JPH07258663A - ガス中の硫化水素を除去する方法 - Google Patents
ガス中の硫化水素を除去する方法Info
- Publication number
- JPH07258663A JPH07258663A JP6048704A JP4870494A JPH07258663A JP H07258663 A JPH07258663 A JP H07258663A JP 6048704 A JP6048704 A JP 6048704A JP 4870494 A JP4870494 A JP 4870494A JP H07258663 A JPH07258663 A JP H07258663A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- gas
- absorbing liquid
- absorption
- aqueous solution
- hydrogen sulfide
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
Abstract
(57)【要約】
【目的】 Ｈ2 Ｓを含む各種ガスからＨ2 Ｓを除去する
方法に関する。 【構成】 ジ低級アルキルアミノ低級アルカノール及び
トリエチレンジアミンから選ばれるヒンダードアミンの
水溶液の過剰量とＨ2 Ｓを含むガスとを接触させ、処理
ガス中のＨ2 Ｓを１０ｐｐｍ以下、好ましくは実質検出
限界以下とするガス中のＨ2 Ｓを除去する方法。
方法に関する。 【構成】 ジ低級アルキルアミノ低級アルカノール及び
トリエチレンジアミンから選ばれるヒンダードアミンの
水溶液の過剰量とＨ2 Ｓを含むガスとを接触させ、処理
ガス中のＨ2 Ｓを１０ｐｐｍ以下、好ましくは実質検出
限界以下とするガス中のＨ2 Ｓを除去する方法。
Description
【０００１】
【産業上の利用分野】本発明はＨ2 Ｓ（硫化水素）を含
む各種ガスからＨ2 Ｓを除去する方法に関する。
む各種ガスからＨ2 Ｓを除去する方法に関する。
【０００２】
【従来の技術】石炭・重質油のガス化により得られるガ
ス、合成用ガス、水性ガス、天然ガスなど各種ガスに含
まれるＣＯ2 （二酸化炭素）やＨ2 Ｓなどの酸性ガスを
吸収剤を用いて除去する技術は以前から知られている。
これらの中には、単独吸収剤を使用するもの、混合吸収
剤を使用するもの、非水系吸収溶液を用いるもの、水系
吸収溶液を用いるものなど様々である。またＣＯ2 とＨ
2 Ｓを含むガスからＨ2Ｓのみを選択的に除去するも
の、両者を除去するものなどプロセスの目的に応じて吸
収剤が選択されている。
ス、合成用ガス、水性ガス、天然ガスなど各種ガスに含
まれるＣＯ2 （二酸化炭素）やＨ2 Ｓなどの酸性ガスを
吸収剤を用いて除去する技術は以前から知られている。
これらの中には、単独吸収剤を使用するもの、混合吸収
剤を使用するもの、非水系吸収溶液を用いるもの、水系
吸収溶液を用いるものなど様々である。またＣＯ2 とＨ
2 Ｓを含むガスからＨ2Ｓのみを選択的に除去するも
の、両者を除去するものなどプロセスの目的に応じて吸
収剤が選択されている。
【０００３】例えば、米国特許第４，５５３，９８４号
明細書には、メチルジエタノールアミン（以下、「ＭＤ
ＥＡ」と略す）の２０〜７０重量％水溶液を用いて、１
０〜１１０バールの圧力下、４０〜１００℃でＣＯ2 と
Ｈ2 Ｓを含む原料ガスと向流接触させ、原料ガス中のＣ
Ｏ2 とＨ2 Ｓを除去する方法が開示されている。
明細書には、メチルジエタノールアミン（以下、「ＭＤ
ＥＡ」と略す）の２０〜７０重量％水溶液を用いて、１
０〜１１０バールの圧力下、４０〜１００℃でＣＯ2 と
Ｈ2 Ｓを含む原料ガスと向流接触させ、原料ガス中のＣ
Ｏ2 とＨ2 Ｓを除去する方法が開示されている。
【０００４】ケミカル エンジニアリング サイエンス
（ Chemical Engineering Science) ，４１巻，２号，
４０５〜４０８頁には、常温付近において、２−アミノ
−２−メチル−１−プロパノール（以下、「ＡＭＰ」と
略す）のようなヒンダードアミンとモノエタノールアミ
ン（以下、「ＭＥＡ」と略す）のような直鎖アミンの各
水溶液のＣＯ2 やＨ2 Ｓに対する吸収速度が報告されて
いる。
（ Chemical Engineering Science) ，４１巻，２号，
４０５〜４０８頁には、常温付近において、２−アミノ
−２−メチル−１−プロパノール（以下、「ＡＭＰ」と
略す）のようなヒンダードアミンとモノエタノールアミ
ン（以下、「ＭＥＡ」と略す）のような直鎖アミンの各
水溶液のＣＯ2 やＨ2 Ｓに対する吸収速度が報告されて
いる。
【０００５】エネルギー コンサーベーション インダ
ストリアル（ Energy ConservasionIndustrial ) ２０
〜２８頁，１９８４年には、ＣＯ2 を含むガス混合物か
らＨ 2 Ｓの選択的除去法が検討され、数％の水を含むＮ
−メチルピロリドン溶媒中のジメチルエタノールアミン
やＭＤＥＡが有望であるとされている。
ストリアル（ Energy ConservasionIndustrial ) ２０
〜２８頁，１９８４年には、ＣＯ2 を含むガス混合物か
