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JP6977112B2 - 酸性ガスをガス流から除去する統合システム及び方法 - Google Patents

酸性ガスをガス流から除去する統合システム及び方法 Download PDF

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JP6977112B2 JP2020115197A JP2020115197A JP6977112B2 JP 6977112 B2 JP6977112 B2 JP 6977112B2 JP 2020115197 A JP2020115197 A JP 2020115197A JP 2020115197 A JP2020115197 A JP 2020115197A JP 6977112 B2 JP6977112 B2 JP 6977112B2
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Description

本件出願は、２０１４年１０月２４日出願の「酸性ガスをガス流から除去する統合シス
テム及び方法（INTEGRATED SYSTEM AND METHOD FOR REMOVING ACID GAS FORM A GAS STRE
AM）」と題した米国仮出願第６２／０６８，３３３号の恩恵を主張し、この米国仮出願の
内容は参照により全体が本明細書に組み入れられるものとする。
本発明は、ガス流を処理又は精製することに関し、とくに、硫黄化合物及び二酸化炭素
のような酸性ガスをガス流から除去することに関する。
ガス処理及び浄化は、化学産業において重要な作業である。数種類の工業プロセスは、
浄化することが必要な、また使用前に種々の汚染物（例えば、Ｈ２Ｓ、ＳＯ２、ＣＯＳ、
ＨＣｌ、ＮＨ３等々）を除去するのが必要なガスを利用する。汚染物除去の他に、ガス組
成物は、さらに、Ｈ２、ＣＯ及び／又はＣＯ２のためにプロセス要件に合致するよう調整
することが必要であり得る。
化学物質生成及び発電に重用されるプロセスガスの１つは合成ガス又は「シンガス（sy
ngas）」である。合成ガスは、有機原料（石炭、石油コークス、バイオマス、オイル）の
部分的燃焼から生成し、主にＣＯ及びＨ２から構成される。合成ガスは、出発原料物質に
基づいて汚染物（Ｈ２Ｓ、ＣＯＳ）を含有することがよくある。合成ガスにおけるＨ２Ｓ
及びＣＯＳは、下流プロセスで使用される触媒を不活性化する恐れがあり、また極めて低
いレベルまで除去する必要がある。発電の場合、硫黄種は、燃焼中に酸化してＳＯ２を生
成するおそれがあり、このＳＯ２は、酸性雨を減らすため環境保護庁（ＥＰＡ）によって
規制されている。当業者であれば分かるように、他のプロセスガス、１つの例として天然
ガスも浄化する必要がよくある。
この要求を満たすため数種類の技術が開発されている。多くの技術は溶剤ベースの手法
を使用し、この手法においては、除去することを必要とするガス種を、常温又は常温以下
の温度で圧力の下に溶剤に吸収させ、またこの溶剤は、後で溶剤をフラッシング、すなわ
ち蒸発分離（圧力を減圧して）するか、又は熱エネルギーを使用する（溶剤を加熱する）
ことのいずれかによって、再生する。このようなプロセスの例としては、ポリエチレング
リコールのジメチルメチルの混合物を用いるダウ・ケミカル社によるSELEXOL（登録商標
）プロセス（ＵＯＰにライセンス供与）、溶剤としてのメタノール、アミン（例えば、Ｍ
ＤＥＡ、ＭＥＡ、ＤＥＡ等）、並びにＢＡＳＦ社、シェル社、及びＵＯＰによる活性化Ｍ
ＤＥＡを用いる、リンデグループ（Linde Group）及びルルギ社（Lurgi AG）によるRECTI
SOL（登録商標）がある。これら溶剤ベースの除去プロセスは、一般的に酸性ガス除去（
ＡＧＲ：acid gas removal）プロセスと称される。
Ｈ２Ｓ、ＣＯＳ、及びＣＯ２は等級が変わる異なる溶剤に溶解可能であり、また溶剤ベ
ースの除去プロセスは、極めて複雑であり、かつＨ２Ｓ及びＣＯＳを別個の流れに分離す
るよう策定されている。Ｈ２Ｓ／ＣＯＳの流れは、下流で硫黄回収又は硫酸生成のいずれ
かのために使用される。ＣＯ２の流れは、原油増進回収（ＥＯＲ：enhanced oil recover
y）に使用される若しくは地質学的帯水層内に貯蔵することができる、又はとりわけ藻類
のような付加価値製品を生産するのに使用することができる。
燃料へのメタノール転化又はフィッシャー・トロプシュ転化のような、合成ガスの化学
的用途は、一般的に合成ガスにおける硫黄レベルを極めて低くする、例えば１００ｐｐｂ
ｖ未満にする必要がある。この極低硫黄要件は、多くのＡＧＲプロセスにとって達成する
のが困難である。硫黄化合物及びＣＯ２双方の除去を最適化し、このことによって、従来
の任意なＡＧＲプロセス単独を実施するよりも、硫黄化合物はプロセスガス内でより低い
レベルまで減少し、また硫黄化合物及びＣＯ２の純度をより高いレベルで回収するよう、
硫黄化合物除去プロセスをＣＯ２除去プロセスから分離できるようにすることが望ましい
。このような分離は、多くのこれらＡＧＲ技術を同時に使用できないプロセスガス対化学
物質若しくは燃料用途で効果的に使用することができ、並びに／又は資本コスト及び／若
しくは光熱費を低減することができる。
シンガス（合成ガス）はガスタービンにおける発電にも使用することができる。シンガ
スは、さらに、水−ガスシフト（ＷＧＳ：water-gas-shift）プロセスを介してＣＯ対Ｈ
２比を変換し、またガス流内のＣＯ２を除去し、圧力スイング吸着（ＰＳＡ）プロセス又
は膜プロセスを用いてプロセス（処理）ガスの精製をすることによって、Ｈ２を生成する
のに使用することができる。プロセスガスのＨ２対ＣＯ比は、下流域の用途要求を満たす
よう注意深く調整することを必要とする。
ＷＧＳ反応を利用し、ＣＯを触媒床上でスチームと反応させることによって一酸化炭素
（ＣＯ）を二酸化炭素（ＣＯ２）及び二原子水素（Ｈ２）にシフトする。ＷＧＳは、Ｈ２
／ＣＯ比を特定用途の下流プロセス要件に合致させるよう上昇するのに利用される工業上
で重要なプロセスである。例えば、ＷＧＳは、燃料を部分的に酸化して合成ガス（又は主
にＣＯ＋Ｈ２よりなる「シンガス」）を生成する予燃焼ＣＯ２捕獲（キャプチャ）に用途
を見出している。このシンガスは、Ｈ２リッチなクリーンガスを発電用タービン内で燃焼
する前にＨ２濃度及びＣＯ２濃度、並びにＣＯ２除去を最大化するようシフトする。ＷＧ
Ｓは、さらに、Ｈ２／ＣＯ比をプロセス要件に合致させるよう調整することが必要な化学
物質生産に広範囲な用途を見出している。例えば、メタノール（ＣＨ３ＯＨ）合成、ＣＯ
＋２Ｈ２→ＣＨ３ＯＨは、Ｈ２／ＣＯ比を２にする必要がある。
従来のＡＧＲプロセス、例えば、RECTISOL（登録商標）プロセス及びSELEXOL（登録商
標）プロセスにおいて、ＷＧＳは、ＡＧＲプロセスの上流で行い、また「酸性ガスシフト
」と称される。シフトすべきガスは、硫黄を（硫化水素(H2S)及び硫化カルボニル(COS)と
して）含有し、また耐硫黄性があって、Ｈ２Ｓ及びＣＯＳの存在の下でシフト反応を促進
する高価な触媒を必要とする。耐硫黄性シフト触媒の例としては、コバルト−モリブデン
（Ｃｏ−Ｍｏ）及びニッケル−モリブデン（Ｎｉ−Ｍｏ）がある。このシフトをＡＧＲの
下流で実施するとき、「スウィートガスシフト」と称され、また耐硫黄性触媒は不要であ
る。このスウィートシフト触媒は、耐硫黄性酸性ガスシフト触媒よりも安価である。した
がって、硫黄化合物除去プロセスをＣＯ２除去プロセスから切り離し、硫黄除去プロセス
の下流におけるＷＧＳの実施を容易にできるようにすることは望ましい。このことは、Ｈ
２／ＣＯ比及び／又はＣＯ２除去の制御をよりよくすることができ、並びに安価なスウィ
ートシフト触媒を使用できるようになる。
上述の問題に全体的若しくは部分的に対処する及び／又は当業者が見てきた他の問題に
対処するため、本発明は、例として以下の説明する実施形態における方法、プロセス、シ
ステム、装置、機器及び／又はデバイスを提供する。
一実施形態によれば、酸性ガスをガス流から除去する方法は、供給ガスを脱硫ユニット
内に流入させて、前記供給ガスから大部分の硫黄を除去し、前記脱硫ユニットが脱硫済み
ガスを生成するステップと、及び前記脱硫済みガスをＣＯ２除去ユニット内に流入させて
、前記前記脱硫済みガスから大部分のＣＯ２を除去するステップと、を備える。
他の実施形態によれば、酸性ガスをガス流から除去する方法は、一酸化炭素（ＣＯ）、
二酸化炭素（ＣＯ２）、及び硫黄化合物を含む供給ガス流を吸収器ユニット内で吸着剤流
と接触させるよう流入させて、第１出力ガス流を生成するステップであって、前記吸着剤
流は、前記供給ガス流から前記硫黄化合物を除去するのに有効な粒子状吸着剤化合物を含
み、また前記第１出力ガス流はＣＯ及びＣＯ２からなる脱硫済みガス並びに硫化吸着剤を
含むものである、該ステップと、前記脱硫済みガスを前記硫化吸着剤から分離するステッ
プと、前記硫化吸着剤を再生器ユニット内で再生剤と接触するよう流入させて第２出力ガ
ス流を生成するステップであって、前記再生剤は、前記硫化吸着剤から硫黄を除去するの
に有効な組成を有し、また前記第２出力ガス流は再生済み吸着剤化合物及び硫黄化合物を
含むものである、該ステップと、前記再生済み吸着剤化合物を前記硫黄化合物から分離す
るステップと、前記再生済み吸着剤化合物を前記吸収器ユニットに流入させるステップと
、前記脱硫済みガスをＣＯ２除去ユニット内でＣＯ２除去剤に接触するよう流入させて、
ＣＯ並びに相当減少した分率での硫黄及びＣＯ２を含む処理済みガスを生成するステップ
と、を備える。
幾つかの実施形態において、前記供給ガスを、約２０４.４℃（約４００゜Ｆ）以上の
温度で前記脱硫ユニットに流入させる。
