JP5398755B2 - CO2 recovery method and CO2 recovery device - Google Patents
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Description
本発明は、炭素を含む燃料のガス化ガスからCO2を回収する方法および回収する装置に関する。 The present invention relates to a method and an apparatus for recovering CO 2 from a gasification gas of fuel containing carbon.
近年、地球温暖化現象の一因としてCO2による温室効果が指摘され、地球環境を守る上でその対策が急務となっている。CO2の発生源としては、化石燃料を燃焼させるあらゆる人間の活動分野に及び、その排出抑制への要求が一層強まる傾向にある。特に大量の化石燃料を使用する火力発電所を対象に、CO2を含む燃焼排ガスをアルカノールアミン水溶液等と接触させてCO2を吸収させ、CO2を回収する方法、および回収されたCO2を大気へ放出することなく貯蔵する方法が精力的に研究されている。 In recent years, the greenhouse effect due to CO 2 has been pointed out as a cause of the global warming phenomenon, and countermeasures are urgently required to protect the global environment. The source of CO 2 extends to all human activity fields where fossil fuels are burned, and the demand for emission control tends to become stronger. Targeting thermal power plants in particular use a large amount of fossil fuels, the combustion exhaust gas containing CO 2 into contact with an aqueous alkanolamine solution or the like to absorb the CO 2, the method for recovering CO 2, and the recovered CO 2 The method of storing without releasing to the atmosphere has been energetically studied.
アルカノールアミンの例としては、モノエタノールアミン(MEA)やN−メチルジエタノールアミン(MDEA)などが挙げられる。アルカノールアミン水溶液を吸収液とする吸収法では、吸収塔においてCO2を吸収した吸収液は、再生塔において150℃前後の水蒸気を使用して加熱され再生される(例えば、特許文献1、2)。処理ガス量が多いほど、使用する吸収液量は多くなり、それに伴い、再生に必要な水蒸気量も増大する。したがって、石炭やオイルコークス等のガス化ガスを対象とした場合には、燃焼によりガス量が増加してしまうので、燃焼前にCO2を回収する方法が望ましい。 Examples of alkanolamines include monoethanolamine (MEA) and N-methyldiethanolamine (MDEA). In the absorption method using an alkanolamine aqueous solution as the absorbing solution, the absorbing solution that has absorbed CO 2 in the absorption tower is heated and regenerated using steam at about 150 ° C. in the regeneration tower (for example, Patent Documents 1 and 2). . The greater the amount of treatment gas, the greater the amount of absorbent used, and the amount of water vapor required for regeneration increases accordingly. Therefore, when a gasified gas such as coal or oil coke is used as a target, the amount of gas increases due to combustion, so a method of recovering CO 2 before combustion is desirable.
ガス化ガスには、炭素は主にCOの形で含まれるので、予め式(1)に示すシフト反応によりCOをCO2に変換する必要がある。
CO+H2O→CO2+H2 (1)
シフト反応は、COを含むガスと水蒸気を触媒の存在下で200℃以上の温度で反応させることにより進行する。つまり、シフト反応でも水蒸気を使用する。一方、シフト反応は発熱反応なので、反応熱を熱源として水蒸気を発生させることが可能である。しかし、この水蒸気だけでは吸収液の再生とシフト反応の両方を賄い切れず、外部からも水蒸気の供給が必要である。また、火力発電所においては、本来発電に供するための水蒸気をCO2回収プロセスに抽気することにより、送電端効率が低下する。
Since carbon is mainly included in the gasified gas in the form of CO, it is necessary to convert CO to CO 2 in advance by a shift reaction shown in the formula (1).
CO + H 2 O → CO 2 + H 2 (1)
The shift reaction proceeds by reacting a gas containing CO and water vapor at a temperature of 200 ° C. or higher in the presence of a catalyst. That is, water vapor is also used in the shift reaction. On the other hand, since the shift reaction is an exothermic reaction, it is possible to generate water vapor using the reaction heat as a heat source. However, this water vapor alone cannot cover both the regeneration of the absorbent and the shift reaction, and it is necessary to supply water vapor from the outside. Moreover, in a thermal power plant, the power transmission end efficiency is reduced by extracting water vapor originally supplied for power generation into a CO 2 recovery process.
上述したように、従来の火力発電所では、吸収液の再生に、本来発電に供するための水蒸気、すなわち蒸気タービンから抽気した蒸気を主に利用していた。その結果として、送電端効率が大幅に低下するという課題が生じていた。 As described above, in the conventional thermal power plant, the steam originally used for power generation, that is, the steam extracted from the steam turbine is mainly used for regeneration of the absorbing liquid. As a result, there has been a problem that the power transmission end efficiency is greatly reduced.
本発明は、石炭や石油ピッチ等の炭素を含む燃料のガス化ガスと吸収液とを接触させてCO2を回収するプロセスにおいて、発電用水蒸気の抽気による送電端効率の低下を抑制し、発電効率を大幅に増加することが可能なCO2回収方法および回収装置を提供することを目的とする。 The present invention suppresses a decrease in power transmission end efficiency due to extraction of steam for power generation in a process of recovering CO 2 by contacting a gasification gas of carbon-containing fuel such as coal and petroleum pitch with an absorbing liquid. An object of the present invention is to provide a CO 2 recovery method and a recovery apparatus capable of greatly increasing the efficiency.
本発明によるCO2回収方法は、以下のような基本的な特徴を有する。 The CO 2 recovery method according to the present invention has the following basic features.
炭素を含む燃料をガス化して生じる生成ガスからのCO2回収方法において、前記生成ガスと水蒸気を触媒上で反応させて、前記生成ガスに含まれるCOをCO2に変換するCOシフト工程と、前記COシフト工程を経た後の生成ガスを、冷却して凝縮水を除去してから、吸収液と接触させて前記生成ガス中の主にCO2を吸収させるCO2吸収工程と、前記CO2吸収工程でCO2を吸収した吸収液を減圧し、この吸収液に含まれているCO2の一部を放出させる第1のガス放出工程と、前記COシフト工程と前記CO2吸収工程との間の生成ガスを熱源として、前記第1のガス放出工程を経た後の吸収液を加熱する加熱工程と、前記加熱工程で加熱された吸収液を減圧し、この吸収液に含まれているCO2を放出させて、前記CO2吸収工程に用いるために再生された吸収液を得る第2のガス放出工程とを有する。 In a CO 2 recovery method from a product gas generated by gasifying a fuel containing carbon, a CO shift step of reacting the product gas with water vapor on a catalyst to convert CO contained in the product gas into CO 2 ; wherein the product gas after a CO shift step, is cooled to remove the condensed water, and primarily CO 2 absorption step for absorbing the CO 2 in the product gas is contacted with the absorption liquid, the CO 2 Decompressing the absorption liquid that has absorbed CO 2 in the absorption process and releasing a part of the CO 2 contained in the absorption liquid; the CO shift process and the CO 2 absorption process A heating step of heating the absorption liquid after the first gas release step using the generated gas as a heat source, and depressurizing the absorption liquid heated in the heating step, and CO contained in the absorption liquid 2 and releasing the CO 2 and a second gas releasing step for obtaining a regenerated absorbent for use in the absorption step.