らＨ 2 Ｓの選択的除去法が検討され、数％の水を含むＮ
−メチルピロリドン溶媒中のジメチルエタノールアミン
やＭＤＥＡが有望であるとされている。
【０００６】エネルギー コンサーベーション インダ
ストリー アプライド テクニーク（ Energy Conserv
Industry Appl Techniques )２５３〜２６２頁，１９８
３年には、無水溶剤中の第３アミンとの反応性がＨ2 Ｓ
とＣＯ2 で異なるのを利用した両者の分離法が提案され
ている。アミンとしてはＭＤＥＡ、ジメチルエタノール
アミン（別名 ２−ジメチルアミノエタノール）、ジエ
チルエタノールアミン（別名 ２−ジエチルアミノエタ
ノール）、１−ジメチルアミノプロパン−２−オールな
どが用いられている。
ストリー アプライド テクニーク（ Energy Conserv
Industry Appl Techniques )２５３〜２６２頁，１９８
３年には、無水溶剤中の第３アミンとの反応性がＨ2 Ｓ
とＣＯ2 で異なるのを利用した両者の分離法が提案され
ている。アミンとしてはＭＤＥＡ、ジメチルエタノール
アミン（別名 ２−ジメチルアミノエタノール）、ジエ
チルエタノールアミン（別名 ２−ジエチルアミノエタ
ノール）、１−ジメチルアミノプロパン−２−オールな
どが用いられている。
【０００７】オイル ガス ジャーナル ７月１６日、
７０〜７６頁（１９８４）には、フレキソーブ ＳＥ
（ Flexsorb ＳＥ，商品名）が選択的にＨ2 Ｓを除去す
る吸収剤として適すること、フレキソーブ ＰＳ（商品
名 Flexsorb ＰＳ）がＣＯ2とＨ2 Ｓを共に除去する
のに適する吸収剤であること、フレキソーブ ＨＰ（商
品名 Flexsorb ＨＰ）がＣＯ2 を除去するのに適した
吸収剤である旨で記載されている。そしてＭＤＥＡの水
溶液に比べＨ2 Ｓの吸収能が４０％優れているとされて
いる。しかし、これらの吸収剤を構成する化合物名は明
らかではなく、またこの吸収剤は非水系である。
７０〜７６頁（１９８４）には、フレキソーブ ＳＥ
（ Flexsorb ＳＥ，商品名）が選択的にＨ2 Ｓを除去す
る吸収剤として適すること、フレキソーブ ＰＳ（商品
名 Flexsorb ＰＳ）がＣＯ2とＨ2 Ｓを共に除去する
のに適する吸収剤であること、フレキソーブ ＨＰ（商
品名 Flexsorb ＨＰ）がＣＯ2 を除去するのに適した
吸収剤である旨で記載されている。そしてＭＤＥＡの水
溶液に比べＨ2 Ｓの吸収能が４０％優れているとされて
いる。しかし、これらの吸収剤を構成する化合物名は明
らかではなく、またこの吸収剤は非水系である。
【０００８】オイル ガス ジャーナル（ Oil & Gas J
ournal )８４巻，３９号，６１〜６５頁（１９８６）に
は、ＣＯ2 とＨ2 Ｓの除去には第３エタノールアミンで
あるＭＤＥＡとトリエタノールアミン、特にＭＤＥＡが
有用であると記載されている。またＭＤＥＡはＨ2 Ｓの
選択的吸収剤として用いられることが記載されている。
ournal )８４巻，３９号，６１〜６５頁（１９８６）に
は、ＣＯ2 とＨ2 Ｓの除去には第３エタノールアミンで
あるＭＤＥＡとトリエタノールアミン、特にＭＤＥＡが
有用であると記載されている。またＭＤＥＡはＨ2 Ｓの
選択的吸収剤として用いられることが記載されている。
【０００９】
【発明が解決しようとする課題】前記のようにＣＯ2 と
Ｈ2 Ｓを含むガスから、これらを除去する技術が提案さ
れている。しかし処理対象ガスからＣＯ2 を除去する必
要性が比較的小さいかまたは殆どなく、かつＨ2 Ｓを非
常に低い含量まで低下するかまたはほぼ完全に除去する
ことが求められる分野があるが、このような目的に対
し、Ｈ2 Ｓの選択吸収性が高く、かつＨ2 Ｓに対する吸
収性能に優れる吸収剤が求められている。前記従来技術
においてもＨ2 Ｓを除去する吸収剤が提案されている
が、吸収剤をプロセス的に簡便な水溶液として用い、更
にＨ2 Ｓの吸収性能が向上したもので、処理対象ガスか
ら前記目的に沿ってほぼ完全にＨ2 Ｓを吸収できる吸収
剤が求められている。
Ｈ2 Ｓを含むガスから、これらを除去する技術が提案さ
れている。しかし処理対象ガスからＣＯ2 を除去する必
要性が比較的小さいかまたは殆どなく、かつＨ2 Ｓを非
常に低い含量まで低下するかまたはほぼ完全に除去する
ことが求められる分野があるが、このような目的に対
し、Ｈ2 Ｓの選択吸収性が高く、かつＨ2 Ｓに対する吸
収性能に優れる吸収剤が求められている。前記従来技術
においてもＨ2 Ｓを除去する吸収剤が提案されている
が、吸収剤をプロセス的に簡便な水溶液として用い、更
にＨ2 Ｓの吸収性能が向上したもので、処理対象ガスか
ら前記目的に沿ってほぼ完全にＨ2 Ｓを吸収できる吸収
剤が求められている。
【００１０】
【課題を解決するための手段】本発明者らは前記課題に
鑑み、Ｈ2 Ｓを含む処理対象ガスからＨ2 Ｓを選択吸収
性が比較的高く、またＨ2 Ｓの吸収性能の高い吸収剤を
検討した結果、特定のヒンダードアミンが特に有効であ
るとの知見を得た。またこの吸収剤を用い、吸収条件を
選択すれば、処理対象ガス中のＨ2 Ｓをほぼ完全に除去