幾つかの実施形態において、前記脱硫済みガスを、約−６２.２℃（約−８０゜Ｆ）の
温度で前記ＣＯ２除去ユニットに流入させる。
幾つかの実施形態において、前記供給ガス流は、一酸化炭素（ＣＯ）、二酸化炭素（Ｃ
Ｏ２）、水素（Ｈ２）、シンガス、シフト済みシンガス、炭化水素（ＨＣ）、又は天然ガ
スを含む。
幾つかの実施形態において、前記供給ガス流の硫黄化合物は、硫化水素（Ｈ２Ｓ）、硫
化カルボニル（ＣＯＳ）、二硫化炭素（ＣＳ２）及び／又は他の二硫化物、及び／又は１
種類以上のメルカプタンを含む。
幾つかの実施形態において、供給ガス流は、脱硫前又は脱硫後にＷＧＳ反応を受ける。
幾つかの実施形態において、このＷＧＳは脱硫後かつＣＯ２除去前に実施する。
他の実施形態によれば、ガス処理システムは、本明細書に記載の方法のうち任意な方法
を実施するよう構成される。
他の実施形態によれば、ガス処理システムは、大部分の硫黄化合物をプロセスガスから
除去して脱硫済みガスを生成するよう構成された脱硫ユニットと、及び前記脱硫ユニット
の下流に配置され、また前記脱硫済みガスから大部分のＣＯ２を除去するよう構成された
ＣＯ２除去ユニットと、を備える。
他の実施形態によれば、前記脱硫ユニット、前記ＣＯ２除去ユニット、又はその双方は
、固定床反応器、可動床反応器、流動床反応器、輸送反応器、モノリス反応器、マイクロ
チャンネル反応器、吸収器ユニット、及び再生器ユニットに流体連通する吸収器ユニット
のうち少なくとも１つを有する。
他の実施形態によれば、ガス処理システムは、前記脱硫ユニットの上流又は下流に配置
され、また前記プロセスガスをシフトして、二酸化炭素（ＣＯ２）及び水素ガス（Ｈ２）
生成するよう構成された水−ガスシフトユニットを備える。
本発明の他のデバイス、装置、システム、方法、特徴及び利点は、当業者には以下の図
面及び詳細な説明を検分することで明らかであろう。本明細書に含まれるこのようなすべ
ての付加的システム、方法、特徴及び利点は、本発明の範囲内であり、特許請求の範囲に
より保護されるべきものであることを意図する。
本発明は、以下の図面を参照することによって、よりよく理解できる。図面におけるコ
ンポーネントは必ずしも縮尺通りではなく、本発明の原理を説明する際に誇張して示す。
図面において、異なる図番にわたり同一参照符号は対応部分を示す。
幾つかの実施形態により本明細書に記載の酸性ガス除去方法を実施するガス処理システムの実施例の概略図である。 幾つかの実施形態による脱硫システム（又はユニット）の実施例の概略図である。 幾つかの実施形態によるＣＯ２除去ユニット（又はユニット）の実施例の概略図である。 Ｓ及びＣＯ２を除去するのに利用するスタンドアローンRECTISOL（登録商標）プロセスの実施例の概略図である。 幾つかの実施形態による、ＣＯ２スクラビング用に構成された切離しRECTISOL（登録商標）プロセスと統合される暖ガス脱硫プロセスの実施例の概略図である。 Ｓ及びＣＯ２を除去するのに利用するスタンドアローンSELEXOL（登録商標）プロセスの実施例の概略図である。 幾つかの実施形態による、ＣＯ２スクラビング用に構成された切離しSELEXOL（登録商標）プロセスであって、上流暖ガス脱硫プロセスと統合されるよう構成した、切離しSELEXOL（登録商標）プロセスの実施例の概略図である。
本明細書に使用する用語「シンガス」は合成ガスを意味する。本発明の文脈において、
シンガスは、少なくとも一酸化炭素（ＣＯ）と２原子水素ガス（Ｈ２）の混合物である。
実施形態によっては、シンガスは他の成分を付加的に含むことができ、例えば、水、空気
、２原子窒素ガス（Ｎ２）、２原子酸素ガス（Ｏ２）、二酸化炭素（ＣＯ２）、硫黄化合
物（例えば、硫化水素(H2S)、硫化カルボニル(COS)、硫黄酸化物(SOX)、等々）、窒素化
合物（窒素酸化物(NOX)、等々）、金属カルボニル、炭化水素（例えば、メタン(CH4)）、
アンモニア（ＮＨ３）、塩化物（例えば、塩化水素(HCl)）、シアン化水素（ＨＣＮ）、
微量金属、並びに半金属（例えば、水銀(Hg)、ヒ素(As)、セレン(Se)、カドミウム(Cd)、
等々）及びそれらの化合物、粒子状物質（ＰＭ）等々を含有することがあり得る。
本明細書に使用する用語「天然ガス」は、主にメタン及び少量の高級アルカンからなる
炭化水素（ＨＣ）ガスの混合物を意味する。実施形態によっては、天然ガスは付加的に非
ＨＣ種を含む場合があり、例えば、上述したもののうち１つ又はそれ以上、さらには二硫
化炭素（ＣＳ２）及び／又は他の二硫化物、及びメタンチオール（ＣＨ３ＳＨ）及びエタ
ンチオール（Ｃ２Ｈ５ＳＨ）並びに他の有機硫黄化合物のようなメルカプタン（チオール
）を含有し得る。
本明細書に使用する用語「流体（fluid）」は、他に示さない限り又は文脈が他である
ことを示さない限り、概して用語「液体（liquid）」並びに用語「ガス（gas）」を包含
する。用語「流体」は、粒子が懸濁している又は運ばれる流体を包含する。用語「ガス」
は蒸気又は液滴を含む又は同伴する気体を包含する。用語「流体」、「液体」又は「ガス
」は、単独成分（種）又は２つ以上の異なる成分の混合物を含む「流体」、「液体」又は
「ガス」を包含する。複数成分の混合物の例としては、限定しないが、上述のようなシン
ガス及び天然ガスがある。
本明細書に使用する用語「プロセスガス」は、概して初期的に１種類以上の硫黄化合物
及びＣＯ２を含む任意のガスを意味する。本明細書に記載のガス処理方法の初期段階、す
なわち、本明細書に記載のガス処理システムに初期投入されるときのプロセスガスは、「
生ガス（raw gas）」又は「供給ガス（feed gas）」とも称される。本明細書に記載のガ
ス処理方法により脱硫及びＣＯ２除去を受けた後のプロセスガスは、「処理済みガス（tr
eated gas）」、「清浄化ガス（cleaned gas）」、「精製ガス（purified gas）」とも称
する場合がある。用語「プロセスガス」は、全体的にガス処理方法の任意な特定段階にお
けるガス組成に限定しない。例えば、用語「プロセスガス」は、それ自体、いかなる特定
時点においても、硫黄化合物、ＣＯ２、又は他の種の濃度表示を何ら提示しない。プロセ
スガスは、限定しないが上述のシンガス及び天然ガスを含む。プロセスガスの他の例とし
ては、ＣＯ、ＣＯ２、Ｈ２、及び炭化水素（ＨＣ）のうち１つ又はそれ以上を含むガスで
ある。
本発明は、酸性ガスをガス流から除去する方法を提供する。この方法は、固体吸着剤を
利用してＨ２Ｓ及びＣＯＳのような硫黄化合物をプロセスガスから選択的に除去する暖ガ
ス脱硫プロセス（ＷＤＰ：warm-gas desulfurization process）を伴う。吸着剤は、再生
可能又は使い捨てとすることができる。この脱硫プロセスは、約２０４.４℃（約４００
゜Ｆ）又はそれ以上の温度で生ずることができる。プロセスガスから除去された硫黄化合
物は、その後に回収される、又は他の硫黄化合物を生成するのに利用する、及び／又は普
通のクラウスプロセス若しくは他の硫黄回収プロセスを実施することによって元素状硫黄
を回収するのに利用することができる。
ＷＤＰは、下流ＣＯ２除去プロセスに統合される上流プロセスとして行うことができ、
全体としてＡＧＲプロセスを提供する。ＷＤＰは、さらに、他の汚染物又は不純物を除去
するのに有効な追加の下流プロセスに統合され、これにより総合的ガス清浄プロセスを提
供することができる。総じて、現在のところ、このＷＤＰは任意のＣＯ２除去プロセスと
両立可能であると考えられる。幾つかの実施形態において、ＣＯ２除去プロセスは、主に
又は排他的に（若しくは選択的に）ＣＯ２を除去するよう変更されたＡＧＲプロセスであ
り得る。すべてのこのような実施形態において、統合ガス処理プロセスは、硫黄除去をＣ
Ｏ２除去から切り離し、このことによりプロセスを簡素化し、またプロセスの資本コスト
及び操業費用を飛躍的に低減することができる。さらに、ＷＤＰを用いる硫黄除去及びＣ
Ｏ２除去の切離しによれば、ＷＤＰ及び任意な既存又は新たなＡＧＲプロセスの組合せは
、任意なＡＧＲプロセス単独で得られるよりも、より低いレベルまで硫黄を除去し、また
より純度の高い硫黄及びＣＯ２の副生成物を生成することができる。さらに、ＷＤＰの上
流配置によれば、多数のこれらＡＧＲ技術を、現在使用できるプロセスガス対化学物質用
途又は燃料用途に有効活用できる。さらに、上流ＷＤＰのＣＯ２除去からの切離しは、硫
黄除去プロセスの下流でＷＧＳプロセスを実施する、すなわち、スウィートガスシフトを
行う可能性が開ける。上述したように、スウィートシフト触媒は、耐硫黄性酸性ガスシフ
ト触媒よりも相当安価であり、したがって、一層のコスト削減をもたらすことができる。
幾つかの実施形態によれば、酸性ガスをガス流から除去する方法は、供給ガスから相当
多くの割合の硫黄化合物を除去するため供給ガスを脱硫ユニットに流入させる。次に、こ
の結果として脱硫された脱硫済みガスをＣＯ２除去ユニット内に流入させて、相当多くの
割合のＣＯ２を脱硫済みガスから除去する。
様々な実施形態において、脱硫ユニット及び／又はＣＯ２除去ユニットは、以下の形態
、すなわち、固定床反応器、可動床反応器、流動床反応器、輸送反応器、モノリス反応器
、マイクロチャンネル反応器、吸収器ユニット、又は再生器ユニットに流体連通する吸収
器ユニットのうち１つを含むことができる。
他の実施形態によれば、酸性ガスをガス流から除去する方法は、一酸化炭素（ＣＯ）、
二酸化炭素（ＣＯ２）、及び硫黄化合物を含む供給ガスの流れを吸着剤の流れに接触させ
るよう吸収器ユニットに流入させて、第１出力ガスの流れを生成することができる。この
第１出力ガス流は、脱硫済みガス（少なくともＣＯ及びＣＯ２を含む）及び硫化した（又
は硫黄を装荷された）吸着剤を含む。脱硫済みガスは、この後硫化した吸着剤から分離す
