JPH10249133A - ガス中の硫化水素の高濃度回収方法及びその装置 - Google Patents
ガス中の硫化水素の高濃度回収方法及びその装置Info
- Publication number
- JPH10249133A JPH10249133A JP9070520A JP7052097A JPH10249133A JP H10249133 A JPH10249133 A JP H10249133A JP 9070520 A JP9070520 A JP 9070520A JP 7052097 A JP7052097 A JP 7052097A JP H10249133 A JPH10249133 A JP H10249133A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- gas
- treated
- absorbent
- high concentration
- absorbing solution
- 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
- Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
- Y02A50/00—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE in human health protection, e.g. against extreme weather
- Y02A50/20—Air quality improvement or preservation, e.g. vehicle emission control or emission reduction by using catalytic converters
-
- 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
Landscapes
- Gas Separation By Absorption (AREA)
Abstract
(57)【要約】
【課題】 ＣＯ2及びＨ2Ｓを含む各種ガスから、ＣＯ2
及びＨ2Ｓの混合ガスをＨ2Ｓの比率１３容量％以上の高
濃度で回収すること。 【解決手段】 石炭ガス化ガス等の処理対象ガスと吸収
液であるＮ−メチルジエタノールアミン水溶液を気液接
触させて、ＣＯ2とＨ2Ｓを吸収させ、ＣＯ2とＨ2Ｓを吸
収した吸収液より、フラッシュ、加熱、減圧又はこれら
操作の組み合わせによりＣＯ2の一部を放出させた上
で、ＣＯ2の一部を放出させた後の吸収液から、Ｈ2Ｓ濃
度が１３容量％以上のＣＯ2との混合ガスを回収する。
及びＨ2Ｓの混合ガスをＨ2Ｓの比率１３容量％以上の高
濃度で回収すること。 【解決手段】 石炭ガス化ガス等の処理対象ガスと吸収
液であるＮ−メチルジエタノールアミン水溶液を気液接
触させて、ＣＯ2とＨ2Ｓを吸収させ、ＣＯ2とＨ2Ｓを吸
収した吸収液より、フラッシュ、加熱、減圧又はこれら
操作の組み合わせによりＣＯ2の一部を放出させた上
で、ＣＯ2の一部を放出させた後の吸収液から、Ｈ2Ｓ濃
度が１３容量％以上のＣＯ2との混合ガスを回収する。
Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】本発明はＣＯ2（二酸化炭
素）とＨ2Ｓ（硫化水素）を含む各種ガスからＨ2Ｓを選
択的に除去し、回収する方法及びその装置に関する。さ
らに詳しくは、ＣＯ2とＨ2Ｓを含む各種ガスと吸収液と
を接触させ、ガス中のＣＯ2とＨ2Ｓを吸収した後吸収液
よりＣＯ2を高選択率で放出させて、残りの吸収液から
Ｈ2Ｓを高選択率で回収する方法及びその装置に関す
る。
素）とＨ2Ｓ（硫化水素）を含む各種ガスからＨ2Ｓを選
択的に除去し、回収する方法及びその装置に関する。さ
らに詳しくは、ＣＯ2とＨ2Ｓを含む各種ガスと吸収液と
を接触させ、ガス中のＣＯ2とＨ2Ｓを吸収した後吸収液
よりＣＯ2を高選択率で放出させて、残りの吸収液から
Ｈ2Ｓを高選択率で回収する方法及びその装置に関す
る。
【０００２】
【従来の技術】石炭や重質油のガス化により得られるガ
ス化ガス、合成用ガス、水性ガス、天然ガス等の各種ガ
スに含まれるＣＯ2やＨ2Ｓ等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Ｈ2Ｓを含むガス
からＨ2Ｓのみを高選択率で除去するもの、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。
ス化ガス、合成用ガス、水性ガス、天然ガス等の各種ガ
スに含まれるＣＯ2やＨ2Ｓ等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Ｈ2Ｓを含むガス
からＨ2Ｓのみを高選択率で除去するもの、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ＣＯ2とＨ2Ｓの両者を含むガスから
両方を共によく吸収する吸収剤としてモノエタノールア
ミン（ＭＥＡ）が知られている。ＵＳＰ４，５５３，９
８４には、メチルジエタノールアミン（以下、「ＭＤＥ
Ａ」と略す）の２０〜７０重量％水溶液を用いて、１０
〜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ＣＯ2
とＨ2Ｓを除去する方法が開示されている。ケミカルエ
ンジニアリングサイエンス（Ｃｈｅｍｉｃａｌ Ｅｎｇ
ｉｎｅｅｒ−ｉｎｇ 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（ＡＭＰ）ような
ヒンダードアミンとＭＥＡのような直鎖アミンの各水溶
液のＣＯ2やＨ2Ｓに対する吸収速度が報告されている。
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（Ｆｌｅｘｓｏ
ｒｂ ＳＥ，商品名）が高選択率でＨ2Ｓ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Ｈ2Ｓを共に除去す
るのに適する吸収剤であり、ＭＤＥＡに比べフレキソー
ブ ＳＥはＨ2Ｓの吸収能が優れているとされている。
両方を共によく吸収する吸収剤としてモノエタノールア
ミン（ＭＥＡ）が知られている。ＵＳＰ４，５５３，９
８４には、メチルジエタノールアミン（以下、「ＭＤＥ
Ａ」と略す）の２０〜７０重量％水溶液を用いて、１０
〜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ＣＯ2
とＨ2Ｓを除去する方法が開示されている。ケミカルエ
ンジニアリングサイエンス（Ｃｈｅｍｉｃａｌ Ｅｎｇ
ｉｎｅｅｒ−ｉｎｇ 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（ＡＭＰ）ような
ヒンダードアミンとＭＥＡのような直鎖アミンの各水溶
液のＣＯ2やＨ2Ｓに対する吸収速度が報告されている。
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（Ｆｌｅｘｓｏ
ｒｂ ＳＥ，商品名）が高選択率でＨ2Ｓ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Ｈ2Ｓを共に除去す
るのに適する吸収剤であり、ＭＤＥＡに比べフレキソー
ブ ＳＥはＨ2Ｓの吸収能が優れているとされている。
【０００４】一方、回収されたＨ2Ｓから硫黄を回収し
再利用する場合には使用量に限度があるため、Ｈ2Ｓを
燃焼して硫酸、亜硫酸又は石膏として回収している。こ
の場合、回収ガス中のＨ2Ｓの比率を１３容量％以上、