できることを見い出し、本発明を完成するに至った。
鑑み、Ｈ2 Ｓを含む処理対象ガスからＨ2 Ｓを選択吸収
性が比較的高く、またＨ2 Ｓの吸収性能の高い吸収剤を
検討した結果、特定のヒンダードアミンが特に有効であ
るとの知見を得た。またこの吸収剤を用い、吸収条件を
選択すれば、処理対象ガス中のＨ2 Ｓをほぼ完全に除去
できることを見い出し、本発明を完成するに至った。
【００１１】すなわち、本発明はジ低級アルキルアミノ
低級アルカノール及びトリエチレンジアミンから選ばれ
るヒンダードアミンの水溶液の過剰量とＨ2 Ｓを含むガ
スとを接触させ、処理ガス中のＨ2 Ｓを１０ｐｐｍ以
下、好ましくは実質検出限界以下とすることを特徴とす
るガス中のＨ2 Ｓを除去する方法である。本発明におい
て、ヒンダードアミンの水溶液の過剰量とは処理対象ガ
スを処理した場合、Ｈ2Ｓが検出されなくなるほどの多
量を意味する。
低級アルカノール及びトリエチレンジアミンから選ばれ
るヒンダードアミンの水溶液の過剰量とＨ2 Ｓを含むガ
スとを接触させ、処理ガス中のＨ2 Ｓを１０ｐｐｍ以
下、好ましくは実質検出限界以下とすることを特徴とす
るガス中のＨ2 Ｓを除去する方法である。本発明におい
て、ヒンダードアミンの水溶液の過剰量とは処理対象ガ
スを処理した場合、Ｈ2Ｓが検出されなくなるほどの多
量を意味する。
【００１２】本発明で吸収剤として使用するヒンダード
アミンはジ低級アルキルアミノ低級アルカノール及びト
リエチレンジアミン（ＴＥＤＡ）から選ばれる。前者を
構成する低級アルキルとしては、炭素数４以下の直鎖状
または分岐状であり、メチル、エチル、プロピル、ブチ
ルなどを例示することができる。また２つの低級アルキ
ルは同一又は異なっていてもよい。さらにジ低級アルキ
ルアミノアルカノールを構成する低級アルカノールとし
ては炭素数６以下であり、エタノール、プロパノール
（分岐状を含む）、ブタノール（分岐状を含む）、ペン
タノール（分岐状を含む）、ヘキサノール（分岐状を含
む）など直鎖状または分岐状を含むものである。このよ
うなジ低級アルキルアミノ低級アルカノールとしては、
２−ジメチルアミノエタノール、２−ジエチルアミノエ
タノール（ＤＥＡＥ）、２−ジメチルアミノ−２−メチ
ル−１−プロパノール（ＤＭＡＭＰ）、２−ジメチルア
ミノ−２−メチルエタノール、３−ジメチルアミノ−１
−プロパノール（ＤＭＡＰ）、３−ジメチルアミノ−３
−メチル−１−プロパノール、３−ジメチルアミノ−
３，３−ジメチル−１−プロパノール、３−ジメチルア
ミノ−２−メチル−１−プロパノール、３−ジメチルア
ミノ−２，２−ジメチル−１−プロパノール、４−ジメ
チルアミノ−１−ブタノール（ＤＭＡＢ）などを例示す
ることができる。これらは各単独で用いることができる
ほか、互いに混合して用いることができる。
アミンはジ低級アルキルアミノ低級アルカノール及びト
リエチレンジアミン（ＴＥＤＡ）から選ばれる。前者を
構成する低級アルキルとしては、炭素数４以下の直鎖状
または分岐状であり、メチル、エチル、プロピル、ブチ
ルなどを例示することができる。また２つの低級アルキ
ルは同一又は異なっていてもよい。さらにジ低級アルキ
ルアミノアルカノールを構成する低級アルカノールとし
ては炭素数６以下であり、エタノール、プロパノール
（分岐状を含む）、ブタノール（分岐状を含む）、ペン
タノール（分岐状を含む）、ヘキサノール（分岐状を含
む）など直鎖状または分岐状を含むものである。このよ
うなジ低級アルキルアミノ低級アルカノールとしては、
２−ジメチルアミノエタノール、２−ジエチルアミノエ
タノール（ＤＥＡＥ）、２−ジメチルアミノ−２−メチ
ル−１−プロパノール（ＤＭＡＭＰ）、２−ジメチルア
ミノ−２−メチルエタノール、３−ジメチルアミノ−１
−プロパノール（ＤＭＡＰ）、３−ジメチルアミノ−３
−メチル−１−プロパノール、３−ジメチルアミノ−
３，３−ジメチル−１−プロパノール、３−ジメチルア
ミノ−２−メチル−１−プロパノール、３−ジメチルア
ミノ−２，２−ジメチル−１−プロパノール、４−ジメ
チルアミノ−１−ブタノール（ＤＭＡＢ）などを例示す
ることができる。これらは各単独で用いることができる
ほか、互いに混合して用いることができる。
【００１３】本発明で用いる吸収剤溶液は前記ヒンダー
ドアミンの水溶液であり、その濃度は通常１５〜７５重
量％である。また本発明で用いる水溶液には、必要に応
じて腐蝕防止剤、劣化防止剤などが加えられる。また、
本発明において、処理対象ガスとヒンダードアミン水溶
液の接触温度は通常３０〜７０℃の範囲である。処理対
象ガスの種類にもよるが、接触時の処理対象ガスの圧力
は通常大気圧〜１５０ｋｇ／ｃｍ2 Ｇの範囲である。
ドアミンの水溶液であり、その濃度は通常１５〜７５重
量％である。また本発明で用いる水溶液には、必要に応
じて腐蝕防止剤、劣化防止剤などが加えられる。また、
本発明において、処理対象ガスとヒンダードアミン水溶
液の接触温度は通常３０〜７０℃の範囲である。処理対
象ガスの種類にもよるが、接触時の処理対象ガスの圧力
は通常大気圧〜１５０ｋｇ／ｃｍ2 Ｇの範囲である。
【００１４】本発明において、用いるヒンダードアミン
水溶液はＣＯ2 とＨ2 Ｓを共に含むガスを処理する場
