WO2014045797A1 - 二酸化炭素回収システムおよび方法 - Google Patents

二酸化炭素回収システムおよび方法 Download PDF

Info

Publication number
WO2014045797A1
WO2014045797A1 PCT/JP2013/072496 JP2013072496W WO2014045797A1 WO 2014045797 A1 WO2014045797 A1 WO 2014045797A1 JP 2013072496 W JP2013072496 W JP 2013072496W WO 2014045797 A1 WO2014045797 A1 WO 2014045797A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
cleaning
gas
water
condensed water
concentration
Prior art date
Application number
PCT/JP2013/072496
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
達也 辻内
本城 新太郎
隆仁 米川
覚 杉田
Original Assignee
三菱重工業株式会社
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 三菱重工業株式会社 filed Critical 三菱重工業株式会社
Publication of WO2014045797A1 publication Critical patent/WO2014045797A1/ja

Links

Images

Classifications

    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D53/00Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1425Regeneration of liquid absorbents
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D53/00Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456Removing acid components
    • B01D53/1475Removing carbon dioxide
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D2252/00Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20Organic absorbents
    • B01D2252/204Amines
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D2257/00Components to be removed
    • B01D2257/50Carbon oxides
    • B01D2257/504Carbon dioxide
    • YGENERAL 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
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02ATECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
    • Y02A50/00TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE in human health protection, e.g. against extreme weather
    • Y02A50/20Air quality improvement or preservation, e.g. vehicle emission control or emission reduction by using catalytic converters
    • YGENERAL 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
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02CCAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40Capture or disposal of greenhouse gases of CO2