また、本発明によるCO2回収装置は、以下のような基本的な特徴を有する。 The CO 2 recovery device according to the present invention has the following basic features.
炭素を含む燃料をガス化して生じる生成ガスからCO2を吸収液に吸収させるCO2回収装置において、前記生成ガスと水蒸気を触媒上で反応させて、前記生成ガスに含まれるCOをCO2に変換するシフト反応器と、前記シフト反応器を出た生成ガスに含まれるCO2を前記吸収液に吸収させるCO2吸収塔と、前記CO2吸収塔の塔底から抜き出した吸収液を減圧し、この吸収液に含まれているCO2の一部を放出させる第1のフラッシュドラムと、前記COシフト反応器を出た後の生成ガスを熱源として、前記第1のフラッシュドラムを出た吸収液を加熱する吸収液加熱器と、前記吸収液加熱器で加熱された吸収液を減圧し、この吸収液に含まれているCO2を放出させて、前記CO2吸収塔で用いるために再生された吸収液を得る第2のフラッシュドラムとを備える。 In a CO 2 recovery device that absorbs CO 2 from a product gas generated by gasifying a fuel containing carbon into an absorption liquid, the product gas and water vapor are reacted on a catalyst to convert CO contained in the product gas into CO 2 . The shift reactor to be converted, the CO 2 absorption tower that absorbs CO 2 contained in the product gas exiting the shift reactor, and the absorption liquid extracted from the bottom of the CO 2 absorption tower are decompressed. The first flash drum that releases part of CO 2 contained in the absorption liquid and the absorption gas that has exited the first flash drum using the product gas that has exited the CO shift reactor as a heat source. An absorption liquid heater for heating the liquid, and the absorption liquid heated by the absorption liquid heater are decompressed to release CO 2 contained in the absorption liquid and regenerated for use in the CO 2 absorption tower. Absorbed liquid And a second flash drum that.
本発明によれば、蒸気タービンから抽気した蒸気や、シフト反応の熱を利用して発生させた蒸気を使うことなく、シフト反応の反応熱により高温となった生成ガスの保有する熱量のみでCO2回収に必要な熱を賄うことができる。したがって、火力発電所において、従来よりも発電効率を大幅に増加することができる。 According to the present invention, without using the steam extracted from the steam turbine or the steam generated by using the heat of the shift reaction, only the amount of heat held by the product gas that has become high temperature by the reaction heat of the shift reaction can be obtained. 2 Can cover the heat required for recovery. Therefore, in the thermal power plant, the power generation efficiency can be greatly increased as compared with the conventional case.
本発明によるCO2回収方法の概要は、次の通りである。 The outline of the CO 2 recovery method according to the present invention is as follows.
炭素を含む燃料をガス化して生じる生成ガスを触媒上で水蒸気と反応させて、生成ガス中のCOをCO2に変換する。この際に発生する反応熱により自己加熱された生成ガスを熱源として、蒸気発生器で水蒸気を発生させてもよい。生成ガス中のCO2は、吸収塔で吸収液に吸収される。CO2を吸収した吸収液は、吸収塔の底部より抜き出され、減圧され、吸収していたCO2の一部を放出する。さらに、この吸収液は、生成ガスを熱源として加熱され、残存しているCO2を放出して再生される。この再生された吸収液は、吸収塔へ塔頂から導入される。一方、吸収液の加熱に用いられた生成ガスは、水分が除去された後に、吸収塔に導入される。 The product gas generated by gasifying the fuel containing carbon is reacted with water vapor on the catalyst to convert CO in the product gas into CO 2 . Water vapor may be generated by a steam generator using the product gas self-heated by the reaction heat generated at this time as a heat source. CO 2 in the product gas is absorbed by the absorption liquid in the absorption tower. The absorbing solution that has absorbed CO 2 is extracted from the bottom of the absorption tower, decompressed, and part of the absorbed CO 2 is released. Further, the absorption liquid is heated using the generated gas as a heat source, and the remaining CO 2 is released to be regenerated. The regenerated absorption liquid is introduced into the absorption tower from the top. On the other hand, the product gas used for heating the absorption liquid is introduced into the absorption tower after moisture is removed.
本発明によれば、CO2を吸収した吸収液を加熱・再生する前に減圧し、吸収液に吸収されていたCO2の一部を放出させる。吸収液中のCO2の量を加熱前に減らすことで、吸収液の再生に必要な加熱量を低減できる。さらには、減圧によるCO2の放散に伴い吸収液の温度が低下するため、吸収液を加熱する工程で生成ガスの保有する熱を有効に利用できる。その結果、従来は必要であった加熱用蒸気が一切不要となる。 According to the present invention, the absorption liquid that has absorbed CO 2 is decompressed before heating and regenerating, and a part of the CO 2 absorbed in the absorption liquid is released. By reducing the amount of CO 2 in the absorbing solution before heating, the heating amount necessary for regeneration of the absorbing solution can be reduced. Furthermore, since the temperature of the absorbing liquid is reduced as CO 2 is released due to the reduced pressure, the heat held by the generated gas can be effectively used in the step of heating the absorbing liquid. As a result, there is no need for any steam for heating that has been necessary in the past.
以下では、吸収塔の底部より抜き出された吸収液を「リッチ液」、CO2を放出して再生した吸収液を「セミリーン液」と称する。また、実施例4において、再生塔で加熱再生された吸収液を「リーン液」と称する。 Hereinafter, the absorption liquid extracted from the bottom of the absorption tower is referred to as “rich liquid”, and the absorption liquid regenerated by releasing CO 2 is referred to as “semi-lean liquid”. In Example 4, the absorption liquid regenerated by heating in the regeneration tower is referred to as “lean liquid”.
本発明で対象となる生成ガスは、石炭や石油ピッチや重油などの炭素を含む燃料を部分酸化してガス化したときに発生するCO、H2、CH4、CO2等を含むガスである。 The product gas that is the subject of the present invention is a gas containing CO, H 2 , CH 4 , CO 2, etc. generated when a fuel containing carbon such as coal, petroleum pitch, or heavy oil is partially oxidized and gasified. .
以下に本発明の実施の形態について説明するが、本発明は以下の実施形態に限定されるものではない。 Embodiments of the present invention will be described below, but the present invention is not limited to the following embodiments.
本発明によるCO2の回収方法および回収装置の第1の実施例を、図1を用いて説明する。実施例1は、本発明によるCO2回収方法および回収装置の基本的な構成を、石炭のガス化プロセスに適用した例である。図1は、本実施例でのCO2回収装置の構成を示すブロック図である。 A first embodiment of a CO 2 recovery method and recovery apparatus according to the present invention will be described with reference to FIG. Example 1 is an example in which the basic configuration of a CO 2 recovery method and a recovery apparatus according to the present invention is applied to a coal gasification process. FIG. 1 is a block diagram showing the configuration of the CO 2 recovery apparatus in the present embodiment.
