JPH08252430A - Removal of carbon dioxide contained in combustion exhaust gas - Google Patents

Removal of carbon dioxide contained in combustion exhaust gas

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JPH08252430A
JPH08252430A JP5712095A JP5712095A JPH08252430A JP H08252430 A JPH08252430 A JP H08252430A JP 5712095 A JP5712095 A JP 5712095A JP 5712095 A JP5712095 A JP 5712095A JP H08252430 A JPH08252430 A JP H08252430A
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Masaki Iijima
Tomio Mimura
Shigeaki Mitsuoka
Toshiyuki Shimayoshi
富雄 三村
薫明 光岡
淑進 嶋吉
正樹 飯島
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Kansai Electric Power Co Inc:The
Mitsubishi Heavy Ind Ltd
三菱重工業株式会社
関西電力株式会社
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Abstract

PURPOSE: To make it possible to accelerate an absorption rate and enhance an absorption efficiency by using an aqueous amine mixed solution containing a secondary amine and a tertiary amine respectively falling within specific ranges of their concentrations, in a system in which the aqueous amine solution comes into contact with an exhaust gas.
CONSTITUTION: A combustion exhaust gas compressed into a carbon dioxide removing tower 1 is caused to come into a counter-current contact with an absorption liquid of a specified concentration supplied from a nozzle 7, in a lower packed part 2. The CO2 contained in the combustion exhaust gas is absorbed and removed by the absorption liquid, and the CO2-free combustion exhaust gas ascends to an upper packed part 3. Since the absorption liquid used is an aqueous amine mixed liquid of a secondary amine and a tertiary amine each falling within a range of concentration of 10 to 45wt.%, the absorption liquid supplied to the carbon dioxide removing tower 1 after absorbing the CO2 has a higher temperature than that at an absorption liquid supply aperture 6 due to a reaction heat caused by the absorption of CO2. Further, the absorption liquid is sent to a heat exchanger 14 by a discharge pump 13 of the absorption liquid which has absorbed the CO2, then is heated and guided to an absorption liquid regeneration tower 5. The temperature of the regenerated absorption liquid is adjusted by a cooler 27 installed on the heat exchanger 14.
COPYRIGHT: (C)1996,JPO

Description

【発明の詳細な説明】 DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

【0001】 [0001]

【産業上の利用分野】本発明は燃焼排ガス中に含まれるCO 2 (二酸化炭素)を除去する方法に関し、さらに詳しくは、第2級アミンと第3級アミンの混合水溶液を用いて、大気圧下の燃焼排ガス中のCO 2を効率よく除去する方法に関する。 The present invention relates to a relates to a method of removing CO 2 (carbon dioxide) contained in combustion exhaust gas, more particularly, by using a mixed aqueous solution of secondary amine and tertiary amine, atmospheric pressure the CO 2 in the combustion exhaust gas under relates to a method for efficiently removing.

【0002】 [0002]

【従来の技術】近年、地球の温暖化現象の原因の一つとして、CO 2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。 In recent years, as one of the causes of global warming, the greenhouse effect has been pointed out by the CO 2, international also the measures on protecting the global environment has become an urgent task. CO 2 CO 2
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。 The sources, Oyobi by any human activities combusting fossil fuels, demand for its emission limitation is even more stronger trend. 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CO 2を除去し、回収する方法、及び回収されたCO 2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。 To the target power generation facilities such as thermal power plants using large amounts of fossil fuels with this, a method of flue gas of a boiler into contact with an aqueous alkanolamine solution or the like to remove the CO 2 in the combustion exhaust gas is recovered and, method of storing without releasing recovered CO 2 to the atmosphere are intensively studied.

【0003】アルカノールアミンとしては、モノエタノールアミン、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、 [0003] As alkanolamines, monoethanolamine, triethanolamine, N- methyldiethanolamine (MDEA), diisopropanolamine, and the like can be mentioned diglycolamine,
通常モノエタノールアミン(MEA)が好んで用いられる。 Usually, monoethanolamine (MEA) is preferably used. またこれ以外の第2級及び第3級ヒンダードアミン水溶液の使用も検討されている。 The use of secondary and tertiary hindered amine solution other than this have also been studied.

【0004】ところで、各種混合ガスからアミン化合物を用いて酸性ガスを分離する技術は数多く知られている。 Meanwhile, techniques for separating acid gases using an amine compound from various mixed gases are known numerous. 特開昭53−100180号公報には、(1)環の一部分であって且つ第二炭素原子もしくは第三炭素原子のどちらかに結合された少なくとも一個の第二アミノ基または第三炭素原子に結合された第一アミノ基を含有する立体障害アミンが少なくとも50モル%と第三アミノアルコールが少なくとも約10モル%とよりなるアミン混合物、及び(2)酸性ガスに対する物理的吸収剤である前記アミン混合物用の溶媒、からなるアミン−溶媒液体吸収剤に通常ガス状の混合物を接触させることからなる酸性ガスの除去方法が記載されている。 JP A 53-100180, JP (1) to a portion in a by and second carbon atom or at least one secondary amino group or tertiary carbon atom bonded to either the tertiary carbon atom of the ring combined become more amine mixture sterically hindered amine at least 50 mol% and a tertiary amino alcohol is at least about 10 mole% containing primary amino groups, and (2) the amine is a physical absorbent for the acid gases the solvent for the mixture consisting of amine - usual method for removing acid gases comprises contacting the gaseous mixture in the solvent liquid absorbent is described. 立体障害アミンとしては2−ピペリジンエタノール〔2−(2−ヒドロキシエチル)−ピペリジン〕及び3−アミノ−3−メチル−1−ブタノールなどが、また溶媒としては25重量%までの水を含んでもよいスルホキシド化合物などが、さらに処理ガスの例としては、同公報11頁左上欄に「高濃度の二酸化炭素及び硫化水素、例えば35%のCO 2及び10〜12%のH 2 Sを有する通常ガス状の混合物」が例示され、また実施例にはCO 2そのものが使用されている。 The sterically hindered amine 2-piperidineethanol - such as [2- (2-hydroxyethyl) piperidine] and 3-amino-3-methyl-1-butanol, and as the solvent may contain water up to 25 wt% sulfoxide compounds such as examples of further processing gas, carbon dioxide and hydrogen sulfide "high concentration in the publication, page 11, left upper column, normally gaseous having, for example, 35% CO 2 and 10-12% of H 2 S mixture "is illustrated, also in the embodiment CO 2 itself is used for.