Definitions

  • the present invention relates to a system and method for recovering carbon dioxide (CO 2 ).
  • the source of CO 2 is mainly due to the combustion of fossil fuels. Therefore, it is desired that the combustion exhaust gas of fossil fuel is discharged to the atmosphere after reducing or removing CO 2 from the gas.
  • JP-A-2011-115724 discloses, the combustion exhaust gas of fossil fuel, into contact with CO 2 absorbing liquid, such as a basic amine compound absorbs CO 2 in the gas, and CO 2 absorption device for removing the CO 2
  • a system is described that includes a regenerator that regenerates absorbed absorbent and a device that recovers CO 2 separated from the absorbent by the regenerator.
  • This publication describes that a CO 2 absorber is provided with a plurality of water washing sections for washing the processing gas from which CO 2 has been removed with washing water. This washing water is circulated and used in each washing section, and the concentration of the basic amine compound contained in the gas after washing is measured, and the washing water circulation flow rate suitable for collecting the basic amine compound is used. It is described to adjust to.
  • the CO 2 absorber having such a configuration it is required to reduce the concentration of the basic amine compound that is the main component of the CO 2 absorbing liquid accompanying the exhausted gas as much as possible. Therefore, a large amount of cleaning water is used in the plurality of cleaning units. As this cleaning water, the cleaning water used in the cleaning section is circulated and used.
  • the present inventors have considered using condensed water of CO 2 gas discharged from the regenerator. However, when the operating state of the regenerator is unstable such as when the system is started or stopped, the concentration of the basic amine compound in the condensed water fluctuates. When supplied to the cleaning section of the CO 2 absorber, there is a problem that the cleaning effect decreases and the amount of the basic amine compound accompanying the exhausted gas also increases.
  • an object of the present invention is to discharge the CO 2 gas condensed water discharged from the CO 2 absorbent regenerator from the CO 2 absorber even if the condensed water of the CO 2 gas is used as cleaning water for the cleaning section of the CO 2 absorber. It is to provide a CO 2 recovery system and method capable of preventing an increase in the amount of a basic amine compound entrained in a gas.
  • the present invention provides, as one aspect, a system for recovering CO 2 from the untreated gas containing CO 2, by contacting the untreated gas and the CO 2 absorbing liquid containing CO 2, from the untreated gas absorbing CO 2, an absorption unit for removing the CO 2 absorbing device and at least one cleaning unit for cleaning a process gas from which CO 2 has been removed in this absorber with washing water, absorbent having absorbed CO 2 The CO 2 is separated and removed from the absorption liquid, and the CO 2 gas is discharged.
  • the regenerator that regenerates the absorption liquid and the CO 2 gas discharged from the regenerator are cooled,
  • a condensing device that condenses the moisture of the water, and a change in the concentration of the CO 2 absorbent in the condensed water obtained by the condensing device is monitored, and depending on the measured value, the washing water of the washing section of the CO 2 absorbing device Part of or absorption
  • a condensed water distributor that supplies the condensed water as a part of the CO 2 absorbent.
  • a pH meter, an electric conductivity meter, or a specific resistance meter may be used as a device for monitoring the change in the concentration of the CO 2 absorbent in the condensed water.
  • the CO 2 absorber may include a plurality of the cleaning units arranged in series with respect to the flow of the processing gas from which CO 2 has been removed by the absorption unit.
  • the condensate distribution device when the measured pH value is higher than the first threshold, supplies the cleaning unit upstream of the processing gas flow among the plurality of cleaning units.
  • the control unit when the value is lower than the first threshold value, the control unit may be configured to control the supply to the downstream cleaning unit. Or in this case, when the measured pH value is higher than the first threshold value and the second threshold value, the condensed water distributor supplies the absorption unit, and the measured pH value is the first value.
  • the first threshold and the second threshold are supplied to the cleaning unit upstream of the flow of the processing gas among the plurality of cleaning units when the threshold is higher than the second threshold and lower than the second threshold.
  • it may be configured to control to supply to the downstream cleaning unit.
  • the present invention provides, as another aspect, a processed gas containing CO 2
  • a method for recovering CO 2 by contacting the untreated gas and the CO 2 absorbing liquid containing CO 2, from the untreated gas absorbing CO 2, removing at least once the process gas from which CO 2 has been removed in the wash water, comprising the steps of cleaning, by heating the absorbent solution that has absorbed CO 2, CO 2 gas from the absorbing solution Are separated and removed, the absorption liquid is regenerated, the separated CO 2 gas is cooled, moisture in the gas is condensed to obtain condensed water, and the concentration of the CO 2 absorption liquid in the condensed water.
  • the pH, electrical conductivity, or specific resistivity of the condensed water may be measured.
  • the cleaning step of the processing gas may include cleaning with cleaning water a plurality of times.
  • the control step performs cleaning upstream of the process gas flow among the plurality of cleanings (that is, the first cleaning step).
  • the condensed water is supplied so as to be reused as a part of the washing water of the washing (washing), and when it is lower than the first threshold, one of the washing water of the washing on the downstream side (that is, the second washing). You may supply so that it may be reused as a part.
  • the control step supplies the condensed water to be reused as a part of the absorption unit when the measured pH value is higher than the first threshold value and the second threshold value.
  • cleaning upstream of the process gas flow i.e., A portion of the wash water of the second wash when the condensate is supplied and is lower than the first and second thresholds to be reused as part of the wash water of the first wash
  • cleaning upstream of the process gas flow i.e., A portion of the wash water of the second wash when the condensate is supplied and is lower than the first and second thresholds to be reused as part of the wash water of the first wash
  • FIG. 1 is a schematic view schematically showing an embodiment of a CO 2 recovery system according to the present invention.
  • FIG. 2 is a schematic diagram schematically showing an improved example of the embodiment shown in FIG.
  • FIG. 3 is a schematic view schematically showing another embodiment of the CO 2 recovery system according to the present invention.
  • FIG. 4 is a schematic diagram schematically showing an improved example of the embodiment shown in FIG.
  • the CO 2 recovery system of the present embodiment is a desulfurization that removes sulfur oxides in a gas to be processed containing sulfur oxides and carbon dioxide such as fossil fuel combustion exhaust gas.
  • a tower 10 sulfur oxides desulfurized gas is removed in this desulfurization tower, the CO 2 absorption tower 20 for removing CO 2 by using CO 2 absorbing solution, CO 2 absorbent having absorbed CO 2 (rich absorbing the CO 2 desorbed Play CO 2 absorbing solution from) that the liquid (called lean absorbing liquid) mainly and a regeneration tower 40.
  • the desulfurization tower 10 is provided with a desulfurization section 12 that highly removes sulfur oxides in the gas to be treated at the lower part of the tower, with a chimney tray 14 provided in the center of the tower as a boundary.
  • the desulfurization gas cooling part 13 which cools the desulfurization gas which passed the part to about 50 degrees C or less is provided. This is also called an advanced desulfurization cooling tower.
  • a demister 17 is further provided which is located further on the tower top side of the cooling unit 13 and removes droplets accompanying the passing gas.
  • the desulfurization tower 10 circulates and supplies the coolant stored in the chimney tray 14 to the gas introduction line 11 provided below the desulfurization section 12 and the cooling section 13 in order to introduce the processing target gas into the tower.
  • the coolant circulation line 16 that connects the upper and lower sides of the cooling unit 13, the cooler 16 that cools the coolant in the coolant circulation line, and the desulfurization gas that has passed through the desulfurization unit 12 and the cooling unit 17 are removed from the outside of the tower.
  • a gas discharge line 18 provided at the top of the tower.
  • the desulfurization absorbing liquid used in the desulfurization section 12 for example, one containing one compound or a mixture of two or more compounds of calcium carbonate, calcium hydroxide, magnesium hydroxide, sodium hydroxide and the like is preferable.
  • the concentration of the compound in the desulfurization absorption liquid is preferably 0.1 to 30% by weight, for example.
  • the CO 2 absorption tower 20 includes a CO 2 absorption section 21 at the bottom of the tower, and a plurality of cleaning sections 22 and 23 at the top of the tower.
  • the plurality of cleaning units 22 and 23 are arranged in series with respect to the flow of decarbonation gas from which CO 2 has been removed by the lower CO 2 absorption unit.
  • the CO 2 absorption tower 20 includes chimney trays 24 and 25 between the CO 2 absorption section 21 and the plurality of cleaning sections 22 and 23, and the tower top side of each of the cleaning sections 22 and 23.
  • a demister 27 for removing droplets accompanying the passing gas.
  • a gas introduction line 18 for introducing decarbonation gas into the tower is provided below the CO 2 absorber 21.
  • the CO 2 absorption tower 20 has a lean absorption liquid line 52 provided on the upper side of the CO 2 absorption unit 21 and a rich absorption that has absorbed CO 2 in order to supply the CO 2 absorption solution to the CO 2 absorption unit 21.
  • a rich absorbent liquid line 41 provided at the bottom of the tower is provided.
  • the CO 2 absorption tower 20 circulates and supplies the cleaning water accumulated in the chimney trays 24 and 25 to the cleaning units 22 and 23, and the cleaning water circulation line 31 connecting the upper and lower sides of the cleaning units 22 and 23, 33 and a gas discharge line 28 provided at the top of the tower in order to discharge the gas that has passed through the CO 2 absorber 21 and the cleaning sections 22 and 23 to the outside of the tower.
  • the washing water circulation line 31 on the CO 2 absorption unit 21 side is provided with a cooler 32 that cools the washing water to be circulated.
  • the CO 2 absorbing solution is not particularly limited, the CO 2 absorbing solution mainly composed of basic amine compounds are preferred.
  • basic amine compounds include monoethanolamine, alcoholic hydroxyl group-containing primary amines such as 2-amino-2-methine-1-propanol, diethanolamine, 2-methylaminoethanol, 2-ethylaminoethanol and the like.
  • Alcoholic hydroxyl group-containing secondary amines triethanolamine, N-methyldiethanolamine, 2-dimethylaminoethanol, 2-diethylaminoethanol and other alcoholic hydroxyl group-containing tertiary amines, ethylenediamine, triethylenediamine, diethylenetriamine and other polyethylene polyamines
  • cyclic amines such as piperazines, piperidines and pyrrolidines, polyamines such as xylylenediamine, and amino acids such as methylamyl carponic acid.
  • the CO 2 absorbing solution may contain one or more of these compounds.
  • the concentration of the basic amine compound may be 10 to 70% by weight.
  • the CO 2 absorbing solution may contain a carbon dioxide absorption accelerator and a corrosion inhibitor, and may contain methanol, polyethylene glycol, sulfolane and the like as other media.
  • the cleaning water circulation line 33 of the cleaning unit 23 is provided with a cleaning water supply line 38 for supplying fresh cleaning water in addition to the circulating cleaning water.
  • a cleaning water supply line 38 for supplying fresh cleaning water in addition to the circulating cleaning water.
  • the regeneration tower 40 includes a CO 2 desorption section 42 from the center to the bottom of the tower, and includes a cleaning section 43 above the CO 2 desorption section 42 and a chimney tray 44 below.
  • a rich absorbent liquid line 41 for introducing the rich absorbent that has absorbed CO 2 by the CO 2 absorber 20 into the regeneration tower 40 is provided between the CO 2 desorption section 42 and the cleaning section 43.
  • the regeneration tower 40 is provided with a lean absorbent liquid line 52 for supplying the regenerated lean absorbent to the CO 2 absorber 20 at the bottom of the tower.
  • the heat exchanger 53 which performs heat exchange between the rich absorption liquid line 41 and the lean absorption liquid line 52 is provided.
  • the lean absorption liquid line 52 is provided with a heat exchanger 54 for further recovering the heat of the lean absorption liquid between the heat exchanger 53 and the CO 2 absorption tower 20.
  • the regeneration tower 40 includes an absorbent regeneration line 45 that extracts a part of the lean absorbent from the bottom of the tower and supplies it to the upper side of the chimney tray 44.
  • the absorbent regeneration line 45 includes a reboiler 46 that heats the lean absorbent.
  • regeneration tower 40 is provided with a CO 2 gas exhaust line 47 for discharging the desorbed CO 2 gas from the rich absorbing liquid from the column top, this CO 2 gas discharge line 47, the water vapor accompanying the CO 2 gas.
  • separates the condensed water produced by this from gas are provided. In the capacitor 48, for example, the gas may be cooled using cooling water.
  • the separation drum 49 is provided with a condensed water return line 34 for supplying the separated condensed water as washing water for the washing section 43 of the regeneration tower 40.
  • the condensed water return line 34 is provided with a condensed water transfer line 35 for supplying a part of the condensed water to the cleaning units 22 and 23 of the CO 2 absorption tower 20 as cleaning water.
  • the condensed water transfer line 35 is provided with a pH meter 37 for measuring the pH of the condensed water in the line.
