WO2019078156A1 - 酸性ガス除去装置及び酸性ガス除去方法 - Google Patents

酸性ガス除去装置及び酸性ガス除去方法 Download PDF

Info

Publication number
WO2019078156A1
WO2019078156A1 PCT/JP2018/038317 JP2018038317W WO2019078156A1 WO 2019078156 A1 WO2019078156 A1 WO 2019078156A1 JP 2018038317 W JP2018038317 W JP 2018038317W WO 2019078156 A1 WO2019078156 A1 WO 2019078156A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
reclaimer
water
reclaiming
absorbent
lean
Prior art date
Application number
PCT/JP2018/038317
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
田中　裕士
琢也 平田
上條　孝
達也 辻内
Original Assignee
三菱重工エンジニアリング株式会社
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 三菱重工エンジニアリング株式会社 filed Critical 三菱重工エンジニアリング株式会社
Priority to CA3071602A priority Critical patent/CA3071602C/en
Priority to AU2018352740A priority patent/AU2018352740B2/en
Priority to US16/635,476 priority patent/US10874976B2/en
Priority to EP18869353.5A priority patent/EP3646937B1/en
Publication of WO2019078156A1 publication Critical patent/WO2019078156A1/ja

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
    • B01D53/14—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 absorption
    • B01D53/1425—Regeneration of liquid absorbents
    • 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
    • B01D53/14—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 absorption
    • B01D53/1412—Controlling the absorption process
    • 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
    • B01D53/14—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 absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • 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
    • B01D53/14—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 absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1462—Removing mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
    • 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
    • B01D53/14—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 absorption
    • B01D53/18—Absorbing units; Liquid distributors therefor
    • 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
    • B01D53/48—Sulfur compounds
    • B01D53/52—Hydrogen sulfide
    • B01D53/526—Mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
    • 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
    • B01D53/54—Nitrogen compounds
    • B01D53/56—Nitrogen 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
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
    • B01D53/77—Liquid phase processes
    • B01D53/78—Liquid phase processes with gas-liquid contact
    • 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
    • B01D53/80—Semi-solid phase processes, i.e. by using slurries
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2251/00—Reactants
    • B01D2251/30—Alkali metal compounds
    • B01D2251/304—Alkali metal compounds of sodium
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2251/00—Reactants
    • B01D2251/40—Alkaline earth metal or magnesium compounds
    • B01D2251/404—Alkaline earth metal or magnesium compounds of calcium
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2251/00—Reactants
    • B01D2251/60—Inorganic bases or salts
    • B01D2251/604—Hydroxides
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2251/00—Reactants
    • B01D2251/60—Inorganic bases or salts
    • B01D2251/608—Sulfates
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20478—Alkanolamines

Definitions

  • the present invention relates to an acid gas removal apparatus and an acid gas removal method including a reclaiming device for removing a degraded product accumulated in an absorbing liquid that absorbs acid gas in gas.
  • coal gasification gas obtained by gasifying coal, natural gas, acid gas components (for example, , CO 2 , H 2 S, etc.).
  • the gas containing such an acidic component is brought into gas-liquid contact with, for example, an amine-based acid gas absorbing liquid in the absorption tower to absorb the acid gas in the acid gas absorbing liquid, thereby removing the acid gas in the gas. , To collect.
  • the acid gas absorbing liquid absorbs and removes acid gas in exhaust gas, gasification gas, etc. in the absorption tower, then dissipates the acid gas absorbed in the acid gas absorbing liquid in the regeneration tower and absorbs the regenerated acid gas
  • a method is used in which the liquid is again supplied to the absorption column for reuse, and the acid gas absorption liquid is circulated and used in a closed circulation system between the absorption column and the regeneration column.
  • a process of recovering acid gas components for example, CO 2 , SO 2, etc.
  • the amine acid-based acid gas absorbing solution used is a heat stable amine salt (Heat Stable Amine Salt: HSAS) due to degradation of the degradation product in the processing gas and the acid gas absorbing solution itself.
  • HSAS Heat Stable Amine Salt
  • Degraded substances generated due to the acid gas absorbing liquid are highly corrosive, so they are supplied to a reclaiming device equipped with a reclaimer to remove the deteriorated substances in the acid gas absorbing liquid, and the absorbent for the acid gas absorbing liquid is used. There is a method of entraining the recovered steam and returning it to the circulation system.
  • the degraded product is concentrated and recovered as a reclaimed residue by heating the absorbent containing the extracted degraded product in the reclaimer, and the absorbent component is returned to the circulation system as recovered vapor. Therefore, it is possible to prevent the accumulation of degraded matter in the circulation system through which the acid gas absorbing liquid passes.
  • a part of the absorbing liquid component may remain in the reclaiming residue without evaporating. For this reason, the absorbent is lost, and it is necessary to supply the relatively expensive absorbent that has been lost.
  • the present invention is an acidic gas removal apparatus capable of promoting the recovery time of a final reclaiming operation for recovering the absorbent remaining in the reclaiming residue after the completion of the reclaiming operation for removing non-volatile substances It is an object of the present invention to provide an acid gas removal method.
  • a first invention of the present invention for solving the above-mentioned problems is an acidic gas absorption tower for removing an acidic gas by bringing an acidic gas in the gas into contact with an acidic gas absorbing liquid, and a rich solution which absorbs the acidic gas Are recovered by steam from the reboiler to make a lean solution, the lean solution is drawn out, a reclaimer introducing and storing this lean drawn solution, and an alkaline agent supply supplying an alkaline agent to the inside of the reclaimer A pipe, a water supply pipe for supplying feed water into the interior of the reclaimer, a recovered vapor discharge pipe for introducing recovered vapor discharged from the reclaimer into the acid gas absorption tower or the regeneration tower, and operation for the reclaimer And a reclaimer control device for controlling, wherein the reclaimer control device introduces the lean extracted liquid to the reclaimer, and the nonvolatile substance in the lean extracted liquid is introduced.
  • the initial stage of the final reclaiming to recover the absorbent in the reclaiming residue after stopping the introduction of the lean drain solution while performing the first feed water control, the reflux water, the steam condensed water, While supplying at least one of the salt water into the reclaimer as the first feed water, and supplying the washing solution containing the acid gas absorbing liquid in the washing section of the acid gas absorber as the second feed water into the reclaimer.
  • the feed water control is carried out, and the second stage of the final reclaiming is to stop the supply of the second feed water, and at least one of the reflux water, the steam condensed water, and the demineralized water.
  • the third water supply control for supplying a first supply water.
  • a second invention switching of execution of the second feed water control and the third feed water control is carried out in such a manner that the remaining concentration of the acid gas absorbent in the reclaiming residue is in the cleaning solution.
  • the present invention is the acidic gas removal apparatus characterized in that it is when the concentration of the acidic gas absorbent is reached or when the concentration of the acidic gas absorbent in the cleaning liquid is approached.
  • a third invention according to the first or second invention further comprises a thermometer for measuring the temperature in the reclaimer, and a pressure gauge for measuring the pressure in the reclaimer
  • the reclaimer control device further comprises: The first to third feed water control is performed, and at the time of final reclaiming to recover the absorbent in the reclaiming residue after stopping the introduction of the lean extracted solution to the reclaimer, the lean removal to the reclaimer is performed.
  • An acid gas removal apparatus characterized by executing pressure control to adjust the pressure in the reclaimer so that the temperature in the reclaimer is kept at the reference temperature when the introduction of the effluent is stopped. is there.
  • the reclaimer control device when the pressure in the reclaimer reaches the upper limit pressure value of the upper limit of operation of the reclaimer, the reclaimer control device is a target standard so that the temperature falls below the reference temperature.
  • An acid gas removal apparatus characterized in that the temperature is changed and the pressure in the reclaimer is adjusted to maintain the changed reference temperature.
  • the change of the target reference temperature is a temperature range lower than a predetermined temperature from the reference temperature in the reclaimer when the introduction of the lean extract into the reclaimer is stopped. It is in the acid gas removal device characterized by the above.
  • adjusting the pressure of the reclaimer control device installs a throttling valve in the recovered vapor discharge pipe, and the throttling valve It is in the acid gas removal device characterized by adjusting.
  • the pressure adjustment of the reclaimer control device is characterized by adjusting a decompression device installed in the recovered vapor discharge pipe in the case of a decompression type reclaimer. It is in the acid gas removal device to
  • the eighth invention is an acid gas absorption tower for removing an acid gas by bringing acid gas in the gas into contact with an acid gas absorbing liquid, and a rich solution which absorbs the acid gas by regenerating with a reboiler vapor to obtain a lean solution
  • Acid gas removal step of removing acid gas by absorbing liquid regenerator and extracting a part of the lean solution regenerated in the regenerator, and continuously introducing this lean solution into the reclaimer for storage , Introduce alkaline agent and feed water, heat, recover non-volatile components in the lean extract while recovering the absorbent remaining from the lean extract as recovered vapor, and reclaiming for removal of non-volatile components
  • first feed water control to feed at least one of reflux water from the regeneration tower, steam condensed water and demineralized water into the reclaimer as the first feed water to be fed to the water feed pipe
  • at least one of the reflux water, steam condensed water, and demineralized water is supplied as the first feed water into the reclaimer at the initial stage of the finish reclaiming, and the washing portion of the acid gas absorber is
  • a second feed water control is performed to supply a cleaning liquid containing an acid gas absorbing solution as a second feed water into the reclaimer, and the second phase of the final reclaiming is to stop the supply of the second feed water, and to supply the reflux water
  • a third aspect of the present invention is an acid gas removal method characterized in that a third feed water control is performed to supply at least one of steam condensed water and demineralized water as a first feed water.
  • a ninth invention according to the eighth invention switching of execution of the second feed water control and the third feed water control is carried out in such a manner that the residual concentration of the acid gas absorbent in the reclaiming residue is in the cleaning solution.
  • the present invention is the acid gas removing method characterized in that the concentration of the acid gas absorbent is reached, or the concentration of the acid gas absorbent in the cleaning liquid is approached.
  • the temperature in the reclaimer when the introduction of the lean drawn liquid to the reclaimer is stopped in the finish reclaiming step is a reference temperature
  • the reference temperature is a reference temperature
  • the remaining absorbent after stopping the supply of the lean drawn liquid to the reclaimer is recovered, and the cleaning fluid circulated in the cleaning section of the acidic gas absorption tower for recovering the acidic gas during the final reclaiming operation Reduce the operating time required to recover the absorbent in the residue in the reclaiming equipment to the same concentration, as compared to the supply condition of only the supply water where the cleaning solution is not supplied. Can.
  • the pressure in the reclaimer is controlled, and the pressure in the reclaimer is adjusted to maintain the temperature of the reclaimer at a predetermined reference temperature, thereby making the absorbent in the reclaimer residue identical. It is possible to reduce the operation time required to recover the concentration.
  • FIG. 1 is a schematic view of a recovery apparatus according to a first embodiment.
  • FIG. 2 is a schematic view of the reclaiming device according to the first embodiment.
  • FIG. 3 is a block diagram of a control system of the reclaiming device according to the first embodiment.
  • FIG. 4 is a flowchart of control of the reclaiming device according to the first embodiment.
  • FIG. 5 is a view showing the relationship between the reclaimer operation time and the residual absorbent concentration.
  • FIG. 6 is a schematic view of a reclaiming device according to a second embodiment.
  • FIG. 7 is a schematic view of a reclaiming device according to a third embodiment.
  • FIG. 8 is a block diagram of a control system of the reclaiming device according to the third embodiment.
  • FIG. 10A is a diagram showing the relationship between the finish reclaiming operation time and the temperature.
  • FIG. 10B is a diagram showing the relationship between the finish reclaiming operation time and the pressure.
  • FIG. 10C is a diagram showing the relationship between the finish reclaiming operation time and the absorbent vapor pressure.
  • FIG. 10D is a diagram showing the relationship between finish reclaiming operation time and absorbent recovery rate.
  • FIG. 11 is a schematic view of another reclaiming device according to the third embodiment.
  • FIG. 12 is a schematic view of a reclaiming device according to a fourth embodiment.
  • FIG. 13 is a block diagram of a control system of the reclaiming device according to the fourth embodiment.
  • FIG. 14 is a flowchart of control of the reclaiming device according to the fourth embodiment.
  • FIG. 15 is a schematic view of another reclaiming device according to a fourth embodiment.
  • FIG. 1 is a schematic view of a recovery apparatus according to a first embodiment.
  • Coal gasification gas, synthesis gas, coke oven gas, petroleum gas, natural gas and the like contain an acid gas such as CO 2 (carbon dioxide) and H 2 S (hydrogen sulfide).
  • a recovery device for recovering CO 2 (carbon dioxide) and H 2 S (hydrogen sulfide) and a recovery device for recovering CO 2 (carbon dioxide) from combustion exhaust gas (hereinafter referred to as exhaust gas), as shown in FIG.
  • cooling tower 102 cools exhaust gas 1001 discharged from industrial equipment such as a boiler with cooling water 1002, and amine absorption liquid such as aqueous alkanolamine aqueous solution absorbing CO 2 in exhaust gas 1001 as shown in FIG.
  • the exhaust gas 1001 containing CO 2 is pressurized by the exhaust gas blower 102a and then sent into the cooling tower 102, where it is cooled in countercurrent contact with the cooling water 1002 (exhaust gas cooling step) .
  • the cooling water 1002 is accumulated in the lower part in the cooling tower 102, and is supplied to the upper part in the cooling tower 102 through the cooling water pipe 102c outside the cooling tower 102 by the humidified cooling water circulation pump 102b. Then, the cooling water 1002 makes countercurrent contact with the exhaust gas 1001 in the process of reaching the lower part in the cooling tower 102.
  • the cooling water pipe 102c is provided with a cooler 102d for cooling the cooling water 1002.
  • the cooled exhaust gas 1001 is discharged from the cooling tower 102 through the exhaust gas pipe 102 e and supplied to the absorption tower 103.
  • the exhaust gas 1001 is brought into countercurrent contact with the absorption liquid 1003 (lean solution 1003a) based on the alkanolamine in the absorption section 1003A, and the CO 2 in the exhaust gas 1001 is absorbed into the absorption liquid 1003. Thereby, CO 2 is removed from the exhaust gas 1001 (CO 2 removal step).
  • the exhaust gas 1001 from which the CO 2 has been removed is removed by contact between the cleaning fluid 1003 f circulating in the circulation line 1003 e and the exhaust gas 1001 in the cleaning unit 1003 B provided on the gas flow downstream side of the absorbing unit 1003 A to remove CO 2.
  • the CO 2 absorbent entrained in the collected gas is recovered by the cleaning liquid 1003f.
  • Reference numeral 1003g is a circulation pump for circulating the cleaning liquid 1003f
  • 1003h is a cooler for cooling the cleaning liquid 1003f
  • 1003i is a cleaning liquid storage part for storing the cleaning liquid.