【0005】特開昭61−71819号公報には、立体障害アミン及びスルホランなどの非水溶媒を含む酸性ガススクラッピング用組成物が記載されている。 [0005] JP 61-71819 Publication, acid gas scraping composition comprising a non-aqueous solvent, such as sterically hindered amines and sulfolane is described. また本公報にはCO 2の吸収に対し、立体障害アミンの有利性を反応式を用いて説明している。 The relative absorption of the present publication CO 2, is described with reference to Reaction Scheme the advantages of sterically hindered amines.

【0006】ケミカルエンジニアリングサイエンス(C [0006] Chemical Engineering Science (C
hemical Engineering Scien hemical Engineering Scien
ce),41巻,2号,997〜1003頁には、ヒンダードアミンである2−アミノ−2−メチル−1−プロパノール(AMP)水溶液の炭酸ガス吸収挙動が開示されている。 ce), 41 vol., No. 2, pp. 997-1003, the 2-amino-2-methyl-1-propanol (AMP) carbon dioxide absorption behavior of an aqueous solution are hindered amine are disclosed. 吸収させるガスとしては大気圧のCO 2及びCO 2とN 2の混合物が用いられている。 Mixture of CO 2 and CO 2 and N 2 at atmospheric pressure is used as the gas to be absorbed.

【0007】ケミカルエンジニアリングサイエンス(C [0007] Chemical Engineering Science (C
hemical Engineering scien hemical Engineering scien
ce),41巻,4号,997〜1003頁には、ヒンダードアミンである2−アミノ−2−メチル−1−プロパノール(AMP)水溶液の炭酸ガス吸収挙動が開示されている。 ce), 41 vol., No. 4, the page 997 to 1003, it discloses 2-amino-2-methyl-1-propanol (AMP) carbon dioxide absorption behavior of an aqueous solution is hindered. 吸収させるガスとしては大気圧のCO 2及びCO 2と窒素の混合物が用いられている。 As the gas to be absorbed mixture of CO 2 and CO 2 and nitrogen atmosphere is used.

【0008】ケミカルエンジニアリングサイエンス(C [0008] Chemical Engineering Science (C
hemical Engineering scien hemical Engineering scien
ce),41巻,2号,405〜408頁には、常温付近において、AMPのようなヒンダードアミンとMEA ce), 41 vol., No. 2, the pages 405-408, in the vicinity of room temperature, a hindered amine such as AMP and MEA
のような直鎖アミンの各水溶液のCO 2やH 2 Sに対する吸収速度が報告されている。 Absorption rate with respect to CO 2 and H 2 S in the aqueous solution of the linear amine are reported as.

【0009】米国特許3,622,267号明細書にはメチルジエタノールアミン及びモノエチルモノエタノールアミンを含有する水性混合物を用い、原油などの部分酸化ガスなどの合成ガスに含まれる高分圧のCO 2 、例えば40気圧の30%CO 2含有合成ガスを精製する技術が開示されている。 [0009] U.S. Patent 3,622,267 Pat with an aqueous mixture containing methyldiethanolamine and monoethyl monoethanolamine, high partial pressures contained in the synthesis gas, such as partial oxidation gas such as crude oil CO 2 , techniques of purifying is disclosed a 30% CO 2 containing synthesis gas, for example 40 atmospheres.

【0010】ドイツ公開特許1,542,415号公報にはCO 2 、H 2 S、COSの吸収速度の向上のためモノアルキルアルカノールアミンなどを物理又は化学吸収剤に添加する技術が開示されている。 [0010] is CO 2 Japanese Patent Publication No. DE 1,542,415, H 2 S, is a technique for adding a physical or chemical absorbent and monoalkyl alkanolamine to improve the rate of absorption of COS disclosed . 同様にドイツ公開特許1,904,428号には、モノメチルエタノールアミンがメチルジエタノールアミンの吸収速度を向上させる目的で添加される技術が開示されている。 Similarly, German Patent Publication No. 1,904,428, techniques monomethyl ethanolamine are added for the purpose of improving the absorption rate of methyldiethanolamine is disclosed.

【0011】米国特許4,336,233号明細書には、天然ガス、合成ガス、ガス化石炭ガスの精製にピペラジンの0.81〜1.3モル/リットル水溶液が洗浄液として、またピペラジンがメチルジエタノールアミン、トリエタノールアミン、ジエタノールアミン、モノメチルエタノールアミンなどの溶媒と共に水溶液で洗浄液として使用される技術が開示されている。 [0011] U.S. Patent 4,336,233 Pat, natural gas, synthesis gas, as from 0.81 to 1.3 mol / liter aqueous solution cleaning fluid piperazine in the purification of gasification coal gas, also the piperazine methyl diethanolamine, triethanolamine, diethanolamine, techniques used as washing liquid in an aqueous solution with a solvent such as mono-methyl ethanolamine is disclosed.

【0012】同様に特開昭52−63171号公報には、第3級アルカノールアミン、モノアルキルアルカノールアミンなどにピペラジンまたはヒドロキシエチルピペラジンなどのピペラジン誘導体を促進剤として加えたCO 2吸収剤が開示されている。 [0012] Similarly to JP-A-52-63171, tertiary alkanolamines, CO 2 absorbents added as promoter piperazine derivatives such as piperazine or hydroxyethylpiperazine and the like monoalkyl alkanolamine is disclosed ing.

【0013】 [0013]

【発明が解決しようとする課題】MEAに代表される前記のようなアルカノールアミン水溶液、あるいは前記公知文献に記載のヒンダードアミン類やアミン類の混合物の水溶液を燃焼排ガス中のCO 2の吸収液として用いても、アミン水溶液中の単位アミンモル当たりのCO 2吸収量、所定濃度におけるCO 2の吸収速度、さらには吸収後のアルカノールアミン水溶液の再生に要する熱エネルギなどに照らして、必ずしも満足のできるものではない。 The aqueous alkanolamine solution, such as typified by MEA [0008], or an aqueous solution of a mixture of hindered amines and amines described in the known documents used as absorption liquid CO 2 in the combustion exhaust gas even, CO 2 absorption quantity per unit amine molar in the amine aqueous solution, the absorption rate of CO 2 at a given concentration, more in light like the heat energy required for the regeneration of the alkanolamine solution after the absorption, not necessarily be satisfactory Absent. また一般的に、第2級ヒンダードアミンや第3級ヒンダードアミンはMEAに比べCO 2吸収量や再生の熱エネルギの点では優れるが、さらに吸収速度を改善する必要があり、吸収効率を上げるための吸収剤単位モル当たりのCO 2吸収量の増加、アミン水溶液の高濃度化による水溶液の単位体積当たりのCO 2吸収量増加などが解決すべき大きな課題である。 And generally, secondary hindered amine and tertiary hindered amines are superior in terms of thermal energy CO 2 absorption and regeneration compared to MEA, it is necessary to further improve the absorption rate, absorption to increase the absorption efficiency increase of CO 2 absorption quantity per dosage unit mole, a major challenge to be like CO 2 absorption amount increased resolution per unit volume of the aqueous solution by high concentration of the amine solution. さらにはCO 2の吸収後、CO 2を分離し、吸収液を再生させる際に必要な熱エネルギのより少ない吸収剤が望まれる。 Furthermore after absorption of CO 2, separating the CO 2, less absorbent of the heat energy required in regenerating the absorption liquid is desired.

