken 32. Uttrekking av gassfasen fra gjenvinneren ved hjelp av kompressoren 34 resulterer i et redusert trykk i gjenvinneren og følgelig redusert koketemperatur til væsken i gjenvinneren. Belastningen til kompressoren 34 når benyttet for å danne lavtrykk i både flashtanken 32 og i gjenvinneren 21 er høyere en belastningen ved å skape lavt trykk i kun flashtanken 32. Betydelig reduksjon av kostnaden blir imidlertid oppnådd ved bruk av en kompressor for begge linjene 33 og 32. Strømningen i linjene 30 og 20 kan bli justert ved hjelp av ikke viste ventiler i linje 20, 23 og 30 i tillett til flashventilen 31. Kostnaden ved å øke størrelsen av dampkompressoren 34 er minimal.
Hovedfordelen ved denne utformingen er at den fjerner behovet for en vakuumpumpe med assosiert kondenser. Vakuumpumpen og kondensersystemet kondenserer nesten all dampen fra gjenvinneren og således blir mye energi tapt til kjølemediet. I dette designet, blir ingen damp kondensert og meget lite energi blir tapt. Vakuumpumpesystemer har lav kostnad og er derfor standard metode for opprettholdelse av lavt trykk. Dersom gjenvinneren ikke blir drevet kontinuerlig blir det enda vanskeligere å rettferdiggjøre kapitalkostnaden til en dedikert kompressor for å redusere trykket i gjenvinneren. Ifølge foreliggende oppfinnelse er der ikke noen dedikert kompressor for å redusere trykket i gjenvinneren. Ifølge oppfinnelsen vil kompressoren være i kontinuerlig drift, og vil bli benyttet for å redusere trykket i flashtanken 32 og kompresjon av den flashede gassen i tillegg til å redusere trykket i gjenvinneren. Selv om gjenvinneren blir drevet diskontinuerlig, vil tilleggskostnaden ved designing av kompressoren for å operere begge gasskildene, minimal.
En alkalilinje 27 er fortrinnsvis fremskaffet for injeksjon av en alkalisk oppløsning inn i gjenvinneren. Foretrukne alkaliske oppløsninger er vandige oppløsninger av en eller flere alkalimetallhydroxider og/ eller jordalkalimetallhydroksider. En for tiden spesielt foretrukket alkalisk oppløsning er en vandig oppløsning av natriumhydroksid.
Den alkaliske oppløsningen blir tilsatt for å frigi og gjenvinne molekylært amin fra varmestabile salter. Mengden av alkalisk oppløsning for tilsetning er basert på konsentrasjonen av varmestabile salter i aminoppløsningen og stoechiometrien til reaksjonen. Figur 4 illustrerer en alternativ utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Denne utførelsesformen skiller seg fra utførelsesformen i figur 3 ved introduksjonen av en kompressor eller vifte 43 i linjen 23 for å redusere trykket i gjenvinneren enda mer. Det er mulig at gjenvinneren vil måtte operere ved et trykk lavere flashingen av arm amin. Dette kan være ved slutten av gjenvinningssyklussen eller under hele gjenvinningen. Dette kan bli oppnådd ved bruk av to kompressorer som vist. Kompressoren 343 øker trykket av gassen i gjenvinneren til det samme trykket som ved innløpet til kompressoren 34. Dette designet har fordelene ved hovedoppfinnelsen, ved at ingen varme blir tapt fra systemet reduseres energibruken. Kostnadene ved kompressoren 43 er lav under hensyntagen til kostandene ved en kompressor for å øke gassens trykk opp til det for stripperen. Figur 5er en alternativ utførelsesform av utførelsesformen illustrert i figur 4,hvor kompressoren eller viften 43 er erstattet med en ejektor. En drivmiddellinje 45 forbundet til en trykksatt gass er fremskaffet for å introdusere drivgassen inn i venturi 44. Typisk vil drivgassen være damp. Dampen vil blande seg med dampene fra gjenvinneren og gå inn i stripperen. Venturienheter har lav kompresjonseffektivitet. Derfor er det vanligvis ikke økonomisk eller energieffektivt å drive ejektoren kontinuerlig. Ofte er det imidlertid nødvendig å operere gjenvinneren ved lave temperaturer ved slutten av gjenvinningssyklussen. Ejektoren gir et lavkostnads alternativ til en kompressor. Figur 6 illustrerer en ytterligere utførelsesform av vakuumgjenvinning ifølge figur 3. Gassblandingen i gjenvinner uttakslinje 23 blir avkjølt ved hjelp av en kjøler 46 for å gi en kondensatstrøm av vann og amin som blir separert i et