WO2011036712A1 - 炭酸ガス吸収液 - Google Patents

炭酸ガス吸収液 Download PDF

Info

Publication number
WO2011036712A1
WO2011036712A1 PCT/JP2009/004832 JP2009004832W WO2011036712A1 WO 2011036712 A1 WO2011036712 A1 WO 2011036712A1 JP 2009004832 W JP2009004832 W JP 2009004832W WO 2011036712 A1 WO2011036712 A1 WO 2011036712A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
carbon dioxide
weight
parts
alkanolamine
amino acid
Prior art date
Application number
PCT/JP2009/004832
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
近藤亜里
斎藤聡
村井伸次
渡戸裕子
Original Assignee
株式会社 東芝
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 株式会社 東芝 filed Critical 株式会社 東芝
Priority to JP2011532796A priority Critical patent/JP5603873B2/ja
Priority to PCT/JP2009/004832 priority patent/WO2011036712A1/ja
Priority to AU2009353168A priority patent/AU2009353168B2/en
Priority to US13/498,019 priority patent/US9056271B2/en
Priority to CN200980161533.5A priority patent/CN102548639B/zh
Priority to EP09849743.1A priority patent/EP2481464A4/en
Publication of WO2011036712A1 publication Critical patent/WO2011036712A1/ja

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1475—Removing carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20478—Alkanolamines
    • B01D2252/20484—Alkanolamines with one hydroxyl group
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20478—Alkanolamines
    • B01D2252/20489—Alkanolamines with two or more hydroxyl groups
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20494—Amino acids, their salts or derivatives
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/50—Combinations of absorbents
    • B01D2252/504—Mixtures of two or more absorbents
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/60—Additives
    • B01D2252/604—Stabilisers or agents inhibiting degradation
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/60—Additives
    • B01D2252/606—Anticorrosion agents
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2258/00—Sources of waste gases
    • B01D2258/02—Other waste gases
    • B01D2258/0283—Flue gases
    • 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