図1に示すように、本実施例でのCO2回収装置は、高温シフト反応器21a、中温シフト反応器21b、低温シフト反応器21c、吸収液加熱器23a、吸収塔24、冷却器25、28、気水分離器26、およびフラッシュドラム27a、27bを備える。高温シフト反応器21a、中温シフト反応器21b、および低温シフト反応器21cの後段には、それぞれ高温蒸気発生器22a、中温蒸気発生器22b、および低温蒸気発生器22cが設けられている。高温蒸気発生器22a、中温蒸気発生器22b、および低温蒸気発生器22cからは、それぞれ高温蒸気3、中温蒸気4、および低温蒸気5が発生する。
As shown in FIG. 1, the CO 2 recovery apparatus in this example includes a high
ガス化炉(図示せず)で石炭と酸素を含むガスを高温で反応させて発生した生成ガス1は、脱塵や水洗の後、COSをH2Sに変換するCOS転換処理やH2Sを除去する脱硫処理を経た後、水蒸気2と共に高温シフト反応器21aに導入される。
The generated gas 1 generated by reacting a gas containing coal and oxygen at a high temperature in a gasification furnace (not shown) is subjected to COS conversion treatment or H 2 S for converting COS to H 2 S after dedusting and washing with water. After passing through the desulfurization treatment to remove water, it is introduced into the high
高温シフト反応器21aには、FeとCrを主な活性成分とするシフト触媒が充填されており、この触媒により式(1)のシフト反応が促進される。シフト反応は発熱反応であり、触媒と生成ガス1は反応熱により加熱される。石炭をガス化して得られる生成ガスの場合、一般にCO濃度は20〜60%と高いため、COの全量を一度に反応させると反応熱により触媒の温度がその耐熱温度を上回ってしまう。そのため、高温シフト反応器21aでは、生成ガス1に含まれるCOの一部だけを反応させる。
The high
生成ガス1は、次に、高温シフト反応器21aと同じ触媒が充填された中温シフト反応器21bに導入される。中温シフト反応器21bでは、生成ガス1に含まれる残りのCOの一部がCO2に転化される。
The product gas 1 is then introduced into an intermediate
生成ガス1は、さらに、低温シフト反応器21cに導入される。低温シフト反応器21cには、比較的低い温度でシフト反応促進活性を有するCuとZnを主な活性成分とする触媒が充填されている。生成ガス1は、低温シフト反応器21cにおいて、所望するCO濃度まで転化される。なお、シフト反応の温度レベルは、例えば、高温シフト反応器21aでは250〜450℃、中温シフト反応器21bでは250〜350℃、低温シフト反応器21cでは200〜270℃とすることができる。
The product gas 1 is further introduced into the low
次に、生成ガス1は、吸収液加熱器23aに導入される。吸収液加熱器23には、吸収塔24の底部から抜き出された後、フラッシュドラム27aで部分的に再生されたリッチ液6bが導入されている。生成ガス1は、このリッチ液6bとの熱交換により冷却される。
Next, the product gas 1 is introduced into the
生成ガス1は、さらに、冷却器25で50℃以下に冷却され、気水分離器26で凝縮水7が除去された後、吸収塔24に導入される。ここで、生成ガス1は、再生されたセミリーン液6cと接触し、酸性ガスであるCO2が除去され精製ガス8が得られる。
The product gas 1 is further cooled to 50 ° C. or less by the cooler 25, and after the condensed water 7 is removed by the
一方、CO2を吸収したリッチ液6aは、吸収塔24よりも低い圧力に調節されたフラッシュドラム27aに導入される。フラッシュドラム27aでは、リッチ液6aが吸収していたCO2の一部が放出される。すなわち、リッチ液6aからCO2を含む放散ガス9aが放出され、リッチ液6aは部分的に再生されてリッチ液6bとなる。放散ガス9aの放出の際に潜熱が奪われ、リッチ液6bの温度は低下する。
On the other hand, the rich liquid 6 a that has absorbed CO 2 is introduced into a
次にリッチ液6bは、吸収液加熱器23aに導入される。加熱源として吸収液加熱器23aに導入される生成ガス1には、シフト反応用に供給された水蒸気2のうち反応に使われなかった水蒸気が含まれている。リッチ液6bは、この水蒸気の凝縮熱と生成ガス1の顕熱により加熱される。
Next, the
加熱されたリッチ液6bは、フラッシュドラム27bに導入され、CO2を含む放散ガス9bが放出されて再生し、セミリーン液6cとなる。セミリーン液6cは、冷却器28で所定の温度に冷却された後、再び吸収塔24に導入される。
The heated rich liquid 6b is introduced into the
ここで、流量が16万m3 N/h(下付きのNはノルマル流量を表す)、CO2濃度が32.6%、圧力が2.5MPaである生成ガスからCO2を除去する際に、本実施例を適用した場合について、以下に説明する。本実施例は、以下に示す式(2)で求められる炭素回収率が90%となるようにCO2回収装置を運転したときの例である。 Here, when removing CO 2 from a product gas having a flow rate of 160,000 m 3 N / h (the subscript N represents a normal flow rate), a CO 2 concentration of 32.6%, and a pressure of 2.5 MPa. The case where this embodiment is applied will be described below. In this example, the CO 2 recovery apparatus is operated so that the carbon recovery rate obtained by the following formula (2) is 90%.
