Изучение процесса регенерации абсорбентов на основе алканоламинов в мембранных контакторах газ-жидкость тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.17.18, кандидат наук Шутова, Анастасия Андреевна

  • Шутова, Анастасия Андреевна
  • кандидат науккандидат наук
  • 2013, Москва
  • Специальность ВАК РФ05.17.18
  • Количество страниц 149
Шутова, Анастасия Андреевна. Изучение процесса регенерации абсорбентов на основе алканоламинов в мембранных контакторах газ-жидкость: дис. кандидат наук: 05.17.18 - Мембраны и мембранная технология. Москва. 2013. 149 с.

Оглавление диссертации кандидат наук Шутова, Анастасия Андреевна

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ

1.1. Современные методы очистки газовых смесей от С02

1.1.1. Абсорбционные методы очистки

1.1.1.1. Химическая абсорбция

1.1.1.2. Физическая абсорбция

1.1.1.3. Комбинированная абсорбция

1.1.1.4. Методы регенерации абсорбентов

1.1.2. Адсорбционные методы очистки

1.1.2.1. Физическая адсорбция

1.1.2.2. Химическая адсорбция

1.1.3. Мембранное газоразделение

1.1.4. Криогенные методы очистки

1.2. Мембранная абсорбция/десорбция газов

1.2.1. Мембранная абсорбция СО2

1.2.1.1. Пористые мембраны

1.2.1.2. Непористые мембраны

1.2.1.3. Мембранная регенерация абсорбентов СОг

1.3. Теоретическое описание массопереноса в мембранных контакторах газ-жидкость

1.3.1. Модели с постоянным общим коэффициентом массопереноса

1.3.2. Модели, учитывающие изменения массопереноса по длине мембранного контактора (Ш модель)

1.3.3. Модели, учитывающие профили концентраций СОг и абсорбента в жидкой фазе (Ш-2В)

1.3.4. Модели, учитывающие диффузию в жидкой и газовой фазах (2Б)

1.4. Перспективные области применения мембранной абсорбции / десорбции диоксида углерода

2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

2.1. Объекты исследования

2.1.1. Сплошные мембраны

2.1.2. Композиционные мембраны

2.1.3. Асимметричные мембраны из ПВТМС

2.1.4. Коммерческие подложки

2.1.5. Абсорбционные жидкости

2.2. Приготовление сплошных мембран

2.3. Газопроницаемость мембран

1.1. Химическая устойчивость мембран

1.2. Сканирующая электронная микроскопия

1.3. Проницаемость абсорбционных жидкостей через мембрану

1.4. Приготовление модельного раствора абсорбента

1.5. Измерение степени насыщения растворов абсорбентов диоксидом углерода

1.6. Регенерация абсорбционной жидкости в мембранном контакторе

1.7. Изучение состава газовой фазы десорбера

1.8. Пилотные испытания

2. РЕЗУЛЬТАТЫ И ОБСУЖДЕНИЕ

2.1. Газопроницаемость мембран

2.2. Возможность применения композиционных мембран для мембранной регенерации алканоламинов

2.2.1. Химическая стабильность ПТМСП в 50% МДЭА

2.2.2. Барьерные свойства мембран по отношению к жидким абсорбентам при повышенных давлениях и температурах

2.3. Десорбция С02 из воды

2.3.1. Зависимость характеристик процесса мембранной регенерации от давления в газовой фазе мембранного контактора

2.3.2. Зависимость характеристик процесса мембранной регенерации от давления насыщения абсорбента и температуры десорбции

2.4. Десорбция С02 из 30% масс, водного раствора ДЭА

2.5. Изучение мембранной десорбции С02 из 30% водного раствора МЭА с использованием ПТМСП-мембран

2.6. Изучение мембранной десорбции С02 из 50% масс, водного раствора МДЭА с использованием сплошных ПТМСП-мембран

2.7. Изучение мембранной регенерации абсорбентов с использованием композиционных мембран ПТМСП/МФФК

2.7.1. Термическая стабильность мембран ПТМСП/МФФК(ПЭТФ)

2.7.2. Мембранная регенерация 30% ДЭА с использованием ПТМСП/МФФК (ПЭТФ)

2.7.3. Потери абсорбента в процессе его регенерации в мембранном десорбере

2.7.4. Мембранная регенерация 30% ДЭА с использованием композиционной мембраны ПТМСП/МФФК (ПП)

2.7.5. Потери абсорбента в процессе мембранной регенерации с использованием ПТМСШМФФК(ПП)

2.7.6. Выбор материалов подложек, отвечающим требованиям по стабильности в процессе мембранной регенерации

2.8. Изучение мембранной регенерации абсорбентов с использованием мембран ПТМСП/МетКер

2.9. Пилотные испытания

2.9.1. Стабильность морфологии композиционных ПТМСП-мембран на неорганической подложке в процессе регенерации абсорбентов

ВЫВОДЫ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Рекомендованный список диссертаций по специальности «Мембраны и мембранная технология», 05.17.18 шифр ВАК

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Изучение процесса регенерации абсорбентов на основе алканоламинов в мембранных контакторах газ-жидкость»

ВВЕДЕНИЕ

Ежегодный объем добываемого в мире природного газа оценивается на уровне 3500 млрд м3 [1] при этом добываемый газ нуждается в предварительной подготовке к транспортировке. В настоящее время подготовка газа ведется установках комплексной подготовки газа (УКПГ) в состав которых входят стадии очистки газа от механических примесей, осушки и выделения кислых примесей. В настоящее время добыча природного газа, содержащего в своем составе большие количества кислых примесей (прежде всего, диоксида углерода и сероводорода), ведется на очень ограниченном числе месторождений, так как разработка подобных месторождений требует создания особой инфраструктуры, включающей крупногабаритную установку очистки газа от кислых компонентов, что значительно удорожает процесс. При этом удаление С02 является необходимым как с технической, так и с экономической точек зрения, поскольку диоксид углерода снижает теплоту сгорания природного газа и вызывает коррозию промышленного оборудования [2].

Однако большинство крупных месторождений природного газа разрабатываются на поздней стадии. Открытие и ввод в эксплуатацию новых "гигантов" не ожидается в ближайшем будущем, что делает актуальным разработку малых или малоперспективных на данный момент месторождений.

Таким образом, актуальной задачей является разработка эффективного способа и компактного оборудования (в том числе мобильных установок) для очистки природного газа от кислых примесей, в частности диоксида углерода, с целью их использования на низкорентабельных сегодня месторождениях, в том числе в удаленных областях и на оффшорных платформах.

Другой областью промышленности, в которой стоит проблема удаления диоксида углерода является производство синтез-газа и водорода

(например для синтеза аммиака) [3-6]. В данном случае С02 выделяется из смесей с водородом в стационарных аппаратах с высокой производительностью по газу.

Для развитых стран задача удаления диоксида углерода остро стоит в энергетике, что связано с экологическими ограничениями по выбросам С02 в атмосферу в связи с увеличением парникового эффекта [7].

В последние десятилетия процесс выделения углекислого газа стал рассматриваться и как относительно дешевый способ его получения [8]. Перспективными областями применения С02 считаются технологии увеличения нефте- [9] и газоотдачи [10] пластов на месторождениях за счет закачки в пласт диоксида углерода. Этот подход позволяет параллельно решать проблему консервирования огромного количества антропогенных выбросов С02. Кроме того, диоксид углерода используется в промышленности в качестве исходного сырья для различных химических процессов (например, углекислотный риформинг [11], производство сухого льда, мочевины и кальцинированной соды), в процессах экстракции, для газирования напитков, при сварочных работах [8, 12-14]. Кроме этого в настоящее время С02 начинает применяться в нетрадиционных областях, таких как криогенный бластинг (очистка загрязненных поверхностей гранулированным сухим льдом), в сверхкритическом состоянии в качестве растворителя красок для окраски различных поверхностей, в качестве экстрагента (например при удалении кофеина из кофе) и т.п. [8].

Таким образом, дальнейшее усовершенствование способов удаления диоксида углерода из различных газовых смесей представляется актуальной задачей.