【0014】 [0014]

【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、燃焼排ガス中のCO 2を除去する際に用いられる吸収液について鋭意検討した結果、第2級アミンと第3 Means for Solving the Problems The present inventors have in view of the above problems, a result of intensive studies for absorbing solution used in removing CO 2 in the combustion exhaust gas, secondary amine and the third
級アミンの所定濃度以上の混合水溶液を用いることが特に有効であるとの知見を得て、本発明を完成させることができた。 It obtains knowledge that is particularly effective to use a predetermined concentration or more of a mixed aqueous solution of grade amines were able to complete the present invention. すなわち本発明によれば、大気圧下の燃焼排ガスとアミン水溶液とを接触させて燃焼排ガス中のCO That is, according to the present invention, CO in the combustion exhaust gas by contacting the flue gas with an amine solution at atmospheric pressure
2を除去する方法において、前記アミン水溶液として、 A method for removing 2, as the aqueous amine solution,
第2級アミン及び第3級アミンのそれぞれの濃度が10 Each concentration of the secondary amine and tertiary amine is 10
〜45重量%の範囲にあるアミン混合水溶液を用いることを特徴とする燃焼排ガス中のCO 2を除去する方法が提供される。 Method for removing CO 2 in the combustion exhaust gas, which comprises using an amine mixed aqueous solution in the range of 45 wt% is provided. また本発明によれば、アミン混合水溶液中の第3級アミンの濃度が、吸収条件を同一にして第3級アミンの単独水溶液を用いたときの水溶液の単位体積当たり最大のCO 2吸収量となる第3級アミンの濃度の前後10重量%の範囲内である前記燃焼排ガス中のCO 2 According to the present invention, the concentration of tertiary amine in the amine mixed aqueous solution, the maximum CO 2 absorption per unit volume of the aqueous solution when using a single aqueous solution of a tertiary amine to the absorption conditions in the same comprising tertiary CO 2 of the combustion exhaust gas is in the range of about 10 wt% of the concentration of the amine
を除去する方法が提供される。 Method of removing is provided. また本発明によれば、アミン混合水溶液中のアミンの合計濃度が、70重量%以下である燃焼排ガス中のCO 2を除去する方法が提供される。 According to the present invention, the total concentration of the amine in the amine mixed aqueous solution is a method of removal is provided a CO 2 in combustion flue gas is 70 wt% or less. また本発明によれば、前記アミン水溶液として、 According to the present invention, as the aqueous amine solution,
2−メチルアミノエタノール、2−エチルアミノエタノール、2−イソプロピルアミノエタノール、2−n−ブチルアミノエタノール、ピペラジン、2−メチルピペラジン、2,5−ジメチルピペラジン及び2−ピペリジノエタノールの群から選ばれる第2級アミン、及び2−ジメチルアミノエタノール、2−ジエチルアミノエタクノール、3−ジメチルアミノ−1−プロパノール、4−ジメチルアミノ−1−ブタノール、2−ジメチルアミノ− 2-methylamino ethanol, 2-ethylamino ethanol, 2-isopropyl-aminoethanol, 2-n-butylamino-ethanol, piperazine, 2-methylpiperazine, selected from the group of 2,5-dimethyl piperazine and 2-piperidinoethanol the secondary amine, and 2-dimethylaminoethanol, 2-diethylaminoethanol eth Knorr, 3-dimethylamino-1-propanol, 4-dimethylamino-1-butanol, 2-dimethylamino -
2−メチル−1−プロパノール、N−エチル−N−メチルエタノールアミンの群から選ばれる第3級アミンの混合水溶液を用いる燃焼排ガス中のCO 2を除去する方法が提供される。 2-methyl-1-propanol, tertiary method for removing CO 2 in the combustion exhaust gas using a mixed aqueous solution of an amine selected from the group of N- ethyl -N- methyl-ethanolamine are provided. また本発明によれれは、前記第2級アミン及び第3級アミンが共にアルコール性水酸基1個を有するものである燃焼排ガス中のCO 2を除去する方法が提供される。 Also is accordance with the present invention, the secondary amine and tertiary amine is a method of both removing CO 2 in the combustion exhaust gas is one having one alcoholic hydroxyl group is provided. さらに本発明によれば、前記アミン水溶液として、2−メチルアミノエタノール、2−エチルアミノエタノール、2−イソプロピルアミノエタノール、2 Further according to the present invention, as the aqueous amine solution, 2-methyl-aminoethanol, 2-ethylamino ethanol, 2-isopropyl-aminoethanol, 2
−n−ブチルアミノエタノール、ピペラジン、2−メチルピペラジン、2,5−ジメチルピペラジン及び2−ピペリジノエタノールの群から選ばれる第2級アミン、及びN−メチルジエタノールアミン、N−エチルジエタノールアミン、N−t−ブチルジエタノールアミン及びN -n- butyl aminoethanol, piperazine, 2-methylpiperazine, 2,5-dimethylpiperazine and 2-piperidinoethoxy secondary amine selected from the group consisting of ethanol and N- methyldiethanolamine,, N- ethyl diethanolamine, N- t- butyl diethanolamine and N
−メチルジイソプロパノールアミンの群から選ばれる第3級アミンの混合水溶液を用いる燃焼排ガス中のCO 2 - CO 2 in the combustion exhaust gas using a mixed aqueous solution of a tertiary amine selected from the group consisting of methyl diisopropanolamine
を除去する方法が提供される。 Method of removing is provided. またさらに本発明によれば、2−メチルアミノエタノール、2−エチルアミノエタノール、2−イソプロピルアミノエタノール、2−n According to the present invention, 2-methyl-aminoethanol, 2-ethylamino ethanol, 2-isopropyl-aminoethanol, 2-n
−ブチルアミノエタノールから選ばれる第2級アミンを用いる燃焼排ガス中のCO 2を除去する方法が提供される。 - a method for removing CO 2 in the combustion exhaust gas using the secondary amine selected from butyl aminoethanol is provided.