  • the condensed water transfer line 35 includes a first branch line 35A for supplying condensed water to the first cleaning unit 22 upstream of the decarbonation gas flow in the CO 2 absorption tower 20, that is, the tower bottom side.
  • the second branch line 35B for supplying condensed water to the second washing section 23 on the downstream side, that is, the tower top side with respect to the flow of the decarbonation gas.
  • the branch lines 35 ⁇ / b> A and 35 ⁇ / b> B are connected to the wash water circulation lines 31 and 33.
  • the branch line 35 ⁇ / b> A is connected to the outlet side of the cooler 32.
  • Each branch line 35A, 35B is provided with valves 36A, 36B for adjusting the flow rate of the condensed water.
  • FIG. 1 shows two of the cleaning section 22 and 23, the present invention is not limited thereto, CO 2 absorption tower 20 may comprise three or more of the cleaning section, in which case the first The configuration of the cleaning unit 22 can be repeatedly provided.
  • the separation drum 49 is provided with a CO 2 gas line 50 for supplying the separated CO 2 gas to a CO 2 gas compression system (not shown), and the flow rate of the CO 2 gas is adjusted in the CO 2 gas line 50.
  • a valve 51 is provided.
  • the CO 2 gas compression system is a device that compresses CO 2 gas to a predetermined pressure by a plurality of compressors.
  • the gas to be treated containing sulfur oxide and carbon dioxide is introduced into the desulfurization tower 10 via the gas introduction line 11.
  • the desulfurization part 12 makes this gas contact with a desulfurization absorption liquid and absorbs and removes sulfur oxides in the gas so that the concentration of sulfur oxides is 5 ppm or less, preferably 1 ppm or less. can do. Because the sulfur oxide concentration in the gas exceeds 5 ppm, the sulfur oxides accumulated in the CO 2 absorbing solution used in the CO 2 absorber 20, there is a problem that the frequency is increased to reclaiming the CO 2 absorbing solution is there.
  • the desulfurization gas passes over the chimney tray 14 and flows to the desulfurization gas cooling unit 13 at the top of the tower, and the temperature of the desulfurization gas is cooled to 50 ° C. or lower, preferably 45 ° C. or lower, more preferably 30 to 45 ° C.
  • the gas temperature exceeds 50 ° C.
  • the amount of the basic amine compound which is the main component of the CO 2 absorbing liquid accompanying the gas, increases in the subsequent CO 2 absorption tower 20 and the basic amine compound is consumed wastefully. This is because there is a problem of being done.
  • the high desulfurization cooling device before flow side of the untreated gas of the CO 2 absorption tower 20, CO 2 removal in the gas easily and at low cost in the CO 2 absorber 20, the recovery can do.
  • the desulfurization gas containing CO 2 from the desulfurization tower 10 is introduced into the CO 2 absorption tower 20 through the gas discharge line 18. Further, by supplying the CO 2 absorbing solution from the lean absorption liquid line 52 to the CO 2 absorption tower 20, the CO 2 absorbing section 21 desulfurizing gas and CO 2 absorbing solution by contacting the gas-liquid, the CO 2 in the desulfurized gas CO 2 Absorb in absorbent and remove.
  • the gas from which CO 2 has been removed flows over the chimney tray 24 to the first washing unit 22 and is washed with washing water, then passes through the chimney tray 25 to the second washing unit 23, and is further washed with water. Wash with.
  • the decarbonized gas cleaned by the second cleaning unit 23 passes through the demister 27 and is discharged from the gas discharge line 28 at the top of the tower.
  • the cleaning water used in the first and second cleaning units 22 and 23 is accumulated in the chimney trays 24 and 25 and does not flow down to the CO 2 absorption unit 21.
  • the cleaning water collected here is circulated and used as cleaning water in the cleaning units 22 and 23 via the cleaning liquid circulation lines 31 and 33.
  • the rich absorbent that has absorbed CO 2 in the CO 2 absorption tower 20 is discharged from the tower bottom via the rich absorbent line 41, heated by the heat exchanger 53, and then sent to the regeneration tower 40.
  • the rich absorbent is sprayed from the rich absorbent line 41 to the CO 2 desorption unit 42.
  • the rich absorbent flows down while being heated in the CO 2 desorbing section 42.
  • most of the CO 2 is released and flows down to the chimney tray 44 near the tower bottom.
  • the absorption liquid accumulated in the chimney tray 44 is heated by steam in the reboiler 46 via the absorption liquid regeneration line 45 to release the remaining CO 2 to regenerate the absorption liquid and return it to the bottom of the regeneration tower 40.
  • the regenerated lean absorbing liquid is heated to the rich absorbing liquid by the heat exchanger 53 through the lean absorbing liquid line 52 at the bottom of the tower, and further recovered by the heat exchanger 54, and then supplied to the CO 2 absorbing tower 20. To do.
  • the CO 2 gas desorbed from the rich absorbing solution passes through the chimney tray 44 and the CO 2 desorbing unit 42 and rises to the cleaning unit 43.
  • the cleaning unit 43 sprayed with wash water from the condensed water return line 34, to remove the CO 2 absorbing solution accompanying the CO 2 gas.
  • the CO 2 gas cleaned by the cleaning unit 43 is discharged from a CO 2 gas discharge line 47 at the top of the regeneration tower.
  • the CO 2 gas discharged from the regeneration tower 40 condenses the accompanying water vapor by the condenser 48 and further separates this condensed water by the separation drum 49.
  • the CO 2 gas excluding the condensed water is supplied to a CO 2 gas compression system (not shown) via the CO 2 gas line 50, and compressed to a predetermined pressure and recovered.
  • a part of the separated condensed water is supplied to the regeneration tower 40 through the condensed water return line 34 and reused, and a part of the condensed water is circulated in the washing units 22 and 23 through the condensed water transfer line 35.
  • the condensed water passing through the condensed water transfer line 35 is measured for pH by a pH meter 37.
  • the valve 36 is opened and closed and supplied to the first cleaning unit 22 located on the lower side of the tower.
  • the valve 36 is controlled to be opened and closed and supplied to the second cleaning unit 23 on the upper side of the tower.
  • the first threshold value is, for example, preferably in the range of 6 to 10, more preferably in the range of 7 to 9, from the viewpoint of maintaining the cleaning effect in the cleaning unit.
  • the concentration of the basic amine compound in the condensed water obtained from the separation drum 49 may vary.
  • the concentration of the basic amine compound in the condensed water obtained from the separation drum 49 may vary.
  • the concentration of the basic amine compound in the condensed water obtained from the separation drum 49 may vary.
  • the pH value of the wash water in the condensed water transfer line 35 is higher than the first threshold value, that is, when the concentration of the basic amine compound is high, it is located far from the gas discharge line 28 at the top of the column.
  • FIG. 2 shows an improved example of the embodiment shown in FIG.
  • the same components as those in the embodiment of FIG. 1 are denoted by the same reference numerals, and the description thereof is omitted.
  • the condensed water transfer line 35 from the regeneration tower 40 is provided with a pH meter 37A for measuring the pH of the condensed water in the line.
  • the wash water circulation line 33 of the second washing unit 23 of the CO 2 absorption tower 20 is provided with a pH meter 37B that measures the pH of the wash water flowing in the line.
  • the pH meters 37A and 37B are communicably connected to a controller 30 that controls the flow rates of the valves 36A and 36B based on the pH measured by the pH meters 37A and 37B.
  • a part of the condensed water separated in the separation tank 49 is supplied to the regeneration tower 40 through the condensed water return line 34 and reused, while a part thereof is transferred to the condensed water. It is supplied to the first and second cleaning units 22 and 23 through the line 35 and reused.
  • the condensed water passing through the condensed water transfer line 35 is measured for pH by a pH meter 37A.
  • the controller 30 opens and closes the valves 36A and 36B provided in the first and second branch lines 35A and 35B of the condensed water transfer line 35 based on the pH values measured by the pH meters 37A and 37B.
  • the pH value of the condensed water in the condensed water transfer line 35 measured by the pH meter 37A is set to pH 1
  • the pH value of the washing water in the washing water circulation line 33 of the second washing unit 23 measured by the pH meter 37B is set.
  • the pH is 2
  • the pH 1 / pH 2 exceeds the first threshold value of 1 (ie, pH 1 / pH 2> 1)
  • the valve 36A is opened, the valve 36B is closed, and the first position located on the lower side of the tower It controls to supply to the washing
  • the valve 36A is closed and the valve 36B is opened so as to supply the second washing unit 23 located on the upper side of the tower. Control.
  • the pH value (pH 1) of the condensed water in the condensed water transfer line 35 is high, ie, basic, based on the pH value (pH 2) of the washing water in the washing water circulation line 33 of the second washing unit 23.
  • the concentration of the amine compound is high, the amount of the basic amine compound emitted can be suppressed by supplying the first cleaning unit 22 located far from the gas discharge line 28 at the top of the tower.
  • the 1st threshold value of pH1 / pH2 is not limited to 1, It can set in the range of 0.9-1 .
  • FIG. 3 shows another embodiment of the CO 2 recovery system according to the present invention.
  • the same components as those in the embodiment of FIG. 1 are denoted by the same reference numerals, and the description thereof is omitted.
  • the condensed water transfer line 35 includes a first branch line 35 ⁇ / b> A that supplies condensed water to the washing water circulation line 31 of the first washing unit 22, and a washing water circulation line 33 of the second washing unit 23.
  • the second branch line 35 ⁇ / b > B for supplying condensed water and the third branch line 35 ⁇ / b > C for supplying condensed water to the rich absorbent liquid line 41 of the CO 2 absorber 21 are branched.
  • Each branch line 35A, 35B, 35C is provided with valves 36A, 36B, 36C for adjusting the flow rate of the condensed water.
  • a part of the condensed water separated in the separation tank 49 is supplied to the regeneration tower 40 through the condensed water return line 34 and reused, while a part thereof is transferred to the condensed water. supplied to the first and second cleaning portions 22, 23 as well as the CO 2 absorbing section 21 via a line 35 and recycled.
  • the condensed water passing through the condensed water transfer line 35 is measured for pH by a pH meter 37. Then, when the measured pH value is higher than the first threshold value and the second threshold value, the valve 36 is opened and closed and supplied to the CO 2 absorber 21, which is higher than the first threshold value and the second threshold value. If lower than the first threshold value and the second threshold value, the valve 36 is opened and closed to the second cleaning unit 23.
  • the first threshold value may be the same as the above-mentioned range, and the second threshold value is preferably in the range of 9 to 11, for example, from the viewpoint of maintaining the cleaning effect in the cleaning unit. A range is more preferred.
  • FIG. 4 shows an improved example of the embodiment shown in FIG.
  • the same components as those in the embodiment of FIG. 3 are denoted by the same reference numerals, and the description thereof is omitted.
  • the condensate transfer line 35 from the regeneration tower 40 is provided with a pH meter 37A for measuring the pH of the condensate in the line.
  • the wash water circulation line 33 of the second washing unit 23 of the CO 2 absorption tower 20 is provided with a pH meter 37B for measuring the pH of the wash water flowing in the line.
  • the washing water circulation line 31 of the first washing unit 22 is provided with a pH meter 37C that measures the pH of the condensed water in the line on the downstream side of the first branch line 35A.
  • the valves 36A to 36C and the pH meters 37A to 37C are communicably connected to a controller 30 that controls the flow rates of the valves 36A to 36C based on the pH measured by the pH meters 37A to 37C.
  • a part of the condensed water separated in the separation tank 49 is supplied to the regeneration tower 40 through the condensed water return line 34 and reused, while a part thereof is transferred to the condensed water. It is supplied to the first and second cleaning units 22 and 23 and the CO 2 absorption unit 21 through the line 35 and reused.
  • the condensed water passing through the condensed water transfer line 35 is measured for pH by a pH meter 37A.
  • Each pH of the wash water flowing through the wash water circulation lines 31 and 33 of the first and second wash sections 22 and 23 is measured by pH meters 37C and 37B.
  • the controller 30 opens and closes the valves 36A to 36C provided in the first, second and third branch lines 35A to 35C of the condensed water transfer line 35 based on the pH values measured by the pH meters 37A to 37C. Do.
  • the pH value of the condensed water in the condensed water transfer line 35 measured by the pH meter 37A is set to pH 1
  • the pH value of the washing water in the washing water circulation line 33 of the second washing unit 23 measured by the pH meter 37B is set.
  • the valves 36A and 36B are closed, open the 36C, it is controlled to supply to the CO 2 absorbing section 21.
  • valve 36A is opened, the valves 36B and 36C are closed, and the first cleaning unit 22 located on the lower side of the tower is supplied. Control. Further, in the case of the condition of pH1 / pH2 ⁇ 1, the valves 36A and 36C are closed, the valve 36B is opened, and control is performed so as to supply to the second cleaning unit 23 located on the upper side of the tower. By performing such control, even when the pH of the condensed water is very high, it is possible to suppress the emission amount of the basic amine compound from the gas discharge line 28 at the top of the tower.
  • the second threshold value of / pH3 is not limited to 1, and can be set from 0.9 to 1.
  • the pH meter 37 is shown in FIGS. 1 to 4, the present invention is not limited to this as long as it is a device that can monitor the concentration change of the basic amine compound in the condensed water, that is, the CO 2 absorbing solution.
  • an electric conductivity meter or a resistivity meter may be installed.