  • the absorbing solution 1003 (lean solution 1003a) is pressure-fed from the regenerator 104 by the absorbing solution supply pump 103a, and is supplied from the outside of the absorber 103 to the upper portion in the absorber 103 via the lean solution pipe 103b. Then, the absorbing liquid 1003 makes a countercurrent contact with the exhaust gas 1001 in the process of reaching the lower portion in the absorber 103.
  • the lean solution pipe 103b is provided with a cooler 103c for cooling the absorbing liquid 1003 supplied to the absorption tower 103.
  • Absorbent liquid 1003 (rich solution 1003b) which absorbed CO 2 is accumulated in the lower part in absorption tower 103, is discharged to the outside of absorption tower 103 through rich solution pipe 104b, and is pumped by absorption liquid discharge pump 104a while being regenerated It is supplied to the upper part in 104.
  • the rich solution 1003b of the absorbing solution 1003 is a semi-lean solution in which most of the CO 2 is released by the endothermic reaction, and this semi lean solution reaches almost all of the lower portion in the regeneration tower 104.
  • CO 2 is the lean solvent 1003a removed.
  • the lean solution 1003a is heated and regenerated by the saturated steam 1004a in the regeneration heater 104c. Then, the regenerated lean solution 1003a is discharged to the outside of the regeneration tower 104 through the lean solution pipe 103b and supplied to the absorption tower 103 by the rich / lean heat exchanger 105 through the rich solution pipe 104b. It exchanges heat with the rich solution 1003 b in the process of being supplied to the regeneration tower 104 and is cooled (absorbed liquid regeneration step).
  • the CO 2 gas separated from the rich solution 1003 b and the semi-lean solution contacts the reflux water 1005 pressure-fed from the outside of the regeneration tower 104 by the reflux water pump 104d. From the top, it is discharged to the outside of the regeneration tower 104 through the reflux pipe 104e.
  • the CO 2 gas is cooled by the regenerator reflux condenser 104f, and then steam is condensed by the CO 2 separator 104g to be separated from the reflux water 1005, and the recovered CO 2 discharge pipe 104h It is led to the CO 2 recovery process.
  • the reflux water 1005 separated from the CO 2 by the CO 2 separator 104 g is pressure-fed by the reflux water pump 104 d and supplied to the regeneration tower 104 through the reflux pipe 104 e.
  • a part of the reflux water 1005 is introduced into the circulation line 1003 e of the washing unit 1003 B of the absorption tower 103 (* 1), and is joined to the washing solution 1003 f.
  • a denitrification apparatus that carries out a denitrification step of reducing NOx (nitrogen oxide) contained in the exhaust gas 1001 and denitrifying treatment;
  • a desulfurization apparatus is provided which implements a desulfurization step of desulfurizing treatment by contacting SOx (sulfur oxide) contained in the exhaust gas 1001 with calcium carbonate in the slurry.
  • the alkanolamine is degraded by oxygen to generate a thermally stable salt.
  • remaining NOx not removed in the NOx removal step, SOx remaining unremoved in the desulfurization step, etc. react with the alkanolamine contained in the absorbent 1003 in the CO 2 removal step to form a thermally stable salt. It occurs.
  • This heat stable salt is contained in the absorbing solution 1003 as a degraded product together with solid matter such as dust contained in the exhaust gas 1001, and in the absorbing solution regeneration step of regenerating the lean solution 1003a from the rich solution 1003b, under ordinary conditions. Will not be removed.
  • the recovery device 101 includes the reclaiming device 106 that reclaims the degraded material remaining in the lean solution 1003a generated in the regeneration tower 104 as a reclaimed residue (hereinafter referred to as “residue”) 1006 obtained by heating and concentrating.
  • this residue is comprised by the solid component which the non-volatile component was concentrated in the lean extraction liquid 1003c, and the liquid component which is not concentrated.
  • FIG. 2 is a schematic view of the reclaiming device according to the first embodiment.
  • the reclaiming device 106A is a pressurized reclaiming device, and is a lean solution regenerated by the regeneration tower 104 of the recovery device 101 that recovers CO 2 of the acidic gas component in the exhaust gas 1001 by the absorbing liquid 1003.
  • a reclaimer 106a that branches 1003a and extracts it as a lean extract 1003c and introduces and stores the extracted lean extract 1003c, an alkaline agent supply pipe 106d that supplies an alkaline agent 106c to the inside of the reclaimer 106a, and a reclaimer 106a Adjust the control of the water supply pipe 106g that supplies the feed water (for example, regeneration tower reflux water (reflux water), steam condensed water, demineralized water, etc.) 106f to the inside and the introduction of the feed water 106f that supplies the water supply unit 106i And a reclaimer control device 110.
  • the feed water for example, regeneration tower reflux water (reflux water), steam condensed water, demineralized water, etc.
  • the reclaiming device 106A extracts the lean solution 1003a from the branched portion 103d of the lean solution pipe 103b before reaching the rich / lean heat exchanger 105 from the regeneration tower 104 as the lean drain liquid 1003c and stores it in the reclaimer 106a. For example, while heating in a pressurized state of 120 ° C. to 150 ° C., the absorbent vaporized from the lean extracted liquid 1003 c is returned to the lower part of the regenerator 104 as recovered vapor 1003 d while the residue 1006 concentrated by heating is discharged Do.
  • the reclaiming device 106A mainly includes an absorbent storage portion and a heating portion. As shown in FIG. 2, the absorbing liquid storage unit is used as a reclaimer 106 a of a closed container that collects CO 2 from the exhaust gas 1001 and stores a portion of the lean solution 1003 c of the lean solution 1003 a regenerated by the regeneration tower 104. It is configured.
  • the reclaimer 106 a is connected to the branched portion 103 d of the lean solution pipe 103 b from the regeneration tower 104 to the rich / lean heat exchanger 105 via the extraction pipe 106 b.
  • the extraction pipe 106b, the opening and closing valve V 1 and extraction pump 106o are provided.
  • an alkali agent supply pipe 106d for feeding the alkali agent 106c from the alkali agent supply unit 106e is connected.
  • the alkali agent supply pipe 106d, closing valve V 2 is provided.
  • the reclaimer 106a is connected to a water supply pipe 106g for feeding the supply water 106f from the water supply unit 106i.
  • the water supply pipe 106 g are provided on-off valve V 3.
  • a residue discharge pipe 106 j for discharging the residue 1006 is connected to the reclaimer 106 a.
  • the residue ⁇ extraction tube 106 j, off valve V 4 and the remaining ⁇ out pump 106k is provided.
  • a recovered steam discharge pipe 106h for discharging the recovered steam 1003d connected to the connection portion 104i at the lower portion of the regeneration tower 104 is connected to the upper portion of the reclaimer 106a.
  • the recovery steam discharge pipe 106h is off valve V 5 is provided.
  • the feed water 106f for example, regeneration tower reflux water (reflux water), steam condensed water, and demineralized water can be mentioned.
  • the heating unit is provided inside the reclaimer 106a, and is connected to the horizontal U-shaped steam pipe 106l and one end of each steam pipe 106l and is generated by heating by a heating source (not shown) outside the reclaimer 106a. It comprises a steam supply pipe 106m for supplying 1004a, and a condensed water discharge pipe 106n connected to the other end of each steam pipe 1061 and discharging the vapor condensed water 1004b to the outside of the reclaimer 106a.
  • the reclaiming apparatus 106A supplies the lean extraction liquid 1003c within the reclaimer 106a by opening the on-off valve V 1, the alkaline agent supplying unit an alkaline agent 106c in the interior of the reclaimer 106a by opening the on-off valve V 2 supplied from 106e, the feed water 106f inside the reclaimer 106a by opening the on-off valve V 3 is supplied from the water supply unit 106i, and opens the on-off valve V 6 is passed through a saturated steam 1004a to the steam pipe 106l,
  • the supplied lean extracted liquid 1003c and the supplied water 106f are heated, for example, in a noncontact manner at 120 to 150 ° C. by heat exchange.
  • the degraded substance which is a non-volatile substance contained in the lean extracted liquid 1003c forms a salt with the alkaline agent 106c, is separated from the absorbent, and is concentrated as a residue 1006 at the bottom of the reclaimer 106a.
  • the residue 1006 includes the liquid component in the reclaimer 106a (the absorbent which could not be recovered, the alkali agent, the liquid component including the supplied water, and the liquid component of the non-volatile substance) and the solid component of the non-volatile component.
  • the residue 1006 is discharged to the outside of the reclaimer 106 a by opening the on-off valve V 4 and operating the residue discharge pump 106 k, and is recovered outside the recovery device 101.
  • the recovered residue 1006 is treated by incineration or the like.
  • the lean extracted liquid 1003 c and the feed water 106 f evaporate by heating.
  • the amine absorbent which has become free by the decomposition of the alkaline agent 106c is vaporized by heating.
  • the recovery steam 1003d which vaporized absorbent entrained passes through the opening and closing valve V 5 which is opened and returned to the regenerator 104 via the recovery steam discharge pipe 106 h.
  • an amine-based absorbent as an absorbent and sodium hydroxide as an alkaline agent.
  • An alkaline agent such as sodium hydroxide in a lean extract 1003 c containing an absorbent (including amine nitrates, amine sulfates, etc.) fixed by impurities and some impurities (including nitrates, sulfates, etc.) 106c is added and mixed, and the mixture is heated to recover the free amine absorbent as well as the water as a recovered vapor 1003d, and the non-volatile substance (impurity: containing sodium nitrate, sodium sulfate, etc.) Separately discharged out of the system as liquid, solid) 1006.
  • the reclaiming device 106 ⁇ / b> A of the present embodiment is provided with a reclaimer control device 110.
  • the reclaimer control device 110 manages the introduction of the feed water introduced to the water supply unit 106i, which is a supply source of the feed water 106f supplied to the reclaimer 106a, and each water supply pipe 106g-1 to 106g-3 includes
  • the controller 110 c is provided with a control unit 110 c that operates the opening degree of the on-off valves V 11 to V 13 provided in each of the water supply pipes 106 g-1 to 106 g-3 according to the operating condition.
  • FIG. 3 is a block diagram of a control system of the reclaiming device according to the first embodiment.
  • FIG. 4 is a flowchart of control of the reclaiming device according to the first embodiment.
  • the control unit 110 c is configured by a microcomputer or the like. As shown in FIG. 3, the control unit 110 c is provided with a storage unit 110 d.
  • the storage unit 110 d includes a RAM, a ROM, and the like, and stores programs and data.
  • the storage unit 110d includes the amount of components of non-volatile substances (impurities such as sodium nitrate and sodium sulfate) in the absorbing solution (for example, the lean solution 1003a and the lean extracted solution 1003c). Data of absorbent component amount in the stored lean extracted liquid 1003c (absorbent component amount data 1, absorbent component amount data 2) are stored.
  • This setting is an index indicating how much non-volatile substance is to be removed in the circulating lean solution 1003a, and can be set arbitrarily.
  • absorbent component amount data 2 is, for example, the amount of absorbent component remaining in the lean extract 1003c is set, for example, a predetermined concentration (for example, several wt%) of the absorbent, or a predetermined recovery amount of the absorbent ( Recovery rate is set.
  • This setting is an index indicating how much the absorbent remaining from the lean extracted liquid 1003c stored in the reclaimer 106a is reduced, and can be set arbitrarily.
  • a measurement unit 110e, on-off valves V 1 to V 4 and V 11 to V 13 , and pumps 106o and 106k are connected to the control unit 110c.
  • the control unit 110c centrally controls the on-off valves V 1 to V 6 and V 11 to V 13 and the pumps 106o and 106k according to a program or data stored in advance in the storage unit 110d.
  • Control unit 110c on the basis of reclaiming start command nonvolatile component removal, running an extraction pump 106o with opening the on-off valve V 1 ⁇ V 3, V 5 , V 6 (step S1 ).
  • a part of the absorbing liquid 1003 is introduced from the part of the lean solution 1003a into the reclaimer 106a as the lean extracted liquid 1003c and stored, and is heated and evaporated together with the alkali agent 106c and the supplied water 106f, and the recovered vapor is discharged. It is returned to the regeneration tower 104 as a recovered vapor 1003 d through a pipe 106 h.
  • a first feed water control is performed to supply either the running water 1005 (* 1) or the steam condensed water 1004b (* 2) as the feed water 106f.
  • demineralized water may be separately supplied.
  • step S 3 when it is determined that the non-volatile component in the liquid of the reclaimer 106 a has become equal to or less than a predetermined amount based on the non-volatile component removal information input from the measurement unit 110 e (step S 2: Yes). ), closes the on-off valve V 1 and V 2 stops extraction pump 106o, to end the reclaiming operation of the non-volatile components removed (step S3).
  • the concentration of the absorbent in the reclaimer 106a at the end of this non-volatile component removal reclamation is different depending on the type of absorbent and the operating conditions of the absorber, but the concentration (for example, 30) similar to that of the lean solution 1003a circulating in the system. It is preferable from the viewpoint of absorbent recovery if the concentration is slightly lower than or equal to 60 wt%).
  • the on-off valves V 3 , V 5 , V 6 , and V 11 to V 12 are kept open and the on-off valve V 13 is further opened based on a finish reclaiming start command for recovering the absorbent from the residue 1006. Furthermore, the cleaning solution 1003f (* 3) is introduced into the water supply unit 106i (step S4). As a result, the supply amount of the feed water 106f supplied into the reclaimer 106a is increased, and the second feed water control to be supplied as the feed water 106f is executed. Thereby, the amount of steam generation in the reclaimer 106a is increased.
  • Step S5 since the absorbent contained in the CO 2 absorbing solution is contained in the cleaning part in the cleaning liquid 1003f, it is determined whether the concentration of the absorbent in the liquid reaches the concentration of the absorbent in the cleaning liquid 1003f. (Step S5).
  • the concentration of the absorbent in the liquid in the reclaimer 106a is, when led to the concentration of the absorbent in the cleaning liquid 1003f (Step S5: Yes), by closing the on-off valve V 13, feed water
  • the third feed water control to be supplied as 106f is executed, and the operation of finishing reclaiming (initial) is ended (step S6).
  • the low concentration of the absorbent is contained in the washing liquid 1003f by the washing in the washing unit 1003B, so if the concentration of the absorbent in the washing liquid 1003f is reached, the absorbent is recovered even if it is introduced more than that. It is because you can not
  • step S7 When the concentration of the absorbent in the liquid in the reclaimer 106a reaches a predetermined recovery target concentration (for example, several wt%) or less in the operation of finish reclaiming (late stage) (step S7: Yes), the on-off valve V 3 , V 5 and V 6 and V 11 to V 12 are closed to complete the operation of the final reclaiming (late stage) (step S 8).