separasjonskar 47 for å gi en væskefase som blir trukket ut gjennom en væskeuttakslinje 52 via en pumpe 51 og returnert til prosessen, slik som i systemet for arm amin. Gassfasen i separasjonskaret 47 blir trukket ut gjennom en linje 48. En vakuumpumpe 49 er fremskaffet i linje 48 for å øke trykket til gassen deri før gassen blir introdusert inn i linje 33 som skal komprimeres som beskrevet ovenfor. En direkte linje 50 er fremskaffet fra linje 23 til linje 33. Det er ofte nødvendig å operere gjenvinneren ved reduserte trykk på slutten av en gjenvinningssyklus. Figurene 4 og 5 har gitt eksempler for hvordan dette kan bli oppnådd. Figur 6 gir enda et eksempel. Under normal drift vil man gå forbi kjøleren, separasjonskaret og vakuumpumpen. Gjenvinneren vil operere ved det samme trykk som ved innløpet til kompressoren. Ved slutten av syklussen vil vakuumpumpesystemet bli benyttet for å redusere trykket mer og fullføre gjenvinningsprosessen. Hovedulempen ved å benytte en kondenser og vakuumpumpe er at der er et stort tap av varme (energi) til kjølemediet. Ved å drive uten kjøler under det meste av syklusen blir varmen konservert. Varme vil kun bli tapt ved slutten av syklusen.
Oppfinnelsen er beskrevet med referanse til anvendelse av en vandig oppløsning av et amin eller en blanding av aminer som en C02absorbent. Fagmannen vil imidlertid forstå at oppfinnelsen også er anvendbar for andre kjente, foreslåtte eller senere utviklede absorbenter. Oppfinneslen er følgelig ikke begrenset til bruk av aminer som absorbenter. De for tiden foretrukne aminer for anvendelse i sammenheng med foreliggende oppfinnelse er imidlertid aminer slik som aminene nevnt i den innledende delen av foreliggende beskrivelse.
Fagmannen vil forstå at en mulig anordning for linje 20 er å forbinde linje 20 med linje 4 for å trekke ut arm absorbent etter flashing til gjenvinneren.
I tillegg, viser alle figurene en termosyphon reboiler. Oppfinnelsen er også relevant for andre typer reboilere inkludert kjelereboilere. Figurene og beskrivelsen viser arm absorbent som kommer inn i gjenvinneren direkte fra stripperen, men oppfinnelsen er også relevant når arm amin blir tilført fra flashtanken til gjenvinneren.
I beskrivelsen av den kjente teknikk og forskjellige utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse kan beskrivelse av elementer som er felles for to eller flere figurer eller utførelsesformer kun være identifisert og spesifikt nevnt ved deres første opptreden i beskrivelsen. Følgelig vil alle elementer i en figur som ikke er spesifikt beskrevet med hensyn på denne figuren tilsvare til den tidligere omtalen av elementet og funksjonen derav.
Claims (22)
1.
En fremgangsmåte for gjenvinning av en eller flere absorberende kjemikalie(r) fra en arm vandig CO2 absorbent som forlater en regenereringskolonne i hvilken C02 har blitt frigitt, eller desorbert, fra C02 absorbenten og den frigitte C02 blir trukket ut fra toppen av regenereringskolonnen for viderebehandling, og den arme, eller CO2 uttømte absorbenten, blir oppsamlet ved bunnen av regenereringskolonnen og trukket ut derfra, hvor minst en del av absorbenten som forlater regenereringskolonnen blir introdusert i en reboiler hvor absorbenten blir oppvarmet for å generere damp og fordampet absorbent som blir introdusert til regenereringskolonnen som strippegass, hvor arm absorbent blir trukket ut og flashet for å generere en damp som blir komprimert og returnert til regenereringskolonnen som strippegass, og en væskefase som blir returnert til an absorpsjonskolonne, og hvor en del av den arme absorbenten blir trukket ut og introdusert inn i en gjenvinner i hvilken den arme absorbenten blir kokt for å generere en gassfase som blir trukket ut og returnert til regenereringskolonnen som gjenvunnet absorbent, og en væskefase inneholdende urenheter, varmestabile salter og degraderingsprodukter fra absorpsjonskjemikaliene og andre kjemikalier, hvori gassfasen som blir trukket ut fra gjenvinneren blir komprimert sammen med dampen fra flashing av arm absorbent for å generere et trykk i gjenvinneren som er lavere enn trykket i regenereringskolonnen.