1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ 1.1. Современные методы очистки газовых смесей от СОг

На сегодняшний день существует широкий спектр технологических решений задачи очистки и разделения газовых смесей, в основе которых лежат различные физические и химические процессы [1, 12, 15-19]. К традиционным промышленным способам очистки газов относятся следующие: абсорбционные и адсорбционные методы, методы мембранного и криогенного разделения (Рис. 1).

Рис. 1. Способы очистки газовых смесей от СО2 [20]

Выбор того или иного метода очистки зависит как от технологических (например, объём, состав, давление и температура разделяемой газовой смеси, требуемая степень очистки, аппаратурно-технологическое оформление процесса), так и от экономических параметров (прежде всего, цены на энергоресурсы, сырье, аппаратуру) [21]. При этом выбор

технологии удаления СО2 в первую очередь определяется расходом очищаемого газа и исходным содержанием диоксида углерода [1].

1.1.1. Абсорбционные методы очистки

Абсорбционные методы очистки основаны на различной растворимости газов в жидкостях. В зависимости от физико-химической природы процесса разделения их можно разделить на процессы физической абсорбции и химической абсорбции (или хемосорбции, т.е. абсорбции, сопровождающейся химической реакцией).

Простейшим примером аппаратурного оформления абсорбционной очистки газа является однопоточная схема, которая представлена ниже (рис. 2) [22; 3; 5].

Очищенный 'аз

1-абсорбер; 2,9-насосы; 3,7-холодильники; 4-экспанзер; 5-рекуперативный

теплообменник; 6-десорбер; 8-сепаратор; 10-кипятильник; 11-емкость

регенерированного абсорбента.

Рис. 2. Принципиальная схема традиционного процесса абсорбционной

очистки газа

Так, сырой газ подается в низ, а поглотитель кислых газов — в верх абсорбера 1. Насыщенный раствор поглотителя поступает в экспанзер 4 для отделения от растворенных целевых компонентов, проходит через теплообменник 5 и попадает в десорбер 6. Низ десорбера 6 подогревается с помощью кипятильника 10. Кислые газы и пары абсорбента сверху десорбера 6 после охлаждения поступают в сепаратор 8, откуда конденсат откачивается на орошение колонны. Регенерированный раствор с низа десорбера 6 проходит через теплообменник 5 и поступает в ёмкость 11, откуда с помощью насоса 2 после охлаждения направляется на орошение абсорбера 1.

Для увеличения степени рекуперации тепла и обеспечения более тонкой очистки газовых смесей данная схема может быть модернизирована за счет подачи абсорбента в абсорбер и десорбер несколькими потоками, введением орошения верха десорбера и т.п. [3].

В промышленности распространение получили разные массообменные аппараты для осуществления абсорбции и десорбции. Среди них различные конструкции скрубберов, тарельчатые и насадочные колонны. Развитие технологии в настоящее время направлено на увеличение поверхности контакта газ-жидкость, что улучшает массообменные характеристики аппаратов [20].

1.1.1.1. Химическая абсорбция

Процессы хемосорбции основаны на химическом взаимодействии диоксида углерода с активной частью абсорбента. В промышленных масштабах из химических абсорбентов нашли широкое применение растворы карбонатов щелочных металлов [3, 22-24] и растворы алканоламинов [22; 3].

Типичным процессом хемосорбции является очистка газов от ССЬ водными растворами карбонатов. Для абсорбции чаще применяют растворы поташа, поскольку растворимость солей калия в воде выше растворимости солей натрия. При обычной температуре данный метод

очистки почти не используется вследствие относительно малой растворимости карбонатов и, как следствие, невозможностью достижения высокой абсорбционной емкости абсорбента из-за низкой концентрации соли. Скорость реакции [1] карбонатов с диоксидом углерода при температурах ниже 100°С также достаточно мала.

К2СОэ +С02+Н20<г> 2КНС03 (1) В результате более широкое применение получила очистка газов от СОг горячими растворами карбонатов, из-за повышения растворимости карбонатов в воде при увеличении температуры. Важным преимуществом очистки при высоких температурах является значительное увеличение скорости гидратации диоксида углерода и, следовательно, скорости абсорбции в целом. Эти физико-химические особенности позволили осуществить процесс, в котором стадии абсорбции и десорбции проводятся при практически равных температурах (обычно 100-120°С) [20], но при этом абсорбция протекает при повышенном давлении, а регенерация при давлении, близком к атмосферному [23, 24].

Существуют различные варианты усовершенствованных методов горячей поташной очистки. К таким процессам относится, например, «Карсол» [25], где абсорбентом является раствор поташа (25-28 %масс.), который в качестве активатора содержит диэтаноламин (содержание ДЭА составляет 1,8 %масс.).

В настоящее время наибольшее применение в промышленности получили хемосорбционные методы очистки газов от С02 водными растворами алканоламинов, прежде всего, растворами моноэтаноламина (МЭА) [3, 16-18, 22]. Данный процесс очистки достаточно подробно рассмотрен в литературе, однако исследования с целью его усовершенствования и интенсификации все еще продолжаются [26].

Молекулы алканоламинов содержат две полярные функциональные группы - гидроксильную и аминогруппу, которые соединены цепочкой из

метиленовых групп. Эти функциональные группы определяют два пути взаимодействия данных соединений.

В настоящее время общепринятым механизмом для описания взаимодействия С02 с водными растворами первичных и вторичных этаноламинов является цвиттер-ионный механизм, который был предложен Сар1ош [27] и БапклуейБ [28]. Согласно этому механизму удаление С02 происходит в результате протекания следующих химических реакций:

С02 + ЯЯШ1 ЯАЫСООН (2) ЯЯИСООН+ ЯК N11 <-> ПЯЫСО(ЖКЫН2 (3), где Я - группа -СН2СН2ОН, а Я - группа -СН2СН2ОН (диэтаноламин), -Н

(моноэтаноламин) или др. Стадия образования карбамата этаноламмония

>

RRNCOORRlNH2 (3) протекает через промежуточную стадию образования цвиттер-иона (4), который далее депротонируется основанием В (5):

СОг + ЯЯ^Н <-> ЯЯ^НСОО' (4) ЯЯ'N41000' + В <-» ЯЯШОО~ + ВН+ (5) В качестве основания В помимо молекул этаноламина могут выступать молекулы воды и гидроксид-ионы.

Карбаматы этаноламинов нестойки, причем наиболее полное и быстрое разложение их достигается в кислом или сильнощелочном растворе. В слабощелочной среде разложение с образованием бикарбоната протекает сравнительно медленно:

ЯЯ ЫСООЯЯ'Ш12 +Н20±* ЯЯ N11 + ЯЯШ12НСОъ (6) В свою очередь, при взаимодействии третичных этаноламинов с диоксидом углерода образования карбаматов происходить не может, поскольку отсутствует свободный атом водорода. Несмотря на это, водные растворы третичных этаноламинов характеризуются значительной реакционной способностью по отношению к С02, хотя и гораздо меньшей по сравнению с первичными и вторичными этаноламинами [29].

Считается, что в данном случае удаление С02 происходит за счет гидратации по механизму основного катализа [30]:

RRRN + С02 + II20 <-> RR R N+II + НСО~ (7) В промышленности наибольшее применение получил процесс очистки водными растворами моноэтаноламина (МЭА)[3, 16-18]. Использование данного хемосорбента позволяет достигать высокой степени очистки в широком диапазоне концентраций С02 в очищаемом газе при высокой скорости абсорбции. Кроме того, необходимо отметить низкую стоимость и химическую стабильность МЭА по сравнению с другими алканоламинами. К сожалению, моноэтаноламиновая очистка имеет и существенные недостатки, такие как высокая коррозионная активность и испаряемость растворов МЭА.

Широкое применение при очистке газов, особенно природного газа, нашли водные растворы днэтаноламина (ДЭА) [3, 18, 31]. Использование диэтаноламина позволяет проводить тонкую очистку газов не только от кислых примесей, но и от сероорганических соединений (прежде всего, COS и CS2), так как продукты реакций ДЭА с COS и CS2 практически полностью гидролизуются до сероводорода и углекислого газа. Кроме того, ДЭА обладает меньшей испаряемостью чем МЭА, так как его температура кипения на 100°С выше, чем МЭА) и его регенерация протекает легче, чем в случае с МЭА. Однако, поглотительная способность и скорость абсорбции растворами ДЭА ниже, чем в случае МЭА [29]. Кроме того, ДЭА отличается большей стоимостью.

