JP2824387B2 - Method for removing hydrogen sulfide and carbon dioxide in gas - Google Patents
Method for removing hydrogen sulfide and carbon dioxide in gasInfo
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- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
Description
【０００１】[0001]
【産業上の利用分野】本発明はＣＯ2 （二酸化炭素）と
Ｈ2 Ｓ（硫化水素）を含む各種ガスからＣＯ 2 とＨ2 Ｓ
を共に除去する方法に関する。BACKGROUND OF THE INVENTION The present invention relates to a COTwo(Carbon dioxide) and
HTwoCO from various gases containing S (hydrogen sulfide) TwoAnd HTwoS
To remove both.
【０００２】[0002]
【従来の技術】石炭・重質油のガス化により得られるガ
ス、合成用ガス、水性ガス、天然ガスなど各種ガスに含
まれるＣＯ2 やＨ2 Ｓなどの酸性ガスを吸収剤を用いて
除去する技術は以前から知られている。これらの中に
は、単独吸収剤を使用するもの、混合吸収剤を使用する
もの、非水系吸収溶液を用いるもの、水系吸収溶液を用
いるものなど様々である。またＣＯ2 とＨ2 Ｓを含むガ
スからＨ2 Ｓのみを選択的に除去するもの、両者を除去
するものなどプロセスの目的に応じて吸収剤が選択され
ている。例えばＣＯ2 とＨ2 Ｓ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（以下、「ＭＥＡ」と略す）が知られている。2. Description of the Related Art Acid gases such as CO 2 and H 2 S contained in various gases such as gas obtained by gasification of coal and heavy oil, synthesis gas, water gas, and natural gas are removed using an absorbent. Techniques for doing so have been known for some time. Among these, those using a single absorbent, those using a mixed absorbent, those using a non-aqueous absorbing solution, those using an aqueous absorbing solution, and the like are various. Further, an absorbent is selected depending on the purpose of the process, such as one that selectively removes only H 2 S from a gas containing CO 2 and H 2 S, and one that removes both. For example, monoethanolamine (hereinafter, abbreviated as “MEA”) is known as an absorbent that well absorbs both from a gas containing both CO 2 and H 2 S.
【０００３】米国特許第４，５５３，９８４号明細書に
は、メチルジエタノールアミン（以下、「ＭＤＥＡ」と
略す）の２０〜７０重量％水溶液を用いて、１０〜１１
０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Ｈ
2 Ｓを除去する方法が開示されている。US Pat. No. 4,553,984 discloses that a 10 to 11% by weight aqueous solution of methyldiethanolamine (hereinafter abbreviated as “MDEA”) is used.
0 bar pressure under, to the raw material gas and the countercurrent contact comprising CO 2 and H 2 S at 40 to 100 ° C., CO 2 and H in the feed gas
Method for removing 2 S is disclosed.
【０００４】ケミカル エンジニアリング サイエンス
（ Chemical Engineering Science) ，４１巻，２号，
４０５〜４０８頁には、常温付近において、２−アミノ
−２−メチル−１−プロパノール（以下、「ＡＭＰ」と
略す）のようなヒンダードアミンとモノエタノールアミ
ン（以下、「ＭＥＡ」と略す）のような直鎖アミンの各
水溶液のＣＯ2 やＨ2 Ｓに対する吸収速度が報告されて
いる。[0004] Chemical Engineering Science, Vol. 41, No. 2,
Pages 405 to 408 show that, at around normal temperature, a hindered amine such as 2-amino-2-methyl-1-propanol (hereinafter abbreviated as “AMP”) and a monoethanolamine (hereinafter abbreviated as “MEA”) are used. The absorption rates of aqueous solutions of various linear amines for CO 2 and H 2 S have been reported.
