JPH11221431A - 硫黄分回収方法 - Google Patents
硫黄分回収方法Info
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- JPH11221431A JPH11221431A JP10023237A JP2323798A JPH11221431A JP H11221431 A JPH11221431 A JP H11221431A JP 10023237 A JP10023237 A JP 10023237A JP 2323798 A JP2323798 A JP 2323798A JP H11221431 A JPH11221431 A JP H11221431A
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Landscapes
- Treating Waste Gases (AREA)
- Industrial Gases (AREA)
Abstract
(57)【要約】
【課題】 Ｈ2Ｓを燃焼させる際に、Ｈ2Ｓを完全にＳＯ
2に酸化させ、固体硫黄、ＣＯＳ及びＳＯ3ミストを発生
させない。 【解決手段】 石炭ガス化における湿式ガス精製工程か
ら回収されるＨ2Ｓガスを空気あるいは酸素含有ガスで
燃焼し、ＳＯ2に酸化したのち硫黄分を石灰石石膏法で
回収する硫黄分回収方法において、前記湿式ガス精製工
程では湿式吸収液として立体障害アミンを含む吸収液を
用いて回収されたＨ2Ｓガスを含む再生ガス中のＣＯの
濃度を５％以下とし、前記燃焼工程では燃料として炭化
水素を用い、残存Ｏ2濃度が３〜６％の範囲になるよう
に燃焼させ、石灰石石膏法の吸収塔から排出される被処
理ガスをガスタービン燃焼排ガス中に混合する。
2に酸化させ、固体硫黄、ＣＯＳ及びＳＯ3ミストを発生
させない。 【解決手段】 石炭ガス化における湿式ガス精製工程か
ら回収されるＨ2Ｓガスを空気あるいは酸素含有ガスで
燃焼し、ＳＯ2に酸化したのち硫黄分を石灰石石膏法で
回収する硫黄分回収方法において、前記湿式ガス精製工
程では湿式吸収液として立体障害アミンを含む吸収液を
用いて回収されたＨ2Ｓガスを含む再生ガス中のＣＯの
濃度を５％以下とし、前記燃焼工程では燃料として炭化
水素を用い、残存Ｏ2濃度が３〜６％の範囲になるよう
に燃焼させ、石灰石石膏法の吸収塔から排出される被処
理ガスをガスタービン燃焼排ガス中に混合する。
Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】本発明は、還元性ガスに含ま
れるＨ2Ｓの処理に関し、これを効率よく燃焼して、選
択的にＳＯ2として回収する硫黄分回収方法に関する。
れるＨ2Ｓの処理に関し、これを効率よく燃焼して、選
択的にＳＯ2として回収する硫黄分回収方法に関する。
【０００２】
【従来の技術】近年、石炭や重質油のガス化生成ガスを
化学原料、発電用燃料として利用することが試みられて
いる。しかしながら、この生成ガス中には数千〜数百pp
mのイオウ化合物が含まれており、ガス化利用プロセス
あるいは公害対策の面から、これを脱硫処理することが
必要である。従来、多数の化学プロセスでアルカノール
アミン吸収液などを用いて排ガス中からＨ2Ｓを除去回
収後、クラウス反応を利用して固体の硫黄分として回収
している。これに対して、脱硫を高温で実施し、ガス冷
却再加熱工程を省略する試みも行われている。
化学原料、発電用燃料として利用することが試みられて
いる。しかしながら、この生成ガス中には数千〜数百pp
mのイオウ化合物が含まれており、ガス化利用プロセス
あるいは公害対策の面から、これを脱硫処理することが
必要である。従来、多数の化学プロセスでアルカノール