Definitions

  • the present invention relates to a carbon dioxide absorbing liquid for recovering exhaust gas generated from a plant or the like.
  • an aqueous alkanolamine solution is contacted alone or mixed with a reaction accelerator such as piperazine to absorb the carbon dioxide gas, and then the carbon dioxide gas absorbing liquid is heated.
  • the carbon dioxide gas is desorbed and recovered by the desorption tower.
  • a reaction accelerator such as piperazine
  • MEA monoethanolamine
  • MDEA methyldiethanolamine
  • Patent Document 1 In order to solve these problems, attempts have been made to reduce the oxidative deterioration of the absorbent by adding an antioxidant to the reaction system (for example, Patent Document 1). It is an invention that slows the degradation rate of MEA by adding a free radical scavenger such as thiosulfate as an antioxidant to the reaction system.
  • a free radical scavenger such as thiosulfate
  • BICINE N, N-bis- (2-hydroxymethyl) glycine
  • an object of the present invention is to provide a carbon dioxide absorbing solution that suppresses the production of BICINE, which is an oxidative degradation product of alkanolamine.
  • the carbon dioxide absorbing liquid according to one embodiment of the present invention is characterized by containing an alkanolamine and a sulfur amino acid represented by the following general formula [Chemical Formula 1] or [Chemical Formula 2].
  • the carbon dioxide absorbing liquid in this embodiment is characterized by containing an alkanolamine and a sulfur amino acid represented by the following general formula [Chemical Formula 1] or [Chemical Formula 2].
  • a nitrogen-containing compound such as piperazine, ethylaminopiperazine, and 2-methylpiperazine, which supplements absorption performance, and other compounds such as a pH adjuster as required. be able to.
  • Alkanolamines mainly contribute to the absorption of carbon dioxide. Any alkanolamine may be used as long as it exhibits carbon dioxide absorption performance and exhibits water solubility due to the carbon dioxide recovery method described in detail below.
  • water-soluble in this embodiment means that it can be dissolved in water, and specifically means that it can be dissolved in 1 part by weight or more with respect to 99 parts by weight of water.
  • alkanolamine examples include triethanolamine (hereinafter referred to as TEA), MDEA, diethanolamine (hereinafter referred to as DEA), diisopropropanolamine (hereinafter referred to as DIPA), diglycolamine (hereinafter referred to as DGA). Described), MEA, and aminomethylpropanol (hereinafter referred to as AMP) are preferable. This is because, in addition to the large amount of carbon dioxide absorbed, the boiling point is low and it is difficult to evaporate, so the energy consumed when separating and releasing carbon dioxide is reduced.
  • TEA triethanolamine
  • MDEA diethanolamine
  • DEA diethanolamine
  • DIPA diisopropropanolamine
  • DGA diglycolamine
  • MEA aminomethylpropanol
  • AMP aminomethylpropanol
  • the sulfur amino acid contributes mainly to the prevention of oxidative degradation of the alkanolamine described above in the carbon dioxide absorbing liquid of this embodiment. In the presence of oxygen, sulfur amino acids are bonded to sulfur atoms, and the sulfur amino acids themselves are oxidized to prevent oxidative degradation of the alkanolamine.
  • Sulfur amino acids are represented by the general formula [Chemical Formula 1] or [Chemical Formula 2], and specifically include cysteine, cystine, methionine, and glutathione. Of the above sulfur amino acids, cysteine and cystine are particularly preferred. This is because it is suitable for mass production and is relatively easy to obtain.
  • each alkanolamine and sulfur amino acid is preferably in the range of 0.1 to 1.0 part by weight of sulfur amino acid with respect to 5 to 60 parts by weight of alkanolamine.
  • the ratio of alkanolamine and sulfur amino acid is not limited to the above range as long as the effects of the present invention are exhibited.
  • an aqueous solution is prepared by mixing alkanolamine and sulfur amino acid with water.
  • the mixing ratio of alkanolamine and sulfur amino acid to water is preferably 40 to 95 parts by weight of water with respect to 5 to 60 parts by weight of alkanolamine.
  • the pH of the aqueous solution is preferably 7 or more and 14 or less. As a result, the amount of carbon dioxide absorbed in the aqueous solution can be increased. This condition is inevitably satisfied in the case of the above-described TEA, MDEA, and DMAE, but a pH adjuster or the like can be mixed as necessary.
  • a gas containing carbon dioxide is brought into contact with the aqueous solution to absorb the carbon dioxide.
  • the gas containing carbon dioxide and the aqueous solution may be in contact with each other.
  • a bubble stirring tank a gas dispersion type absorption device using a bubble tower, a spray tower, a spray chamber, a scrubber, a wet wall tower, a packed tower
  • Existing carbon dioxide absorption equipment such as a liquid dispersion type absorption device can be used. From the viewpoint of carbon dioxide absorption efficiency, absorption using a carbon dioxide absorption tower filled with a filler is preferred.
  • the reaction temperature at the time of carbon dioxide recovery may be any temperature as long as carbon dioxide can be absorbed, but is preferably 25 ° C. or higher and 70 ° C. or lower from the viewpoint of absorption speed and absorption efficiency.
  • a decompression operation or a membrane separation operation can be used in combination.
  • Table 1 shows the components and the amount of BICINE produced in Examples and Comparative Examples.
  • Example 1 30 parts by weight of TEA as an alkanolamine, 10 parts by weight of piperazine as a reaction accelerator, and 0.1 parts by weight of cysteine as a sulfur amino acid were dissolved in 50 parts by weight of water to obtain a 10 mL aqueous solution.