【０００５】オイル ガス ジャーナル ７月１６日、
７０〜７６頁（１９８４）には、フレキソーブ ＳＥ
（ Flexsorb ＳＥ，商品名）が選択的にＨ2 Ｓを除去す
る吸収剤として適すること、フレキソーブ ＰＳ（商品
名 Flexsorb ＰＳ）がＣＯ2とＨ2 Ｓを共に除去する
のに適する吸収剤であること、フレキソーブ ＨＰ（商
品名 Flexsorb ＨＰ）がＣＯ2 を除去するのに適した
吸収剤である旨が記載されている。そしてＭＤＥＡの水
溶液に比べフレキソーブ ＳＥはＨ2 Ｓの吸収能が４０
％優れているとされている。しかし、これらの吸収剤を
構成する化合物名は明らかではなく、またこの吸収剤は
非水系である。[0005] The Oil and Gas Journal July 16,
70-76 (1984), Flexsorb SE
(Flexsorb SE, trade name) is suitable as an absorbent for selectively removing H 2 S, and Flexsorb PS (trade name, Flexsorb PS) is a suitable absorbent for removing both CO 2 and H 2 S. Flexsorb HP (trade name: Flexsorb HP) is described as an absorbent suitable for removing CO 2 . Flexsorb SE has an H 2 S absorption capacity of 40 compared to the aqueous solution of MDEA.
% Is said to be excellent. However, the names of the compounds constituting these absorbents are not clear, and the absorbents are non-aqueous.
【０００６】[0006]
【発明が解決しようとする課題】前記のようにＣＯ2 と
Ｈ2 Ｓを含むガスからこれらを除去する技術が提案され
ている。しかし処理対象ガスからＨ2 ＳとＣＯ2 を共に
かつより効率的に除去することが求められる分野があ
り、このような目的に対し、Ｈ2 Ｓの吸収性能が比較的
高く、かつＣＯ2 に対する吸収性能にも優れ、さらに取
扱いが簡便な水系の吸収剤が求められている。As described above, a technique for removing CO 2 and H 2 S from a gas containing them has been proposed. However, there is a field in which it is required to remove H 2 S and CO 2 together and more efficiently from the gas to be treated, and for such a purpose, the absorption performance of H 2 S is relatively high and CO 2 There is a need for a water-based absorbent which has excellent absorption performance and is easy to handle.
【０００７】[0007]
【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、ＣＯ2 とＨ2 Ｓを含む処理対象ガスからＨ2 Ｓと
ＣＯ2 の両者に対する吸収性能の高い吸収剤を検討した
結果、特定のヒンダードアミンが特に有効であるとの知
見を得た。すなわち、本発明はＣＯ2 とＨ2 Ｓを含むガ
スと２−メチルアミノエタノール、２−エチルアミノエ
タノール（ＥＡＥ）、２−プロピルアミノエタノール、
３−メチルアミノ−１−プロパノール、３−エチルアミ
ノ−１−プロパノール、３−プロピルアミノ−１−プロ
パノール、２−メチルアミノ−１−メチルエタノール、
２−エチルアミノ−１−メチルエタノール、２−プロピ
ルアミノ−１−メチルエタノール、４−メチルアミノ−
１−ブタノール、又は４−エチルアミノ−１−ブタノー
ルのモノ低級アルキルアミノ低級アルカノールから選ば
れるヒンダードアミンの水溶液とを接触させることを特
徴とする前記ガス中のＨ2 ＳとＣＯ2を除去する方法に
関する。Means for Solving the Problems In view of the above problems, the present inventors have studied an absorbent having high absorption performance for both H 2 S and CO 2 from a gas to be treated containing CO 2 and H 2 S. It has been found that specific hindered amines are particularly effective. That is, the present invention relates to a gas containing CO 2 and H 2 S, 2-methylaminoethanol and 2-ethylaminoethanol.
Tanol (EAE), 2-propylaminoethanol,
3-methylamino-1-propanol, 3-ethylamido
No-1-propanol, 3-propylamino-1-pro
Panol, 2-methylamino-1-methylethanol,
2-ethylamino-1-methylethanol, 2-propyl
Ruamino-1-methylethanol, 4-methylamino-
1-butanol or 4-ethylamino-1-butanol
It relates to a process for removing H 2 S and CO 2 in the gas which comprises contacting an aqueous solution of hindered amine selected from Le of mono-lower alkylamino-lower alkanol.