  • a predetermined recovery target concentration for example, several wt%) or less in the operation of finish reclaiming (late stage)
  • FIG. 5 is a view showing the relationship between the reclaimer operation time and the residual absorbent concentration.
  • the pressure in the reclaimer 106a is kept constant, and the relationship between the reclaimer operation time (t) and the residual absorbent concentration (%) is shown in FIG.
  • time t 0 on the horizontal axis indicates the time when the lean extracted liquid 1003 c is stopped
  • time t 1 to t 5 is the operation elapsed time of the finish reclaiming (initial) operation
  • time t 6 to t 10 is the finish It is an operation elapsed time of the reclaiming (late stage) operation.
  • t 0 previous horizontal axis shows the reclaiming operation of the non-volatile components removed.
  • the concentration of the absorbent drops.
  • concentration (X) of the absorbent in the residue reaches the concentration (X 2 ) of the absorbent in the washing solution 1003f, or approaches the concentration of the acidic gas absorbent, the second feed water control And the third feed water control.
  • concentration (X 3 ) of the absorbent in the final cleaning fluid 1003 f of the final reclaiming (late stage) is a predetermined target concentration for recovery (eg, several wt%), and is appropriately set according to the recovery target.
  • the cleaning liquid 1003f circulated in the cleaning unit 1003B when the cleaning liquid 1003f circulated in the cleaning unit 1003B is initially supplied, the supplied water not supplied with the cleaning liquid.
  • the operating time required to recover the absorbent in the residue 1006 in the reclaiming apparatus 106A to the same concentration (for example, 90% recovery) compared to the supply condition of (reflux water 1005, steam condensed water 1004b) alone is approximately 5 It could be reduced by%.
  • an absorption tower 103 for removing an acidic gas by bringing an acidic gas in the gas 1001 into contact with an acidic gas absorbing liquid, and a rich solution 1003b which has absorbed CO 2 is a steam of the reboiler 104c.
  • the solution is continuously introduced into the reservoir and stored, the alkali agent 106c and the feed water 106f are introduced and heated, and the absorbent remaining from the lean extract 1003c is recovered as the recovered vapor 1003d, while being extracted from the lean extract 1003c.
  • the first feed water control is performed to supply at least one of the reflux water 1005 from the regeneration tower 104, the vapor condensed water 1004b, and at least one of the demineralized water as water, into the reclaimer 106a. While supplying at least one of steam condensed water 1004b and demineralized water as a first feed water into the reclaimer 106a, and supplying a cleaning fluid 1003f containing the CO 2 absorbing liquid of the washing unit 1003B of the absorption tower 103 into the reclaimer 106a Execute the second feed water control to be supplied as water, and the later stage of finish reclaiming , The supply of the second feed water is stopped, reflux water 1005, the steam condensate 1004b, executes the third water supply control for supplying at least one demineralized water as a first feed water.
  • this reclaiming method it is possible to reduce the operation time required for recovery of the absorbent discharged out of the system accompanying the residue of the reclaiming device, and to improve the operation efficiency of the reclaiming device.
  • FIG. 6 is a schematic view of a reclaiming device according to a second embodiment.
  • symbol is attached
  • the reclaiming apparatus 106A shown in FIG. 2 is a pressure type reclaiming apparatus, the present invention is not limited to this, and may be a decompression type reclaiming apparatus.
  • a heat exchanger 131 and a gas-liquid separator 132 are provided in a recovered steam discharge pipe 106h for discharging the recovered steam 1003d from the reclaimer 106a.
  • the temperature of the recovered vapor 1003 d entrained by the absorbent discharged from the reclaimer 106 a is lowered to, for example, 50 to 100 ° C. by the cooling water 131 a of the heat exchanger 131, and then introduced into the gas-liquid separator 132 for flushing .
  • the introduced recovered vapor 1003 d is separated in the gas-liquid separator 132 into a condensed liquid 1003 d-1 and a recovered vapor-condensed liquid separated gas 1003 d-2.
  • the recovered vapor-condensed liquid separated gas 1003 d-2 is supplied to the absorption tower 103 by the compressor 132 b provided in the discharge line 132 a.
  • the condensate 1003 d-1 is supplied to the absorber 103.
  • Pressurized reclaiming devices are intended for absorbents having a boiling point of, for example, 200 ° C. or less, but some absorbents have high boiling points exceeding 200 ° C.
  • it is not a pressurized type, but a pressure reducing type reclaiming device using a pressure reducing device such as a vacuum pump, for example.
  • a high boiling point absorbent it becomes suitable when removing the acidic component in high pressure process gas.
  • the reduced pressure type reclaiming device is used to suppress high temperature in the pressurized type, since it is necessary to use high temperature steam as well as deterioration of the absorbent and to increase the reclaiming cost.
  • the supply operation of the supply water 106f is the same as that of the pressure type reclaiming device 106A.
  • the absorbent recovery operation after stopping extraction of the lean extracted liquid 1003c to the reclaimer 106a when the cleaning liquid 1003f circulated in the cleaning unit 1003B is initially supplied, the supply of the cleaning liquid is not performed.
  • the operating time required to recover the absorbent in the residue 1006 in the reclaiming apparatus 106B to the same concentration (for example, 90% recovery) compared to the supply condition of only the feed water (reflux water 1005, steam condensed water 1004b) It could be reduced by about 40%.
  • the reduction rate is improved as compared to Example 1 because, when a high boiling point absorbent is recovered, the absorbent content is high when stopping extraction of the lean extract 1003 c, and the operation time is increased. Since the content of the remaining absorbent and the drop in vapor pressure with the passage of time are large, if the pressure of the reclaimer 106a is adjusted by the pressure reducing device 130, the recovery efficiency can be improved.
  • FIG. 7 is a schematic view of a reclaiming device according to a third embodiment.
  • symbol is attached
  • the supply water supplied to the water supply unit 106i is controlled to reduce the operation time required to recover the absorbent in the residue 1006 in the reclaiming apparatus 106A to the same concentration.
  • the pressure of the reclaiming device is further controlled to reduce the operation time.
  • the reclaiming device 106C includes a thermometer 110a that measures the temperature of the liquid portion in the reclaimer 106a, a first pressure gauge 110b that measures the pressure of the gas portion in the reclaimer 106a, a thermometer 110a and and a control unit 110c for obtaining data of the first pressure gauge 110b, operates the opening degree of the on-off valve V 5 provided in recovery steam discharge pipe 106 h.
  • the control unit 110 c is configured by a microcomputer or the like. As shown in FIG. 8, the control unit 110 c is provided with a storage unit 110 d.
  • the storage unit 110 d includes a RAM, a ROM, and the like, and stores programs and data.
  • the storage unit 110d includes the amount of components of non-volatile substances (impurities such as sodium nitrate and sodium sulfate) in the absorbing solution (for example, the lean solution 1003a and the lean extracted solution 1003c).
  • Data of absorbent component amount in the stored lean extracted liquid 1003c (absorbent component amount data 1, absorbent component amount data 2) are stored.
  • This setting is an index indicating how much non-volatile substance is to be removed in the circulating lean solution 1003a, and can be set arbitrarily.
  • absorbent component amount data 2 is, for example, the amount of absorbent component remaining in the lean extract 1003c is set, for example, a predetermined concentration (for example, several wt%) of the absorbent, or a predetermined recovery amount of the absorbent ( Recovery rate is set.
  • This setting is an index indicating how much the absorbent remaining from the lean extracted liquid 1003c stored in the reclaimer 106a is reduced, and can be set arbitrarily.
  • thermometer 110a a thermometer 110a, a first pressure gauge 110b, a measuring unit 110e, on-off valves V 1 to V 6 , and pumps 106o and 106k are connected to the control unit 110c.
  • the control unit 110c generally controls the on-off valves V 1 to V 6 and the pumps 106o and 106k in accordance with programs and data stored in advance in the storage unit 110d.
  • Control unit 110c based on the reclaiming start command nonvolatile component removal, running an extraction pump 106o with opening the on-off valve V 1 ⁇ V 3, V 5 ⁇ V 6 (step S11 ).
  • a part of the absorbing liquid 1003 is introduced from the part of the lean solution 1003a into the reclaimer 106a as the lean extracted liquid 1003c and stored, and is heated and evaporated together with the alkali agent 106c and the supplied water 106f, and the recovered vapor is discharged. It is returned to the regeneration tower 104 as a recovered vapor 1003 d through a pipe 106 h.
  • step S 12 when it is determined that the non-volatile component in the liquid of the reclaimer 106 a has become equal to or less than a predetermined amount based on the non-volatile component removal information input from the measurement unit 110 e (step S 12: Yes). ), closes the on-off valve V 1 and V 2 stops extraction pump 106o, to end the non-volatile component removal reclaiming operation (step S13).
  • the concentration of the absorbent in the reclaimer 106a at the end of this non-volatile component removal reclamation is different depending on the type of absorbent and the operating conditions of the absorber, but the concentration (for example, 30) similar to that of the lean solution 1003a circulating in the system. It is preferable from the viewpoint of absorbent recovery if the concentration is slightly lower than or equal to 60 wt%).
  • the on-off valves V 3 , V 5 and V 6 are kept open and the extraction of the lean extract 1003 c is stopped.
  • the first reference temperature T 1 of measured with a thermometer 110a the heating is continued while maintaining the first reference temperature T 1 of (step S14).
  • the control unit 110c to adjust the pressure of the reclaimer in 106a on the basis of the first reference temperature T 1 of the PID (Proportional-Integral-Differential Controller ) controlled by reclaimer in 106a.
  • the vapor pressure of the absorbent decreases, but in this case the vapor pressure of the absorbent decreases by increasing the pressure to maintain the first reference temperature T 1 Can be suppressed.
  • the control unit 110c performed by throttling the opening and closing valve V 5 as an example.
  • step S15 when the concentration of the absorbent in the liquid in the reclaimer 106a reaches a predetermined concentration (for example, several wt%) or less (step S15: Yes), the on-off valves V 3 , V 5 and V 6 are closed. Then, the final reclaiming operation is ended (step S16). Then, after completion of the finishing reclaiming operation, by operating the remaining ⁇ output pump 106k with opening the on-off valve V 4, residue 1006 it is discharged to the outside of the reclaimer 106a.
  • a predetermined concentration for example, several wt%) or less
  • FIG. 10 is a diagram showing the relationship between the finish reclaiming operation time and the temperature, and the vertical axis shows the temperature (° C.) in the reclaimer.
  • FIG. 10B is a diagram showing the relationship between the finish reclaiming operation time and the pressure, and the vertical axis shows the pressure (Pa) in the reclaimer.
  • FIG. 10C is a diagram showing the relationship between the finish reclaiming operation time and the absorbent vapor pressure, and the ordinate indicates the absorbent vapor pressure (Pa) in the reclaimer.
  • FIG. 10D is a diagram showing the relationship between the finish reclaiming operation time and the absorbent recovery rate, and the vertical axis shows the absorbent recovery rate (%).
  • the temperature of the reclaimer 106a is set to a predetermined value (first reference temperature T 1 ). so as to maintain the (throttle-off valve V 5, increasing the pressure from P 1 to P 2) regulating the pressure of the reclaimer 106a case of, fix the reclaimer temperature as in the prior art without the pressure regulation as an indicator
  • the operating time required to recover the absorbent in the residue 1006 in the reclaiming apparatus 106A to the same concentration is reduced by about 10% compared to when the pressure condition (P 1 : constant) is used. I was able to.
  • the first reference temperature T 1 of the the concentration of the absorbent remaining in the lean extraction liquid 1003c which is continuously introduced into the reclaimer in 106a but at different temperatures, for example, the first reference temperature T 1 of the of 120 ⁇ 130 ° C. It is a range.
  • change of temperature drop from the first reference temperature T 1 of the second reference temperature is preferably a range within 10 ° C.. A drop exceeding 10 ° C. is not preferable because the contribution to the reduction of operating time of recovery improvement is small.
  • the temperature of the saturated vapor 1004 a at this time is about 140 to 150 ° C.
  • target recovery rate ⁇ target recovery rate
  • ⁇ recovery rate at the start of the final reclaiming operation
  • the target recovery rate ( ⁇ ) could be achieved at the operation time t 94 (solid line in FIG. 10D).
  • the reclaimer controller 110 is controlled to maintain T 2 constant. In this way, stable operation can be performed without exceeding the upper limit value of the specified operating pressure of the reclaimer 106a.
  • lowering of the target temperature is preferably from the first reference temperature T 1 of the temperature range within a predetermined temperature (e.g. 10 ° C.). This is because if the temperature is lower than the predetermined temperature, it does not contribute to the reduction of the recovery operation time.
  • a predetermined temperature e.g. 10 ° C.
  • the process of reclaiming the non-volatile substance is stopped, and the introduction of the lean extracted solution into the reclaimer is stopped, and the remaining reference temperature is maintained while removing the remaining absorbing solution. Performing a final reclaiming operation to be performed.
  • the operation method of the reclaiming device 106C of Example 3 1) extracts a part of the lean solution 1003a and introduces it into the reclaimer 106a as a lean extracted solution 1003c, and supplies the alkaline agent 106c and the supply water 106f.
  • control to maintain the reference temperature based on the first reference target temperature suppresses a drop in the vapor pressure of the absorbent and accelerates the recovery rate of the absorbent.
  • the non-volatile substance removal reclaiming operation for removing the non-volatile substance which is the degradation product contained in the lean extracted liquid 1003c, and the introduction of the lean extracted liquid 1003c to the reclaimer 106a are stopped.
  • a finish reclaiming operation to suppress a drop in the vapor pressure of the absorbent when recovering the absorbent component remaining in the non-volatile component the time for the finish reclaiming operation is shortened and the reclaiming processing cost is reduced. can do.
  • the circulation is performed in the cleaning section 1003B of the absorber 103 that recovers CO 2.
  • the washing liquid 1003f is initially supplied as the feed water 106f, in order to recover the absorbent in the residue in the reclaimer 106a to the same concentration as compared with the supply condition of only the feed water 106f which does not supply the washing liquid 1003f.
  • the required operating time can be reduced.
  • the pressure of the reduced pressure reclaiming device 106C is controlled, and the pressure of the reclaimer 106a is adjusted to maintain the temperature of the reclaimer 106a at a predetermined reference temperature. It is possible to reduce the operation time required to recover the absorbent in the 1006 to the same concentration.
  • FIG. 11 is a schematic view of another reclaiming device according to the third embodiment.
  • the lean extracted liquid 1003c, the alkali agent 106c, and the supply water 106f are respectively supplied to the bottom of the reclaimer 106a from the extraction pipe 106b, the alkali agent supply pipe 106d, and the water supply pipe 106g.
  • the present invention is not limited to this.
