Твердые сорбенты для улавливания углерода - Википедия - Solid sorbents for carbon capture

Твердые сорбенты для улавливания углерода включать широкий спектр пористый, твердый -фаза материалы, включая мезопористые кремнеземы, цеолиты, и металлоорганические каркасы. Они могут выступать в качестве более эффективных альтернатив аминовая очистка газа процессы выборочного удаления CO2 из крупных стационарных источников, в том числе энергостанции.[1] В то время как уровень технологической готовности твердых адсорбенты за улавливание углерода варьируется между уровнями исследований и демонстраций, твердые адсорбенты продемонстрировали свою коммерческую жизнеспособность для жизненная поддержка и криогенная перегонка Приложения. В то время как твердые адсорбенты подходят для улавливание и хранение углерода являются активной областью исследований в материаловедение наличие серьезных технологических и политических препятствий ограничивает доступность таких технологий.

Обзор

Основная статья: Улавливание и хранение углерода § Улавливание

Горение ископаемое топливо генерирует более 13 гигатонны CO2 в год.[2] Обеспокоенность по поводу воздействия CO2 в отношении изменения климата и закисление океана вел правительства и отрасли исследовать осуществимость технологий, улавливающих образующийся CO2 от входа в цикл углерода. Для новых электростанций такие технологии, как предварительное сжигание и кислородно-топливное горение может упростить разделение газов процесс.

Однако существующие электростанции требуют дожигание разделение CO2 от дымовые газы с скруббер. В такой системе ископаемое топливо сгорел с воздуха и CO2 избирательно удаляется из газовой смеси, также содержащей N2, ЧАС2О, О2 и проследить сера, азот и металл примеси. Хотя точные условия разделения зависят от топлива и технологии, в целом CO2 присутствует на низком уровне концентрации (4-15% v / v ) в газовых смесях около атмосферное давление и в температуры примерно -60 ° C.[3] Сорбенты для улавливания углерода регенерируются с использованием температура, давление или же вакуум, так что CO2 могут быть собраны для секвестрации или утилизации, а сорбент может быть использован повторно.

Наиболее значительным препятствием для улавливания углерода является большое количество электричество требуется.[4] Без политики или налог стимулы, производство электроэнергии на таких станциях неконкурентоспособно с другими источниками энергии.[5] Наибольшие эксплуатационные расходы для электростанций с улавливанием углерода - это сокращение количества производимой электроэнергии,[6] потому что энергия в виде пара отвлекается от выработки электричества в турбины к регенерированию сорбента. Таким образом, минимизация количества энергии, необходимой для регенерации сорбента, является основной целью многих исследований по улавливанию углерода.

Метрики

Существует значительная неопределенность относительно общей стоимости выбросов CO после сжигания.2 захватить, потому что полномасштабные демонстрации технологии еще не проводились.[7] Таким образом, при сравнении различных адсорбентов обычно полагаются на индивидуальные показатели эффективности.[8]

Энергия регенерации - обычно выражается в энергии, израсходованной на вес CO.2 уловлено (например, 3000 кДж / кг). Эти значения, если они рассчитываются непосредственно из скрытый и разумный тепловые компоненты регенерации, измерьте общее количество энергии, необходимое для регенерации.[9]

Паразитическая энергия - похожа на регенерирующую энергию, но измеряет, сколько полезной энергии теряется. Из-за несовершенного тепловая эффективность Что касается электростанций, не все тепло, необходимое для регенерации сорбента, на самом деле производило бы электричество.[10]

Адсорбционная способность - количество CO2 адсорбируется на материале при соответствующих условиях адсорбции.

Работоспособность—Количество CO2 которые, как можно ожидать, улавливаются определенным количеством адсорбента в течение одного цикла адсорбции-десорбции. Это значение обычно более актуально, чем общая адсорбционная способность.