  • the pH of the aqueous solution was about 12.
  • the obtained aqueous solution was heated at 130 ° C., and a mixed gas of about 50% carbon dioxide and 50% oxygen was aerated at a flow rate of 1.0 L / min for 8 hours. It was confirmed that the outlet carbon dioxide concentration of the absorbing solution after 1 hour and after 8 hours was constant and absorbed carbon dioxide.
  • Example 2 When 1.0 part by weight of cysteine was used as the sulfur amino acid, the same experiment as in Example 1 was performed, and the BICINE in the aqueous solution was 11 ppm.
  • Example 3 An experiment similar to that of Example 1 was performed using 45 parts by weight of MDEA as the alkanolamine, 5.0 parts by weight of piperazine as the reaction accelerator, and 0.1 parts by weight of cysteine as the sulfur amino acid. As a result, BICINE in the aqueous solution was 19 ppm. there were.
  • Example 4 When the same experiment as in Example 1 was performed using 45 parts by weight of MDEA as the alkanolamine, 5.0 parts by weight of piperazine as the reaction accelerator, and 1.0 part by weight of cysteine as the sulfur amino acid, BICINE in the aqueous solution was detected. There wasn't.
  • Example 5 An experiment similar to Example 1 was conducted using 50 parts by weight of DEA as an alkanolamine, 5.0 parts by weight of ethylaminopiperazine as a reaction accelerator, and 0.1 parts by weight of cysteine as a sulfur amino acid. As a result, BICINE in an aqueous solution was It was 31 ppm.
  • Example 6 An experiment similar to that of Example 1 was conducted using 50 parts by weight of DEA as an alkanolamine, 5.0 parts by weight of ethylaminopiperazine as a reaction accelerator, and 1.0 part by weight of cysteine as a sulfur amino acid. As a result, BICINE in an aqueous solution was It was 18 ppm.
  • Example 7 An experiment similar to that of Example 1 was performed using 30 parts by weight of DIPA as alkanolamine, 10 parts by weight of 2-methylpiperazine as a reaction accelerator, and 0.1 part by weight of cysteine as a sulfur amino acid. As a result, BICINE in an aqueous solution was 31 ppm. Met.
  • Example 8 When the same experiment as in Example 1 was performed using 40 parts by weight of DGA as an alkanolamine and 0.1 parts by weight of cysteine as a sulfur amino acid without using a reaction accelerator, the BICINE in the aqueous solution was 11 ppm.
  • Example 9 When the same experiment as in Example 1 was performed using no reaction accelerator, 30 parts by weight of MEA as alkanolamine, and 0.1 parts by weight of cysteine as a sulfur amino acid, the BICINE in the aqueous solution was 14 ppm.
  • Example 10 When the same experiment as in Example 1 was performed using 30 parts by weight of AMP as the alkanolamine and 0.1 parts by weight of cysteine as the sulfur amino acid without using a reaction accelerator, the BICINE in the aqueous solution was 25 ppm.
  • Example 11 When an experiment similar to Example 1 was performed using 30 parts by weight of TEA as an alkanolamine, 10 parts by weight of piperazine as a reaction accelerator, and 0.1 parts by weight of cystine as a sulfur amino acid, the BICINE in the aqueous solution was 20 ppm. .
  • Example 12 When an experiment similar to that of Example 1 was performed using 45 parts by weight of TEA as an alkanolamine, 10 parts by weight of piperazine as a reaction accelerator, and 1.0 part by weight of cystine as a sulfur amino acid, the BICINE in the aqueous solution was 5 ppm. .
  • Example 13 When an experiment similar to that of Example 1 was performed using 45 parts by weight of MDEA as alkanolamine, 5.0 parts by weight of piperazine as a reaction accelerator, and 0.1 parts by weight of cystine as a sulfur amino acid, BICINE in an aqueous solution was 13 ppm. there were.
  • Example 14 When the same experiment as in Example 1 was performed using 45 parts by weight of MDEA as the alkanolamine, 5.0 parts by weight of piperazine as the reaction accelerator, and 1.0 part by weight of cystine as the sulfur amino acid, BICINE in the aqueous solution was detected. There wasn't.
  • Example 15 An experiment similar to that of Example 1 was conducted using 50 parts by weight of DEA as alkanolamine, 5.0 parts by weight of ethylaminopiperazine as a reaction accelerator, and 0.1 parts by weight of cystine as a sulfur amino acid. It was 22 ppm.
  • Example 16 An experiment similar to that of Example 1 was conducted using 50 parts by weight of DEA as an alkanolamine, 5.0 parts by weight of ethylaminopiperazine as a reaction accelerator, and 1.0 part by weight of cystine as a sulfur amino acid. As a result, BICINE in an aqueous solution was It was 15 ppm.
  • Example 17 An experiment similar to that of Example 1 was carried out using 30 parts by weight of DIPA as the alkanolamine, 10 parts by weight of 2-methylpiperazine as the reaction accelerator, and 0.1 parts by weight of cystine as the sulfur amino acid. As a result, BICINE in the aqueous solution was 26 ppm. Met.
  • Example 18 When the same experiment as in Example 1 was performed using 40 parts by weight of DGA as an alkanolamine and 0.1 parts by weight of cystine as a sulfur amino acid without using a reaction accelerator, the BICINE in the aqueous solution was 7 ppm.
  • Example 19 When the same experiment as in Example 1 was conducted using 30 parts by weight of MEA as the alkanolamine and 0.1 parts by weight of cystine as the sulfur amino acid without using the reaction accelerator, the BICINE in the aqueous solution was 10 ppm.
  • Example 20 When the same experiment as in Example 1 was performed using 30 parts by weight of AMP as an alkanolamine and 0.1 parts by weight of cystine as a sulfur amino acid without using a reaction accelerator, the BICINE in the aqueous solution was 12 ppm.