  • the mixer 120 is installed, and the extraction pipe 106b, the alkali agent supply pipe 106d, and the water supply pipe 106g are connected to the mixer 120, and the lean extraction liquid 1003c, alkali
  • the agent 106c and the feed water 106f may be introduced into the mixer 120 once to be in a good mixing state, and then introduced from the bottom of the reclaimer 106a by the mixed liquid supply pipe 120a. Further, in order to make the mixed state more homogeneous, for example, a stirring device may be used. Thereby, when separately introducing the alkaline agent 106c, it is possible to prevent uneven distribution of the mixture and the like, and to promote separation of the amine absorbent by the alkaline agent 106c.
  • FIG. 12 is a schematic view of a reclaiming device according to a fourth embodiment.
  • the reclaiming apparatus 106C shown in FIG. 7 is a pressure type reclaiming apparatus, the present invention is not limited to this, and may be a decompression type reclaiming apparatus.
  • the pressure reducing type reclaiming device 106E is different from the pressurized type reclaiming device 106C of the third embodiment in that a pressure reducing device 130 is provided in a recovered vapor discharge pipe 106h.
  • the pressure of the recovered vapor 1003d discharged from the decompression device 130 is measured by the second pressure gauge 110f.
  • the recovered vapor 1003 d discharged from the decompression device 130 is introduced into either the absorption tower 103 or the regeneration tower 104 by adjusting the degree of compression. Good.
  • the compression ratio of the decompression device 130 at the time of recovering the recovered vapor 1003 d is 0.5 atm
  • in order to introduce the recovered vapor 1003 d into the absorption tower 103 it is compressed to, for example, 1 atm.
  • in order to introduce the recovered steam 1003d into the regeneration tower 104 for example, it is compressed to 1.5 to 2.0 atm.
  • control unit 110c a thermometer 110a, the first pressure gauge 110b, a second pressure gauge 110f, measuring unit 110e, on-off valve V 1 ⁇ V 4, V 6 , and a pump 106o, 106k is connected.
  • the control unit 110c generally controls the on-off valves V 1 to V 4 and V 6 and the pumps 106o and 106k according to a program or data stored in advance in the storage unit 110d.
  • the control unit 110c of the reclaiming apparatus 106E opens the on-off valves V 1 to V 3 and V 6 based on the non-volatile component removing reclaiming start command and removes the extraction pump 106o. It operates (step S21). Thereby, a part of the absorbing liquid 1003 is introduced from the part of the lean solution 1003a into the reclaimer 106a as the lean extracted liquid 1003c and stored, and is heated and evaporated together with the alkali agent 106c and the supplied water 106f, and the recovered vapor is discharged. It is returned to the absorption tower 103 or the regeneration tower 104 as recovered steam 1003 d through a pipe 106 h.
  • step S 22 when it is determined that the non-volatile component in the liquid of the reclaimer 106 a has become equal to or less than a predetermined amount based on the non-volatile component removal information input from the measurement unit 110 e (step S 22: Yes). ), closes the on-off valve V 1 and V 2 stops extraction pump 106o, to end the reclaiming operation of the non-volatile components removed (step S23).
  • the concentration of the absorbent in the reclaimer 106a at the end of this non-volatile component removal reclamation is different depending on the type of absorbent and the operating conditions of the absorber, but the concentration (for example, 30) similar to that of the lean solution 1003a circulating in the system. It is preferable from the viewpoint of absorbent recovery if the concentration is slightly lower than or equal to 60 wt%).
  • step S24 On the basis of the command for starting the finish reclaiming of absorbent recovery, the on-off valves V 3 and V 6 are kept open and the first reference temperature T 1 at the time of stopping the extraction of the lean extracted liquid 1003 c is maintained. Heating is continued (step S24).
  • the control unit 110c to adjust the pressure of the reclaimer in 106a on the basis of the first reference temperature T 1 of the the reclaimer 106a.
  • the degree of compression is adjusted to maintain the first reference temperature T 1 (for example, operation at 0.5 atm) If the pressure is increased by 0.6 atm, the decrease in the vapor pressure of the absorbent can be suppressed.
  • the pressure is increased by changing the degree of compression of the pressure reducing device 130 according to an instruction from the control unit 110 c.
  • step S25 when the concentration of the absorbent in the liquid in the reclaimer 106a reaches a predetermined concentration (for example, several wt%) or less (step S25: Yes), the on-off valves V 3 and V 6 are closed to finish The reclaiming operation is ended (step S26). Then, after completion of the finishing reclaiming operation, by operating the remaining ⁇ output pump 106k with opening the on-off valve V 4, residue 1006 it is discharged to the outside of the reclaimer 106a.
  • a predetermined concentration for example, several wt%) or less
  • the temperature of the reclaimer 106a is set to a predetermined value (first reference temperature T to maintain a 1), a diaphragm adjustment (on-off valve V 5 pressure reclaimer 106a, when raising) the pressure from P 1 to P 2, without pressure adjustment to the conventional reclaimer temperature as an index
  • the operating time required to recover the absorbent in the residue 1006 in the reclaiming device 106C to the same concentration is reduced by 50% compared to the case where fixed pressure conditions (P 1 : constant) are used. We were able to.
  • the reduction rate is improved compared to Example 3 because, in the case of recovering the high boiling point absorbent, the content ratio of the absorbent is high when stopping the extraction of the lean extract 1003 c, and the operation time is increased. Since the content of the remaining absorbent and the drop in vapor pressure with the passage of time are large, if the pressure of the reclaimer 106a is adjusted by the pressure reducing device 130, the recovery efficiency can be improved.
  • FIG. 15 is a schematic view of another reclaiming device according to a fourth embodiment.
  • the reclaiming device 106E shown in FIG. 12 decompresses the entire amount of the recovered steam 1003d by the decompression device 130
  • the present invention is not limited to this, and the reclaiming device 106F of the present embodiment recovers the recovered steam.
  • a heat exchanger 131 and a gas-liquid separator 132 are provided in a recovered vapor discharge pipe 106 h for discharging the recovered vapor 1003 d from the reclaimer 106 a when the pressure in the pressure reducing device 1003 d is reduced.