【０００８】本発明では吸収剤として２−メチルアミノ
エタノール、２−エチルアミノエタノール（ＥＡＥ）、
２−プロピルアミノエタノール、３−メチルアミノ−１
−プロパノール、３−エチルアミノ−１−プロパノー
ル、３−プロピルアミノ−１−プロパノール、２−メチ
ルアミノ−１−メチルエタノール、２−エチルアミノ−
１−メチルエタノール、２−プロピルアミノ−１−メチ
ルエタノール、４−メチルアミノ−１−ブタノール、又
は４−エチルアミノ−１−ブタノールから選ばれるヒン
ダードアミンの水溶液を使用する。これらは各単独で用
いることができるほか、互いに混合して用いることがで
きる。[0008] In the present invention as an absorbent 2 - methylaminoethanol, 2-ethylamino ethanol (EAE),
2-propylaminoethanol, 3-methylamino-1
-Propanol, 3-ethylamino-1-propanol, 3-propylamino-1-propanol, 2-methylamino-1-methylethanol, 2-ethylamino-
1-methylethanol, 2-propylamino-1-methylethanol, 4-methylamino-1-butanol, or
Is a hinge selected from 4-ethylamino-1-butanol
An aqueous solution of dadoamine is used. These can be used alone or in combination with each other.
【０００９】本発明で用いる吸収剤溶液は前記ヒンダー
ドアミンの水溶液であり、その濃度は通常１５〜７５重
量％である。また本発明で用いる水溶液には、必要に応
じて腐蝕防止剤、劣化防止剤などが加えられる。また、
本発明において、処理対象ガスとヒンダードアミン水溶
液の接触温度は通常３０〜７０℃の範囲である。処理対
象ガスの種類にもよるが、接触時の処理対象ガスの圧力
は通常大気圧〜１５０ｋｇ／ｃｍ2 Ｇの範囲である。The absorbent solution used in the present invention is an aqueous solution of the above hindered amine, and its concentration is usually 15 to 75% by weight. Further, a corrosion inhibitor, a deterioration inhibitor, and the like are added to the aqueous solution used in the present invention as needed. Also,
In the present invention, the contact temperature between the gas to be treated and the aqueous hindered amine solution is usually in the range of 30 to 70 ° C. Although depending on the type of the gas to be treated, the pressure of the gas to be treated at the time of contact is usually in the range of atmospheric pressure to 150 kg / cm 2 G.
【００１０】本発明において、用いるヒンダードアミン
水溶液はＨ2 Ｓ及びＣＯ2 の両者に対し優れた吸収性能
を示すが、両成分ガスに対する吸収速度は処理対象ガス
の組成、吸収条件などにより異なる。従って、本発明に
おいてはＨ2 Ｓの選択吸収性で評価することとした。こ
こでＨ2 Ｓ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Ｈ2 Ｓのモル数を同ＣＯ2 のモル
数で除し、さらにその値を処理対象ガス中のＨ2 Ｓのモ
ル％数とＣＯ2 のモル％数の比で除したものである。本
発明で使用するヒンダードアミン水溶液は、従来この目
的で使用されていたＭＥＡの水溶液と比較すると、Ｈ2
Ｓに対する選択吸収性はほぼ同等でＣＯ 2 も同様に吸収
し、かつＨ2 Ｓに対する吸収性能がＭＥＡよりも高いと
いう特徴を有する。The hindered amine used in the present invention
The aqueous solution is HTwoS and COTwoExcellent absorption performance for both
The absorption rate for both component gases is
Depends on the composition and absorption conditions. Therefore, the present invention
Is HTwoThe evaluation was made based on the selective absorption of S. This
Here HTwoThe selective absorption of S is determined under the specified absorption conditions.
H absorbed in the absorbing solutionTwoThe number of moles of STwoMole of
And the value is divided by the HTwoMo of S
% And COTwoDivided by the ratio of the number of mole%. Book
The hindered amine aqueous solution used in the present invention
Compared to the aqueous solution of MEA usedTwo
The selective absorption for S is almost the same and CO TwoAlso absorbed
And HTwoIf the absorption performance for S is higher than MEA
It has the feature of.