С конца 50-х годов для очистки газовых смесей от С02 стали использовать растворы днизопропаноламнна (ДИПА) [3, 32]. Применение этого хемосорбента позволяет проводить тонкую очистку газа от диоксида углерода до его остаточных концентраций на уровне 0,01 %об. По сравнению с МЭА-очисткой в ДИПА-процессе стадия регенерации осуществляется при более низкой температуре, потери абсорбента сокращаются вдвое и практически не происходит коррозии аппаратуры.

Существенный недостаток этого хемосорбента - высокая стоимость. В настоящее время ДИПА используют как в водных растворах (до 40 % масс.), так и в смеси с сульфоланом (процесс «Сульфинол» [32]).

В настояще время все большее распространение получают абсорбенты на основе ГЧ-метилдиэтаноламина (МДЭА) [33-35]. В отличие от первичных и вторичных аминов МДЭА менее коррозионноактивен, что позволяет применять растворы МДЭА с концентрацией до 50%, тогда как концентрация МЭА и ДЭА, как правило, не превышает 30% [20]. Кроме того деструкция раствора МДЭА протекает медленнее, чем в случае первичных и вторичных аминов. По сравнению с МЭА-процессом при использовании МДЭА энергозатраты могут быть снижены на 30% за счет более эффективной регенерации при повышении степени насыщения рабочего раствора вследствие уменьшения скорости прокачки, а также меньшей теплоты десорбции МДЭА [33]. Увеличение степени насыщения раствора МДЭА может быть достигнуто при введении в абсорбент активирующих добавок. Наибольшее распространение в качестве такой добавки в настоящее время получил пиперазин (3-4%), который позволяет значительно улучшать технологические характеристики процесса [29, 33, 35]. Недостатком МДЭА является низкая скорость абсорбции С02. В настоящее время для очистки газа чаще всего используют водные растворы МДЭА (до 40% масс.), а также МДЭА в смесях с различными аминами [36].

В целях увеличения поглотительной способности и скорости абсорбции в процессах очистки газов возможно применение аминов, содержащих две и более аминные группы (полиамины) [3,29]. Растворы этилендиамина (ЭДА), диэтилентриамина (ДЭТА) и моноэтанолэтилендиамина (МЭЭДА) обладают большей скоростью хемосорбции и способны обеспечивать глубокую очистку от С02 (до 0.01 % об.) по сравнению с моноаминами. Недостатками применения

полиаминов является их крайне высокая коррозионная активность и значительное увеличение температуры регенерации (до 150°С) [37].

В целом, для процессов хемосорбции с применением растворов алканоламинов характерны следующие особенности: возможность осуществления очистки газовых смесей с низким парциальным давлением СО2 вследствие высокой скорости реакции и поглотительной способности абсорбентов, высокая селективность удаления и достижение весьма тонкой очистки. Процесс регенерации насыщенных растворов алканоламинов в промышленности, как правило, осуществляется путем нагревания (либо в сочетании со сбросом давления).

Несмотря на то, что очистка газов различными растворами аминов в настоящее время является одним из самых распространенных процессов удаления С02 из газовых смесей, данный процесс обладает рядом недостатков. Наиболее важными среди них являются коррозия аппаратуры и экологические проблемы, связанные с утилизацией отработанных абсорбционных жидкостей и продуктов их деградации [38].

В настоящее время в связи с ужесточением экологических требований ведется поиск новых биоразлагаемых абсорбционных жидкостей. К таким абсорбентам могут быть отнесены ионные жидкости. Ионные жидкости представляют собой органические соли, находящиеся в жидком состоянии при температуре эксплуатации. Для них характерны относительно низкая токсичность, низкие значения давления насыщенных паров, что позволяет избежать потерь абсорбента в ходе процесса абсорбции, а также высокая термическая устойчивость [39-42]. При высоких концентрациях С02 они занимают промежуточное положение между химическими и физическими абсорбентами. Важнейшими недостатками ионных жидкостей является высокая вязкость, и высокая стоимость [39].

1.1.1.2. Физическая абсорбция Наряду с химической абсорбцией все шире применяются технологии очистки газов, основанные на применении физических абсорбентов, при

этом механизм действия физических поглотителей также основан на избирательной растворимости диоксида углерода в жидкостях. При физической абсорбции поглощение газа не сопровождается химической реакцией. Поглощение диоксида углерода протекает до тех пор, пока его парциальное давление в газовой фазе выше равновесного давления над раствором поглотителя.

В настоящее время в промышленности для очистки газов от С02 применяются процессы на основе различных физических абсорбентов в зависимости от характеристик разделяемой газовой смеси и необходимых параметров очищенного газа.

Зачастую физические абсорбенты не обладают коррозионной активностью, не токсичны, не склонны к химической деградации и этим выгодно отличаются от химических абсорбентов, однако, общим недостатком для всех процессов физической абсорбции является повышенная по сравнению с химической абсорбцией растворимость целевых компонентов очищаемого газа в поглотителях и, как следствие, снижение селективности процесса.

Водная очистка представляет собой типичный процесс физической абсорбции [3, 22]. Являясь наиболее старым методом удаления диоксида углерода, установки водной очистки газов и сейчас используются для очистки больших объемов отходящих газов низкого давления. К недостаткам водной очистки можно отнести низкую поглотительную способность воды и малую селективность удаления СЮ2 [20].

В процессе «Флюор» в качестве абсорбента применяется пропиленкарбонат. [3, 43]. Этот процесс применяется при высоких парциальных давлениях С02 в газовой смеси (> 4 атм) [18]. Также процесс пригоден для одновременной очистки газа от С02, сероводорода и других кислых примесей, однако в этом случае стоит учитывать, что растворимость сероводорода в пропиленкарбонате в 3 раза выше растворимости диоксида углерода. Важным преимуществом процесса

«Флюор» является то, что десорбция С02 происходит только за счет снижения давления, поэтому энергия расходуется в основном только на циркуляцию абсорбента в системе. Основными недостатками процесса являются относительно низкая селективность процесса и высокая стоимость абсорбента.

Другим вариантом физической абсорбции является процесс «Пуризол», в котором в качестве абсорбента используется 14-метилпирролндон [3, 44]. Этот процесс принципиально не отличается от Флюор-процесса. >1-метилпирролидон обладает более высокой поглотительной емкостью по сравнению с пропиленкарбонатом, однако при регенерации требует нагревания до 100-120°С. Основной недостаток — достаточно высокая стоимость.

В процессе «Селексол» применяется смесь диметиловых эфнров полиэтиленгликолен [45]. Данный метод предназначен для тонкой очистки газа от кислых компонентов и особенно эффективен в тех случаях, когда необходимо селективное извлечение сероводорода в присутствии С02. Недостатками метода являются высокая стоимость абсорбента и высокая растворимость углеводородов.

В процессе «Ректизол» очистка газа происходит холодным метанолом [18, 46]. Этот процесс в основном применяется для выделения С02 из синтез-газа и природного газа, содержащего небольшие количества этана и тяжелых углеводородов. Из-за высокого давления насыщенных паров метанола процесс ведут при низких температурах (около -30°С), что обуславливает эффективность процесса «Ректизол» в сочетании с криогенными методами очистки газа. Основным преимуществом этого подхода является легкая регенерация абсорбента, которая осуществляется сбросом давления. Однако необходимость охлаждения абсорбента значительно усложняет технологическую схему процесса.

Подводя итог, стоит отметить, что при высоких парциальных давлениях С02 процессы физической абсорбции потребляют существенно

меньше энергии и оказываются предпочтительней хемосорбционных методов [3]. Ограничения в применении физических абсорбентов обусловлены, прежде всего, их сравнительно малой селективностью по отношению к извлекаемому диоксиду углерода и высокой стоимостью поглотителей.