  • the temperature of the recovered vapor 1003 d entrained by the absorbent discharged from the reclaimer 106 a is lowered to, for example, 50 to 100 ° C. by the cooling water 131 a of the heat exchanger 131, and then introduced into the gas-liquid separator 132 for flushing .
  • the introduced recovered vapor 1003 d is separated in the gas-liquid separator 132 into a condensed liquid 1003 d-1 and a recovered vapor-condensed liquid separated gas 1003 d-2.
  • a compressor 132b to a discharge line 132a of recovery steam condensate separation gas 1003d-2, the compression degree of the compressor 132b are off valve V 7 interposed in the fine adjustment line 132c to tweak provided.
  • the condensed liquid 1003d-1 is discharged by the pump 132e provided in the condensed water line 132d.
  • the decompressor 130 by decompressing the recovered vapor-condensed liquid separated gas 1003 d-2 from which the condensed liquid 1003 d-1 has been separated by the decompressor 130, it is not necessary to decompress a large amount of recovered vapor 1003 d.
  • the power of the pressure reducing device 130 can be significantly reduced.
  • the condensed liquid 1003 d-1 and the recovered vapor-condensed liquid separated gas 1003 d-2 from the recovered vapor 1003 d at the normal pressure are both introduced into the absorption tower 103.
  • 1003f is initially supplied as the feed water 106f, in order to recover the absorbent in the residue 1006 in the reclaimer 106a to the same concentration as compared with the supply condition of only the feed water 106f without the supply of the washing solution 1003f.
  • the required operating time can be reduced.
  • the pressure of the reduced pressure reclaiming device 106E is controlled, and the pressure of the reclaimer 106a is adjusted to maintain the temperature of the reclaimer 106a at a predetermined reference temperature. It is possible to reduce the operation time required to recover the absorbent in the medium to the same concentration.

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)

Abstract

リクレーマへのリーン抜出液の導入を行い、リーン抜出液中の不揮発性成分を分離する不揮発性成分除去のリクレーミングの際、第１供給水として、再生塔からの還流水、蒸気凝縮水、脱塩水のすくなくとも一つをリクレーマ内に供給する第１の供給水制御を実行すると共に、リクレーマへのリーン抜出液の導入を停止した後のリクレーミング残渣中の吸収剤を回収する仕上げリクレーミングの初期は、還流水、蒸気凝縮水、脱塩水のすくなくとも一つをリクレーマ内に第１供給水として供給すると共に、酸性ガス吸収塔の洗浄部の酸性ガス吸収液を含む洗浄液をリクレーマ内に第２供給水として供給する第２の供給水制御を実行し、仕上げリクレーミングの後期は、第２供給水の供給を停止し、還流水、蒸気凝縮水、脱塩水のすくなくとも一つを第１供給水として供給する第３の供給水制御を実行する。

Description

酸性ガス除去装置及び酸性ガス除去方法
　本発明は、ガス中の酸性ガスを吸収する吸収液に蓄積した劣化物を除去するリクレーミング装置を備えた酸性ガス除去装置及び酸性ガス除去方法に関する。
　大量の化石燃料を使用する火力発電所等では、ボイラにおいて化石燃料を燃焼させることで発生する排ガス、石炭をガス化した石炭ガス化ガス（ガス化ガス）、天然ガスは、酸性ガス成分（例えば、ＣＯ2、Ｈ2Ｓ等）を含んでいる。このような酸性成分を含むガスは、吸収塔内で例えばアミン系の酸性ガス吸収液と気液接触させて酸性ガス吸収液中に酸性ガスを吸収させることで、ガス中の酸性ガスを除去し、回収するようにしている。
　例えば、酸性ガス吸収液は排ガス、ガス化ガス等ガス中の酸性ガスを吸収塔で吸収し除去した後、再生塔で酸性ガス吸収液に吸収された酸性ガスを放散し、再生した酸性ガス吸収液を再び吸収塔に供給して再利用し、酸性ガス吸収液を吸収塔と再生塔との間の閉鎖循環系内を循環して使用する方法が用いられている。
　ボイラから排出される排ガスから酸性ガス成分（例えば、ＣＯ2、ＳＯ2等）を回収する工程、天然ガスやガス化炉等から排出される石炭ガス化ガス中の酸性ガス成分（ＣＯ2、Ｈ2Ｓ等）を除去する工程において、使用されるアミン系の酸性ガス吸収液は処理ガス中の劣化起因物や酸性ガス吸収液自体の分解により、熱安定性アミン塩（Heat　Stable　Amine　Salt：ＨＳＡＳ）と呼ばれる不揮発性物質を含む劣化物を生成する。
　酸性ガス吸収液に起因して生じた劣化物は腐食性が高いことから、リクレーマを備えたリクレーミング装置に供給して酸性ガス吸収液中の劣化物を除去し、酸性ガス吸収液の吸収剤を回収蒸気に同伴させて循環系内に戻す手法等が実施されている。
　このリクレーミング操作では、循環系内を循環する酸性ガス吸収液の劣化物の濃度が規定値を越えたら、循環系内を循環する酸性ガス吸収液の一部を抜出してリクレーマに供給し、リクレーマにアルカリ剤を添加して劣化物を酸性ガス吸収剤から分離しつつ除去し、酸性ガス吸収剤を循環系内に戻している。このように、従来では、循環系内を循環する酸性ガス吸収液の劣化物の濃度を測定し、その濃度に応じてリクレーマの運転操作を繰り返し行っている(例えば特許文献１、２参照)。
特開２０１２－２３６１７０号公報 特開２０１３－９９７２７号公報
　従来のリクレーミング操作では、抜出した劣化物を含む吸収液をリクレーマ内で加熱することで、劣化物はリクレーミング残渣として濃縮されて回収され、吸収剤成分は回収蒸気となって循環系内に戻されるので、酸性ガス吸収液の通過する循環系内に劣化物が蓄積される事態を防ぐことができる。しかしながら、加熱及び蒸発操作によるリクレーミング操作では、吸収液成分の一部が蒸発せずにリクレーミング残渣中に残存してしまうおそれがある。このため、吸収剤が損失されてしまい、損失した分の比較的高価な吸収剤を補給しなければならない。
　よって、従来技術においては、排ガスからの混入物や吸収液劣化物等の吸収液に蓄積した不揮発性物質をリクレーミング操作によって吸収液から分離し、系外に排出除去する際、不揮発性物質を含む吸収液のリクレーミング装置への供給停止後、水及び蒸気の供給をすることにより、リクレーミング装置内のリクレーミング残渣に残存した吸収剤を回収蒸気に同伴して循環系内に戻す仕上げリクレーミング操作を行うようにしている。
　しかしながら、従来の仕上げリクレーミング操作においては、リクレーミング装置内の圧力を一定としているので、仕上げリクレーミング操作を続けると、リクレーミング残渣中の吸収剤の濃度が低下するので、吸収剤蒸気圧が低下し、仕上げリクレーミング操作に時間を要するという問題がある。
　本発明は、前記問題に鑑み、不揮発性物質を除去するリクレーミング操作の終了後において、リクレーミング残渣に残存した吸収剤を回収する仕上げリクレーミング操作の回収時間の促進を図ることができる酸性ガス除去装置及び酸性ガス除去方法を提供することを課題とする。
　上述した課題を解決するための本発明の第１の発明は、ガス中の酸性ガスと酸性ガス吸収液とを接触させて酸性ガスを除去する酸性ガス吸収塔と、酸性ガスを吸収したリッチ溶液をリボイラの蒸気により再生してリーン溶液とする吸収液再生塔と、前記リーン溶液を抜出し、このリーン抜出液を導入して貯留するリクレーマと、前記リクレーマ内部にアルカリ剤を供給するアルカリ剤供給管と、前記リクレーマ内部に供給水を供給する水供給管と、前記リクレーマから排出する回収蒸気を、前記酸性ガス吸収塔又は前記再生塔に導入する回収蒸気排出管と、前記リクレーマへの運転を制御するリクレーマ制御装置と、を具備し、前記リクレーマ制御装置は、前記リクレーマへの前記リーン抜出液の導入を行い、該リーン抜出液中の不揮発性成分を分離する不揮発性成分除去のリクレーミングの際、前記水供給管に供給する第１供給水として、前記再生塔からの還流水、蒸気凝縮水、脱塩水のすくなくとも一つをリクレーマ内に供給する第１の供給水制御を実行すると共に、前記リクレーマへのリーン抜出液の導入を停止した後のリクレーミング残渣中の吸収剤を回収する仕上げリクレーミングの初期は、前記還流水、蒸気凝縮水、脱塩水のすくなくとも一つをリクレーマ内に前記第１供給水として供給すると共に、前記酸性ガス吸収塔の洗浄部の前記酸性ガス吸収液を含む洗浄液をリクレーマ内に第２供給水として供給する第２の供給水制御を実行し、前記仕上げリクレーミングの後期は、前記第２供給水の供給を停止し、前記還流水、蒸気凝縮水、脱塩水のすくなくとも一つを第１供給水として供給する第３の供給水制御を実行することを特徴とする酸性ガス除去装置にある。
　第２の発明は、第１の発明において、第２の供給水制御と第３の供給水制御との実行の切替えは、前記リクレーミング残渣中の酸性ガス吸収剤の残存濃度が、前記洗浄液中の酸性ガス吸収剤の濃度となるとき、又は前記洗浄液中の酸性ガス吸収剤の濃度に近づいたときであることを特徴とする酸性ガス除去装置にある。
　第３の発明は、第１又は２の発明において、さらに、前記リクレーマ内の温度を計測する温度計と、前記リクレーマ内の圧力を計測する圧力計と、を具備し、前記リクレーマ制御装置は、第１～第３の供給水制御の実行を行うと共に、前記リクレーマへのリーン抜出液の導入を停止した後のリクレーミング残渣中の吸収剤を回収する仕上げリクレーミングの際、前記リクレーマへのリーン抜出液の導入を停止したときのリクレーマ内の温度を基準温度とし、該基準温度を維持するように、前記リクレーマ内の圧力を調整する圧力制御を実行することを特徴とする酸性ガス除去装置にある。
　第４の発明は、第３の発明において、前記リクレーマ内の圧力が該リクレーマの運転上限の上限圧力値に達する場合、前記リクレーマ制御装置は、前記基準温度を下回る温度となるように、目標基準温度を変更し、変更した基準温度を維持するように前記リクレーマ内の圧力を調整することを特徴とする酸性ガス除去装置にある。
　第５の発明は、第４の発明において、目標基準温度の変更は、前記リクレーマへのリーン抜出液の導入を停止したときのリクレーマ内の基準温度から、所定温度以内の低い温度範囲とすることを特徴とする酸性ガス除去装置にある。
　第６の発明は、第３乃至５のいずれか一つの発明において、前記リクレーマ制御装置の圧力の調整は、加圧型リクレーマの場合、前記回収蒸気排出管に絞り弁を設置し、該絞り弁を調整することを特徴とする酸性ガス除去装置にある。
　第７の発明は、第３乃至５のいずれか一つの発明において、前記リクレーマ制御装置の圧力の調整は、減圧型リクレーマの場合、前記回収蒸気排出管に設置した減圧装置を調整することを特徴とする酸性ガス除去装置にある。
　第８の発明は、ガス中の酸性ガスと酸性ガス吸収液とを接触させて酸性ガスを除去する酸性ガス吸収塔と、酸性ガスを吸収したリッチ溶液をリボイラの蒸気により再生してリーン溶液とする吸収液再生塔とにより酸性ガスを除去する酸性ガス除去工程と、前記再生塔で再生された前記リーン溶液の一部を抜出し、このリーン抜出液をリクレーマ内に連続して導入して貯留し、アルカリ剤及び供給水を導入して加熱し、前記リーン抜出液から残存する吸収剤を回収蒸気として回収しつつ、リーン抜出液中の不揮発性成分を分離する不揮発性成分除去のリクレーミング工程と、前記リクレーマへのリーン抜出液の導入を停止する工程と、前記リクレーマ内の残渣中からさらに吸収剤を回収する仕上げリクレーミング工程と、を有し、前記不揮発性成分除去のリクレーミングの際、前記水供給管に供給する第１供給水として、前記再生塔からの還流水、蒸気凝縮水、脱塩水のすくなくとも一つをリクレーマ内に供給する第１の供給水制御を実行すると共に、前記仕上げリクレーミングの初期は、前記還流水、蒸気凝縮水、脱塩水の少なくとも一つをリクレーマ内に前記第１供給水として供給すると共に、前記酸性ガス吸収塔の洗浄部の前記酸性ガス吸収液を含む洗浄液をリクレーマ内に第２供給水として供給する第２の供給水制御を実行し、前記仕上げリクレーミングの後期は、前記第２供給水の供給を停止し、前記還流水、蒸気凝縮水、脱塩水の少なくとも一つを第１供給水として供給する第３の供給水制御を実行することを特徴とする酸性ガス除去方法にある。
　第９の発明は、第８の発明において、第２の供給水制御と第３の供給水制御との実行の切替えは、前記リクレーミング残渣中の酸性ガス吸収剤の残存濃度が、前記洗浄液中の酸性ガス吸収剤の濃度となるとき、又は前記洗浄液中の酸性ガス吸収剤の濃度に近づいたときであることを特徴とする酸性ガス除去方法にある。
　第１０の発明は、第８又は９の発明おいて、前記仕上げリクレーミング工程の際、前記リクレーマへのリーン抜出液の導入を停止したときのリクレーマ内の温度を基準温度とし、該基準温度を維持するように前記リクレーマ内の圧力を調整する圧力制御を実行することを特徴とする酸性ガス除去方法にある。
