JP5174216B2 - Absorbing liquid, CO2 or H2S removing apparatus and method using absorbing liquid - Google Patents
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Description
本発明は燃焼排ガス等のガス中に含まれるCO2 (二酸化炭素)又はH2S(硫化水素)を除去する吸収液、該吸収液を用いたCO2又はH2S除去装置及び方法に関する。 The present invention relates to an absorbing solution for removing CO 2 (carbon dioxide) or H 2 S (hydrogen sulfide) contained in a gas such as combustion exhaust gas, and a CO 2 or H 2 S removing apparatus and method using the absorbing solution.
近年、地球の温暖化現象の原因の一つとして、CO2による温室効果が指摘され、地球環境を守る上で国際的にもその対策が急務となってきた。CO2の発生源としては、化石燃料を燃焼させるあらゆる人間の活動分野に及び、その排出抑制への要求が一層強まる傾向にある。これに伴い大量の化石燃料を使用する火力発電所などの動力発生設備を対象に、ボイラの燃焼排ガスをアルカノールアミン水溶液等と接触させ、燃焼排ガス中のCO2を除去し、回収する方法、及び回収されたCO2を大気へ放出することなく貯蔵する方法が精力的に研究されている。また、CO2(二酸化炭素)以外にH2S(硫化水素)等の酸性ガスを除去することが提案されている。 In recent years, the greenhouse effect due to CO 2 has been pointed out as one of the causes of global warming, and countermeasures have become urgent internationally to protect the global environment. The source of CO 2 extends to all human activity fields where fossil fuels are burned, and there is a tendency to further demand for emission control. Along with this, for a power generation facility such as a thermal power plant that uses a large amount of fossil fuel, a method in which the combustion exhaust gas of the boiler is brought into contact with an alkanolamine aqueous solution, etc., and CO 2 in the combustion exhaust gas is removed and recovered, and A method of storing the recovered CO 2 without releasing it to the atmosphere has been energetically studied. In addition to CO 2 (carbon dioxide), it has been proposed to remove acidic gases such as H 2 S (hydrogen sulfide).
前記アルカノールアミンとしては、モノエタノールアミン(MEA)、トリエタノールアミン、N−メチルジエタノールアミン(MDEA)、ジイソプロパノールアミン、ジグリコールアミンなどを挙げることができるが、通常モノエタノールアミン(MEA)が好んで用いられる。また、これらのアルカノールアミンに吸収助剤として例えばピペラジン等の環状アミンを用いることも提案されている(特許文献1)。 Examples of the alkanolamine include monoethanolamine (MEA), triethanolamine, N-methyldiethanolamine (MDEA), diisopropanolamine, and diglycolamine, but monoethanolamine (MEA) is usually preferred. Used. It has also been proposed to use a cyclic amine such as piperazine as an absorption aid for these alkanolamines (Patent Document 1).
しかしながら、大量のCO2を回収する場合には、できるだけ少ないエネルギーで回収できる吸収液と装置が、望まれている。これを可能とする為には、吸収液循環量の低減と、吸収したCO2を解離させるのに必要な熱量の低減が必要である。 However, when a large amount of CO 2 is to be recovered, an absorbing liquid and an apparatus that can recover with as little energy as possible are desired. In order to make this possible, it is necessary to reduce the circulating amount of the absorbing liquid and the amount of heat necessary for dissociating the absorbed CO 2 .
その為には、(1)飽和吸収容量が大きい、(2)吸収速度が大きい、(3)解離反応熱が小さい、という条件を同時に満たす吸収液の実現が切望されている。 For this purpose, it is desired to realize an absorbing solution that simultaneously satisfies the conditions of (1) a large saturated absorption capacity, (2) a high absorption rate, and (3) a low heat of dissociation reaction.
本発明は、前記問題に鑑み、燃焼排ガス中のCO2又はH2Sの除去を、少ないエネルギーで除去できる、吸収液、該吸収液を用いたCO2又はH2S除去装置及び方法を提供することを課題とする。 In view of the above problems, the present invention provides an absorption liquid, a CO 2 or H 2 S removal apparatus and method using the absorption liquid, which can remove CO 2 or H 2 S in combustion exhaust gas with less energy. The task is to do.