【0015】 [0015]

【作用】本発明においては、吸収液として第2級アミンと第3級アミンをそれぞれ10〜45重量%となる範囲で混合した水溶液を用いる。 According to the present invention, an aqueous solution obtained by mixing in a range of a secondary amine and tertiary amine, respectively 10 to 45 wt% as absorbing liquid. 第3級アミンは単位モル当たりのCO 2吸収量は大きいものの吸収速度が小さいが、第2級アミンを併用することにより吸収速度が促進され、各単独で用いるよりも吸収速度の点で大きな利点がある。 Although tertiary amines are CO 2 absorption quantity per unit mole small rate of absorption of larger, absorption rate is promoted by a combination of secondary amine, significant advantages in terms of absorption rate than used in each single there is.

【0016】また、CO 2の吸収は、通常吸収塔において気液向流接触により行われ、再生塔で水蒸気ストリッピングによるCO 2の分離・吸収液の再生が行われる。 Further, the absorption of CO 2 is performed by gas-liquid countercurrent contact in the normal absorption column, regeneration of separation and absorption liquid CO 2 by steam stripping is performed in the regenerator.
その際、一定温度における吸収液中のアミンの単位モル当たりのCO 2の飽和吸収量(X軸)とガス中のCO 2 At this time, the saturated absorption amount of CO 2 per unit mole of amine in the absorption liquid at a constant temperature of (X-axis) and the gas CO 2
分圧(Y軸)との関係、即ち平衡曲線が、吸収塔及び再生塔の両温度・CO 2分圧条件で各アミンについて得られるが、この平衡曲線に対し実際に操作する条件を示す操作線が平衡曲線に対し離れて平行に設定できる方が、 Relationship between the partial pressure (Y axis), i.e., the equilibrium curve, absorption column and is obtained for each amine at both temperatures · CO 2 partial pressure condition of the regenerator, operation indicating actual operating conditions with respect to the equilibrium curve line is better that can be set parallel apart with respect to the equilibrium curve,
理論吸収段数を設けやすいことから有利である。 It is advantageous from the fact that easy to provide a theoretical absorption stages. 第3級アミンの平衡曲線は第2級アミンのそれよりも傾きが小さく、従って吸収能力は大きいものの操作線との関係では、第2級アミンよりも不利である。 Equilibrium curve of a tertiary amine is smaller inclination than that of the secondary amine, thus the relationship between the operation line of the absorption capacity is large ones, is less favorable than the secondary amine. しかし、両アミンを混合することにより、第2級アミンと第3級アミンの間に混合アミン水溶液の平衡曲線が移動するため、吸収操作条件を設定しやすくなるという利点がある。 However, by mixing the two amines, because the equilibrium curve of the mixed aqueous amine solution between the secondary amine and the tertiary amine is moved, there is an advantage that tends to set the absorption operating conditions.

【0017】さらに本発明者らの見い出した知見によれば、燃焼排ガスのようなCO 2分圧の小さいガス中のC According to yet found the knowledge of the present inventors, C small gas of CO 2 partial pressure, such as combustion exhaust gas
2を吸収する際、第3級アミン水溶液では、水溶液中の第3級アミンの濃度を大きくしていくと、CO 2の吸収量が最大となる濃度(最大CO 2吸収濃度)があり、 When absorbing the O 2, in the tertiary amine solution, when gradually increasing the concentration of tertiary amine in the aqueous solution, the absorption amount of CO 2 has a concentration of maximum (maximum CO 2 absorption concentration),
それを超えると吸収量が低下する。 Absorption decreases and beyond. またそのときのアミン濃度は、アミンの種類にもよるが、およそ30重量% The amine concentration at that time varies depending on the kind of amine, about 30 wt%
程度である。 It is the degree. これに対し第2級アミンでは、濃度を増すにつれてCO 2の吸収量は増大する。 In contrast with the secondary amine, the absorption of CO 2 with increasing concentration increases. 吸収液の濃度については、粘度の増加、気液接触性、流動性などの点で自ずから上限があるので、第3級アミンの濃度を最大CO The concentration of the absorption liquid, an increase in viscosity, gas-liquid contact resistance, because there is naturally an upper limit in terms of fluidity, the maximum concentration of the tertiary amine CO
2吸収濃度付近に設定し、これに第2級アミンを前記の上限となるまでの範囲内で加えて、両アミンの混合による濃度上昇を図ることにより、両者の吸収能力を最大限に発揮させることができるという利点がある。 Set around 2 absorption concentration, the addition of secondary amines to within the range of up to the said upper limit, by promoting the increase in concentration due to mixing of the two amines, to maximize both the absorption capacity there is the advantage that it is possible.

【0018】本発明でのCO 2の吸収剤として用いられる第2級アミン及び第3級アミンは、ともに分子内にアルコール性水酸基を有しないものであっても、あるいは有するものであってもよい。 The secondary amine and tertiary amine is used as an absorbent for CO 2 of the present invention may be those together even those not having an alcoholic hydroxyl group in the molecule, or having . また両者とも非環状であっても環状であってもよいが、第3級アミンとしては非環状のものが好ましい。 Further Both may be cyclic be acyclic, but the tertiary amine preferably from acyclic.

【0019】本発明において好ましい第2級アミンとしては、2−メチルアミノエタノール、2−エチルアミノエタノール、2−イソプロピルアミノエタノール、2− [0019] Preferred secondary amines in the present invention, 2-methyl-aminoethanol, 2-ethylamino ethanol, 2-isopropyl-aminoethanol, 2-
n−ブチルアミノエタノールなどの非環状アミン、またピペラジン、2−メチルピペラジン(MP)、2,5− Acyclic amines such as n- butylamino ethanol, also piperazine, 2-methylpiperazine (MP), 2,5-
ジメチルピペラジン及び2−ピペリジノエタノールなどの環状アミンが例示される。 Cyclic amines, such as dimethyl piperazine and 2-piperidinoethanol are exemplified. 第2級アミンは各単独で用いられるほか、2種以上を混合して用いることもできる。 Secondary amine addition used in each alone, or can be used in combination of two or more.

【0020】また好ましい第3級アミンとしては、2− [0020] Preferred tertiary amines are 2-
ジメチルアミノエタノール、2−ジエチルアミノエタクノール、3−ジメチルアミノ−1−プロパノール、4− Dimethylaminoethanol, 2-diethylaminoethanol eth Knorr, 3-dimethylamino-1-propanol, 4-
ジメチルアミノ−1−ブタノール、2−ジメチルアミノ−2−メチル−1−プロパノール、N−エチル−N−メチルエタノールアミンなどのアルコール性水酸基を1個有するものが例示される。 Dimethylamino-1-butanol, 2-dimethylamino-2-methyl-1-propanol, those having one alcoholic hydroxyl group such as N- ethyl -N- methyl-ethanolamine and the like. さらにアルコール性水酸基を2個有するものとしては、N−メチルジエタノールアミン、N−エチルジエタノールアミン、N−t−ブチルジエタノールアミン及びN−メチルジイソプロパノールアミンが例示される。 The even more having two alcoholic hydroxyl group, N- methyldiethanolamine, N- ethyldiethanolamine, N-t-butyl diethanolamine and N- methyl diisopropanolamine and the like. アルコール性水酸基を2個有するものを使用する場合は、相手の第2級アミンの濃度を例えば15重量%以上に高めて使用することが好ましく、さらには30重量%以上に高めて使用することが好ましい。 When using those having two alcoholic hydroxyl groups, it is preferred to use by increasing the concentration of the secondary amine of the opponent example more than 15 wt%, further used to increase more than 30 wt% preferable. 前記第3級アミンも各単独で用いられるほか、2種以上を混合してて用いることもできる。 The tertiary addition to amine is also used in each alone or may be used optionally as a mixture of two or more.