る。この結果として生じた脱硫済みガスを、次にＣＯ２除去剤に接触するようＣＯ２除去
ユニットに流入させて、ＣＯ並びに割合が相当減少した硫黄及びＣＯ２を含む処理済みガ
スを生成する。脱硫プロセス中、吸着剤化合物を再生する。とくに、硫化した吸着剤を脱
硫済みガスから分離した後、硫化した吸着剤を再生剤に接触するよう再生器ユニットに流
入させ、再生した吸着剤化合物及び硫黄化合物を含む第２出力ガス流を生成する。次に、
再生した吸着剤化合物を、再生器ユニット内で生成された硫黄化合物から分離し、また再
生した吸着剤化合物は、脱硫プロセスで再使用するため吸収器ユニット内に流入させる。
再生器ユニット内で生成された硫黄化合物は、再生器ユニットから出力し、また回収する
又は関心対象の異なる硫黄化合物若しくは元素状硫黄を合成するための他の処理を受けさ
せることができる。さらに、ＣＯ２除去ユニットによって除去したＣＯ２は、ＣＯ２除去
ユニットから出力し、また回収する又は所望の他の処理を受けさせることができる。
上述の酸性ガス除去方法を受けるプロセスガスは、１つ又はそれ以上のタイプの硫黄化
合物及びＣＯ２を含む任意なガスとすることができ、また任意の適当な供給ガス源から供
給することができる。プロセスガスの例としては、限定しないが、燃焼プロセスから（例
えば、石炭若しくは他の炭素質材料のような化石燃料を燃やす発電所、ボイラ、炉、キル
ン、又は類似物、内燃機関等から）出力される排ガス（又は煙道ガス）；天然ガス；化石
燃料若しくはバイオマス材料若しくは廃材のガス化あるいは天然ガス改質によって生ずる
シンガス；又は化学的変換若しくは合成プロセスによる副生成物がある。プロセスガスが
シンガスである幾つかの実施形態において、シンガスは、したがって、酸性ガス除去方法
によって除去されるべきＣＯ２を増加した量で含むようシフトされたシンガスとすること
ができる。シフトされたシンガスは、酸性ガス除去方法の脱硫段の上流で実施されるプロ
セス（例えば、水−ガスシフト）の結果であり得る。
吸着剤の流れは、例えば、シンガス又は例えば、窒素（Ｎ２）のような不活性キャリヤ
ガス（又は通気ガス）のような任意の適当なプロセスガス内で搬送される固体粒子状吸着
剤によって形成することができる。吸着剤の流れは、吸収器ユニット内における供給ガス
のフローに対して同向フロー、対向フロー、又は交差フローの関係となるよう吸収器ユニ
ット内で流動させることができる。幾つかの実施形態において、吸着剤化合物の粒子は、
約３５μｍ〜１７５μｍの範囲内における平均粒子サイズ又は平均粒径（average partic
le size）を有する。本明細書の文脈において、「サイズ」又は「特徴的寸法（character
istic dimension）」は、粒子の形状又は近似形状の観点から粒子サイズをほぼ特徴付け
る寸法を意味する。例えば、粒子は、サイズが直径に対応する場合、少なくともほぼ球形
であるとして特徴付けすることができる。概して、粒子の粒径の分散度には限定されない
。
概して、粒子状吸着剤は、任意の適当な、例えば、吸着、吸収、又は化学反応のような
メカニズム又はメカニズムの組合せによって硫黄化合物を供給ガスの流れから除去するの
に有効な任意の吸着剤化合物とすることができる。硫黄除去に有効な吸着剤化合物の例と
しては、限定しないが、酸化亜鉛、酸化銅、酸化鉄、酸化バナジウム、酸化マンガン、酸
化第１スズ、及び酸化ニッケルのような金属酸化物；チタン酸亜鉛のようなチタン酸金属
；亜鉛フェライト及び銅フェライトのような金属フェライト；及び上述したもののうち２
つ以上の組合せがある。吸着剤は再生可能又は再生不能（又は少なくとも使い捨て）とす
ることができる。したがって、本発明方法の若干の実施形態は吸着剤の再生を含むことが
できるとともに、他の実施形態は吸着剤の再生を含まない。
幾つかの実施形態において、粒子は多相材料とすることができる。例えば、粒子は、金
属酸化物相及び金属アルミニウム相を含むことができ、例えば、酸化亜鉛（ＺｎＯ）相及
びアルミン酸亜鉛（ＺｎＡｌ２Ｏ４）相を含むことができる。より総体的には、吸着剤は
、例えば、アルミナ（Ａｌ２Ｏ３）、二酸化ケイ素（ＳｉＯ２）、二酸化チタン（ＴｉＯ
２）、ゼオライト、又は上述したもののうち２つ以上の組合せのような支持体を含むこと
ができる。
金属酸化物を吸着剤の例とする場合、Ｈ２Ｓ及びＣＯＳをプロセスガスから除去するこ
とに関連する反応は、以下のように表現することができる。
ＭＯ＋Ｈ２Ｓ→ＭＳ＋Ｈ２Ｏ、及び
ＭＯ＋ＣＯＳ→ＭＳ＋ＣＯ２であり、
ここで、Ｍは金属酸化物吸着剤の活性金属であり、ＭＯは金属酸化物であり、またＭＳ
は金属硫化物（硫化した吸着剤）である。
概して、再生剤は、硫黄を本発明方法で利用される特定の硫化した吸着剤から除去する
、すなわち、再生器ユニット内の吸着剤化合物の再生又は吸着剤化合物の再生を増進する
のに有効な任意の化合物とすることができる。幾つかの実施形態において、再生剤は、フ
ラッシュ蒸気再生プロセス中に硫化した吸着剤と接触するよう流入して吸着剤化合物の回
収を増進する剥離ガスとすることができる。幾つかの実施形態において、再生剤は、硫黄
を硫化した吸着剤から脱着する。幾つかの実施形態において、再生剤は、空気又は酸素ガ
ス（Ｏ２）又は酸素化合物を含み、また第２出力ガス流の硫黄化合物は二酸化硫黄を含む
。この場合、再び金属酸化物を吸着剤の例とする場合、再生プロセスは、金属硫化物を金
属酸化物に逆転換するものであり、以下のように表現される。すなわち、
ＭＳ＋(3/2)Ｏ２→ＭＯ＋ＳＯ２
再生済み吸着剤化合物をＳＯ２又は他の硫黄化合物から分離した後、ＳＯ２又は他の硫
黄化合物を含むガス流は、任意な所望目的のために、例えば、他の使用のためＳＯ２を回
収する、硫酸又は他の所望硫黄化合物を生成する、及び／又は任意の適当なプロセスによ
って元素状硫黄を生成するため、任意な所望目的地に経路付けすることができる。
上述したように、脱硫プロセスは暖ガス脱硫プロセスである。幾つかの実施形態におい
て、脱硫プロセスは、約２０４.４℃（約４００゜Ｆ）又はそれ以上の温度で吸収器ユニ
ット内において実施する。幾つかの実施形態において、脱硫プロセスは、約２０４.４℃
（約４００゜Ｆ）〜約５９３.３℃（約１１００゜Ｆ）の範囲内の温度で吸収器ユニット
内において実施する。幾つかの実施形態において、脱硫プロセスは、大気圧〜約１０.３
ＭＰａ（約１５００ｐｓｉａ）の範囲内の圧力で吸収器ユニット内において実施する。再
生プロセスは、一般的に脱硫プロセスよりも高い温度で行われる。幾つかの実施形態にお
いて、再生プロセスは、約４８２.２℃（約９００゜Ｆ）又はそれ以上の温度で再生器ユ
ニット内において実施する。幾つかの実施形態において、再生プロセスは、約４８２.２
℃（約９００゜Ｆ）〜約７６０℃（約１４００゜Ｆ）の範囲内の温度で再生器ユニット内
において実施する。幾つかの実施形態において、再生プロセスは、大気圧〜約１０.３Ｍ
Ｐａ（約１５００psia）の範囲内の圧力で再生器ユニット内において実施する。
吸収器ユニットは、供給ガスと吸着剤との間の接触時間が十分長くなるよう、また供給
ガス内の硫黄化合物の濃度を所望量だけ減少するのに有効な温度及び圧力にして、供給ガ
ス及び吸着剤流のフローを維持するのに適した任意の形態にすることができる。このよう
な目的のため、吸収器ユニットは、概して供給ガス用の入口、再生済み吸着剤用の入口、
上述の第１出力ガス流（脱硫済みガス及び硫化吸着剤）用の出口を有している容器を備え
ることができる。代案として、容器は固形物分離ゾーンを備えることができ、この場合、
容器は、脱硫済みガス流及び硫化吸着剤流それぞれに対応する出口を有する。幾つかの実
施形態において、容器は、さらに、新鮮な補給吸着剤、不活性キャリヤガス及び／又は任
意な他の添加剤流体を添加するための１個又はそれ以上の入口を備えることができる。幾
つかの実施形態において、吸収器ユニットは、移送パイプによって流体的に接続した２個
以上の容器を備えることができる。多重容器は、多重吸収段を実施するよう、及び／又は
異なる機能を実施するよう構成することができる。例えば、１個の容器は、主に、吸着剤
材料を蓄積又は保持するよう、及び／又は吸着剤装荷ガス流を確立するよう構成するとと
もに、他の容器は、供給ガスと吸着剤との間で相互作用（又は相互作用の大部分）が生ず
る流動化ゾーンを確立するよう構成することができる。他の実施例として、容器は、温度
制御、圧力制御、又は固形物分離を行うよう構成することができる。
再生器ユニットは、１個以上の移送パイプ又は他の適当な配管によって吸収器ユニット
に流体的に接続することができる。再生器ユニットは、概してある期間にわたり吸収器ユ
ニット内に再配置させる容認可能な吸着剤量を再生するのに有効な温度及び圧力にして、
硫化吸着剤と再生剤との間の接触を促進するのに適した任意の形態にすることができる。
この目的のため、再生器ユニットは、概して、硫化吸着剤用の入口、再生剤用の入口、及
び上述の第２出力ガス流（再生済み吸着剤化合物及び排ガス硫黄化合物）用の出口を備え
ることができる。代案として、容器は固形物分離ゾーンを有することができ、この場合、
容器は、再生済み吸着剤流及び排ガス硫黄化合物流それぞれに対応する出口を備えること
ができる。吸収器ユニットと同様に、幾つかの実施形態において、この再生器ユニットは
、多重再生段及び／又は特定機能を実施する２つ以上の容器を有することができる。
吸収器ユニット内における硫化吸着剤から脱硫済みガスを分離するプロセス、及び再生
器ユニット内における硫黄化合物（例えば、ＳＯ２）から再生済み吸着剤化合物を分離す
るプロセスは、概してガス及び硫化吸着剤の成分を分離するのに有効な任意の手段によっ
て実施することができる。幾つかの実施形態において、分離は、吸収器ユニット内で生じ
た第１出力ガス流、及び再生器ユニット内で生じた第２出力ガス流をそれぞれに対応する