ＣＯ2の比率を８７容量％以下にしないと酸化が起こり
にくいという問題がある。しかし、上記のような吸収剤
を用いてもＣＯ2に対するＨ2Ｓの選択除去性は十分では
ない。
再利用する場合には使用量に限度があるため、Ｈ2Ｓを
燃焼して硫酸、亜硫酸又は石膏として回収している。こ
の場合、回収ガス中のＨ2Ｓの比率を１３容量％以上、
ＣＯ2の比率を８７容量％以下にしないと酸化が起こり
にくいという問題がある。しかし、上記のような吸収剤
を用いてもＣＯ2に対するＨ2Ｓの選択除去性は十分では
ない。
【０００５】一方、石炭ガス化ガス、コークス炉ガス、
天然ガス、合成ガスなどのガスからＣＯ2および／又は
Ｈ2Ｓを除去する方法として、特公平４−２１５２１号
公報にはアルカノールアミン吸収液を用い、ＣＯ2など
を吸収した５〜１１０バールの高圧吸収液を段階的に放
圧させながら吸収液を再生する技術が記載されている。
また、吸収液を用いて天然ガス等からＣＯ2を除去する
場合に、吸収液中にＣＯ2とメタンが吸収されるので、
それらを吸収した吸収液をフラッシュさせてメタンガス
を放出させた後に、吸収液よりＣＯ2を高選択率で回収
する技術が知られている。
天然ガス、合成ガスなどのガスからＣＯ2および／又は
Ｈ2Ｓを除去する方法として、特公平４−２１５２１号
公報にはアルカノールアミン吸収液を用い、ＣＯ2など
を吸収した５〜１１０バールの高圧吸収液を段階的に放
圧させながら吸収液を再生する技術が記載されている。
また、吸収液を用いて天然ガス等からＣＯ2を除去する
場合に、吸収液中にＣＯ2とメタンが吸収されるので、
それらを吸収した吸収液をフラッシュさせてメタンガス
を放出させた後に、吸収液よりＣＯ2を高選択率で回収
する技術が知られている。
【０００６】しかし、ＣＯ2とＨ2Ｓを含む上記各種ガス
と吸収液を接触させた後、空気又は酸素により燃焼可能
な濃度でＨ2Ｓを含むガスを回収し、部分酸化又は燃焼
して石膏等を得る方法は知られていない。
と吸収液を接触させた後、空気又は酸素により燃焼可能
な濃度でＨ2Ｓを含むガスを回収し、部分酸化又は燃焼
して石膏等を得る方法は知られていない。
【０００７】
【発明が解決しようとする課題】本発明の目的は、石
炭、重質油等のガス化ガス、合成用ガス、水性ガス、天
然ガス等のＣＯ2及びＨ2Ｓを含む各種ガスと吸収液を接
触させた後、吸収液よりＨ2ＳをＣＯ2との混合ガスとし
て回収する場合に、混合ガスを部分酸化又は燃焼して硫
黄、亜硫酸、硫酸、石膏を得ることができるように、Ｈ
2Ｓの比率を１３容量％以上の高濃度で回収することで
ある。
炭、重質油等のガス化ガス、合成用ガス、水性ガス、天
然ガス等のＣＯ2及びＨ2Ｓを含む各種ガスと吸収液を接
触させた後、吸収液よりＨ2ＳをＣＯ2との混合ガスとし
て回収する場合に、混合ガスを部分酸化又は燃焼して硫
黄、亜硫酸、硫酸、石膏を得ることができるように、Ｈ
2Ｓの比率を１３容量％以上の高濃度で回収することで
ある。
【０００８】
【課題を解決するための手段】本発明者らは、ＣＯ2と
Ｈ2Ｓを含む各種ガスと吸収液を接触させた後、吸収液
よりＣＯ2を高選択率で放出させた後に、吸収液からＨ2
ＳをＣＯ2との混合ガスとして回収することにより、上
記問題を解決しうることを見い出し、本発明を完成する
に至った。
Ｈ2Ｓを含む各種ガスと吸収液を接触させた後、吸収液
よりＣＯ2を高選択率で放出させた後に、吸収液からＨ2
ＳをＣＯ2との混合ガスとして回収することにより、上
記問題を解決しうることを見い出し、本発明を完成する
に至った。
【０００９】すなわち本発明は、石炭ガス化ガス、重質
油ガス化ガス、合成用ガス、水性ガス、天然ガス、地熱
水蒸気オフガスのようなＣＯ2とＨ2Ｓを含む処理対象ガ
スと選択率（（１次吸収液中のＨ2Ｓのモル数／１次吸
収液中のＣＯ2のモル数）／（処理対象ガス中のＨ2Ｓの
モル％／処理対象ガス中のＣＯ2のモル％））が３〜１
０の、２−アミノ−２−メチル−１−プロパノール、Ｎ
−メチルジエタノールアミン、トリエタノールアミン、
Ｎ−ｔｅｒｔ−ブチルジエタノールアミン、トリエチレ
ンジアミン、２−ジメチルアミノ−１−エタノール、２
−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−１−プロパノール、４−ジメチルア
ミノ−１−ブタノールまたはトリイソプロパノールアミ
ン又はこれらの混合物からなる群から選ばれるアミンの
水溶液を接触させた後、ＣＯ2とＨ2Ｓを吸収した１次吸
収液よりＣＯ2の一部を放出させた上で、ＣＯ2の一部を
放出させた後の２次吸収液から、Ｈ2Ｓ濃度が１３容量
％以上のＣＯ2との混合ガスを回収するＨ2Ｓの高濃度回
収方法、及び、その装置に関する。
油ガス化ガス、合成用ガス、水性ガス、天然ガス、地熱
水蒸気オフガスのようなＣＯ2とＨ2Ｓを含む処理対象ガ
スと選択率（（１次吸収液中のＨ2Ｓのモル数／１次吸
収液中のＣＯ2のモル数）／（処理対象ガス中のＨ2Ｓの
モル％／処理対象ガス中のＣＯ2のモル％））が３〜１
０の、２−アミノ−２−メチル−１−プロパノール、Ｎ
−メチルジエタノールアミン、トリエタノールアミン、
Ｎ−ｔｅｒｔ−ブチルジエタノールアミン、トリエチレ
ンジアミン、２−ジメチルアミノ−１−エタノール、２
−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−１−プロパノール、４−ジメチルア
ミノ−１−ブタノールまたはトリイソプロパノールアミ
ン又はこれらの混合物からなる群から選ばれるアミンの
水溶液を接触させた後、ＣＯ2とＨ2Ｓを吸収した１次吸
収液よりＣＯ2の一部を放出させた上で、ＣＯ2の一部を
放出させた後の２次吸収液から、Ｈ2Ｓ濃度が１３容量
％以上のＣＯ2との混合ガスを回収するＨ2Ｓの高濃度回
収方法、及び、その装置に関する。
【００１０】
【発明の実施の形態】本発明で処理の対象となるガス
は、ＣＯ2及びＨ2Ｓの両者を含みＨ2Ｓの容積濃度がＣ
Ｏ2の容積濃度に較べて低い各種ガスであり、石炭や重
質油のガス化により得られるガス化ガス、合成用ガス、
水性ガス、天然ガス、地熱水蒸気オフガス等である。石
炭ガス化ガスの組成は、原料炭やガス化を酸素で行うか
空気で行うかにもよるが、例えば水素、一酸化炭素、メ
タンを主成分とし、ＣＯ2を数ないし十数％、Ｈ2Ｓを数
百ないし数千ｐｐｍ含んでいる。合成用ガスでは、ＣＯ
2を数ないし十％、Ｈ2Ｓを数十ないし数百ｐｐｍ含んで
いる。天然ガスでは、例えば、ＣＯ2を数％、Ｈ2Ｓを数
十ないし数百ｐｐｍ含んでいるものがあり、Ｈ2Ｓは当
然除去しなければならないが、Ｈ2Ｓ以外にＣＯ2が含ま
れていると、天然ガス中のメタンやエタンの液化工程
で、−５０℃以下に冷却するので、ＣＯ2が氷結し、液
化工程のラインを閉塞させる。従って、液化に先立つ精
製段階において、Ｈ2Ｓと共にＣＯ2含量も低減させる必
要がある。また、地熱水蒸気を発電等に使用した後のオ
フガスはＣＯ2を主成分とし、Ｈ2Ｓを数％含むので、こ
のまま大気中に排出するには問題がある。本発明では、
原料、燃料ガスのみならず、このようなオフガスも処理
して無害なガスとして放出できるとともに、吸収液から
回収されたＣＯ2とＨ2Ｓを含む混合ガスを燃焼して硫黄
酸化物とし、水酸化カルシウム水溶液等と反応させて石
膏にすることが可能である。
は、ＣＯ2及びＨ2Ｓの両者を含みＨ2Ｓの容積濃度がＣ
Ｏ2の容積濃度に較べて低い各種ガスであり、石炭や重
質油のガス化により得られるガス化ガス、合成用ガス、
水性ガス、天然ガス、地熱水蒸気オフガス等である。石
炭ガス化ガスの組成は、原料炭やガス化を酸素で行うか
空気で行うかにもよるが、例えば水素、一酸化炭素、メ
タンを主成分とし、ＣＯ2を数ないし十数％、Ｈ2Ｓを数