　本発明によれば、リクレーマへのリーン抜出液の供給を停止した後の残存する吸収剤を回収して仕上げリクレーミング操作の際、酸性ガスを回収する酸性ガス吸収塔の洗浄部で循環する洗浄液を初期に供給した場合には、洗浄液の供給を行わない供給水だけの供給条件に比べて、リクレーミング装置内の残渣中の吸収剤を同一濃度まで回収するために必要な運転時間を低減することができる。
　また、この供給水の制御に加えて、リクレーミング装置の圧力を制御し、リクレーマの温度を所定の基準温度に維持するように、リクレーマの圧力を調節することで、リクレーマ残渣中の吸収剤を同一濃度まで回収するために必要な運転時間の低減を図ることができる。
図１は、実施例１に係る回収装置の概略図である。 図２は、実施例１に係るリクレーミング装置の概略図である。 図３は、実施例１に係るリクレーミング装置の制御系のブロック図である。 図４は、実施例１に係るリクレーミング装置の制御のフローチャートである。 図５は、リクレーマ運転時間と、残留吸収剤濃度との関係を示す図である。 図６は、実施例２に係るリクレーミング装置の概略図である。 図７は、実施例３に係るリクレーミング装置の概略図である。 図８は、実施例３に係るリクレーミング装置の制御系のブロック図である。 図９は、実施例３に係るリクレーミング装置の制御のフローチャートである。 図１０Ａは、仕上げリクレーミング操作時間と温度との関係図である。 図１０Ｂは、仕上げリクレーミング操作時間と圧力との関係図である。 図１０Ｃは、仕上げリクレーミング操作時間と吸収剤蒸気圧との関係図である。 図１０Ｄは、仕上げリクレーミング操作時間と吸収剤回収率との関係図である。 図１１は、実施例３に係る他のリクレーミング装置の概略図である。 図１２は、実施例４に係るリクレーミング装置の概略図である。 図１３は、実施例４に係るリクレーミング装置の制御系のブロック図である。 図１４は、実施例４に係るリクレーミング装置の制御のフローチャートである。 図１５は、実施例４に係る他のリクレーミング装置の概略図である。
　以下に添付図面を参照して、本発明の好適な実施例を詳細に説明する。なお、この実施例により本発明が限定されるものではなく、また、実施例が複数ある場合には、各実施例を組み合わせて構成するものも含むものである。
　図１は、実施例１に係る回収装置の概略図である。石炭ガス化ガス、合成ガス、コークス炉ガス、石油ガス、天然ガス等には、ＣＯ2（二酸化炭素）やＨ2Ｓ（硫化水素）等の酸性ガスが含まれる。このような、ＣＯ2（二酸化炭素）やＨ2Ｓ（硫化水素）を回収する回収装置や、燃焼排ガス（以下、排ガスという）からＣＯ2（二酸化炭素）を回収する回収装置としては、図１に示すように、例えば、ボイラ等の産業設備から排出される排ガス１００１を、冷却水１００２により冷却する冷却塔１０２と、排ガス１００１に、ＣＯ2を吸収するアルカノールアミン水溶液等のアミン系吸収液である吸収液１００３（リーン溶液１００３ａ）を向流接触させて排ガス１００１中のＣＯ2を吸収液１００３に吸収させ、ＣＯ2を除去した排ガス１００１を排出する吸収塔１０３と、ＣＯ2を吸収した吸収液１００３（リッチ溶液１００３ｂ）を再生する再生塔１０４とを備えている。
　冷却塔１０２において、ＣＯ2を含有する排ガス１００１は、排ガス送風機１０２ａにより昇圧された後、冷却塔１０２内に送られ、ここで冷却水１００２と向流接触して冷却される（排ガス冷却工程）。冷却水１００２は、冷却塔１０２内の下部に溜まっており、加湿冷却水循環ポンプ１０２ｂにより冷却塔１０２の外部の冷却水管１０２ｃを経て冷却塔１０２内の上部に供給される。そして、冷却水１００２は、冷却塔１０２内の下部に至る過程で排ガス１００１と向流接触する。また、冷却水管１０２ｃには、冷却水１００２を冷却する冷却器１０２ｄが設けられている。冷却された排ガス１００１は、排ガス管１０２ｅを経て冷却塔１０２から排出され吸収塔１０３に供給される。
　吸収塔１０３においては、吸収部１００３Ａにおいて、排ガス１００１を、アルカノールアミンをベースとする吸収液１００３（リーン溶液１００３ａ）に向流接触させ、排ガス１００１中のＣＯ2を吸収液１００３に吸収させる。これにより、排ガス１００１からＣＯ2が除去される（脱ＣＯ2工程）。ＣＯ2が除去された排ガス１００１は、吸収部１００３Ａのガス流れ後流側に設けた洗浄部１００３Ｂにおいて、循環ライン１００３ｅを循環する洗浄液１００３ｆと排ガス１００１とが気液接触して、ＣＯ2が除去されたガスに同伴するＣＯ2吸収剤が洗浄液１００３ｆにより回収される。その後排ガス１００１は、吸収塔１０３の頂部から系外に放出される。なお、符号１００３ｇは洗浄液１００３ｆを循環する循環ポンプ、１００３ｈは洗浄液１００３ｆを冷却する冷却器、１００３ｉは洗浄液を貯留する洗浄液貯留部である。
　吸収液１００３（リーン溶液１００３ａ）は、再生塔１０４から吸収液供給ポンプ１０３ａにより圧送され、リーン溶液管１０３ｂを経て吸収塔１０３の外部から吸収塔１０３内の上部に供給される。そして、吸収液１００３は、吸収塔１０３内の下部に至る過程で排ガス１００１と向流接触する。また、リーン溶液管１０３ｂには、吸収塔１０３に供給される吸収液１００３を冷却する冷却器１０３ｃが設けられている。ＣＯ2を吸収した吸収液１００３（リッチ溶液１００３ｂ）は、吸収塔１０３内の下部に溜まり、リッチ溶液管１０４ｂを経て吸収塔１０３の外部に排出され、吸収液排出ポンプ１０４ａにより圧送されつつ再生塔１０４内の上部に供給される。
　再生塔１０４においては、吸収液１００３のリッチ溶液１００３ｂを、吸熱反応により大部分のＣＯ2を放出させたセミリーン溶液とし、このセミリーン溶液を、再生塔１０４内の下部に至る頃に、ほぼ全てのＣＯ2が除去されたリーン溶液１００３ａとする。
　再生塔１０４の下部では、リーン溶液１００３ａが再生加熱器１０４ｃで飽和蒸気１００４ａにより加熱再生される。そして、再生されたリーン溶液１００３ａは、リーン溶液管１０３ｂを経て再生塔１０４の外部に排出され、吸収塔１０３に供給される過程で、リッチ・リーン熱交換器１０５により、リッチ溶液管１０４ｂを経て再生塔１０４に供給される過程のリッチ溶液１００３ｂと熱交換して冷却される（吸収液再生工程）。
　一方、再生塔１０４の上部では、リッチ溶液１００３ｂ及びセミリーン溶液から分離されたＣＯ2ガスが、再生塔１０４の外部から還流水ポンプ１０４ｄにより圧送された還流水１００５に接触しつつ、再生塔１０４の頂部から還流管１０４ｅを経て再生塔１０４の外部に排出される。還流管１０４ｅを通過する過程で、ＣＯ２ガスは、再生塔還流冷却器１０４ｆにより冷却された後、ＣＯ2分離器１０４ｇにより水蒸気が凝縮されて還流水１００５と分離され、回収ＣＯ2排出管１０４ｈよりＣＯ２回収工程へ導かれる。ＣＯ2分離器１０４ｇにてＣＯ2から分離された還流水１００５は、還流水ポンプ１０４ｄにより圧送されて還流管１０４ｅを経て再生塔１０４へ供給される。なお、還流水１００５の一部は、吸収塔１０３の洗浄部１００３Ｂの循環ライン１００３ｅに導入され（※1）、洗浄液１００３ｆに合流される。
　なお、図には明示しないが、回収装置１０１の冷却塔１０２の前流側には、排ガス１００１に含まれるＮＯｘ（窒素酸化物）を還元して脱硝処理する脱硝工程を実施する脱硝装置と、排ガス１００１に含まれるＳＯｘ（硫黄酸化物）をスラリ中の炭酸カルシウムに接触させて脱硫処理する脱硫工程を実施する脱硫装置とが設けられている。
　上述した回収装置１０１では、排ガス１００１中のＣＯ2を回収する運転の際、酸素によりアルカノールアミンが劣化して熱安定性塩を生じる。また、脱硝工程で除去されずに残存するＮＯｘや、脱硫工程で除去されずに残存するＳＯｘ等が、脱ＣＯ2工程において吸収液１００３中に含まれるアルカノールアミンと反応して熱安定性塩を生じる。この熱安定性塩は、吸収液１００３中に、排ガス１００１に含まれる煤塵等の固形物と共に劣化物として含まれ、リッチ溶液１００３ｂからリーン溶液１００３ａを再生する吸収液再生工程において、通常の条件下では除去されない。この結果、劣化物を含む吸収液１００３が回収装置の系内を循環することで、当該系内に劣化物が徐々に蓄積されてしまうことになる。そのため、回収装置１０１では、再生塔１０４において生成されたリーン溶液１００３ａ中に残存する劣化物を加熱濃縮したリクレーミング残渣（以下「残渣」という）１００６としてリクレーミングするリクレーミング装置１０６を備えている。なお、この残渣はリーン抜出液１００３ｃにおいて不揮発性成分が濃縮された固体成分と濃縮されない液体成分とにより構成されている。
　図２は、実施例１に係るリクレーミング装置の概略図である。図２に示すように、リクレーミング装置１０６Ａは、加圧型のリクレーミング装置であり、排ガス１００１中の酸性ガス成分のＣＯ2を吸収液１００３により回収する回収装置１０１の再生塔１０４で再生されたリーン溶液１００３ａを分岐してリーン抜出液１００３ｃとして抜出し、この抜出したリーン抜出液１００３ｃを導入して貯留するリクレーマ１０６ａと、リクレーマ１０６ａ内部にアルカリ剤１０６ｃを供給するアルカリ剤供給管１０６ｄと、リクレーマ１０６ａ内部に供給水（例えば再生塔還流水（リフラックス水）、蒸気凝縮水、脱塩水等）１０６ｆを供給する水供給管１０６ｇと、水供給部１０６ｉに供給する供給水１０６ｆの導入の制御を調整するリクレーマ制御装置１１０と、を備える。
　リクレーミング装置１０６Ａは、再生塔１０４からリッチ・リーン熱交換器１０５に至る以前のリーン溶液管１０３ｂの分岐部１０３ｄよりリーン溶液１００３ａをリーン抜出液１００３ｃとして抜き出してリクレーマ１０６ａ内に貯留し、高温（例えば１２０℃～１５０℃）の加圧状態で加熱して、リーン抜出液１００３ｃから気化された吸収剤を回収蒸気１００３ｄとして再生塔１０４の下部に戻す一方、加熱により濃縮された残渣１００６を排出する。
　リクレーミング装置１０６Ａは、主に、吸収液貯留部と、加熱部とを備えている。図２に示すように、吸収液貯留部は、排ガス１００１からＣＯ2を回収して再生塔１０４で再生されたリーン溶液１００３ａの一部のリーン抜出液１００３ｃを貯留する密閉容器のリクレーマ１０６ａとして構成されている。リクレーマ１０６ａは、再生塔１０４からリッチ・リーン熱交換器１０５に至る以前のリーン溶液管１０３ｂの分岐部１０３ｄに、抜出管１０６ｂを介して接続されている。抜出管１０６ｂには、開閉弁Ｖ1及び抜出ポンプ１０６ｏが設けられている。
　また、リクレーマ１０６ａには、アルカリ剤供給部１０６ｅからアルカリ剤１０６ｃを送るアルカリ剤供給管１０６ｄが接続されている。アルカリ剤供給管１０６ｄには、開閉弁Ｖ2が設けられている。また、リクレーマ１０６ａには、水供給部１０６ｉから供給水１０６ｆを送る水供給管１０６ｇが接続されている。水供給管１０６ｇには、開閉弁Ｖ3が設けられている。また、リクレーマ１０６ａには、残渣１００６を排出する残渣排出管１０６ｊが接続されている。残渣排出管１０６ｊには、開閉弁Ｖ4及び残渣排出ポンプ１０６ｋが設けられている。また、リクレーマ１０６ａの上部には、再生塔１０４の下部の接続部１０４ｉに接続された回収蒸気１００３ｄを排出する回収蒸気排出管１０６ｈが接続されている。回収蒸気排出管１０６ｈには、開閉弁Ｖ5が設けられている。ここで、供給水１０６ｆとしては、例えば再生塔還流水（リフラックス水）、蒸気凝縮水、脱塩水を挙げることができる。
　加熱部は、リクレーマ１０６ａ内部に設けられており、横置きＵ字形状の蒸気管１０６ｌと、各蒸気管１０６ｌの一端に接続されてリクレーマ１０６ａの外部で図示しない加熱源により加熱されて生じる飽和蒸気１００４ａを供給する蒸気供給管１０６ｍと、各蒸気管１０６ｌの他端に接続されてリクレーマ１０６ａの外部に蒸気凝縮水１００４ｂを排出する凝縮水排出管１０６ｎとで構成されている。
　このリクレーミング装置１０６Ａは、開閉弁Ｖ1を開放してリクレーマ１０６ａの内部にリーン抜出液１００３ｃを供給すると共に、開閉弁Ｖ2を開放してリクレーマ１０６ａの内部にアルカリ剤１０６ｃをアルカリ剤供給部１０６ｅから供給し、開閉弁Ｖ3を開放してリクレーマ１０６ａの内部に供給水１０６ｆを水供給部１０６ｉから供給し、開閉弁Ｖ6を開放して蒸気管１０６ｌに飽和蒸気１００４ａを通すことで、供給されたリーン抜出液１００３ｃ及び供給水１０６ｆを、例えば１２０～１５０℃に非接触で熱交換して加熱する。すると、リーン抜出液１００３ｃに含有されている不揮発性物質である劣化物が、アルカリ剤１０６ｃとの塩を生成して吸収剤と分離され、リクレーマ１０６ａの底部に残渣１００６として濃縮される。
　この残渣１００６は、リクレーマ１０６ａ内の液体成分（回収できなかった吸収剤、アルカリ剤、供給水を含む液体成分、不揮発性物質の液体成分）と、不揮発性成分の固体成分とを含む。なお、この残渣１００６は、開閉弁Ｖ4を開放し、残渣排出ポンプ１０６ｋを稼働することで、リクレーマ１０６ａの外部に排出され、回収装置１０１の系外で回収される。なお、回収された残渣１００６は、焼却等により処理される。
　一方、リーン抜出液１００３ｃ及び供給水１０６ｆは、加熱により蒸発する。この際、アルカリ剤１０６ｃの分解によりフリーになったアミン系の吸収剤は加熱により気化される。この気化した吸収剤を同伴する回収蒸気１００３ｄは、開放された開閉弁Ｖ5を通過し、回収蒸気排出管１０６ｈを経て再生塔１０４に戻される。これにより、リーン抜出液１００３ｃに含有する劣化物が分離され、回収装置１０１の系内を循環する吸収液中に劣化物が蓄積される事態を防ぐことが可能になる。
　ここで、吸収剤としてアミン系吸収液を用い、アルカリ剤として水酸化ナトリウムを用いてリクレーミングの原理を説明する。不純物及び一部の不純物(例えば硝酸塩、硫酸塩等を含む)により固定された吸収剤(アミン硝酸塩、アミン硫酸塩等を含む)を含有するリーン抜出液１００３ｃに、水酸化ナトリウム等のアルカリ剤１０６ｃを添加混合して混合物を加熱することにより、フリーな状態となったアミン吸収剤を水と共に回収蒸気１００３ｄとして回収し、不揮発性物質(不純物：硝酸ナトリウム、硫酸ナトリウム等を含む)を残渣（液体、固体）１００６として系外に分離排出する。
　ところで、従来のような加熱のみによるリクレーミング操作では、吸収剤成分の一部がリーン抜出液から蒸発せずに、残渣中に残存してしまうおそれがある。このため、吸収剤を回収蒸気として回収することが十分ではなく、吸収剤の損失が懸念される。
　そのため、本実施例のリクレーミング装置１０６Ａでは、図２に示すように、リクレーマ制御装置１１０を備えている。
　リクレーマ制御装置１１０は、リクレーマ１０６ａに供給する供給水１０６ｆの供給源である水供給部１０６ｉに導入する供給水の導入を管理しており、各水供給管１０６ｇ－１～１０６ｇ－３には、運転状況に応じて、各水供給管１０６ｇ－１～１０６ｇ－３に設けられた開閉弁Ｖ11～Ｖ13の開度を操作する制御部１１０ｃを備えている。
　図３は、実施例１に係るリクレーミング装置の制御系のブロック図である。図４は、実施例１に係るリクレーミング装置の制御のフローチャートである。制御部１１０ｃは、マイコン等で構成されている。図３に示すように、制御部１１０ｃには、記憶部１１０ｄが設けられている。記憶部１１０ｄは、ＲＡＭやＲＯＭ等から構成され、プログラムやデータが格納されている。記憶部１１０ｄには、リクレーミング装置１０６Ａを稼働するため、吸収液（例えばリーン溶液１００３ａ、リーン抜出液１００３ｃ）中の不揮発性物質（不純物：硝酸ナトリウム、硫酸ナトリウム等）の成分量、リクレーマ１０６ａに貯留されたリーン抜出液１００３ｃ中での吸収剤成分量のデータ（吸収剤成分量データ１、吸収剤成分量データ２）が格納されている。
　この吸収剤成分量データ１は、測定部１１０ｅにより計測されたリーン溶液１００３ａ中の不揮発性物質の含有量が所定量（ｘ）を超えた場合、その超えた量（ｘ）から基準値（ｙ）以下になる量（差分ｘ－ｙ＝ｚ）が設定される。この設定は、循環するリーン溶液１００３ａ中において、不揮発性物質をどれほど除去するかを示す指標であり、任意に設定することが可能である。