【００１１】本発明によるガス中のＨ2 ＳとＣＯ2 を除
去する方法は各種対象ガスに適用することができる。例
えば石炭・重質油ガス化ガス、合成ガス、水性ガス、天
然ガス、石油精製ガスなどをあげることができる。中で
も、天然ガスにおいては、Ｈ 2 Ｓは当然除去しなければ
ならないが、Ｈ2 Ｓ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、脱
硫と共にＣＯ2 含量も低減させる必要がある。本発明の
ガス中のＨ2 ＳとＣＯ2 を除去する方法をこのような天
然ガスに適用することにより、ＣＯ2 とＨ2 Ｓを同時に
低減できる。もちろん天然ガスに限られず他のガスに対
しても、Ｈ2 Ｓ含有量の低減と同時に不要なＣＯ2 含有
量を低減できれば、輸送料のコストダウン、処理ガスを
使用する合成反応における触媒の不活性化防止、燃料の
場合は燃料単位量当たりの発熱量の増加など極めて有用
である。H in gas according to the inventionTwoS and COTwoExcluding
The method of removing can be applied to various target gases. An example
For example, coal / heavy oil gasification gas, synthesis gas, water gas,
Natural gas, refined gas, etc. can be mentioned. Inside
In natural gas, H TwoS must be removed
HanaTwoCO other than STwoIs included,
-50 ℃ or lower in the liquefaction process of methane and ethane in natural gas
Because it cools, COTwoFreezes and closes the liquefaction process line.
To close. Therefore, in the purification stage prior to liquefaction,
CO with sulfurTwoThe content also needs to be reduced. Of the present invention
H in gasTwoS and COTwoHow to remove such a heavenly
By applying to natural gas, COTwoAnd HTwoS at the same time
Can be reduced. Of course, not only natural gas but also other gas
Even HTwoUnnecessary CO while reducing S contentTwoContained
If the amount can be reduced, the cost of transportation will be reduced and the processing gas will be reduced.
Prevent catalyst deactivation in the synthesis reaction used,
Extremely useful in cases such as increased heating value per unit fuel
It is.
【００１２】通常本発明が適用されるような処理対象ガ
ス中には、ＣＯ2 がＨ2 Ｓに比べ多量に含まれている。
このような処理対象ガスとしては、Ｈ2 Ｓに対して２５
モル倍以上のＣＯ2 を含むものが好ましく、さらに好ま
しくは、５０モル倍以上のＣＯ2 を含むものである。こ
のような処理対象ガスに対しても、吸収条件を適当に選
定することにより、処理ガス中のＨ2 ＳとＣＯ2 の含有
率を共に１０ｐｐｍ、あるいは１ｐｐｍ以下にすること
もでき、前記のような両成分の含有量の低減要請に応え
ることができる。Normally, the gas to be treated, to which the present invention is applied, contains a larger amount of CO 2 than H 2 S.
As such a gas to be treated, 25% of H 2 S is used.
Preferably contains a molar times more CO 2, more preferably those containing 50 mole times or more of CO 2. For such a gas to be treated, the content of H 2 S and CO 2 in the treated gas can both be reduced to 10 ppm or 1 ppm or less by appropriately selecting the absorption conditions. It is possible to meet the demand for reducing the content of both components.
【００１３】本発明の方法で採用できるプロセスは特に
限定されないが、その一例について図１によって説明す
る。図１では主要設備のみ示し、付属設備は省略した。
図１において、処理対象ガスは供給ライン１０１により
吸収塔１０２の下部に導入され、上部より降下する吸収
液と充填部において気液接触し、吸収処理されたガスは
処理ガス取り出しライン１０８から系外に取り出され
る。Ｈ2 Ｓ及びＣＯ2 を吸収した吸収液は吸収液の取り
出しライン１０３により吸収塔塔底から取り出され、熱
交換器１０４で加熱されて吸収液の再生塔１０５に導入
される。再生塔１０５に至る過程で、フラッシュドラム
によりＨ2 Ｓの一部を分離しても構わない。再生塔１０
５では下部に設けられたリボイラー１０９の熱源によ
り、吸収液が再生され、再生吸収液は循環ライン１０６
により、熱交換器１０４及び１０７を経由して吸収塔１
０２に循環される。一方、吸収液の再生により取り出さ
れたＨ2 ＳとＣＯ2 を含むガスは、その取り出しライン
１１０から次の処理工程に導かれる。Although the process which can be employed in the method of the present invention is not particularly limited, an example will be described with reference to FIG. In FIG. 1, only the main equipment is shown, and the auxiliary equipment is omitted.