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Carbon And Carbon Compounds (AREA)

Abstract

本発明は、アルカノールアミンの酸化劣化物であるＢＩＣＩＮＥの生成を抑制する炭酸ガス吸収液に関するものである。この炭酸ガス吸収液は、アルカノールアミンと、一般式［化１］または［化２］で表される硫黄アミノ酸と、を含有することを特徴としている。

Description

炭酸ガス吸収液
　本発明は、プラントなどから発生する排気ガスを回収するための炭酸ガス吸収液に関する。
　昨今の地球温暖化問題への関心および規制強化の背景を受けて、石炭火力発電所からの炭酸ガス排出量の削減は急務となっている。炭酸ガス排出量の削減方法としては、発電所の高効率化による排出量の低減と共に、化学吸収剤による炭酸ガスの回収が大きな注目を浴びている。
　具体的な化学吸収剤としては、アミンによる吸収が古くから研究されている。この場合、例えば、炭酸ガスを含む吸収塔内で、アルカノールアミン水溶液を単独又はピペラジンなどの反応促進剤と混合した状態で接触させて炭酸ガスを吸収させた後、その炭酸ガス吸収液を加熱して、脱離塔で炭酸ガスを脱離回収している。ここでアルカノールアミンとしては、モノエタノールアミン（以下、ＭＥＡと記載する）やメチルジエタノールアミン（以下、ＭＤＥＡと記載する）などが用いられている。
　しかしながら、アルカノールアミンが酸化劣化して吸収液が酸性になると、炭酸ガスの吸収で利用されるアルカリ度の損失をもたらし、またその劣化物によって吸収塔に用いられる炭素鋼の腐食を起こすなど多くの課題が残されている。
　これらの課題を解決すべく、反応系に酸化防止剤を添加することで吸収液の酸化劣化の低減が試みられている（例えば、特許文献１）。酸化防止剤として、チオ硫酸塩などのフリーラジカル捕捉剤を反応系に添加することで、ＭＥＡの劣化速度を遅くする発明である。
　しかしながら、アルカノールアミンの酸化劣化物であって炭素鋼を腐食するとされるＮ，Ｎ－ビス－（２－ヒドロキシメチル）グリシン（以下、ＢＩＣＩＮＥと記載する）に対する効果的な対策について開示はなく、依然として吸収液の劣化防止には課題が残っている。
特表２００６-５２７１５３号
　本発明は上記問題に鑑み、アルカノールアミンの酸化劣化物であるＢＩＣＩＮＥの生成を抑制する炭酸ガス吸収液を提供することを目的とする。
　本発明の一態様に係る炭酸ガス吸収液は、アルカノールアミンと、下記一般式［化１］または［化２］で表される硫黄アミノ酸と、を含有することを特徴としている。
Figure JPOXMLDOC01-appb-C000001
Figure JPOXMLDOC01-appb-C000002
　本発明によれば、アルカノールアミンの酸化劣化物であるＢＩＣＩＮＥの生成を抑制する炭酸ガス吸収液を提供することができる。
　以下に、本発明の内容を詳細に示す。
（炭酸ガス吸収液）
　最初に、本態様における炭酸ガス吸収液について説明する。本発明の一態様に係る炭酸ガス吸収液は、アルカノールアミンと、下記一般式［化１］または［化２］で表される硫黄アミノ酸と、を含有することを特徴としている。以下、それぞれの構成要素について説明する。なお、本態様の炭酸ガス吸収液は必要に応じて、吸収性能を補足するピペラジン、エチルアミノピペラジン、２－メチルピペラジン等の含窒素化合物、ｐＨ調整剤等その他の化合物を任意の割合で含有させることができる。
＜アルカノールアミン＞
　アルカノールアミンは、主として炭酸ガスの吸収に寄与するものである。アルカノールアミンは炭酸ガス吸収性能を示すとともに、以下に詳述する炭酸ガスの回収方法に起因して、水溶性を示すものであればよい。なお本態様における「水溶性」とは水に対して溶解できることを意味し、具体的には水９９重量部に対して１重量部以上溶解できることを意味する。
　アルカノールアミンとしては、トリエタノールアミン（以下、ＴＥＡと記載する）、ＭＤＥＡ、ジエタノールアミン（以下、ＤＥＡと記載する）、ジイソプロプロパノールアミン（以下、ＤＩＰＡと記載する）、ジグリコールアミン（以下、ＤＧＡと記載する）、ＭＥＡ、アミノメチルプロパノール（以下、ＡＭＰと記載する）が好ましい。炭酸ガスの吸収量が大きいことに加え、沸点が低く蒸発しにくいので、炭酸ガスを分離、放出する際の消費エネルギーが低減されるためである。
＜硫黄アミノ酸＞