2.
Fremgangsmåten ifølge krav 2, hvori all absorbenten som blir trukket ut fraregenereringskolonnen blir introdusert inn i reboileren, og at den arme absorbenten for flashing av arm absorbent og for gjenvinneren blir trukket ut fra reboileren.
3.
Fremgangsmåten ifølge krav 2, hvori den arme absorbenten som blir introdusert inn i gjenvinneren blir trukket fra væskefasen etter flashing av absorbenten.
4.
Fremgangsmåten ifølge krav 1, hvori den arme absorbenten som blir flashet, blir trukket fra regenereringskolonnen.
5.
Fremgangsmåten ifølge krav 4, hvori den arme absorbenten som blir introdusert inn i gjenvinneren blir trukket utfra regenereringskolonnen.
6.
Fremgangsmåten ifølge krav 4, hvori den arme absorbenten som blir introdusert inn i gjenvinneren blir trukket ut fra reboileren.
7.
Fremgangsmåten ifølge krav 4, hvori den arme absorbenten som blir introdusert inn i gjenvinneren blir trukket ut fra væskefasen etter flashing av den arme absorbenten.
8.
Fremgangsmåten ifølge krav 4, hvori trykket i regenereringskolonnen er høyere enn 1,5 bara, og trykket i gjenvinneren er under 1,5 bara.
9.
Fremgangsmåten ifølge krav 8, hvori trykket i gjenvinneren er under 1,2 bara.
10.
Fremgangsmåten ifølge et hvilket som helst av de foregående kravene, hvori de CO2 absorberende kjemikaliene er en eller flere aminer.
11.
Fremgangsmåten ifølge krav 10, hvori aminene er MEA, DEA, AMP, MMEA, piperazin, AEP eller en blanding av to eller flere av de nevnte aminene.
12.
Fremgangsmåten ifølge et hvilket som helst av de foregående kravene, hvori fremgangsmåten ytterligere omfatter tilsetning av et alkali til det arme aminet som skal bli gjenvunnet.
13.
Fremgangsmåten ifølge krav 1, hvori alkaliet er en vandig oppløsning av ett eller flere alkalimetallhydroksider og/eller jordalkalimetallhydroksider.
14.
Fremgangsmåten ifølge et hvilket som helst av de foregående kravene, hvori fremgangsmåten ytterligere omfatter et kompresjonstrinn for kompresjon av gassfasen trukket ut fra gjenvinneren for ytterligere å redusere trykket deri.
15.
En regenerator for en væskeformig absorbent for CO2 omfattende en regenereringskolonne (8), en rik absorbentlinje (5) for introduksjon av rik absorbent inn i regenereringskolonnen (8), uttaksmidler (10) for uttak av arm absorbent fra bunnen av regenereringskolonnen (8), en reboiler (11) for oppvarming av minst en del av den uttrukne absorbenten for å produsere damp som blir re-introdusert inn i regenereringskolonnen (8), en første arm absorbentlinje (30) for føring av en andre del av den arme absornenten fra nevnte uttaksmidler (10) til flashingmidler (31, 32), en damputtakslinje (33) for uttak av gassfasen fra flashingmidlene, kompresjonsmidler (34) for komprimering av gassfasen i linje (33), og en linje (37) for injisering av den komprimerte gassfasen inn i regenereringskolonnen, og en andre arm absrobentlinje (4) for uttak av væskefasen fra flashingmidlene for returnering av den arme absorbenten til en absorpsjonsanordning, og en gassuttakslinje for (9) for uttak av CO2 og damp fra toppen av regenereringskolonnen, og separasjonsmidler (14, 15) for separasjon av gassen trukket ut fra toppen av regenereringskolonnen i en CO2 rik strøm som blir eksportert fra regeneratoren, og vann som blir resirkulert inn i regenereringskolonnen (8), karakterisert v e d at den ytterligere omfatter en gjenvinneiiinje (20) for uttak av en del av den arme absorbenten og introduksjon av den arme absorbenten inn i en gjenvinner (21), oppvarmingsmidler (22, 22') for oppvarming av den arme absorbenten i gjenvinneren, en gjenvinner uttakslinje (23) for uttak av en gassfase generert i gjenvinneren og introduksjon av nevnte gassfase inn i komprimeringsmidlene (34), og en aminavfallslinje (24) for uttaking av avfallsamin fra gjenvinneren for deponering.
