JP2013013877A - Apparatus and method for recovering co2 - Google Patents
Apparatus and method for recovering co2 Download PDFInfo
- Publication number
- JP2013013877A JP2013013877A JP2011150131A JP2011150131A JP2013013877A JP 2013013877 A JP2013013877 A JP 2013013877A JP 2011150131 A JP2011150131 A JP 2011150131A JP 2011150131 A JP2011150131 A JP 2011150131A JP 2013013877 A JP2013013877 A JP 2013013877A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- reboiler
- gas
- liquid
- absorbent
- absorbing solution
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
Images
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- 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
-
- 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
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
- Y02P20/151—Reduction of greenhouse gas [GHG] emissions, e.g. CO2
Abstract
Description
本発明はCO2回収装置及び回収方法におけるアミン炭酸塩の再生に関する。 The present invention relates to regeneration of amine carbonate in a CO 2 recovery apparatus and recovery method.
従来、高炉ガス、ボイラ排ガス、天然ガス、石油分解ガスなどでCO2を回収する場合、モノエタノールアミン(MEA)などのCO2吸収液を用い、まず吸収塔でCO2を吸収させ、このCO2吸収液を再生塔まで導き、水蒸気に接触させてCO2を放散させて再生し、以下これを繰り返しながら循環使用する技術が知られている。
例えば、下記の特許文献1に記載されている技術である。
Conventionally, when CO 2 is recovered with blast furnace gas, boiler exhaust gas, natural gas, petroleum cracked gas, etc., a CO 2 absorbing solution such as monoethanolamine (MEA) is used, and CO 2 is first absorbed by an absorption tower. lead to 2 absorbent to the regenerator, in contact with the steam regenerated by dissipating CO 2, there is known a technique of recycling by repeating this below.
For example, it is a technique described in
ここで、図3を参照しながら、従来のアミン炭酸塩の再生について説明する。
この図において、符号101はCO2吸収塔、102は再生塔を示す。
CO2を含む処理対象ガスを、配管111を介してCO2吸収塔101の内部に塔底部から流入させる。CO2吸収塔101では、処理対象ガスが塔内の充填槽にて、塔頂部から給液されたアミン炭酸塩からなるCO2吸収液と接触し、発熱反応を伴いながらガス中のCO2がCO2吸収液に吸収される。CO2を吸収してCO2濃度が濃くリッチ状態となったCO2吸収液は、熱交換器112aが介装された配管112を介して、CO2吸収塔101から再生塔102へ送られる。
Here, the regeneration of the conventional amine carbonate will be described with reference to FIG.
In this figure,
A gas to be treated containing CO 2 is caused to flow from the bottom of the tower into the CO 2 absorption tower 101 through the
再生塔102では、CO2吸収液は、塔底部に設置されたリボイラ113から加えられる水蒸気のエネルギーにより分解される。このとき、生じるCO2は水蒸気とともに、塔頂部から配管114を介して凝縮器114aへ送られる。凝縮器114aでは、水蒸気が凝縮・分離される。凝縮された水蒸気は液体の状態で、気液分離槽を兼ねたタンク115の底部からポンプ116aにより配管116を介して再生塔102へ戻される。また、CO2はタンク115の塔頂部から系外に払い出される。
このように再生塔102では、水蒸気がアミン炭酸塩からなるCO2吸収液の分解する機能、CO2吸収液へ顕熱を供給する機能、およびCO2を再生塔から外部へ運び出す機能の3つの機能を果たす。
In the
As described above, the
再生塔102内で分解されて、CO2濃度が薄くリーン状態となったCO2吸収液は、塔底部から、熱交換器112a、ポンプ117a、熱交換器117bがそれぞれ介装された配管117を介してCO2吸収塔101へ戻される。
なお、CO2吸収塔101では、CO2が除去された処理対象ガスが配管118を介して外部へ払い出される。
なお、図3の再生塔102には、一般的に充填槽を利用した充填塔が用いられるが、その他、泡鐘槽を利用した泡鐘搭が用いられることもある。
The CO 2 absorbing liquid that has been decomposed in the
In the CO 2 absorption tower 101, the gas to be treated from which CO 2 has been removed is discharged to the outside through the
In addition, although the packed tower using a packed tank is generally used for the
次に、図4を用いて従来技術の再生塔102内の様子を説明する。
蒸留の場合は、x−yチャートを用い、トレー塔などの段数計算に利用される。ここでは、x−yチャートの代わりにC−yチャートを用いる。Cはローディングであり、単位はmolCO2/molアミンである。yはガス中のCO2分圧であり、単位はmolfrである。
Next, the state in the
In the case of distillation, an xy chart is used to calculate the number of stages such as a tray tower. Here, a Cy chart is used instead of the xy chart. C is loading and the unit is molCO 2 / mol amine. y is the CO 2 partial pressure in the gas, and the unit is molfr.