アミン吸収液などを用いて排ガス中からＨ2Ｓを除去回
収後、クラウス反応を利用して固体の硫黄分として回収
している。これに対して、脱硫を高温で実施し、ガス冷
却再加熱工程を省略する試みも行われている。
【０００３】
【発明が解決しようとする課題】ガス化生成ガスからＨ
2Ｓを除去回収する方法としては、湿式法が実用化され
ているが、固体硫黄は市況が低迷していること、また、
危険物であるため、発電所でのハンドリングが厄介であ
ることなどの問題がある。一方、乾式脱硫法は脱硫剤の
粉化などの問題があり、信頼性の面で課題があるため実
用化されていない。したがって、現段階ではＨ2Ｓの除
去回収には湿式法を採用し、その後、Ｈ2Ｓを酸化させ
て回収する処理法を開発する方が得策である。Ｈ2Ｓの
処理法としては、Ｈ2Ｓ濃度が４〜５０％の範囲では自
燃できることからＨ2Ｓを空気あるいは酸素含有ガスで
燃焼し、ＳＯ2とした後、石灰石石膏法で回収する方法
がある。この方法での課題はＨ2Ｓを完全にＳＯ2に酸化
させ、固体硫黄、ＣＯＳ及びＳＯ3ミストを発生させな
いことである。また、湿式ガス精製工程では再生ガス中
にＣＯ及びＣＯ2がＨ2Ｓと同時に吸収され、ＣＯはＳＯ
2の酸化を促進してＳＯ3を多量に発生させ、また、ＣＯ
2はＨ2Ｓと反応してＣＯＳを発生させる。ＳＯ3は材料
の腐食や大気中の公害物質として問題視されている。更
に、ＳＯ3は煙突から排出される場合、紫煙を発生させ
ないように低濃度にして排出させなければならない。ま
た、ＣＯＳはガスタービンで燃焼されてＳＯ2として大
気に排出されるため、発生させてはならない。
2Ｓを除去回収する方法としては、湿式法が実用化され
ているが、固体硫黄は市況が低迷していること、また、
危険物であるため、発電所でのハンドリングが厄介であ
ることなどの問題がある。一方、乾式脱硫法は脱硫剤の
粉化などの問題があり、信頼性の面で課題があるため実
用化されていない。したがって、現段階ではＨ2Ｓの除
去回収には湿式法を採用し、その後、Ｈ2Ｓを酸化させ
て回収する処理法を開発する方が得策である。Ｈ2Ｓの
処理法としては、Ｈ2Ｓ濃度が４〜５０％の範囲では自
燃できることからＨ2Ｓを空気あるいは酸素含有ガスで
燃焼し、ＳＯ2とした後、石灰石石膏法で回収する方法
がある。この方法での課題はＨ2Ｓを完全にＳＯ2に酸化
させ、固体硫黄、ＣＯＳ及びＳＯ3ミストを発生させな
いことである。また、湿式ガス精製工程では再生ガス中
にＣＯ及びＣＯ2がＨ2Ｓと同時に吸収され、ＣＯはＳＯ
2の酸化を促進してＳＯ3を多量に発生させ、また、ＣＯ
2はＨ2Ｓと反応してＣＯＳを発生させる。ＳＯ3は材料
の腐食や大気中の公害物質として問題視されている。更
に、ＳＯ3は煙突から排出される場合、紫煙を発生させ
ないように低濃度にして排出させなければならない。ま
た、ＣＯＳはガスタービンで燃焼されてＳＯ2として大
気に排出されるため、発生させてはならない。
【０００４】本発明の課題は、Ｈ2Ｓを燃焼させる際
に、Ｈ2Ｓを完全にＳＯ2に酸化させ、固体硫黄、ＣＯＳ
及びＳＯ3ミストを発生させないことである。
に、Ｈ2Ｓを完全にＳＯ2に酸化させ、固体硫黄、ＣＯＳ
及びＳＯ3ミストを発生させないことである。
【０００５】
【課題を解決するための手段】本発明の目的は次の構成
で達成される。すなわち、湿式ガス精製工程で回収され
るＨ2Ｓを含む再生ガスを、空気あるいは酸素含有ガス
で９００℃〜１１００℃の温度範囲で燃焼する。残存Ｏ
2濃度が３〜６％の範囲になるように燃焼させるのが望
ましい。また、Ｈ2Ｓの燃焼では、Ｈ2Ｓ／Ｏ2モル比を
コントロールし、固体硫黄，ＣＯＳが生成しないように
する。更に、再生ガス中のＣＯ濃度を一定限度以下に保