上述した課題を解決するための本発明の第1の発明は、ガス中のCO2又はH2Sを吸収する吸収液が、4−(アミノメチル)ピペリジンを含むことを特徴とする吸収液にある。 According to a first aspect of the present invention for solving the above-described problem, an absorbent that absorbs CO 2 or H 2 S in a gas contains 4- (aminomethyl) piperidine. is there.
第2の発明は、ガス中のCO2又はH2Sを吸収する吸収液に含まれる主剤が、第1の発明に記載のアミン化合物であるとき、窒素を環内に有する環状アミン系化合物を助剤として含むことを特徴とする吸収液にある。 In the second invention, when the main agent contained in the absorbing liquid that absorbs CO 2 or H 2 S in the gas is the amine compound described in the first invention, a cyclic amine compound having nitrogen in the ring is added. It exists in the absorption liquid characterized by including as an adjuvant.
第3の発明は、ガス中のCO 2 又はH 2 Sを吸収する吸収液に含まれる主剤が、第1の発明に記載のアミン化合物であるとき、下記式(VIII)、(IX)で示されるようなジアミン系助剤又はトリアミン系助剤を少なくとも一種の助剤として含むことを特徴とする吸収液にある。
ここで、式(VIII)、(IX)中、R6、R7、R8、R10、R11、R12は、−CaHbOc(ここで、a=0〜5、b=1〜11、c=0〜5である。)であり、R9、R13は、−CpHq(ここで、p=1〜4、q=8である。)である。
The third invention is represented by the following formulas (VIII) and (IX) when the main agent contained in the absorbent that absorbs CO 2 or H 2 S in the gas is the amine compound described in the first invention. The diamine-based auxiliary or the triamine-based auxiliary is contained as at least one auxiliary agent .
Here, in the formulas (VIII) and (IX), R 6 , R 7 , R 8 , R 10 , R 11 , R 12 are —C a H b O c (where a = 0 to 5, b = 1 to 11, c = 0 to 5), and R 9 and R 13 are —C p H q (where p = 1 to 4 and q = 8).
第4の発明は、CO 2 又はH 2 Sを含有するガスと吸収液とを接触させてCO 2 又はH 2 Sを除去する吸収塔と、CO 2 又はH 2 Sを吸収した溶液を再生する再生塔と、再生塔でCO 2 又はH 2 Sを除去して再生した溶液を吸収塔で再利用するCO 2 又はH 2 S除去装置であって、第1〜3のいずれか一つの発明の吸収液を用いてなることを特徴とするCO 2 又はH 2 S除去装置にある。 A fourth invention is an absorption tower by contacting the gas with absorbing liquid containing CO 2 or H 2 S is removed CO 2 or H 2 S, reproduces the solution that has absorbed CO 2 or H 2 S A regenerating tower and a CO 2 or H 2 S removing device for reusing a regenerated solution by removing CO 2 or H 2 S in the regenerating tower in the absorption tower, wherein The CO 2 or H 2 S removal apparatus is characterized by using an absorbing solution .
第5の発明は、CO 2 又はH 2 Sを含有するガスと吸収液とを接触させてCO 2 又はH 2 Sを除去する吸収塔と、CO 2 又はH 2 Sを吸収した溶液を再生する再生塔と、再生塔でCO 2 又はH 2 Sを除去して再生した溶液を吸収塔で再利用するCO 2 又はH 2 S除去方法であって、第1〜3のいずれか一つの発明の吸収液を用いてCO 2 又はH 2 Sを除去することを特徴とするCO 2 又はH 2 S除去方法にある。 A fifth invention is an absorption tower by contacting the gas with absorbing liquid containing CO 2 or H 2 S is removed CO 2 or H 2 S, reproduces the solution that has absorbed CO 2 or H 2 S A CO 2 or H 2 S removal method in which a regeneration tower and a solution regenerated by removing CO 2 or H 2 S in the regeneration tower are reused in an absorption tower . In the CO 2 or H 2 S removal method , CO 2 or H 2 S is removed using an absorbing solution .
本発明によれば、(1)飽和吸収容量が大きい、(2)吸収速度が大きい、(3)解離反応熱が小さい、という条件を同時に満たす化合物を吸収液とするので、吸収液循環量の低減と、吸収したCO2を解離させるのに必要な熱量の低減が図れる。吸収液循環量が低減できると、措置がコンパクトになるだけでなく、解離させるのに必要な熱量が少なくて済む。また、循環量が同じであっても、吸収液の解離熱そのものが低減できると、少ないエネルギーで回収が可能となる。 According to the present invention, the compound that simultaneously satisfies the conditions of (1) a large saturated absorption capacity, (2) a large absorption rate, and (3) a small heat of dissociation reaction is used as the absorption liquid. Reduction and the amount of heat required to dissociate absorbed CO 2 can be achieved. If the absorption liquid circulation rate can be reduced, not only the measures become compact, but also the amount of heat required for dissociation can be reduced. Moreover, even if the circulation amount is the same, if the dissociation heat itself of the absorbing liquid can be reduced, recovery can be performed with less energy.