　また、吸収剤成分量データ２は、例えば、リーン抜出液１００３ｃ中に残存する吸収剤成分量が設定され、例えば吸収剤の所定濃度（例えば数ｗｔ％）、又は吸収剤の所定回収量（回収率）が設定される。この設定は、リクレーマ１０６ａに貯留されたリーン抜出液１００３ｃから残存する吸収剤がどれほど減ったかを示す指標であり、任意に設定することが可能である。
　また、図３に示すように、制御部１１０ｃには、測定部１１０ｅ、開閉弁Ｖ1～Ｖ4、Ｖ11～Ｖ13、及びポンプ１０６ｏ、１０６ｋが接続されている。この制御部１１０ｃは、記憶部１１０ｄに予め格納されたプログラムやデータに従って、上述した開閉弁Ｖ1～Ｖ6、Ｖ11～Ｖ13及びポンプ１０６ｏ、１０６ｋを統括的に制御する。
　制御部１１０ｃは、図４に示すように、不揮発性成分除去のリクレーミング開始指令に基づき、開閉弁Ｖ1～Ｖ3、Ｖ5、Ｖ6を開放すると共に抜出ポンプ１０６ｏを稼働する（ステップＳ１）。これにより、吸収液１００３の一部がリーン溶液１００３ａの一部からリーン抜出液１００３ｃとして、リクレーマ１０６ａに導入されて貯留され、アルカリ剤１０６ｃ、供給水１０６ｆと共に加熱されて蒸発し、回収蒸気排出管１０６ｈを経て回収蒸気１００３ｄとして再生塔１０４に戻される。
　この不揮発性成分除去のリクレーミングの際には、水供給部１０６ｉに供給する第１供給水として、開閉弁Ｖ11又は開閉弁Ｖ12の両方又はいずれか一方を開放し、再生塔１０４からの還流水１００５（※１）、蒸気凝縮水１００４ｂ（※２）のいずれかを供給水１０６ｆとして供給する第１の供給水制御を実行する。また、この際、脱塩水を別途供給するようにしてもよい。
　そして、制御部１１０ｃは、測定部１１０ｅから入力された不揮発性成分の除去情報に基づき、リクレーマ１０６ａの液中の不揮発性成分が所定量以下となって除去されたと判断した場合（ステップＳ２：Ｙｅｓ）、開閉弁Ｖ1及びＶ2を閉じると共に抜出ポンプ１０６ｏを停止し、不揮発性成分除去のリクレーミング操作を終了する（ステップＳ３）。この不揮発性成分除去のリクレーミング終了時のリクレーマ１０６ａ内の吸収剤の濃度は、吸収剤の種類と吸収装置の運転条件によっても異なるが、系内を循環するリーン溶液１００３ａと同等の濃度（例えば３０～６０ｗｔ％）か、それよりもやや低い濃度であれば吸収剤回収の観点から好ましい。
　次に、残渣１００６中から吸収剤を回収する仕上げリクレーミング開始指令に基づき、開閉弁Ｖ3、Ｖ5、Ｖ6、Ｖ11～Ｖ12を開放したままとすると共に、さらに開閉弁Ｖ13を開放し、さらに洗浄液１００３ｆ（※３）を水供給部１０６ｉに導入する（ステップＳ４）。これにより、リクレーマ１０６ａ内に供給する供給水１０６ｆの供給量を増量させ、供給水１０６ｆとして供給する第２の供給水制御を実行する。これにより、リクレーマ１０６ａ内での蒸気発生量の増大を図る。
　ここで、洗浄液１００３ｆ中には洗浄部でＣＯ2吸収液中の吸収剤が含有しているので、液中の吸収剤の濃度が、洗浄液１００３ｆ中の吸収剤の濃度に至るか否かを判断する（ステップＳ５）。
　この仕上げリクレーミング（初期）において、リクレーマ１０６ａ内の液中の吸収剤の濃度が、洗浄液１００３ｆ中の吸収剤の濃度に至った場合（ステップＳ５：Ｙｅｓ）、開閉弁Ｖ13を閉じて、供給水１０６ｆとして供給する第３の供給水制御を実行し、仕上げリクレーミング（初期）の操作を終了する（ステップＳ６）。これは、洗浄液１００３ｆ中には洗浄部１００３Ｂにおける洗浄によって、吸収剤が低濃度含まれているので、洗浄液１００３ｆ中の吸収剤の濃度に至った場合、これ以上導入しても、吸収剤の回収ができないからである。
　仕上げリクレーミング（後期）の操作において、リクレーマ１０６ａ内の液中の吸収剤の濃度が所定の回収目標濃度（例えば数ｗｔ％）以下に至った場合（ステップＳ７：Ｙｅｓ）、開閉弁Ｖ3、Ｖ5、Ｖ6、Ｖ11～Ｖ12を閉じて、仕上げリクレーミング（後期）の操作を終了する（ステップＳ８）。
　そして、仕上げリクレーミング操作を終了した後は、開閉弁Ｖ4を開放すると共に残渣排出ポンプ１０６ｋを稼働することで、残渣１００６がリクレーマ１０６ａの外部に排出される。
　図５は、リクレーマ運転時間と、残留吸収剤濃度との関係を示す図である。ここで、リクレーマ１０６ａ内の圧力を一定として運転し、リクレーマ運転時間（ｔ）と、残留吸収剤濃度（％）との関係を図５に示す。図５において、横軸の時間ｔ0は、リーン抜出液１００３ｃを停止したときを示し、時間ｔ1～ｔ5は仕上げリクレーミング（初期）操作の運転経過時間、時間ｔ6～ｔ10は仕上げリクレーミング（後期）操作の運転経過時間である。なお、横軸のｔ0以前は不揮発性成分除去のリクレーミング操作を示す。
　図５に示すように、リーン抜出液１００３ｃの抜出を停止したときの吸収剤濃度をＸ1とする場合、リクレーミング運転により、吸収剤の濃度が低下する。ここで、残渣中の吸収剤の濃度（Ｘ）が、洗浄液１００３ｆ中の吸収剤の濃度（Ｘ2）に至った、又は酸性ガス吸収剤の濃度に近づいたときに、第２の供給水制御と第３の供給水制御との実行の切替えを行う。仕上げリクレーミング（後期）の最終の洗浄液１００３ｆ中の吸収剤の濃度（Ｘ3）は、所定の回収目標濃度（例えば数ｗｔ％）であり、回収目標に応じて適宜設定される。
　このように、リクレーマ１０６ａへのリーン抜出液１００３ｃの抜出停止後の吸収剤回収運転において、洗浄部１００３Ｂで循環する洗浄液１００３ｆを初期に供給した場合には、洗浄液の供給を行わない供給水（還流水１００５、蒸気凝縮水１００４ｂ）だけの供給条件に比べて、リクレーミング装置１０６Ａ内の残渣１００６中の吸収剤を同一濃度まで回収（例えば９割回収）するために必要な運転時間を約５％低減することができた。
　本実施例にかかる酸性ガス除去方法は、ガス１００１中の酸性ガスと酸性ガス吸収液とを接触させて酸性ガスを除去する吸収塔１０３と、ＣＯ2を吸収したリッチ溶液１００３ｂをリボイラ１０４ｃの蒸気により再生してリーン溶液１００３ａとする再生塔１０４とによりＣＯ2を除去する酸性ガス除去工程と、再生塔１０４で再生されたリーン溶液１００３ａの一部を抜出し、このリーン抜出液１００３ｃをリクレーマ１０６ａ内に連続して導入して貯留し、アルカリ剤１０６ｃ及び供給水１０６ｆを導入して加熱し、リーン抜出液１００３ｃから残存する吸収剤を回収蒸気１００３ｄとして回収しつつ、リーン抜出液１００３ｃ中の不揮発性成分を分離する不揮発性成分除去のリクレーミング工程と、リクレーマ１０６ａへのリーン抜出液１００３ｃの導入を停止する工程と、リクレーマ１０６ａ内の残渣１００６中からさらに吸収剤を回収する仕上げリクレーミング工程と、を有し、不揮発性成分除去のリクレーミングの際、水供給管に供給する第１供給水として、再生塔１０４からの還流水１００５、蒸気凝縮水１００４ｂ、脱塩水のすくなくとも一つをリクレーマ１０６ａ内に供給する第１の供給水制御を実行すると共に、仕上げリクレーミングの初期は、還流水１００５、蒸気凝縮水１００４ｂ、脱塩水のすくなくとも一つをリクレーマ１０６ａ内に第１供給水として供給すると共に、吸収塔１０３の洗浄部１００３ＢのＣＯ2吸収液を含む洗浄液１００３ｆをリクレーマ１０６ａ内に第２供給水として供給する第２の供給水制御を実行し、仕上げリクレーミングの後期は、第２供給水の供給を停止し、還流水１００５、蒸気凝縮水１００４ｂ、脱塩水のすくなくとも一つを第１供給水として供給する第３の供給水制御を実行する。
　このリクレーミング方法によれば、リクレーミング装置の残渣に同伴して系外に排出される吸収剤の回収に必要な運転時間の削減が可能となり、リクレーミング装置の運転の効率化が図れる。
　図６は、実施例２に係るリクレーミング装置の概略図である。なお、実施例１に示すリクレーミング装置と同一部材については、同一符号を付して重複する説明は省略する。図２に示すリクレーミング装置１０６Ａは、加圧型のリクレーミング装置であるが、本発明はこれに限定されるものではなく、減圧型のリクレーミング装置としてもよい。図６に示すように、本実施例のリクレーミング装置１０６Ｂは、リクレーマ１０６ａから回収蒸気１００３ｄを排出する回収蒸気排出管１０６ｈに、熱交換器１３１と気液分離器１３２とを設けている。そしてリクレーマ１０６ａから排出された吸収剤が同伴された回収蒸気１００３ｄの温度を熱交換器１３１の冷却水１３１ａにより例えば５０～１００℃まで低下させた後、気液分離器１３２に導入してフラッシュさせる。そして、導入した回収蒸気１００３ｄを、気液分離器１３２内で凝縮液１００３ｄ－１と、回収蒸気凝縮液分離ガス１００３ｄ－２とに分離している。そして、回収蒸気凝縮液分離ガス１００３ｄ－２は、排出ライン１３２ａに設けた圧縮機１３２ｂにより吸収塔１０３へ供給される。凝縮液１００３ｄ－１は、吸収塔１０３へ供給される。
　加圧型のリクレーミング装置は吸収剤の沸点が例えば２００℃以下ものを対象としているが、吸収剤は２００℃を超える高温の沸点のものも存在する。このような高温の沸点の吸収剤を回収する場合には、加圧型ではなく、例えば真空ポンプ等の減圧装置を用いた減圧型のリクレーミング装置としている。高沸点の吸収剤としては、高圧プロセスガス中の酸性成分を除去する場合に好適となる。減圧型のリクレーミング装置とするのは、加圧型では高温とすることで、吸収剤が劣化するのと高温蒸気を用いる必要があり、リクレーミング費用が増大するので、これらを抑制するためである。
　なお、減圧型のリクレーミング装置１０６Ｂにおいても、供給水１０６ｆの供給操作は、加圧型のリクレーミング装置１０６Ａと同様である。
　本実施例においても、リクレーマ１０６ａへのリーン抜出液１００３ｃの抜出停止後の吸収剤回収運転において、洗浄部１００３Ｂで循環する洗浄液１００３ｆを初期に供給した場合には、洗浄液の供給を行わない供給水（還流水１００５、蒸気凝縮水１００４ｂ）だけの供給条件に比べて、リクレーミング装置１０６Ｂ内の残渣１００６中の吸収剤を同一濃度まで回収（例えば９割回収）するために必要な運転時間を約４０％低減することができた。
　なお、実施例１と比べて低減率が向上するのは、高沸点の吸収剤を回収する場合、リーン抜出液１００３ｃの抜出を停止した際の、吸収剤の含有率が高く、運転時間の経過に伴う残存吸収剤の含有率と蒸気圧の低下が大きいので、リクレーマ１０６ａの圧力を減圧装置１３０で調節させると、回収効率の向上が図れるからである。
　図７は、実施例３に係るリクレーミング装置の概略図である。なお、実施例１、２に示すリクレーミング装置と同一部材については、同一符号を付して重複する説明は省略する。実施例１のリクレーミング装置１０６Ａでは、水供給部１０６ｉに供給する供給水の制御を行い、リクレーミング装置１０６Ａ内の残渣１００６中の吸収剤を同一濃度まで回収するために必要な運転時間を低減しているが、本実施例では、実施例１の供給水の制御と共に、さらにリクレーミング装置の圧力を制御し、運転時間の低減を図るものである。なお、本実施例では、圧力制御の説明を行い、実施例１及び２と重複する供給水の制御の説明は省略する。本実施例における水供給部１０６ｉへの供給水については、図示を省略する（以下同様）。
　図７に示すように、リクレーミング装置１０６Ｃは、リクレーマ１０６ａ内の液体部の温度を計測する温度計１１０ａと、リクレーマ１０６ａ内の気体部の圧力を計測する第１圧力計１１０ｂと、温度計１１０ａ及び第１圧力計１１０ｂのデータを取得し、回収蒸気排出管１０６ｈに設けられた開閉弁Ｖ5の開度を操作する制御部１１０ｃとを備えている。
　制御部１１０ｃは、マイコン等で構成されている。
　図８に示すように、制御部１１０ｃには、記憶部１１０ｄが設けられている。記憶部１１０ｄは、ＲＡＭやＲＯＭ等から構成され、プログラムやデータが格納されている。記憶部１１０ｄには、リクレーミング装置１０６Ａを稼働するため、吸収液（例えばリーン溶液１００３ａ、リーン抜出液１００３ｃ）中の不揮発性物質（不純物：硝酸ナトリウム、硫酸ナトリウム等）の成分量、リクレーマ１０６ａに貯留されたリーン抜出液１００３ｃ中での吸収剤成分量のデータ（吸収剤成分量データ１、吸収剤成分量データ２）が格納されている。
　この吸収剤成分量データ１は、測定部１１０ｅにより計測されたリーン溶液１００３ａ中の不揮発性物質の含有量が所定量（ｘ）を超えた場合、その超えた量（ｘ）から基準値（ｙ）以下になる量（差分ｘ－ｙ＝ｚ）が設定される。
　この設定は、循環するリーン溶液１００３ａ中において、不揮発性物質をどれほど除去するかを示す指標であり、任意に設定することが可能である。
　また、吸収剤成分量データ２は、例えば、リーン抜出液１００３ｃ中に残存する吸収剤成分量が設定され、例えば吸収剤の所定濃度（例えば数ｗｔ％）、又は吸収剤の所定回収量（回収率）が設定される。
　この設定は、リクレーマ１０６ａに貯留されたリーン抜出液１００３ｃから残存する吸収剤がどれほど減ったかを示す指標であり、任意に設定することが可能である。
　また、図８に示すように、制御部１１０ｃには、温度計１１０ａ、第１圧力計１１０ｂ、測定部１１０ｅ、開閉弁Ｖ1～Ｖ6、及びポンプ１０６ｏ、１０６ｋが接続されている。この制御部１１０ｃは、記憶部１１０ｄに予め格納されたプログラムやデータに従って、上述した開閉弁Ｖ1～Ｖ6及びポンプ１０６ｏ、１０６ｋを統括的に制御する。
　制御部１１０ｃは、図９に示すように、不揮発性成分除去のリクレーミング開始指令に基づき、開閉弁Ｖ1～Ｖ3、Ｖ5～Ｖ6を開放すると共に抜出ポンプ１０６ｏを稼働する（ステップＳ１１）。これにより、吸収液１００３の一部がリーン溶液１００３ａの一部からリーン抜出液１００３ｃとして、リクレーマ１０６ａに導入されて貯留され、アルカリ剤１０６ｃ、供給水１０６ｆと共に加熱されて蒸発し、回収蒸気排出管１０６ｈを経て回収蒸気１００３ｄとして再生塔１０４に戻される。
　そして、制御部１１０ｃは、測定部１１０ｅから入力された不揮発性成分の除去情報に基づき、リクレーマ１０６ａの液中の不揮発性成分が所定量以下となって除去されたと判断した場合（ステップＳ１２：Ｙｅｓ）、開閉弁Ｖ1及びＶ2を閉じると共に抜出ポンプ１０６ｏを停止し、不揮発性成分除去リクレーミング操作を終了する（ステップＳ１３）。この不揮発性成分除去のリクレーミング終了時のリクレーマ１０６ａ内の吸収剤の濃度は、吸収剤の種類と吸収装置の運転条件によっても異なるが、系内を循環するリーン溶液１００３ａと同等の濃度（例えば３０～６０ｗｔ％）か、それよりもやや低い濃度であれば吸収剤回収の観点から好ましい。
　次に、残渣１００６中から吸収剤を回収する仕上げリクレーミング開始指令に基づき、開閉弁Ｖ3、Ｖ5、Ｖ6を開放したままとすると共に、リーン抜出液１００３ｃの抜出しを停止した際の第１基準温度Ｔ1を温度計１１０ａで計測し、この第１基準温度Ｔ1を維持しつつ加熱を継続する（ステップＳ１４）。
　制御部１１０ｃでは、ＰＩＤ（Proportional-Integral-Differential　Controller）制御によりリクレーマ１０６ａ内の第１基準温度Ｔ1に基づいてリクレーマ１０６ａ内の圧力を調整する。
　残渣中に残存する吸収剤量が低下すると、吸収剤の蒸気圧が低下するが、この際第１の基準温度Ｔ1を維持するように圧力を上昇させることで、吸収剤の蒸気圧の低下を抑制することができる。ここで、圧力を上昇させるには、制御部１１０ｃからの指示により、一例として開閉弁Ｖ5を絞ることにより行う。
　この仕上げリクレーミング操作において、リクレーマ１０６ａ内の液中の吸収剤の濃度が所定濃度（例えば数ｗｔ％）以下に至った場合（ステップＳ１５：Ｙｅｓ）、開閉弁Ｖ3、Ｖ5、Ｖ6を閉じて、仕上げリクレーミング操作を終了する（ステップＳ１６）。そして、仕上げリクレーミング操作を終了した後は、開閉弁Ｖ4を開放すると共に残渣排出ポンプ１０６ｋを稼働することで、残渣１００６がリクレーマ１０６ａの外部に排出される。