吸収塔24において、塔頂から供給されるセミリーン液量6cの流量が2500t/h、温度が43℃のとき、CO2を吸収したリッチ液6aの温度は61℃であった。吸収塔24の塔底から抜き出されたこのリッチ液6aを、0.2MPaに設定したフラッシュドラム27aに導入したところ、9千m3 N/hの放散ガス9aが発生し、リッチ液6bの温度は57℃に低下した。
In the
次に、このリッチ液6bを吸収液加熱器23aへ導入したところ、リッチ液6bの温度は90℃に上昇した。このリッチ液6bをフラッシュドラム27bに導入した結果、5万4千m3 N/hの放散ガス9bが発生し、セミリーン液6cの温度は73℃に低下した。
Next, when the
放散ガス9aと9bに含まれるCO2量を合計すると5万2千m3 N/hであり、式(2)に従って求めた炭素回収率は90%であった。吸収液加熱器23aにおける加熱量を計算したところ、55MWであった。炭素回収率を求める式は、次式である。
η=FoCO2/(FiCO+FiCH4+FiCO2)×100 (2)
η:炭素回収率(%)
FiCO:吸収塔入口でのCOの流量(m3 N/h)
FiCH4:吸収塔入口でのCH4の流量(m3 N/h)
FiCO2:吸収塔入口でのCO2の流量(m3 N/h)
FoCO2:フラッシュドラム出口でのCO2流量(m3 N/h)
FiCO、FiCH4、およびFiCO2は、生成ガス1の流量に、それぞれ生成ガス1中のCOの濃度、CH4の濃度、およびCO2の濃度をかけて求めた。FoCO2は、放散ガス9aの流量に放散ガス9a中のCO2濃度をかけた量と、放散ガス9bの流量に放散ガス9b中のCO2濃度をかけた量を合計して求めた。
(比較例1)
実施例1の比較例について、図2を用いて説明する。比較例1は、実施例1と同様の石炭のガス化プロセスの例である。図2は、本比較例のCO2回収装置の構成を示すブロック図である。図2において、図1と同一の符号は、図1と同一または共通の要素を示す。本比較例のCO2回収装置は、フラッシュドラムを1つ備え、吸収塔とフラッシュドラムの間に吸収液加熱器を2つ備える。以下の説明では、実施例1と異なる部分のみ説明する。
The total amount of CO 2 contained in the stripped
η = FoCO 2 / (FiCO + FiCH 4 + FiCO 2 ) × 100 (2)
η: Carbon recovery rate (%)
FiCO: CO flow rate at the absorption tower inlet (m 3 N / h)
FiCH 4 : Flow rate of CH 4 at the absorption tower inlet (m 3 N / h)
FiCO 2 : CO 2 flow rate at the absorption tower inlet (m 3 N / h)
FoCO 2 : CO 2 flow rate at the outlet of the flash drum (m 3 N / h)
FiCO, FiCH 4 , and FiCO 2 were determined by multiplying the flow rate of the product gas 1 by the concentration of CO, the concentration of CH 4 , and the concentration of CO 2 in the product gas 1, respectively. FoCO 2 was obtained by adding the amount obtained by multiplying the flow rate of the diffused
(Comparative Example 1)
A comparative example of Example 1 will be described with reference to FIG. Comparative Example 1 is an example of a coal gasification process similar to Example 1. FIG. 2 is a block diagram showing the configuration of the CO 2 recovery device of this comparative example. 2, the same reference numerals as those in FIG. 1 denote the same or common elements as those in FIG. The CO 2 recovery apparatus of this comparative example includes one flash drum, and two absorption liquid heaters between the absorption tower and the flash drum. In the following description, only parts different from the first embodiment will be described.
吸収塔24から排出されたリッチ液6aは、吸収液加熱器23aに導入され、シフト反応後の生成ガス1により加熱される。さらに、リッチ液6aは、吸収液加熱器23cに導入され、蒸気発生器22aで発生した高温蒸気3により95℃まで加熱され、フラッシュドラム27へ導入されて、放散ガス9とセミリーン液6cが得られる。
The
比較例1において、実施例1と同じ生成ガスを処理した場合、吸収液加熱器23a、23cを通過した後のリッチ液6aの温度を95℃にすることで、式(2)で求められる炭素回収率が90%となった。このときの吸収液加熱器23a、23cにおける加熱量の合計値は、63MWであった。
In Comparative Example 1, when the same product gas as in Example 1 is processed, the temperature of the
実施例1と比較例1の結果から、以下のことがわかる。実施例1では、フラッシュドラム27aを設置することにより、リッチ液6aに含まれるCO2の一部が放散ガス9aとして放出される。このため、リッチ液6bを比較例1よりも5℃低い90℃まで加熱するだけで、リッチ液6bに含まれる残りのCO2をフラッシュドラム27bで放散ガス9bとして放散させることができる。また、フラッシュドラム27aでリッチ液6bの温度が低下することにより、吸収液加熱器23aにおいて生成ガス1との温度差が拡大し、より効率よく加熱できるという効果もある。その結果として、吸収液(リッチ液6b)の加熱量を低減でき、高温蒸気3をリッチ液6bの加熱源として使用する必要が一切ない。したがって、本実施例によるCO2回収装置を発電プラントからのCO2回収に適用すれば、従来に比べて発電効率の大幅な向上を図ることができる。
From the results of Example 1 and Comparative Example 1, the following can be understood. In the first embodiment, by installing the
本発明によるCO2の回収方法および回収装置の第2の実施例を、図3を用いて説明する。実施例2は、比較例1(図2)に示したようなフラッシュドラムを1つだけ有する構成のCO2回収装置において、本発明を適用する例である。図3は、本実施例でのCO2回収装置の構成を示すブロック図である。図3において、図1と同一の符号は、図1と同一または共通する要素を示す。以下の説明では、実施例1と異なる部分のみ説明する。 A second embodiment of the CO 2 recovery method and recovery apparatus according to the present invention will be described with reference to FIG. Example 2 is an example in which the present invention is applied to a CO 2 recovery apparatus having only one flash drum as shown in Comparative Example 1 (FIG. 2). FIG. 3 is a block diagram showing the configuration of the CO 2 recovery device in the present embodiment. 3, the same reference numerals as those in FIG. 1 denote the same or common elements as those in FIG. In the following description, only parts different from the first embodiment will be described.
本実施例のCO2回収装置は、比較例1と同様に、フラッシュドラムを1つ備える。ただし、このフラッシュドラムは、断熱壁40を内部に有し、2つのフラッシュドラム27c、27dに分割されている。分割されたフラッシュドラム27c、27dは、それぞれが独立したフラッシュドラムとして機能する。また、フラッシュドラム27cとフラッシュドラム27dは、配管で接続される。この配管には、シフト反応後の生成ガス1が導入される吸収液加熱器23aが設けられている。
Similar to Comparative Example 1, the CO 2 recovery apparatus of this example includes one flash drum. However, this flash drum has a
本実施例においても、実施例1と同様に、吸収塔24の塔底から抜き出されたリッチ液6aは、2つのフラッシュドラム27c、27dにより、放散ガス9a、9bを放出して再生し、セミリーン液6cとなる。フラッシュドラム27c、27dは、断熱壁40で分離されているので、それぞれが処理するリッチ液の温度が異なっていてもよい。以下、リッチ液6aがフラッシュドラム27c、27dによってセミリーン液6cとなる過程を説明する。
Also in the present embodiment, as in the first embodiment, the
リッチ液6aは、吸収塔24からフラッシュドラム27cに導入される。フラッシュドラム27cでは、リッチ液6aが吸収していたCO2の一部が放散ガス9aとして放出され、リッチ液6aは、部分的に再生されてリッチ液6bとなる。放散ガス9aの放出の際に潜熱が奪われ、リッチ液6bの温度は低下する。
The
リッチ液6bは、フラッシュドラム27cとフラッシュドラム27dを接続する配管を通って、フラッシュドラム27cからフラッシュドラム27dへ流れる。このとき、リッチ液6bは、吸収液加熱器23aにて生成ガス1により加熱される。
The
加熱されたリッチ液6bは、フラッシュドラム27dにて、CO2を含む放散ガス9bが放出されて再生し、セミリーン液6cとなる。セミリーン液6cは、実施例1と同様に、冷却器28で所定の温度に冷却された後、再び吸収塔24に導入される。
The heated rich liquid 6b is regenerated by releasing the diffused
したがって、本実施例においても、実施例1と同様の効果を得ることができる。さらに、本実施例では、1つのフラッシュドラムを分割して2つのフラッシュドラムとして再構成しているため、フラッシュドラムを1つだけ備える既存の設備を活用することができるという効果もある。また、新たなフラッシュドラムを設ける必要がないので、2つのフラッシュドラムを配置するスペースがない場合であっても、本実施例は適用可能である。 Therefore, also in the present embodiment, the same effect as in the first embodiment can be obtained. Further, in this embodiment, since one flash drum is divided and reconfigured as two flash drums, there is an effect that an existing facility having only one flash drum can be used. In addition, since it is not necessary to provide a new flash drum, the present embodiment can be applied even when there is no space for arranging two flash drums.