再生塔102の上部には、CO2吸収塔101からCO2リッチ状態となったCO2吸収液が流入する。このCO2吸収液の状態を図3、図4において符号Aで示す。このCO2リッチ状態のCO2吸収液は、再生塔102内を下降しながらCO2を放散し、次第に再生塔の操作線120に沿ってCO2濃度が下がりBの状態になる。そして、Bの状態のCO2吸収液はリボイラ113に至り、ここで加熱されることでCO2濃度がさらに下がりCの状態に至る。すなわち、CO2吸収液はCO2濃度が薄くリーン状態となる。
ここで、CO2吸収液がBの状態からCの状態に至るとき、リボイラ113の段効率が100%であるから、Bから水平線となって延びる物質収支線121と、Cから垂直へ立ち上がる垂直線122とは、CO2−アミン吸収液(CO2吸収液)の気液平衡線123で交わる。この点が図4においてDである。
At the top of the
Here, since the stage efficiency of the
ここで操作線について説明を行う。
CO2吸収液中のCO2濃度変化をdC、水蒸気中のCO2濃度変化をdyとすると、 CO2吸収液が失うCO2量と水蒸気が得るCO2量は等しいから(1)式が成立する。
Here, the operation line will be described.
CO 2 dC the CO 2 concentration change in the absorption liquid, when the CO 2 concentration change of water vapor and dy, since CO 2 absorbing solution loses CO 2 amount and water vapor obtained amount of CO 2 is equal (1) is satisfied To do.
したがって、操作線の傾きdy/dCは液ガス化比L/Vに等しい。
もし、水蒸気が凝縮を伴わない場合は、操作線124のように直線となる。
しかし、実際には、アミン炭酸塩の分解及び液顕熱変化に起因して水蒸気の凝縮が起こるため、操作線120のような下に凸の曲線となる。なお、操作線125は仮想曲線であり、操作線120と125で、全体の操作線を表す。
Therefore, the slope dy / dC of the operation line is equal to the liquid gasification ratio L / V.
If water vapor is not condensed, the
However, in reality, water vapor condensation occurs due to the decomposition of amine carbonate and the change in liquid sensible heat, so that a downwardly convex curve like the
次に、式2にHTU(総括移動高さ)とNTU(総括移動数単位)の式を示す。 Next, Formula 2 shows the formula of HTU (overall movement height) and NTU (overall movement number unit).
微分区間において操作線と平衡線は直線とみなせるので、微分区間では、(3)式が成立する Since the operation line and the equilibrium line can be regarded as straight lines in the differential section, equation (3) holds in the differential section.
充填槽におけるNTU合計量は(4)式となる。 The total amount of NTU in the filling tank is expressed by equation (4).
従来法においては(2)〜(5)式を用いて規則充填物のHTU=2〜3mを得る。 In the conventional method, HTU = 2 to 3 m of the regular packing is obtained using the equations (2) to (5).
上述した従来のCO2回収装置では、CO2吸収液の再生に再生塔を用いており、再生塔は高さが10mにも達するものもあるため、装置全体が大型化する、あるいは建設コストが嵩むという問題があった。 In the conventional CO 2 recovery apparatus described above, a regeneration tower is used to regenerate the CO 2 absorbent, and the regeneration tower may reach as high as 10 m. There was a problem of being bulky.
本発明者らは、鋭意研究を行った結果、分解反応を伴う蒸留系において、比揮発度が5以上の吸収液を使用した場合に、再生塔を必要とすることなく吸収液の再生が可能なことを見出した。
すなわち、比揮発度の大きい吸収液を使用する場合には再生塔の負荷が小さくなるため、この性質を利用し、再生塔を必要とすることなく、かつデルタローディングを損なわずにCO2を回収することを見出した。
As a result of diligent research, the present inventors have been able to regenerate the absorbent without requiring a regeneration tower when using an absorbent having a relative volatility of 5 or higher in a distillation system involving a decomposition reaction. I found out.
That is, when an absorbing solution having a high relative volatility is used, the load on the regeneration tower is reduced, so this property is used to recover CO 2 without requiring a regeneration tower and without impairing delta loading. I found out.
ここで、デルタローディング及び比揮発度を、以下のように定義する。
本明細書では、吸収塔から再生手段(CO2吸収液再生手段)へ送られる、CO2を多量に含むCO2吸収液をリッチ状態のCO2吸収液と言い、このときのCO2濃度をリッチローディング(以下CR)という。
これに対し、再生手段から吸収塔へ送られる、CO2を少量含むCO2吸収液をリーン状態のCO2吸収液と言い、このときのCO2濃度をリーンローディング(以下CL)という。
このリッチローディングとリーンローディングの差をデルタローディング(以下、dC)と定義する。
Here, delta loading and relative volatility are defined as follows.
In this specification, is sent from the absorption tower to the reproducing means (CO 2 absorbing solution regeneration unit), the CO 2 absorbing solution containing a large amount of CO 2 says CO 2 absorbing liquid rich conditions, the CO 2 concentration in this case This is called rich loading (hereinafter referred to as CR).
On the other hand, the CO 2 absorbent containing a small amount of CO 2 sent from the regenerating means to the absorption tower is called a lean CO 2 absorbent, and the CO 2 concentration at this time is called lean loading (hereinafter CL).
The difference between the rich loading and the lean loading is defined as delta loading (hereinafter referred to as dC).
なお、再生塔を循環するCO2吸収液循環量はデルタローディングで決定される。
また、ある成分の分圧Pとその成分の液中濃度xについてP/xで表される値を揮発度といい、2成分の揮発度k1,k2に対してk1/k2と表される値を比揮発度と定義する。
Note that the amount of CO 2 absorption liquid circulating through the regeneration tower is determined by delta loading.