分離器（固形物分離デバイス）内に流入させることによって実施することができる。各固
形物分離器は、吸収器ユニット及び再生器ユニットの下流に物理的に配置するか、又は代
案として、それぞれに対応の分離ゾーンで吸収器ユニット及び再生器ユニットに一体化す
ることができる。固形物分離器の例としては、限定しないが、サイクロン分離器、静電集
塵器、フィルタ、及び重力沈降チャンバがある。
幾つかの実施形態において、吸着剤化合物の組成及び特性、吸着剤化合物の調製方法、
吸着剤化合物を硫黄化合物の除去に使用すること、吸着剤化合物のその後の再生、吸収器
ユニット及び再生器ユニットの形態は、以下の参考特許文献のうち１つ又はそれ以上に記
載されているものであり、すなわち、米国特許第８，６９６，７９２号、同第６，９５１
，６３５号、同第６，３０６，７９３号、同第５，９７２，８３５号、同第５，９１４，
２８８号、同第５，７１４，４３１号、のうち１つ又はそれ以上に記載されているものと
することができ、これら特許文献それぞれは、参照により内容全体が本明細書に組み入れ
られるものとする。
酸性ガス除去方法の実施形態は、プロセスガスからほぼ全ての硫黄内容物を除去すると
ともに、脱硫に利用される吸着剤の消耗を少なくするのに有効性が高いものとなり得る。
幾つかの実施形態において、吸収器ユニットから出力される（及び硫黄装荷吸着剤から分
離した）脱硫済みガスは、体積分率が１００万分の約２５（ppm）又はそれ未満の硫黄濃
度を有する。幾つかの実施形態において、脱硫済みガス、体積分率が１０億分の約１００
（ppb）又はそれ未満の硫黄濃度を有する。
上述したように、酸性ガス除去方法は、ＣＯ２除去ユニット内でＣＯ２除去剤に接触するよう脱硫済みガスをＣＯ２除去ユニットに流入させるステップを有する。本明細書に記載の上流暖ガス脱硫プロセスを実施することによって、ＣＯ２を除去するための外部冷凍又は周囲環境より低い冷却要件は減少又は排除される。とくに、ＣＯ２除去ユニットに供給される脱硫済みガスは、冷凍システムによって極低温冷却する必要はない。幾つかの実施形態において、脱硫済みガスをＣＯ２除去剤と接触するよう流入させるステップは、約−６２．２℃（約−８０゜Ｆ）〜約−１.１℃（約３０゜Ｆ）の範囲にわたる温度で行う。
他の実施形態において、ＣＯ２除去剤と接触するよう脱硫済みガスを流入させるステップは、約−１.１℃（約３０゜Ｆ）〜約５４.４℃（約１３０゜Ｆ）の範囲にわたる温度で行う。他の実施形態において、暖ガスＣＯ２除去プロセスを実施することができる。後者の非限定的な１つの実施例として、脱硫済みガスは、約９３.３℃（約２００゜Ｆ）〜約４８２.２℃（約９００゜Ｆ）の範囲にわたる温度でＣＯ２除去剤と接触するよう流入させる。
概して、ＣＯ２除去剤は、脱硫済みガス流からＣＯ２を捕獲するのに有効な任意な除去
剤とすることができる。幾つかの実施形態において、ＣＯ２除去剤は、ガス吸収及びその
後の再生によってＣＯ２を除去する溶剤ベースの除去剤とすることができる。したがって
、幾つかの実施形態において、ＣＯ２除去剤は、RECTISOL（登録商標）プロセス、SELEXO
L（登録商標）プロセス、PURISOL（登録商標）プロセス（ドイツ連邦共和国フランクフル
トのルルギ社（Lurgi AG）による）及びFluor Solvent（商標名）プロセスで利用される
ような物理的溶剤とする。ＣＯ２除去剤として有効なこのような溶剤の実施例としては、
限定しないが、メタノール、ポリエチレンのジメチルエーテルの混合物（ＤＥＰＧ）、N-
メチル-2-ピロリドン（ＮＭＰ）、スルホラン（2,3,4,5-テトラヒドロチオフェン-1,1-ジ
オキサイド）、プロピレン・カーボネート（Ｃ４Ｈ６Ｏ３）、及び上述したもののうち２
つ以上の組合せがある。
他のインジケータにおいて、ＣＯ２除去剤は、アミンをベースとする溶剤のような化学
的溶剤とすることができ、ＭＤＥＡ（アメリカ合衆国ニュージャージー州フローラム・パ
ークのＢＡＳＦ社製）、ＡＤＩＰ（オランダ国ハーグのシェル・グローバル・ソリューシ
ョンズ・インターナショナル社製）、Amine Guard（商標名）ＦＳプロセス溶剤（アメリ
カ合衆国イリノイ州デスプレーンズのＵＯＰ・Ａ・ハネウェル社製）のような調剤アミン
、及びBenfield（商標名）プロセス溶剤（ＵＯＰ社製）とすることができる。ＣＯ２除去
剤として有効なこのような溶剤の例としては、限定しないが、メチルジエタノールアミン
（ＭＤＥＡ）、活性化ＭＤＥＡ（ａＭＤＥＡ）、モノエタノールアミン（ＭＥＡ）、ジエ
タノールアミン（ＤＥＡ）、トリエタノールアミン（ＴＥＡ）、ジイソプロパノールアミ
ン（ＤＩＰＡ）、ジグリコールアミン（ＤＧＡ）、炭酸カリウム（Ｋ２ＣＯ３）、及び上
述したもののうち２つ以上の組合せがある。
他の実施形態において、ＣＯ２除去剤は、Slufinol（商標名）（シェル社製）、FLEXSO
RB（登録商標）PSソルベント（アメリカ合衆国テキサス州ヒューストンのエクソンモービ
ル・ケミカル社製）、及びUCARSOL（登録商標）LEソルベント（アメリカ合衆国コネチカ
ット州ダンベリーのユニオン・カーバイド社製）のような溶剤又は溶剤混合物とすること
ができる。ＣＯ２除去剤として効果的なこのような溶剤の実施例としては、限定しないが
、スルホラン（2,3,4,5-テトラヒドロチオフェン-1,1-ジオキサイド）と、水と、並びに
メチルジエタノールアミン（ＭＤＥＡ）、ピペラジン（Ｃ４Ｈ１０Ｎ２）、及びジイソプ
ロパノールアミン（ＤＩＰＡ）のうち１つ又はそれ以上との混合物がある。
他の実施形態において、ＣＯ２除去剤は吸着剤ベースの除去剤とすることができる。実
施例としては、限定しないが、アルカリ金属酸化物、アルカリ金属炭酸塩、ケイ酸リチウ
ム、アミン官能化固体吸着剤、アミン官能化シリカ、アミン官能化ゼオライト、アミン官
能化ハイドロタルサイト、アミン官能化有機金属基質、及び上述したもののうち２つ以上
の組合せがある。
他の実施形態において、ＣＯ２除去剤は、ＣＯ２の溶解及び拡散に有効な薄膜とするこ
とができる。薄膜材料は、例えば、ポリマーをベースとする又はセルロースをベースとす
ることができる。
幾つかの実施形態において、ＣＯ２除去ユニットは、吸収器ユニットとして構成した容
器、及び再生器ユニットとして構成した他の容器を含むことができる。吸収器ユニットは
、処理すべき脱硫済みガスを受け入れる入口と、再生済みＣＯ２除去剤を含むＣＯ２リー
ン（希薄）流体流を受け入れる入口と、処理済みガス（ＣＯ２除去後のプロセスガス）を
出力する出口、及びＣＯ２除去剤及び捕獲されたＣＯ２を含むＣＯ２リッチ（富化）流体
流を出力する他の出口とを有することができる。液体をベースとするＣＯ２除去剤、又は
キャリヤガスに搬送される粒子をベースとするＣＯ２除去剤は、吸収器ユニット内で脱硫
済みガスと接触するよう流入することができる。他方、固定床として設けられた固体をベ
ースとするＣＯ２除去剤、又は薄膜をベースとするＣＯ２除去剤の場合、これらタイプの
ＣＯ２除去剤は、吸収器ユニット内で適切な手段によって支持し、脱硫済みガスのフロー
を適切に被曝できるようにする。再生器ユニットは、吸収器ユニット内で生じたＣＯ２リ
ッチ流体流を移送ライン経由で受け入れる入口と、ＣＯ２リッチ流体流から除去したＣＯ
２をＣＯ２出力流として出力する出口と、及びＣＯ２リーン流体を移送ライン経由で吸収
器ユニットに帰還させる他の出口とを有することができる。ＣＯ２除去剤を再生する（Ｃ
Ｏ２リッチ流体をＣＯ２リーン流体に変換する）メカニズムは、方法に利用するＣＯ２除
去剤のタイプに依存し、また熱再生又はフラッシング（蒸発分離）再生を実施するか否か
に依存する。幾つかの実施形態において、再生器ユニット内の水は再生剤として利用する
。例えば、窒素のような不活性ガスは、ＣＯ２除去剤の再生のため吸収したＣＯ２の揮散
を容易にするのによく利用され得る。
幾つかの実施形態において、ＣＯ２除去ユニットから出力された処理済みガスは、約５
体積％又はそれ未満のＣＯ２濃度を有する。
本発明方法は、さらに、再生器ユニットからのＣＯ２出力流を任意の適当な技術によっ
て処理してＣＯ２出力流からＣＯ２を回収するステップを有する。回収されたＣＯ２は、
この後最終製品のような任意の目的のため、又は化学合成のため、又は改善されたオイル
回収のため、又は地質学的隔離のために利用することができる。
上流脱硫プロセスは、プロセスガスから硫黄種をほとんどすべて除去する、又はプロセ
スガスに必要な任意の濃度レベルまで減少するのに有効であるため、ＣＯ２除去ユニット
は、硫黄種を除去するのに有効である必要もない。したがって、本明細書に記載の酸性ガ
ス除去方法は、硫黄除去とは無関係にＣＯ２除去プロセスをＣＯ２除去に対して最適化す
ることができる。幾つかの実施形態において、ＣＯ２除去ユニット又はプロセスは、積極
的に硫黄を除去することなく、又は硫黄の大部分を除去することなく、ＣＯ２を除去する
ことに有効であるものとして特徴付けることができる。他の実施形態において、ＣＯ２除
去ユニット又はプロセスは、脱硫済みプロセスガス内のいかなる残留硫黄をも一層減少す
ることによって、上流脱硫プロセスを補完することができる。このようにして、組み合わ
せた統合プロセスは、いずれかのプロセスステップ単独によって得られるよりも最終的な
清浄化プロセスガスにおける残留硫黄含有量をより低くすることができる。硫黄除去プロ
セス及びＣＯ２除去プロセスのステップにおける切離し及びその後の統合によれば、プロ
セスガスを化学物質又は燃料に変換するための硫黄レベル要件であって、硫黄除去及びＣ
Ｏ２除去を組み合わせる単独のＡＧＲプロセスではできなかった硫黄レベル要件をＡＧＲ
プロセスが満たすことができる。すべての実施形態において、最適化した硫黄除去及びＣ
Ｏ２除去のゴールは、後々の清浄化処理要件の数及び複雑さを排除又は大幅に減少する処
理済みガス及び副生成物の流れを生成することにある。