Abstract

 COを含有する処理対象ガスからCOを回収する方法は、まず、CO吸収装置で、COを含有する処理対象ガスとCO吸収液を接触させて、処理対象ガスからCOを吸収、除去するとともに、COが除去された処理ガスを洗浄水で少なくとも一回、洗浄し、次に、再生装置で、COを吸収した吸収液を加熱して、この吸収液からCOガスを分離、除去し、吸収液を再生させ、そして、凝縮装置で、分離されたCOガスを冷却し、ガス中の水分を凝縮して凝縮水を得、さらに、凝縮水分配装置で、凝縮水中のCO吸収液の濃度変化を監視し、この測定した値に応じて、洗浄水の一部又はCO吸収液の一部として再利用されるように凝縮水の供給を制御する。

Description

二酸化炭素回収システムおよび方法
 本発明は、二酸化炭素(CO)を回収するシステムおよび方法に関する。
 地球温暖化現象の原因の一つとして、COによる温室効果が指摘されており、そのため、COを大気へ放出することを防ぐ又は抑える技術について多くの研究、開発が行われている。COの発生源は主に化石燃料の燃焼によるものである。よって、化石燃料の燃焼排ガスは、ガス中からCOを減少または除去した後、大気へ排出することが望まれる。
 特開2011-115724号公報には、化石燃料の燃焼排ガスを、塩基性アミン化合物などのCO吸収液と接触させてガス中のCOを吸収、除去するCO吸収装置と、COを吸収した吸収液を再生する再生装置と、再生装置で吸収液から分離したCOを回収する装置とを備えたシステムが記載されている。この公報には、CO吸収装置の内部に、COを除去した処理ガスを洗浄水で洗浄する複数の水洗部を備えることが記載されている。この洗浄水は各水洗部で循環使用されており、そして、洗浄後のガスに含まれる塩基性アミン化合物の濃度を測定し、塩基性アミン化合物を捕集するのに適切な洗浄水の循環流量に調整することが記載されている。

 このような構成のCO吸収装置では、排出されるガスに同伴するCO吸収液の主成分である塩基性アミン化合物の濃度をできるだけ低くすることが求められる。よって、複数の洗浄部において、多量の洗浄水が使用されることになる。この洗浄水として、洗浄部で使用された洗浄水を循環使用するが、これに加えて、本発明者らは、再生装置から排出されるCOガスの凝縮水を利用することを考えた。しかしながら、システムの起動時や停止時などの再生装置の運転状態が不安定な時、この凝縮水の塩基性アミン化合物の濃度は変動することから、塩基性アミン化合物の濃度が高い凝縮水を、CO吸収装置の洗浄部に供給すると、洗浄効果が低下し、排出されるガスに同伴する塩基性アミン化合物の量も増加するという問題がある。 
 そこで、本発明の目的は、CO吸収液の再生装置から排出されるCOガスの凝縮水を、CO吸収装置の洗浄部の洗浄水として利用しても、CO吸収装置から排出されるガスに同伴する塩基性アミン化合物の量が増加するのを防ぐことができるCO回収システムおよび方法を提供することである。
 本発明は、その一態様として、COを含有する処理対象ガスからCOを回収するシステムであって、COを含有する処理対象ガスとCO吸収液を接触させて、処理対象ガスからCOを吸収、除去する吸収部と、この吸収部でCOが除去された処理ガスを洗浄水で洗浄する少なくとも1つの洗浄部とを備えるCO吸収装置と、COを吸収した吸収液を加熱して、この吸収液からCOを分離、除去し、COガスを排出するとともに、吸収液を再生する再生装置と、前記再生装置から排出されたCOガスを冷却し、ガス中の水分を凝縮する凝縮装置と、前記凝縮装置で得られた凝縮水中の前記CO吸収液の濃度変化を監視し、測定した値に応じて、前記CO吸収装置の前記洗浄部の洗浄水の一部または前記吸収部のCO吸収液の一部として、前記凝縮水を供給する凝縮水分配装置とを備える。前記凝縮水中のCO吸収液の濃度変化を監視する機器として、pH計または電気伝導度計、比抵抗計を使用してもよい。
 前記CO吸収装置は、前記吸収部でCOが除去された処理ガスの流れに対して、複数の前記洗浄部を直列的な配置で備えてもよい。この場合、前記凝縮水分配装置は、前記測定したpHの値が第1の閾値よりも高い場合に、前記複数の洗浄部のうち、前記処理ガスの流れに対して上流側の洗浄部に供給し、第1の閾値よりも低い場合に、下流側の洗浄部に供給するように制御するように構成されてもよい。又は、この場合、前記凝縮水分配装置は、前記測定したpHの値が第1の閾値および第2の閾値よりも高い場合に、前記吸収部に供給し、前記測定したpHの値が第1の閾値よりも高く、第2の閾値よりも低い場合に、前記複数の洗浄部のうち、前記処理ガスの流れに対して上流側の洗浄部に供給し、第1の閾値および第2の閾値よりも低い場合に、下流側の洗浄部に供給するように制御するように構成されてもよい。
 本発明は、別の態様として、COを含有する処理対象ガスからCOを回収する方法であって、COを含有する処理対象ガスとCO吸収液を接触させて、処理対象ガスからCOを吸収、除去するステップと、COが除去された処理ガスを洗浄水で少なくとも一回、洗浄するステップと、COを吸収した吸収液を加熱して、この吸収液からCOガスを分離、除去し、吸収液を再生するステップと、分離されたCOガスを冷却し、ガス中の水分を凝縮し、凝縮水を得るステップと、前記凝縮水中の前記CO吸収液の濃度変化を監視し、この測定した値に応じて、前記洗浄水の一部又は前記CO吸収液の一部として再利用されるように、前記凝縮水の供給を制御するステップとを含む。前記凝縮水中のCO吸収液の濃度変化を監視するために、前記凝縮水のpHまたは電気伝導度または比抵抗率を測定してもよい。
 前記処理ガスの洗浄ステップは、洗浄水で複数回、洗浄することを含んでもよい。この場合、前記制御ステップは、前記測定したpHの値が第1の閾値よりも高い場合に、前記複数回の洗浄のうち、前記処理ガスの流れに対して上流側の洗浄(すなわち、最初の洗浄)の洗浄水の一部として再利用されるように、前記凝縮水を供給し、第1の閾値よりも低い場合に、下流側の洗浄(すなわち、二回目の洗浄)の洗浄水の一部として再利用されるように供給してもよい。又は、この場合、前記制御ステップは、前記測定したpHの値が第1の閾値および第2の閾値よりも高い場合に、前記吸収部の一部として再利用されるように前記凝縮水を供給し、前記測定したpHの値が第1の閾値よりも高く、第2の閾値よりも低い場合に、前記複数回の洗浄のうち、前記処理ガスの流れに対して上流側の洗浄(すなわち、最初の洗浄)の洗浄水の一部として再利用されるように、前記凝縮水を供給し、第1の閾値および第2の閾値よりも低い場合に、二回目の洗浄の洗浄水の一部として再利用されるように供給してもよい。
図1は、本発明に係るCO回収システムの一実施の形態を概略的に示す模式図である。 図2は、図1に示す実施の形態の改良例を概略的に示す模式図である。 図3は、本発明に係るCO回収システムの別の実施の形態を概略的に示す模式図である。 図4は、図2に示す実施の形態の改良例を概略的に示す模式図である。
 以下、図面を参照して、本発明に係るCOを回収するシステムおよび方法の一実施の形態について説明する。
 図1に示すように、本実施の形態のCO回収システムは、化石燃料の燃焼排ガスなどの硫黄酸化物や二酸化炭素を含有する処理対象ガスに対し、ガス中の硫黄酸化物を除去する脱硫塔10と、この脱硫塔で硫黄酸化物が除去された脱硫ガスから、CO吸収液を用いてCOを除去するCO吸収塔20と、COを吸収したCO吸収液(リッチ吸収液という)からCOを脱離してCO吸収液を再生する(リーン吸収液という)再生塔40とを主に備える。
 脱硫塔10は、塔の中央部に設けたチムニートレイ14を境に、塔の下部に、処理対象ガス中の硫黄酸化物を高度に除去する脱硫部12を備え、塔の上部に、この脱硫部を通過した脱硫ガスを、例えば約50℃以下に冷却する脱硫ガス冷却部13を備える。これは、高度脱硫冷却塔とも呼ばれる。また、冷却部13の更に塔頂側に位置し、通過するガスに同伴する液滴を除去するデミスタ17を更に備える。
 さらに、脱硫塔10は、塔内に処理対象ガスを導入するために、脱硫部12の下側に設けられたガス導入ライン11と、チムニートレイ14に溜まった冷却液を冷却部13に循環供給するために、冷却部13の上下側をつなぐ冷却液循環ライン16と、この冷却液循環ラインにおいて冷却液を冷却する冷却器16と、脱硫部12および冷却部17を通過した脱硫ガスを塔外に排出するために、塔頂部に設けられたガス排出ライン18とを備える。
 脱硫部12で使用される脱硫吸収液としては、例えば、炭酸カルシウム、水酸化カルシウム、水酸化マグネシウム、水酸化ナトリウムなどのうちの1つの化合物または2つ以上の化合物の混合物を含むものが好ましい。脱硫吸収液における当該化合物の濃度は、例えば、0.1~30重量%が好ましい。
 CO吸収塔20は、塔の下部にCO吸収部21を備え、塔の上部に複数の洗浄部22、23を備える。複数の洗浄部22、23は、下部のCO吸収部でCOが除去された脱炭酸ガスの流れに対して、直列的に配置されている。また、CO吸収塔20は、CO吸収部21および複数の洗浄部22、23のそれぞれの間には、チムニートレイ24、25を備えるとともに、各洗浄部22、23の塔頂側には、通過するガスに同伴する液滴を除去するデミスタ27を備える。CO吸収部21の下側には、塔内に脱炭酸ガスを導入するためのガス導入ライン18を設ける。
 さらに、CO吸収塔20は、CO吸収液をCO吸収部21に供給するために、CO吸収部21の上側に設けられたリーン吸収液ライン52と、COを吸収したリッチ吸収液を排出するために、塔底部に設けられたリッチ吸収液ライン41とを備える。さらに、CO吸収塔20は、各チムニートレイ24、25に溜まった洗浄水を各洗浄部22、23に循環供給するために、各洗浄部22、23の上下側をつなぐ洗浄水循環ライン31、33と、CO吸収部21および洗浄部22、23を通過したガスを塔外に排出するために、塔頂部に設けられたガス排出ライン28とを備える。CO吸収部21側の洗浄水循環ライン31には、循環供給する洗浄水を冷却する冷却器32を設ける。
 CO吸収液としては、特に限定されないが、塩基性アミン化合物を主成分とするCO吸収液が好ましい。塩基性アミン化合物としては、例えば、モノエタノールアミン、2-アミノ-2-メチン-1-プロパノールなどのアルコール性水酸基含有1級アミン類、ジエタノールアミン、2-メチルアミノエタノール、2-エチルアミノエタノールなどのアルコール性水酸基含有2級アミン類、トリエタノールアミン、N-メチルジエタノールアミン、2-ジメチルアミノエタノール、2-ジエチルアミノエタノールなどのアルコール性水酸基含有3級アミン類、エチレンジアミン、トリエチレンジアミン、ジエチレントリアミンなどのポリエチレンポリアミン類、ピペラジン類、ピペリジン類、ピロリジン類などの環状アミン類、キシリレンジアミンなどのポリアミン類、メチルアミリカルポン酸などのアミノ酸類がある。CO吸収液は、これらの1つの化合物または複数の化合物を含有してもよい。塩基性アミン化合物の濃度は10~70重量%としてもよい。CO吸収液は、二酸化炭素吸収促進剤や、腐食防止剤を含有してもよく、また、その他の媒体として、メタノール、ポリエチレングリコール、スルフォラン等を含有してもよい。

