Thesis (M.Sc.)--Memorial University of Newfoundland, 1999. / Restricted until November 2000. Bibliography: leaves 132-140.

The solvent 7 molal (m) methyldiethanolamine (MDEA)/2 m piperazine (PZ) presents an attractive option to industry standard solvents including monoethanolamine (MEA) for carbon dioxide (CO₂) capture in coal-fired power plant flue gas scrubbing applications. The solvent was tested under thermal and oxidizing conditions, including temperature cycling in the Integrated Solvent Degradation Apparatus (ISDA), to measure rates of degradation for comparison to other solvents. Unloaded 7 m MDEA/2 m PZ was generally thermally stable up to 150 °C, exhibiting very low loss rates. However, at a loading of 0.25 mol CO2/mol alkalinity, loss rates of 0.17 ± 0.21 and 0.24 ± 0.06 mM/hr, respectively, for MDEA and PZ were measured. No amine loss was observed in the unloaded blend. Thermal degradation was modeled as first-order in [MDEAH⁺], and a universal Ea for amine loss was estimated at 104 kJ/mol. An oxidative degradation model for 7 m MDEA was developed based on the ISDA data. From the model, the rate of amine loss in 7 m MDEA/2 m PZ was estimated at 1.3 X 10⁵ kg/yr, based on a 500 MW power plant and 90% CO₂ capture. In terms of amine loss, the solvent can be ranked with other cycled solvents from greatest to least as follows: 7 m MDEA>7 m MDEA/2 m PZ>8 m PZ. Thermal degradation pathways and mechanisms for 7 m MDEA/2 m PZ include SN2 substitution reactions to form diethanolamine (DEA), methylaminoethanol (MAE), 1-methylpiperazine (1-MPZ), and 1,4-dimethylpiperazine (1,4-DMPZ). The formation of the amino acids bicine and hydroxyethyl sarcosine (HES) has been directly tied to the formation of DEA and MAE, respectively, through oxidation. As a result of the construction and operation of the ISDA for cycling of solvents from an oxidative reactor to a thermal reactor, several practical findings related to solvent degradation were made. The ISDA results demonstrated that increasing dissolved oxygen in solvents leaving the absorber will increase the rate of oxidation. A simple N2 gas stripping method was tested and resulted in a reduction to 1/5th the high temperature oxidation rate associated with dissolved oxygen present in the higher temperature regions of an absorber/stripper system. The ISDA experiments also demonstrated the need to minimize entrained gas bubbles in absorber/stripper systems to control oxidation. When the ISDA was modified to intercept entrained gas bubbles, the oxidation rate was reduced 2 to 3X. / text

La présente étude a pour objectif d'évaluer et de comparer entre eux divers procédés de captage du CO2 appliqués aux centrales thermiques alimentées en gaz naturel (NGCC) et au charbon pulvérisé (CP). Ces procédés consistent en un captage du CO2 des fumées en post-combustion par des solvants chimiques, une décarbonisation du gaz naturel avec captage du CO2 en pré-combustion par un solvant physique et l'oxy-combustion du combustible avec séparation frigorifique du CO2. Ces procédés ont été évalués à l'aide du logiciel de procédés Aspen PlusTM pour aider à choisir la meilleure option pour chaque type de centrale. Pour la post-combustion, une solution aqueuse basée sur un mélange d'amines (N-méthyldiéthanolamine (MDEA) et triéthylène tétramine (TETA)) a été évaluée. Des mesures d'absorption ont été réalisées entre 298 et 333 K dans un réacteur fermé type cellule de Lewis. La pression partielle du CO2 à l'équilibre, caractéristique de la solubilité du CO2 dans le solvant, a été déterminée jusqu'à 393 K. Les performances sont comparées vis à vis de solvants plus conventionnels tels que la MDEA et la monoéthanolamine (MEA). Pour l'oxy-combustion, un procédé de captage, basé sur une séparation des composants des fumées à faible température, a été développé et appliqué aux centrales NGCC et CP. L'étude a montré que la pureté du flux d'O2 avait une influence non négligeable sur la concentration en CO2 dans les fumées et donc sur les performances du procédé de séparation. La dernière option étudiée est le reformage du gaz naturel qui permet un captage du CO2 en amont du système de production de l'électricité. Plusieurs configurations ont été évaluées : reformage à l'air ou à l'oxygène, pression de reformage et dilution du gaz de synthèse. La comparaison de ces différents concepts suggère que, à court et moyen terme, l'absorption chimique soit le procédé le plus intéressant pour la centrale NGCC. Pour la centrale CP, l'oxy-combustion peut être une option très intéressante, au même titre que le captage en post-combustion par absorption chimique.