Further, the value represented by P / x for the partial pressure P of a certain component and the concentration x of the component in liquid is called volatility, and the value represented by k1 / k2 for the volatility k1 and k2 of two components. Is defined as relative volatility.
すなわち、本発明は、高い比揮発度のCO2吸収液を利用することにより、再生塔を必要とすることなく、CO2吸収液の再生が可能なものであって、装置の小型化が図れ、しかも建設コストを削減することができるCO2回収装置及び回収方法を提供することを目的とする。 That is, the present invention is, by utilizing the CO 2 absorbing solution with high relative volatility, without the need for regeneration tower, there is capable of reproducing the CO 2 absorbing liquid, downsizing of the apparatus , yet an object to provide a CO 2 recovery apparatus and recovery method which can reduce the construction cost.
上記課題を解決するために、この発明は以下の手段を提案している。
本発明の請求項1に係るCO2回収装置は、CO2を含む複数成分の処理対象ガスからCO2を分離回収するCO2回収装置であって、前記処理対象ガスにCO2吸収液を接触させて前記処理対象ガス中のCO2を吸収するCO2吸収塔と、前記CO2吸収塔に連通され、該CO2吸収塔から払い出されるCO2リッチ状態のCO2吸収液を加熱して該CO2吸収液からCO2を分離させるリボイラとを備え、前記リボイラは直列に複数段配置されていることを特徴とする。
In order to solve the above problems, the present invention proposes the following means.
CO 2 recovery system according to
上記CO2回収装置によれば、CO2吸収塔にて、CO2を回収しようとする処理対象ガスがCO2吸収液に接触されて処理対象ガス中のCO2が吸収される。また、CO2吸収塔内のCO2リッチ状態のCO2吸収液はリボイラへ導かれる、リボイラでは、CO2吸収液が加熱されてCO2吸収液からCO2が分離される。また、ここでは、リボイラが直列に複数段配置されているので、それら複数段のリボイラ内でCO2吸収液がそれぞれ熱により分解される。これにより、再生塔を必要とすることなく、CO2吸収液の再生が可能となる。 According to the CO 2 recovering apparatus, in the CO 2 absorber, the untreated gas to be recovered CO 2 is CO 2 in the processed gas is brought into contact with the CO 2 absorbing solution is absorbed. Moreover, CO 2 absorption liquid CO 2 rich state of CO 2 absorption tower is led to reboiler, the reboiler, the CO 2 absorbing liquid CO 2 is separated from the heated CO 2 absorbing solution. Here, since the reboilers are arranged in a plurality of stages in series, the CO 2 absorbing liquid is decomposed by heat in the reboilers of the plurality of stages. This makes it possible to regenerate the CO 2 absorbent without the need for a regeneration tower.
また、本発明の請求項2に係るCO2回収装置は、前記リボイラを2段配置され、CO2吸収液の流れを基準にした前段側の第1リボイラと後段側の第2リボイラとの間には、第1リボイラのCO2吸収液を第2リボイラへ移送する吸収液移送配管と、第2リボイラで分離したCO2を第1リボイラへ移送するガス移送配管を備えることを特徴とする。
この場合、第1リボイラ内のCO2吸収液は吸収液移送配管によって第2リボイラへ導かれる。また、第2リボイラ内でCO2吸収液の分解により生じるCO2はガス移送配管によって第1リボイラへ導かれる。このように、CO2吸収液とCO2とを別々の専用配管で移送するので、それらの移送効率が良くなり、その分、リッチ状態のCO2吸収液のCO2濃度がより一層濃くなる。
Further, in the CO 2 recovery device according to
In this case, the CO 2 absorbing liquid in the first reboiler is guided to the second reboiler by the absorbing liquid transfer pipe. Further, CO 2 generated by the decomposition of CO 2 absorbing solution in the second reboiler is led to the first reboiler by the gas transfer pipe. Thus, since transfer and CO 2 absorbing solution and CO 2 in a separate dedicated pipe, their transfer efficiency is improved, correspondingly, CO 2 concentration in the CO 2 absorbing liquid rich state becomes more dense.
また、本発明の請求項3に係るCO2回収方法は、CO2を含む複数成分の処理対象ガスからCO2を分離回収するCO2回収方法であって、CO2吸収塔にて前記処理対象ガスに圧力が0.3MPaGの条件下で比揮発度5以上のCO2吸収液を接触させて前記処理対象ガス中のCO2を吸収する工程と、前記CO2吸収塔に連通される第1リボイラにて、前記CO2吸収塔から払い出されるCO2リッチ状態のCO2吸収液を加熱して該CO2吸収液からCO2を分離させる第1のCO2分離工程と、前記第1リボイラに連通される第2リボイラにて、第1リボイラから払い出されるCO2吸収液を加熱して該CO2吸収液からCO2を分離させる第2のCO2分離工程と、を備えることを特徴とする。
この場合、本願の請求項2に記載のCO2回収装置を用いたCO2回収方法が好適に行える。
Further, the CO 2 recovery method according to claim 3 of the present invention is a CO 2 recovery method for separating and recovering CO 2 from multi-component of untreated gas containing CO 2, the processing target in the CO 2 absorber A step of contacting a gas with a CO 2 absorbent having a relative volatility of 5 or higher under a pressure of 0.3 MPaG to absorb CO 2 in the gas to be treated, and a first communicating with the CO 2 absorption tower at reboiler, a first CO 2 separation process for separating the CO 2 from the CO 2 absorbing solution by heating the CO 2 absorbing solution for CO 2 rich state to be paid out from the CO 2 absorption tower, said first reboiler in the second reboiler to be communicated, characterized in that it comprises a second CO2 separation step of separating the CO 2 from the CO 2 absorbing solution by heating the CO 2 absorbing liquid to be dispensed from the first reboiler, the.