以下、この発明につき図面を参照しつつ詳細に説明する。なお、この実施形態、実施例によりこの発明が限定されるものではない。また、下記実施形態、実施例における構成要素には、当業者が容易に想定できるもの、あるいは実質的に同一のものが含まれる。 Hereinafter, the present invention will be described in detail with reference to the drawings. In addition, this invention is not limited by this embodiment and an Example. In addition, constituent elements in the following embodiments and examples include those that can be easily assumed by those skilled in the art or those that are substantially the same.
[発明の実施形態]
本発明の第1の実施形態にかかる、ガス中のCO2又はH2Sを吸収する吸収液が、分子内に1級、2級、3級の窒素を2つ以上又は全て有するアミン化合物または、その混合物を含むことを特徴とする。
[Embodiment of the Invention]
The absorbing liquid for absorbing CO 2 or H 2 S in the gas according to the first embodiment of the present invention is an amine compound having two or more or all of primary, secondary, tertiary nitrogen in the molecule, or And a mixture thereof.
本発明の第2の実施形態にかかるガス中のCO2又はH2Sを吸収する吸収液は、分子内に1級、2級、3級の窒素を2つ以上又は全て有するアミン化合物である下記式(I)〜(VII)のいずれか一つもしくは混合物を含むものを選定する。
アミン化合物を用いたCO2等の酸性ガス吸収反応においては、一般に、窒素原子が反応活性点として振舞うが、その役割は、例えばCO2と結合してカルバメートイオンを形成する、あるいはプロトン化する等のように、複数存在する。本発明の吸収液で用いられる化合物は、特性の異なる複数の窒素原子を1つの分子内で含有することにより、酸性ガス吸収反応において必要とされる窒素原子の役割を、効率的に実現するという特徴を持つ。 In an acid gas absorption reaction such as CO 2 using an amine compound, generally, a nitrogen atom behaves as a reaction active site, but its role is, for example, binding to CO 2 to form a carbamate ion or protonating. As shown, there are multiple. The compound used in the absorption liquid of the present invention efficiently realizes the role of nitrogen atoms required in an acid gas absorption reaction by containing a plurality of nitrogen atoms having different characteristics in one molecule. Has characteristics.
このことは、従来行われている第二・第三成分の添加による酸性ガス吸収反応促進の方法に比べ、常に構成分子の最適混合比を保つことができるという効果がある。 This has the effect that the optimum mixing ratio of the constituent molecules can always be maintained as compared with the conventional method for promoting the acidic gas absorption reaction by adding the second and third components.
すなわち、本発明の吸収液で用いられる化合物において、特性の異なる各窒素原子は以下のように働く。まず、1級の窒素原子はCO2と結合してカルバメートイオンを形成する役割を担い、初期の吸収速度の向上に寄与する。次に、2級の窒素原子は、結合したCO2を重炭酸イオンHCO3 -に転換する役割を担い、反応後半の速度向上に寄与する。一方、3級の窒素原子は、重炭酸イオンHCO3 -と対を成してプロトン化する。この重炭酸イオンHCO3 -の大量生成により、解離反応熱の低減と飽和吸収容量の増大に寄与する。 That is, in the compound used in the absorbing liquid of the present invention, each nitrogen atom having different characteristics works as follows. First, the primary nitrogen atom plays a role of binding to CO 2 to form a carbamate ion, and contributes to an improvement in the initial absorption rate. Next, the secondary nitrogen atom plays a role of converting the bound CO 2 to bicarbonate ion HCO 3 − , and contributes to the speed increase in the latter half of the reaction. On the other hand, tertiary nitrogen atoms are protonated in pairs with bicarbonate ion HCO 3 − . This mass production of bicarbonate ions HCO 3 − contributes to reduction of heat of dissociation reaction and increase of saturated absorption capacity.