合、Ｈ2 Ｓに対し選択的な吸収性を示すが、これは必ず
しもＣＯ2 を全く吸収しないということではなく、Ｈ2
Ｓの吸収速度に比べてＣＯ2 の吸収速度が比較的小さい
ことを意味する。但し、吸収速度は処理対象ガスの組
成、吸収条件などにより異なる。従って、ここでは選択
吸収性でその選択性を評価することとした。ここで選択
吸収性は吸収条件下において、吸収液中の吸収されたＨ
2 Ｓのモル数を同ＣＯ2 のモル数で除し、さらにその値
を処理対象ガス中のＨ2 Ｓのモル数とＣＯ2 のモル数の
比で除したものである。本発明で使用するヒンダードア
ミン水溶液は従来使用されていたＭＤＥＡの水溶液に比
べ、選択吸収性は同等またはやや低い程度を示す。しか
し、本発明で用いるヒンダードアミン水溶液はＭＤＥＡ
の水溶液に比べ著しく高いＨ2 Ｓ吸収性能を示す。これ
により本発明の方法により本発明で用いるヒンダードア
ミン水溶液の過剰量とＨ2 Ｓを含むガスを処理すること
により、処理ガス中のＨ2 Ｓを１０ｐｐｍ以下、好まし
くは実質検出限界以下とすることができる。
水溶液はＣＯ2 とＨ2 Ｓを共に含むガスを処理する場
合、Ｈ2 Ｓに対し選択的な吸収性を示すが、これは必ず
しもＣＯ2 を全く吸収しないということではなく、Ｈ2
Ｓの吸収速度に比べてＣＯ2 の吸収速度が比較的小さい
ことを意味する。但し、吸収速度は処理対象ガスの組
成、吸収条件などにより異なる。従って、ここでは選択
吸収性でその選択性を評価することとした。ここで選択
吸収性は吸収条件下において、吸収液中の吸収されたＨ
2 Ｓのモル数を同ＣＯ2 のモル数で除し、さらにその値
を処理対象ガス中のＨ2 Ｓのモル数とＣＯ2 のモル数の
比で除したものである。本発明で使用するヒンダードア
ミン水溶液は従来使用されていたＭＤＥＡの水溶液に比
べ、選択吸収性は同等またはやや低い程度を示す。しか
し、本発明で用いるヒンダードアミン水溶液はＭＤＥＡ
の水溶液に比べ著しく高いＨ2 Ｓ吸収性能を示す。これ
により本発明の方法により本発明で用いるヒンダードア
ミン水溶液の過剰量とＨ2 Ｓを含むガスを処理すること
により、処理ガス中のＨ2 Ｓを１０ｐｐｍ以下、好まし
くは実質検出限界以下とすることができる。
【００１５】本発明によるＨ2 Ｓを除去する方法は、各
種対象ガスに適用することができる。例えば石炭・重質
油ガス化ガス、合成ガス、水性ガス、天然ガス、石油精
製ガスなどをあげることができる。中でも、発電用ガス
においては、Ｈ2 Ｓの含有量を例えば５ｐｐｍ以下に低
減できれば、燃焼排ガス中のＳＯｘは１ｐｐｍ以下とな
るので、実質上ほぼ完全な脱硫処理ができたことにな
る。また家庭用ガスにおいては、安全上Ｈ2 Ｓの含有量
を１０ｐｐｍ以下、好ましくは実質検出限界以下に低減
する必要がある。このように、用途により処理対象ガス
中のＨ2 Ｓを著しく低減する必要があるが、このような
処理対象ガス中には通常ＣＯ2 がＨ2 Ｓに比べ多量に含
まれている。本発明によれば、ジ低級アルキルアミノ低
級アルカノールまたはトリエチレンジアミンからなるヒ
ンダードアミン水溶液の過剰量によりこのような処理対
象ガスを処理すると、前記水溶液はＣＯ2 も一部吸収す
るものの、比較的選択性高くＨ2 Ｓを吸収するので、得
られる処理ガス中のＨ2 Ｓは著しく低減される。このよ
うな処理対象ガスとしては、特に制限はなく、対象ガス
組成に対して吸収条件を適当に選定することにより、処
理ガス中のＨ2 Ｓの含有率を１０ｐｐｍ、好ましくは実
質検出限界以下にすることもでき、前記のようなＨ2 Ｓ
含有量の低減要請に応えることができる。
種対象ガスに適用することができる。例えば石炭・重質
油ガス化ガス、合成ガス、水性ガス、天然ガス、石油精
製ガスなどをあげることができる。中でも、発電用ガス
においては、Ｈ2 Ｓの含有量を例えば５ｐｐｍ以下に低
減できれば、燃焼排ガス中のＳＯｘは１ｐｐｍ以下とな
るので、実質上ほぼ完全な脱硫処理ができたことにな
る。また家庭用ガスにおいては、安全上Ｈ2 Ｓの含有量
を１０ｐｐｍ以下、好ましくは実質検出限界以下に低減
する必要がある。このように、用途により処理対象ガス
中のＨ2 Ｓを著しく低減する必要があるが、このような
処理対象ガス中には通常ＣＯ2 がＨ2 Ｓに比べ多量に含
まれている。本発明によれば、ジ低級アルキルアミノ低
級アルカノールまたはトリエチレンジアミンからなるヒ
ンダードアミン水溶液の過剰量によりこのような処理対
象ガスを処理すると、前記水溶液はＣＯ2 も一部吸収す
るものの、比較的選択性高くＨ2 Ｓを吸収するので、得
られる処理ガス中のＨ2 Ｓは著しく低減される。このよ
うな処理対象ガスとしては、特に制限はなく、対象ガス
組成に対して吸収条件を適当に選定することにより、処
理ガス中のＨ2 Ｓの含有率を１０ｐｐｍ、好ましくは実
質検出限界以下にすることもでき、前記のようなＨ2 Ｓ
含有量の低減要請に応えることができる。
【００１６】本発明の方法で採用できるプロセスは特に
限定されないが、その一例について図１によって説明す
る。図１では主要設備のみ示し、付属設備は省略した。
図１において、処理対象ガスは供給ライン１０１により
吸収塔１０２の下部に導入され、上部より降下する吸収