In this case, the CO 2 recovery method using the CO 2 recovery device according to
本願の請求項1に係る発明によれば、再生塔を用いることなく、直列に配置した複数段のリボイラによって、CO2吸収液の再生が可能となる。また、再生塔を用いる場合に比べ、装置全体の小型化が図れ、しかも建設コストを削減することができる。
According to the invention of
本願の請求項2に係る発明によれば、リッチ状態のCO2吸収液のCO2濃度をより濃くすることができ、これにより、大きなデルタローディングを得ることができる。
According to the invention according to
本願の請求項3に係る発明によれば、本願発明に係るCO2回収装置を用いたCO2回収方法が好適に実施できる。 According to the invention of claim 3 of the present application, the CO 2 recovery method using the CO 2 recovery system according to the present invention can be suitably implemented.
以下に添付する図面を参照しながら、本発明の好適な実施形態を説明する。
図1は本発明に係るCO2回収装置の実施形態を示す。図において符号1はCO2吸収塔を示す。このCO2吸収塔1の塔底部には原料ガス入口1Aと、CO2リッチ状態のCO2吸収液を払い出すリッチ吸収液出口1Bが形成されている。原料ガス入口1Aには原料ガス供給配管2が接続され、リッチ吸収液出口1Bにはリッチ吸収液払い出し配管3が接続されている。CO2吸収塔1の塔頂部にはCO2リーン状態のCO2吸収液を戻し入れるリーン吸収液入口1Cと、原料ガス出口1Dが形成されている。リーン吸収液入口1Cにはリーン吸収液戻し配管4が接続され、原料ガス出口1Dには原料ガス払い出し管5が接続されている。原料ガス払い出し管5には処理ガスコンデンセートクーラ6が介装されている。
Preferred embodiments of the present invention will be described below with reference to the accompanying drawings.
FIG. 1 shows an embodiment of a CO 2 recovery apparatus according to the present invention. In the figure,
CO2吸収塔1では、リーン吸収液入口1Cから供給されるリッチ状態のCO2吸収液が塔内の充填層を下方へ通過する際に、原料ガス入り口1Aから供給される原料ガス(処理対象ガス)と接触し、発熱反応を伴いながら原料ガス中のCO2を吸収してリッチ状態のCO2吸収液になる。そして、このリッチ状態のCO2吸収液はリッチ吸収液出口1Bから払い出される。また、CO2を分離された原料ガスは原料ガス出口1Dから払い出される。
なお、ここではリーン吸収液、リッチ吸収液はそれぞれCO2濃度を基準とするものであり、CO2が所定濃度未満となっているCO2吸収液をリーン吸収液、CO2が所定濃度以上となっているCO2吸収液をリッチ吸収液と呼ぶ。
In the CO 2 absorption tower 1, when the rich CO 2 absorption liquid supplied from the lean
Here, lean absorption liquid, rich absorbing liquid are those relative to the CO 2 concentration, respectively, the CO 2 absorbing liquid CO 2 has become less than the predetermined concentration lean absorbing solution, CO 2 is the predetermined concentration or more and The resulting CO 2 absorbent is referred to as a rich absorbent.