このように、一連の吸収反応が1つの分子内で順次進行していくことができるため、反応途中の化学種の拡散が律速とならずに反応を終えることができる。 In this way, since a series of absorption reactions can proceed sequentially within one molecule, the reaction can be completed without the rate of diffusion of chemical species during the reaction becoming the rate-limiting.
また、CO2吸収反応に直接寄与していない時の各種窒素原子は、アルカリ緩衝液として働く場合もある。 Moreover, various nitrogen atoms when not directly contributing to the CO 2 absorption reaction may work as an alkaline buffer.
本発明の第3の実施形態にかかるガス中のCO2又はH2Sを吸収する吸収液は、下記式(III)、(VI)、(VII)で示されるような環内に3級の窒素を有するアミン化合物を少なくとも1種含むことを特徴とする。 The absorbing liquid for absorbing CO 2 or H 2 S in the gas according to the third embodiment of the present invention has a tertiary in the ring as shown by the following formulas (III), (VI), (VII). It contains at least one amine compound having nitrogen.
上記化合物において、環内の3級の窒素原子は、重炭酸イオンHCO3 -と対を成してプロトン化する。この重炭酸イオンHCO3 -の大量生成により、解離反応熱の低減と飽和吸収容量の増大に寄与する。 In the above compound, the tertiary nitrogen atom in the ring is protonated by pairing with bicarbonate ion HCO 3 − . This mass production of bicarbonate ions HCO 3 − contributes to reduction of heat of dissociation reaction and increase of saturated absorption capacity.
ここで、本発明で用いられる式(III)にかかる吸収液は、例えば1-(2-アミノエチル)
ピペラジン(AEPZ)等を例示することができる。
Here, the absorbing liquid according to the formula (III) used in the present invention is, for example, 1- (2-aminoethyl)
Examples include piperazine (AEPZ).
ここで、本発明で用いられる式(VI)にかかる吸収液は、例えば(1-メチル)(2-アミノ
)-(5メチルアミノ)ピロリジン等を例示することができる。
Here, the absorbing solution according to the formula (VI) used in the present invention is, for example, (1-methyl) (2-amino)
)-(5 methylamino) pyrrolidine and the like.
ここで、本発明で用いられる式(VII)にかかる吸収液は、例えば(1-メチル)(2-アミノ
エチルアミノ)ピロリジン等を例示することができる。
Here, examples of the absorbing liquid according to the formula (VII) used in the present invention include (1-methyl) (2-aminoethylamino) pyrrolidine.
また、本発明の第4の実施形態にかかるガス中のCO2又はH2Sを吸収する吸収液は、下記式(III)〜(VII)で示されるような環から分岐する置換基に1級の窒素を有するア
ミン化合物を少なくとも1種含むことを特徴とする。
上記化合物において、環から分岐する置換基の1級の窒素原子はCO2と結合してカルバメートイオンを形成する役割を担い、初期の吸収速度の向上に寄与する。 In the above compound, the primary nitrogen atom of the substituent branched from the ring plays a role of binding to CO 2 to form a carbamate ion, and contributes to an improvement in the initial absorption rate.
ここで、本発明で用いられる式(III)で表されるアミン化合物としては、例えば1-(2-
アミノエチル)ピペラジン(AEPZ)等を例示することができる。
Here, as the amine compound represented by the formula (III) used in the present invention, for example, 1- (2-
Aminoethyl) piperazine (AEPZ) etc. can be illustrated.
ここで、本発明で用いられる式(IV)で表されるアミン化合物としては、例えば(2-ア
ミノ)-(5ジメチルアミノ)ピロリジン等を例示することができる。
Here, examples of the amine compound represented by the formula (IV) used in the present invention include (2-amino)-(5 dimethylamino) pyrrolidine.
ここで、本発明で用いられる式(V)で表されるアミン化合物としては、例えば2-(ア
ミノエチル(メチルアミノ))ピロリジン等を例示することができる。
Here, examples of the amine compound represented by the formula (V) used in the present invention include 2- (aminoethyl (methylamino)) pyrrolidine.
ここで、本発明で用いられる式(VI)で表されるアミン化合物としては、例えば(1-メ
チル)(2-アミノ)-(5メチルアミノ)ピロリジン等を例示することができる。
Here, examples of the amine compound represented by the formula (VI) used in the present invention include (1-methyl) (2-amino)-(5methylamino) pyrrolidine.