液と充填部において気液接触し、吸収処理されたガスは
処理ガス取り出しライン１０８から系外に取り出され
る。Ｈ2 Ｓ及びＣＯ2 を吸収した吸収液は吸収液の取り
出しライン１０３により吸収塔塔底から取り出され、熱
交換器１０４で加熱されて吸収液の再生塔１０５に導入
される。再生塔１０５に至る過程で、フラッシュドラム
によりＨ2 Ｓの一部を分離しても構わない。再生塔１０
５では下部に設けられたリボイラー１０９の熱源によ
り、吸収液が再生され、再生吸収液の循環ライン１０６
により、熱交換器１０４及び１０７を経由して吸収塔１
０２に循環される。一方、吸収液の再生により取り出さ
れたＨ2 ＳとＣＯ2 を含むガスは、その取り出しライン
１１０から次の処理工程に導かれる。
限定されないが、その一例について図１によって説明す
る。図１では主要設備のみ示し、付属設備は省略した。
図１において、処理対象ガスは供給ライン１０１により
吸収塔１０２の下部に導入され、上部より降下する吸収
液と充填部において気液接触し、吸収処理されたガスは
処理ガス取り出しライン１０８から系外に取り出され
る。Ｈ2 Ｓ及びＣＯ2 を吸収した吸収液は吸収液の取り
出しライン１０３により吸収塔塔底から取り出され、熱
交換器１０４で加熱されて吸収液の再生塔１０５に導入
される。再生塔１０５に至る過程で、フラッシュドラム
によりＨ2 Ｓの一部を分離しても構わない。再生塔１０
５では下部に設けられたリボイラー１０９の熱源によ
り、吸収液が再生され、再生吸収液の循環ライン１０６
により、熱交換器１０４及び１０７を経由して吸収塔１
０２に循環される。一方、吸収液の再生により取り出さ
れたＨ2 ＳとＣＯ2 を含むガスは、その取り出しライン
１１０から次の処理工程に導かれる。
【００１７】
【実施例】以下、実施例により本発明を具体的に説明す
る。 （実施例１〜５、比較例１）実施例に用いた装置を図２
に示す。図２において、ボンベ２０１からＨ2 Ｓ／ＣＯ
2 ／Ｎ2 の体積比１／５０／４９の混合ガスを減圧弁２
０２、流量調節計２０３を経由して５００ｃｃ用セパラ
ブルフラスコ２０４に供給される。セパラブルフラスコ
には吸収液３００ｇ（吸収剤総量が１．０１モル）２０
７を入れ、前記混合ガスがスターラー２０６の攪拌下に
バブリングするように配置されている。またセパラブル
フラスコ２０４内の吸収液２０７の温度は温度調節器２
０８を具備した水槽２０５にて５０℃に保持されるよう
になっている。バブリングによりガス成分が吸収液に吸
収された後の出口ガスはサンプリング部２０９へ一部導
かれてガスクロマトグラフ法による分析に供され、残り
は廃棄部２１０より系外に廃棄されるようになってい
る。
る。 （実施例１〜５、比較例１）実施例に用いた装置を図２
に示す。図２において、ボンベ２０１からＨ2 Ｓ／ＣＯ
2 ／Ｎ2 の体積比１／５０／４９の混合ガスを減圧弁２
０２、流量調節計２０３を経由して５００ｃｃ用セパラ
ブルフラスコ２０４に供給される。セパラブルフラスコ
には吸収液３００ｇ（吸収剤総量が１．０１モル）２０
７を入れ、前記混合ガスがスターラー２０６の攪拌下に
バブリングするように配置されている。またセパラブル
フラスコ２０４内の吸収液２０７の温度は温度調節器２
０８を具備した水槽２０５にて５０℃に保持されるよう
になっている。バブリングによりガス成分が吸収液に吸
収された後の出口ガスはサンプリング部２０９へ一部導
かれてガスクロマトグラフ法による分析に供され、残り
は廃棄部２１０より系外に廃棄されるようになってい
る。
【００１８】混合ガスを１Ｎｍ3 ／分の流量で吸収液に
導き、同一攪拌条件で吸収開始から出口ガス中のＨ2 Ｓ
の濃度が供給混合ガス中の濃度に達した時点（Ｈ2 Ｓ破
過到達時点）までのＨ2 Ｓの吸収量とその選択吸収性を
調べた。なお選択吸収性としては、Ｈ2 Ｓ破過到達時点
のＨ2 ＳとＣＯ2 の吸収モル比を原料ガス中の両者の比
（１／５０）で除した値である。表１に吸収結果を示し
た。
導き、同一攪拌条件で吸収開始から出口ガス中のＨ2 Ｓ
の濃度が供給混合ガス中の濃度に達した時点（Ｈ2 Ｓ破
過到達時点）までのＨ2 Ｓの吸収量とその選択吸収性を
調べた。なお選択吸収性としては、Ｈ2 Ｓ破過到達時点
のＨ2 ＳとＣＯ2 の吸収モル比を原料ガス中の両者の比
（１／５０）で除した値である。表１に吸収結果を示し
た。
【００１９】
【表１】
【００２０】表１から、本発明で使用するヒンダードア
ミンは、従来から選択的Ｈ2 Ｓ吸収剤として使用された
きたＭＤＥＡに比べ、ヒンダードアミン１モル当たりの
Ｈ2Ｓの吸収量は著しく大きくなっている。但し、モル
当たりのＣＯ2 の吸収量も同様に大きくなっているた
め、選択吸収性は比較的高いものの、ＭＤＥＡと同等ま
たはそれ以下となっている。しかし、Ｈ2 Ｓの吸収量が
大きいので、処理対象ガス中のＨ2 Ｓの低減に大きく寄
与する。
ミンは、従来から選択的Ｈ2 Ｓ吸収剤として使用された
きたＭＤＥＡに比べ、ヒンダードアミン１モル当たりの
Ｈ2Ｓの吸収量は著しく大きくなっている。但し、モル
当たりのＣＯ2 の吸収量も同様に大きくなっているた
め、選択吸収性は比較的高いものの、ＭＤＥＡと同等ま
たはそれ以下となっている。しかし、Ｈ2 Ｓの吸収量が