百ないし数千ｐｐｍ含んでいる。合成用ガスでは、ＣＯ
2を数ないし十％、Ｈ2Ｓを数十ないし数百ｐｐｍ含んで
いる。天然ガスでは、例えば、ＣＯ2を数％、Ｈ2Ｓを数
十ないし数百ｐｐｍ含んでいるものがあり、Ｈ2Ｓは当
然除去しなければならないが、Ｈ2Ｓ以外にＣＯ2が含ま
れていると、天然ガス中のメタンやエタンの液化工程
で、−５０℃以下に冷却するので、ＣＯ2が氷結し、液
化工程のラインを閉塞させる。従って、液化に先立つ精
製段階において、Ｈ2Ｓと共にＣＯ2含量も低減させる必
要がある。また、地熱水蒸気を発電等に使用した後のオ
フガスはＣＯ2を主成分とし、Ｈ2Ｓを数％含むので、こ
のまま大気中に排出するには問題がある。本発明では、
原料、燃料ガスのみならず、このようなオフガスも処理
して無害なガスとして放出できるとともに、吸収液から
回収されたＣＯ2とＨ2Ｓを含む混合ガスを燃焼して硫黄
酸化物とし、水酸化カルシウム水溶液等と反応させて石
膏にすることが可能である。
【００１１】本発明において、吸収液としてＨ2Ｓおよ
びＣＯ2の両者に対し優れた吸収性能を示すものを用い
るが、両成分ガスに対する吸収速度は処理対象ガスの組
成、吸収条件等により異なる。従って、本発明において
はＣＯ2に対するＨ2Ｓの吸収性の選択率ηで評価するこ
とする。ここでＨ2Ｓの選択吸収性は、所定の吸収条件
下において、吸収液中に吸収されたＨ2Ｓ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Ｈ2Ｓのモル％数とＣＯ2のモル％数の比で除したもの
であり、下記のように表される。 η＝（１次吸収液中のＨ2Ｓのモル数／１次吸収液中の
ＣＯ2のモル数）／（処理対象ガス中のＨ2Ｓのモル％／
処理対象ガス中のＣＯ2のモル％）
びＣＯ2の両者に対し優れた吸収性能を示すものを用い
るが、両成分ガスに対する吸収速度は処理対象ガスの組
成、吸収条件等により異なる。従って、本発明において
はＣＯ2に対するＨ2Ｓの吸収性の選択率ηで評価するこ
とする。ここでＨ2Ｓの選択吸収性は、所定の吸収条件
下において、吸収液中に吸収されたＨ2Ｓ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Ｈ2Ｓのモル％数とＣＯ2のモル％数の比で除したもの
であり、下記のように表される。 η＝（１次吸収液中のＨ2Ｓのモル数／１次吸収液中の
ＣＯ2のモル数）／（処理対象ガス中のＨ2Ｓのモル％／
処理対象ガス中のＣＯ2のモル％）
【００１２】このような吸収液は、下記各種アミンの水
溶液が使用される。各種アミンとしては、２−アミノ−
２−メチル−１−プロパノール（ＡＭＰ）、Ｎ−メチル
ジエタノールアミン、トリエタノールアミン（ＴＥ
Ａ）、Ｎ−ｔｅｒｔ−ブチルジエタノールアミン、トリ
エチレンジアミン、２−ジメチルアミノ−１−エタノー
ル、２−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−１−プロパノール、４−ジメ
チルアミノ−１−ブタノール、トリイソプロパノールア
ミンのような低級アルキルアミノ低級アルカノールのよ
うなヒンダードアミンあるいはこれらのアミン類にピペ
ラジン類、ピペリジン類等の助剤を添加したものが挙げ
られる。これらのアミンは、吸収液に対するＨ2Ｓの負
荷が０．０１〜０．１（Ｈ2Ｓのモル数／アミンのモル
数）の範囲で、選択率は３から１０である。一般に、吸
収液に対するＨ2Ｓの負荷が大きくとれるアミンは選択
率が小さくなる傾向がある。 水溶液中のアミンの濃度
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、劣化防止剤等が
加えられる。これらの吸収液は、加熱温度、圧力を適当
に選択することにより、ＣＯ2をＨ2Ｓよりも優先的に、
即ち、高選択率で放出する。
溶液が使用される。各種アミンとしては、２−アミノ−
２−メチル−１−プロパノール（ＡＭＰ）、Ｎ−メチル
ジエタノールアミン、トリエタノールアミン（ＴＥ
Ａ）、Ｎ−ｔｅｒｔ−ブチルジエタノールアミン、トリ
エチレンジアミン、２−ジメチルアミノ−１−エタノー
ル、２−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−１−プロパノール、４−ジメ
チルアミノ−１−ブタノール、トリイソプロパノールア
ミンのような低級アルキルアミノ低級アルカノールのよ
うなヒンダードアミンあるいはこれらのアミン類にピペ
ラジン類、ピペリジン類等の助剤を添加したものが挙げ
られる。これらのアミンは、吸収液に対するＨ2Ｓの負
荷が０．０１〜０．１（Ｈ2Ｓのモル数／アミンのモル
数）の範囲で、選択率は３から１０である。一般に、吸
収液に対するＨ2Ｓの負荷が大きくとれるアミンは選択
率が小さくなる傾向がある。 水溶液中のアミンの濃度
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、劣化防止剤等が
加えられる。これらの吸収液は、加熱温度、圧力を適当
に選択することにより、ＣＯ2をＨ2Ｓよりも優先的に、
即ち、高選択率で放出する。
【００１３】本発明において、処理対象ガスと吸収液の
接触は、吸収塔等を使用して通常向流で行われる。接触
温度は、通常３０〜８０℃の範囲であり、接触時の処理
対象ガスの圧力は、通常大気圧〜１５０Ｋｇ／ｃｍ2Ｇ
の範囲である。
接触は、吸収塔等を使用して通常向流で行われる。接触
温度は、通常３０〜８０℃の範囲であり、接触時の処理
対象ガスの圧力は、通常大気圧〜１５０Ｋｇ／ｃｍ2Ｇ
の範囲である。
【００１４】本発明において、処理対象ガスからＣＯ2
とＨ2Ｓを吸収した後の吸収液（１次吸収液という）か
らＣＯ2を高選択率で放出させるには、１次吸収液を加
熱、フラッシュ、減圧あるいはこれらの組み合わせ操作
により、あるいはこれらの操作を多段で用いることによ
り、行うことができる。放出された、ＣＯ2は処理対象
ガスに循環しても良いし、別途ＣＯ2ガスとして取り出
しても良い。例えば、処理対象ガスが高圧の場合には、
１次吸収液をフラッシュするだけで、ＣＯ2を高選択率
で放出させることができるし、処理対象ガスが常圧の場
合には、１次吸収液を加熱して、又は、１次吸収液を加
熱及び減圧してＣＯ2を高選択率で放出させることがで
きる。ＣＯ2の放出分離装置としては、分離ドラム、充
填塔、棚段塔等が使用できる。これらには必要により１
次吸収液の加熱のためには熱交換器、フラッシュのため
には分離ドラム、減圧のためには減圧装置が加わる。Ｃ
Ｏ2の放出分離手段と言うときには分離ドラム、充填塔
又は棚段塔等に、熱交換器、コントロールバルブ、減圧
装置が加わったものを言う。１次吸収液からのＣＯ2の
放出量は、後述の２次吸収液から回収する混合ガス中の
Ｈ2Ｓ濃度が所定の値になるように決められる。これら
の操作条件は、吸収液の気液平衡性能、温度、対象ガス
の組成、圧力、回収ガスの組成、圧力等によって異なる
が、加熱温度としては、８０〜１３０℃、減圧としては
大気圧〜２０ｋｇ／ｃｍ2Ｇである。この条件下ではＣ
Ｏ2のみ放出され、Ｈ2Ｓの放出は実質上起こらないかわ
ずかであり、純度の高いＣＯ2を分離回収するのに適し
ている。しかし、ＣＯ2を処理対象ガスにリサイクルす
る場合には、ＣＯ2と共に少量のＨ2Ｓが放出される条件
にしても構わない。また、処理後ガスは、吸収条件を適
当に選定することにより、Ｈ2Ｓの含有率を１０ｐｐ
ｍ、あるいは１ｐｐｍ以下に、あるいは、さらに条件を
適切に選べば、Ｈ2ＳとＣＯ2の含有率を共に１０ｐｐ
ｍ、あるいは１ｐｐｍ以下にすることができる。
とＨ2Ｓを吸収した後の吸収液（１次吸収液という）か
らＣＯ2を高選択率で放出させるには、１次吸収液を加