 洗浄部23の洗浄水循環ライン33には、循環する洗浄水に加えて、新鮮な洗浄水を供給する洗浄水補給ライン38を設ける。洗浄部22、23の洗浄水としては、特に限定されないが、水道水または工業用水などを用いることが好ましい。 
 再生塔40は、塔の中央部から下部にかけてCO脱離部42を備え、このCO脱離部42の上方に洗浄部43と、下方にチムニートレイ44とを備える。再生塔40には、CO吸収塔20でCOを吸収したリッチ吸収液を再生塔40に導入するためのリッチ吸収液ライン41が、CO脱離部42と洗浄部43との間に設けられている。また、再生塔40には、再生処理されたリーン吸収液をCO吸収塔20に供給するためのリーン吸収液ライン52が、塔底部に設けられている。そして、リッチ吸収液ライン41とリーン吸収液ライン52との間で熱交換を行う熱交換器53が設けられている。さらに、リーン吸収液ライン52には、熱交換器53とCO吸収塔20との間にリーン吸収液の熱を更に回収するための熱交換器54が設けられている。
 再生塔40は、塔底部からリーン吸収液の一部を抜き出してチムニートレイ44の上方に供給する吸収液再生ライン45を備え、この吸収液再生ライン45にはリーン吸収液を加熱するリボイラ46を備える。また、再生塔40は、リッチ吸収液から脱離したCOガスを塔頂部から排出するCOガス排出ライン47を備え、このCOガス排出ライン47には、COガスに同伴する水蒸気を凝縮するコンデンサ48と、これにより生じた凝縮水をガスから分離する分離ドラム49とを備える。コンデンサ48では、例えば、冷却水を用いてガスを冷却してもよい。分離ドラム49には、分離した凝縮水を再生塔40の洗浄部43の洗浄水として供給するための凝縮水返送ライン34が設けられている。そして、この凝縮水返送ライン34には、凝縮水の一部をCO吸収塔20の洗浄部22、23に洗浄水として供給するための凝縮水移送ライン35が設けられている。