本発明によるCO2の回収方法および回収装置の第3の実施例を、図4を用いて説明する。実施例3は、実施例1と同様に、本発明によるCO2回収方法および回収装置を石炭のガス化プロセスに適用した例であるが、以下の点が異なる。すなわち、セミリーン液を熱源として、生成ガスで加熱する前のリッチ液を予め加熱する点である。 A third embodiment of the CO 2 recovery method and recovery apparatus according to the present invention will be described with reference to FIG. Example 3 is an example in which the CO 2 recovery method and the recovery apparatus according to the present invention are applied to a coal gasification process, as in Example 1, except for the following points. That is, the rich liquid before being heated with the generated gas is heated in advance using the semi-lean liquid as a heat source.
図4は、本実施例でのCO2回収装置の構成を示すブロック図である。図4において、図1と同一の符号は、図1と同一または共通する要素を示す。本実施例のCO2回収装置は、実施例1と同様の構成であるが、フラッシュドラム27aと吸収液加熱器23aの間に吸収液加熱器23bが設置されている点が異なる。
FIG. 4 is a block diagram showing the configuration of the CO 2 recovery device in the present embodiment. 4, the same reference numerals as those in FIG. 1 denote the same or common elements as those in FIG. The CO 2 recovery apparatus of the present embodiment has the same configuration as that of the first embodiment, except that an
本実施例でのCO2回収方法は、実施例1と同様であり、以下では相違点のみを説明する。 The CO 2 recovery method in this example is the same as that in Example 1, and only the differences will be described below.
フラッシュドラム27aで吸収していたCO2の一部を放散したリッチ液6bは、吸収液加熱器23bに導入され、セミリーン液6cを加熱源として加熱される。その後、リッチ液6bは、吸収液加熱器23aに導入され、さらに加熱される。
The rich liquid 6b from which a part of CO 2 absorbed by the
このように、吸収液加熱器23aの前段において、事前にリッチ液6bを加熱することで、吸収液加熱器23aでの加熱量が少なくなり、加熱源である生成ガスの温度を低くすることが可能となる。一方、新たな加熱源として使用したセミリーン液は、元々吸収塔へ導入する前に冷却器28で冷却しており、温度が低下することはむしろ好都合である。吸収液加熱器23aに導入する生成ガスの温度を低くできるということは、蒸気発生器22cにおける蒸気発生量を増加できることを意味する。したがって、本実施例によれば、さらなる発電効率の向上が可能となる。
As described above, by heating the
本発明によるCO2の回収方法および回収装置の第4の実施例を、図5を用いて説明する。実施例4は、本発明によるCO2回収方法および回収装置を、石炭のガス化プロセスに適用した例であり、生成ガスを、脱塵、水洗した後、直接シフト反応を行い、その後、CO2とH2Sを同時に除去するプロセスに適用した例である。図5は、本実施例でのCO2回収装置の構成を示すブロック図である。図5において、図1と同一の符号は、図1と同一または共通する要素を示す。本実施例は、図1に示した装置に加え、H2S吸収塔31、再生塔32、液液熱交換器33、冷却器34を備える。
A fourth embodiment of the CO 2 recovery method and recovery apparatus according to the present invention will be described with reference to FIG. Example 4 a CO 2 recovery method and recovery apparatus according to the present invention, an example applied to the gasification process coal, the product gas, dedusting, washed with water, subjected to direct shift reaction, then, CO 2 And H 2 S are simultaneously applied to the process of removing. FIG. 5 is a block diagram showing a configuration of the CO 2 recovery device in the present embodiment. 5, the same reference numerals as those in FIG. 1 denote the same or common elements as those in FIG. The present embodiment includes an H 2
本実施例でのCO2回収方法は、実施例1と同様であり、以下では相違点のみを説明する。 The CO 2 recovery method in this example is the same as that in Example 1, and only the differences will be described below.
シフト反応器21a〜21cには、CoとMoを主な活性成分とするシフト触媒が充填されており、H2Sの存在下において式(1)のシフト反応が促進される。
The
吸収塔24を出た精製ガス8は、H2S吸収塔31へ導入され、リーン液13と接触させられる。精製ガス8に残存するCO2とH2Sは、リーン液13に吸収されて除去され、精製ガス10が得られる。H2S吸収塔31の塔底から抜き出されたリッチ液12は、液液熱交換器33でリーン液13により加熱され、再生塔32へ導入される。
The purified
リッチ液12は、再生塔32で約120〜200℃の水蒸気により所定の温度まで加熱され、吸収していたCO2とH2S等を放散ガス11として放出し、再生されてリーン液13が得られる。リーン液13は、約110〜130℃に加熱されており、液液熱交換器33に導入されてリッチ液12の加熱に供される。その後、冷却器34で所定の温度まで冷却された後、H2S吸収塔31に導入される。
The
このように、本実施例によれば、従来個別に実施されていたH2S除去とCO2回収を同時に行う場合においても、発電効率の向上が図れる。 As described above, according to the present embodiment, it is possible to improve the power generation efficiency even when H 2 S removal and CO 2 recovery, which are conventionally performed individually, are performed simultaneously.
本発明によるCO2の回収方法および回収装置の第5の実施例を、図6を用いて説明する。実施例5では、実施例1と同様の構成のCO2回収装置の運転制御方法の例について説明する。 A fifth embodiment of the CO 2 recovery method and recovery apparatus according to the present invention will be described with reference to FIG. In the fifth embodiment, an example of the operation control method of the CO 2 recovery apparatus having the same configuration as that of the first embodiment will be described.