幾つかの実施形態において、本明細書に記載の方法は、さらに、プロセスガスを水−ガ
スシフト（ＷＧＳ：water-gas shift）反応の１つ以上の段階にさらすステップを有する
。ＷＧＳは、適度な発熱可逆反応であり、以下のように表現される。すなわち、
ＣＯ＋Ｈ２Ｏ⇔ＣＯ２＋Ｈ２、ΔＨ０ ２９８＝-41.9キロジュール／モル（kJ/mol）
ここでΔＨ０ ２９８は、２９８ケルビン（Ｋ）における反応のエンタルピーである。
この反応の平衡は大きな温度依存性を示し、また平衡定数は温度上昇に伴って減少する
。反応は、低温で熱力学的に恩恵を受け、また高温で運動学的に恩恵を受ける。したがっ
て、より高度な一酸化炭素変換はより低温で観測される。反応の熱力学及び運動学双方を
活用するために、工業的規模のＷＧＳは、従来多重断熱曲線段階において、反応器内−間
での冷却を伴って行われる。反応物質から製品へは体積変化がないため、反応は圧力によ
って影響されない。
水ガスシフトプロセスはスチームを使用して、ＣＯをＣＯ２にシフトし、またこのプロ
セスにおいてＨ２を生成する。反応物質であることの他に、スチームは、Ｈ２をより高め
る方向に水ガスシフトの平衡を移動し、また発熱水ガスシフト反応からの温度上昇を制御
するよう作用し、このことは、チェックされないままである場合、触媒を非活性化するお
それがある。スチームは、さらに、触媒表面上でのコークス化を防止するのに必要であり
、このコークス化も触媒を非活性化する。多くの触媒販売会社は、触媒の非活性化を防止
するためスチームを２.０又はそれより高いスチーム対乾燥ガス比にすることを要求する
。
概して、ＷＧＳは、脱硫プロセスの上流又は下流で実施することができる。上述したよ
うに、本明細書に記載の方法は、硫黄除去プロセス及びＣＯ２除去プロセスを切り離すこ
とによって、脱硫プロセスの下流で、例えば、硫黄除去プロセスとＣＯ２除去プロセスと
の間でスウィートシフト反応を行うのを促進する。したがって、幾つかの実施形態におい
て、適当なシフト触媒（既知の耐硫黄性シフト触媒に比べて安価であり得る）及びスチー
ム用の入力部を有するＷＧＳユニットは、脱硫ユニットとＣＯ２除去ユニットとの間に配
置することができる。この場合、脱硫済みガスはシフト触媒の存在の下にスチームと接触
するよう流入して、ＣＯ２及びＨ２を生成し、この後ＣＯ２除去プロセスを受ける。この
形態は有用であり、例えば、本明細書に記載の方法から結果として得られる処理済みガス
が、所望レベルのＨ２リッチ度又は所望Ｈ２／ＣＯ比を有するのが望ましいときに有用で
ある。例えば、ＷＧＳユニットから出力されるプロセスガスにおける上昇したレベルのＣ
Ｏ２は、下流のＣＯ２除去ユニットによって適切に除去することができる。
図１は、幾つかの実施形態による本明細書に記載の酸性ガス除去方法を実施することが
できるガス処理システム１００の実施例の概略図である。全般的に、ガス処理システム１
００は、ガス流を清浄化又は処理する、とくに、ガス流から酸性ガス化合物（及び随意的
に、他の汚染物又は不純物）を除去するよう構成する任意なシステムを代表することがで
きる。したがって、ガス処理システム１００は、広範囲にわたる異なる用途における実用
性を有する。幾つかの実施形態において、このガス処理システム１００は、統合ガス化複
合サイクル（ＩＧＣＣ：integrated gasification combined cycle）、又はその一部であ
り得る。概して、ガス処理システム１００は複数個のユニットを有し、これらユニットは
、その特定ユニット内を流れる又はそれに含まれるプロセスガス流に対して特定機能（吸
収／吸着、作成、反応、固形物分離、等々）を行う。図１（及び本明細書に含まれる他の
概略図）において、ユニットと他のコンポーネントとの間における種々のラインは、概略
的に様々なガス流をガス処理システム１００における１つのポイントから他のポイントに
導くのに用いる用いられる流体配管を示し、また矢印はラインにおける流体流の一般的な
方向を示す。したがって、流体ラインは、様々なタイプの流体導管及び流体フロー又は流
体流を確立、制御及び取扱い操作するのに利用される他タイプの流体コンポーネント（例
えば、ポンプ、バルブ、流体接続金具、流体継手、ミキサ、流体流混合器、ヒータ、クー
ラー、圧力レギュレータ、等々）、並びに測定機器（例えば、温度センサ、圧力センサ）
を代表することができる。流体配管は、当業者には分かる様々なやり方で配列及び構成に
することができる。
ガス処理システム１００は、供給ガス源１０４と、脱硫システム（又はユニット）１０
８と、及びＣＯ２除去システム（又はユニット）１４０とを備えることができる。種々の
異なる実施形態において、ガス処理システム１００は、さらに、以下のもの、すなわち、
硫黄回収システム（又はユニット）１１２、水−ガスシフト（ＷＧＳ）システム（又はユ
ニット）１２０、ＣＯ２回収システム（又はユニット）１４４、及び汚染物除去システム
（又はユニット）１４８のうち１つ間それ以上を備えることができる。ガス処理システム
１００は、さらに、ガス処理システム１００によって生成されたクリーンなプロセスガス
を消費する１つ又はそれ以上の付加的システム、例えば、発電システム（発電所）１５２
及び／又は化学物質若しくは燃料の合成システム１５６を備えることができる。全体とし
て、脱硫システム１０８、硫黄回収システム１１２、ＷＧＳシステム１２０、ＣＯ２除去
システム１４０、ＣＯ２回収システム１４４、及び汚染物除去システム１４８は、それぞ
れプロセスガスから硫黄化合物を除去する、随意的に硫黄を回収する、随意的にプロセス
ガス内のＣＯをＣＯ２及びＨ２にシフトして、プロセスガスからＣＯ２を除去する、随意
的にＣＯ２を回収する、及び随意的にプロセスガスから１つ以上の他タイプの汚染物を除
去するのに適した既知の又は後に開発される任意の形態を有することができる。脱硫シス
テム１０８及びＣＯ２除去システム１４０は、上述したように、またさらに以下に追加的
実施形態及び実施例で説明するように、構成及び動作することができる。汚染物除去シス
テム１４８は、例えば、窒素化合物、金属カルボニル、炭化水素、アンモニア、塩化物、
シアン化水素、微量金属及び半金属、粒状物質（ＰＭ）、等々のうち１つ又はそれ以上の
汚染物を除去するよう構成した、１つ又はそれ以上の異なるシステムを概略的に示す。発
電システム１５２は、ガスタービン及びそれに関連する発電機、ボイラ、スチームタービ
ン及びそれに関連する発電機、等々のうち１つ又はそれ以上を有することができ、このこ
とは当業者には理解できるであろう。
図示の実施形態において、また上述のように、脱硫システム１０８及びＣＯ２除去シス
テム１４０は統合化することができるが、依然として脱硫及びＣＯ２除去のためのはっき
りと異なる別個のユニットを利用するシステムであり、ＣＯ２除去プロセスを脱硫プロセ
スの下流で実施する。このような実施形態において、脱硫システム１０８は主に又は排他
的に硫黄化合物（ＣＯ２のような他の化合物ではなく）をプロセスガスから除去するよう
構成し、またＣＯ２除去システム１４０は主に又は排他的にＣＯ２（硫黄化合物のような
他の化合物ではなく）をプロセスガスから除去するよう構成することができる。
動作にあたり、供給ガス流１１６は、供給ガス源１０４から脱硫システム１０８に向か
うよう経路付けされ、この脱硫システム１０８においてすべての硫黄化合物を除去されて
脱硫済みガス流を出力し、この脱硫済みガス流は、幾つかの実施形態において、この後、
ＣＯ２除去システム１４０に、又は図示のように存在する場合にはＷＧＳシステム１２０
に供給される。硫黄化合物を含む排ガス又は排出ガスは、次に硫黄回収システム１１２に
よって処理されて、元素状硫黄を回収する及び／又は上述したように、硫黄化合物を回収
若しくは合成することができる。ＷＧＳシステム１２０が存在する幾つかの実施形態にお
いて、ガス処理システム１００は、（特に図示しないが）所望に応じてＷＧＳシステム１
２０を完全に又は部分的にバイパスするよう構成することができる。ＷＧＳシステム１２
０は、所望ＣＯ２／Ｈ２比を含むシフト済みガス流を生成する。供給ガス源１０４又は発
電システム１５２がＷＧＳシステム１２０に十分近接する幾つかの実施形態において、ス
チーム（例えば、石炭ガス化装置で生成される熱から発生したスチーム）をＷＧＳシステ
ム１２０の供給することができ、この供給は、供給ガス源１０４からのスチームライン１
６２経由で又は発電システム１５２からのスチームライン（図示せず）経由で行うことが
できる。水は、適当な水源、例えば、発電システム１５２からのボイラ給水ライン１６６
からＷＧＳシステム１２０に供給することができる。ＷＧＳシステム１２０から出力され
るシフト済みガス流は、この後ＣＯ２除去システム１４０に経路付けされ、このＣＯ２除
去システム１４０において、ほぼすべてのＣＯ２を捕獲かつ除去し、ガス処理システム１
００に入力される供給ガスの組成に基づいて大部分がＣＯ及びＨ２等からなるクリーンな
（処理済み）プロセスガス１７８を生ずる。この後、ＣＯ２はＣＯ２回収システム１４４
によって回収され、このＣＯ２を他の使用又は処理用に供給することができる。幾つかの
実施形態において、次にプロセスガスをＣＯ２除去システム１４０から汚染物除去システ
ム１４８に経路付けし、硫黄化合物及びＣＯ２の他にも汚染物もほとんどない、クリーン
な（処理済み）プロセスガス１７８を生ずる。クリーンなプロセスガス１７８は、この後
、電力を発生する発電システム１５２及び／又は化学物質若しくは燃料を合成する化学物
質若しくは燃料合成システム１５６がソースガスとして利用することができる。
図１に示すガス処理システム１００の特別な実施形態は、スウィートガス・シフティン
グ・プロセスを実施するよう構成する。しかし、本明細書からは、ガス処理システム１０