16.
Regeneratoren ifølge krav 15, hvori den første arme absorbentlinjen (30) er forbundet til reboileren (11).
17.
Regeneratoren ifølge krav 16, hvori gjenvinnerlinjen (20) er forbundet med reboileren (11).
18.
Regeneratoren ifølge krav 16, hvori gjenvinnerlinjen (20) er forbundet til flashingmidlene (31, 32).
19.
Regeneratoren ifølge krav 15, hvori ved at gjenvinnerlinjen (20) er forbundet til uttaksmidlene (10).
20.
Regeneratoren ifølge krav 19, hvori gjenvinnerlinjen (20) er forbundet med uttaksmidlene (10).
21.
Regeneratoren ifølge krav 20, hvori regeneratorlinjen er forbundet til reboileren (11).
22.
Regeneratoren ifølge et hvilket som helst av kravene 16 til 21, hvori ytterligere kompresjonsmidler er anordnet i gjenvinner uttakslinjen (23) for ytterligere reduksjon av trykke i gjenvinneren (21) og kompresjonen av gassen i uttakslinjen før introduksjon inn i linje (33) for uttak av gassfasen fra flashingmidlene.
Priority Applications (11)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20092229A NO20092229L (no) | 2009-06-09 | 2009-06-09 | Reclaimer for absorbent |
| EP10722136.8A EP2445611B1 (en) | 2009-06-09 | 2010-06-09 | Method for reclaiming of co2 absorbent and a reclaimer |
| CN201080025264.2A CN102458610B (zh) | 2009-06-09 | 2010-06-09 | 一种用于回收co2吸收剂的方法及回收装置 |
| PL10722136T PL2445611T3 (pl) | 2009-06-09 | 2010-06-09 | Sposób odzyskiwania absorbentu CO2 oraz urządzenie do odzysku |
| US13/375,896 US8808429B2 (en) | 2009-06-09 | 2010-06-09 | Method for reclaiming of CO2 absorbent and a reclaimer |
| EA201190329A EA019856B1 (ru) | 2009-06-09 | 2010-06-09 | Способ регенерации абсорбента сои регенератор |
| BRPI1013080-2A BRPI1013080B1 (pt) | 2009-06-09 | 2010-06-09 | Método para recuperação de um ou mais produtos químicos absorventes de co2 e dispositivo regenerador para um absorvente líquido de co2 |
| CA2762270A CA2762270C (en) | 2009-06-09 | 2010-06-09 | A method of regenerating a carbon dioxide absorbent and a carbon dioxide liquid absorbent regenerator |
| PCT/EP2010/058069 WO2010142716A1 (en) | 2009-06-09 | 2010-06-09 | Method for reclaiming of co2 absorbent and a reclaimer |
| JP2012514460A JP5658243B2 (ja) | 2009-06-09 | 2010-06-09 | Ｃｏ２吸収剤の再生利用のための方法および再生利用器 |
| AU2010257485A AU2010257485B2 (en) | 2009-06-09 | 2010-06-09 | Method for reclaiming of CO2 absorbent and a reclaimer |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20092229A NO20092229L (no) | 2009-06-09 | 2009-06-09 | Reclaimer for absorbent |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20092229L true NO20092229L (no) | 2010-12-10 |
Family
ID=42635496
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20092229A NO20092229L (no) | 2009-06-09 | 2009-06-09 | Reclaimer for absorbent |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8808429B2 (no) |
| EP (1) | EP2445611B1 (no) |
| JP (1) | JP5658243B2 (no) |
| CN (1) | CN102458610B (no) |
| AU (1) | AU2010257485B2 (no) |
| BR (1) | BRPI1013080B1 (no) |
| CA (1) | CA2762270C (no) |