熱、フラッシュ、減圧あるいはこれらの組み合わせ操作
により、あるいはこれらの操作を多段で用いることによ
り、行うことができる。放出された、ＣＯ2は処理対象
ガスに循環しても良いし、別途ＣＯ2ガスとして取り出
しても良い。例えば、処理対象ガスが高圧の場合には、
１次吸収液をフラッシュするだけで、ＣＯ2を高選択率
で放出させることができるし、処理対象ガスが常圧の場
合には、１次吸収液を加熱して、又は、１次吸収液を加
熱及び減圧してＣＯ2を高選択率で放出させることがで
きる。ＣＯ2の放出分離装置としては、分離ドラム、充
填塔、棚段塔等が使用できる。これらには必要により１
次吸収液の加熱のためには熱交換器、フラッシュのため
には分離ドラム、減圧のためには減圧装置が加わる。Ｃ
Ｏ2の放出分離手段と言うときには分離ドラム、充填塔
又は棚段塔等に、熱交換器、コントロールバルブ、減圧
装置が加わったものを言う。１次吸収液からのＣＯ2の
放出量は、後述の２次吸収液から回収する混合ガス中の
Ｈ2Ｓ濃度が所定の値になるように決められる。これら
の操作条件は、吸収液の気液平衡性能、温度、対象ガス
の組成、圧力、回収ガスの組成、圧力等によって異なる
が、加熱温度としては、８０〜１３０℃、減圧としては
大気圧〜２０ｋｇ／ｃｍ2Ｇである。この条件下ではＣ
Ｏ2のみ放出され、Ｈ2Ｓの放出は実質上起こらないかわ
ずかであり、純度の高いＣＯ2を分離回収するのに適し
ている。しかし、ＣＯ2を処理対象ガスにリサイクルす
る場合には、ＣＯ2と共に少量のＨ2Ｓが放出される条件
にしても構わない。また、処理後ガスは、吸収条件を適
当に選定することにより、Ｈ2Ｓの含有率を１０ｐｐ
ｍ、あるいは１ｐｐｍ以下に、あるいは、さらに条件を
適切に選べば、Ｈ2ＳとＣＯ2の含有率を共に１０ｐｐ
ｍ、あるいは１ｐｐｍ以下にすることができる。
【００１５】１次吸収液を上記操作によりＣＯ2を放出
させた残りの吸収液を２次吸収液という。２次吸収液中
にはＨ2Ｓが濃縮されているので、２次吸収液をさらに
加熱、フラッシュ、減圧あるいはこれらの組み合わせ操
作により処理することにより、２次吸収液からＣＯ2と
Ｈ2Ｓを混合ガスとして放出させることができる。これ
らの操作条件は、吸収液の気液平衡性能、温度、回収ガ
スの組成、圧力等によって異なるが、加熱温度として
は、１００〜１３０℃、減圧としては３ｋｇ／ｃｍ2Ｇ
〜蒸気ストリッピングによる減圧法がある。
させた残りの吸収液を２次吸収液という。２次吸収液中
にはＨ2Ｓが濃縮されているので、２次吸収液をさらに
加熱、フラッシュ、減圧あるいはこれらの組み合わせ操
作により処理することにより、２次吸収液からＣＯ2と
Ｈ2Ｓを混合ガスとして放出させることができる。これ
らの操作条件は、吸収液の気液平衡性能、温度、回収ガ
スの組成、圧力等によって異なるが、加熱温度として
は、１００〜１３０℃、減圧としては３ｋｇ／ｃｍ2Ｇ
〜蒸気ストリッピングによる減圧法がある。
【００１６】上記の操作により１次吸収液からＣＯ2を
高選択率で放出させ、残りの２次吸収液からＨ2Ｓに富
んだＣＯ2及びＨ2Ｓの混合ガスを得ることができる。混
合ガス中のＨ2Ｓの比率はできるだけ高い方が燃焼に有
利であるが、ＣＯ2対Ｈ2Ｓの比率は少なくとも８７容量
％対１３容量％、好ましくは、８５容量％対１５容量％
以上である。ＣＯ2及びＨ2Ｓを含む混合ガスの燃焼は空
気又は酸素により行われるので、上記値よりＨ2Ｓの比
率が低いと燃焼しにくかったり燃焼時に硫黄を発生した
りする。
高選択率で放出させ、残りの２次吸収液からＨ2Ｓに富
んだＣＯ2及びＨ2Ｓの混合ガスを得ることができる。混
合ガス中のＨ2Ｓの比率はできるだけ高い方が燃焼に有
利であるが、ＣＯ2対Ｈ2Ｓの比率は少なくとも８７容量
％対１３容量％、好ましくは、８５容量％対１５容量％
以上である。ＣＯ2及びＨ2Ｓを含む混合ガスの燃焼は空
気又は酸素により行われるので、上記値よりＨ2Ｓの比
率が低いと燃焼しにくかったり燃焼時に硫黄を発生した
りする。
【００１７】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、以下にその例について図によって説
明する。図では主要部のみ示し、使用が明らかなポン
プ、弁類、ＣＯ2及びＨ2Ｓの混合ガスの燃焼設備、他の
付属設備等は省略した。図１において、１は処理対象ガ
ス供給ライン、２は脱ＣＯ2及びＨ2Ｓ塔、３は処理後ガ
ス排出口、４は冷却器、５は熱交換器、７は１次吸収
液、６はＣＯ2分離ドラム、８は２次吸収液、９は吸収
液再生塔、１０はリボイラー、１１は再生吸収液還流ラ
イン、１２は一部放出ＣＯ2、１４はコンプレッサー、
１５は分離ＣＯ2循環ライン、１６は再生塔還流冷却
器、１７はＣＯ2及びＨ2Ｓ混合ガス分離ドラム、１８は
回収混合ガス排出ラインである。図１において、適宜前
処理や温度調節された処理対象ガスはライン１により脱
ＣＯ2及びＨ2Ｓ塔２へ導かれる。脱ＣＯ2及びＨ2Ｓ塔２
に供給されたガスは同塔頂部から供給される所定温度お
よび濃度の吸収液と同塔充填部で向流接触し、ガス中の
ＣＯ2及びＨ2Ｓは吸収液により吸収除去され、排出口３
から排出される。脱ＣＯ2及びＨ2Ｓ塔２の底部から排出
された１次吸収液７は、熱交換器５に送液されて再生吸
収液１１と熱交換され加熱される。熱交換器５中で吸収
液に含まれるＣＯ2の一部は遊離し、液相より脱して気
体状のＣＯ2となり、全体として気相と液相の混相状態
になる。前記の加熱される程度は、脱ＣＯ2及びＨ2Ｓ塔
２の出口の吸収液温度よりも通常３０〜８０℃高い温度
範囲である。このような混相状態の吸収液をＣＯ2分離
ドラム６に導き、一部放出ＣＯ2と２次吸収液８を分離
し、一部放出ＣＯ2はコンプレッサー１４、分離ＣＯ2循
環ライン１５により処理対象ガス供給ライン１に戻され
る。この場合、必要により熱交換器５とＣＯ2分離ドラ
ム６の間にコントロールバルブを設けてフラッシュさせ
ることが通常行われる。一部放出ＣＯ2を分離した２次
吸収液８は、再生塔９に導かれる。２次吸収液は、必要
により熱交換器で再度加熱された後再生塔９に導かれて
もよい。また、必要によりＣＯ2分離ドラム６と熱交換
器５の間に、さらに脱ＣＯ2工程を加えても構わない。
２次吸収液は、再生塔９でリボイラー１０により加熱さ
れ、吸収液よりＣＯ2、Ｈ2Ｓ混合ガスが放出されて吸収
液が再生される。再生された吸収液は熱交換器５および
冷却器４により冷却され、脱ＣＯ2及びＨ2Ｓ塔２へ戻さ
れる。再生された吸収液は、必要により、熱交換器によ
り２次吸収液と熱交換した後サージドラムに貯留しても
良い。再生塔９の上部において、吸収液から放出された
ＣＯ2、Ｈ2Ｓ混合ガスは、再生塔還流冷却器１６により
冷却され、ＣＯ2分離器１７にて混合ガスに同伴した水
蒸気を凝縮、分離し、混合ガス排出ライン１８により酸
化工程工程へ導かれる。還流水は、再生塔９の塔頂へ還
流される。
に限定されないが、以下にその例について図によって説
明する。図では主要部のみ示し、使用が明らかなポン
プ、弁類、ＣＯ2及びＨ2Ｓの混合ガスの燃焼設備、他の
付属設備等は省略した。図１において、１は処理対象ガ
ス供給ライン、２は脱ＣＯ2及びＨ2Ｓ塔、３は処理後ガ
ス排出口、４は冷却器、５は熱交換器、７は１次吸収
液、６はＣＯ2分離ドラム、８は２次吸収液、９は吸収
液再生塔、１０はリボイラー、１１は再生吸収液還流ラ
イン、１２は一部放出ＣＯ2、１４はコンプレッサー、
１５は分離ＣＯ2循環ライン、１６は再生塔還流冷却
器、１７はＣＯ2及びＨ2Ｓ混合ガス分離ドラム、１８は
回収混合ガス排出ラインである。図１において、適宜前
処理や温度調節された処理対象ガスはライン１により脱
ＣＯ2及びＨ2Ｓ塔２へ導かれる。脱ＣＯ2及びＨ2Ｓ塔２