　硫黄アミノ酸は本態様の炭酸ガス吸収液において、主として上述のアルカノールアミンの酸化劣化の防止に寄与するものである。硫黄アミノ酸は酸素の存在下では、硫黄原子に酸素が結合し、硫黄アミノ酸自身が酸化することで、アルカノールアミンの酸化劣化を防止する。
　硫黄アミノ酸は一般式［化１］または［化２］で表され、具体的にはシステイン、シスチン、メチオニン、グルタチオンが挙げられる。上記硫黄アミノ酸の中でもシステイン、シスチンが特に好ましい。大量生産に適し、入手が比較的容易であるためである。
＜アルカノールアミンと硫黄アミノ酸の含有割合＞
　本態様において、アルカノールアミンと硫黄アミノ酸とのそれぞれの含有割合は、アルカノールアミン５～６０重量部に対して、硫黄アミノ酸０．１～１．０重量部の範囲であることが好ましい。これによって、本態様の炭酸ガス吸収液における炭酸ガスの吸収とアルカノールアミンの酸化劣化の低減とを両立させることができる。
　ただし、アルカノールアミンと硫黄アミノ酸との割合について、本発明の作用効果を奏する限り、上記範囲に限定されるものではない。
（炭酸ガスの回収方法）
　次に、本態様の炭酸ガスの回収方法について説明する。
　最初に、アルカノールアミン及び硫黄アミノ酸を水と混合して水溶液を調整する。この際、アルカノールアミン及び硫黄アミノ酸と水との混合比は、アルカノールアミン５～６０重量部に対して、水を４０～９５重量部とすることが好ましい。
　また、水溶液のｐＨは７以上１４以下であることが好ましい。これによって、水溶液における炭酸ガスの吸収量を増大させることができる。なお、この条件は、上述したＴＥＡ、MDEA、ＤＭＡＥの場合は、必然的に満足するが、必要に応じてｐＨ調整剤等を混合させることもできる。
　次いで、水溶液に対して炭酸ガスを含有する気体を接触させ、炭酸ガスを吸収させる。この際、炭酸ガスを含有する前記気体と水溶液とが接触することができればよく、例えば、気泡攪拌槽、気泡塔によるガス分散型吸収装置、スプレー塔、噴霧室、スクラバー、濡れ壁塔、充填塔による液分散型吸収装置等、既存の炭酸ガス吸収設備を用いることができる。炭酸ガスの吸収効率の観点から、充填材を充填した炭酸ガス吸収塔を用いた吸収が好ましい。
　炭酸ガス回収時の反応温度は炭酸ガスを吸収することができればいかなる温度でも構わないが、吸収速度、及び吸収効率の観点から２５℃以上、７０℃以下であることが好ましい。また、加熱操作に加えて、減圧操作や膜分離の操作を併用することもできる。
　以下に実施例を示す。また、表１に実施例と比較例における成分およびＢＩＣＩＮＥの生成量を記載する。
（実施例１）
　アルカノールアミンとしてＴＥＡ３０重量部、反応促進剤としてピペラジン１０重量部、硫黄アミノ酸としてシステイン０．１重量部を水５０重量部に溶解させ、１０ｍＬの水溶液とした。水溶液のｐＨは約１２であった。得られた水溶液を１３０℃で加熱し、炭酸ガス約５０％、酸素５０％の混合ガスを流速１．０Ｌ／ｍｉｎで８時間通気した。１時間後及び８時間後の吸収液の出口炭酸ガス濃度は一定であり、炭酸ガスを吸収していることを確認した。
　水溶液をＬＣ／ＭＳ（アジレントテクノロジー製）で分析したところ、ＢＩＣＩＮＥの含有量は２８ｐｐｍであった。
（実施例２）
　硫黄アミノ酸としてシステイン１．０重量部を用いて、実施例１と同様の実験を行ったところ、水溶液中のＢＩＣＩＮＥは１１ｐｐｍであった。
（実施例３）
　アルカノールアミンとしてＭＤＥＡ４５重量部、反応促進剤としてピペラジン５．０重量部、硫黄アミノ酸としてシステイン０．１重量部を用いて、実施例１と同様の実験を行ったところ、水溶液中のＢＩＣＩＮＥは１９ｐｐｍであった。
（実施例４）
　アルカノールアミンとしてＭＤＥＡ４５重量部、反応促進剤としてピペラジン５．０重量部、硫黄アミノ酸としてシステイン１．０重量部を用いて、実施例１と同様の実験を行ったところ、水溶液中のＢＩＣＩＮＥは検出されなかった。
（実施例５）
　アルカノールアミンとしてＤＥＡ５０重量部、反応促進剤としてエチルアミノピペラジン５．０重量部、硫黄アミノ酸としてシステイン０．１重量部を用いて、実施例１と同様の実験を行ったところ、水溶液中のＢＩＣＩＮＥは３１ｐｐｍであった。
（実施例６）
　アルカノールアミンとしてＤＥＡ５０重量部、反応促進剤としてエチルアミノピペラジン５．０重量部、硫黄アミノ酸としてシステイン１．０重量部を用いて、実施例１と同様の実験を行ったところ、水溶液中のＢＩＣＩＮＥは１８ｐｐｍであった。
（実施例７）
　アルカノールアミンとしてＤＩＰＡ３０重量部、反応促進剤として２－メチルピペラジン１０重量部、硫黄アミノ酸としてシステイン０．１重量部を用いて、実施例１と同様の実験を行ったところ、水溶液中のＢＩＣＩＮＥは３１ｐｐｍであった。