| EA (1) | EA019856B1 (no) |
| NO (1) | NO20092229L (no) |
| PL (1) | PL2445611T3 (no) |
| WO (1) | WO2010142716A1 (no) |
Families Citing this family (53)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8192530B2 (en) | 2007-12-13 | 2012-06-05 | Alstom Technology Ltd | System and method for regeneration of an absorbent solution |
| DE102010009601A1 (de) * | 2010-02-26 | 2011-09-15 | Uhde Gmbh | Entfernung von wärmestabilen Salzen aus organischen Lösungsmitteln |
| CA2820678C (en) * | 2010-09-20 | 2019-05-14 | Carbon Clean Solutions Pvt. Ltd. | Solvent composition for carbon dioxide recovery |
| WO2012158194A1 (en) | 2010-10-25 | 2012-11-22 | William Marsh Rice University | Composite materials for reversible co2 capture |
| JP5737916B2 (ja) * | 2010-12-01 | 2015-06-17 | 三菱重工業株式会社 | Ｃｏ２回収システム |
| US20120180521A1 (en) * | 2011-01-18 | 2012-07-19 | Erickson Donald C | Flue Gas Scrubbing with Aqueous Ammonia |
| US9908085B2 (en) | 2011-01-24 | 2018-03-06 | Electrosep Technologies, Inc. | Method for removing heat stable base salts from a contaminated basic solution, and use thereof in a process for recovering acid gas from an acid gas stream |
| JP5636306B2 (ja) * | 2011-02-14 | 2014-12-03 | バブコック日立株式会社 | Ｃｏ２化学吸収システムの制御方法 |
| US9133407B2 (en) | 2011-02-25 | 2015-09-15 | Alstom Technology Ltd | Systems and processes for removing volatile degradation products produced in gas purification |
| US8647421B2 (en) * | 2011-03-17 | 2014-02-11 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | CO2 recovery apparatus |
| US20120235087A1 (en) * | 2011-03-18 | 2012-09-20 | Dow Global Technologies Llc | Method for the removal of heat stable amine salts from an amine absorbent |
| JP5875245B2 (ja) | 2011-04-14 | 2016-03-02 | 三菱重工業株式会社 | Ｃｏ２回収システム及びｃｏ２ガス含有水分の回収方法 |
| EP2510998B2 (en) * | 2011-04-15 | 2022-06-15 | General Electric Technology GmbH | Compression condensate conditioning in the flue gas condenser |
| JP2012236170A (ja) * | 2011-05-13 | 2012-12-06 | Babcock Hitachi Kk | 劣化吸収液再生方法並びに劣化吸収液再生装置及びこれを用いた二酸化炭素回収システム |
| NO336115B1 (no) | 2011-07-05 | 2015-05-18 | Aker Engineering & Technology | Fremgangsmåte for fanging av sur gass og anvendelse av en polypropylensammensetning for fremstilling av et tårn for fanging av sur gass |
| US8864878B2 (en) | 2011-09-23 | 2014-10-21 | Alstom Technology Ltd | Heat integration of a cement manufacturing plant with an absorption based carbon dioxide capture process |
| CA2858803A1 (en) * | 2011-12-14 | 2013-06-20 | Babcock-Hitachi Kabushiki Kaisha | Carbon dioxide chemical absorption system installed with vapor recompression equipment |
| JP5812847B2 (ja) * | 2011-12-21 | 2015-11-17 | 三菱日立パワーシステムズ株式会社 | 二酸化炭素の回収装置及び方法 |
| US8911538B2 (en) | 2011-12-22 | 2014-12-16 | Alstom Technology Ltd | Method and system for treating an effluent stream generated by a carbon capture system |
| JP5901296B2 (ja) * | 2012-01-06 | 2016-04-06 | 三菱日立パワーシステムズ株式会社 | Ｃｏ２化学吸収システム |
