Amine scrubbing has been used to separate carbon dioxide (CO 2 ) from natural gas and hydrogen since 1930. It is a robust technology and is ready to be tested and used on a larger scale for CO 2 capture from coal-fired power plants. The minimum work requirement to separate CO 2 from coal-fired flue gas and compress CO 2 to 150 bar is 0.11 megawatt-hours per metric ton of CO 2 . Process and solvent improvements should reduce the energy consumption to 0.2 megawatt-hour per ton of CO 2 . Other advanced technologies will not provide energy-efficient or timely solutions to CO 2 emission from conventional coal-fired power plants.

In recent years, Carbon Capture and Storage (Sequestration) (CCS) has been proposed as a potential method to allow the continued use of fossil-fuelled power stations whilst preventing emissions of CO2 from reaching the atmosphere. Gas, coal (and biomass)-fired power stations can respond to changes in demand more readily than many other sources of electricity production, hence the importance of retaining them as an option in the energy mix. Here, we review the leading CO2 capture technologies, available in the short and long term, and their technological maturity, before discussing CO2 transport and storage. Current pilot plants and demonstrations are highlighted, as is the importance of optimising the CCS system as a whole. Other topics briefly discussed include the viability of both the capture of CO2 from the air and CO2 reutilisation as climate change mitigation strategies. Finally, we discuss the economic and legal aspects of CCS.

This work studies the absorption of carbon dioxide into aqueous solutions of piperazine in a wetted wall contactor. Absorption was studied from 298 to 333K in solutions of 0.6 and 0.2M aqueous piperazine. The apparent reaction rate is first order in both carbon dioxide and piperazine with a value of 53,700m3/kmols at 25°C. The apparent second-order rate constant follows an Arrhenius temperature dependence over the range studied with an activation energy of 3.36×104kJ/kmol. Solubility in 0.6M PZ was measured by bracketing absorption and desorption in the wetted wall contactor at 313 and 343K. Chemical and phase equilibrium was modeled by considering the following piperazine species: piperazine carbamate, dicarbamate, protonated carbamate, and protonated piperazine. Henry's law and the dissociation of carbon dioxide to form bicarbonate and carbonate were also considered. The carbamate stability constant and pKa for piperazine carbamate were regressed from the VLE data. Although shown to be present by NMR, the dicarbamate is not the dominant reaction product at any loading. The carbamate stability constant is comparable to other secondary amines such as diethanolamine (DEA) but the apparent second-order rate constant is an order of magnitude higher than primary amines such as monoethanolamine (MEA) or diglycolamine (DGA®). The second-order rate constant obtained in this work is much higher than previously published values for the piperazine/carbon dioxide reaction. These previous studies were limited by mass transfer limitation of products and reactants and were not a true measurement of the kinetics of carbon dioxide/piperazine. There is some evidence that the reactivity of piperazine is due to its cyclic and diamine characteristics.

ADVERTISEMENT RETURN TO ISSUEPREVArticleNEXTModel of vapor-liquid equilibria for aqueous acid gas-alkanolamine systems using the electrolyte-NRTL equationDavid M. Austgen, Gary T. Rochelle, Xiao Peng, and Chau Chyun ChenCite this: Ind. Eng. Chem. Res. 1989, 28, 7, 1060–1073Publication Date (Print):July 1, 1989Publication History Published online1 May 2002Published inissue 1 July 1989https://pubs.acs.org/doi/10.1021/ie00091a028https://doi.org/10.1021/ie00091a028research-articleACS PublicationsRequest reuse permissionsArticle Views5611Altmetric-Citations440LEARN ABOUT THESE METRICSArticle Views are the COUNTER-compliant sum of full text article downloads since November 2008 (both PDF and HTML) across all institutions and individuals. These metrics are regularly updated to reflect usage leading up to the last few days.Citations are the number of other articles citing this article, calculated by Crossref and updated daily. Find more information about Crossref citation counts.The Altmetric Attention Score is a quantitative measure of the attention that a research article has received online. Clicking on the donut icon will load a page at altmetric.com with additional details about the score and the social media presence for the given article. Find more information on the Altmetric Attention Score and how the score is calculated. Share Add toView InAdd Full Text with ReferenceAdd Description ExportRISCitationCitation and abstractCitation and referencesMore Options Share onFacebookTwitterWechatLinked InRedditEmail Other access optionsGet e-Alertsclose Get e-Alerts