1.1.1.3. Комбинированная абсорбция

В настоящее время разработаны методы очистки газов комбинированными абсорбционными жидкостями - смесями алканоламинов с физическими абсорбентами [3, 16-18, 32, 47]. Эти абсорбенты лишены недостатков физических поглотителей, позволяющих очищать газы только с высоким парциальным давлением диоксида углерода и решают проблему повышенной коррозии оборудования, которая часто имеет место при использовании алканоламинов. В случае комбинированной абсорбции основное количество диоксида углерода поглощается физическим абсорбентом, а тонкая очистка достигается с помощью химического абсорбента. Основным преимуществом подобных смесей является то, что физический абсорбент дополнительно поглощает СОг, причем десорбция этой части растворенного газа достигается лишь сбросом давления. Разработаны различные варианты таких процессов. В качестве алканоламинов используются, прежде всего, МЭА, ДЭА и ДИПА, а в качестве физического абсорбента - сульфолан (процесс «Сульфинол»), метанол (процесс «Амизол»), а также Ы-метилпирролидон, тетрагидрофуриловый спирт, бензиловый спирт и др.. В последние годы стал интенсивно внедряться в промышленные процессы абсорбент «Укарсол», разработанный фирмой «Юнион Карбайд» (США) и представляющий собой смесь МДЭА, алкиловых эфиров полиэтиленгликоля и воды.

1.1.1.4. Методы регенерации абсорбентов

Стадия десорбции С02 (регенерации абсорбента) осуществляется за счет сдвига равновесия газ-жидкость в сторону уменьшения

растворимости диоксида углерода. В промышленности это достигается одним из следующих способов (или их сочетанием):

- снижением парциального давления С02 над раствором путем снижения общего давления газа, например при использовании вакуума [47-49] либо отдувкой С02 другим газом или парами абсорбента [3, 50, 51];

- повышением температуры, что в подавляющем большинстве случаев приводит к снижению растворимости С02 в абсорбенте [52].

Когда десорбция требует нагревания абсорбента, затраты на процесс регенерации могут составлять до 40% [37] от всех эксплуатационных затрат установки очистки газа.

Исходя из этого, при физической абсорбции стадию десорбции выгоднее проводить не при нагревании, а путем сброса давления в системе (или отдувкой другим газом) вследствие близкой к линейной зависимости растворимости газа от давления.

В случае хемосорбции растворами алканоламинов регенерацию абсорбентов проводят, как правило, термическим способом. При увеличении температуры равновесие химических реакций, протекающих при абсорбции, сдвигается в сторону исходных продуктов: происходит десорбция С02 и регенерация алканоламинов [53].

Температура десорбции обычно составляет 100-130°С, при этом нагревание абсорбента, как правило, протекает в две стадии. На первой стадии используется тепло отходящих потоков горячего регенерированного абсорбента, а на второй стадии абсорбент доводят до необходимой температуры в рибойлерах, где в качестве горячего теплоносителя используется перегретый водяной пар. Типичной проблемой таких аппаратов является коррозия, так как коррозионная активность алканоламинов увеличивается при возрастании температуры [54]. Кроме того нагревание способствует протеканию побочных реакций с участием алканоламинов (в том числе, термоокислительной

деструкции). Для снижения нагрузки на рибойлер водяной пар иногда подают непосредственно в десорбер в качестве десорбирующего агента.

1.1.2. Адсорбционные методы очистки

Под адсорбцией обычно понимают поглощение отдельных компонентов из газовых смесей на поверхности твердого тела [5].

Адсорбция избирательна и обратима. Обратный процесс - выделение поглощенного компонента из твердой фазы называют десорбцией или регенерацией адсорбента, он осуществляется, как правило, путем повышения температуры или сбросом давления [18]. В качестве адсорбентов используют твердые вещества, имеющие большую удельную поверхность. К адсорбентам, используемым для очистки газовых смесей от СОг предъявляются следущие требования [55]:

• Высокая поглотилельная способность по диоксиду углерода (на современном уровне исследований перспективными считаются адсорбенты с поглотительной способностью 2-4 ммоль/г);

• Высокая скорость адсорбции;

• Высокая селективность по С02;

• Мягкие условия регенерации адсорбента;

• Стабильность адсорбентов в течение большого количества адсорбционно-десорбционных циклов;

• Стабильность адсорбционных характеристик поглотителей в присутствии влаги и других примесей, содержащихся в сырье;

• Низкая стоимость.

Адсорбция осуществляется в колонных аппаратах, заполненных адсорбентом. Процесс цикличен: слой адсорбента в цикле адсорбции насыщается поглощаемым компонентом, после чего адсорбент регенерируют [3, 47]. Принципиальная технологическая схема адсорбционной очистки показана на рис. 3.

Газ регенерации

Г

Газ на очистку

■ .............. .......... .....

Отдувочный газ

1

О*

В?

Топарныя газ

1

Г

9

3 О

ро

XX

оо г>0

1

Газ регенерации 4

V

А

- 1

«4-

Топарныи газ а

Товарный газ б

1,2,3,4 - адсорберы, 5 — теплообменник, 6 — аппарат воздушного охлаждения, 7, 9 - сепараторы, 8 - печь Рис. 3. Адсорбционная очистка [5]

Газ содержащий С02 поступает в адсорбер 1, заполненный адсорбентом. Процесс очистки продолжается до тех пор пока не зафиксируется проскок С02 на выходе из десорбера, то есть пока концентрация С02 в очищенном газе не превысит установленную норму. После этого адсорбер 1 переключается на регенерацию, а на поток очищаемого газа включают 2-й адсорбер 2. Десорбция С02 осуществляется в десорбере 3, в который подается товарный газ при необходимости нагретый до температуры десорбции. В это время адсорбер 4 охлаждают продувкой холодным товарным газом до температуры адсорбции. Продолжительность циклов адсорбции/десорбции и количество адсорберов выбираются в зависимости от мощности установки, требований к очищаемому газу и метода регенерации адсорбента таким образом, чтобы обеспечить непрерывность процесса.

Похожие диссертационные работы по специальности «Мембраны и мембранная технология», 05.17.18 шифр ВАК

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Шутова, Анастасия Андреевна, 2013 год

Список литературы

1. Baker R. W., Lokhandwala К. Natural Gas Processing with Membranes: An Overview. // Ind. Eng. Chem. Res. 2008. Vol. 47 P. 2109-2121.

2. Astarita G.D., Savage W., Bisio A. Gas treating with chemical solvents // New York: John Wiley ans Sons, 1983, 456 p..

3. Очистка технологических газов. Под ред. Семеновой Т.А. и Лейтеса И.Л. - М.: Химия, 1976. 392с.

4. Ведерников М.И. Производство аммиака из природного газа/М.И. Ведерников-Киев: Техника, 1970. -230 с.

5. Российская газовая энциклопедия/ Гл. ред. Р. Вяхирев.-М.: Большая Российская Энциклопедия, 2004.-527 с.

6. Лейтес И. Л., Майков А. В., Соколинский Ю. А., Вьюгина Т. П. Развитие энергосберегающей технологии аммиака и некоторые направления модернизации производства синтез-газа. // Химическая промышленность сегодня.-2010. № 12.-С. 5-18.

7. Wuebbles D.J., Jain А.К. Concerns about climate changes and the role of the fossil fuel use.// Fuel Process. Technol. 2001. Vol. 71. P. 99-119.

8. Авилов А.Э., Лейтес И.Л., Кондырев Б.И., Белов А.В. Новые области применения диоксида углерода (углекислоты) и модернизация технологии его выделения из газовых смесей. Химическая промышленность сегодня. -2010. №5.-С. 51-56.

9. Gozalpour F., Ren S.R., Tohidi В. С02 EOR and storage in oil reservoirs. // Oil & Gas Sci. Technol. - 2005. Vol. 60. P. 537-546.

10. Shi J.Q., Durucan S.C. C02 storage in deep unminable coal seams. // Oil & Gas Sci. Technol. - 2005. Vol. 60. P. 547-558.

11. Bradford M.C., Vannice M.A. C02 reforming of CH4. // Catal. Rev. - 1999. Vol. 41. P. 1-42.

12. Hunt A.J., Sin E.H.K., Mariott R., Clark J.H. // ChemSus. - 2010. Vol. 3. P. 306-322.

13. Rao A.B., Rubin E.S. A technical, economic and environmental assessment of amine-based C02 capture technology for power plant greenhouse gas control. // Environ. Sci. Technol. - 2002. Vol. 36. P. 4467-4475.