って、ＳＯ3が生成しないようにする。このためには、
Ｈ2Ｓを燃焼する際、酸素原子及びあるいは酸素ラジカ
ルを生成しない燃料である炭化水素例えば、天然ガス、
軽油、灯油を用いる。また、湿式ガス精製工程から再生
されるＣＯ濃度を５％以下とする吸収液、例えば立体障
害アミンを含む吸収液を用いる。再生ガスにＮ2ガスを
添加してＣＯ濃度を５％以下に下げてもよい。再生ガス
にＮ2ガスを添加して、残存Ｏ2濃度が３〜６％の範囲に
なるように燃焼させてもよい。更に、石灰石石膏法の吸
収塔から排出される被処理ガスをガスタービン燃焼排ガ
ス中に混合して大気に放出すれば、大気中に放出される
硫酸ミスト濃度を１ppm以下に低減できる。
で達成される。すなわち、湿式ガス精製工程で回収され
るＨ2Ｓを含む再生ガスを、空気あるいは酸素含有ガス
で９００℃〜１１００℃の温度範囲で燃焼する。残存Ｏ
2濃度が３〜６％の範囲になるように燃焼させるのが望
ましい。また、Ｈ2Ｓの燃焼では、Ｈ2Ｓ／Ｏ2モル比を
コントロールし、固体硫黄，ＣＯＳが生成しないように
する。更に、再生ガス中のＣＯ濃度を一定限度以下に保
って、ＳＯ3が生成しないようにする。このためには、
Ｈ2Ｓを燃焼する際、酸素原子及びあるいは酸素ラジカ
ルを生成しない燃料である炭化水素例えば、天然ガス、
軽油、灯油を用いる。また、湿式ガス精製工程から再生
されるＣＯ濃度を５％以下とする吸収液、例えば立体障
害アミンを含む吸収液を用いる。再生ガスにＮ2ガスを
添加してＣＯ濃度を５％以下に下げてもよい。再生ガス
にＮ2ガスを添加して、残存Ｏ2濃度が３〜６％の範囲に
なるように燃焼させてもよい。更に、石灰石石膏法の吸
収塔から排出される被処理ガスをガスタービン燃焼排ガ
ス中に混合して大気に放出すれば、大気中に放出される
硫酸ミスト濃度を１ppm以下に低減できる。
【０００６】
【発明の実施の形態】石油精製、石炭ガス化などの工程
から排出されるＨ2Ｓガスは、従来、クラウス反応、式
（１）及び（２）を利用し、ボーキサイトもしくはアル
ミナを触媒として、Ｈ2Ｓを硫黄として回収していた。 ２Ｈ2Ｓ＋３Ｏ2 → ２ＳＯ2＋２Ｈ2Ｏ （１） ２Ｈ2Ｓ＋ＳＯ2 → ３Ｓ ＋２Ｈ2Ｏ （２） 式（１）によってＨ2Ｓを燃焼して酸素が少なくなる
と、生成したＳＯ2は未燃のＨ2Ｓと反応し、式（２）に
したがって、固体硫黄を生成する。しかしながら、式
（１）の反応速度は速く、式（２）の反応速度は遅いた
め、固体硫黄の生成を抑制するためには、Ｈ2Ｓ２モル
に対してＯ2３モルとすればよい。しかしながら、Ｏ2濃
度が当モルより低いと式（１）の反応速度が遅いため、
Ｈ2Ｓに対してＯ2を少し過剰に添加する。Ｏ2を過剰に
添加すると、式（３）にしたがって、ＳＯ3が発生す
る。 ２ＳＯ2＋Ｏ2 → ２ＳＯ3 （３） ＳＯ3は排ガス中の水蒸気と式（４）にしたがって反応
し、微粒の硫酸ミストになる。この硫酸ミストは石灰石
石膏法では吸収液に吸収されず、そのまま大気に放出さ
れ、環境上問題となる（煙突から紫煙がたなびく）。ま
た、硫酸ミストは露点以下では装置材料の腐蝕をもたら
す。 ＳＯ3＋Ｈ2Ｏ → Ｈ2ＳＯ4 （４） ＳＯ3ミストは、式（５）に示されるように、酸素原子
及びあるいは酸素ラジカルによって生成するといわれて
いる（Ａ．Ｄooley and Ｇ．Ｗhittingham；Ｔrans．
Ｆarad．Ｓoc．，42，354（1946））。 ＳＯ2＋Ｏ → ＳＯ3 （５） そこで、式（５）のＯを消費するために、あるいは、Ｓ
Ｏ3が高温では有効に酸化剤として働く性質を利用し
て、例えば、水素原子及びあるいは水素ラジカルなどを
存在させて、式（６）、（７）にしたがってＳＯ3ミス