Селективность - рассчитанная способность адсорбента предпочтительно адсорбировать один газ по сравнению с другим газом. Сообщалось о нескольких методах избирательности отчетности, и в целом значения одного метода не сопоставимы со значениями другого метода. Точно так же значения сильно зависят от температуры и давления.[11]

Сравнение с водными абсорбентами амина

Основная статья: Очистка аминового газа

Водный амин растворы поглощают CO2 через обратимое образование карбамат аммония, карбонат аммония и бикарбонат аммония.[12] Образование этих частиц и их относительная концентрация в растворе зависит от конкретного амина или аминов, а также от температуры и давления газовой смеси. При низких температурах CO2 преимущественно поглощается аминами, а при высоких температурах CO2 десорбируется. Хотя жидкие аминовые растворы используются в промышленности для удаления кислых газов в течение почти столетия, технология аминовых скрубберов все еще находится в стадии разработки в масштабах, необходимых для улавливания углерода.[13]

Преимущества

Сообщалось о множественных преимуществах твердых сорбентов. В отличие от аминов твердые сорбенты могут избирательно адсорбировать CO.2 без образования химических связей (физическая адсорбция ). Значительно более низкая теплота адсорбции твердых веществ требует меньше энергии для CO.2 десорбироваться с поверхности материала. Кроме того, для поглощения одной молекулы CO обычно требуются две молекулы первичного или вторичного амина.2 молекула в жидкостях. Для твердых поверхностей большие объемы CO2 может адсорбироваться. Для процессов адсорбции с колебанием температуры нижний теплоемкость Сообщается, что твердых частиц уменьшается ощутимая энергия, необходимая для регенерации сорбента.[8] Многие экологические проблемы, связанные с жидкими аминами, можно устранить с помощью твердых адсорбентов.[5]

Недостатки

Ожидается, что производственные затраты будут значительно выше, чем стоимость простых аминов. Поскольку дымовой газ содержит следы примесей, разрушающих сорбенты, твердые сорбенты могут оказаться слишком дорогими. Необходимо преодолеть серьезные инженерные проблемы. Заметная энергия, необходимая для регенерации сорбента, не может быть эффективно восстановлен если используются твердые вещества, это компенсирует их значительную экономию теплоемкости. Кроме того, теплопередача через твердый слой происходит медленно и неэффективно, поэтому охлаждение сорбента во время адсорбции и нагревание во время десорбции затруднительно и дорого. Наконец, многие многообещающие твердые адсорбенты были измерены только в идеальных условиях, что не учитывает потенциально значимые эффекты H2О может иметь на работоспособность и энергию регенерации.

Физические адсорбенты

Диоксид углерода адсорбируется в заметных количествах на многих пористых материалах через ван дер Ваальс взаимодействия. По сравнению с N2, CO2 адсорбируется сильнее, потому что молекула более поляризуема и обладает большей квадрупольный момент.[8] Однако более сильные адсорбенты, включая H2O часто мешает физическому механизму адсорбции. Таким образом, обнаружение пористых материалов, которые могут избирательно связывать CO2 в условиях дымовых газов с использованием только физического механизма адсорбции - активная область исследований.

Цеолиты

Основная статья: Цеолит

Цеолиты, класс пористых алюмосиликат твердые вещества, в настоящее время используются в широком спектре промышленных и коммерческих приложений, включая CO2 разделение. Емкость и селективность многих цеолитов являются одними из самых высоких для адсорбентов, основанных на физической сорбции. Например, сообщалось, что цеолит Ca-A (5A) демонстрирует как высокую емкость, так и селективность по CO.2 над N2 в условиях, соответствующих улавливанию углерода из дымовых газов угля, хотя это не было испытано на присутствие H2О.[14] Промышленно, CO2 и H2О может совместно адсорбироваться на цеолите, но для регенерации сорбента требуются высокие температуры и поток сухого газа.[10]