14. Suda Т., Iijima M., Tanaka H., Mitsuoka S., Iwaki T. // Environ. Prog. -1997. Vol. 16. P. 200-207.

15. Desideri U., Corbelli R. C02 capture in small size cogeneration plants: technical and economic consideration. // Energy Convers. Manage. - 1998. Vol. 339. P. 857-867.

16. Abu-Khader M.M. Recent progress in C02 capture/sequestration: A review. //Energy Sources, Part A. - 2006. Vol. 28. P. 1261-1279.

17. Yang H., Xu Z., Fan M., Gupta R., Slimane R.B., Bland A.E., Wright I. // J. Environ. Sci. - 2008. Vol. 20. P. 14-27.

18. Olajire A.A. C02 capture and separation technologies for end-of-pipe applications - A review. // Energy. - 2010. Vol. 35. P. 2610-2628.

19. Figueroa J.D., Fout Т., Plasynski S., Mcllvried H., Srivastava R.D. // International Journal of Greenhouse Gas Control. - 2008. Vol. 2. P. 9-20.

20. Бусыгина H.B., Бусыгин И.Г. Технология переработки природного газа и газового конденсата. - Оренбург: ИГЖ «Газпромпечать» ООО «Оренбурггазпромсервис», 2002 - 582 е..

21. Anand B.R., Rubin E.S. A technical, economic and environmental assessment of amine based C02 capture technology for power plant greenhouse gas control. // Environ. Sci. Technol. - 2002. Vol. 36. P. 4467-4475.

22. Kohl A., Nielsen R., Gas purification. Gulf Publishing, 1997 Houston. - 635

P-

23. Savage D.W., Astarita G., Joshi S. Chemical absorption and desorption of carbon dioxide from hot carbonate solutions. // Chem. Eng. Sci. - 1980. Vol.35. P. 1513-1522.

24. Benson H.E., Field J.H., Haynes W.P. Improved process for C02 absorption uses hot carbonate solutions. // Chem. Eng. Prog. - 1956. Vol. 52. P. 433-438.

25. Sukumaran Nair M.P. Petrochemical developments: Improved C02 removal from ammonia plants. // Hydrocarbon Processing. -2005. Vol. 84. P. 77-82.

26. Jassim M.S., Rochelle G.T. Innovative absorber/stripper configuration for C02 capture by aqueous monoethanolamine. // Ind. Eng. Chem. Res. - 2006. Vol. 45. P. 2465-2472.

27. Caplow M. Kinetics of carbamate formation and breakdown. // J. Am. Chem. Soc. - 1968. Vol. 90. P. 6795-6803.

28. Dankwerts P.V. The reaction of C02 with ethanolamines. // Chem. Eng. Sci. - 1979. Vol. 34. P. 443-445.

29. Ma'mun S., Svendsen H.F., Hoff H.A., Juliussen O. // Energy Conv. Manage. - 2007. Vol. 48. P. 251-258.

30. Donaldson Т.Е., Nguyen Y.N. Carbon dioxide reaction kinetics and transport in aqueous amine membranes. // Ind. Eng. Chem. Fundam. - 1980. Vol. 19. P. 260-266.

31. Lozza G., Chiesa P. Natural gas decarbonization to reduce C02 emissions from combined cycles. // Journal of Engineering for Gas Turbines and Power. -2002. Vol. 124. P. 82-88.

32. Isaacs E.E., Otto F.D., Mather A.E. Solubility of hydrogen sulfide and carbon dioxide in a sulfinol solution. // J. Chem. Eng. Data. - 1977. Vol. 22. P. 317-319.

33. Лаврентьев И.А., Феркель E.B., Афанасьев А.И., Бучинев В.В., Аветисов А.К. //Химическая промышленность. - 2002. №5. С. 7-16.

34. Lunsford К.М., Bullin J.A.. Optimisation of amine sweetening units // Proceedings of the 1996 AlChE Spring National Meeting. New York, NY: American Institute of Chemical Engineers, 1996.

35. Lu J., Wang L., Sun X., Li J., Liu X.. // Ind. Eng. Chem. Res. - 2005. Vol. 44. P. 9230-9238.

36. Glasscock D.A., Critchfield J.E., Rochelle G.T.. C02 absorption/desorption in mixtures of methyldiethanolamine with monoethanolamine or

diethanolamine. // Chemcal Engineering Science. - 1991. Vol. 46. P. 28292845.

37. Singh P., Versteeg G.F. Structure and activity relationships for C02 regeneration from aqueous amine-based absorbents. // Process Saf. Environ. Prot. - 2008. Vol. 86. P. 347-359.

38. Eide-Haugmo I., Brakstad O.G., Hoff K.A, Sorheim K.R., Silva E.F., Svendsen H.F.// Energy Procedía. - 2009. Vol. 1. P. 1297-1304.

39. Hasib-ur-Rahman M., Siaj M., Larachi F.. Ionic liquids for C02 capture— Development and progress. // Chemical Engineering and Processing. - 2010. Vol. 49. P. 313-322.

40. Bates E.D., Mayton R.D., Ntai I., Davis J.H.// J. Am. Chem. Soc. - 2002. Vol. 124. P. 926-927.

41. Baltus R.E., Counce R.M., Culbertson B.H., Luo H., DePaoli D.W., Dai S., Duckworth D.C.// Separation Science and Technology. - 2005. Vol. 40. P. 525541 .

42. Tang J., Sun W., Tang H., Radosz M.,Shen Y. // Macromolecules. - 2005. Vol. 38. P. 2037-2039.

43. Mak J., Nielsen D., Schutte D., Frey C. // Ingeniería Química. - 2006. Vol. 38. P. 79-91.

44. Beavon D.K., Roszkowski T.R. Purisol removes carbon dioxide from hydrogen, ammonia syngas. // Oil and Gas Journal. - 1969. Vol. 67. P. 138-142.

45. Johnson J.E., Homme J.A. Selexol solvent process reduces lean, high-C02 natural gas treating costs. // Energy Progress. - 1984. Vol. 4. P. 241-248.

46. Weiss H. Rectisol wash for purification of partial oxidation gases. // Gas Sep.Purif. - 1988. Vol. 2. P. 171-176.

47. Okabe K., Mano H., Fujioka Y. Separation and recovery of carbon dioxide by a membrane flash process. // International Journal of Greenhouse Gas Control. - 2008. Vol. 2. P. 485-491.

48. Fang M., Yan S., Luo Z., Ni M., Cen K. // Energy Procedía. - 2009. Vol. 1. P. 815-822.

49. Teramoto M., Kitada S., Ohnishi N., Matsuyama H., Matsumiya N. // J. Membr. Sei. - 2004. Vol. 234. P. 83-94.

50. Kosaraju P., Kowali A.S., Korikov A., Sirkar K.K. // Ind. Eng. Chem. Res. -2005. Vol. 44. P. 1250-1258.

51. Simons K., Nijmeijer K., Wessling M. Gas-liquid membrane contactors for C02 removal. // J. Membr. Sei. - 2009. Vol. 340. P. 214-220.

52. Dugas R., Rochelle G. Absorption and desorption rates of carbon dioxide with monoethanolamine and piperazine.// Energy Procedia. - 2009. Vol. 1. P. 1163-1169.

53. Jamal A., Meisen A., Lim C.J. Kinetics of carbon dioxide absorption and desorption in aqueous alkanolamine solutions using a novel hemispherical contactor - II: Experimental results and parameter estimation. // Chem. Eng. Sei. - 2006. Vol. 61. P. 6590-6603.

54. Oyenekan B.A., Rochelle B.T. Energy performance of stripper configurations for C02 capture by aqueous amines. // Ind. Eng. Chem. Res. 45 (2006), 2457-2464.

55. Sayari A., Belmabkhout Y., Serna-Guerrero R. Flue gas treatment via C02 adsorption. // Chemical Engineering Journal. -2011. Vol. 171. P. 760- 774.

56. Ruthven D.M., Principles of Adsorption and Adsorption Processes. / Wiley-Interscience, New York, 1984. 262 p.

57. Yang R.T. Gas Separation by Adsorption Processes. / Imperial College Press, Boston, 1997 353 p..

58. Barrer R.M., Gibbons R.M. Zeolitic carbon dioxide: energetics and equilibrium in relation to exchangeable cations in faujasite. // J. Chem. Soc., Faraday Trans. - 1965. Vol. 61. P. 948-961.