トの生成を抑制できる。 ＳＯ3＋２Ｈ → ＳＯ2＋Ｈ2Ｏ （６） Ｏ＋２Ｈ → Ｈ2Ｏ （７） したがって、燃料として酸素を含まない炭化水素、例え
ば天然ガス、軽油、灯油などを用いれば、ＳＯ3の生成
は顕著に抑制される。
から排出されるＨ2Ｓガスは、従来、クラウス反応、式
（１）及び（２）を利用し、ボーキサイトもしくはアル
ミナを触媒として、Ｈ2Ｓを硫黄として回収していた。 ２Ｈ2Ｓ＋３Ｏ2 → ２ＳＯ2＋２Ｈ2Ｏ （１） ２Ｈ2Ｓ＋ＳＯ2 → ３Ｓ ＋２Ｈ2Ｏ （２） 式（１）によってＨ2Ｓを燃焼して酸素が少なくなる
と、生成したＳＯ2は未燃のＨ2Ｓと反応し、式（２）に
したがって、固体硫黄を生成する。しかしながら、式
（１）の反応速度は速く、式（２）の反応速度は遅いた
め、固体硫黄の生成を抑制するためには、Ｈ2Ｓ２モル
に対してＯ2３モルとすればよい。しかしながら、Ｏ2濃
度が当モルより低いと式（１）の反応速度が遅いため、
Ｈ2Ｓに対してＯ2を少し過剰に添加する。Ｏ2を過剰に
添加すると、式（３）にしたがって、ＳＯ3が発生す
る。 ２ＳＯ2＋Ｏ2 → ２ＳＯ3 （３） ＳＯ3は排ガス中の水蒸気と式（４）にしたがって反応
し、微粒の硫酸ミストになる。この硫酸ミストは石灰石
石膏法では吸収液に吸収されず、そのまま大気に放出さ
れ、環境上問題となる（煙突から紫煙がたなびく）。ま
た、硫酸ミストは露点以下では装置材料の腐蝕をもたら
す。 ＳＯ3＋Ｈ2Ｏ → Ｈ2ＳＯ4 （４） ＳＯ3ミストは、式（５）に示されるように、酸素原子
及びあるいは酸素ラジカルによって生成するといわれて
いる（Ａ．Ｄooley and Ｇ．Ｗhittingham；Ｔrans．
Ｆarad．Ｓoc．，42，354（1946））。 ＳＯ2＋Ｏ → ＳＯ3 （５） そこで、式（５）のＯを消費するために、あるいは、Ｓ
Ｏ3が高温では有効に酸化剤として働く性質を利用し
て、例えば、水素原子及びあるいは水素ラジカルなどを
存在させて、式（６）、（７）にしたがってＳＯ3ミス
トの生成を抑制できる。 ＳＯ3＋２Ｈ → ＳＯ2＋Ｈ2Ｏ （６） Ｏ＋２Ｈ → Ｈ2Ｏ （７） したがって、燃料として酸素を含まない炭化水素、例え
ば天然ガス、軽油、灯油などを用いれば、ＳＯ3の生成
は顕著に抑制される。
【０００７】すなわち、Ｈ2Ｓを燃焼、酸化させる際
に、炭化水素を燃料とし、燃焼温度を上げ、ガスの燃焼
器滞留時間を適正化すれば、Ｈ2Ｓが完全に酸化され、
また、ＳＯ3ミストを可能な限り生成させない条件を実
現することができる。更に、石灰石石膏法の吸収塔から
排出される被処理ガスをガスタービン燃焼排ガス中に混
合すればほぼ完全に未燃のＨ2Ｓ及びＳＯ3をなくして、
大気に排出することができる。
に、炭化水素を燃料とし、燃焼温度を上げ、ガスの燃焼
器滞留時間を適正化すれば、Ｈ2Ｓが完全に酸化され、
また、ＳＯ3ミストを可能な限り生成させない条件を実
現することができる。更に、石灰石石膏法の吸収塔から
排出される被処理ガスをガスタービン燃焼排ガス中に混
合すればほぼ完全に未燃のＨ2Ｓ及びＳＯ3をなくして、
大気に排出することができる。
【０００８】図１に本発明が適用されるシステム構成の
例を示す。すなわち、ガス化炉（１）から出た高温生成
ガスは、熱回収部（２）で熱回収された後、サイクロン
（３）、チャー回収部（４）を通過した後、水洗部
（５）でＨＣＩ，ＮＨ3の他いく種類かのトレースエレ
メントが除去される。水洗部（５）を出た生成ガスは、
ＣＯＳ転化部（６）により、ＣＯＳをＨ2Ｓに転換し、
ガス精製工程を構成する湿式吸収装置（７）により、Ｈ
2Ｓを分離回収する。Ｈ2Ｓが除去された生成ガスはガス
タービン（１１）に送られ、燃焼して動力を発生する。
燃焼ガスは冷却後、煙突（１２）から大気中に排出され
る。また、湿式吸収装置（７）でＨ2Ｓを高濃度に回収