【0021】本発明の燃焼排ガスとの接触に用いる前記第2級アミンと第3級アミンの混合水溶液(以下、吸収液とも称す)の濃度は、それぞれのアミンが10〜45 The mixed aqueous solution of the secondary amine and the tertiary amine used in contact with the combustion exhaust gas of the present invention (hereinafter, also referred to as the absorbing solution) the concentration of each of amine 10 to 45
重量%の範囲である。 It is in the range of weight%. 特に第3級アミンの濃度はその第3級アミンの最大CO 2吸収濃度の前後10重量%の範囲が好ましく、より好ましくは最大CO 2吸収濃度の前後5重量%の範囲である。 In particular the concentration of the tertiary amine is preferably in the range of about 10 wt% of the maximum CO 2 absorption concentration of the tertiary amine, more preferably in the range of about 5 wt% of the maximum CO 2 absorption density. 従って、第3級アミンの好ましい濃度範囲としてはおよそ20〜40重量%である。 Therefore, the preferred concentration range of the tertiary amine is approximately 20 to 40 wt%.
一方、第2級アミンは前記のように、通常、濃度が高くなるにつれ飽和吸収量も大きくなるので、濃度が高い方が好ましいが、第3級アミンとの合計濃度が70重量% On the other hand, secondary amines as described above, usually, the concentration is also increased saturation absorption amount as the higher, it is preferred that the higher the concentration, the total concentration of the tertiary amine is 70 wt%
以下にすることが、気液接触性、流動性の観点から好ましい。 It is gas-liquid contact property, from the viewpoint of fluidity to below. 特に第2級アミンの好ましい濃度範囲としては、 Particularly preferred concentration ranges of the secondary amine,
約15〜20重量%である。 About 15 to 20 wt%. 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。 In the present invention, the temperature of the absorbent solution at the time of contact with the flue gas is usually in the range of 30 to 70 ° C.. 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。 The absorption liquid used in the present invention, the corrosion inhibitor as needed, such as anti-deterioration agent is added.

【0022】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, the atmospheric pressure in the present invention, the pressure range of atmospheric pressure near the extent that the action of such a blower for supplying combustion exhaust gas is intended to be included.

【0023】本発明の燃焼排ガス中のCO 2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、その一例について図1によって説明する。 The processes that can be employed in the method for removing CO 2 in the combustion exhaust gas of the present invention is not particularly limited, is described with reference for an example thereof. 図1では主要設備のみ示し、付属設備は省略した。 Figure shows only the 1 main equipment, ancillary equipment is omitted. 図1において、1は脱CO 2塔、2は下部充填部、3は上部充填部またはトレイ、4は脱CO 2塔燃焼排ガス供給口、5は脱CO 2 In Figure 1, 1 is de-CO 2 column, 2 a lower filling portion, the upper filling portion or trays 3, 4 de CO 2 tower combustion exhaust gas feed port, 5 is de-CO 2
燃焼排ガス排出口、6は吸収液供給口、7はノズル、8 Flue gas outlet, 6 absorbing solution supply port, 7 a nozzle, 8
は必要に応じて設けられる燃焼排ガス冷却器、9はノズル、10は充填部、11は加湿冷却水循環ポンプ、12 Flue gas cooler which is provided if necessary, the nozzle 10 is filled unit, 11 humidifying cooling water circulation pump 9, 12
は補給水供給ライン、13はCO 2を吸収した吸収液排出ポンプ、14は熱交換器、15は吸収液再生(以下、 Makeup water supply line, the absorbing solution discharge pump that has absorbed CO 2 is 13, 14 heat exchanger, 15 absorbent solution regeneration (hereinafter,
「再生」とも略称)塔、16はノズル、17は下部充填部、18は再生加熱器(リボイラ)、19は上部充填部、20は還流水ポンプ、21はCO 2分離器、22は回収CO 2排出ライン、23は再生塔還流冷却器、24 "Play" also abbreviated) tower, 16 a nozzle, 17 a lower filling portion, 18 is regeneration heater (reboiler), 19 an upper filling portion, 20 a reflux water pump, 21 CO 2 separator, 22 is recovered CO 2 discharge line, 23 a regeneration tower reflux condenser, 24
はノズル、25は再生塔還流水供給ライン、26は燃焼排ガス供給ブロワ、27は冷却器、28は再生塔還流水供給口である。 A nozzle, 25 a regeneration tower reflux water supply line, 26 a combustion exhaust gas supply blower 27 cooler, 28 is a reproducing tower reflux water feed opening.

【0024】図1において、燃焼排ガスは燃焼排ガス供給ブロワ26により燃焼排ガス冷却器8に押込められ、 [0024] In FIG. 1, the flue gas is forced into combustion exhaust gas cooler 8 by the combustion exhaust gas supply blower 26,
ノズル9からの加湿冷却水と充填部10で接触し、加湿冷却され、脱CO 2塔燃焼排ガス供給口4を通って脱C Contact with humidifying cooling water and the filling section 10 from the nozzle 9, is fogging, de-C through the de-CO 2 tower combustion exhaust gas feed port 4
2塔1へ導かれる。 O 2 is introduced into the column 1. 燃焼排ガスと接触した加湿冷却水は燃焼排ガス冷却器8の下部に溜り、ポンプ11によりノズル9へ循環使用される。 Humidifying cooling water in contact with the combustion exhaust gas accumulates in the bottom of the combustion exhaust gas cooler 8, are recycled to the nozzle 9 by the pump 11. 加湿冷却水は燃焼排ガスを加湿冷却することにより徐々に失われるので、補給水供給ライン12により補充される。 Since the humidifying cooling water is gradually lost by humidifying cooling the combustion exhaust gas is replenished by the makeup water supply line 12. 燃焼排ガスを加湿冷却の状態より、さらに冷却する場合は、加湿冷却循環ポンプ11とノズル9との間に熱交換器を置き、加湿冷却水を冷却して燃焼排ガス冷却器8に供給することにより可能となる。 From the state of the flue gas humidification cooling, if further cooling is fogging circulation pump 11 and place the heat exchanger between the nozzle 9, by the humidification cooling water is cooled is supplied to the combustion exhaust gas cooler 8 It can become.