In FIG. 1, a gas to be treated is introduced into a lower part of an absorption tower 102 by a supply line 101 and comes into gas-liquid contact with an absorbing liquid falling from an upper part in a filling part. Is taken out. The absorbing solution having absorbed H 2 S and CO 2 is taken out from the bottom of the absorption tower by the taking-out line 103 of the absorbing solution, heated by the heat exchanger 104 and introduced into the regeneration tower 105 of the absorbing solution. In the process of reaching the regeneration tower 105, a part of H 2 S may be separated by a flash drum. Regeneration tower 10
5, the absorbent is regenerated by the heat source of the reboiler 109 provided at the lower part, and the regenerated absorbent is supplied to the circulation line 106.
Through the heat exchangers 104 and 107
02. On the other hand, the gas containing H 2 S and CO 2 extracted by the regeneration of the absorbing solution is guided from the extraction line 110 to the next processing step.
【００１４】[0014]
【実施例】以下、実施例により本発明を具体的に説明す
る。 （実施例１、比較例１）実施例に用いた装置を図２に示
す。図２において、ボンベ２０１からＨ2 Ｓ／ＣＯ2 ／
Ｎ2 が体積比で１／５０／４９の混合ガスを減圧弁２０
２、流量調節計２０３を経由して５００ｃｃ用セパラブ
ルフラスコ２０４に供給される。セパラブルフラスコ２
０４には吸収液３００ｇ（吸収剤量が１．０１モル）２
０７を入れ、前記混合ガスがスターラー２０６の攪拌下
にバブリングするように配置されている。またセパラブ
ルフラスコ２０４内の吸収液２０７の温度は温度調節器
２０８を具備した水槽２０５にて５０℃に保持されるよ
うになっている。バブリングによりガス成分が吸収液に
吸収された後の出口ガスはサンプリング部２０９へ一部
導かれてガスクロマトグラフ法による分析に供され、残
りは廃棄部２１０より系外に廃棄されるようになってい
る。The present invention will be described below in detail with reference to examples. (Embodiment 1, Comparative Example 1) The apparatus used in the embodiment is shown in FIG. In FIG. 2, H 2 S / CO 2 /
A mixed gas of N 2 in a volume ratio of 1/50/49 is supplied to the pressure reducing valve 20.
2. It is supplied to the 500 cc separable flask 204 via the flow controller 203. Separable flask 2
In 04, 300 g of absorbing solution (absorbent amount: 1.01 mol) 2
07, and the mixed gas is bubbled under stirring of the stirrer 206. The temperature of the absorbing solution 207 in the separable flask 204 is maintained at 50 ° C. in a water tank 205 having a temperature controller 208. The outlet gas after the gas component has been absorbed into the absorbing solution by bubbling is partly guided to the sampling unit 209 and subjected to analysis by gas chromatography, and the rest is discarded outside the system from the discard unit 210. I have.
【００１５】混合ガスを１Ｎｍ3 ／分の流量で吸収液に
導き、同一攪拌条件で吸収開始から出口ガス中のＨ2 Ｓ
の濃度が供給混合ガス中の濃度に達した時点（Ｈ2 Ｓ破
過到達時点）までのＨ2 Ｓ及びＣＯ2 の吸収量とそれら
の選択吸収性を調べた。なお選択吸収性としては、Ｈ2
Ｓ破過到達時点のＨ2 ＳとＣＯ2 の吸収量モル比を原料
ガス中の両者の比（１／５０）で除した値である。表１
に結果を示した。The mixed gas is introduced into the absorbing solution at a flow rate of 1 Nm 3 / min, and H 2 S in the outlet gas from the start of absorption under the same stirring conditions.