Металлоорганические каркасы

Основная статья: Металлоорганический каркас

Металлоорганические каркасы (МОФ) являются многообещающими адсорбентами.[8] Сообщалось о сорбентах, проявляющих разнообразный набор свойств. MOF с очень большой площадью поверхности, как правило, не самые лучшие для CO.2 захватывать[8] по сравнению с материалами, имеющими хотя бы один адсорбционный сайт, который может поляризовать CO2. Например, MOF с открытыми координационными центрами металла функционируют как Кислоты Льюиса и сильно поляризовать CO2.[15] Благодаря СО2большая поляризуемость и квадрупольный момент, CO2 предпочтительно адсорбируется на многих компонентах дымовых газов, таких как N2. Однако загрязнители дымовых газов, такие как H2O часто мешают. MOF с определенными размерами пор, специально настроенными для предпочтительной адсорбции CO2 не поступало.[16] Исследования 2015 года с использованием твердых сорбентов на основе доломита и сорбента на основе MgO или CaO показали высокую эффективность и долговечность при повышенных температурах и давлениях.[17]

Химические адсорбенты

Пропитанные амином твердые вещества

Часто пористые адсорбенты с большой площадью поверхности, но только со слабыми центрами адсорбции, не обладают достаточной емкостью для CO.2 в реальных условиях. Для увеличения низкого давления CO2 адсорбционная способность, добавление аминных функциональных групп к высокопористым материалам приводит к появлению новых адсорбентов с более высокой емкостью. Эта стратегия была проанализирована для полимеров, кремнезема, активированного угля и металлоорганических каркасов.[1] Твердые вещества, пропитанные амином, используют хорошо зарекомендовавший себя кислотно-основной химический состав CO.2 с аминами, но разбавлять амины, удерживая их в порах твердых тел, а не в виде H2О решениях. Сообщается, что твердые вещества, пропитанные амином, лучше, чем альтернативы, сохраняют свою адсорбционную способность и селективность в условиях влажных испытаний. Например, исследование 2015 года 15 твердых адсорбентов-кандидатов на CO2 Улавливание обнаружило, что в условиях многокомпонентной равновесной адсорбции, имитирующих влажный дымовой газ, только адсорбенты, функционирующие с алкиламины сохранила значительную способность по CO2.[18]

Известные адсорбенты

ИмяТип0,15 бар Емкость (% веса)Ссылка
PEI-MIL-101Амин – MOF17.7[19]
ммен-мг2(dobpdc)Амин – MOF13.7[20][21]
dmen-Mg2(dobpdc)Амин – MOF13.3[22]
dmpn – Mg2(dobpdc)Амин – MOF11.0[23]
mmen-CuBTTriАмин – MOF9.5[24]
NH2-МИЛ-53 (Аl)Амин – MOF3.1[25]
en-CuBTTriАмин – MOF2.3[26]
Mg-MOF-74Минфин20.6[15]
Ni-MOF-74Минфин16.9[27]
Co-MOF-74Минфин14.2[27]
HKUST-1Минфин11.6[28]
SIFSIX-3 (Zn)Минфин10.7[16]
Zn (Ox) (atz)2Минфин8.3[29]
Zn-MOF-74Минфин7.6[30]
CuTATB-60Минфин5.8[31]
био-MOF-11Минфин5.4[32]
FeBTTМинфин5.3[33]
MOF-253-Cu (BF4)Минфин4.0[34]
ЗИФ-78Минфин3.3[35]
CuBTTriМинфин2.9[36]
СНУ-50Минфин2.9[37]
УСО-2-Ni-AМинфин2.1[25]
МИЛ-53 (Аl)Минфин1.7[25]
МИЛ-47Минфин1.1[27]
УМКМ-150Минфин1.8[27]
MOF-253Минфин1.0[34]
ЗИФ-100Минфин1.0[38]
MTV-MOF-EHIМинфин1.0[39]
ЗИФ-8Минфин0.6[27]
ИРМОФ-3Минфин0.6[27]
MOF-177Минфин0.6[27]
УМКМ-1Минфин0.5[27]
MOF-5Минфин0.5[27]
13XЦеолит15.3[40]
Ca-AЦеолит18.5[14]