０は酸性ガス・シフティング・プロセスを実施するよう構成できることは容易に理解でき
るであろう。
図２は、幾つかの実施形態による脱硫システム（又はユニット）の実施例の概略図であ
る。
図３は、幾つかの実施形態によるＣＯ２除去システム（又はユニット）の実施例の概略
図である。
以下の実施例において、プロセスフローモデルがASPEN PLUS（登録商標）ソフトウェア
（アメリカ合衆国マサチューセッツ州バーリントンのアスペン・テクノロジー社製）を用
いて開発され、またこのモデルを、スタンドアローンＡＧＲの先端技術及び本明細書に記
載の本発明による統合ＷＤＰ及びＣＯ２捕獲技術に対して、資本コスト及び操業コストを
比較する詳細な技術-経済分析に利用した。これらの研究は一貫性のある設計基準を利用
し、これによりコストの直接比較を可能にする。
実施例１
この実施例はメタノール合成用の処理及び酸性ガス除去を示す。硫黄及びＣＯ２捕獲用
のRECTISOL（登録商標）溶剤を、本明細書に記載の本発明による統合ＷＤＰ及びＣＯ２捕
獲との比較用の基本事例として使用する。シンガスをスチームと反応させて、このシンガ
スのＨ２／ＣＯ比が２となる（メタノール合成に必要である）ようシフトさせる。硫黄除
去は、RECTISOL（登録商標）ベースの事例に関しては水ガスシフトの下流で行うが、ＷＤ
Ｐ統合化の事例に関しては。水ガスシフトの上流又は下流のいずれかで行うことができる
。
パウダー川流域（ＰＲＢ：Powder River Basin）の石炭を使用する固体供給ガス化装置
からのシンガスをここで用いる。この石炭は０.７３重量％の総硫黄量を含有する。この
実施例に用いるガスの総体積は、２つの工業的大規模ガス化装置の使用に相当する。この
事例におけるシンガスの組成は、エネルギー省による研究（DOE-NETL. Cost and Perform
ance Baseline for Fossil Energy Plants. Volume 3a: Low Rank Coal to Electricity:
IGCC Cases2011 May 2011 Contract No.: DOE/NETL-2010/1399）から入手され、以下の
表１に挙げる。
Figure 0006977112
(a) ＷＤＰ＋ＣＯ２捕獲用修正RECTISOL（登録商標）プロセス
図４は、Ｓ及びＣＯ２の除去に利用される従来型RECTISOL（登録商標）プロセスの実施
例の概略図である。とくに、図４は、ＣＯ２を製品として回収し、またＨ２Ｓリッチ流を
クラウスユニットに送って硫黄を回収する選択的RECTISOL（登録商標）プロセスの主要コ
ンポーネントを示す。クラウスユニットからのＣＯ２は、ＣＯ２捕獲を高めるため吸収器
に戻すよう再循環させる。熱統合及び何らかのプロセスループは簡素化のため示さない。
図示のように、RECTISOL（登録商標）設計において、５つの主要セクション、すなわち、
1) 吸収器セクション、2) ＣＯ２回収セクション、3) Ｈ２Ｓ富化（エンリッチメント）
セクション、4) 水排除セクション、及び5) メタノール回収セクション又はガス処理セク
ションが存在する。
生シンガスは、RECTISOL（登録商標）バッテリ限界に達する前にほぼ室温まで冷却しな
ければならない。メタノールを注入して、冷却された処理済みシンガス、ＣＯ２生成物ガ
ス及び排出ガスと熱交換することによってガスを冷却するときに、いかなる水をも凍結す
るのを防止する。吸収器セクションにおいて、生シンガスを冷却したメタノールで洗浄し
て、ＣＯ２、Ｈ２Ｓ、ＮＨ３及び他の汚染物を所望レベルまで減少する。次いで、リッチ
溶剤を予フラッシング（予蒸発分離）させ、冷却したメタノール内で同時に部分的に溶解
するＨ２及びＣＯを回収する。予フラッシングしたメタノールは、ＣＯ２のバルクを回収
するため、さらにフラッシングさせる。最後の微量ＣＯ２は窒素を用いて揮散させる。次
にフラッシングさせたメタノールをＨ２Ｓ富化セクションに送り、このＨ２Ｓ富化セクシ
ョンでＨ２Ｓ富化とともに溶剤の熱再生が得られる。ＣＯ２生成物及び排出ガス流におけ
るメタノールは、メタノール回収セクションにおいて、脱塩水でガス流を洗浄することに
よって回収する。入口及び出口におけるガス処理からの水−メタノール混合物は、簡単な
蒸留によって水排除セクションで分離する。
この研究のための、スタンドアローンRECTISOL（登録商標）プロセスへの供給は、Ｈ２
対ＣＯ比を２：１にする酸性シフト反応器から得られる。流入生シンガス、処理済みシン
ガス、ＣＯ２生成物、排出ガス及びＨ２Ｓ富化ガスは、ASPEN PLUS（登録商標）プロセス
モデルを用いて推定され、また以下の表２で与えられる。
Figure 0006977112
1) Ｈ２Ｓリッチ流の富化、2) 排出ガス及びＣＯ２生成物内におけるＨ２Ｓ仕様の維持
、及び3) ９０％に近いＣＯ２捕獲％の保持を同時に行いつつ、ＣＯ２及びＨ２Ｓの選択
的除去は、プロセス設計を極めて複雑にする。Ｈ２Ｓリッチ流は、従来型クラウスプロセ
スの硫黄回収に関して２５モル％より多いＨ２Ｓを有するべきである。ＣＯ２生成物並び
に排出ガス内におけるＨ２Ｓは、５ｐｐｍを超えないようにすべきである。処理済みシン
ガスにおける許容Ｈ２Ｓは、最終用途に基づいてｐｐｍから少数ｐｐｂにわたり変動し得
る。
設計の複雑さとは別に、RECTISOL（登録商標）プロセスは、極めて資本集約的であり、
並びに極低温動作条件に起因する大きな操業コストを必要とする。資本コスト出資の大部
分は、大型であることが必要な熱交換器から由来する。極めて大型の熱交換器は、生シン
ガスを吸収器に流入させる前に、生シンガスを室温から−２８.９℃（−２０゜Ｆ）又は
それ以下の温度まで冷却するとき必要となる。それより大きい熱交換面積は、熱間再生メ
タノールを吸収器に戻すよう再循環させる前に熱間再生メタノールを−４０℃（−４０゜
Ｆ）又はそれ以下の温度まで冷却するのに必要である。
RECTISOL（登録商標）プラント及び冷凍プラントは、総電力消費にほぼ同等に関与する
。RECTISOL（登録商標）プラントにおける最大電力消費部は、1) 冷却した再生済みメタ
ノールポンプ、2) Ｈ２及びＣＯ再循環コンプレッサ、及び3) クラウスユニットからのＣ
Ｏ２再循環コンプレッサである。冷凍プラントにおいて、コンプレッサ単独で電力消費全
体に関与する。
比較すると、ＣＯ２セクション及びＨ２Ｓセクションを切り離すことは、設計を大幅に
簡素化し、以下の実施例で示すように資本コスト及び操業コストを大きく削減し、以下の
実施例は、本発明によるＷＤＰ及びＣＯ２捕獲技術の統合からの恩恵を示す。
図５は、幾つかの実施形態による、ＣＯ２スクラビング用に構成した切離しRECTISOL（
登録商標）プロセスと統合されるＷＤＰの実施例の概略図である。ＷＤＰは生シンガスか
ら９９＋％の硫黄を除去し、またRECTISOL（登録商標）プラントはＣＯ２及び他の微量成
分を除去するよう設計する。図４に示すような従来型RECTISOL（登録商標）設計における
Ｈ２Ｓ除去及び回収に関連するすべてのプロセス制約は消えてなくなり、この結果として
大幅に簡素化された設計となる。この結果は、図５に示すような切離しRECTISOL（登録商
標）形態が、図４に示す従来型RECTISOL（登録商標）形態に比べて極めて少数のプロセス
コンポーネントしか有さないことである。
図５に示すように、この実施形態は、生シンガスが冷却され、また冷却したメタノール
で処理される吸収器セクションを有する。リッチ溶剤が予フラッシングされて、Ｈ２及び
ＣＯ生成物を回収する。フラッシュ再生したメタノールを３つの副流に分割する。第１副
流は吸収器に戻るよう再循環させる。第２副流は窒素を用いて揮散させ、次いで吸収器に
再循環させる。第３副流は熱間再生を受けて吸収器に帰還する。
(b) ＷＤＰ＋ＣＯ２除去用に変更したSELEXOL（登録商標）プロセス
SELEXOL（登録商標）プロセスにおけるＨ２Ｓ及びＣＯ２の選択的除去における主な複
雑さは、ＣＯＳ（硫化カルボニル）の存在に由来する。供給流におけるＣＯＳは、物理的
溶剤吸収システムを採用するときの脱硫に困難をもたらす。SELEXOL（登録商標）溶剤は
ＣＯ２溶解性よりも相当大きなＨ２Ｓ溶解性を有し、ＣＯＳの溶解性はＨ２Ｓ溶解性とＣ
Ｏ２溶解性との間にある。SELEXOL（登録商標）溶剤におけるＨ２Ｓ及びＣＯＳの相対溶
解性（ＣＯ２に対する）は以下の表のとおりである。
Figure 0006977112
ＣＯＳが存在しないとき、脱硫溶剤の流量は、ほぼ完全なＨ２Ｓ除去用に設定し、また
少量のＣＯ２のみが同時吸収される。ＣＯＳが存在するとき、相当多い流量が完全吸収及
び脱硫を得るのに必要となり、これに伴って吸収されるＣＯ２の量が増加し、この結果、
設備コスト及び光熱費要件の増大となる。ＣＯ２同時吸収もより多い溶剤流量によって増
加する。
SELEXOL（登録商標）溶剤におけるＨ２Ｓ及びＣＯＳの溶解性の相違に対処する他の手
法は、SELEXOL（登録商標）プロセスの上流でＣＯＳをＨ２Ｓに変換するＣＯＳ加水分解
を実施することである。しかし、この手法は、SELEXOL（登録商標）プロセスの総コスト
の他に、追加の設備及び追加の処理ステップを必要とする。
図６は、Ｓ及びＣＯ２を除去するのに利用するスタンドアローンSELEXOL（登録商標）
プロセスの実施例の概略図である。供給ガスは硫黄吸収器カラムに供給され、この硫黄吸
収器カラムにおいて、ＣＯ２吸収器カラムからのＣＯ２リッチSELEXOL（登録商標）溶剤
の後流を使用して、Ｈ２Ｓ及びＣＯＳを吸収する。Ｈ２Ｓ及びＣＯＳがほとんどないシン
ガスは、ＣＯ２吸収器カラムまで通過する。ＣＯ２吸収器からのＣＯ２溶液は、一連のフ
ラッシュカラム内でフラッシュオフ（蒸発分離）される。図６は、１個のフラッシュカラ
ムのみを示すが、代表的には２〜３個のフラッシュを使用して異なる圧力でＣＯ２を回収