CO2吸収塔1から延びるリッチ吸収液払い出し配管3は、ポンプ3A及び熱交換器7を介装されて、その先端が第1リボイラ8へ接続される。
第1リボイラ8には内部に加熱用コイル8Aが組み込まれており、加熱用コイル8Aには蒸気配管9が接続されている。また、第1リボイラ8の上部にはリッチ吸収液入口8B及びガス出口8Cが形成されている。リッチ吸収液入口8Bには前記リッチ吸収液払い出し配管3が接続され、ガス出口8CにはCO2払い出し配管10が接続されている。CO2払い出し配管10には、CO2コンデンセートクーラ11並びに電磁弁12が第1リボイラ8から先端側へ向けて順に介装されている。
また、第1リボイラ8の底部には吸収液出口8D及びガス入口8Eが形成されている。吸収液出口8Dには吸収液移送配管13が接続され、ガス入口8Eにはガス移送配管14が接続されている。
The rich absorbent liquid discharge pipe 3 extending from the CO 2 absorption tower 1 is provided with a
The
An
第1リボイラ8では、加熱用コイル8Aに蒸気配管9から水蒸気が供給されると、内部に貯留されているCO2吸収液であるアミン炭酸塩が分解され、CO2及び水蒸気が生じる。CO2はキャリアスチームとして作用する水蒸気とともに、CO2払い出し配管10を介して第1リボイラ8の外部へ排出される。
In the
第1リボイラ8から延びる吸収液移送配管13及びガス移送配管14の先端は第2リボイラ15に接続されている。
第2リボイラ15は、内部に加熱用コイル15Aが組み込まれており、加熱用コイル15Aには蒸気配管15Bが接続されている。また、第2リボイラ15の上部には吸収液入口15C及びガス出口15Dが形成されている。吸収液入口15Cには吸収液移送配管13が接続され、ガス出口8Cにはガス移送配管14が接続されている。
また、第2リボイラ15の底部には吸収液出口15Eが形成され、吸収液出口15Eには前記リーン吸収液戻し配管4が接続されている。
The leading ends of the absorption
The
An
第2リボイラ15では、加熱用コイル15Aに蒸気配管15Bから水蒸気が供給されると、内部に貯留されているCO2吸収液であるアミン炭酸塩が分解され、CO2及び水蒸気が生じるとともに、CO2吸収液はリーン状態になる。CO2はキャリアスチームとして作用する水蒸気とともに、ガス移送配管14を介して第1リボイラ8へ移送される。また、リーン状態のCO2吸収液は、リーン吸収液戻し配管4から該リーン吸収液戻し配管に介装されたポンプ4Aによって第2リボイラ8の外部へ払い出される。
In the
第2リボイラ15から延びるリーン吸収液戻し配管4の先端は前記CO2吸収塔1へ接続されている。リーン吸収液戻し配管4とリッチ吸収液払い出し配管3とが交差する箇所にはリーン状態のCO2吸収液の熱によってリッチ状態のCO2吸収液を加熱する前記熱交換器7が介装され、さらにリーン吸収液払い出し配管の熱交換器7よりもCO2吸収塔1側にはアフタークーラ16が介装されている。
The end of the lean absorbent return pipe 4 extending from the
次に、前記CO2回収装置の作用について説明する。
なお、ここでは、圧力が0.3MPaGの条件下で比揮発度が5以上のCO2吸収液を使用するのが前提である。
処理対象である原料ガスは、原料ガス供給配管2内を流れてCO2吸収塔1に流入し、CO2吸収塔1の塔頂部にリーン吸収液戻し配管4から供されるリーン状態のCO2吸収液と塔内の充填槽で接触し、発熱反応を伴いながら、CO2吸収液によってCO2を吸収される。
CO2を除去された原料ガスは、塔頂部から原料ガス払い出し管5を介して塔外へ払い出される。このとき、処理ガスコンデンセートクーラ6によって所定温度まで冷却される。
Next, the operation of the CO 2 recovery device will be described.
Here, it is assumed that a CO 2 absorbent having a relative volatility of 5 or more under the condition of a pressure of 0.3 MPaG is used.
Raw material gas to be processed is flowed to the raw material
The raw material gas from which CO 2 has been removed is discharged out of the tower through the raw material
一方、CO2を吸収してリッチ状態となったCO2吸収液は、ポンプ3Aによって昇圧されてリッチ吸収液払い出し配管3内を流れ、熱交換器7を介してリーン状態のCO2吸収液により加熱された後、第1リボイラ8まで移送される。ここで、リッチ状態のCO2吸収液は、水蒸気を熱源とする加熱用コイル8Aの熱によって分解される。また、第2リボイラ15からガス移送配管14を介して供されるCO2と水蒸気とが混合した気泡により攪拌されながら加熱されることも相俟ってCO2の分解が促進される。分解されたCO2は、キャリア作用をなす水蒸気とともにCO2払い出し配管10を通じて外部へ払い出される。そして、払い出されたCO2は、CO2コンデンセートクーラ11によって所定温度まで冷却された後、所定箇所まで移送される。
なお、第1リボイラ8から系外へ払い出された水蒸気分は、図示しない水供給管から液体の形で第1リボイラ8あるいは第2リボイラ15内に補給される。
On the other hand, the CO 2 absorbing liquid that has become rich due to absorption of CO 2 is pressurized by the
The water vapor discharged from the
一方、第1リボイラ8内のCO2吸収液は、吸収液移送配管13を通じて第2リボイラ15へ移送される。第2リボイラ15では、前記第1リボイラ8にて分解されなかった残りのアミン炭酸塩が、加熱用コイル15Aの熱によって分解される。この第2リボイラ15における分解率は100%近くになる。ここで発生するCO2と水蒸気は、前述したようにガス移送配管14を通じて前記第1リボイラ8内まで移送される。一方、分解されて濃度が所定値未満となったリーン状態のCO2吸収液は、ポンプ4Aにより昇圧されてリーン吸収液戻し配管4内を流れ、熱交換器7、並びにアフタークーラ16により所定温度まで冷却され、再びCO2吸収塔1へ移送される。
On the other hand, the CO 2 absorbent in the
このときの気泡槽及びリボイラ内のCO2吸収液の様子を図2に示す。図2は比揮発度が10のCO2吸収液を使用したときの例、比揮発度が5のCO2吸収液(例えば、第二級アミン、または第三級アミン)を使用したときの例、比揮発度が2のCO2吸収液を使用したときの参考例をそれぞれ示す。
比揮発度が2程度の低い値のとき、ローディングの値が高くなってもCO2分圧(y)の値が高くならず気液平衡線は横になだらかに伸びる直線状となる。一方、比揮発度が5あるいは10と高くなるにつれて、気液平衡線22,23は上方への凸が大きくなる曲線状となる。
The state of the CO 2 absorbent in the bubble tank and the reboiler at this time is shown in FIG. The example of FIG. 2 when the relative volatility was used CO 2 absorption liquid 10, CO 2 absorbing solution in the relative volatility is 5 (e.g., secondary amine or tertiary amine) example when using Reference examples when a CO 2 absorbent having a relative volatility of 2 are used are shown.