| WO2013106712A1 (en) | 2012-01-11 | 2013-07-18 | William Marsh Rice University | Composites for carbon dioxide capture |
| US9597656B2 (en) | 2012-01-11 | 2017-03-21 | William Marsh Rice University | Porous carbon materials for CO2 separation in natural gas |
| US9028654B2 (en) | 2012-02-29 | 2015-05-12 | Alstom Technology Ltd | Method of treatment of amine waste water and a system for accomplishing the same |
| WO2013143001A1 (en) | 2012-03-29 | 2013-10-03 | Htc Purenergy Inc. | System and process for reclaiming single and mixed amine solvents |
| US9101912B2 (en) | 2012-11-05 | 2015-08-11 | Alstom Technology Ltd | Method for regeneration of solid amine CO2 capture beds |
| CN104797326B (zh) * | 2012-11-22 | 2017-03-22 | 联邦科学和工业研究组织 | 用于通过气体解吸进行热整合液体吸收剂再生的工艺和设备 |
| US9314732B2 (en) | 2013-01-09 | 2016-04-19 | Fluor Technologies Corporation | Systems and methods for reducing the energy requirements of a carbon dioxide capture plant |
| EP2943267B1 (en) * | 2013-01-09 | 2020-03-18 | Fluor Technologies Corporation | Systems and methods for reducing the energy requirements of a carbon dioxide capture plant |
| FR3008898B1 (fr) * | 2013-07-23 | 2023-01-13 | Electricite De France | Dispositif de captage de gaz acide contenu dans des fumees de combustion |
| JP2015024398A (ja) * | 2013-07-29 | 2015-02-05 | 株式会社東芝 | 二酸化炭素分離回収システム及びその運転方法 |
| US9604849B2 (en) | 2013-08-13 | 2017-03-28 | William Marsh Rice University | Nucleophilic porous carbon materials for CO2 and H2S capture |
| JP6071838B2 (ja) | 2013-10-18 | 2017-02-01 | 三菱重工業株式会社 | Ｃｏ２又はｈ２ｓ又はその双方の回収装置及び方法 |
| JP5931834B2 (ja) * | 2013-11-05 | 2016-06-08 | 三菱重工業株式会社 | リクレーミング装置及び方法、ｃｏ２又はｈ２ｓ又はその双方の回収装置 |
| CN107106970B (zh) | 2015-01-07 | 2020-06-09 | 三菱日立电力系统株式会社 | 亚硝基化合物的处理方法及处理装置 |
| JP6598688B2 (ja) * | 2016-01-14 | 2019-10-30 | 三菱重工エンジニアリング株式会社 | 酸性ガス回収システム及びそれに用いるリクレーミング装置 |
| RU2656661C1 (ru) * | 2017-05-04 | 2018-06-06 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Ордена Трудового Красного Знамени Институт нефтехимического синтеза им. А.В. Топчиева Российской академии наук (ИНХС РАН) | Способ удаления диоксида углерода из газовых смесей |
| RU2645496C1 (ru) * | 2017-06-13 | 2018-02-21 | Андрей Владиславович Курочкин | Блок регенерации насыщенного гликоля (варианты) |
| CN107233931A (zh) * | 2017-07-03 | 2017-10-10 | 中国平煤神马集团尼龙科技有限公司 | 一种催化剂连续再生装置及方法 |
| JP6998174B2 (ja) * | 2017-10-20 | 2022-01-18 | 三菱重工エンジニアリング株式会社 | 酸性ガス除去装置及び酸性ガス除去方法 |
| WO2019144229A1 (en) * | 2018-01-24 | 2019-08-01 | Her Majesty The Queen In Right Of Canada As Represented By The Minister Of Natural Resources | Cost-effective gas purification methods and systems by means of ejectors |
| RU2693782C1 (ru) * | 2018-06-27 | 2019-07-04 | Публичное акционерное общество "Акционерная нефтяная Компания "Башнефть" | Установка очистки газа низкого давления от сероводорода |
| US11045757B2 (en) * | 2018-10-10 | 2021-06-29 | Mitsubishi Heavy Industries Engineering, Ltd. | Reclaiming apparatus, CO2 recovery apparatus including the same, and reclaiming method |