The absorption amounts of H 2 S and CO 2 up to the point at which the concentration of H 2 S reached the concentration in the supplied mixed gas (the point at which H 2 S breakthrough was reached) and their selective absorption were examined. The selective absorption is H 2
It is a value obtained by dividing the molar ratio of the amount of absorption of H 2 S and CO 2 at the point when S breakthrough is reached by the ratio (1/50) of both in the source gas. Table 1
The results are shown in FIG.
【００１６】[0016]
【表１】 [Table 1]
【００１７】表１から、本発明で使用するヒンダードア
ミンは、従来からＨ2 ＳとＣＯ2 の両方の吸収剤として
使用されてきたＭＥＡと比較すると、ヒンダードアミン
１モル当たりのＨ2 Ｓ及びＣＯ2 の吸収量は共に大きく
なっている。また選択吸収性も１であり、Ｈ2 ＳとＣＯ
2 と共に吸収する性質がより大きいことが分かる。この
ように本発明で使用するヒンダードアミン水溶液はＨ2
ＳとＣＯ2 の両者に対し優れた吸収性能を示すことが分
かる。これは図３と４の比較からも明らかであることが
分かる。[0017] From Table 1, a hindered amine for use in the present invention, when conventionally compared to H 2 S and the MEA that has been used as both the CO 2 absorbent, hindered amine 1 per mole of H 2 S and CO 2 Both absorption amounts are large. In addition, the selective absorption is 1, and H 2 S and CO
It can be seen that the property of absorbing with 2 is greater. Thus, the hindered amine aqueous solution used in the present invention is H 2
It can be seen that both S and CO 2 exhibit excellent absorption performance. This is clear from the comparison between FIGS. 3 and 4.
【００１８】図３は実施例１に、図４は比較例１に対応
し、Ｈ2 ＳとＣＯ2 の出口濃度（処理ガス濃度と同義
で、左右の縦軸で表す。単位はＶＯＬ％）と経過時間
（横軸，ｈｒ）との関係を表したものである。これらの
図から明らかなように、実施例１（図３）においては、
出口ガス中のＨ2 ＳとＣＯ2 の初期濃度はゼロを示し、
両者が完全に除去されていることが分かる。従って、図
１のような連続吸収プロセスにおいて、吸収条件を適当
に設定することにより、処理ガス中のＣＯ2 及びＨ 2 Ｓ
濃度を１０ｐｐｍ以下、あるいは１ｐｐｍ以下にするこ
とも可能である。図３から分かるように、吸収を続けた
ときの出口ガス中の両ガス成分の上昇傾向はほぼ同等で
あることが分かる。それに対し、吸収剤としてＭＥＡの
水溶液を用いた場合（図４）は初期出口ガス中のＨ2 Ｓ
濃度はゼロであるが、曲線の立ち上がりが急であり、Ｃ
Ｏ2 とＨ2 Ｓの吸収性能がＥＡＥに比べ劣ることが分か
る。FIG. 3 corresponds to Example 1, and FIG. 4 corresponds to Comparative Example 1.
And HTwoS and COTwoOutlet concentration (synonymous with processing gas concentration)
And are represented by left and right vertical axes. Unit is VOL%) and elapsed time
(Horizontal axis, hr). these
As is clear from the figure, in the first embodiment (FIG. 3),
H in outlet gasTwoS and COTwoHas an initial concentration of zero,
It can be seen that both are completely removed. Therefore, the figure
Appropriate absorption conditions for continuous absorption processes such as 1.
By setting to, CO in the processing gasTwoAnd H TwoS
The concentration should be 10 ppm or less, or 1 ppm or less.
Both are possible. As can be seen from FIG. 3, the absorption continued
The rise tendency of both gas components in the outlet gas at
You can see that there is. In contrast, MEA as an absorbent
When an aqueous solution is used (FIG. 4), H in the initial outlet gas is used.TwoS
Although the concentration is zero, the rise of the curve is sharp and C
OTwoAnd HTwoYou can see that the absorption performance of S is inferior to EAE
You.