59. Walton K.S., Abney M.B., LeVan M.D. C02 adsorption in Y and X zeolites modified by alkali metal cation exchange. // Micropor. Mesopor. Mater. - 2006. Vol. 91. P. 78-84.

60. Maurin G., Llewellyn P.L., Bell R.G. Adsorption mechanism of carbon dioxide in Faujasites: Grand Canonical Monte Carlo simulations and

microcalorimetry measurements. // J. Phys. Chem. B. - 2005. Vol. 109. P. 16084-16091.

61. Deroche I., Gaberova L., Maurin G., Llewellyn P.L., Castro M., Wright P. // Adsorption. - 2008. Vol. 14. P. 207-213.

62. Castro M., Warrender S.G., Wright P., Apperley D.C., Belmabkhout Y., Pirngruber G., Min H.K., Park M.B., Hong S.B. // J. Phys. Chem. - 2009. Vol. 113. P. 15731-15741.

63. Caskey S.R., Wong-Foy A.G., Matzger A.J. Dramatic tuning of carbon dioxide uptake via metal substitution in a coordination polymer with cylindrical pores.//J. Am. Chem. Soc. - 2008. Vol. 130. P. 10870-10871.

64. Furukawa H., Yaghi O.M. Storage of hydrogen, methane, and carbon dioxide in highly porous covalent organic frameworks for clean energy applications. // J. Am. Chem. Soc. - 2009. Vol. 131. P. 8875-8883.

65. Babarao R., Jiang J. Molecular screening of metal-organic frameworks for C02 storage. // Langmuir. - 2008. Vol. 24. P. 6270-6278.

66. Xu X., Song C., Andersen J.M., Miller B.G., Scaroni A.W. // Energy Fuels. -2002. Vol. 16. P. 1463-1469.

67. Son W.J., Choi J.S., Ahn W.S. Adsorptive removal of carbon dioxide using polyethylenimine-loaded mesoporous materials. // Micropor. Mesopor. Mater. -2008. Vol. 113. P. 31-40.

68. Jadhav P.D., Chatti R.V., Biniwale R.B., Labhsetwar N.K., Devotta S., Rayalu S.S. // Energy Fuels. - 2007. Vol. 21. P. 3555-3559.

69. Fisher J.C., Tanthana J., Chuang S.S.C. Oxide-supported tetraethylenepentamine for C02 capture. // AIChE J. - 2009. Vol. 28. P. 589598.

70. Lee S., Filburn T.P., Gray M., Park J.W., Song H.J. // Ind. Eng. Chem. Res. - 2008. Vol. 47. P. 7419-7423.

71. Plaza M.G., Pevida C., Arias B., Fermoso J., Casal M.D., Martin C.F., Rubiera F., Pis J.J. // Fuel. - 2009. Vol. 88. P. 2442-2447.

72. Gray M.L., Hoffman J.S., Hreha D.C., Fauth D.J., Hedges S.W., Champagne K.J., Pennline H.W. // Energy Fuels. - 2009. Vol. 23. P. 4840-4844.

73. Zukal A., Domínguez I., Mayerova J., Cejka J. // Langmuir. - 2009. Vol. 25. P. 10314-10321.

74. Liang Z., Fadhel В., Schneider C.J., Chaffee A.L. // Micropor. Mesopor. Mater. - 2008. Vol. 111. P. 536-543.

75. Drese J.H., Choi S., Lively R.P., Koros W.J., Fauth D.J., Gray M.L., Jones C.W. // Adv. Func. Mater. - 2009. Vol. 19. P. 3821-3832.

76. Bernardo P., Drioli E., Golemme G. Membrane gas separation: A review/State of the art. // In Ind. Eng. Chem. Res. - 2009. Vol. 48. P. 46384663.

77. Dortmundt D., Doshi K., Recent developments in C02 removal membrane technology, 1999 UOP LLC, Des Plaines, Illinois, USA - 181 p.

78. Gabelman A., Hwang S.T. Hollow fiber membrane contactors. // J. Membr. Sci. - 1999. Vol. 159. P. 61-106.

79. Baker R.W. Future directions of membrane gas separation technology. // Ind. Eng. Chem. Res. - 2002. Vol. 41. P. 1393-1411.

80. UOP LLC Separex™ Membrane Technology. UOP 5241E-01; 2009.

81. Cameron. CYNARA C02 Membrane Separation Solutions. TC9814-012. USA; 2010.

82. US20040099138 Medal Air Liquid.

83. Казарян T.C., Седых А.Д., Гайнуллин Ф.Г., Шевченко А.И. Мембранная технология в решении экологических проблем газовой промышленности. - М.: Недра, 1997.

84. Scholes С.А., Stevens G.W., Kentish S.E. Membrane gas separation applications in natural gas processing.// Fuel. - 2012. Vol. 96. P. 15-28.

85. Hart A., Gnanendran N. Cryogenic C02 capture in natural gas. // Energy Procedía. -2009. Vol. 1. P. 697-706.

86. Tuinier M.J., Annaland M. van Sint, Kuipers J.A.M.// International Journal of Greenhouse Gas Control. -2011. Vol. 5. P. 694-701.

87. Tuinier M.J., Annaland M.van Sint, Kramer G.J., Kuipers J.A.M. // Chem. Eng. Sci. -2010. Vol. 65. P. 114-119.

88. Clodic, D., Younes, M., Bill, A. A new method for C02 capture: frosting C02 at atmospheric pressure. // Sixth International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies GHGT6. (Kyoto, Japan, 1^1 October 2002). - Kyoto, 2002.-p. 155-160.

89. Tuinier M.J., Hamers H.P., Annaland M. van Sint. // International Journal of Greenhouse Gas Control. -2011. Vol. 5. P. 1559-1565.

90. www.sulzer.ru (Дата обращения 20.10.2011).

91. Qi Z., Cussler E.L. Microporous hollow fibers for gas absorption. Part 1: mass transfer in the liquid. // J. Membr. Sci. - 1985. Vol. 23. P. 321-332.

92. Qi Z., Cussler E.L Microporous hollow fibers for gas absorption. Part 2: mass transfer across the membrane. // Journal of Membrane Science. — 1985. Vol. 23. P. 333-345.

93. deMontigny D., Tontiwachwuthikul P., Chakma A. Comparing the absorption performance of packed columns and membrane contactors. // Ind. Eng. Chem. Res. -2005. Vol. 44. P. 5726-5732.

94. Feron P.H.M., Jansen A.E. Capture of carbon dioxide using membrane gas absorption and reuse in the horticultural industry. // Energy Conv. Manage. -1995. Vol. 36. P. 411-414.

95. Mansourizadeh A., Ismail A.F. Hollow fiber gas-liquid membrane contactors for acid gas capture: A review. // J. Hazard. Mater. - 2009. Vol. 171. P. 38-53.

96. Li K., Teo W.K. An ultraskin skinned hollow fibre module for gas absorption at elevated pressures. // Trans IChemE. - 1996. Vol. 74. P. 856-862.

97. Лысенко A.A., Трусов A.H., Волков A.B. ПВТМС-мембраны для регенерации абсорбентов углекислого газа при повышенных давлениях. // Мембраны. Критические технологии. - 2010. № 2. С. 32-36.

98. Li J.L., Chen В.Н. Review of С02 absorption using chemical solvents in hollow fiber membrane contactors. // Sep. Purif. Technol. - 2005. Vol. 41. P. 109-122.

99. Koonaphapdeelert S., Wu Z., Li K. Carbon dioxide stripping in ceramic hollow fibre membrane contactors. // Chemical Engineering Science. - 2009. Vol. 64. P. 1-8.

100. Dindore V.Y., Brilman D.W.F., Geuzebroek F.H., Versteeg G.F. // Sep. Purif. Technol. -2004. Vol. 40. P. 133-145.

101. Karoor S., SirkarK.K. Gas absorption studies in microporous hollow fiber membrane modules. // Ind. Eng. Chem. Res. - 1983. Vol. 32. P. 674-684.

102. Rongwong W., Jiraratananon R., Atchariyawut S. Experimantal study on membrane wetting in gas-liquid membrane contacting process for C02 absorption by single and mixed absorbents. // Sep. Purif. Technol. - 2009. Vol. 69. P. 118-125.