に供給されたガスは同塔頂部から供給される所定温度お
よび濃度の吸収液と同塔充填部で向流接触し、ガス中の
ＣＯ2及びＨ2Ｓは吸収液により吸収除去され、排出口３
から排出される。脱ＣＯ2及びＨ2Ｓ塔２の底部から排出
された１次吸収液７は、熱交換器５に送液されて再生吸
収液１１と熱交換され加熱される。熱交換器５中で吸収
液に含まれるＣＯ2の一部は遊離し、液相より脱して気
体状のＣＯ2となり、全体として気相と液相の混相状態
になる。前記の加熱される程度は、脱ＣＯ2及びＨ2Ｓ塔
２の出口の吸収液温度よりも通常３０〜８０℃高い温度
範囲である。このような混相状態の吸収液をＣＯ2分離
ドラム６に導き、一部放出ＣＯ2と２次吸収液８を分離
し、一部放出ＣＯ2はコンプレッサー１４、分離ＣＯ2循
環ライン１５により処理対象ガス供給ライン１に戻され
る。この場合、必要により熱交換器５とＣＯ2分離ドラ
ム６の間にコントロールバルブを設けてフラッシュさせ
ることが通常行われる。一部放出ＣＯ2を分離した２次
吸収液８は、再生塔９に導かれる。２次吸収液は、必要
により熱交換器で再度加熱された後再生塔９に導かれて
もよい。また、必要によりＣＯ2分離ドラム６と熱交換
器５の間に、さらに脱ＣＯ2工程を加えても構わない。
２次吸収液は、再生塔９でリボイラー１０により加熱さ
れ、吸収液よりＣＯ2、Ｈ2Ｓ混合ガスが放出されて吸収
液が再生される。再生された吸収液は熱交換器５および
冷却器４により冷却され、脱ＣＯ2及びＨ2Ｓ塔２へ戻さ
れる。再生された吸収液は、必要により、熱交換器によ
り２次吸収液と熱交換した後サージドラムに貯留しても
良い。再生塔９の上部において、吸収液から放出された
ＣＯ2、Ｈ2Ｓ混合ガスは、再生塔還流冷却器１６により
冷却され、ＣＯ2分離器１７にて混合ガスに同伴した水
蒸気を凝縮、分離し、混合ガス排出ライン１８により酸
化工程工程へ導かれる。還流水は、再生塔９の塔頂へ還
流される。
【００１８】本発明の別のプロセスを図２に示す。図２
のプロセスは図１のプロセスにおいて、処理対象ガスが
高圧で、１次吸収液を加熱することなく、フラッシュの
みでＣＯ2を放出させ、ＣＯ2を処理対象ガス供給ライン
１に戻すことなく、別途利用する場合またはそのまま大
気に放出する場合である。２次吸収液８は、熱交換器５
で加熱された後、再生塔９に導かれる。
のプロセスは図１のプロセスにおいて、処理対象ガスが
高圧で、１次吸収液を加熱することなく、フラッシュの
みでＣＯ2を放出させ、ＣＯ2を処理対象ガス供給ライン
１に戻すことなく、別途利用する場合またはそのまま大
気に放出する場合である。２次吸収液８は、熱交換器５
で加熱された後、再生塔９に導かれる。
【００１９】また、本発明の別の実施態様は、１次吸収
液を加熱及び減圧してＣＯ2を放出させても良い。ここ
で回収されたＣＯ2は、処理対象ガス供給ライン１に戻
しても良いし、戻すことなく、別途利用しても良い。さ
らに、本発明の別の実施態様は、２次吸収液の一部を脱
ＣＯ2及びＨ2Ｓ塔２の充填部の中間部にリサイクルして
も良い。
液を加熱及び減圧してＣＯ2を放出させても良い。ここ
で回収されたＣＯ2は、処理対象ガス供給ライン１に戻
しても良いし、戻すことなく、別途利用しても良い。さ
らに、本発明の別の実施態様は、２次吸収液の一部を脱
ＣＯ2及びＨ2Ｓ塔２の充填部の中間部にリサイクルして
も良い。
【００２０】またさらに、本発明の別の実施態様は、１
次吸収液からＣＯ2を放出させる場合に、吸収液再生塔
のようなＣＯ2放出塔を使用することができる。さらに
この場合、再生吸収液の一部をＣＯ2放出塔の中間部に
リサイクルしても良い。このようにすることによって、
純度の高いＣＯ2を得ることができる。
次吸収液からＣＯ2を放出させる場合に、吸収液再生塔
のようなＣＯ2放出塔を使用することができる。さらに
この場合、再生吸収液の一部をＣＯ2放出塔の中間部に
リサイクルしても良い。このようにすることによって、
純度の高いＣＯ2を得ることができる。
【００２１】
【実施例】以下、実施例により本発明を具体的に説明す
るが、本発明はこれらに限定されるものではない。
るが、本発明はこれらに限定されるものではない。
【００２２】（実施例１）空気を吹き込んで製造した石
炭ガス化ガスを処理対象ガスとして使用した。処理対象
ガスの組成は一例として、水素、一酸化炭素、メタン等
を有効成分とし、ＣＯ2を２．２容量％、Ｈ2Ｓを０．０
５容量％含んでいる。また、ガスの圧力は２５気圧であ
る。４０℃に冷却された処理対象ガスを１０００ｍ3／
ｈｒで脱ＣＯ2及びＨ2Ｓ塔に供給した。吸収液として、
Ｎ−メチルジエタノールアミンの４５％水溶液を使用
し、処理対象ガスに対して液／ガス比が０．２リットル
／Ｎｍ3になるようにして気液接触させ、ＣＯ2及びＨ2
Ｓを吸収させた。選択率は３．４である。得られた１次
吸収液は４５℃、２５気圧であり、コントロールバルブ
を通して分離ドラムにフラッシュし、ＣＯ2の一部を放
出させ、２次吸収液を得た。放出されたＣＯ2はコンプ
レッサーにより加圧されて、処理対象ガス供給ラインに
循環された。２次吸収液を吸収液再生塔に供給し、リボ
イラーで１２０℃に加熱し、塔頂圧０．８気圧で、ＣＯ
2及びＨ2Ｓ混合ガスを回収した。混合ガス中のＣＯ2対
Ｈ2Ｓの比率は７０容量％対３０容量％であった。混合
ガスに空気を加え燃焼させ、炭酸カルシウム懸濁水溶液
に吸収させ石膏を得た。
炭ガス化ガスを処理対象ガスとして使用した。処理対象
ガスの組成は一例として、水素、一酸化炭素、メタン等
を有効成分とし、ＣＯ2を２．２容量％、Ｈ2Ｓを０．０
５容量％含んでいる。また、ガスの圧力は２５気圧であ
る。４０℃に冷却された処理対象ガスを１０００ｍ3／
ｈｒで脱ＣＯ2及びＨ2Ｓ塔に供給した。吸収液として、
Ｎ−メチルジエタノールアミンの４５％水溶液を使用
し、処理対象ガスに対して液／ガス比が０．２リットル
／Ｎｍ3になるようにして気液接触させ、ＣＯ2及びＨ2
Ｓを吸収させた。選択率は３．４である。得られた１次
吸収液は４５℃、２５気圧であり、コントロールバルブ
を通して分離ドラムにフラッシュし、ＣＯ2の一部を放
出させ、２次吸収液を得た。放出されたＣＯ2はコンプ
レッサーにより加圧されて、処理対象ガス供給ラインに
循環された。２次吸収液を吸収液再生塔に供給し、リボ
イラーで１２０℃に加熱し、塔頂圧０．８気圧で、ＣＯ
2及びＨ2Ｓ混合ガスを回収した。混合ガス中のＣＯ2対
Ｈ2Ｓの比率は７０容量％対３０容量％であった。混合
ガスに空気を加え燃焼させ、炭酸カルシウム懸濁水溶液
に吸収させ石膏を得た。
【００２３】（実施例２）重質油をガス化したガスを処
理対象ガスとして使用した他は実施例１と同様に行っ
た。処理対象ガスは、ＣＯ2を１１容量％、Ｈ2Ｓを０．
４８容量％含んでいる。また、ガスの圧力は２１ｋｇ／
ｃｍ2・Ｇである。４０℃に冷却された処理対象ガスを
１０００ｍ3／ｈｒで脱ＣＯ2及びＨ2Ｓ塔に供給した。
吸収液として、Ｎ−メチルジエタノールアミンの４５％
水溶液を使用し、処理対象ガスに対して液／ガス比が
１．６７リットル／Ｎｍ3で気液接触させ、ＣＯ2及びＨ
2Ｓを吸収させた。得られた１次吸収液は６０℃、２１
ｋｇ／ｃｍ2・Ｇであり、熱交換器で８０℃に加熱して
分離ドラムに供給し、ＣＯ2の一部を放出させ、２次吸
収液を得た。放出されたＣＯ2はコンプレッサーにより
加圧されて、処理対象ガス供給ラインに循環された。２
次吸収液を吸収液再生塔に供給し、リボイラーで１２０
℃に加熱し、塔頂圧０．６ｋｇ／ｃｍ2・Ｇで、ＣＯ2、
Ｈ2Ｓ混合ガスを回収した。混合ガス中のＣＯ2対Ｈ2Ｓ
の比率は６０容量％対４０容量％であった。混合ガスに
空気を加え燃焼させ、炭酸カルシウム懸濁水溶液に吸収
させ石膏を得た。