| WO2021202627A1 (en) * | 2020-04-01 | 2021-10-07 | Huntsman Petrochemical Llc | Process for conversion of bis(hydroxyethylethoxy)-urea to dga |
| RU2768831C1 (ru) * | 2021-07-05 | 2022-03-24 | Николай Конкордиевич Зайцев | Способ очистки газовой смеси от углекислого газа |
| KR20240118743A (ko) * | 2021-09-14 | 2024-08-05 | 캡솔 테크놀로지스 에이에스에이 | 지역 난방 플랜트의 연도 가스(flue gas)로부터 CO2 포집 방법 |
| JP7841097B2 (ja) * | 2021-12-21 | 2026-04-06 | ティッセンクルップ インダストリアル ソリューションズ アクツィエンゲゼルシャフト | 二酸化炭素分離装置 |
| WO2023117704A1 (de) * | 2021-12-21 | 2023-06-29 | Thyssenkrupp Industrial Solutions Ag | Kohlendioxid-abtrennungsvorrichtung |
| CN114832584A (zh) * | 2022-04-14 | 2022-08-02 | 大唐国际发电股份有限公司北京高井热电厂 | 一种基于两相吸收剂富液浓相解吸的co2捕集系统及方法 |
| US12134069B2 (en) * | 2022-10-07 | 2024-11-05 | Carbon Capture Inc. | Mechanical vapor re-compressor heat pump for separating CO2 from water vapor in temperature-vacuum swing adsorption cycles |
| NO348972B1 (en) * | 2023-04-05 | 2025-08-18 | Aker Carbon Capture Norway As | A carbon capture system and a method for carbon capture |
| JP7848266B2 (ja) * | 2024-04-23 | 2026-04-20 | 三菱重工業株式会社 | 二酸化炭素回収システム及び二酸化炭素回収システムの運転方法 |
| WO2026041497A1 (en) * | 2024-08-21 | 2026-02-26 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Electrified and heat integrated amine based carbon dioxide removal processes |
| WO2026041496A1 (en) * | 2024-08-21 | 2026-02-26 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Electrified amine based carbon dioxide removal processes |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3829521A (en) * | 1972-07-03 | 1974-08-13 | Stone & Webster Eng Corp | Process for removing acid gases from a gas stream |
| US5389208A (en) * | 1988-07-18 | 1995-02-14 | Canadian Chemical Reclaiming Ltd. | Process for reclaiming and/or concentrating waste aqueous solutions of gas treating chemicals |
| JP3529855B2 (ja) * | 1994-09-28 | 2004-05-24 | 東京電力株式会社 | 被処理ガス中の二酸化炭素の処理方法及び吸収液 |
| US6592829B2 (en) * | 1999-06-10 | 2003-07-15 | Praxair Technology, Inc. | Carbon dioxide recovery plant |
| US20070148068A1 (en) * | 2005-12-23 | 2007-06-28 | Burgers Kenneth L | Reclaiming amines in carbon dioxide recovery |
| NO333560B1 (no) * | 2006-11-24 | 2013-07-08 | Aker Clean Carbon As | Fremgangsmåte og regenerator for regenerering av flytende CO2 absorbent. |
| NO333144B1 (no) * | 2006-11-24 | 2013-03-18 | Aker Clean Carbon As | Fremgangsmåte og regenerator for regenerering av absorbent som har absorbert CO2 |
| US8652236B2 (en) * | 2007-01-17 | 2014-02-18 | Union Engineering A/S | Method for recovery of high purity carbon dioxide |
| JP4795991B2 (ja) * | 2007-02-27 | 2011-10-19 | 三菱重工業株式会社 | Ｃｏ２回収装置及びｃｏ２回収装置における固形分取出し方法 |
| NO336193B1 (no) * | 2007-09-14 | 2015-06-08 | Aker Engineering & Technology | Forbedret fremgangsmåte ved regenerering av absorbent |
| US8425849B2 (en) * | 2009-10-19 | 2013-04-23 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Reclaiming apparatus |
-
2009