ここで、本発明で用いられる式(VII)で表されるアミン化合物としては、例えば(1-メ
チル)(2-アミノエチルアミノ)ピロリジン等を例示することができる。
Here, examples of the amine compound represented by the formula (VII) used in the present invention include (1-methyl) (2-aminoethylamino) pyrrolidine.
本発明の第5の実施形態にかかるガス中のCO2又はH2Sを吸収する吸収液は、ガス中のCO2又はH2Sを吸収する吸収液に含まれる主剤が、上記アミン化合物であるとき、窒素を環内に有する環状アミン系化合物を助剤として含んでいてもよい。 The absorbing liquid that absorbs CO 2 or H 2 S in the gas according to the fifth embodiment of the present invention is the above-mentioned amine compound as the main component contained in the absorbing liquid that absorbs CO 2 or H 2 S in the gas. In some cases, a cyclic amine compound having nitrogen in the ring may be included as an auxiliary agent.
本発明の第6の実施形態にかかるガス中のCO2又はH2Sを吸収する吸収液は、ガス中のCO2又はH2Sを吸収する吸収液に含まれる主剤が上記アミン化合物であるとき、下記式(VIII)(IX)で示されるようなジアミン系助剤又はトリアミン系助剤を少なくとも一種の助剤として含んでいてもよい。
ここで、本発明の燃焼排ガスとの接触に用いる前記主剤(I)〜(VII)と助剤(VIII)、(IX)の水溶液(以下、「吸収液」とも称す)の濃度は、通常主剤の濃度が15〜70%の範囲、より好ましくは30〜60重量%の範囲とするのが好ましい。 Here, the concentration of the aqueous solution (hereinafter also referred to as “absorbing liquid”) of the main agents (I) to (VII) and the auxiliary agents (VIII) and (IX) used for contact with the combustion exhaust gas of the present invention is usually the main agent. The concentration of is preferably in the range of 15 to 70%, more preferably in the range of 30 to 60% by weight.
一方、主剤に対する助剤の濃度としては、通常1.0〜65重量%の範囲、より好ましくは1.5〜30重量%の範囲とするのが好ましい。なお、主剤と助剤との両者の合計濃度が高くなると粘度が上昇するなどの制限から、両者の合計濃度が70重量%以下で使用することが好ましい。 On the other hand, the concentration of the auxiliary agent relative to the main agent is usually in the range of 1.0 to 65% by weight, more preferably in the range of 1.5 to 30% by weight. It should be noted that the total concentration of both the main agent and the auxiliary agent is preferably 70% by weight or less because of the limitation that the viscosity increases when the total concentration of the main agent and the auxiliary agent increases.
本発明において、燃焼排ガスとの接触時の吸収液の温度は、通常30〜70℃の範囲である。また本発明で用いる吸収液には、必要に応じて腐食防止剤、劣化防止剤などが加えられる。 In the present invention, the temperature of the absorbent at the time of contact with the combustion exhaust gas is usually in the range of 30 to 70 ° C. Moreover, a corrosion inhibitor, a deterioration inhibitor, etc. are added to the absorption liquid used by this invention as needed.
さらに、本発明における大気圧下とは、燃焼排ガスを供給するためブロワなどを作用させる程度の大気圧近傍の圧力範囲は含まれるものである。 Furthermore, under atmospheric pressure in the present invention includes a pressure range in the vicinity of atmospheric pressure to the extent that a blower or the like acts to supply combustion exhaust gas.
本発明により処理されるガスとしては、例えば石炭ガス化ガス、合成ガス、コークス炉ガス、石油ガス、天然ガス等を挙げることができるが、これらの限定されるものではなく、CO2又はH2S等の酸性ガスを含むガスであれば、いずれのガスでもよい。 Examples of the gas to be treated according to the present invention include coal gasification gas, synthesis gas, coke oven gas, petroleum gas, natural gas and the like, but are not limited thereto, and CO 2 or H 2 Any gas may be used as long as it contains an acid gas such as S.
本発明の燃焼排ガス中のCO2又はH2Sを除去する方法で採用できるプロセスは、特に限定されないが、CO2を除去する除去装置の一例について図1を参照しつつ説明する。 The process that can be employed in the method for removing CO 2 or H 2 S in the combustion exhaust gas of the present invention is not particularly limited, but an example of a removal apparatus for removing CO 2 will be described with reference to FIG.