【0025】脱CO 2塔1に押し込められた燃焼排ガスはノズル7から供給される一定濃度の吸収液と下部充填部2で向流接触させられ、燃焼排ガス中のCO 2は吸収液により吸収除去され、脱CO 2燃焼排ガスは上部充填部3へと向う。 The combustion exhaust gas forced into de CO 2 column 1 is contacted countercurrently with the absorbing solution and the lower filling portion 2 of constant concentration is fed from the nozzle 7, CO 2 in the combustion exhaust gas is absorbed and removed by the absorbing solution is de-CO 2 combustion exhaust gas directed to the upper filling portion 3. 脱CO 2塔1に供給される吸収液はCO Absorbing liquid supplied to de-CO 2 column 1 is CO
2を吸収し、その吸収による反応熱のため、通常吸収液供給口6における温度よりも高温となり、CO 2を吸収した吸収液排出ポンプ13により熱交換器14に送られて加熱され、吸収液再生塔5へ導かれる。 2 absorbs, because of the heat of reaction due to the absorption becomes a temperature higher than the temperature in conventional absorbent liquid supply port 6 is heated is sent to the heat exchanger 14 by absorbing solution discharge pump 13 that has absorbed CO 2, absorbing liquid It is guided to the regeneration tower 5. 再生された吸収液の温度調節は熱交換器14あるいは必要に応じて熱交換器14と吸収液供給口6の間に設けられる冷却器2 Temperature regulation of the regenerated absorption liquid is provided between the heat exchanger 14 and the absorbent fluid supply opening 6 as required or heat exchanger 14 the cooler 2
7により行うことができる。 It can be carried out by 7.

【0026】再生塔15では、再生加熱器18による加熱により下部充填部17で吸収液が再生され、熱交換器14及び必要に応じて冷却器27により冷却されて脱C [0026] In regenerator 15, the absorption liquid in the lower filling portion 17 is reproduced by the heating by the regeneration heater 18, depending on the heat exchanger 14 and must be cooled by a cooler 27 leaving C
2塔1へ戻される。 It is returned to the O 2 tower 1. 吸収液再生塔15の上部において、吸収液から分離されたCO In the upper portion of the absorbent regenerator 15, it is separated from the absorption liquid CO 2はノズル24より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、CO 2分離器21にてCO 2に同伴した水蒸気が凝縮した還流水と分離され、回収CO 2排出ライン2 2 is in contact with the reflux water supplied from the nozzle 24, cooled by regeneration tower reflux condenser 23, the water vapor entrained in CO 2 at CO 2 separator 21 is separated from the reflux water condensed, recovered CO 2 emissions line 2
2よりCO 2回収工程へ導かれる。 2 is from led to a CO 2 recovery step. 還流水の一部は還流水ポンプ20で、再生塔15へ還流され、一部は再生塔還流水供給ライン25を経て脱CO 2塔1の再生塔還流水供給口28に供給される。 Portion of the reflux water is at reflux water pump 20, is returned to the regeneration tower 15, a portion is fed via the regeneration tower reflux water supply line 25 to the de-CO 2 column 1 of the regenerator reflux water feed opening 28. この再生塔還流水には微量の吸収液が含まれているので、脱CO 2塔1の上部充填部3で排ガスと接触し、排ガス中に含まれる微量のCO Since this regeneration tower reflux water contains absorbed liquid traces, contacts the exhaust gas in the upper filling portion 3 of the de CO 2 column 1, a trace amount contained in the exhaust gas CO
2の除去に貢献する。 To contribute to the 2 of removal.

【0027】 [0027]

【実施例】以下、実施例により本発明を具体的に説明するが、本発明はこれら実施例により制限されるものではない。 EXAMPLES The following provides a detailed explanation of the present invention through examples, the present invention is not intended to be limited to these examples. 〔参考例1〜3〕恒温槽内に設置したガラス製反応容器に表1に記載のように濃度を変えた第3級アミン水溶液を吸収液として50mlを入れた。 A tertiary amine aqueous solution with varying concentrations as described in Reference Example 1-3] Table 1 glass reaction vessel was placed in a constant temperature bath filled with 50ml as absorption liquid. 温度40℃で撹拌しながら、試験ガスを大気圧下1リットル/分の流速で、 With stirring at a temperature 40 ° C., the test gas at a flow rate below 1 liter / min atmospheric pressure,
バブルを発生しやすいようにフィルタを通して吸収液に通した。 It was passed through the absorbing solution through a filter to be easy to generate a bubble. 試験ガスとしてはCO 2 10モル%、O 2 3モル%、N 2 87モル%の組成を有する40℃のモデル燃焼排ガスを用いた。 CO 2 10 mol% as the test gas, O 2 3 mol%, with 40 ° C. model combustion exhaust gas having a composition of N 2 87 mole%. 試験ガスを通し続け、出入りガスのCO 2濃度が等しくなった時点で、吸収液に含まれるC Continued throughout the test gas, at the time when the concentration of CO 2 and out gas are equal, C contained in the absorbing solution
2をCO 2分析計(全有機炭素計)を用いて測定し、 The O 2 was measured using a CO 2 analyzer (total organic carbon meter),
CO 2の飽和吸収量(Nm 3 CO 2 /m 3吸収液、モルCO 2 /アミンモル吸収剤)を求めた。 Saturation absorption of CO 2 (Nm 3 CO 2 / m 3 absorbent solution, mol CO 2 / amine molar absorbent) was determined. その結果を表1 Table 1 and the results
に示す。 To show.

【0028】 [0028]

【表1】 [Table 1]

【0029】表1の結果から明らかなように、本発明で使用する第3級アミン自体のCO 2吸収能力は、何れも濃度30重量%前後に最大のCO 2吸収濃度があることがわかる。 As is apparent from the results in Table 1, the CO 2 absorbing ability of the tertiary amine per se for use in the present invention are all seen that there is a maximum CO 2 absorption density before and after concentration of 30 wt%.

【0030】〔参考例4〜18〕参考例1と同様の操作により表2に記載の第2級アミン及び第3級アミンについて、濃度30重量%のCO 2吸収試験を行った。 [0030] The secondary amine and a tertiary amine described in Table 2 by Reference Example 4-18] same manner as in Reference Example 1 was subjected to CO 2 absorption test concentration of 30 wt%. その結果を表2に示す。 The results are shown in Table 2.