【００１９】[0019]
【発明の効果】以上詳細に述べたごとく、本発明の方法
によれば、従来のＭＥＡに比べＨ2 ＳとＣＯ2 の双方を
吸収する性能が向上する。従って本発明の方法を用いれ
ば、Ｈ 2 ＳとＣＯ2 の両者を含む所定の処理対象ガス中
の両成分を同時に著しく低減することができ、吸収条件
を適当に設定することにより、処理ガス中の両成分濃度
を共に減じることができ、例えば１０ｐｐｍ以下、ある
いは１ｐｐｍ以下の完全除去とすることもできる。As described in detail above, the method of the present invention
According to the above, HTwoS and COTwoBoth sides
The absorption performance is improved. Therefore, using the method of the present invention
If H TwoS and COTwoIn the target gas containing both
Both components can be significantly reduced at the same time
By appropriately setting the concentration of both components in the process gas,
Can be reduced together, for example, 10 ppm or less.
Alternatively, it can be completely removed at 1 ppm or less.
【図１】本発明で採用できるプロセスの一例の説明図。FIG. 1 is a diagram illustrating an example of a process that can be employed in the present invention.
【図２】本発明の実施例で用いた試験装置の説明図。FIG. 2 is an explanatory diagram of a test apparatus used in an example of the present invention.
【図３】本発明の実施例における吸収経過時間と出口ガ
ス中のＨ2 ＳとＣＯ2 濃度の関係を示すグラフ。FIG. 3 is a graph showing the relationship between the elapsed absorption time and the concentrations of H 2 S and CO 2 in the outlet gas in an example of the present invention.
【図４】比較例における吸収経過時間と出口ガス中のＨ
2 ＳとＣＯ2 濃度の関係を示すグラフ。FIG. 4 shows elapsed absorption time and H in outlet gas in a comparative example.
4 is a graph showing the relationship between 2 S and CO 2 concentration.
───────────────────────────────────────────────────── 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 (56)参考文献 特公 昭63−45243（ＪＰ，Ｂ２) (58)調査した分野(Int.Cl.6，ＤＢ名) C10L 3/10 B01D 53/52 B01D 53/62────────────────────────────────────────────────── ─── Continued on the front page (72) Inventor Masaki Iijima 2-5-1 Marunouchi, Chiyoda-ku, Tokyo Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. (72) Inventor Kaoru Mitsuoka 4-6-1 Kanonshinmachi, Nishi-ku, Hiroshima, Hiroshima Prefecture No. 22 Hiroshima Research Laboratory, Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. (56) References JP-B-63-45243 (JP, B2) (58) Fields investigated (Int. Cl. 6 , DB name) C10L 3/10 B01D 53/52 B01D 53/62
Claims (1)
アミノエタノール、２−エチルアミノエタノール（ＥＡ
Ｅ）、２−プロピルアミノエタノール、３−メチルアミ
ノ−１−プロパノール、３−エチルアミノ−１−プロパ
ノール、３−プロピルアミノ−１−プロパノール、２−
メチルアミノ−１−メチルエタノール、２−エチルアミ
ノ−１−メチルエタノール、２−プロピルアミノ−１−
メチルエタノール、４−メチルアミノ−１−ブタノー
ル、又は４−エチルアミノ−１−ブタノールのモノ低級
アルキルアミノ低級アルカノールから選ばれるヒンダー
ドアミンの水溶液とを接触させることを特徴とする前記
ガス中のＨ2 ＳとＣＯ2 を除去する方法。1. A gas containing CO 2 and H 2 S and 2-methyl
Aminoethanol, 2-ethylaminoethanol (EA
E), 2-propylaminoethanol, 3-methylamido
No-1-propanol, 3-ethylamino-1-propa
Nol, 3-propylamino-1-propanol, 2-
Methylamino-1-methylethanol, 2-ethylamido
No-1-methylethanol, 2-propylamino-1-
Methyl ethanol, 4-methylamino-1-butanol
Or H 2 S and CO 2 in said gas, which is brought into contact with an aqueous solution of a hindered amine selected from mono-lower alkylamino lower alkanols of 4-ethylamino-1-butanol .
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