大きいので、処理対象ガス中のＨ2 Ｓの低減に大きく寄
与する。
【００２１】図３〜８は各実施例及び比較例１のＨ2 Ｓ
とＣＯ2 の出口濃度（処理ガス濃度と同義で、左右の縦
軸で表す。単位はＶＯＬ％）と経過時間（横軸，ｈｒ）
との関係を表したものである。これらの図から明らかな
ように、出口Ｈ2 Ｓ濃度の初期は実施例においてはゼロ
または殆どゼロに近い値を示し、ヒンダードアミン水溶
液の過剰と処理対象の混合ガスを接触させることによ
り、実質検出限界以下、すなわち完全にＨ2 Ｓが除去さ
れていることが分かる。しかも時間の経過に対する出口
Ｈ2 Ｓ濃度の上昇カーブが著しく緩やかであり、Ｈ2 Ｓ
に対する高い吸収性能が長く持続できることが分かる。
それに対し、ＭＤＥＡは初期出口Ｈ2 Ｓ濃度はゼロであ
るにもかかわらず、その後のＨ2 Ｓ出口濃度の上昇が大
きいことが分かる。
とＣＯ2 の出口濃度（処理ガス濃度と同義で、左右の縦
軸で表す。単位はＶＯＬ％）と経過時間（横軸，ｈｒ）
との関係を表したものである。これらの図から明らかな
ように、出口Ｈ2 Ｓ濃度の初期は実施例においてはゼロ
または殆どゼロに近い値を示し、ヒンダードアミン水溶
液の過剰と処理対象の混合ガスを接触させることによ
り、実質検出限界以下、すなわち完全にＨ2 Ｓが除去さ
れていることが分かる。しかも時間の経過に対する出口
Ｈ2 Ｓ濃度の上昇カーブが著しく緩やかであり、Ｈ2 Ｓ
に対する高い吸収性能が長く持続できることが分かる。
それに対し、ＭＤＥＡは初期出口Ｈ2 Ｓ濃度はゼロであ
るにもかかわらず、その後のＨ2 Ｓ出口濃度の上昇が大
きいことが分かる。
【００２２】
【発明の効果】以上詳細に述べたごとく、本発明の方法
によれば、従来のＭＤＥＡに比べＨ2Ｓの吸収性能を著
しく向上させることができる。またこの性質を用い、Ｈ
2 Ｓを含むガス、例えばＣＯ2 も共存するガス中のＨ2
Ｓを著しく低減することができ、例えばこのような低減
された電力用燃料ガスより発生する燃焼排ガスは事実上
排煙脱硫装置を不要にするだけでなく、ＳＯｘの面で完
全無公害燃料として利用できることになる。また家庭燃
料用原料ガスに適用すれば、毒性の高いＨ2 Ｓ含有量を
著しく低減あるいは完全に除去でき、ガス配送あるいは
使用中の安全性向上にも大きく寄与する。
によれば、従来のＭＤＥＡに比べＨ2Ｓの吸収性能を著
しく向上させることができる。またこの性質を用い、Ｈ
2 Ｓを含むガス、例えばＣＯ2 も共存するガス中のＨ2
Ｓを著しく低減することができ、例えばこのような低減
された電力用燃料ガスより発生する燃焼排ガスは事実上
排煙脱硫装置を不要にするだけでなく、ＳＯｘの面で完
全無公害燃料として利用できることになる。また家庭燃
料用原料ガスに適用すれば、毒性の高いＨ2 Ｓ含有量を
著しく低減あるいは完全に除去でき、ガス配送あるいは
使用中の安全性向上にも大きく寄与する。
【図１】本発明で採用できるプロセスの一例の説明図。
【図２】本発明の実施例で用いた試験装置の説明図。
【図３】比較例（ＭＤＥＡ）における吸収経過時間と出
口ガス中のＨ2 ＳとＣＯ2 濃度の関係を示すグラフ。
口ガス中のＨ2 ＳとＣＯ2 濃度の関係を示すグラフ。
【図４】本発明の実施例（ＤＥＡＥ）における吸収経過
時間と出口ガス中のＨ2 ＳとＣＯ2 濃度の関係を示すグ
ラフ。
時間と出口ガス中のＨ2 ＳとＣＯ2 濃度の関係を示すグ
ラフ。
【図５】本発明の実施例（ＤＭＡＭＰ）における吸収経
過時間と出口ガス中のＨ2 ＳとＣＯ2 濃度の関係を示す
グラフ。
過時間と出口ガス中のＨ2 ＳとＣＯ2 濃度の関係を示す
グラフ。
【図６】本発明の実施例（ＤＭＡＰ）における吸収経過
時間と出口ガス中のＨ2 ＳとＣＯ2 濃度の関係を示すグ
ラフ。
時間と出口ガス中のＨ2 ＳとＣＯ2 濃度の関係を示すグ
ラフ。
【図７】本発明の実施例（ＤＭＡＢ）における吸収経過
時間と出口ガス中のＨ2 ＳとＣＯ2 濃度の関係を示すグ
ラフ。
時間と出口ガス中のＨ2 ＳとＣＯ2 濃度の関係を示すグ
ラフ。
【図８】本発明の実施例（ＴＥＤＡ）における吸収経過
時間と出口ガス中のＨ2 ＳとＣＯ2 濃度の関係を示すグ
ラフ。
時間と出口ガス中のＨ2 ＳとＣＯ2 濃度の関係を示すグ
ラフ。
───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (72)発明者 飯島 正樹 東京都千代田区丸の内二丁目５番１号 三 菱重工業株式会社本社内 (72)発明者 光岡 薫明 広島県広島市西区観音新町四丁目６番22号 三菱重工業株式会社広島研究所内
Claims (2)
- 【請求項１】 ジ低級アルキルアミノ低級アルカノール
及びトリエチレンジアミンから選ばれるヒンダードアミ
ンの水溶液の過剰量とＨ2 Ｓを含むガスとを接触させ、
処理ガス中のＨ2 Ｓを１０ｐｐｍ以下とすることを特徴
とするガス中のＨ2 Ｓを除去する方法。 - 【請求項２】 ジ低級アルキルアミノ低級アルカノール
及びトリエチレンジアミンから選ばれるヒンダードアミ
ンの水溶液の過剰量とＨ2 Ｓを含むガスとを接触させ、
処理ガス中のＨ2 Ｓを実質検出限界以下とすることを特
徴とするガス中のＨ2 Ｓを除去する方法。