する。第１高圧フラッシュからのガスを再循環させ、第１フラッシュで発生するＨ２及び
ＣＯを回収する。
硫黄吸収器カラムからのＨ２Ｓリッチ溶液はさらに処理し、クラウスプロセスのために
Ｈ２Ｓを濃縮し、またＣＯ２を除去する。このことはＨ２Ｓ濃縮器カラムで実施し、次に
揮散器（ストリッパー）カラムで熱間再生を行う。Ｈ２Ｓ濃縮器からのＣＯ２流は、少量
のＨ２Ｓを含有し、またＨ２Ｓ吸収器カラムに再循環させる。
比較として、図７は、幾つかの実施形態による、ＣＯ２スクラビング用に構成された切
離しSELEXOL（登録商標）プロセスであって、上流ＷＤＰと統合されるよう構成した、切
離しSELEXOL（登録商標）プロセスの実施例の概略図である。図７は、硫黄が上流で捕獲
されるときＣＯ２捕獲が大幅に簡素化され、本明細書に記載のように変更したSELEXOL（
登録商標）プロセスによってＣＯ２のみが除去されることを示す。
(c) ＷＤＰ＋活性化ＭＤＥＡ
活性化ＭＤＥＡはＣＯ２捕獲にも使用できる。活性化ＭＤＥＡはＭＤＥＡを水溶液とし
て使用し、この水溶液は、溶剤へのＣＯ２吸収を向上させる何らかの化学物質（例えば、
ピペラジン）で活性化しておく。活性化ＭＤＥＡは、ＷＤＰによって硫黄種を除去した後
にＣＯ２捕獲のために使用することができる。
異なる事例からの結果を表４に一覧表示する。
表４--実施例１の技術-経済分析からの、基本事例（２重段RECTISOL(登録商標)）に対
するＷＤＰ技術とＡＧＲ技術の統合で推定された節約を示す結果。
Figure 0006977112
資本コスト及び操業コストにおける大きな減少は、３つすべての実施例に対してシンガ
スからのＨ２Ｓ及びＣＯ２除去の切離しによって達成されることが分かる。
この研究中に、ＳＮＧに必要なより高いＨ２：ＣＯ比（３：１）にする、またＨ２用途
向けには相当高い比にするためのＨ２Ｓ富化は、従来型RECTISOL（登録商標）プロセスで
は極めて困難であることも分かった。硫黄除去及びＣＯ２除去の切離しによれば、このボ
トルネックを排除し、冷却したメタノールをベースとしたＣＯ２のみの洗浄の使用を可能
にする。
実施例２
この実施例は、Ｈ２生成用のシンガスの処理及び酸性ガス清浄化を示す。個の実施例の
シンガス組成は、ＰＲＢ石炭を使用して部分急冷を行う固体供給ガス化装置（事例Ｓ１Ｂ
）に対するエネルギー省による研究から得られ、またこれを以下の表５で示す。硫黄及び
ＣＯ２除去用の２重段（従来の現状）SELEXOL（登録商標）プロセスをＤＯＥ実施例に使
用し、処理済みシンガスがＨ２生成に好適である。処理済みシンガスは、圧力スイング吸
着（ＰＳＡ）ステップを用いて精製することができる。同一の研究は、SELEXOL（登録商
標）プロセスを使用しての酸性ガス清浄化の操業コスト及び資本コスト（Ｓ及びＣＯ２双
方に対する）を報告している。これらの数字をここで用いて、「ＣＯ２用のＷＤＰ＋活性
化ＭＤＥＡ」事例に対して比較する。ＷＤＰ＋活性化ＭＤＥＡは、基本事例のクラウスプ
ロセスに反して直接硫黄回収プロセス（ＤＳＲＰ）を用いる。ＤＳＲＰは、やはりモデル
化され、また経済分析に含まれた。ＰＳＡステップは双方のプロセスに共通であるため、
ここではモデル化されない。すべてのコストは一貫して２０１１＄まで減少される。
Figure 0006977112
(a) 硫黄及びＣＯ２除去用の従来型SELEXOL（登録商標）プロセス、(b) 硫黄除去用の
ＷＤＰ及びＣＯ２除去用の活性化ＭＤＥＡの２つの異なる事例を検討する。
ASPEN PLUS（登録商標）プロセスモデルが、ＷＤＰ、水ガスシフト及び硫黄回収プロセ
ス用に開発された。活性化ＭＤＥＡは、PROMAX（登録商標）モデリング・ソフトウェア（
アメリカ合衆国テキサス州ブリアンのブリアン・リサーチ＆エンジニアリング社製）を用
いてモデル化した。ＷＤＰによれば、スウィートガスシフトと酸性ガスシフトとの間での
選択を可能にする。このことにより、ＷＤＰでの水ガスシフトとＣＯ２除去との統合を可
能にし、全資本コストを減少し、このことはＳ除去及びＣＯ２除去の切離しによってのみ
可能となる。次に、水ガスシフト及び低温ガス冷却もモデル化し、またコスト比較に含め
た。Ｓ及びＣＯ２捕獲用のSELEXOL（登録商標）プロセスはＨ２Ｓを生成し、またＳ回収
用にクラウスプロセスを用いる。ＷＤＰプロセスはＳＯ２を生成し、また直接硫黄回収プ
ロセス（ＤＳＲＰ）を用いる。ＤＳＲＰは、やはりモデル化され、またコスト分析に含ま
れた。ASPEN PLUS（登録商標）経済アナライザを用いる設備サイズ及び設備選定及び設備
コスト決めに、熱及び質量バランスを使用した。資本コストは初期必要資材（触媒、吸着
剤、SELEXOL(登録商標)／ＭＤＥＡ溶媒）のコストを考慮した。２つの事例の経済分析は
、基本事例に比べると、ＷＤＰ＋活性化ＭＤＥＡに関しては資本コストに３５％減を示す
。電力消費は２つの事例に対して同等であった。しかし、ＷＤＰ＋活性化ＭＤＥＡ事例で
、高圧スチームの正味消費が369,000lb／時に比べると、スウィートガスシフトでは18,00
0lb／時の正味高圧スチーム生成であった。
技術-経済分析は、本発明によるＷＤＰプロセスを下流ＣＯ２捕獲プロセスに統合する
ことの経済効果を明らかに示す。
上述の実施例は単に説明目的であり、本発明を実施例に用いたＣＯ２捕獲プロセスに限
定しない。同様の節約は、ＷＤＰを他のＣＯ２捕獲プロセスに統合することからも期待さ
れる。
概して、用語「連通する（communicate）」及び「と〜連通する（in …communication
with）」（例えば、a first component“communicates with”又は “is in communicati
on with”a first component）は、本明細書では、２つ以上のコンポーネント又は素子間
における構造的、機能的、電気的、信号的、光学的、磁気的、電磁的、イオン的、又は流
体的な関係を示すのに使用する。このように、第１コンポーネントが第２コンポーネント
と連通すると言われることは、他のコンポーネントが第１及び第２のコンポーネント間に
存在する、及び／又は動作可能に関連又は係合する可能性を排除することは意図しない。
本発明の種々の態様又は詳細は本発明の範囲から逸脱することなく、変化することがで
きると理解されたい。さらに、上述した記載は単に説明目的だけであって、限定目的では
なく、本発明は特許請求の範囲の請求項によって定義されるものである。

Claims (47)

  1. 酸性ガスをガス流から除去する方法であって、
    合成ガスを脱硫ユニット内に流入させて、前記合成ガスから大部分の硫黄を除去し、前記脱硫ユニットが脱硫済みガスを生成するステップと、及び
    前記脱硫済みガスをＣＯ２除去ユニット内に流入させて、前記脱硫済みガスから大部分のＣＯ２を除去するステップと
    を備える、方法であって、
    前記脱硫済みガスをシフト触媒の存在の下に水−ガスシフトユニット内のスチームに接触するよう流入させて、二酸化炭素（ＣＯ２）及び水素ガス（Ｈ２）を生成するステップを備える、方法。
  2. 請求項１記載の方法において、前記合成ガスは、シンガス、シフト済みシンガスのうち１つ又はそれ以上を含む、方法。
  3. 請求項１記載の方法において、前記合成ガスの硫黄化合物は、硫化水素（Ｈ２Ｓ）、硫化カルボニル（ＣＯＳ）、二硫化物、二硫化炭素（ＣＳ２）、メルカプタン、及び上述したもののうち２つ以上の組合せよりなるグループから選択する、方法。
  4. 請求項１記載の方法において、前記合成ガスを前記脱硫ユニットに流入させるステップは、２０４.４℃（４００゜Ｆ）以上の温度、２０４.４℃（４００゜Ｆ）〜５９３.３℃（１１００゜Ｆ）の温度よりなるグループから選択した温度範囲内で行う、方法。
  5. 請求項１記載の方法において、前記合成ガスを前記脱硫ユニットに流入させるステップは、大気圧〜１０.３ＭＰａ（１５００psia）の範囲にわたる圧力で行う、方法。
  6. 請求項１記載の方法において、前記脱硫済みガスを前記ＣＯ２除去ユニットに流入させるステップは、−６２.２℃（−８０゜Ｆ）〜−１.１℃（３０゜Ｆ）の温度、−１.１℃（３０゜Ｆ）〜５４.４℃（１３０゜Ｆ）の温度、及び９３.３℃（２００゜Ｆ）〜４８２.２℃（９００゜Ｆ）の温度よりなるグループから選択した温度範囲内で行う、方法。
  7. 請求項１記載の方法において、前記脱硫済みガスを前記ＣＯ２除去ユニットに流入させるステップは、大気圧〜１０.３ＭＰａ（１５００psia）の範囲にわたる圧力で行う、方法。
  8. 請求項１記載の方法において、前記脱硫ユニット及び前記ＣＯ２除去ユニットのうち少なくとも一方は、固定床反応器、可動床反応器、流動床反応器、輸送反応器、モノリス反応器、マイクロチャンネル反応器、吸収器ユニット、及び再生器ユニットに流体連通する吸収器ユニットからなるグループから選択したコンポーネントを有する、方法。
  9. 請求項１記載の方法において、前記合成ガスを前記脱硫ユニットに流入させるステップは、前記合成ガスを吸着剤に接触させるよう流入させるステップを含む、方法。
  10. 請求項９記載の方法において、前記吸着剤は、金属酸化物、酸化亜鉛、酸化銅、酸化鉄、酸化バナジウム、酸化マンガン、酸化第１スズ、酸化ニッケル、チタン酸金属、チタン酸亜鉛、金属フェライト、亜鉛フェライト、銅フェライト、及び上述したもののうち２つ以上の組合せよりなるグループから選択する、方法。
  11. 請求項９記載の方法において、前記吸着剤は、アルミナ（Ａｌ２Ｏ３）、二酸化ケイ素（ＳｉＯ２）、二酸化チタン（ＴｉＯ２）、ゼオライト、及び上述したもののうち２つ以上の組合せよりなるグループから選択した支持体を有する、方法。
  12. 請求項９記載の方法において、前記吸着剤は、再生可能又は再生不能であるものとする、方法。