When the relative volatility is a low value of about 2, even if the loading value is high, the value of CO 2 partial pressure (y) is not high, and the vapor-liquid equilibrium line is a straight line extending gently. On the other hand, as the relative volatility increases to 5 or 10, the gas-
例えば、比揮発度5のCO2吸収液を使用した場合を例に挙げてCO2吸収液の状態を説明すると、第1リボイラ8のリッチ吸収液入口8Bには、CO2吸収塔1側からCO2リッチ状態となったCO2吸収液が流入する。このCO2吸収液の状態を図2において符号Fで示す。このCO2リッチ状態のCO2吸収液は、第1リボイラ8にて蒸気加熱されることとなり、Gの状態に至る。Gの状態になったCO2吸収液は、ここから第2リボイラ15に至り、ここで蒸気加熱されることでCO2濃度がさらに下がりHの状態に至る。すなわち、CO2吸収液はCO2濃度が薄くリーン状態となる。
For example, the state of the CO 2 absorbing liquid will be described by taking a case of using a CO 2 absorbing liquid having a relative volatility of 5 as an example. The rich absorbing
ここで、CO2吸収液がFの状態からGの状態に至るとき、第1リボイラ8の段効率が100%であるから、Fから水平線となって延びる物質収支線24と、Gから垂直へ立ち上がる垂直線25とは、CO2−アミン吸収液の気液平衡線22で交わる。この点が図2においてIである。
また、CO2吸収液がGの状態からHの状態に至るとき、第2リボイラ15の段効率が100%であるから、Gから水平線となって延びる物質収支線26と、Hから垂直へ立ち上がる垂直線27とは、CO2−アミン吸収液の気液平衡線22で交わる。この点が図2においてJである。
Here, when the CO 2 absorbing solution reaches the G state from the F state, the stage efficiency of the
Further, when the CO 2 absorption liquid reaches from the G state to the H state, the stage efficiency of the
なお、比揮発度が10のときでも第1リボイラ8と第2リボイラ15とを組み合わせた2段でCO2吸収液を、リッチ状態からリーン状態へ戻すことが可能となる。
この図から明らかように、比揮発度が5以上のCO2吸収液を使用すれば、第1リボイラ8と第2リボイラ15を組み合わせただけで、従前のCO2回収装置で使用していた大型の再生塔を備えなくとも、同程度のアミン炭酸塩の分解性能が得られることがわかる。
なお、比揮発度が2のCO2吸収液を使用する場合には、気泡槽とリボイラを5段に渡って組み合わせなければならず、大型の再生塔を使用しないメリットが薄れる。
Even when the relative volatility is 10, the CO 2 absorbent can be returned from the rich state to the lean state in two stages in which the
As can be seen from this figure, if a CO 2 absorbent having a relative volatility of 5 or more is used, the large size used in the previous CO 2 recovery device can be obtained by combining the
When a CO 2 absorbent having a relative volatility of 2 is used, the bubble tank and the reboiler must be combined in five stages, and the merit of not using a large regeneration tower is reduced.
このようにCO2ガス処理装置によれば、大型の再生塔を備えなくても、リッチ状態のCO2吸収液を、第1リボイラ8と第2リボイラ15とを通過させることにより、アミン炭酸塩を好適に分解することができ、所定効率のCO2回収を図りながら装置の小型化、並びに建設コストを削減することができる。
Thus, according to the CO 2 gas processing apparatus, the amine carbonate can be obtained by allowing the rich CO 2 absorbent to pass through the
以上、本発明の実施形態について図面を参照して詳述したが、具体的な構成はこの実施形態に限られるものではなく、本発明の要旨を逸脱しない範囲の構成の変更等も含まれる。
例えば、前記実施形態では、圧力が0.3MPaGの条件下で比揮発度が5あるいは10のCO2吸収液を使用する例を説明したが、これに限られることなく、比揮発度が5以上のCO2吸収液を使用すれば足りる。比揮発度が5未満のものを用いると、従前の再生塔の同程度のCO2回収率を得るためには、気泡槽とリボイラを4段に渡って組み合わせなければならず、再生塔を使用しないメリットが損なわれる。
As mentioned above, although embodiment of this invention was explained in full detail with reference to drawings, the concrete structure is not restricted to this embodiment, The change of the structure of the range which does not deviate from the summary of this invention, etc. are included.