したＣＯ2を含む再生ガスは、Ｈ2Ｓ燃焼器（８）で、天
然ガスなどの燃料と共に空気あるいはＯ2により燃焼さ
れ、熱交換器（９）により、熱交換された後、石灰石石
膏法による脱硫装置（１０）に導かれる。熱交換器から
脱硫装置までの温度は硫酸の露点以上にする必要があ
り、１８０℃以上、好ましくは、２００℃以上とする。
脱硫後の被処理ガスはガスタービン（１１）の燃焼排ガ
ス中に混合され、煙突（１２）から排出される。
例を示す。すなわち、ガス化炉（１）から出た高温生成
ガスは、熱回収部（２）で熱回収された後、サイクロン
（３）、チャー回収部（４）を通過した後、水洗部
（５）でＨＣＩ，ＮＨ3の他いく種類かのトレースエレ
メントが除去される。水洗部（５）を出た生成ガスは、
ＣＯＳ転化部（６）により、ＣＯＳをＨ2Ｓに転換し、
ガス精製工程を構成する湿式吸収装置（７）により、Ｈ
2Ｓを分離回収する。Ｈ2Ｓが除去された生成ガスはガス
タービン（１１）に送られ、燃焼して動力を発生する。
燃焼ガスは冷却後、煙突（１２）から大気中に排出され
る。また、湿式吸収装置（７）でＨ2Ｓを高濃度に回収
したＣＯ2を含む再生ガスは、Ｈ2Ｓ燃焼器（８）で、天
然ガスなどの燃料と共に空気あるいはＯ2により燃焼さ
れ、熱交換器（９）により、熱交換された後、石灰石石
膏法による脱硫装置（１０）に導かれる。熱交換器から
脱硫装置までの温度は硫酸の露点以上にする必要があ
り、１８０℃以上、好ましくは、２００℃以上とする。
脱硫後の被処理ガスはガスタービン（１１）の燃焼排ガ
ス中に混合され、煙突（１２）から排出される。
【０００９】実施例１：Ｈ2Ｓ：５０％とＣＯ2：５０％
混合ガス、ＣＯ：３０％とＮ2：７０％混合ガス、空気
及び天然ガスを供給ガスとして、流量計を用いて種々の
濃度の混合ガスを調製した。調製された混合ガスを電気
炉に内蔵した石英あるいはアルミナ製の反応管内に供給
して、Ｈ2Ｓを燃焼させ、未燃のＨ2Ｓ、生成ＣＯＳ、
Ｓ、ＳＯ3の濃度を測定した。また、ＳＯ3生成反応では
ＳＯ2：１０〜３％とＮ2：残の混合ガス、空気、更に上
記ＣＯ／Ｎ2混合ガス及び天然ガスを用いた。結果を図
２〜６に示した。
混合ガス、ＣＯ：３０％とＮ2：７０％混合ガス、空気
及び天然ガスを供給ガスとして、流量計を用いて種々の
濃度の混合ガスを調製した。調製された混合ガスを電気
炉に内蔵した石英あるいはアルミナ製の反応管内に供給
して、Ｈ2Ｓを燃焼させ、未燃のＨ2Ｓ、生成ＣＯＳ、
Ｓ、ＳＯ3の濃度を測定した。また、ＳＯ3生成反応では
ＳＯ2：１０〜３％とＮ2：残の混合ガス、空気、更に上
記ＣＯ／Ｎ2混合ガス及び天然ガスを用いた。結果を図
２〜６に示した。
【００１０】図２は、燃焼後の未燃Ｈ2Ｓ濃度（ppm）を
縦軸に、燃焼温度（℃）を横軸に、それぞれとり、残存
Ｏ2濃度をパラメータとして未燃Ｈ2Ｓ濃度と燃焼温度の
関係を表している。図中、（ ）内の数字は、Ｈ2Ｓ燃
焼器内のガス滞留時間である。図２によれば、燃焼後の
残存Ｏ2が２〜６％の場合、残存Ｏ2が大きくなるにつれ
て、また、燃焼温度が高くなるにつれて、未燃Ｈ2Ｓが
少なくなることが分かる。燃焼後の未燃Ｈ2Ｓを１０ppm
未満とするためには（煙突から放出される排ガスのＨ2
Ｓ濃度を０．２％以下とする）、燃焼器に導入されるガ
ス中のＨ2Ｓ濃度７％、燃焼器でのガス滞留時間τが
５．５秒のとき、残存Ｏ2濃度を６％以上、燃焼温度を
９００℃以上とすればよいことが分る。残存Ｏ2濃度が
３〜６％の場合は、燃焼温度を１０００℃以上とすれ
ば、燃焼後の未燃Ｈ2Ｓを１０ppm未満とすることができ
る。
縦軸に、燃焼温度（℃）を横軸に、それぞれとり、残存
Ｏ2濃度をパラメータとして未燃Ｈ2Ｓ濃度と燃焼温度の