103. Wang R., Zhang H.Y., Feron P.H.M., Liang D.T. // Sep. Purif. Technol. -2005. Vol. 46. P. 33-40.

104. Zhang H.Y., Wang R., Liang D.T., Tay J.H. // J. Membr. Sci. - 2008. Vol. 308. P. 162-170.

105. Lu J.G., Zheng Y.F., Cheng M.D. Wetting mechanism in mass transfer process of hydrophobic membrane gas absorption. // J. Membr. Sci. - 2008. Vol. 308. P. 180-190.

106. Dindore V.Y., Brilman D.W.F., Feron P.H.M., Versteeg G.F. // J. Membr. Sci. - 2004. Vol. 235. P. 99-109.

107. Khaisri S., deMontigny D., Tontiwachwuthikul P., Jiraratananon R. // Sep. Purif. Technol. -2009. Vol. 65. P. 290-297.

108. Hoff K.A., Juliussen O., Falk-Pedersen O., Svendsen H.F. // Ind. Eng. Chem. Res. - 2004. Vol. 43. P. 4908-4921.

109. Kim Y.S., Yang S.M. Absorption of carbon dioxide through hollow fiber membranes using various aqueous absorbents. // Sep. Purif. Technol. - 2000. Vol. 21. P. 101-109.

110. Nishikawa N., Ishibashi M., Ohta H., Akutsu N., Matsumoto H., Kamata Т., Kitamura H. // Energy Conv. Manage. - 1995. Vol. 36. P. 415-418.

111. Falk-Pedersen О., Dannstrom H. Separation of carbon dioxide from offshore gas turbine exhaust. // Energy Conv. Manage. - 1997. Vol. 38. P. S81-S86.

112. http://www.liqui-cel.com/ (дата обращения 25.10.2011).

113. http://www.celgard.com/ (дата обращения 25.10.2011).

114. Rangwala Н.А. Absorption of carbon dioxide into aqueous solutions using hollow fiber membrane contactors. // J. Membr. Sci. - 1996. Vol. 112. P. 229240.

115. Wang R., Li D.F., Zhou C., Liu M., Liang D.T. // J. Membr. Sci. - 2004. Vol. 229. P. 147-157.

116. Barbe A.M., Hogan P.A., Johnson R.A. Surface morphology changes during initial usage of hydrophobic, microporous polypropylene membranes. // J. Membr.Sci. - 2000. Vol. 172. P. 149-156.

117. Kumar P.S., Hogendoorn J.A., Feron P.H.M., Versteeg G.F. // Chem. Eng. Sci. - 2002. Vol. 57. P. 1639-1651.

118. Feron P.H.M., Jansen A.E. C02 separartion with polyolefin membrane contactors and dedicated absorption liquids: performances and prospects. // Sep. Purif. Technol. -2002. Vol. 27. P. 231-242.

119. Lee Y., Noble R.D., Yeom B.Y., Park Y.I., Lee K.H. // J. Membr. Sci. -2001. Vol. 194. P. 57-67.

120. Dindore V.Y., Brilman D.W.F., Feron P.H.M., Versteeg G.F. // J. Membr. Sci. - 2004. Vol. 235.P. 99-109.

121. Rajabzadeh S., Yoshimoto S., Teramoto M., Al-Marzouqi M., Matsuyama H. // Sep. Purif. Technol. - 2009. Vol. 69. P. 210-220.

122. Yeon S.H., Lee K.S., Sea В., Park Y.I., Lee K.H. // J. Membr. Sci. - 2005. Vol.257. P. 156-160.

123. Lin S.H., Hsieh C.F., Li M.H., Tung K.L. // Desalination 249 (2009), 647653.

124. Lin S.H., Chiang P.C., Hsieh C.F., Li M.H., Tung K.L. // Journal of Chinese Institute of Chemical Engineers. - 2008. Vol. 39. P. 13-21.

125. Marzouk S.A.M., Al-Marzouqi M.H., El-Naas M.H., AbdullatifN., Ismail Z.M. // J. Membr. Sci. - 2010. Vol. 351. P. 21 -27.

126. Al-Saffar H.B., Ozturk B., Hughes R. A comparison of porous and non-porous gas-liquid membrane contactors for gas separation. // Trans IChemE -1997. Vol. 75. P. 685-692.

127. Li K., Teo W.K. Use of permeation and absorption methods for C02 removal in hollow fiber membrane modules. // Sep. Purif. Technol. - 1998. Vol. 13. P. 79-88.

128. Wang D., Li K., Teo W.K. Polyethersulfone hollow fiber gas separation membranes prepared from NMP/alcohol solvent systems.//.!. Membr. Sci. -1996. Vol. 115. P. 85-108.

129. Chabanon E., Bouallou C., Remigy J.C., Lasseuguette E., Medina Y., Favre E., Nguyen P.T., D. Roizard. // Energy Procedia. - 2011. Vol. 4. P. 1769-1776.

130. Robeson L.M. The upper bound revisited. // J. Membr. Sci. - 2008. Vol. 320. P. 390-400.

131. Korikov A.P., Sirkar K.K. Membrane gas permeance in gas-liquid membrane contactor systems for solutions containing a highly reactive absorbent. // J. Membr. Sci. - 2005. Vol. 246. P. 27-37.

132. Feron P.H.M., Volkov V.V., Khotimsky V.S., Teplyakov V.V. Membrane gas separation./ W02006004400.

133. Bessarabov D.G., Jacobs E.P., Sanderson R.D., Beckman I.N. // J. Membr. Sci. - 1996. Vol. 113. P. 275-284.

134. Tsarkov S.E., de Bruin J., Volkov A.V., Goetheer E.L.V., Volkov V.V. Asymmetric PVTMS-membranes for membrane gas desorption: regeneration of amine-based solvents. // EMS Conference «Euromembrane-2009»: Book of abstracts of the (Montpellier - France, 6-10 September 2009), - Publisher, OSC Associates, 2009. - P. 446.

135. Teplyakov V.V., Gassanova L.G., Sostina E.G., Slepova E.V., Modigell M., Netrusov A.I. // Int. J. Hydrogen Energy. - 2002. Vol. 27. P. 1149-1155.

136. Modigell M., Schumacher M., Teplyakov V.V., Zenkevich V.B. 11 Desalination. - 2008. Vol. 224. P. 186-190.

137. Шалыгин М.Г. Селективный перенос газов в газо-жидкостной мембранной системе. // дисс. канд. хим. наук. - М. 2007.

138. Teplyakov V.V., Okunev A.Y., Laguntsov N.I. Computer design of recycle membrane contactor systems for gas separation. // Sep. Purif. Technol. - 2007. Vol. 57. P. 450-454.

139. Shalygin M.G., Roizard D., Favre E., Teplyakov V.V. // J. Membr. Sci. -2008. Vol. 318. P. 317-326.

140. Usachov V.V., Teplyakov V.V., Okunev A.Y., Laguntsov N.I. // Sep. Purif. Technol. - 2007. Vol. 57. P. 502-506.

141. Okunev A.Yu., Laguntsov N.I. Effect ofNonequilibrium Absorption on Gas Transport in Heterogeneous Systems. // Theoretical Foundations of Chemical Engineering. - 2007. Vol. 41. P. 257-263.

142. Kumazawa H. Absorption and desorption of C02 by aqueous solutions of stericcally hindered 2-amino-2-methyl-l-propanol in hydrophobic microporous hollow fiber contained contactors. // Chem, Ens. Comm. - 2000. Vol. 182. P. 163-179.

143. Krupiczka R., Rotkegel A., Ziobrowski Z. Carbon dioxide removal from MEA - water solution on PDMS tubular membrane. // Chemical and Process Engineering. - 2011. Vol. 32. № 4. P. 281-290.

144. Simioni M., Kentish S.E., Stevens G.W. Polymeric alternatives to Teflon for membrane stripping. // Energy Procedia. - 2011. Vol. 4. P. 659-665.

145. Simioni M., Kentish S.E., Stevens G.W. Membrane stripping: Desorption of carbon dioxide from alkali solvents. // Journal of Membrane Science. - 2011. Vol. 378. P. 18-27.