【0031】 [0031]

【表2】 [Table 2]

【0032】〔実施例1〜5、比較例1〜4〕本発明による燃焼排ガス中のCO 2を除去する方法の効果を確認するため、図2に略示する小型試験装置を用いた。 [0032] [Examples 1-5, Comparative Examples 1-4] To confirm the effect of the method for removing CO 2 in the combustion exhaust gas according to the present invention, using a schematically small test apparatus in Figure 2. 図2 Figure 2
において、試験ガス201は高さ1500mm、内径5 In the test gas 201 height 1500 mm, internal diameter 5
0mm、充填高さ1000mmのステンレス製吸収塔2 0mm, filling height 1000mm stainless steel absorber 2
02の下部に0.98Nm 3 /hの流速で導入される。 The bottom of 02 is introduced at a flow rate of 0.98 nm 3 / h.
試験ガスの組成はCO 2 10%、N 2 87%、O 2 3% The composition of the test gas CO 2 10%, N 2 87 %, O 2 3%
に調整されたものである。 In which it has been adjusted to. 吸収塔202の上部にはノズル203があり、再生され循環された吸収液が噴霧される。 At the top of the absorption tower 202 has nozzles 203, absorbent that has been reproduced is circulated is sprayed. 吸収塔中央部に設けられた充填部204には、長さ6mmのディクソンパッキングが充填され、その周りには温水ジャケット205が設けられ、吸収温度を60℃ The absorption tower center-fill portion 204 provided, is filled with Dixon packing length 6 mm, the hot water jacket 205 is provided around which the absorption temperature 60 ° C.
に保つための温水循環ポンプ206、温水タンク207 Hot water circulation pump 206 for maintaining the hot water tank 207
を備えている。 It is equipped with a. また吸収塔202の上部には吸収塔コンデンサ208が設置され、吸収処理ガスはここで冷却された後、吸収処理ガス分析器209で分析されて排出される。 Also the upper part of absorption tower 202 is installed an absorption tower condenser 208, after absorption treatment gas is cooled in this case, it is discharged and analyzed by absorption treatment gas analyzer 209. 吸収塔下部には吸収液抜き出しポンプ210が設けられ、吸収液は予熱ヒータ211で予熱され温度11 The absorption tower lower absorbing liquid extraction pump 210 is provided, the absorption liquid temperature is preheated in preheater 211 11
0℃に制御された後、再生塔212の上部に導かれる。 After being controlled at 0 ° C., it is guided to the upper portion of the regenerator 212.
再生塔212はステンレス製で高さ1500mm、内径25mm、中央部の充填高さ160mmであり、吸収塔と同じ充填物が充填されている。 Regenerator 212 height 1500mm stainless steel, inner diameter of 25 mm, a height of 160mm filling of the central portion, the same packing and the absorption column is filled. また充填部には吸収塔と同様に温度を一定に保つための温水ジャケット213 The hot water jacket for maintaining the temperature like the absorption column to the filling unit constant 213
を備えている。 It is equipped with a. 再生塔212の充填部の上部から流下したCO 2リッチ吸収液は下部のリボイラヒータ(電熱) CO 2 rich absorbent liquid flowing down from the top of the filling portion of the regenerator 212 is the lower part of Riboirahita (electric)
214で加熱(リボイラの温度は110℃に制御)されて発生したスチームによりストリッピングされ、リーン吸収液となり、再生吸収液冷却器215、再生吸収液抜出しポンプ216、再生吸収液タンク217、再生吸収液循環ポンプ218、再生吸収液予熱器219を経由して吸収塔上部に2.8リットル/hの流速で循環使用される。 214 heating (temperature of reboiler controlled to 110 ° C.) is stripped by steam generated is, becomes lean absorbent liquid, regenerated absorbent solution cooler 215, regenerated absorbent liquid extraction pump 216, regenerated absorbent solution tank 217, regenerated absorbent liquid circulation pump 218, it is recycled at a flow rate 2.8 l / h in the absorption tower top via a regenerated absorbent liquid preheater 219. なお、リーン吸収液の一部は再生吸収液循環ポンプ220で再生塔入口に還流される。 Part of the lean absorption liquid is recycled to the regenerator inlet in regenerated absorbent liquid circulating pump 220. 再生塔上部には再生塔コンデンサ221が設けられ、吸収液から遊離したCO 2はコンデンサ221で水蒸気を凝縮分離された後、図示しない赤外線式CO 2ガス計(堀場製作所製V Regeneration tower in the upper part is provided with regeneration tower condenser 221, after the CO 2 liberated from the absorption liquid which has been condensed and separated water vapor in condenser 221, not shown infrared CO 2 gas analyzer (manufactured by Horiba, Ltd. V
IA 510)により分析され、再生塔ガス洗浄器22 Analyzed by IA 510), regeneration tower gas scrubber 22
2を経由して排出される。 It is discharged via the 2.

【0033】上記の小型試験装置及び吸収・再生条件で表3に記載の吸収液を用い、吸収・再生試験を行い、表3に記載の吸収塔の入口ガス(試験ガス)と出口ガス(吸収処理ガス)中のCO 2濃度、リボイラの入熱量(kW単位で示す)、リッチ吸収液及びリーン吸収液中のCO 2濃度(島津製作所製「全有機炭素計」TOC− [0033] Using the absorption liquid described in Table 3 with a small test equipment and absorption-regeneration conditions described above, performs the absorption and regeneration tests, the inlet gas (test gas) of the absorption column in Table 3 and the outlet gas (absorption CO 2 concentration in the treated gas) in, indicated by the amount of heat input (kW units reboiler), the rich absorption liquid and the CO 2 concentration in the lean absorbing solution (manufactured by Shimadzu Corporation "total organic carbon meter" TOC-
5000による)、再生熱量を求めた。 According to the 5000), I was asked to play heat. 結果を表3に示す。 The results are shown in Table 3.

【0034】 [0034]

【表3】 [Table 3]

【0035】表3からわかるように、本発明による第2 [0035] As can be seen from Table 3, the second according to the present invention
級アミンと第3級アミンの混合吸収液を用いることにより、吸収能力、再生エネルギの観点で、大幅に改善され極めて有利であることが分かる。 By using a mixed absorption liquid grade amines and tertiary amines, absorption capacity, in terms of regeneration energy, it can be seen is extremely greatly improved advantageously.

【0036】 [0036]

【発明の効果】以上詳細に述べたごとく、本発明の方法により大気圧下の燃焼排ガスを処理することにより、従来使用されていたアミン吸収液を用いる場合よりも、総合的にCO 2の吸収能力の向上が達成される。 As described above in detail, according to the present invention, by treating the combustion exhaust gas under atmospheric pressure by the method of the present invention, than with amine absorbent that has been conventionally used, the absorption of the overall CO 2 improvement of the capacity is achieved.