図1はCO2除去装置の概略図である。図1に示すように、燃焼排ガスは、CO2含有ガス供給口4を通って、吸収塔1へ導かれる。吸収塔1に押し込められた該ガスは、ノズル7から供給される一定濃度の主剤と助剤とを含有するCO2吸収液と充填部2で向流接触させられ、ガス中のCO2は、吸収液により吸収除去され、ガスは、脱CO2ガス排出口5から排出される。吸収塔1に供給される吸収液は、CO2を吸収し、熱交換器14、加熱器8に送られ、加熱されて再生塔15に送られる。該再生塔15では、吸収液は、ノズル16より充填部17を経て、下部に流れる。この間にCO2が脱離して吸収液が再生する。再生した吸収液は、ポンプ9によって熱交換器14、吸収液冷却器26を経て、吸収液供給口6から吸収塔1に戻される。一方、再生塔15の上部において、吸収液から分離されたCO2は、ノズル18から供給される還流水と接触し、再生塔還流冷却器23により冷却され、還流ドラム21にてCO2に同伴した水蒸気が凝縮した還流水と分離し、回収CO2ライン22よりCO2回収工程に導かれる。還流水は、還流水ポンプ20で再生塔15に送られる。なお、この実施の形態では、あくまでその概要を説明するものであり、付属する機器を一部省略して説明している。
FIG. 1 is a schematic view of a CO 2 removal apparatus. As shown in FIG. 1, the combustion exhaust gas is guided to the
以下、実施例に基づき、本発明についてさらに詳細に説明する。 Hereinafter, the present invention will be described in more detail based on examples.
(実施例1〜3、比較例1)
反応熱計測装置(カルベ型熱量計)のサンプル側,参照側の各ガラス製反応容器に1−(2−アミノエチル)ピペラジン(AEPZ)の30重量%水溶液5gを各々入れ,恒温槽温度を40℃に設定した。温度を40℃に保持しながら,試験ガスを大気圧下50ml/分の流速でサンプル側、参照側の吸収液にバブリングにより接触させた。試験ガスとしては,サンプル側にはCO2:10モル%,N2:90モル%の組成を有する40℃のモデルガスを、参照側にはN2:100モル%の40℃のガスを用いた。試験ガスを通気し続け、サンプル側と参照側で発生する熱量の時間微分値(W)を測定し,それらの差(ヒートフロー)の時間変化からCO2吸収反応に伴う発熱量(kJ)を算出した。ヒートフロー値がピークの0.5%以下の値まで収束した時点をCO2吸収反応の終了(飽和)点と判断し,通気開始から終了までの時間を反応時間(min)とした。反応終了後のCO2吸収液に含まれるCO2をCO2分析計(全有機体炭素計)を用いて測定し,吸収液のCO2飽和吸収量(molCO2/kg吸収液)を算出した。反応終了までの発熱量、反応時間、CO2飽和吸収量から,CO2吸収反応速度(molCO2/min)、CO2吸収反応熱(kJ/molCO2)を算出した。
(Examples 1 to 3, Comparative Example 1)
5 g of a 30% by weight aqueous solution of 1- (2-aminoethyl) piperazine (AEPZ) was put in each glass reaction vessel on the sample side and the reference side of the reaction heat measuring device (Kalbe-type calorimeter), and the temperature of the thermostat was 40. Set to ° C. While maintaining the temperature at 40 ° C., the test gas was brought into contact with the absorbing solution on the sample side and the reference side by bubbling at a flow rate of 50 ml / min under atmospheric pressure. As a test gas, a 40 ° C. model gas having a composition of CO 2 : 10 mol% and N 2 : 90 mol% is used on the sample side, and a 40 ° C. gas of N 2 : 100 mol% is used on the reference side. It was. Continue to vent the test gas, measure the time differential value (W) of the amount of heat generated on the sample side and the reference side, and calculate the calorific value (kJ) associated with the CO 2 absorption reaction from the time variation of the difference (heat flow). Calculated. The time when the heat flow value converged to a value of 0.5% or less of the peak was judged as the end (saturation) point of the CO 2 absorption reaction, and the time from the start to the end of the aeration was taken as the reaction time (min). The CO 2 contained in the CO 2 absorbing solution after completion of the reaction was measured using a CO 2 analyzer (total organic carbon meter) to calculate the CO 2 saturation absorption amount of the absorbent (molCO 2 / kg absorbing solution) . The CO 2 absorption reaction rate (molCO 2 / min) and CO 2 absorption reaction heat (kJ / molCO 2 ) were calculated from the calorific value until the end of the reaction, reaction time, and CO 2 saturated absorption amount.