図6は、本実施例でのCO2回収装置の構成を示すブロック図である。図6において、図1と同一の符号は、図1と同一または共通する要素を示す。本実施例のCO2回収装置は実施例1と同様の構成であるが、図6には、凝縮熱を回収してリッチ液6a、6bを加熱する際の運転制御に必要な構成要素を追加して記載した。また、高温シフト反応器21a、中温シフト反応器21b、高温蒸気発生器22a、および中温蒸気発生器22bは、図示を省略した。
FIG. 6 is a block diagram showing the configuration of the CO 2 recovery apparatus in the present embodiment. 6, the same reference numerals as those in FIG. 1 denote the same or common elements as those in FIG. The CO 2 recovery apparatus of the present embodiment has the same configuration as that of the first embodiment, but in FIG. 6, components necessary for operation control when recovering the condensation heat and heating the
吸収塔24に導入される生成ガス1の流路には、流量計51とガス分析用のガスサンプリング手段54が設置されている。ガスサンプリング手段54は、生成ガス1の一部を採取し、生成ガス1中のCO2、CO、CH4、H2S等の成分濃度を測定する。
A
フラッシュドラム27aから放出される放散ガス9aの流路には、冷却器29aと気液分離器26aが設置されており、フラッシュドラム27bから放出される放散ガス9bの流路には、冷却器29bと気液分離器26bが設置されている。放散ガス9aは、冷却器29aで所定の温度まで冷却されて、気液分離器26aで水分42aと酸性ガス43aとに分離される。放散ガス9bも、同様にして、冷却器29bと気液分離器26bにより、水分42bが除去され、酸性ガス43bが得られる。酸性ガス43a、43bの流路には、それぞれ流量計52、53およびガスサンプリング手段55、56が設置されている。酸性ガス43a、43bは、主にCO2を含むガスであり、H2Sを含む場合もある。
A cooler 29a and a gas-
低温蒸気発生器22cには冷媒が供給され、低温シフト反応器21cを出た生成ガス1を冷却する。低温蒸気発生器22cに供給される冷媒の流路には、冷媒の流量調節手段が設置されている。冷媒としては、液体や気体を用いることができ、例えば、水や水素(精製ガス8)を用いることができる。本実施例では、冷媒としてボイラ給水14cを用いる。また、本実施例では、ボイラ給水14cの流量調節手段として流量調節弁57を用いる。流量調節手段は、流量調節弁だけに限られず、冷媒の種類や想定される流量などに応じて任意の手段を用いることができる。
A refrigerant is supplied to the low
吸収液加熱器23aとフラッシュドラム27bの間には、リッチ液6bの温度を計測する手段である温度計測手段58が設置されている。温度計測手段58としては、例えば温度計を用いることができる。
Between the absorbing
また、本実施例でのCO2回収装置には、流量、温度、ガス濃度などの計測値を監視し、流量調節弁57の開度を制御する制御機100が設置されている。制御機100は、演算装置を備え、式(2)に従って炭素回収率を求めることができる。
Further, the CO 2 recovery apparatus in the present embodiment is provided with a
ここで、フラッシュドラム27bから放出される放散ガス9bの流量を制御する方法について説明する。放散ガス9bの流量は、フラッシュドラム27bに流入するリッチ液6bの温度が高いと増加し、低いと減少する。リッチ液6bは、吸収液加熱器23aで生成ガス1により加熱される。したがって、生成ガス1の温度を変えることにより、リッチ液6bの温度を変え、放散ガス9bの流量を変化させることができる。生成ガス1の温度は、低温蒸気発生器22cに供給されるボイラ給水14cの流量によって、制御することができる。そこで、制御機100は、放散ガス9bの流量やリッチ液6bの温度に基づき、流量調節弁57の開度を変化させることにより、ボイラ給水14cの流量を制御する。
Here, a method for controlling the flow rate of the diffused
以下、制御機100が放散ガス9bの流量を制御する例について説明する。この例では、制御機100は、温度計測手段58で計測されるリッチ液6bの温度に基づき、放散ガス9bの流量を制御するものとする。制御機100は、温度計測手段58が計測したリッチ液6bの温度が予め定めた所定の温度より高い場合は、ボイラ給水14cの流量が増加するように流量調節弁57の開度を大きくする。この結果、生成ガス1の温度が低下し、リッチ液6bの温度も低下し、放散ガス9bの流量は減少する。一方、温度計測手段58が計測したリッチ液6bの温度が予め定めた所定の温度より低い場合は、制御機100は、ボイラ給水14cの流量が減少するように流量調節弁57の開度を小さくする。この結果、生成ガス1の温度が上昇し、リッチ液6bの温度も上昇し、放散ガス9bの流量は増加する。
Hereinafter, an example in which the
以上説明した放散ガス9bの流量の制御方法を応用して、式(2)に示した炭素回収率を制御することができる。本実施例では、炭素回収率を所定の値に維持するための制御方法を説明する。炭素回収率は、流量計51〜53でそれぞれ測定される生成ガス1、放散ガス9a、9bの流量と、ガスサンプリング手段54〜56でそれぞれ測定される生成ガス1、放散ガス9a、9bのCO2、CO、CH4の各濃度から、制御機100により、式(2)に従って求められる。
The carbon recovery rate represented by the equation (2) can be controlled by applying the method for controlling the flow rate of the diffused
求められた炭素回収率が、予め定めた目標値より低い場合には、流量調節弁57を徐々に閉止し、低温蒸気発生器22cに供給されるボイラ給水14cの流量を減らしていって生成ガス1の温度を高くし、温度計測手段58で計測されるリッチ液6bの温度を高くする。その結果、放散ガス9bの流量が増加し、炭素回収率が上昇する。
When the obtained carbon recovery rate is lower than a predetermined target value, the flow
一方、炭素回収率が予め定めた目標値より高い場合には、流量調節弁57の開度を徐々に大きくし、低温蒸気発生器22cに供給されるボイラ給水14cの流量を増やしていって生成ガス1の温度を低くし、リッチ液6bの温度を低くする。その結果、放散ガス9bの流量と炭素回収率が減少し、所定の炭素回収率が得られる。これと同時に、ボイラ給水14cの流量が増えたので低温蒸気5の発生量が増加し、発電端出力が増加する。したがって、炭素回収率が所定の目標値より高い場合には、過剰になっている炭素回収率を下げて、代わりに発電効率を向上させることが可能である。
On the other hand, when the carbon recovery rate is higher than a predetermined target value, the opening of the flow
このように、本実施例によれば、非常に簡単な設備と制御のみで、炭素回収率を所定の値に維持することができる。 Thus, according to the present embodiment, the carbon recovery rate can be maintained at a predetermined value with only very simple equipment and control.