理対象ガスとして使用した他は実施例１と同様に行っ
た。処理対象ガスは、ＣＯ2を１１容量％、Ｈ2Ｓを０．
４８容量％含んでいる。また、ガスの圧力は２１ｋｇ／
ｃｍ2・Ｇである。４０℃に冷却された処理対象ガスを
１０００ｍ3／ｈｒで脱ＣＯ2及びＨ2Ｓ塔に供給した。
吸収液として、Ｎ−メチルジエタノールアミンの４５％
水溶液を使用し、処理対象ガスに対して液／ガス比が
１．６７リットル／Ｎｍ3で気液接触させ、ＣＯ2及びＨ
2Ｓを吸収させた。得られた１次吸収液は６０℃、２１
ｋｇ／ｃｍ2・Ｇであり、熱交換器で８０℃に加熱して
分離ドラムに供給し、ＣＯ2の一部を放出させ、２次吸
収液を得た。放出されたＣＯ2はコンプレッサーにより
加圧されて、処理対象ガス供給ラインに循環された。２
次吸収液を吸収液再生塔に供給し、リボイラーで１２０
℃に加熱し、塔頂圧０．６ｋｇ／ｃｍ2・Ｇで、ＣＯ2、
Ｈ2Ｓ混合ガスを回収した。混合ガス中のＣＯ2対Ｈ2Ｓ
の比率は６０容量％対４０容量％であった。混合ガスに
空気を加え燃焼させ、炭酸カルシウム懸濁水溶液に吸収
させ石膏を得た。
【００２４】（実施例３）地中から発生する蒸気をター
ビンに供給して発電に使用した後のオフガスを処理対象
ガスとした。処理対象ガスの組成は、水蒸気、窒素、酸
素の他に、ＣＯ2とＨ2Ｓを含んでおり、ＣＯ2対Ｈ2Ｓの
容積比率は９７対３であった。また、ガスの圧力は大気
圧である。処理対象ガスを脱ＣＯ2及びＨ2Ｓ塔に供給
し、吸収液としてＮ−メチルジエタノールアミンの４５
％水溶液を使用し、ＣＯ2及びＨ2Ｓを吸収させ、１次吸
収液を得た。得られた１次吸収液は５５℃、大気圧であ
り、８０℃に加熱し、コントロ−ル弁を通して分離ドラ
ム中にフラッシュし、ＣＯ2の一部を放出させ、２次吸
収液を得た。２次吸収液を吸収液再生塔に供給し、リボ
イラーで１２０℃に加熱し、塔頂圧０．６気圧で、ＣＯ
2、Ｈ2Ｓ混合ガスを回収した。混合ガス中のＣＯ2対Ｈ2
Ｓの比率は７０容量％対３０容量％であった。回収され
た各混合ガスに空気を加え燃焼させ、炭酸カルシウム懸
濁水溶液に吸収させ石膏を得た。このようにして処理さ
れたオフガスおよび放出されたＣＯ2は硫化水素濃度が
低いのでそのまま大気に放出することができた。
ビンに供給して発電に使用した後のオフガスを処理対象
ガスとした。処理対象ガスの組成は、水蒸気、窒素、酸
素の他に、ＣＯ2とＨ2Ｓを含んでおり、ＣＯ2対Ｈ2Ｓの
容積比率は９７対３であった。また、ガスの圧力は大気
圧である。処理対象ガスを脱ＣＯ2及びＨ2Ｓ塔に供給
し、吸収液としてＮ−メチルジエタノールアミンの４５
％水溶液を使用し、ＣＯ2及びＨ2Ｓを吸収させ、１次吸
収液を得た。得られた１次吸収液は５５℃、大気圧であ
り、８０℃に加熱し、コントロ−ル弁を通して分離ドラ
ム中にフラッシュし、ＣＯ2の一部を放出させ、２次吸
収液を得た。２次吸収液を吸収液再生塔に供給し、リボ
イラーで１２０℃に加熱し、塔頂圧０．６気圧で、ＣＯ
2、Ｈ2Ｓ混合ガスを回収した。混合ガス中のＣＯ2対Ｈ2
Ｓの比率は７０容量％対３０容量％であった。回収され
た各混合ガスに空気を加え燃焼させ、炭酸カルシウム懸
濁水溶液に吸収させ石膏を得た。このようにして処理さ
れたオフガスおよび放出されたＣＯ2は硫化水素濃度が
低いのでそのまま大気に放出することができた。
【００２５】（実施例４）吸収液としてトリイソプロパ
ノールアミン（選択率９）を使用した他は実施例３と同
様に行った。吸収液に対する接触ガス量は小さかった
が、選択率が高く容易に分離することができた。このよ
うにして処理されたオフガスおよび放出されたＣＯ2は
硫化水素濃度が１ｐｐｍ以下と低いのでそのまま大気に
放出することができた。
ノールアミン（選択率９）を使用した他は実施例３と同
様に行った。吸収液に対する接触ガス量は小さかった
が、選択率が高く容易に分離することができた。このよ
うにして処理されたオフガスおよび放出されたＣＯ2は
硫化水素濃度が１ｐｐｍ以下と低いのでそのまま大気に
放出することができた。
【００２５】（実施例５）吸収液として２−ジメチルア
ミノ−２−メチル−１−プロパノール（選択率５）を使
用した他は実施例３と同様に行った。吸収液に対するＨ
2Ｓの負荷が０．０７（Ｈ2Ｓのモル数／アミンのモル
数）でＨ2Ｓを吸収分離することができた。このように
して処理されたオフガスおよび放出されたＣＯ2は硫化
水素濃度が低いのでそのまま大気に放出することができ
た。
ミノ−２−メチル−１−プロパノール（選択率５）を使
用した他は実施例３と同様に行った。吸収液に対するＨ
2Ｓの負荷が０．０７（Ｈ2Ｓのモル数／アミンのモル
数）でＨ2Ｓを吸収分離することができた。このように
して処理されたオフガスおよび放出されたＣＯ2は硫化
水素濃度が低いのでそのまま大気に放出することができ
た。
【００２５】
【発明の効果】石炭、重質油等のガス化ガス、合成用ガ
ス、水性ガス、天然ガス等のＣＯ2とＨ2Ｓを含む各種ガ
スを吸収液と接触させた後、吸収液よりＨ2ＳをＣＯ2と
の混合ガスとして回収する場合に、混合ガス中のＨ2Ｓ
の比率を１３容量％以上とすることが可能となり、混合
ガスを部分酸化又は燃焼して硫黄、亜硫酸、硫酸、石膏
を得ることができる。また、本発明では、処理対象ガス
中のＣＯ2及びＨ2Ｓを１０ｐｐｍ以下、又は１ｐｐｍ以
下まで除去することが可能であり、ＣＯ2を高純度で回
収することも可能である。
ス、水性ガス、天然ガス等のＣＯ2とＨ2Ｓを含む各種ガ
スを吸収液と接触させた後、吸収液よりＨ2ＳをＣＯ2と
の混合ガスとして回収する場合に、混合ガス中のＨ2Ｓ
の比率を１３容量％以上とすることが可能となり、混合
ガスを部分酸化又は燃焼して硫黄、亜硫酸、硫酸、石膏
を得ることができる。また、本発明では、処理対象ガス
中のＣＯ2及びＨ2Ｓを１０ｐｐｍ以下、又は１ｐｐｍ以
下まで除去することが可能であり、ＣＯ2を高純度で回
収することも可能である。
【図１】本発明のガス中の硫化水素の高濃度回収プロセ
スの一例である。
スの一例である。
【図２】本発明のガス中の硫化水素の高濃度回収プロセ
スの別の例である。
スの別の例である。
１ 処理対象ガス供給ライン ２ 脱ＣＯ2及びＨ2Ｓ塔 ３ 処理後ガス排出口 ４ 冷却器 ５ 熱交換器 ６ ＣＯ2分離ドラム ７ １次吸収液 ８ ２次吸収液 ９ 吸収液再生塔 １０ リボイラー １１ 再生吸収液還流ライン １２ 一部放出ＣＯ2 １４ コンプレッサー １５ 分離ＣＯ2循環ライン １６ 再生塔還流冷却器 １７ ＣＯ2及びＨ2Ｓ混合ガス分離ドラム １８ 回収混合ガス排出ライン
Claims (7)
- 【請求項１】ＣＯ2とＨ2Ｓを含む処理対象ガスと吸収液
を接触させた後、ＣＯ2とＨ2Ｓを吸収した１次吸収液よ
りＣＯ2の一部を放出させた上で、ＣＯ2の一部を放出さ
せた後の２次吸収液から、Ｈ2Ｓ濃度が１３容量％以上
のＣＯ2との混合ガスを回収することを特徴とするＨ2Ｓ
の高濃度回収方法。 - 【請求項２】処理対象ガスが石炭ガス化ガス、重質油ガ
ス化ガス、合成用ガス、水性ガス、天然ガス、地熱水蒸
気オフガスである請求項１記載のＨ2Ｓの高濃度回収方
法。 - 【請求項３】混合ガス中のＨ2Ｓ濃度が１５容量％以上
である請求項１又は２記載のＨ2Ｓの高濃度回収方法。 - 【請求項４】吸収液が、選択率（（１次吸収液中のＨ2
Ｓのモル数／１次吸収液中のＣＯ2のモル数）／（処理
対象ガス中のＨ2Ｓのモル％／処理対象ガス中のＣＯ2の
モル％））が３〜１０の吸収液である請求項１、２又は
３記載のＨ2Ｓの高濃度回収方法。 - 【請求項５】吸収液が、２−アミノ−２−メチル−１−
プロパノール、Ｎ−メチルジエタノールアミン、トリエ
タノールアミン、Ｎ−ｔｅｒｔ−ブチルジエタノールア
ミン、トリエチレンジアミン、２−ジメチルアミノ−２