- 2009-06-09 NO NO20092229A patent/NO20092229L/no not_active Application Discontinuation
-
2010
- 2010-06-09 BR BRPI1013080-2A patent/BRPI1013080B1/pt active IP Right Grant
- 2010-06-09 CN CN201080025264.2A patent/CN102458610B/zh active Active
- 2010-06-09 EP EP10722136.8A patent/EP2445611B1/en active Active
- 2010-06-09 JP JP2012514460A patent/JP5658243B2/ja active Active
- 2010-06-09 AU AU2010257485A patent/AU2010257485B2/en active Active
- 2010-06-09 US US13/375,896 patent/US8808429B2/en active Active
- 2010-06-09 WO PCT/EP2010/058069 patent/WO2010142716A1/en not_active Ceased
- 2010-06-09 PL PL10722136T patent/PL2445611T3/pl unknown
- 2010-06-09 CA CA2762270A patent/CA2762270C/en active Active
- 2010-06-09 EA EA201190329A patent/EA019856B1/ru not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2010257485A1 (en) | 2011-12-01 |
| EP2445611B1 (en) | 2015-12-23 |
| US8808429B2 (en) | 2014-08-19 |
| EP2445611A1 (en) | 2012-05-02 |
| EA019856B1 (ru) | 2014-06-30 |
| US20120125196A1 (en) | 2012-05-24 |
| CA2762270A1 (en) | 2010-12-16 |
| WO2010142716A1 (en) | 2010-12-16 |
| CN102458610B (zh) | 2015-04-08 |
| PL2445611T3 (pl) | 2016-06-30 |
| BRPI1013080B1 (pt) | 2020-10-06 |
| BRPI1013080A2 (pt) | 2016-04-05 |
| CA2762270C (en) | 2017-11-07 |
| JP5658243B2 (ja) | 2015-01-21 |
| CN102458610A (zh) | 2012-05-16 |
| JP2012529364A (ja) | 2012-11-22 |
| AU2010257485B2 (en) | 2015-10-29 |
| EA201190329A1 (ru) | 2012-06-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO20092229L (no) | Reclaimer for absorbent | |
| CN106039960B (zh) | 一种梯级利用烟气余热的二氧化碳捕集液化工艺 | |
| EP2089139B1 (en) | Improved absorbent regeneration | |
| RU2454269C2 (ru) | Регенерация поглотителя обедненным раствором, подвергнутым мгновенному испарению, и интеграция тепла | |
| AU2016318755B2 (en) | Method and plant for CO2 capture | |
| CN109999618B (zh) | 一种中高压气源中二氧化碳的分离系统及方法 | |
| NO336193B1 (no) | Forbedret fremgangsmåte ved regenerering av absorbent | |
| NO329103B1 (no) | Anlegg for a fjerne en sur gass fra en fodegass omfattende forbedret delt vaeskestrom | |
| US20210106943A1 (en) | Method for recovering co2 in the rectisol process and recovery system | |
| CN105749728A (zh) | 二氧化碳的捕集方法及装置 | |
| WO2012070304A1 (ja) | Ｃｏ2及びｈ2ｓを含むガスの回収システム及び方法 | |
| CN110006216A (zh) | 一种深冷与膜耦合的乙烯循环制冷系统不凝排放气分离回收工艺 | |
| CN216171218U (zh) | 一种撬装式lng脱酸装置 | |
| CN210410096U (zh) | 一种中高压气源中二氧化碳的分离系统 | |
| CN104056461B (zh) | 一种热泵蒸馏节能新工艺 | |
| CN113797719B (zh) | 一种撬装式lng脱酸装置及方法 | |
| JP2009534168A (ja) | ゼロエミッション装置 | |
| CN121198000A (zh) | 利用再生气余热的碳捕集系统和燃煤电站 | |
| CN116928686A (zh) | 一种耦合碳捕集的烟气余热深度利用系统及方法 | |
| WO2018200526A1 (en) | Process for carbon dioxide recapture with improved energy recapture | |
| NO326844B1 (no) | Fremgangsmate for a fjerne og utvinne CO2 fra forbrenningsgass fra et kraft- og/eller varmeproduserende anlegg. | |
| NO20110359A1 (no) | Kombinert syklus kraftverk med CO2 fangst |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FC2A | Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application |