Priority Applications (7)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP6048704A JP3021273B2 (ja) | 1994-03-18 | 1994-03-18 | ガス中の硫化水素を除去する方法及び吸収剤 |
| DE69528785T DE69528785T2 (de) | 1994-03-18 | 1995-03-10 | Verfahren zur Entfernung von Schwefelwasserstoff aus Gasen |
| EP97115974A EP0827772A3 (en) | 1994-03-18 | 1995-03-10 | Method for the removal of carbon dioxide and hydrogen sulfide from a gas containing these gases |
| EP95103451A EP0672446B1 (en) | 1994-03-18 | 1995-03-10 | Method for the removal of hydrogen sulfide present in gases |
| US08/405,628 US5609840A (en) | 1994-03-18 | 1995-03-15 | Method for the removal of hydrogen sulfide present in gases |
| CN95103506A CN1069551C (zh) | 1994-03-18 | 1995-03-17 | 除去气体中硫化氢的方法 |
| US08/742,747 US5750083A (en) | 1994-03-18 | 1996-11-01 | Method for the removal of hydrogen sulfide present in gases |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP6048704A JP3021273B2 (ja) | 1994-03-18 | 1994-03-18 | ガス中の硫化水素を除去する方法及び吸収剤 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH07258663A true JPH07258663A (ja) | 1995-10-09 |
| JP3021273B2 JP3021273B2 (ja) | 2000-03-15 |
Family
ID=12810708
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP6048704A Expired - Lifetime JP3021273B2 (ja) | 1994-03-18 | 1994-03-18 | ガス中の硫化水素を除去する方法及び吸収剤 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP3021273B2 (ja) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2007533447A (ja) * | 2004-04-22 | 2007-11-22 | フルオー・テクノロジーズ・コーポレイシヨン | 排出ガスの処理のための構成および方法 |
-
1994
- 1994-03-18 JP JP6048704A patent/JP3021273B2/ja not_active Expired - Lifetime
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2007533447A (ja) * | 2004-04-22 | 2007-11-22 | フルオー・テクノロジーズ・コーポレイシヨン | 排出ガスの処理のための構成および方法 |
| JP4652399B2 (ja) * | 2004-04-22 | 2011-03-16 | フルオー・テクノロジーズ・コーポレイシヨン | 排出ガスの処理のための構成および方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP3021273B2 (ja) | 2000-03-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP0672446B1 (en) | Method for the removal of hydrogen sulfide present in gases | |
| JP5507584B2 (ja) | アミン放出物制御のための方法およびプラント | |
| US7374734B2 (en) | Absorbing agent and method for eliminating acid gases from fluids | |
| JP4913390B2 (ja) | 部分再生吸収剤溶液によるガス脱酸方法 | |
| RU2239488C2 (ru) | Абсорбирующие композиции для удаления кислых газов из газовых потоков | |