Amine scrubbing will be the technology of choice for CO2 capture from coal-fired power plants. 7 m monoethanolamine (30 wt% MEA) has been the standard solvent to represent the capability of this technology. This paper presents a new standard process that uses 8 m piperazine (40 wt% PZ) with regeneration at 150 °C by a two-stage flash. The performance data for the piperazine system is non-proprietary and available for standard comparisons. The expected energy requirement for a piperazine or other advanced amine scrubbing processes will approach 220 kWh/tonnes CO2 removed. The minimum work for this separation is 113 kWh/tonnes. The major exergy losses (kWh/tonnes CO2) in the piperazine process are: condenser, 34; exchanger, 25; compressor, 22; absorber, 14. Because mechanical adiabatic compression has an overall thermodynamic efficiency of 55–60%, amine scrubbing with thermal swing regeneration provides better energy performance with greater heat of CO2 absorption and maximum regeneration temperature. Piperazine can be used up to 150 °C without significant thermal degradation. This allows better energy performance and minimizes the impacts of degradation products. The piperazine solvent is resistant to oxidative degradation, has less volatility than MEA, and is not corrosive to stainless steel. It is also suitable for reclaiming by distillation and other methods already commercialized by the gas treating industry.

Concentrated, aqueous piperazine (PZ) has been investigated as a novel amine solvent for carbon dioxide (CO2) absorption. The CO2 absorption rate of aqueous PZ is more than double that of 7 m MEA and the amine volatility at 40 °C ranges from 11 to 21 ppm. Thermal degradation is negligible in concentrated, aqueous PZ up to a temperature of 150 °C, a significant advantage over MEA systems. Oxidation of concentrated, aqueous PZ is appreciable in the presence of copper (4 mM), but negligible in the presence of chromium (0.6 mM), nickel (0.25 mM), iron (0.25 mM), and vanadium (0.1 mM). Initial system modeling suggests that 8 m PZ will use 10–20% less energy than 7 m MEA. The fast mass transfer and low degradation rates suggest that concentrated, aqueous PZ has the potential to be a preferred solvent for CO2 capture.

Thermal degradation of monethanolamine (MEA) is quantified as a function of initial amine concentration, CO2 loading, and temperature over a range of expected stripper conditions in an amine absorber/stripper unit. The sum of the degradation products N,N’-di(2-hydroxyethyl)urea, 1-(2-hydroxyethyl)-2-imidazolidone, and N-(2-hydroxyethyl)ethylenediamine make up the majority of total MEA loss. The temperature dependent rate constant has an activation energy similar to diethanolamine (DEA) of 29 kcal/mole which corresponds to a quadrupling of the degradation rate when the stripper temperature is increased 17 ∘C. At 135 ∘C the degradation rate varies from 2.5 to 6% per week. Using speciation data from an Aspen® model of a stripper unit, losses in the packing are significant, but the majority of MEA loss occurs in the reboiler and reboiler sump. Thermal degradation is minor when the reboiler temperature is held below 110 ∘C

Rate-based process modeling technology has matured and is increasingly gaining acceptance over traditional equilibrium-stage modeling approaches. [Taylor et al. Chem. Eng. Prog. 2003, 99, 28−39] Recently comprehensive pilot plant data for carbon dioxide (CO2) capture with aqueous monoethanolamine (MEA) solution have become available from the University of Texas at Austin. The pilot plant data cover key process variables including CO2 concentration in the gas stream, CO2 loading in lean MEA solution, liquid to gas ratio, and packing type. In this study, we model the pilot plant operation with Aspen RateSep, a second generation rate-based multistage separation unit operation model in Aspen Plus. After a brief review on rate-based modeling, thermodynamic and kinetic models for CO2 absorption with the MEA solution, and transport property models, we show excellent match of the rate-based model predictions against the comprehensive pilot plant data and we validate the superiority of the rate-based models over the traditional equilibrium-stage models. We further examine the impacts of key rate-based modeling options, i.e., film discretization options and flow model options. The rate-based model provides excellent predictive capability, and it should be very useful for design and scale-up of CO2 capture processes.