−メチル−１−プロパノール、２−ジメチルアミノ−１
−エタノール、３−ジメチルアミノ−１−プロパノー
ル、４−ジメチルアミノ−１−ブタノールまたはトリイ
ソプロパノールアミン又はこれらの混合物からなる群か
ら選ばれるアミンの水溶液である請求項４記載のＨ2Ｓ
の高濃度回収方法。 - 【請求項６】一部放出されたＣＯ2を、処理対象ガスに
リサイクルする請求項１〜５のいずれかに記載のＨ2Ｓ
の高濃度回収方法。 - 【請求項７】脱ＣＯ2及びＨ2Ｓ塔、ＣＯ2放出分離手
段、吸収液再生塔からなり、脱ＣＯ2及びＨ2Ｓ塔により
ＣＯ2とＨ2Ｓを含む処理対象ガスと吸収液を接触させた
後、ＣＯ2とＨ2Ｓを吸収した１次吸収液からＣＯ2放出
分離手段によりＣＯ2の一部を放出させた上で、ＣＯ2の
一部を放出させた後の２次吸収液から吸収液再生塔によ
りＨ2Ｓ濃度が１３容量％以上のＣＯ2との混合ガスを回
収することを特徴とするＨ2Ｓの高濃度回収装置。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP07052097A JP4287915B2 (ja) | 1997-03-07 | 1997-03-07 | ガス中の硫化水素の処理方法及びその装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP07052097A JP4287915B2 (ja) | 1997-03-07 | 1997-03-07 | ガス中の硫化水素の処理方法及びその装置 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH10249133A true JPH10249133A (ja) | 1998-09-22 |
| JP4287915B2 JP4287915B2 (ja) | 2009-07-01 |
Family
ID=13433895
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP07052097A Expired - Lifetime JP4287915B2 (ja) | 1997-03-07 | 1997-03-07 | ガス中の硫化水素の処理方法及びその装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP4287915B2 (ja) |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2005296897A (ja) * | 2004-04-15 | 2005-10-27 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 吸収助剤、吸収液、吸収液を用いたｃｏ２又はｈ２ｓ又はその双方の除去装置及び方法 |
| JP2012110836A (ja) * | 2010-11-24 | 2012-06-14 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Ｃｏ２及びｈ２ｓを含むガスの回収システム及び方法 |
| JP2012516762A (ja) * | 2009-02-02 | 2012-07-26 | ビーエーエスエフ ソシエタス・ヨーロピア | 酸性ガスの除去のための環式アミン含有吸収剤 |
| CN102908871A (zh) * | 2011-08-01 | 2013-02-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 油气回收方法 |
| US8435325B2 (en) | 2008-10-23 | 2013-05-07 | Hitachi, Ltd. | Method and device for removing CO2 and H2S |
| JP2014508040A (ja) * | 2011-03-01 | 2014-04-03 | エクソンモービル リサーチ アンド エンジニアリング カンパニー | 選択的な硫黄除去方法 |
| KR20180022832A (ko) * | 2015-07-03 | 2018-03-06 | 도르프 케탈 케미칼즈 (인디아) 프라이비트 리미티드 | 황화 수소 포집 첨가제 조성물, 및 이를 포함하는 매질 |
| JP2018532582A (ja) * | 2015-09-29 | 2018-11-08 | ビーエーエスエフ ソシエタス・ヨーロピアＢａｓｆ Ｓｅ | 硫化水素を選択的に除去するための環状アミン |
| WO2020241089A1 (ja) * | 2019-05-28 | 2020-12-03 | 株式会社神戸製鋼所 | ガス処理方法、及びガス処理装置 |
| JP2020195998A (ja) * | 2019-05-28 | 2020-12-10 | 株式会社神戸製鋼所 | ガス処理方法、及びガス処理装置 |
-
1997
- 1997-03-07 JP JP07052097A patent/JP4287915B2/ja not_active Expired - Lifetime
Cited By (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2005296897A (ja) * | 2004-04-15 | 2005-10-27 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 吸収助剤、吸収液、吸収液を用いたｃｏ２又はｈ２ｓ又はその双方の除去装置及び方法 |
| US8435325B2 (en) | 2008-10-23 | 2013-05-07 | Hitachi, Ltd. | Method and device for removing CO2 and H2S |
| JP2012516762A (ja) * | 2009-02-02 | 2012-07-26 | ビーエーエスエフ ソシエタス・ヨーロピア | 酸性ガスの除去のための環式アミン含有吸収剤 |
| JP2012110836A (ja) * | 2010-11-24 | 2012-06-14 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Ｃｏ２及びｈ２ｓを含むガスの回収システム及び方法 |
| JP2014508040A (ja) * | 2011-03-01 | 2014-04-03 | エクソンモービル リサーチ アンド エンジニアリング カンパニー | 選択的な硫黄除去方法 |
| CN102908871A (zh) * | 2011-08-01 | 2013-02-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 油气回收方法 |
| KR20180022832A (ko) * | 2015-07-03 | 2018-03-06 | 도르프 케탈 케미칼즈 (인디아) 프라이비트 리미티드 | 황화 수소 포집 첨가제 조성물, 및 이를 포함하는 매질 |
| JP2018528063A (ja) * | 2015-07-03 | 2018-09-27 | ドルフ ケタール ケミカルズ （インディア）プライヴェート リミテッド | 硫化水素捕捉添加剤組成物及びそれを含む媒体。 |
| JP2018532582A (ja) * | 2015-09-29 | 2018-11-08 | ビーエーエスエフ ソシエタス・ヨーロピアＢａｓｆ Ｓｅ | 硫化水素を選択的に除去するための環状アミン |