1…生成ガス、2…水蒸気、3…高温蒸気、4…中温蒸気、5…低温蒸気、6a,6b,12…リッチ液、6c…セミリーン液、7…凝縮水、8,10…精製ガス、9,9a,9b,11…放散ガス、13…リーン液、14c…ボイラ給水、21a…高温シフト反応器、21b…中温シフト反応器、21c…低温シフト反応器、22a…高温蒸気発生器、22b…中温蒸気発生器、22c…低温蒸気発生器、23a,23b,23c…吸収液加熱器、24…吸収塔、25,28…冷却器、26…気水分離器、26a,26b…気液分離器、27,27a,27b,27c,27d…フラッシュドラム、29a,29b…冷却器、31…H2S吸収塔、32…再生塔、33…液液熱交換器、34…冷却器、40…断熱壁、42a,42b…水分、43a,43b…酸性ガス、51,52,53…流量計、54,55,56…ガスサンプリング手段、57…流量調節弁、58…温度計測手段、100…制御機。 DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 ... Product gas, 2 ... Steam, 3 ... High temperature steam, 4 ... Medium temperature steam, 5 ... Low temperature steam, 6a, 6b, 12 ... Rich liquid, 6c ... Semi-lean liquid, 7 ... Condensed water, 8, 10 ... Purified gas, 9, 9a, 9b, 11 ... evolved gas, 13 ... lean liquid, 14c ... boiler feed water, 21a ... high temperature shift reactor, 21b ... medium temperature shift reactor, 21c ... low temperature shift reactor, 22a ... high temperature steam generator, 22b ... medium temperature steam generator, 22c ... low temperature steam generator, 23a, 23b, 23c ... absorption liquid heater, 24 ... absorption tower, 25, 28 ... cooler, 26 ... air / water separator, 26a, 26b ... gas / liquid separation vessel, 27, 27a, 27b, 27c, 27d ... flash drum, 29a, 29 b ... cooler, 31 ... H 2 S absorption tower, 32 ... regenerator, 33 ... liquid-liquid heat exchanger, 34 ... cooler, 40 ... Insulating walls, 42a, 42b ... water , 43a, 43 b ... acid gases, 51, 52, 53 ... flow meter, 54, 55, 56 ... gas sampling means, 57 ... flow control valve, 58 ... temperature measuring means, 100 ... controller.
Claims (9)
前記生成ガスと水蒸気を触媒上で反応させて、前記生成ガスに含まれるCOをCO2に変換するCOシフト工程と、
前記COシフト工程を経た後の生成ガスを、冷却して凝縮水を除去してから、吸収液と接触させて前記生成ガス中の主にCO2を吸収させるCO2吸収工程と、
前記CO2吸収工程でCO2を吸収した吸収液を減圧し、この吸収液に含まれているCO2の一部を放出させる第1のガス放出工程と、
前記COシフト工程と前記CO2吸収工程との間の生成ガスを熱源として、前記第1のガス放出工程を経た後の吸収液を加熱する加熱工程と、
前記加熱工程で加熱された吸収液を減圧し、この吸収液に含まれているCO2を放出させて、前記CO2吸収工程に用いるために再生された吸収液を得る第2のガス放出工程と、
を有することを特徴とするCO2回収方法。 In a method for recovering CO 2 from a product gas generated by gasifying a fuel containing carbon,
A CO shift step of reacting the product gas with water vapor on a catalyst to convert CO contained in the product gas into CO 2 ;
A CO 2 absorption step in which the product gas after the CO shift step is cooled to remove condensed water and then brought into contact with an absorption liquid to absorb mainly CO 2 in the product gas;
A first gas releasing step of depressurizing the absorbing solution that has absorbed CO 2 in the CO 2 absorbing step and releasing a part of CO 2 contained in the absorbing solution;
A heating step of heating the absorption liquid after passing through the first gas release step, using the generated gas between the CO shift step and the CO 2 absorption step as a heat source;
A second gas releasing step of depressurizing the absorbing solution heated in the heating step and releasing CO 2 contained in the absorbing solution to obtain a regenerated absorbing solution for use in the CO 2 absorbing step. When,
A CO 2 recovery method comprising:
前記第2のガス放出工程で再生された吸収液を熱源として、前記第1のガス放出工程と前記加熱工程との間の吸収液を加熱する第2の加熱工程を有するCO2回収方法。 The CO 2 recovery method according to claim 1, wherein
A CO 2 recovery method including a second heating step of heating the absorbing solution between the first gas releasing step and the heating step, using the absorbing solution regenerated in the second gas releasing step as a heat source.
前記CO2吸収工程を経た後の生成ガスをCO2とH2Sを吸収する吸収液と接触させて、前記生成ガス中のCO2とH2Sを除去するガス除去工程と、
前記ガス除去工程でCO2とH2Sを吸収した吸収液からCO2とH2Sを放出させて、前記ガス除去工程に用いるために再生された吸収液を得る再生工程と、
前記再生工程で再生された吸収液を熱源として、前記ガス除去工程と前記再生工程との間の吸収液を加熱する再生前加熱工程と、
を有するCO2回収方法。 The CO 2 recovery method according to claim 1 or 2,
The CO 2 by the product gas after undergoing absorption step is contacted with the absorption liquid to absorb CO 2 and H 2 S, and the gas removal step of removing the CO 2 and H 2 S in the product gas,
A reproduction step of CO 2 and by releasing CO 2 and H 2 S and H 2 S from the absorbed absorbing liquid to obtain absorbing liquid that has been reproduced for use in the gas removal step in the gas removal step,
The pre-regeneration heating step of heating the absorption liquid between the gas removal step and the regeneration step, using the absorption solution regenerated in the regeneration step as a heat source,
CO 2 recovery method having
前記COシフト工程と前記加熱工程との間の生成ガスを冷媒により冷却する冷却工程と、
前記冷媒の流量を調整して前記生成ガスの温度を変化させて、前記加熱工程で加熱する吸収液の温度を変えることにより、前記第2のガス放出工程で放出されるCO2の量を制御する工程と、
を有するCO2回収方法。 In the CO 2 recovery method of any one of claims 1 to 3,
A cooling step of cooling the generated gas between the CO shift step and the heating step with a refrigerant;
The amount of CO 2 released in the second gas releasing step is controlled by adjusting the flow rate of the refrigerant to change the temperature of the generated gas and changing the temperature of the absorbing liquid heated in the heating step. And a process of
CO 2 recovery method having
前記生成ガスと水蒸気を触媒上で反応させて、前記生成ガスに含まれるCOをCO2に変換するシフト反応器と、
前記シフト反応器を出た生成ガスに含まれるCO2を前記吸収液に吸収させるCO2吸収塔と、
前記CO2吸収塔の塔底から抜き出した吸収液を減圧し、この吸収液に含まれているCO2の一部を放出させる第1のフラッシュドラムと、
前記COシフト反応器を出た後の生成ガスを熱源として、前記第1のフラッシュドラムを出た吸収液を加熱する吸収液加熱器と、
前記吸収液加熱器で加熱された吸収液を減圧し、この吸収液に含まれているCO2を放出させて、前記CO2吸収塔で用いるために再生された吸収液を得る第2のフラッシュドラムと、
を備えることを特徴とするCO2回収装置。 In a CO 2 recovery device that absorbs CO 2 from a product gas generated by gasifying a fuel containing carbon into an absorption liquid,
A shift reactor that reacts the product gas with water vapor on a catalyst to convert CO contained in the product gas into CO 2 ;
A CO 2 absorption tower that allows the absorption liquid to absorb CO 2 contained in the product gas exiting the shift reactor;