関係を表している。図中、（ ）内の数字は、Ｈ2Ｓ燃
焼器内のガス滞留時間である。図２によれば、燃焼後の
残存Ｏ2が２〜６％の場合、残存Ｏ2が大きくなるにつれ
て、また、燃焼温度が高くなるにつれて、未燃Ｈ2Ｓが
少なくなることが分かる。燃焼後の未燃Ｈ2Ｓを１０ppm
未満とするためには（煙突から放出される排ガスのＨ2
Ｓ濃度を０．２％以下とする）、燃焼器に導入されるガ
ス中のＨ2Ｓ濃度７％、燃焼器でのガス滞留時間τが
５．５秒のとき、残存Ｏ2濃度を６％以上、燃焼温度を
９００℃以上とすればよいことが分る。残存Ｏ2濃度が
３〜６％の場合は、燃焼温度を１０００℃以上とすれ
ば、燃焼後の未燃Ｈ2Ｓを１０ppm未満とすることができ
る。
【００１１】図３は、燃焼器に導入されるガス中のＨ2
Ｓ濃度（％）を横軸に、燃焼器でのガス滞留時間τ
（Ｓ）を縦軸に、それぞれとって、未燃Ｈ2Ｓ濃度を１
０ppm未満とする、Ｈ2Ｓ濃度とガス滞留時間τの関係を
示している。残存Ｏ2濃度６％、燃焼温度９００℃のと
き、燃焼器に導入されるガス中のＨ2Ｓ濃度が４％であ
ればガス滞留時間τは１．７ｓでよいことが分る。
Ｓ濃度（％）を横軸に、燃焼器でのガス滞留時間τ
（Ｓ）を縦軸に、それぞれとって、未燃Ｈ2Ｓ濃度を１
０ppm未満とする、Ｈ2Ｓ濃度とガス滞留時間τの関係を
示している。残存Ｏ2濃度６％、燃焼温度９００℃のと
き、燃焼器に導入されるガス中のＨ2Ｓ濃度が４％であ
ればガス滞留時間τは１．７ｓでよいことが分る。
【００１２】図４は、燃焼後の未燃Ｈ2Ｓ濃度（ppm）を
横軸に、生成ＣＯＳ濃度（ppm）を縦軸に、それぞれと
り、残存Ｏ2濃度１．１％、燃焼温度９００℃という条
件において、両者の関係を示す。未燃Ｈ2Ｓ濃度が５０p
pm以下であれば、ＣＯＳが生成されないことが分かる。
横軸に、生成ＣＯＳ濃度（ppm）を縦軸に、それぞれと
り、残存Ｏ2濃度１．１％、燃焼温度９００℃という条
件において、両者の関係を示す。未燃Ｈ2Ｓ濃度が５０p
pm以下であれば、ＣＯＳが生成されないことが分かる。
【００１３】比較例１：図５は、Ｏ2濃度（％）を横軸
に、ＳＯ3濃度（ppm）を縦軸に、それぞれとり、反応温
度をパラメータとして、ＳＯ2とＮ2の混合ガスを空気で
酸化した場合のＳＯ3生成量を示す。反応温度が高くな
るにつれ、またＯ2濃度が高くなるにつれ、ＳＯ3濃度は
大きくなる。温度が９００℃から１１００℃、Ｏ2濃度
が６％の条件では、ＳＯ3濃度は５０〜５００ppmと高く
なり、材料の腐蝕、環境への影響が避けられない。
に、ＳＯ3濃度（ppm）を縦軸に、それぞれとり、反応温
度をパラメータとして、ＳＯ2とＮ2の混合ガスを空気で
酸化した場合のＳＯ3生成量を示す。反応温度が高くな
るにつれ、またＯ2濃度が高くなるにつれ、ＳＯ3濃度は
大きくなる。温度が９００℃から１１００℃、Ｏ2濃度
が６％の条件では、ＳＯ3濃度は５０〜５００ppmと高く
なり、材料の腐蝕、環境への影響が避けられない。
【００１４】実施例２：比較例１で燃料として天然ガス
を使用する他は同様の条件で試験を行ったところ、Ｏ2
濃度：９％、温度９００〜１１００℃において、生成さ
れたＳＯ3濃度は３０ppmであった。この濃度であれば、
Ｈ2Ｓ燃焼器以降の最低温度を少なくとも１８０℃、好
ましくは２００℃に維持すれば、硫酸露点以上となり、
腐蝕は発生しない。また、脱硫後の排ガスをガスタービ
ン排ガスと混合すれば、煙突からの紫煙の発生もなく、
環境上問題はない。
を使用する他は同様の条件で試験を行ったところ、Ｏ2
濃度：９％、温度９００〜１１００℃において、生成さ
れたＳＯ3濃度は３０ppmであった。この濃度であれば、
Ｈ2Ｓ燃焼器以降の最低温度を少なくとも１８０℃、好
ましくは２００℃に維持すれば、硫酸露点以上となり、