146. Trusov A., Legkov S., van den Broeke L.J.P., Goetheer E., Khotimsky V., Volkov A. // Journal of membrane science . - 2011. Vol. 383. P. 241-249.

147. Лысенко А.А., Баженов С.Д., Василевский В.П., Новицкий Э.Г., Волков А.В. // Мембраны и мембранные технологии. — 2012. - №4. - С.243-248.

148. Kreulen Н., Smolders С.A., Versteeg G.F., van Swaaij W.P.M. // J.Membr.Sci. - 1993. Vol.78. P. 217-238.

149. Dindore V.Y., Brilman D.W.F., Versteeg G.F. Hollow fiber membrane contactor as a gas-liquid model contactor.// Chem.Eng.Sci. - 2005. Vol. 60. P. 467-479.

150. Kreulen H., Smolders C.A., Versteeg G.F., van Swaaij W.P.M. // J.Membr.Sci. - 1993. Vol.78. P. 197-216 .

151. Wickramasinghe S.R., Semmens M.J., Cussler E.L. Mass transfer in various hollow fiber geometries. // J. Memb.Sci. - 1992. Vol. 69. P. 235-250.

152. Bottino A., Capannelli G., Comite A., Di Felice R., Firpo R.// Sep. Purif. Technol.- 2008. Vol. 59. P. 85-90 .

153. Rode S., Nguen P.T., Roizard D., Bounaceur R., Castel C., Favre E. // J.Membr.Sci. -2012. Vol. 389. P. 1-16.

154. Wu J., Chen V. Shell-side mass transfer performance of randomly packed hollow fiber modules. // J.Membr.Sci. - 2000. Vol. 172. P. 59-79.

155. Lively R.P., Leta D.P., de Rites B.A., Chance R.R., Koros W.L. // Chem.Eng.J. -2011. Vol. 171. P.801-810.

156. Chabandon E., Roizard D., Favre E. Modelling strategies of membrane contactors for post-combustion carbon capture: A critical comparative study. // Chem.Eng.Sci. -2013. Vol. 87. P. 393-407.

157. Gong Y., Wang Z., Wang S. Experiments and simulation of C02 removal by mixed amines in a hollow fiber membrane module. // Chem.Eng.Process. — 2006. Vol. 45. P. 652-660.

158. Lu J., Zheng Y., Cheng M., Wang L. // J.Membr.Sci. - 2007. Vol. 289. P. 138-149.

159. Al-Marzouqi M., El-Naas M.H., Marzouk S.A.M., Al-Zarooni M., Abdulllatif N., Faiz R. // Sep.Purif.Technol. - 2008a. Vol. 59. P. 286-293.

160. Al-Marzouqi M., El-Naas M.H., Marzouk S.A.M., Abdulllatif N., Faiz R. // Sep.Purif.Technol. - 2008b. Vol. 62. P. 499-506.

161. Khaisri S., de Montigny D., Tontiwachwuthikul P., Jiraratananon R. // J.Membr.Sci. -2010. Vol. 347. P. 228-239.

162. Khotimsky V.S., Tchirkova M.V., Litvinova E.G., Rebrov A.I., Bondarenko G.N. // Journal of Polymer Science: Part A. - 2003. Vol. 41. P. 2133-2155.

163. Wang Z., Fang M., Pan Y., Yan S., Luo Z. // Chem. Eng. Sci. - 2013. Vol. 93. P. 238-249.

164. Волков A.B., Волков B.B., Хотимский B.C. Мембраны на основе поли-1-триметилсилил-1-пропина для разделения жидкостей. // Высокомолекулярные соединения. -2009. -Т. 51. -С. 2113-2128..

165. Волков А.В., Федоров Е.В., Малахов А.О., Волков В.В. // Высокомолекулярные соединения. -2002. -Т. 44. -С. 1064-1068.

166. Василевский В.П., Волков В.В., Новицкий Э.Г. Электромембранная регенерация аминовых растворов в процессах очистки газов. // Критические технологии. Мембраны. - 2009. Т. 14. -№4 С. 10-14 .

167. V.P. Vasilevsky, V.V. Volkov, E.G. Novitsky. Electromembrane regeneration of amine solutions of gas treatment processes //Critical technologies. Membranes. - 2009. Vol. 14. №4. P. 10-14.

168. Эшворт М.Р.Ф. Титриметрические методы анализа органических соединений. Методы прямого титрования. 2-е изд. перераб. доп. М.: Химия, 1968. 555 с.

169. Дибров Г.А. Получение и свойства композиционных мембран на основе высокопроницаемых полимерных стекол для мембранных контакторов высокого давления: дисс. канд. хим. наук. // М., 2013.

170. Malek A., Li К., Тео W.K. Modelling of microporous hollow fiber membrane modules operated under partially wetted conditions. // Industrial and Engineering Chemistry Research. -1997. Vol. 36. P. 784-79.

171. Volkov A.V., Yushkin A.A., Grekhov A.M., Shutova A.A., Bazhenov S.D., Tsarkov S.E., Khotimsky V.S., Vlugt T.J.H., Volkov V.V. // J. Membr. Sci. -2013. Vol.440. P. 98-107.

172. Бараненко В.И., Фальковский Jl.H., Киров B.C., Куршок Л.Н., Мусиенко А.Н., Пионтковский А.И. // Атомная энергия. - 1990. Т. 68. С. 291-294.

173. Трусов А.Н. Регенерация абсорбентов углекислого газа в мембранных контакторах газ-жидкость. : дисс. канд. хим. наук. // М., 2010.

174. Lee J.I., Otto F.D., Mather А.Е. The solubility of mixtures of carbon dioxide and hydrogen sulfide in aqueous diethanolamine solutions. // Can. J. Eng. Data. - 1974. Vol. 52. P. 125-127.

175. Fisher K.S., Beitler C., Rueter C. Searcy K., Rochelle G., Jassim M., Figueroa J.D. Integrating MEA regeneration with C02 compression to reduce C02 capture costs. // Fourth annual conference on carbon capture and sequestration: Conference proceedings. (Alexandria, USA, 2-5 May 2005). -2005. P. 405.

176. Jou. F.Y., Mather A.E., Otto F.D. The Solubility of C02 in a 30 Mass Percent Monoethanolamine Solution. // Can. J. Chem. Eng. — 1995. Vol. 73. P. 140-147.

177. Tonga D.,Trusler J.P.M., Maitland G.C., Gibbins J., Fennell P.S. //Int.J.of Greenhouse Gas Control. -2012. Vol. 6. P.37-47.

178. Режимный лист установки ГФУ Куйбышевского НПЗ от 17.09.2009.

179. Бабичев А.П., Бабушкина Н.А., Братковский A.M. и др, Физические величины: справочник; под ред. Григорьева И.С., Мейлихова Е.З.. - М.; Энергоатомиздат, 1991. - 1232 с.

180. Bettermann I., Vogt М., Goldschmuidt R., Bathen D., Rosier H.W. Flue gas decarbonisation via membrane contactors and structured packings - a comparison. // 13th Aahener Membran Kolloquium: Proceedings. (Aachen, 2728 October 2010). - 2010. - P. 189-197.

181. Kumar P.S. Development and design of membrane gas absorption processes. Ph.D. Thesis, University of Twente, 2002.

182. Horn N.R., Paul D.R. Carbon dioxide plasticization of thin glassy polymer films// Polymer. - 2011. №52. P. 5587-5594.

183. Horn N.R., Paul D.R.Carbon Dioxide Sorption and Plasticization of Thin Glassy Polymer Films Tracked by Optical Methods/ZMacromolecules. - 2012. №45. P. 2820-2834.

184. Yampol'skii Yu. P., Shishatskii S. M., Shantorovich V. P., Antipov E. M., Kuzmin N. N., Rykov S. V., Khodjaeva V.L., Plate N.A., J. Appl. Polym. Sci. -1993. №48. P. 1935-1944.

Обратите внимание, представленные выше научные тексты размещены для ознакомления и получены посредством распознавания оригинальных текстов диссертаций (OCR). В связи с чем, в них могут содержаться ошибки, связанные с несовершенством алгоритмов распознавания. В PDF файлах диссертаций и авторефератов, которые мы доставляем, подобных ошибок нет.