  13. 請求項９記載の方法において、前記吸着剤は、３５μｍ〜１７５μｍの範囲内における平均粒径を有する、方法。
  14. 請求項９記載の方法において、前記合成ガスを吸着剤に接触するよう流入させるステップは、前記吸着剤及びキャリヤガスを含む吸着剤流に接触するよう前記合成ガスを流入させるステップを含む、方法。
  15. 請求項１４記載の方法において、前記合成ガスを吸着剤流に接触するよう流入させるステップは吸収器ユニット内で行い、また、さらに、前記吸収器ユニットから前記脱硫済みガス及び硫化吸着剤を出力するステップを備える、方法。
  16. 請求項１５記載の方法において、前記脱硫済みガスを硫化吸着剤から分離するステップを備える、方法。
  17. 請求項１６記載の方法において、前記脱硫済みガスを硫化吸着剤から分離するステップは、前記脱硫済みガス及び硫化吸着剤を固形物分離器に流入させるステップを含む、方法
    。
  18. 請求項１７記載の方法において、前記固形物分離器は、サイクロン分離器、静電集塵器、フィルタ、及び重力沈降チャンバよりなるグループから選択する、方法。
  19. 請求項１５記載の方法において、前記硫化吸着剤を再生ユニットに流入させて、再生済み吸着剤及び硫黄化合物を生成するステップと、及び前記再生済み吸着剤を吸収器ユニットに流入させるステップとを備える、方法。
  20. 請求項１９記載の方法において、前記硫化吸着剤を再生ユニットに流入させて再生済み吸着剤及び硫黄化合物を生成するステップは、４８２.２℃（９００゜Ｆ）以上の温度で行う、方法。
  21. 請求項１９記載の方法において、前記硫化吸着剤を再生ユニットに流入させて再生済み吸着剤及び硫黄化合物を生成するステップは、４８２.２℃（９００゜Ｆ）〜７６０℃（１４００゜Ｆ）の範囲にわたる温度で行う、方法。
  22. 請求項１９記載の方法において、前記硫化吸着剤を再生ユニットに流入させるステップは、前記硫化吸着剤を再生剤に接触するよう流入させるステップを含む、方法。
  23. 請求項２２記載の方法において、前記再生剤は、空気又は酸素ガス又は酸素化合物を有し、また前記再生ユニット内で生成される前記硫黄化合物は、二酸化硫黄を含む、方法。
  24. 請求項１９記載の方法において、前記再生ユニット内で生成される前記硫黄化合物から前記再生済み吸着剤を分離するステップを備える、方法。
  25. 請求項２４記載の方法において、前記硫黄化合物から前記再生済み吸着剤を分離した後、前記硫黄化合物から硫酸、元素状硫黄、又は硫酸及び元素状硫黄の双方を生成するステップを備える、方法。
  26. 請求項１記載の方法において、前記脱硫済みガスを前記ＣＯ２除去ユニットに流入させるステップは、ＣＯ２除去剤に接触するよう流入させるステップを含む、方法。
  27. 請求項２６記載の方法において、前記ＣＯ２除去剤は、ガス吸収及びその後の再生によってＣＯ２を除去する溶剤ベースの除去剤とする、方法。
  28. 請求項２６記載の方法において、前記ＣＯ２除去剤は、メタノール、ポリエチレンのジメチルエーテル（ＤＥＰＧ）、N-メチル-2-ピロリドン（ＮＭＰ）、スルホラン（2,3,4,5-テトラヒドロチオフェン-1,1-ジオキサイド）、プロピレン・カーボネート、及び上述したもののうち２つ以上の組合せよりなるグループから選択する、方法。
  29. 請求項２６記載の方法において、前記ＣＯ２除去剤は、メチルジエタノールアミン（ＭＤＥＡ）、活性化ＭＤＥＡ（ａＭＤＥＡ）、モノエタノールアミン（ＭＥＡ）、ジエタノールアミン（ＤＥＡ）、トリエタノールアミン（ＴＥＡ）、ジイソプロパノールアミン（ＤＩＰＡ）、ジグリコールアミン（ＤＧＡ）、炭酸カリウム（Ｋ２ＣＯ３）、及び上述したもののうち２つ以上の組合せよりなるグループから選択する、方法。
  30. 請求項２６記載の方法において、前記ＣＯ２除去剤は、スルホラン（2,3,4,5-テトラヒドロチオフェン-1,1-ジオキサイド）と、水と、並びにメチルジエタノールアミン（ＭＤＥＡ）、ピペラジン、及びジイソプロパノールアミン（ＤＩＰＡ）のうち１つ以上との混合物を含む、方法。
  31. 請求項２６記載の方法において、前記ＣＯ２除去剤は、アルカリ金属酸化物、アルカリ金属炭酸塩、ケイ酸リチウム、アミン官能化固体吸着剤、アミン官能化シリカ、アミン官能化ゼオライト、アミン官能化ハイドロタルサイト、アミン官能化有機金属基質、及び上述したもののうち２つ以上の組合せよりなるグループから選択した粒子状吸着剤を有する、方法。
  32. 請求項２６記載の方法において、前記ＣＯ２除去剤は、再生可能又は再生不能であるものとする、方法。
  33. 請求項２６記載の方法において、前記ＣＯ２除去剤は、ＣＯ２の溶解及び拡散に有効な薄膜を有する、方法。
  34. 請求項２６記載の方法において、前記ＣＯ２除去剤は液相除去剤を有し、また、前記液相除去剤を前記ＣＯ２除去ユニット内に流入させるステップを備える、方法。
  35. 請求項１記載の方法において、前記脱硫済みガスをＣＯ２除去剤に接触するよう流入させるステップを吸収器ユニット内で行い、さらに、相当減少した分率での硫黄及びＣＯ２を含む処理済みガスを前記吸収器ユニットから出力するステップを備える、方法。
  36. 請求項３５記載の方法において、前記脱硫済みガスを前記ＣＯ２除去剤に接触するよう流入させるステップは、ＣＯ２除去剤及びＣＯ２を含むＣＯ２リッチ流体を、前記吸収器ユニット内で生成し、またさらに、
    前記ＣＯ２リッチ流体を前記吸収器ユニットから再生器ユニットに流入させるステップと、
    前記再生器ユニット内で前記ＣＯ２リッチ流体からＣＯ２を除去してＣＯ２リーン流体流を生成するステップと、及び
    前記ＣＯ２リーン流体流を前記吸収器ユニットに流入させるステップと
    を備える、方法。
  37. 請求項１記載の方法において、前記ＣＯ２除去ユニットはＣＯ２出力流を生成し、またさらに、前記ＣＯ２出力流を前記ＣＯ２除去ユニットから出力するステップと、及び前記ＣＯ２出力流からＣＯ２を回収するステップと、を備える、方法。
  38. 請求項１記載の方法において、前記ＣＯ２除去ユニットは前記脱硫済みガスから積極的に硫黄を除去することなくＣＯ２を除去するのに有効である、方法。
  39. 請求項１記載の方法において、前記ＣＯ２除去ユニットは前記脱硫済みガスから大部分の硫黄を除去することなくＣＯ２を除去するのに有効である、方法。
  40. 請求項１記載の方法において、前記脱硫済みガスは、体積分率が１００万分の２５（ppm）又はそれ未満の硫黄濃度を有する、方法。
  41. 請求項１記載の方法において、前記脱硫済みガスは、体積分率が１０億分の１００（ppb）又はそれ未満の硫黄濃度を有する、方法。
  42. 請求項１記載の方法において、前記脱硫済みガスを外部冷凍により極低温冷却することなく、前記脱硫済みガスを前記ＣＯ２除去ユニット内に流入させるステップを備える、方法。
  43. 請求項１記載の方法において、前記脱硫済みガスをＣＯ２除去ユニット内に流入させる前に前記スチームに接触するよう流入させるステップを備える、方法。
  44. 請求項１記載の方法において、前記脱硫済みガスをＣＯ２除去ユニット内に流入させて、５体積％又はそれ未満のＣＯ２濃度を有する処理済みガスを生成する、方法。
  45. 酸性ガスをガス流から除去する方法であって、
    一酸化炭素（ＣＯ）、二酸化炭素（ＣＯ２）、及び硫黄化合物を含む合成ガス流を吸収器ユニット内で吸着剤流と接触させるよう流入させて、第１出力ガス流を生成するステップであって、前記吸着剤流は、前記合成ガス流から前記硫黄化合物を除去するのに有効な粒子状吸着剤化合物を含み、また前記第１出力ガス流はＣＯ及びＣＯ２からなる脱硫済みガス並びに硫化吸着剤を含むものである、該ステップと、
    前記脱硫済みガスを前記硫化吸着剤から分離するステップと、
    前記硫化吸着剤を再生器ユニット内で再生剤と接触するよう流入させて第２出力ガス流を生成するステップであって、前記再生剤は、前記硫化吸着剤から硫黄を除去するのに有効な組成を有し、また前記第２出力ガス流は再生済み吸着剤化合物及び硫黄化合物を含むものである、該ステップと、
    前記再生済み吸着剤化合物を前記硫黄化合物から分離するステップと、
    前記再生済み吸着剤化合物を前記吸収器ユニットに流入させるステップと、
    前記脱硫済みガスをＣＯ２除去ユニット内でＣＯ２除去剤に接触するよう流入させて、ＣＯ並びに相当減少した分率での硫黄及びＣＯ２を含む処理済みガスを生成するステップとを備える、方法であって、
    前記脱硫済みガスをシフト触媒の存在の下に水−ガスシフトユニット内のスチームに接触するよう流入させて、二酸化炭素（ＣＯ２）及び水素ガス（Ｈ２）を生成するステップを備える、方法。
  46. ガス処理システムであって、
    大部分の硫黄化合物をプロセスガスから除去して脱硫済みガスを生成するよう構成された脱硫ユニットと、及び
    前記脱硫ユニットの下流に配置され、また前記脱硫済みガスから大部分のＣＯ２を除去するよう構成されたＣＯ２除去ユニットと、
    を備える、ガス処理システムであって、
    前記脱硫ユニットと前記ＣＯ２除去ユニットの間に配置され、前記プロセスガスをシフトして、二酸化炭素（ＣＯ２）及び水素ガス（Ｈ２）生成するよう構成された水−ガスシフトユニットを備える、ガス処理システム。
  47. 請求項４６記載のガス処理システムにおいて、前記脱硫ユニット及び前記ＣＯ２除去ユニットのうち少なくとも一方は、固定床反応器、可動床反応器、流動床反応器、輸送反応器、モノリス反応器、マイクロチャンネル反応器、吸収器ユニット、及び再生器ユニットに流体連通する吸収器ユニットからなるグループから選択したコンポーネントを有する、ガス処理システム。
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