 この凝縮水移送ライン35には、ライン内の凝縮水のpHを測定するpH計37を設ける。また、凝縮水移送ライン35は、CO吸収塔20内の脱炭酸ガスの流れに対して上流側、すなわち塔底側の第一の洗浄部22に凝縮水を供給する第一分岐ライン35Aと、脱炭酸ガスの流れに対して下流側、すなわち塔頂側の第二の洗浄部23に凝縮水を供給する第二分岐ライン35Bに分岐している。具体的には、分岐ライン35A、35Bは、洗浄水循環ライン31、33に接続する。第一の洗浄部22のように、洗浄水循環ライン31に冷却器32が設けられている場合、分岐ライン35Aは冷却器32の出口側に接続する。各分岐ライン35A、35Bには、凝縮水の流量を調整するバルブ36A、36Bを設ける。なお、図1では、2つの洗浄部22、23を示したが、本発明はこれに限定されず、CO吸収塔20は3以上の洗浄部を備えることができ、その場合、第一の洗浄部22の構成が繰り返し設けることができる。 
 分離ドラム49には、分離したCOガスをCOガス圧縮系(図示省略)へ供給するためのCOガスライン50を設け、このCOガスライン50には、COガスの流量を調整するバルブ51を設ける。COガス圧縮系は、図示省略したが、複数のコンプレッサによってCOガスを所定の圧力まで圧縮する装置である。
 このような構成によれば、先ず、硫黄酸化物および二酸化炭素を含有する処理対象ガスを、ガス導入ライン11を介して脱硫塔10に導入する。脱硫部12は、このガスを脱硫吸収液に接触させてガス中の硫黄酸化物を吸収して除去することで、硫黄酸化物の濃度を5ppm以下、好ましくは1ppm以下になるように高度脱硫処理することができる。ガス中の硫黄酸化物濃度が5ppmを超えると、CO吸収塔20で使用するCO吸収液に硫黄酸化物が蓄積し、CO吸収液をリクレーミングする頻度が増加するという問題があるためである。
 脱硫ガスは、チムニートレイ14を超えて、塔上部の脱硫ガス冷却部13に流れ、脱硫ガスの温度を50℃以下、好ましくは45℃以下、より好ましくは30~45℃の範囲に冷却する。ガス温度が50℃を超えると、その後のCO吸収塔20にて、ガスに同伴するCO吸収液の主成分である塩基性アミン化合物の量が増加し、塩基性アミン化合物が無駄に消費されるという問題があるからである。このように、CO吸収塔20の処理対象ガスの前流側に高度脱硫冷却装置を設置することで、CO吸収塔20にて容易に且つ低コストでガス中のCOを除去、回収することができる。
 次に、脱硫塔10からのCOを含有する脱硫ガスを、ガス排出ライン18を介してCO吸収塔20に導入する。また、CO吸収塔20にはリーン吸収液ライン52からCO吸収液を供給し、CO吸収部21において脱硫ガスとCO吸収液を気液接触させ、脱硫ガス中のCOをCO吸収液に吸収し、除去する。COが除去されたガスは、チムニートレイ24を超えて第一の洗浄部22へ流れ、洗浄水で洗浄した後、チムニートレイ25を通過して第二の洗浄部23へ流れ、更に洗浄水で洗浄する。そして、第二の洗浄部23で洗浄された脱炭酸ガスは、デミスタ27を通過して、塔頂部のガス排出ライン28から排出する。第一および第二の洗浄部22、23で使用された洗浄水は、各チムニートレイ24、25に溜まり、CO吸収部21へは流下しない。ここに溜まった洗浄水は、洗浄液循環ライン31、33を介して洗浄部22、23で洗浄水として循環利用する。
 CO吸収塔20でCOを吸収したリッチ吸収液は、塔底からリッチ吸収液ライン41を介して排出し、熱交換器53で加熱した後、再生塔40へ送る。再生塔40では、リッチ吸収液ライン41からリッチ吸収液をCO脱離部42に散布する。リッチ吸収液は、CO脱離部42内を加熱されながら流下する。そして、大部分のCOを放出して塔底付近のチムニートレイ44まで流下する。チムニートレイ44に溜まった吸収液は、吸収液再生ライン45を介してリボイラ46でスチームによって加熱し、残ったCOを放出して吸収液を再生し、再生塔40の塔底に戻す。再生したリーン吸収液は、塔底のリーン吸収液ライン52を介して、熱交換器53でリッチ吸収液を加熱し、熱交換器54で更に熱を回収した後、CO吸収塔20へ供給する。
 リッチ吸収液から脱離したCOガスは、チムニートレイ44およびCO脱離部42を通過して洗浄部43へと上昇する。洗浄部43では、凝縮水返送ライン34から洗浄水を散布し、COガスに同伴するCO吸収液を除去する。洗浄部43で洗浄したCOガスは、再生塔の塔頂のCOガス排出ライン47から排出する。再生塔40から排出されたCOガスは、同伴する水蒸気をコンデンサ48で凝縮し、さらに分離ドラム49でこの凝縮水を分離する。凝縮水を除いたCOガスは、COガスライン50を介してCOガス圧縮系(図示省略)へ供給し、所定の圧力まで圧縮して回収する。
 分離した凝縮水は、その一部を、凝縮水返送ライン34を介して再生塔40へ供給、再利用し、その一部を、凝縮水移送ライン35を介して洗浄部22、23の洗浄水循環ライン31、33へ供給、再利用する。凝縮水移送ライン35を通過する凝縮水は、pH計37でpHを測定する。そして、この測定したpH値が、第1の閾値よりも高い場合に、バルブ36を開閉して塔下方側に位置する第一の洗浄部22に供給し、第1の閾値よりも低い場合に、バルブ36を開閉して塔上方側の第二の洗浄部23に供給するように制御する。この場合の第1の閾値としては、洗浄部での洗浄効果維持の観点から、例えば、6~10の範囲が好ましく、7~9の範囲がより好ましい。
 本システムの起動時や停止時などの再生塔40の運転状態が不安定な時、分離ドラム49から得られる凝縮水の塩基性アミン化合物の濃度は変動することがある。塩基性アミン化合物の濃度が高い凝縮水を、CO吸収塔20の塔上方側の第二の洗浄部23に供給すると、ガス排出ライン28から排出されるガスに同伴する塩基性アミン化合物が増加し、塩基性アミン化合物の放散量が増える。よって、上述したように、凝縮水移送ライン35の洗浄水のpH値が第1の閾値よりも高い、すなわち、塩基性アミン化合物の濃度が高い場合に、塔頂のガス排出ライン28から遠く位置する第一の洗浄部22に供給することで、塩基性アミン化合物の放散量を抑えることができる。
 図1に示した実施の形態の改良例を図2に示す。図1の実施の形態と同様の構成については同一の符号を付し、その説明は省略する。
 図2に示すように、再生塔40からの凝縮水移送ライン35には、ライン内の凝縮水のpHを測定するpH計37Aを設ける。また、CO吸収塔20の第二の洗浄部23の洗浄水循環ライン33には、ライン内を流れる洗浄水のpHを測定するpH計37Bを設ける。そして、これらpH計37A、37Bは、pH計37A、37Bで測定したpHに基づいてバルブ36A、36Bの流量を制御する制御器30と通信可能に接続している。
 このような構成によれば、分離タンク49で分離した凝縮水は、その一部を、凝縮水返送ライン34を介して再生塔40へ供給、再利用する一方、その一部を、凝縮水移送ライン35を介して第一及び第二の洗浄部22、23へ供給、再利用する。凝縮水移送ライン35を通過する凝縮水は、pH計37AでpHを測定する。そして、制御器30により、pH計37A、37Bで測定したpH値に基づき、凝縮水移送ライン35の第一および第二分岐ライン35A、35Bに設けた各バルブ36A、36Bの開閉を行う。具体的には、pH計37Aで測定する凝縮水移送ライン35の凝縮水のpH値をpH1とし、pH計37Bで測定する第二の洗浄部23の洗浄水循環ライン33の洗浄水のpH値をpH2とすると、pH1/pH2が第1の閾値である1を超える条件の場合(すなわち、pH1/pH2>1)、バルブ36Aを開けて、バルブ36Bを閉めて、塔下方側に位置する第一の洗浄部22に供給するように制御する。一方、第1の閾値未満、すなわち、pH1/pH2<1の条件の場合は、バルブ36Aを閉めて、バルブ36Bを開けて、塔上方側に位置する第二の洗浄部23に供給するように制御する。

 このようにして、第二の洗浄部23の洗浄水循環ライン33の洗浄水のpH値(pH2)を基準とし、凝縮水移送ライン35の凝縮水のpH値(pH1)が高い、すなわち、塩基性アミン化合物の濃度が高い場合に、塔頂のガス排出ライン28から遠く位置する第一の洗浄部22に供給することで、塩基性アミン化合物の放散量を抑えることができる。 
 なお、pH1/pH2=1を基準と設定して制御する場合について説明したが、pH1/pH2の第1の閾値は、1に限定されず、0.9~1の範囲で設定することができる。
 本発明に係るCO回収システムの別の実施の形態を図3に示す。図1の実施の形態と同様の構成については同一の符号を付し、その説明は省略する。
 図3に示すように、凝縮水移送ライン35は、第一の洗浄部22の洗浄水循環ライン31に凝縮水を供給する第一分岐ライン35Aと、第二の洗浄部23の洗浄水循環ライン33に凝縮水を供給する第二分岐ライン35Bと、CO吸収部21のリッチ吸収液ライン41に凝縮水を供給する第三分岐ライン35Cとに分岐している。各分岐ライン35A、35B、35Cには、凝縮水の流量を調整するバルブ36A、36B、36Cを設ける。
 このような構成によれば、分離タンク49で分離した凝縮水は、その一部を、凝縮水返送ライン34を介して再生塔40へ供給、再利用する一方、その一部を、凝縮水移送ライン35を介して第一及び第二の洗浄部22、23並びにCO吸収部21へ供給、再利用する。凝縮水移送ライン35を通過する凝縮水は、pH計37でpHを測定する。そして、測定したpH値が、第1の閾値および第2の閾値よりも高い場合に、バルブ36を開閉してCO吸収部21に供給し、第1の閾値よりも高く、第2の閾値よりも低い場合に、バルブ36を開閉して第一の洗浄部22に供給し、第1の閾値および第2の閾値よりも低い場合に、バルブ36を開閉して第二の洗浄部23に供給するように制御することもできる。この場合の第1の閾値としては上述した範囲と同様でよく、この第2の閾値としては、洗浄部での洗浄効果維持の観点から、例えば、9~11の範囲が好ましく、10~11の範囲がより好ましい。
 図3に示した実施の形態の改良例を図4に示す。図3の実施の形態と同様の構成については同一の符号を付し、その説明は省略する。
 図4に示すように、再生塔40からの凝縮水移送ライン35には、ライン内の凝縮水のpHを測定するpH計37Aを設ける。CO吸収塔20の第二の洗浄部23の洗浄水循環ライン33には、ライン内を流れる洗浄水のpHを測定するpH計37Bを設ける。第一の洗浄部22の洗浄水循環ライン31には、第一分岐ライン35Aの後流側に、ライン内の凝縮水のpHを測定するpH計37Cを設ける。そして、これらバルブ36A~36CおよびpH計37A~37Cは、pH計37A~37Cで測定したpHに基づいてバルブ36A~36Cの流量を制御する制御器30と通信可能に接続している。
 このような構成によれば、分離タンク49で分離した凝縮水は、その一部を、凝縮水返送ライン34を介して再生塔40へ供給、再利用する一方、その一部を、凝縮水移送ライン35を介して第一及び第2の洗浄部22、23並びにCO吸収部21へ供給、再利用する。凝縮水移送ライン35を通過する凝縮水は、pH計37AでpHを測定する。第一及び第二の洗浄部22、23の洗浄水循環ライン31、33内を流れる洗浄水の各pHは、pH計37C、37Bで測定する。そして、制御器30により、pH計37A~37Cで測定したpH値に基づき、凝縮水移送ライン35の第一、第二および第三分岐ライン35A~35Cに設けた各バルブ36A~36Cの開閉を行う。
 具体的には、pH計37Aで測定する凝縮水移送ライン35の凝縮水のpH値をpH1とし、pH計37Bで測定する第二の洗浄部23の洗浄水循環ライン33の洗浄水のpH値をpH2とし、pH計37Cで測定する第一の洗浄部22の洗浄水循環ライン31の洗浄水のpH値をpH3とすると、pH1/pH3>1の条件の場合、バルブ36A、36Bを閉めて、バルブ36Cを開けて、CO吸収部21に供給するように制御する。また、pH1/pH3<1、且つpH1/pH2>1の条件の場合、バルブ36Aを開けて、バルブ36B、36Cを閉めて、塔下方側に位置する第一の洗浄部22に供給するように制御する。更に、pH1/pH2<1の条件の場合は、バルブ36A、36Cを閉めて、バルブ36Bを開けて、塔上方側に位置する第二の洗浄部23に供給するように制御する。このような制御を行うことで、凝縮水のpHが非常に高い場合でも、塔頂のガス排出ライン28から塩基性アミン化合物の放散量を抑えることができる。
 なお、pH1/pH2=1およびpH1/pH3=1を基準とする場合の制御について説明したが、pH1/pH2の第1の閾値は、1に限定されず、0.9~1の範囲、pH1/pH3の第2の閾値は、1に限定されず、0.9~1で設定することができる。
 なお、図1~図4ではpH計37を示したが、凝縮水中の塩基アミン化合物、すなわち、CO吸収液の濃度変化を監視できる機器であれば、本発明はこれに限定されず、pHの他、例えば、電気伝導度計もしくは比抵抗計を設置してもよい。
 以上、本発明を好ましい実施の形態を用いて説明してきたが、本発明の範囲を既述した特定の形態に限定することを意図したものでなく、それどころか、添付の特許請求の範囲で規定する本発明の精神および範囲を逸脱することなく種々の変形例、改変例および均等例が行い得ることを意図するものである。
 

Claims (12)

  1. COを含有する処理対象ガスからCOを回収するシステムであって、
     COを含有する処理対象ガスとCO吸収液を接触させて、処理対象ガスからCOを吸収、除去する吸収部と、この吸収部でCOが除去された処理ガスを洗浄水で洗浄する少なくとも1つの洗浄部とを備えるCO吸収装置と、
     COを吸収した吸収液を加熱して、この吸収液からCOを分離、除去し、COガスを排出するとともに、吸収液を再生する再生装置と、
     前記再生装置から排出されたCOガスを冷却し、ガス中の水分を凝縮する凝縮装置と、
     前記凝縮装置で得られた凝縮水中の前記CO吸収液の濃度変化を監視し、測定した濃度の値に応じて、前記CO吸収装置の前記洗浄部の洗浄水の一部または前記吸収部のCO吸収液の一部として、前記凝縮水を供給する凝縮水分配装置と
     を備えるシステム。
  2. 前記凝縮水中のCO吸収液の濃度変化を監視する機器が、pH計または電気伝導度計または比抵抗計である請求項1に記載のシステム。
  3. 前記CO吸収装置が、前記吸収部でCOが除去された処理ガスに対して、複数の前記洗浄部を直列的な配置で備えており、
     前記凝縮水分配装置が、前記測定した値が第1の閾値よりも高い場合に、前記複数の洗浄部のうち、前記処理ガスの流れに対して上流側の洗浄部に供給し、第1の閾値よりも低い場合に、下流側の洗浄部に供給するように制御する請求項1に記載の装置。
  4. 前記CO吸収装置が、前記吸収部でCOが除去された処理ガスに対して、複数の前記洗浄部を直列的な配置で備えており、
     前記凝縮水分配装置が、前記測定した値が第1の閾値および第2の閾値よりも高い場合に、前記吸収部に供給し、第1の閾値よりも高く、第2の閾値よりも低い場合に、前記複数の洗浄部のうち、前記処理ガスの流れに対して上流側の洗浄部に供給し、第1の閾値および第2の閾値よりも低い場合に、下流側の洗浄部に供給するように制御する請求項1に記載の装置。
  5. 前記CO吸収装置が、前記吸収部でCOが除去された処理ガスに対して、複数の前記洗浄部を直列的な配置で備えており、
     前記凝縮水分配装置が、前記処理ガスの流れに対して下流側の洗浄部に供給される洗浄水中の前記CO吸収液の濃度変化を更に監視し、この下流側の洗浄部の洗浄水で測定した濃度の値に対しての前記凝縮装置で得られた凝縮水で測定した濃度の値の比が、第1の閾値よりも低い場合に、前記複数の洗浄部のうち、前記下流側の洗浄部に供給し、第1の閾値よりも高い場合に、前記上流側の洗浄部に供給するように制御する請求項1に記載の装置。
  6. 前記CO吸収装置が、前記吸収部でCOが除去された処理ガスに対して、複数の前記洗浄部を直列的な配置で備えており、
     前記凝縮水分配装置が、前記処理ガスの流れに対して上流側および下流側の洗浄部に供給される各洗浄水中の前記CO吸収液の濃度変化を更に監視し、前記下流側の洗浄部の洗浄水で測定した濃度の値に対しての前記凝縮装置で得られた凝縮水で測定した濃度の値の比が、第1の閾値よりも低い場合に、前記複数の洗浄部のうち、前記下流側の洗浄部に供給し、この比が、第1の閾値よりも高く、且つ前記上流側の洗浄部の洗浄水で測定した濃度の値に対しての前記凝縮装置で得られた凝縮水で測定した濃度の値の比が、第2の閾値よりも低い場合に、前記複数の洗浄部のうち、前記下流側の洗浄部に供給し、後者の比が、第2の閾値よりも高い場合に、前記吸収部に供給するように制御する請求項1に記載の装置。
  7. COを含有する処理対象ガスからCOを回収する方法であって、
     COを含有する処理対象ガスとCO吸収液を接触させて、処理対象ガスからCOを吸収、除去するステップと、
     COが除去された処理ガスを洗浄水で少なくとも一回、洗浄するステップと、
     COを吸収した吸収液を加熱して、この吸収液からCOガスを分離、除去し、吸収液を再生するステップと、
     分離されたCOガスを冷却し、ガス中の水分を凝縮し、凝縮水を得るステップと、
     前記凝縮水中の前記CO吸収液の濃度を監視し、この測定した値に応じて、前記洗浄水の一部又は前記CO吸収液の一部として再利用されるように、前記凝縮水の供給を制御するステップと
     を含む方法。
  8. 前記凝縮水中のCO吸収液の濃度変化を監視するために、前記凝縮水のpHまたは電気伝導度または比抵抗率を測定する請求項7に記載の方法。
  9. 前記処理ガスの洗浄ステップが、洗浄水で複数回、洗浄することを含み、
     前記制御ステップが、前記測定した値が第1の閾値よりも高い場合に、前記複数回の洗浄のうち、前記処理ガスの流れに対して上流側の洗浄の洗浄水の一部として再利用されるように、前記凝縮水を供給し、第1の閾値よりも低い場合に、下流側の洗浄の洗浄水の一部として再利用されるように供給する請求項7に記載の方法。
  10. 前記処理ガスの洗浄ステップが、洗浄水で複数回、洗浄することを含み、
     前記制御ステップが、前記測定した値が第1の閾値および第2の閾値よりも高い場合に、前記吸収部の一部として再利用されるように前記凝縮水を供給し、第1の閾値よりも高く、第2の閾値よりも低い場合に、前記複数回の洗浄のうち、前記処理ガスの流れに対して上流側の洗浄の洗浄水の一部として再利用されるように、前記凝縮水を供給し、第1の閾値および第2の閾値よりも低い場合に、下流側の洗浄の洗浄水の一部として再利用されるように供給する請求項7に記載の方法。
  11. 前記処理ガスの洗浄ステップが、洗浄水で複数回、洗浄することを含み、
     前記制御ステップが、前記複数回の洗浄のうち、前記処理ガスの流れに対して下流側の洗浄の洗浄水中の前記CO吸収液の濃度を更に監視し、この下流側の洗浄の洗浄水で測定した濃度の値に対しての凝縮水で測定した濃度の値の比が、第1の閾値よりも低い場合に、前記複数回の洗浄のうち、前記下流側の洗浄の洗浄水の一部として再利用されるように、前記凝縮水を供給し、第1の閾値よりも高い場合に、上流側の洗浄の洗浄水の一部として再利用されるように供給する請求項7に記載の方法。
  12. 前記処理ガスの洗浄ステップが、洗浄水で複数回、洗浄することを含み、
     前記制御ステップが、前記複数回の洗浄の各洗浄水中の前記CO吸収液の濃度を更に監視し、前記下流側の洗浄の洗浄水で測定した濃度の値に対しての凝縮水で測定した濃度の値の比が、第1の閾値よりも低い場合に、前記複数回の洗浄のうち、前記下流側の洗浄の洗浄水の一部として再利用されるように、前記凝縮水を供給し、この比が、第1の閾値よりも高く、且つ前記上流側の洗浄の洗浄水で測定した濃度の値に対しての凝縮水で測定した濃度の値の比が、第2の閾値よりも低い場合に、上流側の洗浄の洗浄水の一部として再利用されるように供給し、後者の比が、第2の閾値よりも高い場合に、前記吸収部の一部として再利用されるように供給する請求項7に記載の方法。
     
PCT/JP2013/072496 2012-09-24 2013-08-23 二酸化炭素回収システムおよび方法 WO2014045797A1 (ja)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/625,149 US8501130B1 (en) 2012-09-24 2012-09-24 Carbon dioxide recovery system and method
US13/625149 2012-09-24

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2014045797A1 true WO2014045797A1 (ja) 2014-03-27

Family

ID=48876313

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2013/072496 WO2014045797A1 (ja) 2012-09-24 2013-08-23 二酸化炭素回収システムおよび方法

Country Status (2)

Country Link
US (1) US8501130B1 (ja)
WO (1) WO2014045797A1 (ja)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2019000795A (ja) * 2017-06-14 2019-01-10 新日鉄住金エンジニアリング株式会社 ガスの処理装置、二酸化炭素の回収設備、及び二酸化炭素の回収方法
WO2020075540A1 (ja) * 2018-10-10 2020-04-16 三菱重工エンジニアリング株式会社 Co2回収装置及びco2回収方法
JP7360864B2 (ja) 2019-09-18 2023-10-13 中国電力株式会社 二酸化炭素ガス回収設備

Families Citing this family (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20130142712A1 (en) * 2010-05-31 2013-06-06 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Air pollution control system and method
EP2578295B1 (en) 2010-05-31 2020-05-27 Mitsubishi Heavy Industries Engineering, Ltd. Exhaust gas treatment system and method
WO2011152547A1 (ja) 2010-05-31 2011-12-08 三菱重工業株式会社 排ガス処理システム及び方法
US9265267B2 (en) 2013-07-22 2016-02-23 Garry Parkinson Isaacs Open top liquid/gas cyclone separator tube and process for same
JP6581768B2 (ja) 2014-11-04 2019-09-25 三菱重工エンジニアリング株式会社 Co2回収装置およびco2回収方法
JP6845744B2 (ja) * 2017-05-19 2021-03-24 株式会社東芝 二酸化炭素回収システムおよび二酸化炭素回収システムの運転方法
JP6811759B2 (ja) * 2018-11-09 2021-01-13 三菱重工エンジニアリング株式会社 Co2回収装置およびco2回収方法

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH05184866A (ja) * 1992-01-17 1993-07-27 Kansai Electric Power Co Inc:The 燃焼排ガス中の脱二酸化炭素装置および方法
WO2012070523A1 (ja) * 2010-11-22 2012-05-31 バブコック日立株式会社 燃焼排ガス中の二酸化炭素除去装置
JP2012152731A (ja) * 2011-01-05 2012-08-16 Toshiba Corp 二酸化炭素分離回収システム及びその制御方法

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH09262432A (ja) * 1996-03-29 1997-10-07 Kansai Electric Power Co Inc:The 脱炭酸塔排ガス中の塩基性アミン化合物の回収方法
JP3969949B2 (ja) * 2000-10-25 2007-09-05 関西電力株式会社 アミン回収方法及び装置並びにこれを備えた脱炭酸ガス装置
JP4959303B2 (ja) 2006-11-21 2012-06-20 三菱重工業株式会社 排気ガスの処理方法及び処理装置
US7601315B2 (en) * 2006-12-28 2009-10-13 Cansolv Technologies Inc. Process for the recovery of carbon dioxide from a gas stream
JP4746111B2 (ja) 2009-02-27 2011-08-10 三菱重工業株式会社 Co2回収装置及びその方法
JP5134578B2 (ja) 2009-04-03 2013-01-30 三菱重工業株式会社 Co2回収装置及びその方法
JP5351728B2 (ja) 2009-12-03 2013-11-27 三菱重工業株式会社 Co2回収装置およびco2回収方法

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH05184866A (ja) * 1992-01-17 1993-07-27 Kansai Electric Power Co Inc:The 燃焼排ガス中の脱二酸化炭素装置および方法
WO2012070523A1 (ja) * 2010-11-22 2012-05-31 バブコック日立株式会社 燃焼排ガス中の二酸化炭素除去装置
JP2012152731A (ja) * 2011-01-05 2012-08-16 Toshiba Corp 二酸化炭素分離回収システム及びその制御方法

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2019000795A (ja) * 2017-06-14 2019-01-10 新日鉄住金エンジニアリング株式会社 ガスの処理装置、二酸化炭素の回収設備、及び二酸化炭素の回収方法
WO2020075540A1 (ja) * 2018-10-10 2020-04-16 三菱重工エンジニアリング株式会社 Co2回収装置及びco2回収方法
JPWO2020075540A1 (ja) * 2018-10-10 2021-09-02 三菱重工エンジニアリング株式会社 Co2回収装置及びco2回収方法
JP7011731B2 (ja) 2018-10-10 2022-01-27 三菱重工エンジニアリング株式会社 Co2回収装置及びco2回収方法
JP7360864B2 (ja) 2019-09-18 2023-10-13 中国電力株式会社 二酸化炭素ガス回収設備

Also Published As

Publication number Publication date
US8501130B1 (en) 2013-08-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2014045797A1 (ja) 二酸化炭素回収システムおよび方法
JP6239519B2 (ja) 脱硫装置およびそこで発生した凝縮水の使用方法
JP5703106B2 (ja) アミン回収システム及び二酸化炭素回収システム
RU2558361C2 (ru) Способ водной промывки и система для способа улавливания диоксида углерода
US9568193B2 (en) Air pollution control system and air pollution control method
CA2824740C (en) Combustion exhaust gas treatment system and method of treating combustion exhaust gas
WO2012153812A1 (ja) Co2回収装置およびco2回収方法
WO2013039041A1 (ja) Co2回収装置およびco2回収方法
US9216380B1 (en) Ammonia stripper for a carbon capture system for reduction of energy consumption
WO2014030388A1 (ja) Co2回収装置およびco2回収方法
JP5738137B2 (ja) Co2回収装置およびco2回収方法
JP2015199007A (ja) 二酸化炭素回収装置及びアミン回収方法
JP2016159239A (ja) 二酸化炭素の回収装置および回収方法
JP2013180281A (ja) 燃焼排ガス中の二酸化炭素化学吸収システム
JP2018001086A (ja) 二酸化炭素回収システムおよび排ガス処理方法
JP6004821B2 (ja) Co2回収装置およびco2回収方法
WO2014038496A1 (ja) Co2回収装置および方法
KR101630054B1 (ko) 산성가스 포집 시스템 및 그 포집 방법
WO2014024624A1 (ja) Co2回収装置および方法
JP2016137426A (ja) 二酸化炭素の回収装置および回収方法

Legal Events

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

Ref document number: 13839821

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 13839821

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: JP