Рекомендации

  1. ^ а б А. Х. Лу, С. Дай, Пористые материалы для улавливания диоксида углерода Спрингер, 2014.
  2. ^ Международное энергетическое агентство, CO2Выбросы от сгорания топлива: основные моменты МЭА, 2013.
  3. ^ А. Саманта, А. Чжао, Г. К. Х. Симидзу, П. Саркар, Р. ГуптаИсследования в области промышленной и инженерной химии 2012 51 1438-1463.
  4. ^ А. Адрагна, Колорадо2 Capture может поднять оптовые цены на электроэнергию на восемьдесят процентов »Bloomberg News, 12 февраля 2014 г.
  5. ^ а б NETL, «Базовый план затрат и производительности для электростанций, работающих на ископаемом топливе», Том 1: Битуминозный уголь и природный газ для электроэнергии
  6. ^ Х. Херцог, Дж. Мелдон, А. Хаттон, «Усовершенствованный CO после сжигания2 Захватывать" В архиве 2013-09-03 на Wayback Machine
  7. ^ «Крупномасштабные проекты CCS | Глобальный институт улавливания и хранения углерода». www.globalccsinstitute.com. Получено 2015-09-13.
  8. ^ а б c d е К. Сумида и др. Chem. Ред. 2012, 112, 724-781.
  9. ^ С. Шостром, Х. Крутка, Топливо 2014, 89, 1298-1306.
  10. ^ а б Л.-К. Ли и др., Материалы Природы 2012, 11, 633–641.
  11. ^ Mason, J. A .; Сумида, К .; Herm, Z. R .; Кришна, Р .; Лонг, Дж. Р. Energy Environ. Sci. 2011, 4, 3030-3040.
  12. ^ M. E. Boot-Handford et al., Energy Environ. Sci. 7, 130 (2014).
  13. ^ Г. Рошель, Наука, 2009, 325, 1652-1654.
  14. ^ а б Bae, T.-H .; Hudson, M. R .; Mason, J. A .; Queen, W. L .; Dutton, J. J .; Сумида, К .; Micklash, K. J .; Kaye, S. S .; Brown, C.M .; Лонг, Дж. Р. Energy Environ. Sci. 2013, 6, 128-138.
  15. ^ а б С. Р. Каски, А. Г. Вонг-Фой, А. Дж. Мацгер,Варенье. Chem. Soc. 2008, 130, 10870-10871
  16. ^ а б P. Nugent, et. аль, Природа, 2013, 495, 80–84.
  17. ^ Заргами, S; Гадирян, E; Арастоопур, H; Аббасян Дж. (30 апреля 2015 г.). «Влияние пара на частичное разложение доломита». Исследования в области промышленной и инженерной химии. 54 (20): 5398–5406. Дои:10.1021 / acs.iecr.5b00049.
  18. ^ Mason, J. A .; McDonald, T. M .; Bae, T.-H .; Бахман, Дж. Э .; Сумида, К .; Dutton, J. J .; Kaye, S. S .; Лонг, Дж. Р. Варенье. Chem. Soc., 2015, 137,4787-4803.
  19. ^ Ю. Линь, К. Ян, К. Конг, Л. Чен, Научные отчеты, 2013, 3, Номер статьи: 1859.
  20. ^ McDonald, T. M .; Lee, W. R .; Mason, J. A .; Wiers, B.M .; Hong, C. S .; Лонг, Дж. Р. Варенье. Chem. Soc. 2012, 134, 7056-7065.