（実施例８）
　反応促進剤は用いず、アルカノールアミンとしてＤＧＡ４０重量部、硫黄アミノ酸としてシステイン０．１重量部を用いて、実施例１と同様の実験を行ったところ、水溶液中のＢＩＣＩＮＥは１１ｐｐｍであった。
（実施例９）
　反応促進剤は用いず、アルカノールアミンとしてＭＥＡ３０重量部、硫黄アミノ酸としてシステイン０．１重量部を用いて、実施例１と同様の実験を行ったところ、水溶液中のＢＩＣＩＮＥは１４ｐｐｍであった。
（実施例１０）
　反応促進剤は用いず、アルカノールアミンとしてＡＭＰ３０重量部、硫黄アミノ酸としてシステイン０．１重量部を用いて、実施例１と同様の実験を行ったところ、水溶液中のＢＩＣＩＮＥは２５ｐｐｍであった。
（実施例１１）
　アルカノールアミンとしてＴＥＡ３０重量部、反応促進剤としてピペラジン１０重量部、硫黄アミノ酸としてシスチン０．１重量部を用いて、実施例１と同様の実験を行ったところ、水溶液中のＢＩＣＩＮＥは２０ｐｐｍであった。
（実施例１２）
　アルカノールアミンとしてＴＥＡ４５重量部、反応促進剤としてピペラジン１０重量部、硫黄アミノ酸としてシスチン１．０重量部を用いて、実施例１と同様の実験を行ったところ、水溶液中のＢＩＣＩＮＥは５ｐｐｍであった。
（実施例１３）
　アルカノールアミンとしてＭＤＥＡ４５重量部、反応促進剤としてピペラジン５．０重量部、硫黄アミノ酸としてシスチン０．１重量部を用いて、実施例１と同様の実験を行ったところ、水溶液中のＢＩＣＩＮＥは１３ｐｐｍであった。
（実施例１４）
　アルカノールアミンとしてＭＤＥＡ４５重量部、反応促進剤としてピペラジン５．０重量部、硫黄アミノ酸としてシスチン１．０重量部を用いて、実施例１と同様の実験を行ったところ、水溶液中のＢＩＣＩＮＥは検出されなかった。
（実施例１５）
　アルカノールアミンとしてＤＥＡ５０重量部、反応促進剤としてエチルアミノピペラジン５．０重量部、硫黄アミノ酸としてシスチン０．１重量部を用いて、実施例１と同様の実験を行ったところ、水溶液中のＢＩＣＩＮＥは２２ｐｐｍであった。
（実施例１６）
　アルカノールアミンとしてＤＥＡ５０重量部、反応促進剤としてエチルアミノピペラジン５．０重量部、硫黄アミノ酸としてシスチン１．０重量部を用いて、実施例１と同様の実験を行ったところ、水溶液中のＢＩＣＩＮＥは１５ｐｐｍであった。
（実施例１７）
　アルカノールアミンとしてＤＩＰＡ３０重量部、反応促進剤として２－メチルピペラジン１０重量部、硫黄アミノ酸としてシスチン０．１重量部を用いて、実施例１と同様の実験を行ったところ、水溶液中のＢＩＣＩＮＥは２６ｐｐｍであった。
（実施例１８）
　反応促進剤は用いず、アルカノールアミンとしてＤＧＡ４０重量部、硫黄アミノ酸としてシスチン０．１重量部を用いて、実施例１と同様の実験を行ったところ、水溶液中のＢＩＣＩＮＥは７ｐｐｍであった。
（実施例１９）
　反応促進剤は用いず、アルカノールアミンとしてＭＥＡ３０重量部、硫黄アミノ酸としてシスチン０．１重量部を用いて、実施例１と同様の実験を行ったところ、水溶液中のＢＩＣＩＮＥは１０ｐｐｍであった。
（実施例２０）
　反応促進剤は用いず、アルカノールアミンとしてＡＭＰ３０重量部、硫黄アミノ酸としてシスチン０．１重量部を用いて、実施例１と同様の実験を行ったところ、水溶液中のＢＩＣＩＮＥは１２ｐｐｍであった。
（比較例１）
　硫黄アミノ酸を用いずに、実施例１と同様の実験を行ったところ、水溶液中のＢＩＣＩＮＥは２８３ｐｐｍであった。
（比較例２）
　硫黄アミノ酸を用いずに、実施例３と同様の実験を行ったところ、水溶液中のＢＩＣＩＮＥは１７３ｐｐｍであった。
（比較例３）
　硫黄アミノ酸を用いずに、実施例５と同様の実験を行ったところ、水溶液中のＢＩＣＩＮＥは５２８ｐｐｍであった。
（比較例４）
　硫黄アミノ酸を用いずに、実施例７と同様の実験を行ったところ、水溶液中のＢＩＣＩＮＥは２１１ｐｐｍであった。
（比較例５）
　硫黄アミノ酸を用いずに、実施例８と同様の実験を行ったところ、水溶液中のＢＩＣＩＮＥは７４ｐｐｍであった。
（比較例６）
　硫黄アミノ酸を用いずに、実施例９と同様の実験を行ったところ、水溶液中のＢＩＣＩＮＥは４５ｐｐｍであった。
（比較例７）
　硫黄アミノ酸を用いずに、実施例１０と同様の実験を行ったところ、水溶液中のＢＩＣＩＮＥは８６ｐｐｍであった。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000001