For example, in the above-described embodiment, the example in which the CO 2 absorbent having a relative volatility of 5 or 10 is used under the condition of the pressure of 0.3 MPaG is not limited thereto, and the relative volatility is 5 or more. It is sufficient to use a CO 2 absorbing solution. If a product with a relative volatility of less than 5 is used, in order to obtain the same level of CO 2 recovery rate as the conventional regeneration tower, the bubble tank and reboiler must be combined in four stages, and the regeneration tower is used. The advantage of not doing is impaired.
また前記実施形態では、リボイラを2段直列に配置しているが、これに限られることなく、リボイラを3段以上直列に配置してもよい。例えば、リボイラを直列に3段配置した場合には、図2中Cbで示す例の破線で示すように、前述した実施形態のCO2回収装置の例に比べ、CO2吸収液のCO2濃度をより濃くすることができ、これにより、CO2の高い回収率が得られる。 Moreover, in the said embodiment, although the reboiler is arrange | positioned in two steps in series, it is not restricted to this, You may arrange | position three or more reboilers in series. For example, when placed three stages reboiler in series, as shown by the broken line in the example shown in FIG. 2 Cb, compared to the example of the CO 2 recovery apparatus of the embodiment described above, CO 2 concentration in the CO 2 absorbing solution Can be made thicker, which results in a high CO 2 recovery.
1 CO2吸収塔
2 原料ガス供給配管
3 リッチ吸収液払い出し配管
3A ポンプ
4 リーン吸収液戻し配管
5 原料ガス払い出し管
7 熱交換器
8 第1リボイラ
10 CO2払い出し配管
13 吸収液移送配管
14 ガス移送配管
15 第2リボイラ
1 CO 2 absorption tower 2 raw material gas supply pipe 3 rich absorbing
Claims (3)
前記処理対象ガスにCO2吸収液を接触させて前記処理対象ガス中のCO2を吸収するCO2吸収塔と、
前記CO2吸収塔に連通され、該CO2吸収塔から払い出されるCO2リッチ状態のCO2吸収液を加熱して該CO2吸収液からCO2を分離させるリボイラとを備え、
前記リボイラは直列に複数段配置されていることを特徴とするCO2回収装置。 A CO 2 recovery system for separating and recovering CO 2 from multi-component of untreated gas containing CO 2,
And the CO 2 absorber that absorbs CO 2 of the processed gas by contacting the CO 2 absorbing solution in the untreated gas,
Said communicating with the CO 2 absorption tower, and a reboiler to separate the CO 2 from the CO 2 absorbing solution by heating the CO 2 absorbing solution for CO 2 rich state to be paid out from the CO 2 absorption tower,
The reboiler CO 2 recovery apparatus characterized by being a plurality of stages arranged in series.
前段側の第1リボイラと後段側の第2リボイラとの間には、第1リボイラのCO2吸収液を第2リボイラへ移送する吸収液移送配管と、第2リボイラで分離したCO2を第1リボイラへ移送するガス移送配管を備えることを特徴とする請求項1に記載のCO2回収装置。 The reboiler is arranged in two stages,
Between the first reboiler on the front stage side and the second reboiler on the rear stage side, there is an absorption liquid transfer pipe for transferring the CO2 absorption liquid of the first reboiler to the second reboiler, and the CO2 separated by the second reboiler is the first reboiler. The CO 2 recovery device according to claim 1, further comprising a gas transfer pipe for transferring to the gas.
CO2吸収塔にて前記処理対象ガスに圧力が0.3MPaGの条件下で比揮発度5以上のCO2吸収液を接触させて前記処理対象ガス中のCO2を吸収する工程と、
前記CO2吸収塔に連通される第1リボイラにて、前記CO2吸収塔から払い出されるCO2リッチ状態のCO2吸収液を加熱して該CO2吸収液からCO2を分離させる第1のCO2分離工程と、
前記第1リボイラに連通される第2リボイラにて、第1リボイラから払い出されるCO2吸収液を加熱して該CO2吸収液からCO2を分離させる第2のCO2分離工程と、
を備えることを特徴とするCO2回収方法。
A plurality components of the untreated gas containing CO 2 to a CO 2 recovery method of the CO 2 is separated and recovered,
A step of contacting a CO 2 absorbing solution having a relative volatility of 5 or higher with a CO 2 absorption tower in contact with a CO 2 absorbing solution having a relative volatility of 5 or more under the condition of a pressure of 0.3 MPaG to absorb CO 2 in the processing target gas;
At first reboiler communicates with the CO 2 absorption tower, the first to separate the CO 2 from the CO 2 absorbing solution by heating the CO 2 absorbing solution for CO 2 rich state to be paid out from the CO 2 absorption tower A CO 2 separation step;
In the second reboiler communicates with the first reboiler, and a second CO2 separation step of separating the CO 2 from the CO 2 absorbing solution by heating the CO 2 absorbing liquid to be dispensed from the first reboiler,
A CO 2 recovery method comprising:
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2011150131A JP5658101B2 (en) | 2011-07-06 | 2011-07-06 | CO2 recovery device and recovery method |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2011150131A JP5658101B2 (en) | 2011-07-06 | 2011-07-06 | CO2 recovery device and recovery method |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2013013877A true JP2013013877A (en) | 2013-01-24 |
JP5658101B2 JP5658101B2 (en) | 2015-01-21 |
Family
ID=47687093
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2011150131A Expired - Fee Related JP5658101B2 (en) | 2011-07-06 | 2011-07-06 | CO2 recovery device and recovery method |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP5658101B2 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2013173656A (en) * | 2012-02-27 | 2013-09-05 | Toshiba Corp | Carbon dioxide separation recovery system and operation method thereof |
EP2805757A1 (en) * | 2013-05-20 | 2014-11-26 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Carbon dioxide separating and capturing apparatus and method of operating the same |
JPWO2014192381A1 (en) * | 2013-05-28 | 2017-02-23 | 関西電力株式会社 | CO2 recovery device and CO2 recovery method |