腐蝕は発生しない。また、脱硫後の排ガスをガスタービ
ン排ガスと混合すれば、煙突からの紫煙の発生もなく、
環境上問題はない。
【００１５】比較例２：湿式ガス精製工程において、５
０％メチルエタノールアミン吸収液を用いて、Ｈ2Ｓを
回収すると、Ｈ2Ｓの他ＣＯ2、ＣＯが共に回収される。
ＣＯを１３％含む該ガスをそのまま１０００℃で燃焼し
たところ、濃度５００ppmのＳＯ3が生成された。
０％メチルエタノールアミン吸収液を用いて、Ｈ2Ｓを
回収すると、Ｈ2Ｓの他ＣＯ2、ＣＯが共に回収される。
ＣＯを１３％含む該ガスをそのまま１０００℃で燃焼し
たところ、濃度５００ppmのＳＯ3が生成された。
【００１６】比較例３：比較例２で燃料として天然ガス
を使用する他は同様の条件で試験を行ったところ、ＳＯ
3濃度は１００ppmとなった。天然ガスの効果は大きい
が、ＣＯ濃度が高いと効果は減殺される。
を使用する他は同様の条件で試験を行ったところ、ＳＯ
3濃度は１００ppmとなった。天然ガスの効果は大きい
が、ＣＯ濃度が高いと効果は減殺される。
【００１７】実施例３：比較例３でＣＯ濃度を５％まで
下げるほかは同様の条件で試験を行ったところ、ＳＯ3
濃度は３０ppmであった。ＣＯ濃度を下げるため、Ｎ2ガ
スを添加してもよい。
下げるほかは同様の条件で試験を行ったところ、ＳＯ3
濃度は３０ppmであった。ＣＯ濃度を下げるため、Ｎ2ガ
スを添加してもよい。
【００１８】
【発明の効果】本発明によれば、Ｈ2Ｓ燃焼器後の機器
材料の腐蝕が抑制され、大気に放出されるＨ2Ｓガス及
び硫酸ミストが低減される。
材料の腐蝕が抑制され、大気に放出されるＨ2Ｓガス及
び硫酸ミストが低減される。
【図１】本発明が適用されるシステム構成の例を示す系
統構成図である。
統構成図である。
【図２】未燃Ｈ2Ｓが１０ppm以下となる燃焼条件を示す
グラフである。
グラフである。
【図３】未燃Ｈ2Ｓが１０ppm以下となるＨ2Ｓ濃度とガ
ス滞留時間τの関係を示すグラフである。
ス滞留時間τの関係を示すグラフである。
【図４】Ｈ2Ｓ燃焼機においてＣＯＳが生成しない条件
の例を示すグラフである。
の例を示すグラフである。
【図５】Ｏ2濃度（％）を横軸に、ＳＯ3濃度（ppm）を
縦軸に、それぞれとり、反応温度をパラメータとして、
ＳＯ2とＮ2の混合ガスを空気で酸化した場合のＳＯ3生
成量を示すグラフである。
縦軸に、それぞれとり、反応温度をパラメータとして、
ＳＯ2とＮ2の混合ガスを空気で酸化した場合のＳＯ3生
成量を示すグラフである。
１ ガス化炉 ２ 熱回収部 ３ サイクロン ４ チャー回収部 ５ 水洗部 ６ ＣＯＳ転化部 ７ 湿式吸収装置 ８ Ｈ2Ｓ燃焼器 ９ 熱交換器 １０ 脱硫装置 １１ ガスタービン １２ 煙突
Claims (6)
- 【請求項１】 石炭ガス化における湿式ガス精製工程か
ら回収されるＨ2Ｓガスを空気あるいは酸素含有ガスで
燃焼し、ＳＯ2に酸化したのち硫黄分を石灰石石膏法で
回収する硫黄分回収方法において、前記燃焼工程では、
高温において酸素原子及びあるいは酸素ラジカルを生成
しない燃料で燃焼することを特徴とする硫黄分回収方
法。 - 【請求項２】 請求項１に記載の硫黄分回収方法におい
て、燃料として炭化水素を用いることを特徴とする硫黄
分回収方法。 - 【請求項３】 石炭ガス化における湿式ガス精製工程か
ら回収されるＨ2Ｓガスを空気あるいは酸素含有ガスで
燃焼し、ＳＯ2に酸化したのち硫黄分を石灰石石膏法で
回収する硫黄分回収方法において、Ｈ2Ｓガスを含む再
生ガス中のＣＯの濃度を５％以下とすることを特徴とす
る硫黄分回収方法。 - 【請求項４】 請求項３に記載の硫黄分回収方法におい
て、Ｈ2Ｓガスを含む再生ガスにＮ2ガスを添加してＣＯ