Claims (4)

  1. アルカノールアミンと、
    下記一般式［化１］または［化２］で表される硫黄アミノ酸と、
    を含有することを特徴とする炭酸ガス吸収液。
    Figure JPOXMLDOC01-appb-C000003
    Figure JPOXMLDOC01-appb-C000004
  2. 前記硫黄アミノ酸は、システインまたはシスチンであることを特徴とする請求項１に記載の炭酸ガス吸収液。
  3. 前記アルカノールアミンは、ＴＥＡ、ＭＤＥＡ、ＤＥＡ、ＤＩＰＡ、ＤＧＡ、ＭＥＡおよびＡＭＰから選ばれる何れか一以上であることを特徴とする請求項１に記載の炭酸ガス吸収液。
  4. さらに、ピペラジン、エチルアミノピペラジン、２－メチルピペラジンから選ばれる何れか一以上を含有することを特徴とする請求項１に記載の炭酸ガス吸収液。
PCT/JP2009/004832 2009-09-24 2009-09-24 炭酸ガス吸収液 WO2011036712A1 (ja)

Priority Applications (6)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2011532796A JP5603873B2 (ja) 2009-09-24 2009-09-24 炭酸ガス吸収液
PCT/JP2009/004832 WO2011036712A1 (ja) 2009-09-24 2009-09-24 炭酸ガス吸収液
AU2009353168A AU2009353168B2 (en) 2009-09-24 2009-09-24 Carbon dioxide gas absorbent solution
US13/498,019 US9056271B2 (en) 2009-09-24 2009-09-24 Carbon dioxide absorbing solution
CN200980161533.5A CN102548639B (zh) 2009-09-24 2009-09-24 二氧化碳吸收液
EP09849743.1A EP2481464A4 (en) 2009-09-24 2009-09-24 SOLUTION ABSORBING GASEOUS CARBON DIOXIDE

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/JP2009/004832 WO2011036712A1 (ja) 2009-09-24 2009-09-24 炭酸ガス吸収液

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2011036712A1 true WO2011036712A1 (ja) 2011-03-31

Family

ID=43795486

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2009/004832 WO2011036712A1 (ja) 2009-09-24 2009-09-24 炭酸ガス吸収液

Country Status (6)

Country Link
US (1) US9056271B2 (ja)
EP (1) EP2481464A4 (ja)
JP (1) JP5603873B2 (ja)
CN (1) CN102548639B (ja)
AU (1) AU2009353168B2 (ja)
WO (1) WO2011036712A1 (ja)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2015024374A (ja) * 2013-07-26 2015-02-05 株式会社Ihi 二酸化炭素の回収方法及び回収装置
CN104437005A (zh) * 2014-12-11 2015-03-25 中煤科工集团重庆研究院有限公司 煤层气脱碳复合吸收剂
US9816029B2 (en) 2013-06-18 2017-11-14 China Petroleum & Chemical Corporation Organic amine decarbonization solutions

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP6541997B2 (ja) * 2015-03-23 2019-07-10 株式会社東芝 二酸化炭素吸収剤の処理方法
CN109529541B (zh) * 2017-09-21 2022-07-22 株式会社东芝 二氧化碳吸收剂及二氧化碳分离回收装置
TWI643660B (zh) * 2018-03-20 2018-12-11 國立中山大學 用於吸收室內空氣中二氧化碳之載體的改質方法

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2000229219A (ja) * 1999-02-09 2000-08-22 Agency Of Ind Science & Technol 二酸化炭素の吸収剤
JP2006527153A (ja) 2003-06-12 2006-11-30 カンソルブ・テクノロジーズ・インコーポレーテツド 気体流れからｃｏ２を回収する方法
WO2007134994A2 (de) * 2006-05-18 2007-11-29 Basf Se Kohlendioxid-absorptionsmittel mit verringertem regenerations-energiebedarf

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1306853A (en) * 1970-05-13 1973-02-14 Ici Ltd Process for separating and recovering acid gases from gaseous mixtures
DE2551717C3 (de) * 1975-11-18 1980-11-13 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen und ggf. COS aus Gasen
US4775519A (en) * 1985-10-31 1988-10-04 Texaco Inc. Removal of acid gases from gas streams
FR2708602B1 (fr) * 1993-08-02 1995-10-06 Oreal Procédé d'extraction des composés malodorants présents dans une formulation contenant au moins un composé comportant un groupe thiol et compositions désodorisées ainsi obtenues.
NZ286510A (en) * 1995-05-15 1998-06-26 Rohm & Haas Method of detoxifying biocide in waste water using a water soluble thio compound
US20020102694A1 (en) * 2000-03-31 2002-08-01 Ronald Breaker Nucleozymes with endonuclease activity
FR2809619B1 (fr) 2000-06-06 2004-09-24 Pharmatop Nouvelles formulations aqueuses de principes actifs sensibles a l'oxydation et leur procede d'obtention
EP1243524A3 (en) * 2001-03-16 2004-04-07 Pfizer Products Inc. Pharmaceutical kit for oxygen-sensitive drugs
JP3975782B2 (ja) * 2002-03-04 2007-09-12 栗田工業株式会社 ダイオキシン類の分解方法
US20050079095A1 (en) 2003-10-09 2005-04-14 Rosa Crovetto Inhibition of corrosion in aqueous systems
DE102006002784B4 (de) 2006-01-20 2007-11-29 Clariant International Limited Salze aus einer Stickstoffbase und einem N-Acylmethionin und ihre Verwendung als Korrosionsinhibitoren mit erhöhter biologischer Abbaubarkeit und verminderter Toxizität
FR2910247B1 (fr) * 2006-12-22 2009-02-27 Oreal Procede de deformation permanente des fibres keratiniques comprenant une etape d'application d'une composition reductrice faiblement concentree et une etape intermediaire de sechage
EP2225011B1 (en) 2007-11-20 2016-03-16 The University Of Regina Method for inhibiting amine degradation during co2 capture from a gas stream
CN102232004A (zh) * 2008-09-29 2011-11-02 埃克民公司 加速捕捉二氧化碳的方法
JP2012076046A (ja) * 2010-10-04 2012-04-19 Kyodo Printing Co Ltd システイン系酸素吸収剤