JP2021058121A (en) * | 2019-10-04 | 2021-04-15 | 井関農機株式会社 | Plant cultivation installation |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH04126514A (en) * | 1990-09-19 | 1992-04-27 | Hitachi Ltd | Method for separating and concentrating gas |
JP2006205165A (en) * | 2005-01-28 | 2006-08-10 | Inst Fr Petrole | Decarboxylation method of combustion exhaust gas containing extraction of solvent contained in purified fume |
JP2007222847A (en) * | 2006-02-27 | 2007-09-06 | Mitsubishi Materials Corp | Gas separation recovery method and its device, and absorption liquid used for this separation recovery |
-
2011
- 2011-07-06 JP JP2011150131A patent/JP5658101B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH04126514A (en) * | 1990-09-19 | 1992-04-27 | Hitachi Ltd | Method for separating and concentrating gas |
JP2006205165A (en) * | 2005-01-28 | 2006-08-10 | Inst Fr Petrole | Decarboxylation method of combustion exhaust gas containing extraction of solvent contained in purified fume |
JP2007222847A (en) * | 2006-02-27 | 2007-09-06 | Mitsubishi Materials Corp | Gas separation recovery method and its device, and absorption liquid used for this separation recovery |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2013173656A (en) * | 2012-02-27 | 2013-09-05 | Toshiba Corp | Carbon dioxide separation recovery system and operation method thereof |
EP2805757A1 (en) * | 2013-05-20 | 2014-11-26 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Carbon dioxide separating and capturing apparatus and method of operating the same |
JP2014226583A (en) * | 2013-05-20 | 2014-12-08 | 株式会社東芝 | Carbon dioxide separation and recovery device and operation method of the same |
JPWO2014192381A1 (en) * | 2013-05-28 | 2017-02-23 | 関西電力株式会社 | CO2 recovery device and CO2 recovery method |
US10000383B2 (en) | 2013-05-28 | 2018-06-19 | The Kansai Electric Power Co., Inc. | CO2 recovery apparatus and CO2 recovery method |
JP2021058121A (en) * | 2019-10-04 | 2021-04-15 | 井関農機株式会社 | Plant cultivation installation |
JP7290099B2 (en) | 2019-10-04 | 2023-06-13 | 井関農機株式会社 | plant cultivation equipment |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP5658101B2 (en) | 2015-01-21 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP6300802B2 (en) | Method for separating acid gases from fluid streams containing water | |
JP5301318B2 (en) | Method and apparatus for recovering hydrocarbons from FT gas components | |
JP6157925B2 (en) | Carbon dioxide separation and recovery device and operation method thereof | |
JP5658101B2 (en) | CO2 recovery device and recovery method | |
JP7305606B2 (en) | Methods and systems for reducing CO2 emissions from industrial processes | |
AU2017203838B2 (en) | Carbon dioxide capturing system and exhaust gas processing method | |
JP6004965B2 (en) | Method or system for recovering carbon dioxide | |
JP2015100724A5 (en) | ||
JP2013208561A (en) | Heat exchange distillation apparatus | |
CN107743416A (en) | Sour gas collection system and use this sour gas collection method | |
JP6963393B2 (en) | Carbon dioxide separation and recovery system | |
KR20130010253A (en) | Method of resource reuse of stripping system for acid gas capture | |
JP5646524B2 (en) | Carbon dioxide separation and recovery system and operation method thereof | |
JP6274866B2 (en) | Carbon dioxide gas recovery device | |
JP6071622B2 (en) | CO2 and H2S containing gas recovery system and method | |
DK181109B1 (en) | ||
JP5542753B2 (en) | CO2 recovery device and recovery method | |
CN107580523A (en) | Water-based alkanolamine composition and from gaseous mixture selective removal hydrogen sulfide method | |
JP6612660B2 (en) | Carbon dioxide recovery system and carbon dioxide recovery method | |
JP2017189727A (en) | Carbon dioxide separation recovery system | |
JP6907236B2 (en) | Method of separating C5-C8-hydrocarbons and acid gas from fluid stream | |
JP2015131735A (en) | Carbon dioxide gas recovery apparatus and method | |
WO2021193438A1 (en) | Hydrocarbon generation system and hydrocarbon generation method | |
JP2017189726A (en) | Carbon dioxide separation recovery system | |
JP2022067388A (en) | Method for recovering carbon dioxide in gaseous carbon dioxide supply source |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20130416 |
|
A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20140214 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20140225 |
|
A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20140424 |
|
TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20141028 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20141127 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 5658101 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
S533 | Written request for registration of change of name |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313533 |
|
R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |
|
S533 | Written request for registration of change of name |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313533 |
|
R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |
|
LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |