JP2023162862A - gas treatment system - Google Patents

gas treatment system Download PDF

Info

Publication number
JP2023162862A
JP2023162862A JP2022073550A JP2022073550A JP2023162862A JP 2023162862 A JP2023162862 A JP 2023162862A JP 2022073550 A JP2022073550 A JP 2022073550A JP 2022073550 A JP2022073550 A JP 2022073550A JP 2023162862 A JP2023162862 A JP 2023162862A
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
exhaust gas
heat exchanger
carbon dioxide
indirect heat
section
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.)
Pending
Application number
JP2022073550A
Other languages
Japanese (ja)
Inventor
琢 福村
Migaku Fukumura
邦幸 高橋
Kuniyuki Takahashi
圭吾 安田
Keigo Yasuda
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Fuji Electric Co Ltd
Original Assignee
Fuji Electric Co Ltd
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 Fuji Electric Co Ltd filed Critical Fuji Electric Co Ltd
Priority to JP2022073550A priority Critical patent/JP2023162862A/en
Priority to KR1020230038741A priority patent/KR20230152564A/en
Priority to CN202310325114.2A priority patent/CN116943392A/en
Publication of JP2023162862A publication Critical patent/JP2023162862A/en
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation 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
    • B01D53/02—Separation 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 adsorption, e.g. preparative gas chromatography
    • B01D53/04—Separation 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 adsorption, e.g. preparative gas chromatography with stationary adsorbents
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation 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
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/62—Carbon oxides
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation 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
    • B01D53/02—Separation 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 adsorption, e.g. preparative gas chromatography
    • B01D53/04—Separation 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 adsorption, e.g. preparative gas chromatography with stationary adsorbents
    • B01D53/0407—Constructional details of adsorbing systems
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation 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
    • B01D53/02—Separation 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 adsorption, e.g. preparative gas chromatography
    • B01D53/04—Separation 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 adsorption, e.g. preparative gas chromatography with stationary adsorbents
    • B01D53/0407—Constructional details of adsorbing systems
    • B01D53/0438—Cooling or heating systems
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation 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
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/343—Heat recovery
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation 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
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
    • B01D53/75—Multi-step processes
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J15/00—Arrangements of devices for treating smoke or fumes
    • F23J15/02—Arrangements of devices for treating smoke or fumes of purifiers, e.g. for removing noxious material
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2253/00—Adsorbents used in seperation treatment of gases and vapours
    • B01D2253/10—Inorganic adsorbents
    • B01D2253/102—Carbon
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2253/00—Adsorbents used in seperation treatment of gases and vapours
    • B01D2253/10—Inorganic adsorbents
    • B01D2253/106—Silica or silicates
    • B01D2253/108—Zeolites
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/50—Carbon oxides
    • B01D2257/504—Carbon dioxide
    • 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

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Exhaust Gas After Treatment (AREA)
  • Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
  • Carbon And Carbon Compounds (AREA)
  • Crystals, And After-Treatments Of Crystals (AREA)

Abstract

To improve energy efficiency while reducing water vapor concentration of a combustion exhaust gas by recovering carbon dioxide.SOLUTION: A gas treatment system (1) includes: a carbon dioxide recovery part (50) to which an exhaust gas (g) discharged from an engine (3) is supplied and which recovers carbon dioxide from the supplied exhaust gas; a cooler (23) for cooling a combustion exhaust gas supplied from the engine by exchanging heat with sea water (a); and a reheater (24) for heating the exhaust gas that has passed through the cooler. The reheater heats the exhaust gas that has passed through the cooler with an exhaust gas that has yet to pass through the cooler.SELECTED DRAWING: Figure 1

Description

本発明は、排ガスの二酸化炭素を回収するガス処理システムに関する。 The present invention relates to a gas treatment system for recovering carbon dioxide from exhaust gas.

各国でカーボンプライシングや炭素税が検討され、二酸化炭素（ＣＯ２）排出削減技術の必要性が増しており、二酸化炭素排出源からの二酸化炭素分離回収についての技術開発が行われている。具体例を挙げると、火力発電やバイオマス発電のボイラ燃焼排ガス、船舶エンジンの燃焼排ガス、ごみ焼却設備の燃焼排ガス等を対象にした二酸化炭素分離システムが検討されている。 Carbon pricing and carbon taxes are being considered in various countries, and the need for technology to reduce carbon dioxide (CO 2 ) emissions is increasing, and technology for separating and recovering carbon dioxide from carbon dioxide emission sources is being developed. To give specific examples, carbon dioxide separation systems are being considered for boiler combustion exhaust gas from thermal power generation and biomass power generation, combustion exhaust gas from ship engines, combustion exhaust gas from garbage incineration facilities, and the like.

特に海運業界では、二酸化炭素排出削減の規制が年々強化されている。具体的には、新船に関するエネルギー効率設計指標（ＥＥＤＩ：Ｅｎｅｒｇｙ Ｅｆｆｉｃｉｅｎｃｙ Ｄｅｓｉｇｎ Ｉｎｄｅｘ）に加え、既存船のエネルギー効率指標（ＥＥＸＩ：Ｅｎｅｒｇｙ Ｅｆｆｉｃｉｅｎｃｙ Ｅｘｉｓｔｉｎｇ Ｓｈｉｐ Ｉｎｄｅｘ）も決定され、重油を燃料とする既存船のＣＯ２排出削減ニーズが顕在化している。 Particularly in the shipping industry, regulations to reduce carbon dioxide emissions are becoming stricter year by year. Specifically, in addition to the Energy Efficiency Design Index (EEDI) for new ships, the Energy Efficiency Existing Ship Index (EEXI) for existing ships was also determined, and the The need to reduce CO2 emissions has become apparent.

ここで、特許文献１は、燃焼器から排出される燃焼排ガスから二酸化炭素を回収する二酸化炭素回収装置を開示している。特許文献１において、燃焼排ガスを室温程度まで冷却することで、燃焼排ガスに含まれる水分を除去している。これにより、二酸化炭素を吸着する吸着剤にて水分の吸着量を少なくすることができ、吸着剤での二酸化炭素の吸着性能が低下することを抑制可能としている。 Here, Patent Document 1 discloses a carbon dioxide recovery device that recovers carbon dioxide from combustion exhaust gas discharged from a combustor. In Patent Document 1, moisture contained in the combustion exhaust gas is removed by cooling the combustion exhaust gas to about room temperature. Thereby, the amount of moisture adsorbed by the adsorbent that adsorbs carbon dioxide can be reduced, and it is possible to suppress the deterioration of the carbon dioxide adsorption performance of the adsorbent.

特開２０２１－７４６５７号公報JP2021-74657A

特許文献１のような二酸化炭素の回収では、燃焼排ガスの冷却にて、エネルギー消費量の低減を図ることが求められる。また、二酸化炭素を回収する装置では、二酸化炭素回収段階での吸着剤や分離膜の劣化を抑制すべく燃焼排ガスの水蒸気濃度の低減が求められる。よって、二酸化炭素の回収技術にあっては、燃焼排ガスの水蒸気濃度の低減と、高エネルギー効率とを両立することが求められる。 In carbon dioxide recovery as described in Patent Document 1, it is required to reduce energy consumption by cooling combustion exhaust gas. Furthermore, in devices for recovering carbon dioxide, it is required to reduce the water vapor concentration of combustion exhaust gas in order to suppress deterioration of adsorbents and separation membranes during the carbon dioxide recovery stage. Therefore, carbon dioxide recovery technology is required to achieve both a reduction in the water vapor concentration of combustion exhaust gas and high energy efficiency.

本発明は、かかる点に鑑みてなされたものであり、二酸化炭素の回収にて燃焼排ガスの水蒸気濃度を低減しつつ、エネルギー効率を高めることができるガス処理システムを提供することを目的とする。 The present invention has been made in view of this point, and an object of the present invention is to provide a gas processing system that can improve energy efficiency while reducing the water vapor concentration of combustion exhaust gas by recovering carbon dioxide.

本発明のガス処理システムは、燃焼器から排出される燃焼排ガスが供給され、供給された前記燃焼排ガスから二酸化炭素を回収する二酸化炭素回収部と、前記燃焼器から供給される前記燃焼排ガスを冷媒との間で熱交換して冷却する第１間接熱交換器と、前記第１間接熱交換器を経由した後の前記燃焼排ガスを加熱する第２間接熱交換器と、を備えたガス処理システムであって、前記第２間接熱交換器は、前記第１間接熱交換器を経由する前の前記燃焼排ガスによって、前記第１間接熱交換器を経由した後の前記燃焼排ガスを加熱することを特徴とする。 The gas processing system of the present invention includes a carbon dioxide recovery unit that is supplied with combustion exhaust gas discharged from a combustor and that recovers carbon dioxide from the supplied combustion exhaust gas, and a carbon dioxide recovery unit that uses the combustion exhaust gas that is supplied from the combustor as a refrigerant. A gas processing system comprising: a first indirect heat exchanger that cools the combustion exhaust gas by exchanging heat with the first indirect heat exchanger; and a second indirect heat exchanger that heats the combustion exhaust gas after passing through the first indirect heat exchanger. The second indirect heat exchanger heats the combustion exhaust gas after passing through the first indirect heat exchanger by the combustion exhaust gas before passing through the first indirect heat exchanger. Features.

本発明によれば、第１間接熱交換器によって冷却及び水分を除去した後の燃焼排ガスを第２間接熱交換器で加熱して二酸化炭素回収部に供給される燃焼排ガスの水蒸気濃度を低減することができる。しかも、第２間接熱交換器による加熱では燃焼器から排出される燃焼排ガスの熱を利用でき、ヒータ等の他のエネルギー供給が必要な手段を用いずにエネルギー消費量の低減を図ることができる。更に、第２間接熱交換器による加熱にて第１間接熱交換器で冷却される前の燃焼排ガスを熱源とする、言い換えると、第１間接熱交換器による冷却前の燃焼排ガスを第２間接熱交換器で冷却している。従って、第１間接熱交換器における冷却での熱交換量を抑制でき、これによっても、エネルギー消費量の低減を図ることができる。このように、本発明においては、二酸化炭素回収部における処理での燃焼排ガスの水蒸気濃度の低減と、効率的なエネルギー消費との両立を図ることができる。 According to the present invention, the flue gas after being cooled and moisture removed by the first indirect heat exchanger is heated by the second indirect heat exchanger to reduce the water vapor concentration of the flue gas supplied to the carbon dioxide recovery unit. be able to. Furthermore, heating by the second indirect heat exchanger can utilize the heat of the combustion exhaust gas discharged from the combustor, making it possible to reduce energy consumption without using other means that require energy supply, such as a heater. . Further, the combustion exhaust gas before being cooled by the first indirect heat exchanger is heated by the second indirect heat exchanger as a heat source. In other words, the combustion exhaust gas before being cooled by the first indirect heat exchanger is heated by the second indirect heat exchanger. It is cooled by a heat exchanger. Therefore, the amount of heat exchanged during cooling in the first indirect heat exchanger can be suppressed, and this also makes it possible to reduce energy consumption. As described above, in the present invention, it is possible to achieve both a reduction in the water vapor concentration of the combustion exhaust gas during processing in the carbon dioxide recovery unit and efficient energy consumption.

第１の実施の形態に係るガス処理システムの一例を示す概略構成図である。FIG. 1 is a schematic configuration diagram showing an example of a gas processing system according to a first embodiment. 第１の実施の形態に係る前処理部の機能ブロック図である。FIG. 2 is a functional block diagram of a preprocessing section according to the first embodiment. 第１の実施の形態のガス処理方法のフロー図である。FIG. 3 is a flow diagram of a gas processing method according to the first embodiment. 第２の実施の形態に係るガス処理システムの一部を示す概略構成図である。It is a schematic block diagram which shows a part of gas processing system based on 2nd Embodiment. 変形例にかかる冷却再熱部の概略構成図である。It is a schematic block diagram of the cooling reheating part concerning a modification.

以下、本発明の実施の形態について添付図面を参照して詳細に説明する。図１は、第１の実施の形態に係るガス処理システムの一例を示す概略構成図である。なお、本実施の形態に係るガス処理システムとしては、燃焼器として船舶に使用されるエンジンから排出される排ガスの二酸化炭素を回収するシステムを考える。ただし、これに限られず、本実施の形態に係るガス処理システムは、火力発電プラントや化学工業プラント、廃棄物焼却施設における排ガスの処理に適用可能である。 Embodiments of the present invention will be described in detail below with reference to the accompanying drawings. FIG. 1 is a schematic configuration diagram showing an example of a gas processing system according to a first embodiment. Note that the gas processing system according to this embodiment is a system that recovers carbon dioxide from exhaust gas discharged from an engine used as a combustor in a ship. However, the present invention is not limited thereto, and the gas treatment system according to the present embodiment can be applied to the treatment of exhaust gas in thermal power plants, chemical industry plants, and waste incineration facilities.

図１は、実施の形態に係るガス処理システムの一例を示す概略構成図である。図１に示すように、ガス処理システム１は、燃焼排ガス（以下、「排ガス」と称する）ｇの発生源となるエンジン（燃焼器）３と、前処理部１０と、冷却再熱部２０と、二酸化炭素回収部５０とを備えている。 FIG. 1 is a schematic configuration diagram showing an example of a gas processing system according to an embodiment. As shown in FIG. 1, the gas treatment system 1 includes an engine (combustor) 3 that is a source of combustion exhaust gas (hereinafter referred to as "exhaust gas") g, a pretreatment section 10, and a cooling and reheating section 20. , and a carbon dioxide recovery section 50.

エンジン３は、主機エンジンであってよく、補機エンジンであってもよい。主機エンジンは、主として船舶が航行中に稼働される。補機エンジンは、主として船舶が停泊中に稼働される。エンジン３には、燃料タンク（不図示）に貯留される燃料が供給される。エンジン３は、運転負荷として回転数を検知する機能を備え、検知結果を後述する通信部６３を介して制御部６１に出力する。なお、本実施の形態のガス処理システム１を各種プラント等に適用する場合には、エンジン３に代えてボイラを用いてもよい。 The engine 3 may be a main engine or an auxiliary engine. The main engine is mainly operated while the ship is sailing. The auxiliary engine is mainly operated while the ship is at anchor. The engine 3 is supplied with fuel stored in a fuel tank (not shown). The engine 3 has a function of detecting the rotation speed as an operating load, and outputs the detection result to the control section 61 via a communication section 63, which will be described later. In addition, when applying the gas processing system 1 of this embodiment to various plants etc., a boiler may be used instead of the engine 3.

前処理部１０は、冷却再熱部２０に流入する排ガスｇの前処理を実施する。前処理部１０は、排ガスｇに含まれる二酸化炭素（ＣＯ２）以外の不純物の少なくとも一部を処理する。不純物には、硫黄酸化物（ＳＯｘ）、窒素酸化物（ＮＯｘ）または粒子状物質（ＰＭ（Ｐａｒｔｉｃｕｌａｔｅ ｍａｔｔｅｒ））が含まれてよい。 The pretreatment section 10 performs pretreatment on the exhaust gas g flowing into the cooling and reheating section 20 . The pretreatment unit 10 processes at least a portion of impurities other than carbon dioxide (CO 2 ) contained in the exhaust gas g. Impurities may include sulfur oxides (SOx), nitrogen oxides (NOx), or particulate matter (PM).

図２は、前処理部の構成の一例を示す図である。前処理部１０は、窒素酸化物処理装置１２、排ガス排熱利用装置１３、除塵装置１４、及び硫黄酸化物処理装置１５を備えている。なお、前処理部１０は、上記各装置１２～１５の少なくとも１つを有する構成に変更してもよい。 FIG. 2 is a diagram showing an example of the configuration of the preprocessing section. The pretreatment section 10 includes a nitrogen oxide treatment device 12, an exhaust gas exhaust heat utilization device 13, a dust removal device 14, and a sulfur oxide treatment device 15. Note that the preprocessing section 10 may be modified to include at least one of the devices 12 to 15 described above.

窒素酸化物処理装置１２は、エンジン３から供給される排ガスｇに含まれる窒素酸化物（ＮＯｘ）を処理する。窒素酸化物（ＮＯｘ）を処理するとは、窒素酸化物（ＮＯｘ）を除去することを指してよい。窒素酸化物処理装置１２は、脱硝装置であってよい。該脱硝装置は、例えば選択式触媒還元脱硝（ＳＣＲ（Ｓｅｌｅｃｔｉｖｅ Ｃａｔａｌｙｔｉｃ Ｒｅｄｕｃｔｉｏｎ））装置である。なお、前処理部１０が窒素酸化物処理装置１２を有することに代えて、エンジン３が排気再循環（ＥＧＲ（Ｅｘｈａｕｓｔ Ｇａｓ Ｒｅｃｉｒｃｕｌａｔｉｏｎ））の機能を有していてもよい。窒素酸化物処理装置１２は、選択性触媒還元脱硝装置を用いる際、エンジンの運転負荷に応じて投入する触媒を用いる場合には触媒量、反応活性剤を用いる場合には反応活性剤の添加量を検知する機能を備え、検知結果を後述する通信部６３を介して制御部６１に出力する。 The nitrogen oxide treatment device 12 processes nitrogen oxides (NOx) contained in the exhaust gas g supplied from the engine 3. Treating nitrogen oxides (NOx) may refer to removing nitrogen oxides (NOx). The nitrogen oxide treatment device 12 may be a denitrification device. The denitrification device is, for example, a selective catalytic reduction (SCR) device. Note that instead of the pretreatment unit 10 having the nitrogen oxide treatment device 12, the engine 3 may have an exhaust gas recirculation (EGR) function. When using a selective catalytic reduction denitrification device, the nitrogen oxide treatment device 12 controls the amount of catalyst to be added depending on the operating load of the engine, and the amount of reaction activator to be added if a reaction activator is used. It has a function to detect, and outputs the detection result to the control unit 61 via the communication unit 63, which will be described later.

排ガス排熱利用装置１３は、エンジン３と除塵装置１４との間に設けられ、排ガスｇの熱を吸収して蒸気を発生させる。排ガス排熱利用装置１３は、エコノマイザであってよい。 The exhaust gas exhaust heat utilization device 13 is provided between the engine 3 and the dust removal device 14, and absorbs the heat of the exhaust gas g to generate steam. The exhaust gas exhaust heat utilization device 13 may be an economizer.

除塵装置１４は、冷却再熱部２０に供給される前の排ガスｇに含まれる粒子状物質（ＰＭ）を除去する。除塵装置１４は、電気集塵機（ＥＳＰ（Ｅｌｅｃｔｒｏｓｔａｔｉｃ Ｐｒｅｃｉｐｉｔａｔｏｒ））、ディーゼル・パーティキュレート・フィルタ（ＤＰＦ（Ｄｉｅｓｅｌ Ｐａｔｉｃｕｌａｔｅ Ｆｉｌｔｅｒ））または活性炭フィルタであってよい。 The dust removal device 14 removes particulate matter (PM) contained in the exhaust gas g before being supplied to the cooling and reheating section 20 . The dust removal device 14 may be an electrostatic precipitator (ESP), a diesel particulate filter (DPF), or an activated carbon filter.

硫黄酸化物処理装置１５は、窒素酸化物処理装置１２及び除塵装置１４を経た後の排ガスｇに含まれる硫黄酸化物（ＳＯｘ）を処理する。硫黄酸化物（ＳＯｘ）を処理するとは、硫黄酸化物（ＳＯｘ）を除去することを指してよい。ガス処理システム１が船舶に搭載される場合、硫黄酸化物処理装置１５は、該船舶に搭載される湿式のスクラバであってよい。 The sulfur oxide treatment device 15 processes sulfur oxides (SOx) contained in the exhaust gas g after passing through the nitrogen oxide treatment device 12 and the dust removal device 14. Treating sulfur oxides (SOx) may refer to removing sulfur oxides (SOx). When the gas treatment system 1 is installed on a ship, the sulfur oxide treatment device 15 may be a wet scrubber installed on the ship.

図１に戻り、冷却再熱部２０は、単一のタンク２１と、タンク２１の内部に設けられる冷却器（第１間接熱交換器）２３及び再熱器（第２間接熱交換器）２４と、ミストセパレータ２５とを備えている。 Returning to FIG. 1, the cooling and reheating section 20 includes a single tank 21, a cooler (first indirect heat exchanger) 23 and a reheater (second indirect heat exchanger) 24 provided inside the tank 21. and a mist separator 25.

タンク２１は、排ガスｇが流入するタンク入口２６と、タンク２１内で後述する処理が実施された排ガスｇが流出するタンク出口２７とを備えている。タンク入口２６に流入する排ガスｇは、エンジン３から排出及び供給されて前処理部１０で処理された排ガスｇとされる。 The tank 21 includes a tank inlet 26 into which the exhaust gas g flows, and a tank outlet 27 through which the exhaust gas g that has been subjected to a process described later in the tank 21 flows out. The exhaust gas g flowing into the tank inlet 26 is treated as exhaust gas g discharged and supplied from the engine 3 and treated in the pretreatment section 10 .

タンク２１内にて、タンク入口２６の下方に再熱器２４が配置され、再熱器２４の下方に冷却器２３が配置されている。また、タンク２１の底部には滴下した凝縮水Ｗを貯留する貯留部２８が形成される。よって、タンク２１において、上から下に向かって、タンク入口２６、再熱器２４、冷却器２３、貯留部２８の順番に並んで配置されており、かかる並び順に排ガスｇが流れて通過するよう設けられる。 In the tank 21, a reheater 24 is arranged below the tank inlet 26, and a cooler 23 is arranged below the reheater 24. Furthermore, a storage section 28 is formed at the bottom of the tank 21 to store the dripped condensed water W. Therefore, in the tank 21, the tank inlet 26, the reheater 24, the cooler 23, and the storage section 28 are arranged in the order from top to bottom, and the exhaust gas g flows through them in this order. provided.

貯留部２８は、再熱器２４及び冷却器２３の直下から横方向にはみ出す大きさに設けられている。タンク２１内にて、貯留部２８に貯留された凝縮水Ｗに接した排ガスｇは折り返され、図１中左側にて上向きに形成されたタンク出口２７から流出する。冷却器２３内における排ガスｇが冷却凝縮する際の凝縮水と副生ガス（例えば、未反応のアンモニア）との気液接触に加えて、貯留部２８にて、貯留された凝縮水Ｗに排ガスｇが接することで、排ガスｇ中に混入する副生ガス（例えば、未反応のアンモニア）を溶解回収して除去することができる。 The storage portion 28 is provided in a size that protrudes laterally from directly below the reheater 24 and the cooler 23. In the tank 21, the exhaust gas g that comes into contact with the condensed water W stored in the storage section 28 is turned back and flows out from the tank outlet 27 formed upward on the left side in FIG. In addition to the gas-liquid contact between the condensed water and by-product gas (for example, unreacted ammonia) when the exhaust gas g is cooled and condensed in the cooler 23, the exhaust gas is added to the stored condensed water W in the storage section 28. By contacting the exhaust gas g, by-product gas (for example, unreacted ammonia) mixed in the exhaust gas g can be dissolved and recovered and removed.

タンク出口２７には中継配管２９が接続され、中継配管２９の中途にミストセパレータ２５が設けられている。また、中継配管２９におけるミストセパレータ２５の下流側に第１温度センサ３１が設けられている。第１温度センサ３１は、タンク出口２７及びミストセパレータ２５を通過後、再熱器２４内に流入する前の排ガスｇの温度を測定する。 A relay pipe 29 is connected to the tank outlet 27, and a mist separator 25 is provided in the middle of the relay pipe 29. Further, a first temperature sensor 31 is provided downstream of the mist separator 25 in the relay pipe 29 . The first temperature sensor 31 measures the temperature of the exhaust gas g after passing through the tank outlet 27 and the mist separator 25 and before flowing into the reheater 24 .

再熱器２４には、タンク２１を内外に貫通する管状の再熱器入口３３及び再熱器出口３４が設けられる。冷却器２３には、タンク２１を内外に貫通する管状の冷却器入口３５及び冷却器出口３６が設けられる。再熱器２４及び冷却器２３は間接熱交換器とされ、例えば、プレート式、多管式、スパイラル式の間接熱交換器により構成される。 The reheater 24 is provided with a tubular reheater inlet 33 and a reheater outlet 34 that penetrate the tank 21 from inside to outside. The cooler 23 is provided with a tubular cooler inlet 35 and a cooler outlet 36 that penetrate the tank 21 from inside to outside. The reheater 24 and the cooler 23 are indirect heat exchangers, and are configured by, for example, a plate type, multi-tube type, or spiral type indirect heat exchanger.

冷却器２３の冷却器入口３５には、冷媒供給管３７が接続され、冷却器出口３６には、冷媒排出管３８が接続されている。冷媒供給管３７には、冷媒供給部となる海水ポンプ４０が設けられている。また、冷媒供給管３７における海水ポンプ４０より上流側には、海水ａの温度を測定する第２温度センサ４２が設けられている。 A refrigerant supply pipe 37 is connected to a cooler inlet 35 of the cooler 23, and a refrigerant discharge pipe 38 is connected to a cooler outlet 36. The refrigerant supply pipe 37 is provided with a seawater pump 40 serving as a refrigerant supply section. Further, a second temperature sensor 42 for measuring the temperature of seawater a is provided upstream of the seawater pump 40 in the refrigerant supply pipe 37.

海水ポンプ４０の作動によって冷媒となる海水ａが海から汲み上げられ、冷媒供給管３７を通じて冷却器２３に海水ａが供給される。冷却器２３は、導入された海水ａと、タンク２１内を流れる排ガスｇとの間で熱交換する。冷却器２３の熱交換によって排ガスｇが冷却され、排ガスｇに含まれる水分が凝縮されて貯留部２８に滴下する。冷却器２３の熱交換によって温度上昇された海水ａは、冷媒排出管３８に排出されて海に戻される。排ガスｇから受熱した海水ａは、海に戻す前に船内の他熱源として排熱利用してもよい。 Seawater a, which serves as a refrigerant, is pumped up from the sea by the operation of the seawater pump 40, and is supplied to the cooler 23 through the refrigerant supply pipe 37. The cooler 23 exchanges heat between the introduced seawater a and the exhaust gas g flowing within the tank 21. The exhaust gas g is cooled by heat exchange in the cooler 23, and the moisture contained in the exhaust gas g is condensed and dripped into the storage section 28. The seawater a whose temperature has been raised by heat exchange in the cooler 23 is discharged into the refrigerant discharge pipe 38 and returned to the sea. The seawater a that has received heat from the exhaust gas g may be used as waste heat as another heat source in the ship before being returned to the sea.

ここで、間接熱交換器となる再熱器２４にて、高温側入口がタンク入口２６とされ、高温側出口がタンク２１内における再熱器２４と冷却器２３との間の位置とされる。また、再熱器２４にて、低温側入口が再熱器入口３３とされ、低温側出口が再熱器出口３４とされる。一方、間接熱交換器となる冷却器２３にて、高温側入口がタンク２１内における再熱器２４と冷却器２３との間の位置とされ、高温側出口がタンク出口２７とされる。また、冷却器２３にて、低温側入口が冷却器入口３５とされ、低温側出口が冷却器出口３６とされる。 Here, in the reheater 24 serving as an indirect heat exchanger, the high temperature side inlet is the tank inlet 26, and the high temperature side outlet is located between the reheater 24 and the cooler 23 in the tank 21. . Further, in the reheater 24, the low temperature side inlet is the reheater inlet 33, and the low temperature side outlet is the reheater outlet 34. On the other hand, in the cooler 23 serving as an indirect heat exchanger, the high-temperature side inlet is located between the reheater 24 and the cooler 23 in the tank 21, and the high-temperature side outlet is the tank outlet 27. Further, in the cooler 23, the low-temperature side inlet is the cooler inlet 35, and the low-temperature side outlet is the cooler outlet 36.

再熱器２４の再熱器入口３３には、中継配管２９の下流側が接続され、再熱器２４の再熱器出口３４には、排ガス排出管４６が接続されている。排ガス排出管４６には圧縮機やブロアにより構成される昇圧部４７が設けられる。また、排ガス排出管４６における昇圧部４７より下流側には二酸化炭素回収部５０が設けられる。昇圧部４７の作動によって排ガスｇが圧縮され、排ガスｇが昇圧されて二酸化炭素回収部５０に供給される。 The downstream side of the relay pipe 29 is connected to the reheater inlet 33 of the reheater 24, and the exhaust gas discharge pipe 46 is connected to the reheater outlet 34 of the reheater 24. The exhaust gas discharge pipe 46 is provided with a pressure increasing section 47 composed of a compressor and a blower. Further, a carbon dioxide recovery section 50 is provided downstream of the pressure increasing section 47 in the exhaust gas exhaust pipe 46 . The exhaust gas g is compressed by the operation of the pressure increasing section 47, and the exhaust gas g is pressurized and supplied to the carbon dioxide recovery section 50.

再熱器２４は、冷却器２３及びミストセパレータ２５を経由した後の排ガスｇと、タンク２１内に流入して冷却器２３を経由する前の排ガスｇとで熱交換する。再熱器２４の熱交換によって、排ガス排出管４６に排出される排ガスｇが加熱され、該排ガスｇの相対湿度が低減する。また、再熱器２４の熱交換によって、タンク入口２６からタンク２１内に流入した直後の排ガスｇが冷却される。よって、タンク２１内にて、冷却器２３を経由する前に排ガスｇは温度低下される。 The reheater 24 exchanges heat between the exhaust gas g after passing through the cooler 23 and the mist separator 25 and the exhaust gas g before flowing into the tank 21 and passing through the cooler 23. The heat exchange in the reheater 24 heats the exhaust gas g discharged into the exhaust gas discharge pipe 46, and the relative humidity of the exhaust gas g is reduced. Moreover, the exhaust gas g immediately after flowing into the tank 21 from the tank inlet 26 is cooled by heat exchange in the reheater 24. Therefore, the temperature of the exhaust gas g is lowered in the tank 21 before passing through the cooler 23.

二酸化炭素回収部５０には、排ガス排出管４６から排ガスｇが供給される。二酸化炭素回収部５０は、供給された排ガスｇから二酸化炭素を回収可能であれば、種々の装置や方法を採用することができる。例として、二酸化炭素回収部５０は、ゼオライトや活性炭等の吸着剤により二酸化炭素を吸着して回収する装置や、二酸化炭素濃度の差によって選択的に排ガスｇを透過する分離膜を用いた分離装置を利用できる。分離装置によって、排ガスｇを、二酸化炭素を含む透過成分と、該透過成分よりも二酸化炭素濃度の低い非透過成分とに分離する。分離装置は、後述する第２の実施の形態のように膜分離を２回行ってもよいし、膜分離を１回としてもよい。 The exhaust gas g is supplied to the carbon dioxide recovery unit 50 from the exhaust gas exhaust pipe 46 . The carbon dioxide recovery unit 50 can employ various devices and methods as long as they can recover carbon dioxide from the supplied exhaust gas g. For example, the carbon dioxide recovery unit 50 may be a device that adsorbs and recovers carbon dioxide using an adsorbent such as zeolite or activated carbon, or a separation device that uses a separation membrane that selectively permeates exhaust gas g depending on the difference in carbon dioxide concentration. can be used. The separation device separates the exhaust gas g into a permeate component containing carbon dioxide and a non-permeate component having a lower carbon dioxide concentration than the permeate component. The separation device may perform membrane separation twice as in the second embodiment described later, or may perform membrane separation once.

また、ガス処理システム１にあっては、制御部６１、記憶部６２及び通信部６３を更に備えている。 Further, the gas processing system 1 further includes a control section 61, a storage section 62, and a communication section 63.

制御部６１、記憶部６２及び通信部６３を有する装置として、プログラマブルコントローラ（ＰＬＣ）やパーソナルコンピュータ（ＰＣ）を例示することができる。制御部６１は、中央処理装置（ＣＰＵ）等からなり、ガス処理システム１の各部の制御を介して全体を制御する。制御部６１は、記憶部６２に記憶されているプログラムに従い、記憶部６２や通信部６３から入力される情報に対する各種の演算処理や、海水ポンプ４０による冷却器２３への海水ａの供給量を制御する機能等を有する。 Examples of the device having the control section 61, the storage section 62, and the communication section 63 include a programmable controller (PLC) and a personal computer (PC). The control unit 61 includes a central processing unit (CPU) and the like, and controls the entire gas processing system 1 through control of each part. The control unit 61 performs various arithmetic processing on information input from the storage unit 62 and the communication unit 63 and controls the amount of seawater a supplied to the cooler 23 by the seawater pump 40 according to the program stored in the storage unit 62. It has control functions, etc.

例えば、制御部６１は、エンジン３の回転数を入力してエンジン３の運転負荷としてＭＶ値（％）を求め、該ＭＶ値に応じて海水ポンプ４０の回転数を増減し、海水ポンプ４０による海水ａの供給量を制御する。他の例として、制御部６１は、前処理部１０における窒素酸化物処理装置１２（図２参照）の触媒量や反応活性剤の添加量を入力して窒素酸化物処理装置１２の運転負荷としてＭＶ値（％）を求める。かかるＭＶ値に応じて海水ポンプ４０の回転数を増減し、海水ポンプ４０による海水ａの供給量を制御部６１が制御する。 For example, the control unit 61 inputs the rotation speed of the engine 3 to determine the MV value (%) as the operating load of the engine 3, increases or decreases the rotation speed of the seawater pump 40 according to the MV value, and controls the rotation speed of the seawater pump 40. Control the supply amount of seawater a. As another example, the control section 61 inputs the amount of catalyst and the amount of reaction activator added to the nitrogen oxide treatment device 12 (see FIG. 2) in the pretreatment section 10 and sets it as the operating load of the nitrogen oxide treatment device 12. Find the MV value (%). The control unit 61 increases or decreases the rotation speed of the seawater pump 40 according to the MV value, and controls the amount of seawater a supplied by the seawater pump 40.

記憶部６２は、ＲＡＭ（Ｒａｎｄｏｍ Ａｃｃｅｓｓ Ｍｅｍｏｒｙ）やＲＯＭ（Ｒｅａｄ Ｏｎｌｙ Ｍｅｍｏｒｙ）等を備えている。ＲＡＭは、制御部６１の作業領域として用いられたり、通信部６３から出力された情報等が制御部６１を介して記憶される。ＲＯＭでは、制御部６１が各種の演算、制御を行うためのプログラムや、アプリケーションとして機能するためのプログラム、データ等が記憶される。 The storage unit 62 includes a RAM (Random Access Memory), a ROM (Read Only Memory), and the like. The RAM is used as a work area for the control unit 61 and stores information outputted from the communication unit 63 via the control unit 61. The ROM stores programs for the control unit 61 to perform various calculations and controls, programs for functioning as applications, data, and the like.

通信部６３は、通信インターフェースとして有線又は無線通信によって測定結果、データ、指令信号等を送受信する。通信部６３は、エンジン３や、窒素酸化物処理装置１２（図２参照）、各温度センサ３１、４２、それ以外の不図示の各種センサ（船舶の各種センサも含む）から出力された検知結果、測定結果、データ、指令信号等を取得して制御部６１に出力する。また、通信部６３は、制御部６１にて求めた海水ポンプ４０の回転数を取得し、指令信号等として海水ポンプ４０に出力する。 The communication unit 63 serves as a communication interface and transmits and receives measurement results, data, command signals, etc. through wired or wireless communication. The communication unit 63 receives detection results output from the engine 3, the nitrogen oxide treatment device 12 (see FIG. 2), each temperature sensor 31, 42, and various other sensors not shown (including various sensors of the ship). , measurement results, data, command signals, etc. are acquired and output to the control section 61. The communication unit 63 also acquires the rotation speed of the seawater pump 40 determined by the control unit 61 and outputs it to the seawater pump 40 as a command signal or the like.

次いで、第１の実施の形態のガス処理システム１における排ガスｇの処理方法について説明する。図３は、第１の実施の形態のガス処理方法のフロー図である。本実施の形態の排ガスｇの処理方法では、図３に示すように、前処理ステップＳ０１、第１冷却ステップ（第１熱交換ステップ）Ｓ０２、第２冷却ステップ（第２熱交換ステップ）Ｓ０３、副生ガス除去ステップＳ０４、水分除去ステップＳ０５、加熱ステップ（第３熱交換ステップ）Ｓ０６、及び二酸化炭素回収ステップＳ０７が行われる。 Next, a method for treating exhaust gas g in the gas treatment system 1 of the first embodiment will be explained. FIG. 3 is a flow diagram of the gas processing method according to the first embodiment. In the method for treating exhaust gas g of this embodiment, as shown in FIG. 3, a pretreatment step S01, a first cooling step (first heat exchange step) S02, a second cooling step (second heat exchange step) S03, A by-product gas removal step S04, a moisture removal step S05, a heating step (third heat exchange step) S06, and a carbon dioxide recovery step S07 are performed.

前処理ステップＳ０１では、エンジン３から排出される排ガスｇが前処理部１０に供給されて処理される。前処理ステップＳ０１では、図２に示すように、前処理部１０の窒素酸化物処理装置１２にて、排ガスｇから窒素酸化物（ＮＯｘ）が除去され、二酸化炭素回収部５０（図１参照）での劣化防止を図っている。また、窒素酸化物処理装置１２は、例えば、運転負荷を求めるために反応活性剤の添加量を検知し、通信部６３を介して制御部６１に出力する。 In pre-processing step S01, exhaust gas g discharged from the engine 3 is supplied to the pre-processing section 10 and processed. In the pretreatment step S01, as shown in FIG. 2, nitrogen oxides (NOx) are removed from the exhaust gas g in the nitrogen oxide treatment device 12 of the pretreatment section 10, and the carbon dioxide recovery section 50 (see FIG. 1) We are trying to prevent deterioration. Further, the nitrogen oxide treatment device 12 detects the amount of reaction activator added in order to obtain the operating load, for example, and outputs the detected amount to the control section 61 via the communication section 63.

前処理ステップＳ０１では、窒素酸化物処理装置１２を経由した後の排ガスｇが排ガス排熱利用装置１３に供給され、排ガスｇの熱を吸収して蒸気を発生させる。また、排ガス排熱利用装置１３を経由した後の排ガスｇが除塵装置１４に供給される。除塵装置１４によって、排ガスｇに含まれる粒子状物質（ＰＭ）が除去され、二酸化炭素回収部５０での粒子状物質よる汚損及び劣化防止を図っている。 In the pretreatment step S01, the exhaust gas g after passing through the nitrogen oxide treatment device 12 is supplied to the exhaust gas exhaust heat utilization device 13, which absorbs the heat of the exhaust gas g to generate steam. Further, the exhaust gas g after passing through the exhaust gas exhaust heat utilization device 13 is supplied to the dust removal device 14 . The dust removal device 14 removes particulate matter (PM) contained in the exhaust gas g, thereby preventing pollution and deterioration of the carbon dioxide recovery unit 50 due to the particulate matter.

前処理ステップＳ０１では、除塵装置１４を経た後の排ガスｇが硫黄酸化物処理装置１５に供給される。硫黄酸化物処理装置１５によって、排ガスｇに含まれる硫黄酸化物（ＳＯｘ）が除去され、二酸化炭素回収部５０での劣化防止を図っている。 In the pretreatment step S01, the exhaust gas g after passing through the dust removal device 14 is supplied to the sulfur oxide treatment device 15. The sulfur oxide treatment device 15 removes sulfur oxides (SOx) contained in the exhaust gas g, thereby preventing deterioration in the carbon dioxide recovery unit 50.

前処理ステップＳ０１の実施後、第１冷却ステップ（第１熱交換ステップ）Ｓ０２が冷却再熱部２０にて実施される。第１冷却ステップＳ０２では、前処理部１０から排出される排ガスｇが冷却再熱部２０のタンク入口２６からタンク２１の内部に供給される。タンク２１の内部に供給された排ガスｇは、再熱器２４を経由することで、後述する第２冷却ステップＳ０３で冷却された排ガスｇと熱交換して冷却される。 After performing the pretreatment step S01, a first cooling step (first heat exchange step) S02 is performed in the cooling and reheating section 20. In the first cooling step S02, the exhaust gas g discharged from the pretreatment section 10 is supplied into the tank 21 from the tank inlet 26 of the cooling and reheating section 20. The exhaust gas g supplied into the tank 21 passes through the reheater 24 and is cooled by exchanging heat with the exhaust gas g cooled in a second cooling step S03, which will be described later.

第１冷却ステップＳ０２の実施後、第２冷却ステップ（第２熱交換ステップ）Ｓ０３が冷却再熱部２０にて実施される。第２冷却ステップＳ０３では、タンク２１の内部にて再熱器２４を経由した排ガスｇが冷却器２３に供給され、冷却器２３を経由することで冷媒となる海水ａと熱交換して冷却される。冷却器２３による排ガスｇの冷却によって、排ガスｇに含まれる水分が凝縮して滴下され、貯留部２８に凝縮水Ｗとして回収及び貯留される。 After implementation of the first cooling step S02, a second cooling step (second heat exchange step) S03 is performed in the cooling and reheating section 20. In the second cooling step S03, the exhaust gas g that has passed through the reheater 24 inside the tank 21 is supplied to the cooler 23, and is cooled by exchanging heat with seawater a, which serves as a refrigerant, by passing through the cooler 23. Ru. As the exhaust gas g is cooled by the cooler 23, water contained in the exhaust gas g is condensed and dripped, and collected and stored as condensed water W in the storage section 28.

第２冷却ステップＳ０３の実施中にて、ガス処理システム１ではエンジン３の回転数が変化すると、該回転数の増減に応じてエンジン３から排出される排ガスｇの供給量が増減される。かかるエンジン３の回転数は通信部６３を介して制御部６１に出力され、制御部６１ではエンジン３の回転数に基づきエンジン３の運転負荷（例えばＭＶ値（％））が算出される。 During implementation of the second cooling step S03, when the rotational speed of the engine 3 changes in the gas processing system 1, the supply amount of the exhaust gas g discharged from the engine 3 is increased or decreased in accordance with the increase or decrease in the rotational speed. The rotation speed of the engine 3 is output to the control section 61 via the communication section 63, and the control section 61 calculates the operating load (for example, MV value (%)) of the engine 3 based on the rotation speed of the engine 3.

また、制御部６１では、エンジン３の運転負荷に応じて、海水ポンプ４０によって冷却器２３に供給される海水ａの供給量が制御される。かかる制御にて、制御部６１では、例えば、記憶部６２に記憶された過去の実測データに基づく入出力テーブルや換算式、演算プログラムによって、エンジン３の運転負荷の算出値に応じた海水ポンプ４０の回転数が算出される。そして、制御部６１で算出した回転数で駆動するよう海水ポンプ４０が制御部６１によって制御される。これにより、冷却器２３を流れる排ガスｇの流量等に応じて、冷却器２３に供給される海水ａの供給量が調整され、冷却器２３により冷却された排ガスｇの水蒸気濃度や温度が目標値（目標範囲）に制御される。 Further, the control unit 61 controls the amount of seawater a supplied to the cooler 23 by the seawater pump 40 in accordance with the operating load of the engine 3. In such control, the control unit 61 uses, for example, an input/output table based on past actual measurement data stored in the storage unit 62, a conversion formula, and an arithmetic program to operate the seawater pump 40 according to the calculated value of the operating load of the engine 3. The number of rotations is calculated. The seawater pump 40 is then controlled by the control unit 61 so as to be driven at the rotational speed calculated by the control unit 61. As a result, the amount of seawater a supplied to the cooler 23 is adjusted according to the flow rate of the exhaust gas g flowing through the cooler 23, and the water vapor concentration and temperature of the exhaust gas g cooled by the cooler 23 are set to the target values. (target range).

なお、第２冷却ステップＳ０３は、第１温度センサ３１及び第２温度センサ４２の測定結果に応じ、海水ポンプ４０による海水ａの供給量を調整するよう制御部６１にて制御してもよい。 Note that the second cooling step S03 may be controlled by the control unit 61 to adjust the amount of seawater a supplied by the seawater pump 40 according to the measurement results of the first temperature sensor 31 and the second temperature sensor 42.

第２温度センサ４２は海水ポンプ４０によって冷却器２３に供給される海水ａの温度を測定し、第２温度センサ４２の測定結果が通信部６３を介して制御部６１に出力される。冷却器２３は海水ａの温度に応じて海水ａの供給量当たりの熱交換量（冷却性能）が変化するので、例えば、排ガスｇの供給量等の条件が同じであれば、海水ａの温度が低いほど海水ａの供給量を少なくすることができる。よって、制御部６１に入力された海水ａの温度の測定結果に応じ、制御部６１にて海水ポンプ４０の回転数を補正する演算が行われる。そして、かかる演算結果に応じて制御部６１により海水ポンプ４０の回転数が制御され、冷却器２３に供給される海水ａの供給量が増減される。これにより、冷却器２３による冷却された排ガスｇの水蒸気濃度や温度をより良く制御できる。 The second temperature sensor 42 measures the temperature of seawater a supplied to the cooler 23 by the seawater pump 40, and the measurement result of the second temperature sensor 42 is output to the control unit 61 via the communication unit 63. Since the heat exchange amount (cooling performance) of the cooler 23 per supply amount of seawater a changes depending on the temperature of seawater a, for example, if conditions such as the supply amount of exhaust gas g are the same, the temperature of seawater a The lower the value, the smaller the amount of seawater a can be supplied. Therefore, in accordance with the measurement result of the temperature of seawater a input to the control unit 61, the control unit 61 performs a calculation to correct the rotation speed of the seawater pump 40. Then, the control unit 61 controls the rotation speed of the seawater pump 40 according to the calculation result, and the amount of seawater a supplied to the cooler 23 is increased or decreased. Thereby, the water vapor concentration and temperature of the exhaust gas g cooled by the cooler 23 can be better controlled.

第１温度センサ３１は冷却器２３及びミストセパレータ２５を経由した後の排ガスｇの温度を測定し、第１温度センサ３１の測定結果は通信部６３を介して制御部６１に出力される。冷却器２３より下流側の排ガスｇの温度を測定することで、測定値と目標値（目標範囲）との差が制御部６１によって算出される。そして、制御部６１で算出された差に応じ、制御部６１にて海水ポンプ４０の回転数を補正する演算が行われる。かかる演算結果に応じて制御部６１により海水ポンプ４０の回転数が制御され、冷却器２３に供給される海水ａの供給量が増減される。これにより、冷却器２３による冷却された排ガスｇの水蒸気濃度や温度をより良く制御できる。 The first temperature sensor 31 measures the temperature of the exhaust gas g after passing through the cooler 23 and the mist separator 25, and the measurement result of the first temperature sensor 31 is output to the control unit 61 via the communication unit 63. By measuring the temperature of the exhaust gas g downstream of the cooler 23, the control unit 61 calculates the difference between the measured value and the target value (target range). Then, in accordance with the difference calculated by the control unit 61, the control unit 61 performs a calculation to correct the rotation speed of the seawater pump 40. The rotation speed of the seawater pump 40 is controlled by the control unit 61 according to the calculation result, and the amount of seawater a supplied to the cooler 23 is increased or decreased. Thereby, the water vapor concentration and temperature of the exhaust gas g cooled by the cooler 23 can be better controlled.

第２冷却ステップＳ０３の実施後、副生ガス除去ステップＳ０４が冷却再熱部２０にて実施される。副生ガス除去ステップＳ０４では、冷却器２３内における排ガスｇが冷却凝縮する際の凝縮水と副生ガス（例えば、未反応のアンモニア）との気液接触に加えて、タンク２１の内部にて冷却器２３を経由した排ガスｇが貯留部２８の凝縮水Ｗの水面に接触するよう流れる。これにより、排ガスｇ中に混入する副生ガスとなる未反応のアンモニアが凝縮水Ｗに溶解及び回収され、排ガスｇに混入した未反応のアンモニアの一部が除去される。貯留部２８の凝縮水Ｗに接した排ガスｇは上向きに折り返され、タンク出口２７を経てタンク２１から流出する。 After performing the second cooling step S03, a byproduct gas removal step S04 is performed in the cooling and reheating section 20. In the by-product gas removal step S04, in addition to the gas-liquid contact between the condensed water and the by-product gas (for example, unreacted ammonia) when the exhaust gas g is cooled and condensed in the cooler 23, gas is removed inside the tank 21. The exhaust gas g that has passed through the cooler 23 flows so as to come into contact with the surface of the condensed water W in the storage section 28 . As a result, unreacted ammonia that becomes a byproduct gas mixed into the exhaust gas g is dissolved and recovered in the condensed water W, and a part of the unreacted ammonia mixed into the exhaust gas g is removed. The exhaust gas g that has come into contact with the condensed water W in the storage section 28 is turned upward and flows out of the tank 21 through the tank outlet 27.

ここで、閉塞されたタンク２１内に排ガスｇ及び凝縮水Ｗの両方が収容されるので、排ガスｇの温度に応じて凝縮水Ｗの温度も概ね一致した状態となる。よって、第２冷却ステップＳ０３での排ガスｇの温度制御によって、凝縮水Ｗの温度も制御できる。一方、未反応のアンモニアにあっては、凝縮水Ｗの温度が低下するほど、大きな溶解度を示す。従って、第２冷却ステップＳ０３での排ガスｇの温度制御により、凝縮水Ｗの温度制御も可能となり、副生ガス除去ステップＳ０４にて排ガスｇに混入した未反応のアンモニアの除去量を制御することもできる。 Here, since both the exhaust gas g and the condensed water W are accommodated in the closed tank 21, the temperature of the condensed water W is approximately equal to the temperature of the exhaust gas g. Therefore, by controlling the temperature of the exhaust gas g in the second cooling step S03, the temperature of the condensed water W can also be controlled. On the other hand, the solubility of unreacted ammonia increases as the temperature of the condensed water W decreases. Therefore, by controlling the temperature of the exhaust gas g in the second cooling step S03, it is also possible to control the temperature of the condensed water W, and the amount of unreacted ammonia mixed in the exhaust gas g can be controlled in the by-product gas removal step S04. You can also do it.

副生ガス除去ステップＳ０４の実施後、中継配管２９を流れる排ガスｇに飛散する水滴をミストセパレータ２５にて捕捉する水分除去ステップＳ０５が実施される。 After the byproduct gas removal step S04 is performed, a moisture removal step S05 is performed in which the mist separator 25 captures water droplets scattered in the exhaust gas g flowing through the relay pipe 29.

水分除去ステップＳ０５の実施後、加熱ステップ（第３熱交換ステップ）Ｓ０６が冷却再熱部２０の再熱器２４にて実施される。加熱ステップＳ０６では、ミストセパレータ２５で水分を除去された排ガスｇが再熱器入口３３から再熱器２４に供給される。再熱器入口３３から供給された排ガスｇは、再熱器２４にて上述した第１冷却ステップＳ０２でタンク入口２６からタンク２１に供給された排ガスｇと熱交換して加熱される。この加熱によって、排ガスｇは温度上昇し、かかる温度上昇に応じて相対的に水蒸気濃度が低下される。加熱された排ガスｇは、再熱器２４から再熱器出口３４を経て排ガス排出管４６に流出する。 After performing the moisture removal step S05, a heating step (third heat exchange step) S06 is performed in the reheater 24 of the cooling and reheating section 20. In the heating step S06, the exhaust gas g from which moisture has been removed by the mist separator 25 is supplied to the reheater 24 from the reheater inlet 33. The exhaust gas g supplied from the reheater inlet 33 is heated in the reheater 24 by exchanging heat with the exhaust gas g supplied to the tank 21 from the tank inlet 26 in the first cooling step S02 described above. This heating causes the temperature of the exhaust gas g to rise, and the water vapor concentration is relatively reduced in accordance with this temperature rise. The heated exhaust gas g flows out from the reheater 24 through the reheater outlet 34 and into the exhaust gas exhaust pipe 46 .

加熱ステップＳ０６の実施後、二酸化炭素回収ステップＳ０７が二酸化炭素回収部５０にて実施される。二酸化炭素回収部５０には、昇圧部４７の作動によって排ガスｇが圧縮された状態で供給される。 After the heating step S06 is performed, the carbon dioxide recovery step S07 is performed in the carbon dioxide recovery unit 50. The exhaust gas g is supplied to the carbon dioxide recovery unit 50 in a compressed state by the operation of the pressure increase unit 47 .

ここで、二酸化炭素回収部５０に供給される排ガスｇは、冷却器２３による冷却にて水分が除去され、且つ、再熱器２４による加熱によって水蒸気濃度が低下された状態となる。これにより、二酸化炭素回収部５０が吸着剤により二酸化炭素を吸着する場合、吸着剤の劣化を防止することができる。また、二酸化炭素回収部５０が分離膜を用いて二酸化炭素を回収する場合、分離膜の劣化を防止することができる。 Here, the exhaust gas g supplied to the carbon dioxide recovery unit 50 is cooled by the cooler 23 to remove moisture, and heated by the reheater 24 to have a reduced water vapor concentration. Thereby, when the carbon dioxide recovery unit 50 adsorbs carbon dioxide using the adsorbent, deterioration of the adsorbent can be prevented. Further, when the carbon dioxide recovery unit 50 uses a separation membrane to recover carbon dioxide, deterioration of the separation membrane can be prevented.

なお、上述した排ガスｇの処理方法にて、排ガスｇの水蒸気濃度や温度、未反応のアンモニアの除去量の制御にあたり、エンジン３の回転数に基づきエンジン３の運転負荷を算出したが、これに限られるものでない。例えば、前処理部１０における窒素酸化物処理装置１２の運転負荷に応じて、海水ポンプ４０の回転数を制御して冷却器２３への海水ａの供給量を制御してもよい。窒素酸化物処理装置１２の運転負荷は、触媒を用いる場合には触媒量、反応活性剤を用いる場合には反応活性剤の添加量となり、エンジン３からの排ガスｇの排出量に応じて増減する。また、窒素酸化物処理装置１２の運転負荷は、通信部６３を介して制御部６１に出力され、制御部６１にて、該運転負荷に応じた海水ポンプ４０の回転数が算出されて制御される。 In addition, in the above-mentioned exhaust gas g treatment method, the operating load of the engine 3 was calculated based on the engine 3 rotation speed when controlling the water vapor concentration and temperature of the exhaust gas g and the amount of unreacted ammonia removed. It is not limited. For example, the amount of seawater a supplied to the cooler 23 may be controlled by controlling the rotation speed of the seawater pump 40 depending on the operating load of the nitrogen oxide treatment device 12 in the pretreatment section 10. The operating load of the nitrogen oxide treatment device 12 is the amount of catalyst added when using a catalyst, and the amount of added reaction activator when a reaction activator is used, which increases or decreases depending on the amount of exhaust gas g emitted from the engine 3. . Further, the operating load of the nitrogen oxide treatment device 12 is output to the control unit 61 via the communication unit 63, and the control unit 61 calculates and controls the rotation speed of the seawater pump 40 according to the operating load. Ru.

これにより、エンジン３の運転負荷に応じた制御に代え、または、エンジン３の運転負荷に応じた制御と併せて窒素酸化物処理装置１２の運転負荷に応じた制御を行うことでも、排ガスｇの水蒸気濃度や温度、未反応のアンモニアの除去量を制御することができる。 As a result, the exhaust gas g can be reduced by performing control according to the operating load of the nitrogen oxide treatment device 12 instead of controlling according to the operating load of the engine 3, or in addition to controlling according to the operating load of the engine 3. It is possible to control the water vapor concentration, temperature, and amount of unreacted ammonia removed.

ここで、上記第１の実施の形態におけるガス処理システム１での具体的な作動条件につき、以下に一例を挙げて説明する。 Here, specific operating conditions of the gas processing system 1 in the first embodiment will be described below by giving an example.

エンジン３は、国際海事機関（ＩＭＯ）による船舶用燃料油硫黄分規制により、湿式脱硫装置が不要となる低硫黄燃料を使用する船舶エンジンとする。かかるエンジン３を用いる場合の条件は以下となる。
エンジン３から排出直後の排ガスｇの温度：３５０～４００℃
エンジン３から排出直後の排ガスｇの圧力：２０ｋＰａ程度
窒素酸化物処理装置１２：脱硝装置として選択式触媒還元脱硝（ＳＣＲ）
排ガス排熱利用装置１３：エコノマイザ
除塵装置１４：電気集塵機
排ガス排熱利用装置１３の出口温度：１７５℃程度 The engine 3 is a marine engine that uses low sulfur fuel that does not require a wet desulfurization device due to the International Maritime Organization (IMO) marine fuel oil sulfur content regulations. The conditions for using such an engine 3 are as follows.
Temperature of exhaust gas g immediately after being discharged from engine 3: 350-400℃
Pressure of exhaust gas g immediately after being discharged from engine 3: approximately 20 kPa Nitrogen oxide treatment device 12: Selective catalytic reduction denitrification (SCR) as a denitrification device
Exhaust gas exhaust heat utilization device 13: Economizer Dust removal device 14: Electrostatic precipitator Outlet temperature of exhaust gas exhaust heat utilization device 13: Approximately 175°C

冷却再熱部２０にて、冷却凝縮により排ガスｇ中の水蒸気濃度を低減すると共に、窒素酸化物処理装置１２にて副生された未反応のアンモニア１０～２０ｐｐｍを溶解除去する必要がある。エンジン３の出力が十数ＭＷ相当にて、排ガスｇの組成は以下となる。
二酸化炭素：６％、窒素：７５％、酸素：１３％、水蒸気：６％、アンモニア：２０ｐｐｍ In the cooling and reheating section 20, it is necessary to reduce the water vapor concentration in the exhaust gas g by cooling and condensation, and to dissolve and remove 10 to 20 ppm of unreacted ammonia produced as a by-product in the nitrogen oxide treatment device 12. When the output of the engine 3 is equivalent to more than 10 MW, the composition of the exhaust gas g is as follows.
Carbon dioxide: 6%, nitrogen: 75%, oxygen: 13%, water vapor: 6%, ammonia: 20ppm

かかる排ガスｇの冷却再熱部２０に流入する際の流量を８０，０００Ｎｍ３／ｈ、温度を１７５℃、冷却器２３での冷媒を海水ａとする。この場合、再熱器２４及び冷却器２３の熱交換入出温度、排ガスｇの水蒸気濃度は以下となる。
再熱器２４の高温側入口（タンク入口２６）の温度：１７５℃
再熱器２４の高温側出口（タンク２１内）の温度：１５２℃
再熱器２４の低温側入口（再熱器入口３３）の温度：２５℃
再熱器２４の低温側出口（再熱器出口３４）の温度：５０℃
再熱器出口３４から流出する排ガスｇの水蒸気濃度：２５％
冷却器２３の高温側入口（タンク２１内）の温度：１５２℃
冷却器２３の高温側出口（タンク出口２７）の温度：２５℃
冷却器２３の低温側入口（冷却器入口３５）の温度：１５℃（海水温）
冷却器２３の低温側出口（冷却器出口３６）の温度：１００℃（海水温）
タンク出口２７から流出する排ガスｇの水蒸気濃度：９９％ When the exhaust gas g flows into the cooling and reheating section 20, the flow rate is 80,000 Nm 3 /h, the temperature is 175° C., and the refrigerant in the cooler 23 is seawater a. In this case, the heat exchange input/output temperatures of the reheater 24 and the cooler 23 and the water vapor concentration of the exhaust gas g are as follows.
Temperature at high temperature side inlet of reheater 24 (tank inlet 26): 175°C
Temperature at the high temperature side outlet of the reheater 24 (inside the tank 21): 152°C
Temperature at low temperature side inlet of reheater 24 (reheater inlet 33): 25°C
Temperature at the low temperature side outlet of the reheater 24 (reheater outlet 34): 50°C
Water vapor concentration of exhaust gas g flowing out from reheater outlet 34: 25%
Temperature at high temperature side inlet of cooler 23 (inside tank 21): 152°C
Temperature of high temperature side outlet (tank outlet 27) of cooler 23: 25°C
Temperature at the low temperature side inlet of the cooler 23 (cooler inlet 35): 15°C (sea water temperature)
Temperature at the low temperature side outlet of the cooler 23 (cooler outlet 36): 100°C (sea water temperature)
Water vapor concentration of exhaust gas g flowing out from tank outlet 27: 99%

排ガスｇを２５℃に冷却した後の凝縮水量は３４４２Ｌ／ｈ、水温２５℃の凝縮水に対するアンモニア（気体）溶解度は６３．４ｍＬ／１．０Ｌ－Ｈ２Ｏとなる。排ガスｇ中のアンモニア流量は８０，０００Ｎｍ３／ｈ×０．００２％＝１．６Ｎｍ３／ｈとなる。凝縮水全てにアンモニアを溶解させた場合、３４４２Ｌ／ｈ×６３．４ｍＬ／１．０Ｌ－Ｈ２Ｏ＝２１８Ｌ／ｈまでアンモニアを溶解可能となる。よって、排ガスｇ中に含まれる、１．６Ｎｍ３／ｈのアンモニアの１５％程度は溶解除去が可能となる。 The amount of condensed water after cooling the exhaust gas g to 25° C. is 3442 L/h, and the solubility of ammonia (gas) in the condensed water at a water temperature of 25° C. is 63.4 mL/1.0 L-H 2 O. The flow rate of ammonia in the exhaust gas g is 80,000Nm 3 /h×0.002%=1.6Nm 3 /h. When ammonia is dissolved in all of the condensed water, it becomes possible to dissolve ammonia up to 3442 L/h×63.4 mL/1.0 L−H 2 O=218 L/h. Therefore, about 15% of the 1.6 Nm 3 /h of ammonia contained in the exhaust gas g can be dissolved and removed.

以上のように、上記第１の実施の形態によれば、再熱器２４によって排ガスｇを加熱するので、二酸化炭素回収部５０に供給される排ガスｇの水蒸気濃度を低減でき、二酸化炭素回収部５０における吸着剤等の劣化や性能低下を防止することができる。 As described above, according to the first embodiment, since the exhaust gas g is heated by the reheater 24, the water vapor concentration of the exhaust gas g supplied to the carbon dioxide recovery section 50 can be reduced, and the carbon dioxide recovery section Deterioration and performance deterioration of the adsorbent etc. in 50 can be prevented.

しかも、二酸化炭素回収部５０に供給する排ガスｇの再熱器２４による加熱では、タンク２１に流入した際の高温の排ガスｇの熱を利用でき、ヒータ等の加熱手段を用いずにエネルギー消費量の低減を図ることができる。更に、再熱器２４による加熱での熱交換によって、冷却器２３に供給される前の排ガスｇを冷却でき、冷却器２３での熱交換量を抑制することができる。これにより、海水ポンプ４０の駆動量を少なくでき、これによっても、エネルギー消費量の低減を図ることができる。 Furthermore, when heating the exhaust gas g supplied to the carbon dioxide recovery unit 50 with the reheater 24, the heat of the high-temperature exhaust gas g flowing into the tank 21 can be used, reducing energy consumption without using heating means such as a heater. It is possible to reduce the Furthermore, by heat exchange through heating by the reheater 24, the exhaust gas g before being supplied to the cooler 23 can be cooled, and the amount of heat exchanged in the cooler 23 can be suppressed. Thereby, the amount of drive of the seawater pump 40 can be reduced, and this also makes it possible to reduce energy consumption.

このように、上記第１の実施の形態においては、二酸化炭素回収部５０における処理での排ガスｇ中の水蒸気濃度の低減と、効率的なエネルギー消費との両立を図ることができる。更に、再熱器２４及び冷却器２３の熱交換に要する動力は、海水ポンプ４０の動力だけでよく、エネルギー消費量の低減をより良く実現することができる。 In this manner, in the first embodiment, it is possible to achieve both a reduction in the water vapor concentration in the exhaust gas g during the treatment in the carbon dioxide recovery unit 50 and efficient energy consumption. Furthermore, the power required for heat exchange between the reheater 24 and the cooler 23 is only the power of the seawater pump 40, and it is possible to better reduce energy consumption.

また、タンク２１の内部に再熱器２４及び冷却器２３を収容しつつ、タンク２１に凝縮水Ｗを貯留する貯留部２８を設けたので、単一の冷却再熱部２０に複数の機能を持たせることができる。更に、貯留部２８の凝縮水Ｗによって、排ガスｇ中に混入する副生ガスとなる未反応のアンモニアを溶解して回収することも可能となる。 In addition, since the tank 21 houses the reheater 24 and the cooler 23, and the tank 21 is provided with a storage section 28 for storing condensed water W, a single cooling/reheating section 20 can have multiple functions. You can have it. Furthermore, it is also possible to dissolve and recover unreacted ammonia that becomes a byproduct gas mixed into the exhaust gas g by the condensed water W in the storage section 28.

［第２の実施の形態］
次に、本発明の第２の実施の形態について説明する。なお、以下の説明において、第１の実施の形態と同一若しくは同等の構成部分については同一符号を用いる場合があり、説明を省略若しくは簡略にする場合がある。 [Second embodiment]
Next, a second embodiment of the present invention will be described. In the following description, the same reference numerals may be used for the same or equivalent components as in the first embodiment, and the description may be omitted or simplified.

本発明の第２の実施の形態について図４を参照して説明する。図４は、第２の実施の形態に係るガス処理システムの一部を示す概略構成図である。図４に示すように、第２の実施の形態では、第１の実施の形態の冷却再熱部２０を二酸化炭素回収部１００に組み込んで構成している。 A second embodiment of the present invention will be described with reference to FIG. FIG. 4 is a schematic configuration diagram showing a part of the gas processing system according to the second embodiment. As shown in FIG. 4, in the second embodiment, the cooling and reheating section 20 of the first embodiment is incorporated into a carbon dioxide recovery section 100.

第２の実施の形態における二酸化炭素回収部１００は、第１分離部１０１、第２分離部１０２、吸引機１０４、バルブ１０５及び圧縮機１０６を有している。ここで、第１分離部１０１及び第２分離部１０２を含んで分離装置１１０が構成される。分離装置１１０は、排ガスｇを透過成分Ｔｃと非透過成分Ｎｃとに分離する。透過成分Ｔｃは、二酸化炭素（ＣＯ２）を含む。非透過成分Ｎｃの二酸化炭素濃度は、透過成分Ｔｃの二酸化炭素濃度よりも低くなる。 The carbon dioxide recovery unit 100 in the second embodiment includes a first separation unit 101, a second separation unit 102, a suction device 104, a valve 105, and a compressor 106. Here, a separation device 110 is configured including a first separation section 101 and a second separation section 102. The separation device 110 separates the exhaust gas g into a permeable component Tc and a non-permeable component Nc. The permeation component Tc contains carbon dioxide (CO 2 ). The carbon dioxide concentration of the non-permeable component Nc is lower than the carbon dioxide concentration of the permeable component Tc.

第１分離部１０１は、排ガスｇを第１透過成分Ｔｃ１と第１非透過成分Ｎｃ１とに分離する。第１透過成分Ｔｃ１は、二酸化炭素を含む。第１非透過成分Ｎｃ１の二酸化炭素濃度は、第１透過成分Ｔｃ１の二酸化炭素濃度よりも低くなる。 The first separation unit 101 separates the exhaust gas g into a first permeable component Tc1 and a first non-permeable component Nc1. The first permeation component Tc1 contains carbon dioxide. The carbon dioxide concentration of the first non-permeable component Nc1 is lower than the carbon dioxide concentration of the first permeable component Tc1.

第１分離部１０１は、分離膜を用いており、かかる分離膜が有機材料または無機材料により構成されることが例示できる。第１分離部１０１において、有機材料の分離膜としては、高分子や樹脂からなる中空糸状の多孔質材料を用い、無機材料の分離膜としては、酸化シリコン（ＳｉＯ２）またはアルミノ珪酸塩（所謂ゼオライト）からなる中空糸状の材料を用いることが例示できる。第１非透過成分Ｎｃ１は、排ガスｇのうち、第１分離部１０１を構成する有機材料や無機材料を透過しなかった成分である。 The first separation unit 101 uses a separation membrane, and the separation membrane may be made of an organic material or an inorganic material. In the first separation section 101, a hollow fiber-like porous material made of polymer or resin is used as the organic material separation membrane, and silicon oxide (SiO 2 ) or aluminosilicate (so-called) is used as the inorganic material separation membrane. An example is the use of a hollow fiber material made of zeolite. The first non-permeable component Nc1 is a component of the exhaust gas g that has not passed through the organic material or inorganic material that constitutes the first separation section 101.

第２分離部１０２は、第１透過成分Ｔｃ１を第２透過成分Ｔｃ２と第２非透過成分Ｎｃ２とに分離する。第２透過成分Ｔｃ２の二酸化炭素濃濃度は、第１透過成分Ｔｃ１の二酸化炭素濃度よりも高くなる。第２非透過成分Ｎｃ２の二酸化炭素濃度は、第２透過成分Ｔｃ２の二酸化炭素濃度よりも低くなる。 The second separation unit 102 separates the first transmitted component Tc1 into a second transmitted component Tc2 and a second non-transmitted component Nc2. The carbon dioxide concentration of the second permeation component Tc2 is higher than the carbon dioxide concentration of the first permeation component Tc1. The carbon dioxide concentration of the second non-permeable component Nc2 is lower than the carbon dioxide concentration of the second permeable component Tc2.

第２分離部１０２は、分離膜を用いており、かかる分離膜は有機材料により構成されることが例示できる。第２分離部１０２において、有機材料の分離膜としては、高分子や樹脂からなる中空糸状の多孔質材料を用いることが例示でき、第１分離部１０１の有機材料と同じ材料であってよく、異なる材料であってもよい。第２透過成分Ｔｃ２は、第１透過成分Ｔｃ１のうち、第２分離部１０２を構成する有機材料を透過した成分である。第２非透過成分Ｎｃ２は、第１透過成分Ｔｃ１のうち、第２分離部１０２を構成する有機材料を透過しなかった成分である。 For example, the second separation unit 102 uses a separation membrane, and the separation membrane is made of an organic material. In the second separation section 102, an example of the organic material separation membrane is a hollow fiber-like porous material made of polymer or resin, which may be the same material as the organic material of the first separation section 101. It may be of different materials. The second transmitted component Tc2 is a component of the first transmitted component Tc1 that has transmitted through the organic material forming the second separation section 102. The second non-transmitted component Nc2 is a component of the first transmitted component Tc1 that did not pass through the organic material constituting the second separation section 102.

第２の実施の形態においては、透過成分Ｔｃは第２透過成分Ｔｃ２である。また、非透過成分Ｎｃは、非透過成分Ｎｃは、第１非透過成分Ｎｃ１及び第２非透過成分Ｎｃ２の両方とするが、第１非透過成分Ｎｃ１及び第２非透過成分Ｎｃ２の少なくとも一方であってよい。 In the second embodiment, the transmitted component Tc is the second transmitted component Tc2. The non-transparent component Nc is both the first non-transparent component Nc1 and the second non-transparent component Nc2, but at least one of the first non-transparent component Nc1 and the second non-transparent component Nc2 It's good.

吸引機１０４は、第１非透過成分Ｎｃ１と第２非透過成分Ｎｃ２とを吸引する。吸引機１０４は、吸引ブロワであってよく、吸引ポンプまたは真空ポンプであってもよい。バルブ１０５は、吸引機１０４により吸引される第１非透過成分Ｎｃ１の吸引量を調整する。第１非透過成分Ｎｃ１と第２非透過成分Ｎｃ２とは、それぞれ別の吸引機１０４で吸引されてもよい。 The suction device 104 sucks the first non-permeable component Nc1 and the second non-permeable component Nc2. The suction device 104 may be a suction blower, a suction pump or a vacuum pump. The valve 105 adjusts the suction amount of the first non-permeable component Nc1 suctioned by the suction device 104. The first non-permeable component Nc1 and the second non-permeable component Nc2 may be suctioned by separate suction machines 104, respectively.

圧縮機１０６は、排ガスｇの第２透過成分Ｔｃ２を圧縮する。圧縮機１０６は、第２透過成分Ｔｃ２の二酸化炭素を液化してよい。圧縮機１０６は、例えばコンプレッサである。圧縮機１０６により圧縮された二酸化炭素は、例えば、深冷分離法等によって適宜回収される。 The compressor 106 compresses the second permeation component Tc2 of the exhaust gas g. The compressor 106 may liquefy the carbon dioxide of the second permeation component Tc2. Compressor 106 is, for example, a compressor. The carbon dioxide compressed by the compressor 106 is appropriately recovered by, for example, a cryogenic separation method.

第２の実施の形態において、冷却再熱部２０は、第１分離部１０１で分離された第１透過成分Ｔｃ１が第２分離部１０２に流れる流路に設けられる。よって、排ガスｇのうち、第１分離部１０１で分離された第１透過成分Ｔｃ１が冷却再熱部２０で処理される。冷却再熱部２０の処理では、第１透過成分Ｔｃ１が冷却器２３（図１参照）にて冷却されて第１透過成分Ｔｃ１に含まれる水蒸気が凝縮滴下され、再熱器２４（図１参照）にて第１透過成分Ｔｃ１が加熱されて相対湿度が低減される。これにより、第２分離部１０２における有機材料の分離膜にて、熱劣化を防止でき、且つ、水蒸気濃度が高くなることに起因する分離膜の性能低下を抑制することができる。 In the second embodiment, the cooling and reheating section 20 is provided in a flow path through which the first permeate component Tc1 separated in the first separation section 101 flows to the second separation section 102. Therefore, of the exhaust gas g, the first permeation component Tc1 separated in the first separation section 101 is processed in the cooling and reheating section 20. In the process in the cooling and reheating section 20, the first permeated component Tc1 is cooled in the cooler 23 (see FIG. 1), water vapor contained in the first permeated component Tc1 is condensed and dripped, and then transferred to the reheater 24 (see FIG. 1). ), the first permeation component Tc1 is heated and the relative humidity is reduced. Thereby, thermal deterioration can be prevented in the organic material separation membrane in the second separation unit 102, and deterioration in performance of the separation membrane due to an increase in water vapor concentration can be suppressed.

本発明の実施の形態は上記の各実施の形態に限定されるものではなく、本発明の技術的思想の趣旨を逸脱しない範囲において様々に変更、置換、変形されてもよい。さらには、技術の進歩又は派生する別技術によって、本発明の技術的思想を別の仕方で実現することができれば、その方法を用いて実施されてもよい。したがって、特許請求の範囲は、本発明の技術的思想の範囲内に含まれ得る全ての実施態様をカバーしている。 The embodiments of the present invention are not limited to the above-described embodiments, and may be variously changed, replaced, and modified without departing from the spirit of the technical idea of the present invention. Furthermore, if the technical idea of the present invention can be realized in a different manner due to advances in technology or other derived technologies, it may be implemented using that method. Accordingly, the claims cover all embodiments that may be included within the spirit of the invention.

上記各実施の形態では、冷媒として海水ａを用いつつ冷媒供給部を海水ポンプ４０とした構成としたが、これに限定されるものでない。例えば、冷媒供給部が、吸収式冷温水機やターボ冷凍機により構成されるようにしてもよい。 In each of the above embodiments, seawater a is used as the refrigerant and the refrigerant supply section is the seawater pump 40, but the present invention is not limited to this. For example, the refrigerant supply unit may be configured with an absorption chiller/heater or a centrifugal chiller.

冷媒供給部が吸収式冷温水機により構成される場合、冷却器２３に冷媒として供給する冷水の温度を制御部６１によって制御することができる。これにより、冷却器２３での熱交換量を容易に調整することができる。また、吸収式冷温水機を用いた場合、冷却器２３から排出される温水（冷水）が１００℃となるので、廃熱温水として吸収式冷温水機の再生器加熱源として活用でき、吸収式冷温水機の投入エネルギー削減を図ることができる。 When the refrigerant supply section is constituted by an absorption type water chiller/heater, the temperature of the cold water supplied as a refrigerant to the cooler 23 can be controlled by the control section 61. Thereby, the amount of heat exchange in the cooler 23 can be easily adjusted. In addition, when an absorption type water cooler/heater is used, the hot water (cold water) discharged from the cooler 23 is 100°C, so it can be used as waste heat hot water as a regenerator heating source for the absorption type water cooler/heater. It is possible to reduce the energy input to the water cooler/heater.

また、第１の実施の形態にて、冷却器２３及び再熱器２４をタンク２１の内部に設けたが、図５に示すように、冷却再熱部２０がタンク２１を利用しない構成としてもよい。図５は、変形例にかかる冷却再熱部の概略構成図である。図５の変形例において、再熱器２４の高温側出口２４ａは、配管１２０を介して冷却器２３の高温側入口２３ａに接続される。かかる配管１２０には、再熱器２４の高温側を経由した後、冷却器２３で冷却前の排ガスｇが流れる。 Further, in the first embodiment, the cooler 23 and the reheater 24 are provided inside the tank 21, but as shown in FIG. good. FIG. 5 is a schematic configuration diagram of a cooling and reheating section according to a modification. In the modification of FIG. 5, the high temperature side outlet 24a of the reheater 24 is connected to the high temperature side inlet 23a of the cooler 23 via a pipe 120. The exhaust gas g flows through the pipe 120 after passing through the high temperature side of the reheater 24 and before being cooled by the cooler 23 .

冷却器２３の高温側出口２３ｂは、配管１２１を介して再熱器２４の低温側入口となる再熱器入口３３に接続される。かかる配管１２１には、冷却器２３による冷却後の排ガスｇが流れる。配管１２０には、ブロア１２２が設けられ、配管１２０、１２１を流れる排ガスｇを圧送している。 The high temperature side outlet 23b of the cooler 23 is connected to the reheater inlet 33 which becomes the low temperature side inlet of the reheater 24 via the pipe 121. The exhaust gas g after being cooled by the cooler 23 flows through the pipe 121 . A blower 122 is provided in the piping 120 and pressure-feeds the exhaust gas g flowing through the piping 120 and 121.

配管１２１には分岐管１２４が設けられる。分岐管１２４は、冷却器２３による排ガスｇの冷却により凝縮した水分をドレンとして排出する。分岐管１２４は、冷却器２３及び配管１２１より底部に位置し、冷却器２３内部に滞留する構造を有しないこと及び配管勾配を持つことで、冷却により凝縮した水分が流路閉塞なくドレンとして排出する構造を有する。分岐管１２４では、排ガスｇ中に微量に存在する酸性成分がドレンに溶解して排出される。かかる酸性成分での腐食を回避するため、分岐管１２４は、耐食性に優れるステンレス（例えば、ＳＵＳ３１２ＬやＳＵＳ３２９等の二相ステンレス）で構成したり、耐食コーティングを施した金属で構成することが例示できる。 A branch pipe 124 is provided in the pipe 121 . The branch pipe 124 discharges moisture condensed by cooling the exhaust gas g by the cooler 23 as a drain. The branch pipe 124 is located at the bottom of the cooler 23 and the pipe 121, and because it does not have a structure in which it accumulates inside the cooler 23 and has a pipe slope, water condensed by cooling can be discharged as a drain without clogging the flow path. It has a structure that In the branch pipe 124, a trace amount of acidic components present in the exhaust gas g is dissolved in the drain and discharged. In order to avoid corrosion by such acidic components, the branch pipe 124 may be made of stainless steel with excellent corrosion resistance (for example, duplex stainless steel such as SUS312L or SUS329) or made of metal coated with a corrosion-resistant coating. .

１ ：ガス処理システム
３ ：エンジン（燃焼器）
１０ ：前処理部
２１ ：タンク
２３ ：冷却器（第１間接熱交換器）
２４ ：再熱器（第２間接熱交換器）
２８ ：貯留部
４０ ：海水ポンプ（冷媒供給部）
５０ ：二酸化炭素回収部
６１ ：制御部
１００ ：二酸化炭素回収部
１０１ ：第１分離部
１０２ ：第２分離部
１１０ ：分離装置
１２０ ：配管
１２１ ：配管
１２４ ：分岐管
Ｎｃ ：非透過成分
Ｎｃ１ ：第１非透過成分
Ｎｃ２ ：第２非透過成分
Ｔｃ ：透過成分
Ｔｃ１ ：第１透過成分
Ｔｃ２ ：第２透過成分
Ｗ ：凝縮水
ａ ：海水（冷媒）
ｇ ：排ガス（燃焼排ガス） 1: Gas processing system 3: Engine (combustor)
10: Pretreatment section 21: Tank 23: Cooler (first indirect heat exchanger)
24: Reheater (second indirect heat exchanger)
28: Storage section 40: Seawater pump (refrigerant supply section)
50: Carbon dioxide recovery section 61: Control section 100: Carbon dioxide recovery section 101: First separation section 102: Second separation section 110: Separation device 120: Piping 121: Piping 124: Branch pipe Nc: Non-permeable component Nc1: First 1 Non-permeable component Nc2 : 2nd non-permeable component Tc : Permeable component Tc1 : 1st permeable component Tc2 : 2nd permeable component W : Condensed water a : Seawater (refrigerant)
g: Exhaust gas (combustion exhaust gas)

Claims (8)

燃焼器から排出される燃焼排ガスが供給され、供給された前記燃焼排ガスから二酸化炭素を回収する二酸化炭素回収部と、
前記燃焼器から供給される前記燃焼排ガスを冷媒との間で熱交換して冷却する第１間接熱交換器と、
前記第１間接熱交換器を経由した後の前記燃焼排ガスを加熱する第２間接熱交換器と、を備えたガス処理システムであって、
前記第２間接熱交換器は、前記第１間接熱交換器を経由する前の前記燃焼排ガスによって、前記第１間接熱交換器を経由した後の前記燃焼排ガスを加熱することを特徴とするガス処理システム。 a carbon dioxide recovery unit that is supplied with combustion exhaust gas discharged from the combustor and recovers carbon dioxide from the supplied combustion exhaust gas;
a first indirect heat exchanger that cools the combustion exhaust gas supplied from the combustor by exchanging heat with a refrigerant;
A second indirect heat exchanger that heats the combustion exhaust gas after passing through the first indirect heat exchanger, the gas processing system comprising:
The second indirect heat exchanger heats the combustion exhaust gas after passing through the first indirect heat exchanger by the combustion exhaust gas before passing through the first indirect heat exchanger. processing system. 前記第１間接熱交換器及び前記第２間接熱交換器は、単一のタンクの内部に設けられ、前記タンク内に流れる前記燃焼排ガスが前記第１間接熱交換器で冷却され、且つ、前記第２間接熱交換器で加熱されることを特徴とする請求項１に記載のガス処理システム。 The first indirect heat exchanger and the second indirect heat exchanger are provided inside a single tank, and the combustion exhaust gas flowing into the tank is cooled by the first indirect heat exchanger, and The gas treatment system according to claim 1, wherein the gas treatment system is heated by a second indirect heat exchanger. 前記タンクは、前記第１間接熱交換器での前記燃焼排ガスの冷却により凝縮した水分を貯留する貯留部を備えていることを特徴とする請求項２に記載のガス処理システム。 3. The gas processing system according to claim 2, wherein the tank includes a storage section that stores moisture condensed by cooling the combustion exhaust gas in the first indirect heat exchanger. 前記第１間接熱交換器及び前記第２間接熱交換器は、前記燃焼排ガスが流れる配管で接続され、
前記配管には、前記第１間接熱交換器での前記燃焼排ガスの冷却により凝縮した水分を排出する分岐管が設けられていることを特徴とする請求項１に記載のガス処理システム。 The first indirect heat exchanger and the second indirect heat exchanger are connected by a pipe through which the combustion exhaust gas flows,
2. The gas processing system according to claim 1, wherein the piping is provided with a branch pipe for discharging moisture condensed by cooling the combustion exhaust gas in the first indirect heat exchanger. 前記二酸化炭素回収部は、前記燃焼排ガスを、二酸化炭素を含む透過成分と、前記透過成分よりも二酸化炭素濃度の低い非透過成分とに分離する分離装置を備えていることを特徴とする請求項１または請求項４に記載のガス処理システム。 2. The carbon dioxide recovery unit includes a separation device that separates the combustion exhaust gas into a permeation component containing carbon dioxide and a non-permeation component having a lower carbon dioxide concentration than the permeation component. 5. The gas treatment system according to claim 1 or claim 4. 前記分離装置は、第１分離部および第２分離部を含み、
前記第１分離部は、前記燃焼排ガスを、二酸化炭素を含む第１透過成分と、前記第１透過成分よりも二酸化炭素濃度の低い第１非透過成分とに分離し、
前記第２分離部は、前記第１透過成分を、前記第１透過成分よりも二酸化炭素濃度の高い第２透過成分と、前記第２透過成分よりも二酸化炭素濃度の低い第２非透過成分とに分離し、前記第２透過成分を前記透過成分とし、
前記第１間接熱交換器及び前記第２間接熱交換器は、前記第１分離部から前記第２分離部に前記第１透過成分が流れる流路に設けられることを特徴とする請求項５に記載のガス処理システム。 The separation device includes a first separation section and a second separation section,
The first separation unit separates the combustion exhaust gas into a first permeable component containing carbon dioxide and a first non-permeable component having a lower carbon dioxide concentration than the first permeable component,
The second separation unit separates the first permeation component into a second permeation component having a higher carbon dioxide concentration than the first permeation component, and a second non-permeation component having a lower carbon dioxide concentration than the second permeation component. the second permeation component as the permeation component;
6. The first indirect heat exchanger and the second indirect heat exchanger are provided in a flow path through which the first permeate component flows from the first separation section to the second separation section. Gas treatment system as described. 前記第１間接熱交換器に冷媒を供給する冷媒供給部と、前記冷媒供給部を制御する制御部とを更に備え、
前記制御部は、前記燃焼器の運転負荷に応じて前記冷媒供給部が供給する冷媒の供給量及び温度の少なくとも一方を制御することを特徴とする請求項１または請求項４に記載のガス処理システム。 Further comprising: a refrigerant supply section that supplies refrigerant to the first indirect heat exchanger; and a control section that controls the refrigerant supply section;
The gas processing unit according to claim 1 or 4, wherein the control unit controls at least one of the supply amount and temperature of the refrigerant supplied by the refrigerant supply unit according to the operating load of the combustor. system. 前記燃焼排ガスに含まれる二酸化炭素以外の不純物の少なくとも一部を処理する前処理部と、
前記第１間接熱交換器に冷媒を供給する冷媒供給部と、前記冷媒供給部を制御する制御部を更に備え、
前記制御部は、前記前処理部の運転負荷に応じて前記冷媒供給部が供給する冷媒の供給量及び温度の少なくとも一方を制御することを特徴とする請求項１または請求項４に記載のガス処理システム。 a pretreatment unit that processes at least a portion of impurities other than carbon dioxide contained in the combustion exhaust gas;
further comprising: a refrigerant supply unit that supplies refrigerant to the first indirect heat exchanger; and a control unit that controls the refrigerant supply unit;
The gas according to claim 1 or 4, wherein the control section controls at least one of the supply amount and temperature of the refrigerant supplied by the refrigerant supply section according to the operating load of the pretreatment section. processing system.
JP2022073550A 2022-04-27 2022-04-27 gas treatment system Pending JP2023162862A (en)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2022073550A JP2023162862A (en) 2022-04-27 2022-04-27 gas treatment system
KR1020230038741A KR20230152564A (en) 2022-04-27 2023-03-24 Gas treatment system
CN202310325114.2A CN116943392A (en) 2022-04-27 2023-03-30 Gas treatment system

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2022073550A JP2023162862A (en) 2022-04-27 2022-04-27 gas treatment system

Publications (1)

Publication Number Publication Date
JP2023162862A true JP2023162862A (en) 2023-11-09

Family

ID=88457110

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2022073550A Pending JP2023162862A (en) 2022-04-27 2022-04-27 gas treatment system

Country Status (3)

Country Link
JP (1) JP2023162862A (en)
KR (1) KR20230152564A (en)
CN (1) CN116943392A (en)

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP7443723B2 (en) 2019-11-06 2024-03-06 株式会社豊田中央研究所 Carbon dioxide capture device, hydrocarbon generation device, carbon circulation system, and carbon dioxide recovery method

Also Published As

Publication number Publication date
CN116943392A (en) 2023-10-27
KR20230152564A (en) 2023-11-03

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10350543B2 (en) Gas treatment process and apparatus
EP2724767B1 (en) A method of treating a carbon dioxide rich flue gas and a flue gas treatment system
AU2012213152B2 (en) Apparatus and system for NOX reduction in wet flue gas
KR101746235B1 (en) Energy saving method and apparatus for carbon dioxide capture in power plant
CN113669175B (en) Low-temperature desublimated carbon capture system and method for tail gas of marine natural gas engine
JP5369048B2 (en) Exhaust gas treatment system and method having carbon dioxide chemical absorption equipment
CN219815797U (en) Ship CO capable of being flexibly arranged 2 Trapping system
KR101961436B1 (en) Apparatus for capturing carbon dioxide using heat of compression
US8951488B2 (en) Method and system for NOx reduction in flue gas
JP5161906B2 (en) Gas treatment method and gasification equipment in gasification equipment
JP2023162862A (en) gas treatment system
EP2724770A1 (en) Absorption unit for drying flue gas
JP7251720B2 (en) Carbon dioxide capture system
JP2024011922A (en) Gas treatment system and gas treatment method
KR102608674B1 (en) CO2 capture system in flue gas of ship including regeneration of CO2 adsorbent using waste heat of flue gas and method for colleting the same
CN220828846U (en) Drainage integrated boiler and drainage system for carbon dioxide trapping
JP2023129046A (en) Gas treating apparatus
CN115212695A (en) Membrane structure pretreatment-based carbon dioxide capture system based on ionic liquid absorbent
Stallmann et al. Method and system for NO x reduction in flue gas

Legal Events

Date Code Title Description
RD03 Notification of appointment of power of attorney

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7423

Effective date: 20231018