【図面の簡単な説明】 BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

【図1】本発明で採用できる燃焼排ガス中のCO 2を除去する工程の一例の説明図。 An example illustration of a step of removing the [1] CO 2 in the combustion exhaust gas which can be employed in the present invention.

【図2】本発明の実施例で使用した小型試験装置の概略説明図である。 2 is a schematic illustration of a small test apparatus used in Examples of the present invention.

───────────────────────────────────────────────────── 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 ────────────────────────────────────────────────── ─── of the front page continued (72) inventor Masaki Iijima, Chiyoda-ku, tokyo Marunouchi 2-chome fifth No. 1 Mitsubishi heavy Industries Co., Ltd. in the Head Office (72) inventor Mitsuoka KaoruAkira Hiroshima, Hiroshima Prefecture, Nishi-ku, Kan'onshin-cho, chome 6 Ban No. 22 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Hiroshima within the Institute

Claims (7)

    【特許請求の範囲】 [The claims]
  1. 【請求項1】 大気圧下の燃焼排ガスとアミン水溶液とを接触させて燃焼排ガス中のCO 2を除去する方法において、前記アミン水溶液として、第2級アミン及び第3 1. A method for removing CO 2 in the combustion exhaust gas and the combustion exhaust gas by contacting the aqueous amine solution at atmospheric pressure, as the amine aqueous solution, a secondary amine and a 3
    級アミンのそれぞれの濃度が10〜45重量%の範囲にあるアミン混合水溶液を用いることを特徴とする燃焼排ガス中のCO 2を除去する方法。 Method for removing CO 2 in the combustion exhaust gas concentration of each of the grade amine is characterized in that an amine mixed aqueous solution in the range of 10 to 45 wt%.
  2. 【請求項2】 前記アミン混合水溶液中の第3級アミンの濃度が、吸収条件を同一にして第3級アミンの単独水溶液を用いたときの水溶液の単位体積当たり最大のCO Wherein said concentration of tertiary amine amine mixed aqueous solution, and the absorption conditions to the same tertiary amine alone solution the maximum per unit of aqueous volume when using CO
    2吸収量となる第3級アミンの濃度の前後10重量%の範囲内であることを特徴とする請求項1記載の燃焼排ガス中のCO 2を除去する方法。 Method for removing CO 2 in the combustion exhaust gas according to claim 1, wherein the 2 in the range of about 10 wt% of the concentration of the tertiary amine to be absorption.
  3. 【請求項3】 前記アミン混合水溶液中のアミンの合計濃度が、70重量%以下であることを特徴とする請求項1または請求項2記載の燃焼排ガス中のCO Wherein the total concentration of the amine in the amine mixed aqueous solution is, CO in the combustion exhaust gas according to claim 1 or claim 2, wherein the at 70 wt% or less 2を除去する方法。 How to remove the 2.
  4. 【請求項4】 前記アミン水溶液として、2−メチルアミノエタノール、2−エチルアミノエタノール、2−イソプロピルアミノエタノール、2−n−ブチルアミノエタノール、ピペラジン、2−メチルピペラジン、2,5 As claimed in claim 4, wherein the amine aqueous solution, 2-methyl-aminoethanol, 2-ethylamino ethanol, 2-isopropyl-aminoethanol, 2-n-butylamino-ethanol, piperazine, 2-methylpiperazine, 2,5
    −ジメチルピペラジン及び2−ピペリジノエタノールの群から選ばれる第2級アミン、及び2−ジメチルアミノエタノール、2−ジエチルアミノエタクノール、3−ジメチルアミノ−1−プロパノール、4−ジメチルアミノ−1−ブタノール、2−ジメチルアミノ−2−メチル− - secondary amine selected from the group consisting of dimethyl piperazine and 2-piperidinoethanol, and 2-dimethylaminoethanol, 2-diethylaminoethanol eth Knorr, 3-dimethylamino-1-propanol, 4-dimethylamino-1-butanol , 2-dimethylamino-2-methyl -
    1−プロパノール、N−エチル−N−メチルエタノールアミンの群から選ばれる第3級アミンの混合水溶液を用いることを特徴とする請求項1ないし請求項3のいずれかに記載の燃焼排ガス中のCO 2を除去する方法。 1-propanol, CO in combustion exhaust gas according to any one of claims 1 to 3, characterized by using a mixed aqueous solution of a tertiary amine selected from the group of N- ethyl -N- methyl ethanolamine how to remove the 2.
  5. 【請求項5】 前記第2級アミン及び第3級アミンが共にアルコール性水酸基を1個有するものであることを特徴とする請求項1ないし請求項5のいずれかに記載の燃焼排ガス中のCO 2を除去する方法。 5. The CO in combustion exhaust gas according to any one of claims 1 to 5, wherein the second and tertiary amines are those having both one alcoholic hydroxyl group how to remove the 2.
  6. 【請求項6】 前記アミン水溶液として、2−メチルアミノエタノール、2−エチルアミノエタノール、2−イソプロピルアミノエタノール、2−n−ブチルアミノエタノール、ピペラジン、2−メチルピペラジン、2,5 As claimed in claim 6, wherein said aqueous amine solution, 2-methyl-aminoethanol, 2-ethylamino ethanol, 2-isopropyl-aminoethanol, 2-n-butylamino-ethanol, piperazine, 2-methylpiperazine, 2,5
    −ジメチルピペラジン及び2−ピペリジノエタノールの群から選ばれる第2級アミン、及びN−メチルジエタノールアミン、N−エチルジエタノールアミン、N−t− - secondary amine selected from the group consisting of dimethyl piperazine and 2-piperidinoethanol, and N- methyldiethanolamine, N- ethyldiethanolamine, N-t-
    ブチルジエタノールアミン及びN−メチルジイソプロパノールアミンの群から選ばれる第3級アミンの混合水溶液を用いることを特徴とする請求項1ないし請求項3のいずれかに記載の燃焼排ガス中のCO 2を除去する方法。 Removing CO 2 in the combustion exhaust gas according to any one of claims 1 to 3, characterized by using a mixed aqueous solution of a tertiary amine selected from the group consisting of butyl diethanolamine and N- methyl diisopropanolamine Method.
  7. 【請求項7】 2−メチルアミノエタノール、2−エチルアミノエタノール、2−イソプロピルアミノエタノール、2−n−ブチルアミノエタノールから選ばれる第2 7. A 2-methyl-aminoethanol, 2-ethylamino ethanol, 2-isopropyl aminoethanol, second selected from 2-n-butylamino-ethanol
    級アミンを用いることを特徴とする請求項1ないし請求項6のいずれかに記載の燃焼排ガス中のCO 2を除去する方法。 Method for removing CO 2 in the combustion exhaust gas according to any one of claims 1 to 6, characterized by using a grade amines.
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