上記AEPZ(1−(2−アミノエチル)ピペラジン)のほか、比較例としてモノエタノールアミン(MEA),4−(アミノメチル)ピペリジン,1−(2−ヒドロキシエチル)ピペラジンの各30重量%水溶液に対しても同様の試験を行った。 In addition to the above AEPZ (1- (2-aminoethyl) piperazine), as comparative examples, 30% by weight aqueous solutions of monoethanolamine (MEA), 4- (aminomethyl) piperidine, 1- (2-hydroxyethyl) piperazine A similar test was performed on the same.
前記実施例及び比較例にかかるCO2飽和吸収量、CO2吸収反応速度、CO2吸収反応熱の結果を、表1に示す。 Such CO 2 saturation absorption quantity in the examples and comparative examples, CO 2 absorption reaction rate, the results of the CO 2 absorption reaction heat, shown in Table 1.
表1に示すように、1級,2級,3級の窒素を含むAEPZ(1−(2−アミノエチル)ピペラジン)は,MEA(比較例1)と同等のCO2飽和吸収量性能,CO2吸収速度性能を有しながら優れたCO2吸収反応熱性能を示した。また1級、2級の窒素を含む4−(アミノメチル)ピペリジンは,飽和吸収容量および吸収速度に優れた結果となった。さらに2級,3級の窒素を含む1−(2−ヒドロキシエチル)ピペラジンは、3級の窒素の効果でCO2吸収反応熱性能に優れた結果となった。 As shown in Table 1, AEPZ (1- (2-aminoethyl) piperazine) containing primary, secondary, and tertiary nitrogen is equivalent to the CO 2 saturated absorption performance, CO, and MEA (Comparative Example 1). 2. Excellent CO 2 absorption reaction heat performance while having absorption rate performance. Further, 4- (aminomethyl) piperidine containing primary and secondary nitrogens was excellent in saturated absorption capacity and absorption rate. Furthermore, 1- (2-hydroxyethyl) piperazine containing secondary and tertiary nitrogen resulted in excellent CO 2 absorption reaction heat performance due to the effect of tertiary nitrogen.
1 吸収塔
15 再生塔
1
Claims (5)
ここで、式(VIII)、(IX)中、R6、R7、R8、R10、R11、R12は、−CaHbOc(ここで、a=0〜5、b=1〜11、c=0〜5である。)であり、R9、R13は、−CpHq(ここで、p=1〜4、q=8である。)である。 When the main agent contained in the absorbing solution that absorbs CO 2 or H 2 S in the gas is the amine compound according to claim 1, a diamine-based auxiliary represented by the following formulas (VIII) and (IX): An absorbing liquid comprising a triamine-based auxiliary as at least one auxiliary.
Here, in the formulas (VIII) and (IX), R 6 , R 7 , R 8 , R 10 , R 11 , R 12 are —C a H b O c (where a = 0 to 5, b = 1 to 11, c = 0 to 5), and R 9 and R 13 are —C p H q (where p = 1 to 4 and q = 8).
請求項1〜3のいずれか一つの吸収液を用いてなることを特徴とするCO2又はH2S除去装置。 An absorption tower that removes CO 2 or H 2 S by bringing a gas containing CO 2 or H 2 S into contact with an absorbent, a regeneration tower that regenerates a solution that has absorbed CO 2 or H 2 S, and a regeneration tower A CO 2 or H 2 S removal apparatus for reusing a solution regenerated by removing CO 2 or H 2 S in an absorption tower,
A CO 2 or H 2 S removal apparatus comprising the absorbent according to any one of claims 1 to 3.
請求項1〜3のいずれか一つの吸収液を用いてCO2又はH2Sを除去することを特徴とするCO2又はH2S除去方法。 An absorption tower that removes CO 2 or H 2 S by bringing a gas containing CO 2 or H 2 S into contact with an absorbent, a regeneration tower that regenerates a solution that has absorbed CO 2 or H 2 S, and a regeneration tower A CO 2 or H 2 S removal method in which a solution regenerated by removing CO 2 or H 2 S is reused in an absorption tower,
A CO 2 or H 2 S removal method, wherein CO 2 or H 2 S is removed using the absorbing liquid according to any one of claims 1 to 3.
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