| JP5661681B2 (ja) | 酸性ガスを流体の流れから除去することによって高い圧力下にある酸性ガス流を取得する方法 | |
| EA025928B1 (ru) | Способ и устройство для отделения кислых газов от газовой смеси | |
| RU2674963C2 (ru) | Способ улавливания диоксида серы из газового потока | |
| JP3197183B2 (ja) | 燃焼排ガス中の二酸化炭素を除去する方法 | |
| US7004997B2 (en) | Method for removal of acid gases from a gas flow | |
| US6051161A (en) | Method for the removal of carbon dioxide present in gases and absorbent | |
| US20070286783A1 (en) | Method of deacidizing a gaseous effluent with extraction of the products to be regenerated | |
| JP2012530597A (ja) | ストリッピング助剤を含有する吸収剤を用いる酸性ガスの除去 | |
| JP4909408B2 (ja) | 煙道ガスからの二酸化炭素の除去 | |
| JPH048089B2 (ja) | ||
| WO2006107026A1 (ja) | 吸収液、ｃｏ2又はｈ2ｓ又はその双方の除去方法及び装置 | |
| JP5047481B2 (ja) | ガスの精製方法 | |
| JPH09262432A (ja) | 脱炭酸塔排ガス中の塩基性アミン化合物の回収方法 | |
| US4240923A (en) | Process and amine-solvent absorbent for removing acidic gases from gaseous mixtures | |
| EP2866919A1 (en) | Aqueous alkanolamine solution and process for the removal of h2s from gaseous mixtures | |
| JP2016533886A (ja) | 四級アンモニウム塩を含有するガススイートニング溶媒 | |
| CN107580523B (zh) | 水性烷醇胺组合物和从气态混合物中选择性去除硫化氢的方法 | |
| JP3276527B2 (ja) | ガス中の二酸化炭素を除去する方法 | |
| JP5061108B2 (ja) | 酸性ガススクラビング法のためのポリアルキレンアクリルアミド塩 | |
| JPH07258663A (ja) | ガス中の硫化水素を除去する方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A02 | Decision of refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A02 Effective date: 19990803 |
|
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 19991130 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20080114 Year of fee payment: 8 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20090114 Year of fee payment: 9 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20100114 Year of fee payment: 10 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20110114 Year of fee payment: 11 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20110114 Year of fee payment: 11 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20120114 Year of fee payment: 12 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20130114 Year of fee payment: 13 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20140114 Year of fee payment: 14 |
|
| EXPY | Cancellation because of completion of term |