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2000229219A (ja) * 1999-02-09 2000-08-22 Agency Of Ind Science & Technol 二酸化炭素の吸収剤
JP2006527153A (ja) 2003-06-12 2006-11-30 カンソルブ・テクノロジーズ・インコーポレーテツド 気体流れからｃｏ２を回収する方法
WO2007134994A2 (de) * 2006-05-18 2007-11-29 Basf Se Kohlendioxid-absorptionsmittel mit verringertem regenerations-energiebedarf

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
See also references of EP2481464A4 *

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9816029B2 (en) 2013-06-18 2017-11-14 China Petroleum & Chemical Corporation Organic amine decarbonization solutions
JP2015024374A (ja) * 2013-07-26 2015-02-05 株式会社Ihi 二酸化炭素の回収方法及び回収装置
CN104437005A (zh) * 2014-12-11 2015-03-25 中煤科工集团重庆研究院有限公司 煤层气脱碳复合吸收剂

Also Published As

Publication number Publication date
EP2481464A4 (en) 2014-03-12
US20120217437A1 (en) 2012-08-30
EP2481464A1 (en) 2012-08-01
CN102548639A (zh) 2012-07-04
JP5603873B2 (ja) 2014-10-08
JPWO2011036712A1 (ja) 2013-02-14
AU2009353168B2 (en) 2014-09-04
US9056271B2 (en) 2015-06-16
AU2009353168A1 (en) 2012-04-19
CN102548639B (zh) 2015-04-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
AU2008268116B2 (en) Method for efficiently recovering carbon dioxide in gas
JP5794913B2 (ja) 吸収剤及び流体流、特に排ガスからの酸性ガスの除去のための方法
AU2012367110B2 (en) Method and absorption medium for absorbing CO2 from a gas mixture
JP5603873B2 (ja) 炭酸ガス吸収液
KR101239380B1 (ko) 복수의 아민기를 갖는 아미노산 및 금속 수화물을 포함하는 이산화탄소 포집용 흡수제
WO2012030630A1 (en) Method and system for capturing carbon dioxide and/or sulfur dioxide from gas stream
AU2011271893B2 (en) Aqueous solution capable of absorbing and collecting carbon dioxide in exhaust gas with high efficiency
KR101955752B1 (ko) 가스 중의 이산화탄소를 흡수 및 회수하기 위한 액체, 및 그것을 사용한 이산화탄소의 회수 방법
RU2014139222A (ru) Способ аминной обработки для отделения кислого газа с использованием смесей аминов и алкилоксиаминов
CA2861345A1 (en) Process for absorbing co2 from a gas mixture
WO2013118819A1 (ja) 排ガス中の二酸化炭素を効率的に吸収及び回収する水溶液、及びそれを用いた二酸化炭素の回収方法
US20150071840A1 (en) Carbon capture solvents and methods for using such solvents
AU2010322941B2 (en) Absorbent solution containing a breakdown inhibitor derived from pyrimidine or from triazine and absorption process for acid compounds contained in a gaseous effluent
CN113797714A (zh) 一种用于捕集和分离纯化二氧化碳的复合吸收剂
JP4922326B2 (ja) 炭酸ガス吸収剤及び炭酸ガス回収方法
JP7204369B2 (ja) 酸性ガス吸収剤、酸性ガスの除去方法及び酸性ガス除去装置
JP2009213974A (ja) ガス中の二酸化炭素を効率的に吸収、脱離回収する水溶液及び方法
KR20190057586A (ko) 이온성 액체 기반 산가스 흡수제 및 산가스 분리방법
CN106854478A (zh) 一种含有离子液体活化剂的吸收液
JP7204391B2 (ja) 酸性ガス吸収剤、酸性ガスの除去方法及び酸性ガス除去装置
KR101422671B1 (ko) 산성가스 제거용 상분리 흡수제 조성물 및 이를 이용한 산성가스 제거방법
JP2019202298A (ja) 酸性ガス吸収剤、酸性ガスの除去方法および酸性ガス除去装置
JP7269114B2 (ja) 酸性ガス吸収剤、酸性ガスの除去方法および酸性ガス除去装置
Merikoski Flue gas processing in amine-based carbon capture systems
KR20140100874A (ko) 가스 유래 산성가스 성분 제거용 흡수제 조성물 및 이를 이용한 산성가스 성분 제거방법

Legal Events

Date Code Title Description
WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 200980161533.5

Country of ref document: CN

121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 09849743

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2011532796

Country of ref document: JP

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 13498019

Country of ref document: US

Ref document number: 2009849743

Country of ref document: EP

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2009353168

Country of ref document: AU

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2009353168

Country of ref document: AU

Date of ref document: 20090924

Kind code of ref document: A