  21. ^ McDonald, T. M .; Mason, J. A .; Kong, X .; Блох, Э. Д .; Gygi, D .; Дани, А .; Crocellà, V .; Giordanino, F .; Odoh, S.O .; Drisdell, W. S .; Влайсавлевич, Б .; Дзубак, А.Л .; Poloni, R .; Schnell, S.K .; Planas, N .; Лук-порей.; Паскаль, Т .; Ван, Л. Ф .; Prendergast, D .; Neaton, J. B .; Смит, Б .; Kortright, J. B .; Gagliardi, L. Bordiga, S .; Reimer, J. A .; Лонг, Дж. Природа 2015, 519, 303-308.
  22. ^ Lee, W.R .; Jo, H .; Ян, Л.-М .; Lee, H .; Ryu, D. W .; Lim, K. S .; Song, J. H .; Мин, Д. Й .; Han, S. S .; Seo, J. G .; Парк, Ю.К .; Moon, D .; Хонг, С.С. Chem. Sci. 2015, 6, 3697-3705.
  23. ^ Milner, P.J .; Siegelman, R.L .; Forse, A.C .; Gonzalez, M. I .; Руцевский, Т .; Martell, J.D .; Reimer, J. A .; Лонг, Дж. Р. Варенье. Chem. Soc. 2017, 139, 13541–13553.
  24. ^ McDonald, T. M .; Д’Алессандро, Д. М .; Кришна, Р .; Лонг, Дж. Р. Chem. Sci. 2011, 2, 2022.
  25. ^ а б c Арстад, Б.; Фьельваг, Х.; Конгшауг, К.О.; Сванг, О.; Блом, Р. Адсорбция 2008, 14, 755.
  26. ^ Demessence, A.; D’Alessandro, D.M.; Foo, M.L.; Long, J.R. Варенье. Chem. Soc. 2009, 131, 8784.
  27. ^ а б c d е ж грамм час я Язайдин, А.О. и др. Варенье. Chem. Soc. 2009, 131, 18198.
  28. ^ Aprea, P .; Caputo, D .; Gargiulo, N .; Iucolano, F .; Пепе, Ф. J. Chem. Англ. Данные 2010, 55, 3655.
  29. ^ Vaidhyanathan, R .; Iremonger, S.S .; Dawson, K.W .; Симидзу, Г. К. Х. Chem. Commun. 2009, 5230.
  30. ^ Caskey, S. R .; Wong-Foy, A.G .; Мацгер, А. Дж. Варенье. Chem. Soc. 2008, 130, 10870.
  31. ^ Kim, J .; Ян, С.-Т .; Choi, S. B .; Sim, J .; Kim, J .; Ан, В.-С. J. Mater. Chem. 2011, 21, 3070.
  32. ^ An, J .; Geib, S.J .; Рози, Н. Л. Варенье. Chem. Soc. 2010, 132, 38.
  33. ^ Сумида, К .; Horike, S .; Kaye, S. S .; Herm, Z. R .; Queen, W. L .; Brown, C.M .; Гранджан, Ф .; Лонг, Г. Дж .; Дайли, А .; Лонг, Дж. Р. Chem. Sci. 2010, 1, 184.
  34. ^ а б Блох, Э. Д .; Britt, D .; Lee, C .; Doonan, C.J .; Uribe-Romo, F.J .; Furukawa, H .; Long, J. R .; Яги, О.М. Варенье. Chem. Soc. 2010, 132, 14383.
  35. '^ Banerjee, R .; Furukawa, H .; Britt, D .; Knobler, C .; О’Киф, М .; Яги, О.М. Варенье. Chem. Soc.2009, 131, 10998.
  36. ^ Demessence, A.; D’Alessandro, D.M.; Foo, M.L.; Long, J.R. Варенье. Chem. Soc. 2009, 131, 8784.
  37. ^ Prasad, T. K .; Hong, D. H .; Сух, М.П .. Chem. – Eur. Дж. 2010, 16, 14043.
  38. ^ Ван, Б .; C ^ ote, A.P .; Furukawa, H .; О’Киф, М .; Яги, О.М. Природа 2008, 453, 207.
  39. ^ Deng, H .; Doonan, C.J .; Furukawa, H .; Ferriera, R.B .; Towne, J .; Knobler, C. B .; Ван, Б .; Яги, О.М. Наука 2010, 327, 846.
  40. ^ Ли Б., Ван Х. и Чен Б., Chem. Азиат Дж., 2014, 9, 1474; Дои:10.1002 / asia.201400031.