の濃度を５％以下とすることを特徴とする硫黄分回収方
法。 - 【請求項５】 請求項３に記載の硫黄分回収方法におい
て、湿式ガス精製工程における湿式吸収液として立体障
害アミンを含む吸収液を用いることを特徴とする硫黄分
回収方法。 - 【請求項６】 石炭ガス化における湿式ガス精製工程か
ら回収されるＨ2Ｓガスを空気あるいは酸素含有ガスで
燃焼し、ＳＯ2に酸化したのち硫黄分を石灰石石膏法で
回収する硫黄分回収方法において、石灰石石膏法の吸収
塔から排出される被処理ガスをガスタービン燃焼排ガス
中に混合することを特徴とする硫黄分回収方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP10023237A JPH11221431A (ja) | 1998-02-04 | 1998-02-04 | 硫黄分回収方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP10023237A JPH11221431A (ja) | 1998-02-04 | 1998-02-04 | 硫黄分回収方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH11221431A true JPH11221431A (ja) | 1999-08-17 |
Family
ID=12105013
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP10023237A Pending JPH11221431A (ja) | 1998-02-04 | 1998-02-04 | 硫黄分回収方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPH11221431A (ja) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2002241771A (ja) * | 2001-02-22 | 2002-08-28 | Electric Power Dev Co Ltd | 硫黄化合物の低減方法及びその装置 |
| WO2017006724A1 (ja) * | 2015-07-03 | 2017-01-12 | 三菱重工業株式会社 | 原料ガスの精製装置、及び精製方法 |
-
1998
- 1998-02-04 JP JP10023237A patent/JPH11221431A/ja active Pending
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2002241771A (ja) * | 2001-02-22 | 2002-08-28 | Electric Power Dev Co Ltd | 硫黄化合物の低減方法及びその装置 |
| WO2017006724A1 (ja) * | 2015-07-03 | 2017-01-12 | 三菱重工業株式会社 | 原料ガスの精製装置、及び精製方法 |
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Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20040621 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20040629 |
|
| A02 | Decision of refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A02 Effective date: 20041026 |