A first flash drum that depressurizes the absorption liquid extracted from the bottom of the CO 2 absorption tower and releases part of CO 2 contained in the absorption liquid;
An absorption liquid heater for heating the absorption liquid that has exited the first flash drum, using the product gas that has exited the CO shift reactor as a heat source;
A second flash for reducing the absorption liquid heated by the absorption liquid heater and releasing the CO 2 contained in the absorption liquid to obtain a regenerated absorption liquid for use in the CO 2 absorption tower Drums,
A CO 2 recovery device comprising:
前記生成ガスと水蒸気を触媒上で反応させて、前記生成ガスに含まれるCOをCO2に変換するシフト反応器と、
前記シフト反応器を出た生成ガスに含まれるCO2を前記吸収液に吸収させるCO2吸収塔と、
前記CO2吸収塔の塔底から抜き出した吸収液を減圧し、この吸収液に含まれているCO2を放出させて、前記CO2吸収塔で用いるために再生された吸収液を得るフラッシュドラムと、
前記COシフト反応器を出た後の生成ガスを熱源とする吸収液加熱器と、を備え、
前記フラッシュドラムは、内部に設けられた断熱壁により第1のフラッシュドラムと第2のフラッシュドラムに分割され、
前記第1のフラッシュドラムは、前記CO2吸収塔の塔底から抜き出した吸収液を減圧し、この吸収液に含まれているCO2の一部を放出させ、
前記吸収液加熱器は、前記第1のフラッシュドラムを出た吸収液を加熱し、
前記第2のフラッシュドラムは、前記吸収液加熱器で加熱された吸収液を減圧し、この吸収液に含まれているCO2を放出させて、前記CO2吸収塔で用いるために再生された吸収液を得る、
ことを特徴とするCO2回収装置。 In a CO 2 recovery device that absorbs CO 2 from a product gas generated by gasifying a fuel containing carbon into an absorption liquid,
A shift reactor that reacts the product gas with water vapor on a catalyst to convert CO contained in the product gas into CO 2 ;
A CO 2 absorption tower that allows the absorption liquid to absorb CO 2 contained in the product gas exiting the shift reactor;
A flash drum for depressurizing the absorption liquid extracted from the bottom of the CO 2 absorption tower and releasing CO 2 contained in the absorption liquid to obtain a regenerated absorption liquid for use in the CO 2 absorption tower When,
An absorption liquid heater using the generated gas after leaving the CO shift reactor as a heat source,
The flash drum is divided into a first flash drum and a second flash drum by a heat insulating wall provided inside,
The first flash drum depressurizes the absorption liquid extracted from the bottom of the CO 2 absorption tower, and releases a part of CO 2 contained in the absorption liquid.
The absorption liquid heater heats the absorption liquid exiting the first flash drum,
The second flash drum was regenerated for use in the CO 2 absorption tower by depressurizing the absorption liquid heated by the absorption liquid heater, releasing CO 2 contained in the absorption liquid. Get the absorption liquid,
CO 2 recovery device characterized by the above.
前記第1のフラッシュドラムと前記吸収液加熱器との間に設置され、前記第2のフラッシュドラムで再生された吸収液を熱源として、前記第1のフラッシュドラムを出た吸収液を加熱する第2の吸収液加熱器を備えるCO2回収装置。 The CO 2 recovery device according to claim 5 or 6,
A first heat pump is installed between the first flash drum and the absorption liquid heater, and heats the absorption liquid that has exited the first flash drum by using the absorption liquid regenerated by the second flash drum as a heat source. A CO 2 recovery device comprising two absorption liquid heaters.
前記CO2吸収塔を通過した後の生成ガスをCO2とH2Sを吸収する吸収液と接触させて、前記生成ガス中のCO2とH2Sを除去する吸収塔と、
前記吸収塔でCO2とH2Sを吸収した吸収液からCO2とH2Sを放出させて、前記吸収塔で用いるために再生された吸収液を得る再生塔と、
前記再生塔で再生された吸収液を熱源として、前記吸収塔を出た吸収液を加熱する液液熱交換器と、
前記再生塔で再生されて前記液液熱交換器で冷却された吸収液を、前記吸収塔へ供給する前に冷却する冷却器と、
を備えるCO2回収装置。 In the CO 2 recovery apparatus according to any one of claims 5-7,
An absorption tower for the product gas after passing through the CO 2 absorption tower is contacted with the absorption liquid to absorb CO 2 and H 2 S, CO 2 removal and H 2 S in the product gas,
Said to release CO 2 and H 2 S from the absorbent having absorbed CO 2 and H 2 S absorption tower, a regenerator to obtain regenerated absorbing liquid for use in the absorption tower,
A liquid-liquid heat exchanger that heats the absorption liquid exiting the absorption tower using the absorption liquid regenerated in the regeneration tower as a heat source;
A cooler that cools the absorption liquid regenerated in the regeneration tower and cooled in the liquid-liquid heat exchanger before being supplied to the absorption tower;
A CO 2 recovery device.
前記シフト反応器の後段に設置され、冷媒が供給されて前記シフト反応器を出た生成ガスを冷却する蒸気発生器と、
前記冷媒の流量を調整する流量調節手段と、
前記吸収液加熱器と前記第2のフラッシュドラムとの間に設置され、前記吸収液加熱器で加熱された吸収液の温度を計測する温度計測手段と、
前記温度計測手段が計測した吸収液の温度に基づき、前記流量調節手段を制御する制御機を備え、
前記制御機は、前記温度計測手段が計測した吸収液の温度が予め定めた所定の温度より高い場合は、前記冷媒の流量が増加するように前記流量調節手段を制御し、前記温度計測手段が計測した吸収液の温度が予め定めた所定の温度より低い場合は、前記冷媒の流量が減少するように前記流量調節手段を制御するCO2回収装置。 In the CO 2 recovery apparatus according to any one of claims 5-8,
A steam generator that is installed downstream of the shift reactor and that is supplied with refrigerant to cool the product gas exiting the shift reactor;
Flow rate adjusting means for adjusting the flow rate of the refrigerant;
A temperature measuring means which is installed between the absorption liquid heater and the second flash drum and measures the temperature of the absorption liquid heated by the absorption liquid heater;
A controller for controlling the flow rate adjusting means based on the temperature of the absorbent measured by the temperature measuring means;
When the temperature of the absorbent measured by the temperature measuring means is higher than a predetermined temperature, the controller controls the flow rate adjusting means so that the flow rate of the refrigerant increases, and the temperature measuring means A CO 2 recovery device that controls the flow rate adjusting means so that the flow rate of the refrigerant decreases when the measured temperature of the absorbing liquid is lower than a predetermined temperature.
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