| WO2020241089A1 (ja) * | 2019-05-28 | 2020-12-03 | 株式会社神戸製鋼所 | ガス処理方法、及びガス処理装置 |
| JP2020195998A (ja) * | 2019-05-28 | 2020-12-10 | 株式会社神戸製鋼所 | ガス処理方法、及びガス処理装置 |
| CN113891758A (zh) * | 2019-05-28 | 2022-01-04 | 株式会社神户制钢所 | 气体处理方法以及气体处理装置 |
| EP3978099A4 (en) * | 2019-05-28 | 2023-06-14 | Kabushiki Kaisha Kobe Seiko Sho (Kobe Steel, Ltd.) | GAS TREATMENT METHOD, AND GAS TREATMENT DEVICE |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP4287915B2 (ja) | 2009-07-01 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP4317213B2 (ja) | 炭素捕捉の配置及び方法 | |
| JP4845438B2 (ja) | 天然ガスからの硫黄化合物の除去方法 | |
| JP4556175B2 (ja) | 製油所水素製造装置の生成ガスからの一酸化炭素分離回収方法。 | |
| CA2432224C (en) | Improved hydrogen and carbon dioxide coproduction | |
| US7481988B2 (en) | Method for obtaining a high pressure acid gas stream by removal of the acid gases from a fluid stream | |
| US4372925A (en) | Process for the removal of acid gases from gas mixtures containing methane | |
| US20170333831A1 (en) | Process for separating a product gas from a gaseous mixture utilizing a gas pressurized separation column and a system to perform the same | |
| CA2373326C (en) | Hydrogen recycle and acid gas removal using a membrane | |
| US20090199566A1 (en) | Co2 emission-free energy production by gas turbine | |
| US20080272340A1 (en) | Method for Producing Syngas with Low Carbon Dioxide Emission | |
| JP3675980B2 (ja) | 高圧原料ガス中の二酸化炭素の高度除去及び高圧回収方法並びにその装置 | |
| JP2007254270A (ja) | 水素及び二酸化炭素を含むガス混合物の処理方法 | |
| US5895634A (en) | Desulfurization and decarbonation process | |
| JP2006509345A (ja) | 固体酸化物形燃料電池発電プラントの排気ガス処理方法 | |
| JP2012504538A (ja) | 脱硫方法 | |
| JP4287915B2 (ja) | ガス中の硫化水素の処理方法及びその装置 | |
| WO2014193751A1 (en) | Purification, recovery, and recycle of vent gas | |
| US8007569B2 (en) | Method for removing hydrogen sulphide and other acidic gas components from pressurized technical gases | |
| JPH05287284A (ja) | 液化天然ガスの改質方法 | |
| AU2004228010B9 (en) | Configurations and methods of carbon capture | |
| CN116096474A (zh) | 用于从含氮的天然气中制备低氮合成气的方法和装置 | |
| Linde et al. | Process for separation of CO2 from CO2 containing gases |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20041105 |
|
| A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20041224 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20050927 |
|
| A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20051128 |
|
| A02 | Decision of refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A02 Effective date: 20060512 |
|
| A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20060711 |
|
| A911 | Transfer of reconsideration by examiner before appeal (zenchi) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A911 Effective date: 20060911 |
|
| A912 | Removal of reconsideration by examiner before appeal (zenchi) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A912 Effective date: 20061006 |
|
| A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20090209 |
|
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20090330 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20120403 Year of fee payment: 3 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20120403 Year of fee payment: 3 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20130403 Year of fee payment: 4 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20140403 Year of fee payment: 5 |
|
| EXPY | Cancellation because of completion of term |