　ここで、従来技術の操作であるリクレーマ１０６ａ内の圧力を一定として運転する場合と、本発明のように基準温度を維持しつつ運転する場合との相違について説明する。図１０（図１０Ａ～図１０Ｄ）において、横軸の時間ｔ0は、リクレーマ抜出液を停止したときを示し、時間ｔ1～ｔ5は仕上げリクレーミング操作の運転経過時間を示す。図１０Ａは、仕上げリクレーミング操作時間と温度との関係図であり、縦軸にリクレーマ内の温度（℃）を示す。図１０Ｂは、仕上げリクレーミング操作時間と圧力との関係図であり、縦軸にリクレーマ内の圧力（Ｐａ）を示す。図１０Ｃは、仕上げリクレーミング操作時間と吸収剤蒸気圧との関係図であり、縦軸にリクレーマ内の吸収剤蒸気圧（Ｐａ）を示す。図１０Ｄは、仕上げリクレーミング操作時間と吸収剤回収率との関係図であり、縦軸に吸収剤回収率（％）を示す。
　図１０に示すように、リクレーマ１０６ａ内の残渣１００６から残存する吸収剤を回収蒸気と共に同伴して排出すると、従来のように、リクレーマ内の内圧を一定とする場合（図１０Ｂの破線：Ｐ1圧力維持）、吸収剤の排出に伴って、吸収剤の蒸気圧も低下する。この結果従来の運転操作では、リクレーマ１０６ａ内の液体成分の温度が、停止時の温度Ｔ1から温度Ｔ2を過ぎて大幅に降下する（図１０Ａの破線：温度降下）。
　そこで、温度が低下した際（温度Ｔ2、運転時間ｔ3の時点）、圧力を調整し（具体的には開閉弁Ｖ5を絞る）、内圧を上昇させると圧力が上昇し（図１０Ｂの実線（Ｐ1→Ｐ2））、吸収剤蒸気圧の低下が抑制される（図１０Ｃの実線：蒸気圧低下抑制）。
　よって、リクレーマ１０６ａへのリーン抜出液１００３ｃの供給を停止した後の残存する吸収剤を回収する「仕上げリクレーミング操作」を行う際、リクレーマ１０６ａの温度を所定値（第１の基準温度Ｔ1）に維持するように、リクレーマ１０６ａの圧力を調節（開閉弁Ｖ5を絞り、圧力をＰ1からＰ2に上昇）させる場合、従来のようなリクレーマ温度を指標とした圧力調節を行わずに固定圧力条件（Ｐ1：一定）とした場合に比べて、リクレーミング装置１０６Ａ内の残渣１００６中の吸収剤を同一濃度まで回収（例えば９割回収）するために必要な運転時間を約１０％低減することができた。
　第１基準温度Ｔ1は、リクレーマ１０６ａ内に連続導入されるリーン抜出液１００３ｃ中に残留している吸収剤の濃度により温度が異なるが、例えば第１基準温度Ｔ1は１２０～１３０℃の範囲である。
　なお、所定温度を維持するには、第１基準温度Ｔ1から第２基準温度への温度降下の変更は１０℃以内の範囲とするのが好ましい。１０℃を超える降下とすると、回収率向上の運転時間削減への寄与が少ないので好ましくない。なお、この際の飽和蒸気１００４ａの温度は、１４０～１５０℃程度としている。
　すなわち、図１０Ｄに示すように、従来が運転時間ｔ100で目標の回収率（目標の回収率β）が達成したとすると（図１０Ｄの破線）、仕上げリクレーミング操作開始初期の回収率をαとすると、運転時間ｔ94で目標の回収率（β）を達成することができた（図１０Ｄの実線）。
　例えば不揮発性物質の除去のリクレーマ操作が数日以上かかる場合、仕上げリクレーマ操作の短縮はリクレーミング操作の全体運転の効率化の向上を図ることができる。
　ここで、第１基準温度Ｔ1を目標に維持するように開閉弁Ｖ5を絞って圧力を制御すると、リクレーマ１０６ａの圧力が徐々に上昇し、リクレーマ１０６ａの規定の運転圧力の上限値に達する場合がある。その場合には、圧力上限値に達する前に、目標の第１基準温度Ｔ1の値を少し下げて第２基準温度Ｔ2（１２０℃→１１５℃）に変更し、さらにその第２基準温度Ｔ2を一定に維持するように、リクレーマ制御装置１１０を制御するのが好ましい。これにより、リクレーマ１０６ａの規定の運転圧力の上限値を超えないで安定した運転を行うことができる。
　なお、目標温度の低下は、第１基準温度Ｔ1から所定温度（例えば１０℃）以内の温度範囲とするのが好ましい。これは所定温度以下の低い温度とすると、回収の運転時間の低減に寄与しないからである。
　本実施例のリクレーミング方法では、不揮発性物質除去のリクレーミング操作を行う工程と、リクレーマ内へのリーン抜出液の導入を停止し、その停止した基準温度を維持しつつ残存する吸収液の除去を行う仕上げリクレーミング操作を行う工程とを含む。
　具体的には、実施例３のリクレーミング装置１０６Ｃの運転方法は、１）リーン溶液１００３ａの一部を抜出して、リーン抜出液１００３ｃとしてリクレーマ１０６ａに導入し、アルカリ剤１０６ｃ及び供給水１０６ｆを供給して、加熱源により加熱することで、リーン抜出液１００３ｃ中の不揮発性成分（硝酸塩、硫酸塩）を残渣１００６として除去する工程と、２）所望の不揮発性成分量がリーン抜出液１００３ｃ中から除去されたと判断した後、リクレーマ１０６ａへのリーン抜出液１００３ｃの連続導入を停止する工程と、３）残渣１００６中に残存する吸収剤を回収すべく、引き続き供給水１０６ｆを供給しつつ、回収蒸気１００３ｄ中へ吸収剤気化物を同伴させる工程と、４）この気化物の同伴の際、従来のような圧力を一定に維持せず、リクレーマ１０６ａ内の所望の温度（導入を停止した際の第１の基準温度Ｔ1）を設定し、この第１の基準温度Ｔ1を維持するように、リクレーマ１０６ａ内の圧力を調整する工程とを含む。
　この仕上げリクレーミング操作の際、第１基準の目標温度に基づいて該基準温度を維持するように制御することで、吸収剤の蒸気圧の低下が抑制され、吸収剤の回収速度が促進される。
　このリクレーミング方法によれば、リーン抜出液１００３ｃ中に含まれる劣化物である不揮発性物質を除去させるための不揮発性物質除去リクレーミング操作と、リクレーマ１０６ａへのリーン抜出液１００３ｃの導入を停止し、不揮発性成分中に残存する吸収剤成分を回収する際に、吸収剤の蒸気圧の低下を抑制させる仕上げリクレーミング操作を行うことで、仕上げリクレーミング操作の時間の短縮を図り、リクレーミング処理コストを低減することができる。
　本実施例によれば、１０６ａへのリーン抜出液１００３ｃの供給を停止した後の残存する吸収剤を回収する仕上げリクレーミング操作の際、ＣＯ2を回収する吸収塔１０３の洗浄部１００３Ｂで循環する洗浄液１００３ｆを供給水１０６ｆとして初期に供給した場合には、洗浄液１００３ｆの供給を行わない供給水１０６ｆだけの供給条件に比べて、リクレーマ１０６ａ内の残渣中の吸収剤を同一濃度まで回収するために必要な運転時間を低減することができる。
　さらに、この供給水１０６ｆの制御に加えて、減圧型のリクレーミング装置１０６Ｃの圧力を制御し、リクレーマ１０６ａの温度を所定の基準温度に維持するように、リクレーマ１０６ａの圧力を調節することで、残渣１００６中の吸収剤を同一濃度まで回収するために必要な運転時間の低減を図ることができる。
　図１１は、実施例３に係る他のリクレーミング装置の概略図である。図７に示すリクレーミング装置１０６Ｃでは、リーン抜出液１００３ｃ、アルカリ剤１０６ｃ、供給水１０６ｆは抜出管１０６ｂ、アルカリ剤供給管１０６ｄ、水供給管１０６ｇからリクレーマ１０６ａの底部に各々供給しているが、本発明はこれに限定されるものではない。例えば図１１のリクレーミング装置１０６Ｄに示すように、混合器１２０を設置し、該混合器１２０に抜出管１０６ｂ、アルカリ剤供給管１０６ｄ、水供給管１０６ｇが接続され、リーン抜出液１００３ｃ、アルカリ剤１０６ｃ、供給水１０６ｆを一度混合器１２０に導入して良好な混合状態とした後、混合液供給管１２０ａによりリクレーマ１０６ａの底部から導入するようにしてもよい。また、混合状態をより均質にするために、例えば攪拌装置等を用いるようにしてもよい。これにより、アルカリ剤１０６ｃを別途導入する際に混合の偏在等を防止することができ、アルカリ剤１０６ｃによるアミン系の吸収剤の分離促進を図ることができる。
　図１２は、実施例４に係るリクレーミング装置の概略図である。図７に示すリクレーミング装置１０６Ｃは、加圧型のリクレーミング装置であるが、本発明はこれに限定されるものではなく、減圧型のリクレーミング装置としてもよい。
　図１２に示すように減圧型のリクレーミング装置１０６Ｅは、実施例３の加圧型のリクレーミング装置１０６Ｃと異なるのは、回収蒸気排出管１０６ｈに減圧装置１３０が設けられている。なお、減圧装置１３０の排出側では第２圧力計１１０ｆにより減圧装置１３０から排出される回収蒸気１００３ｄの圧力を測定している。
　ここで、本実施例の減圧型のリクレーマ１０６ａでは、減圧装置１３０から排出される回収蒸気１００３ｄは、圧縮度合いを調整することで、吸収塔１０３又は再生塔１０４のいずれに導入するようにしてもよい。具体的には、回収蒸気１００３ｄを回収する際の減圧装置１３０の圧縮率が０．５ａｔｍの場合には、吸収塔１０３に回収蒸気１００３ｄを導入するには、例えば１ａｔｍまで圧縮する。また、再生塔１０４に回収蒸気１００３ｄを導入するには、例えば１．５～２．０ａｔｍまで圧縮する。
　また、図１３に示すように、制御部１１０ｃには、温度計１１０ａ、第１圧力計１１０ｂ、第２圧力計１１０ｆ、測定部１１０ｅ、開閉弁Ｖ1～Ｖ4、Ｖ6、及びポンプ１０６ｏ、１０６ｋが接続されている。この制御部１１０ｃは、記憶部１１０ｄに予め格納されたプログラムやデータに従って、上述した開閉弁Ｖ1～Ｖ4、Ｖ6及びポンプ１０６ｏ、１０６ｋを統括的に制御する。
　本実施例のリクレーミング装置１０６Ｅの制御部１１０ｃは、図１４に示すように、不揮発性成分除去のリクレーミング開始指令に基づき、開閉弁Ｖ1～Ｖ3、Ｖ6を開放すると共に抜出ポンプ１０６ｏを稼働する（ステップＳ２１）。これにより、吸収液１００３の一部がリーン溶液１００３ａの一部からリーン抜出液１００３ｃとして、リクレーマ１０６ａに導入されて貯留され、アルカリ剤１０６ｃ、供給水１０６ｆと共に加熱されて蒸発し、回収蒸気排出管１０６ｈを経て回収蒸気１００３ｄとして吸収塔１０３又は再生塔１０４側に戻される。
　そして、制御部１１０ｃは、測定部１１０ｅから入力された不揮発性成分の除去情報に基づき、リクレーマ１０６ａの液中の不揮発性成分が所定量以下となって除去されたと判断した場合（ステップＳ２２：Ｙｅｓ）、開閉弁Ｖ1及びＶ2を閉じると共に抜出ポンプ１０６ｏを停止し、不揮発性成分除去のリクレーミング操作を終了する（ステップＳ２３）。この不揮発性成分除去のリクレーミング終了時のリクレーマ１０６ａ内の吸収剤の濃度は、吸収剤の種類と吸収装置の運転条件によっても異なるが、系内を循環するリーン溶液１００３ａと同等の濃度（例えば３０～６０ｗｔ％）か、それよりもやや低い濃度であれば吸収剤回収の観点から好ましい。
　次に、吸収剤回収の仕上げリクレーミング開始指令に基づき、開閉弁Ｖ3、Ｖ6を開放したままとすると共に、リーン抜出液１００３ｃの抜出しを停止した際の第１の基準温度Ｔ1を維持しつつ加熱を継続する（ステップＳ２４）。
　制御部１１０ｃでは、リクレーマ１０６ａ内の第１基準温度Ｔ1に基づいてリクレーマ１０６ａ内の圧力を調整する。
　なお、残渣１００６中に残存する吸収剤量が低下すると、吸収剤の蒸気圧が低下するが、この際第１の基準温度Ｔ1を維持するように圧縮度合いを調整（例えば０．５ａｔｍで運転している場合には、０．６ａｔｍ）して圧力を上昇させることで、吸収剤の蒸気圧の低下を抑制することができる。ここで、圧力の上昇は、制御部１１０ｃからの指示により、減圧装置１３０の圧縮度合いの変更により行う。
　この仕上げリクレーミング操作において、リクレーマ１０６ａ内の液中の吸収剤の濃度が所定濃度（例えば数ｗｔ％）以下に至った場合（ステップＳ２５：Ｙｅｓ）、開閉弁Ｖ3、Ｖ6を閉じて、仕上げリクレーミング操作を終了する（ステップＳ２６）。そして、仕上げリクレーミング操作を終了した後は、開閉弁Ｖ4を開放すると共に残渣排出ポンプ１０６ｋを稼働することで、残渣１００６がリクレーマ１０６ａの外部に排出される。
　このように、リクレーマ１０６ａへのリーン抜出液１００３ｃの供給を停止した後の残存する吸収剤を回収する「仕上げリクレーミング操作」を行う際、リクレーマ１０６ａの温度を所定値（第１の基準温度Ｔ1）に維持するように、リクレーマ１０６ａの圧力を調節（開閉弁Ｖ5を絞り、圧力をＰ1からＰ2に上昇）させる場合、従来のようなリクレーマ温度を指標とした圧力調節を行わずに固定圧力条件（Ｐ1：一定）とした場合に比べて、リクレーミング装置１０６Ｃ内の残渣１００６中の吸収剤を同一濃度まで回収（例えば９割回収）するために必要な運転時間を５０％低減することができた。
　なお、実施例３と比べて低減率が向上するのは、高沸点の吸収剤を回収する場合、リーン抜出液１００３ｃの抜出を停止した際の、吸収剤の含有率が高く、運転時間の経過に伴う残存吸収剤の含有率と蒸気圧の低下が大きいので、リクレーマ１０６ａの圧力を減圧装置１３０で調節させると、回収効率の向上が図れるからである。
　また、本実施例において、リーン抜出液１００３ｃの抜出停止後、水又は水洗部洗浄液及び蒸気供給時におけるリクレーマ１０６ａの温度の低下が、第１基準温度Ｔ1に比較して１０℃以内となるように、リクレーマ１０６ａの圧力を調節した場合、同温度差が１２℃となるように圧力を調節した場合に比較して、リクレーミング装置１０６Ｃ内の液中の吸収剤を同一濃度まで回収するために必要な運転時間の低減率が約３倍以上に向上する。
　図１５は、実施例４に係る他のリクレーミング装置の概略図である。図１２に示すリクレーミング装置１０６Ｅは、減圧装置１３０で回収蒸気１００３ｄの全量を減圧するようにしているが、本発明はこれに限定されるものではなく、本実施例のリクレーミング装置１０６Ｆは、回収蒸気１００３ｄを減圧装置１３０で減圧する際、リクレーマ１０６ａから回収蒸気１００３ｄを排出する回収蒸気排出管１０６ｈに、熱交換器１３１と気液分離器１３２とを設けている。そしてリクレーマ１０６ａから排出された吸収剤が同伴された回収蒸気１００３ｄの温度を熱交換器１３１の冷却水１３１ａにより例えば５０～１００℃まで低下させた後、気液分離器１３２に導入してフラッシュさせる。そして、導入した回収蒸気１００３ｄを、気液分離器１３２内で凝縮液１００３ｄ－１と、回収蒸気凝縮液分離ガス１００３ｄ－２とに分離している。そして、回収蒸気凝縮液分離ガス１００３ｄ－２の排出ライン１３２ａに圧縮機１３２ｂと、圧縮機１３２ｂの圧縮度合いを微調整する微調整ライン１３２ｃに介装された開閉弁Ｖ7を設けている。凝縮液１００３ｄ－１は、凝縮水ライン１３２ｄに設けたポンプ１３２ｅにより排出される。
　本実施例では、凝縮液１００３ｄ－１を分離した回収蒸気凝縮液分離ガス１００３ｄ－２を減圧装置１３０で減圧することで、多量の回収蒸気１００３ｄを減圧する必要がなくなり、減圧にかかる圧縮機等の減圧装置１３０の動力の低減を大幅に図ることができる。なお、この常圧となった回収蒸気１００３ｄからの凝縮液１００３ｄ－１及び回収蒸気凝縮液分離ガス１００３ｄ－２は、共に吸収塔１０３へ導入される。
　本実施例によれば、リクレーマへのリーン抜出液の供給を停止した後の残存する吸収剤を回収する仕上げリクレーミング操作の際、ＣＯ2を回収する吸収塔１０３の洗浄部１００３Ｂで循環する洗浄液１００３ｆを供給水１０６ｆとして初期に供給した場合には、洗浄液１００３ｆの供給を行わない供給水１０６ｆだけの供給条件に比べて、リクレーマ１０６ａ内の残渣１００６中の吸収剤を同一濃度まで回収するために必要な運転時間を低減することができる。
　さらに、この供給水の制御に加えて、減圧型のリクレーミング装置１０６Ｅの圧力を制御し、リクレーマ１０６ａの温度を所定の基準温度に維持するように、リクレーマ１０６ａの圧力を調節することで、残渣１００６中の吸収剤を同一濃度まで回収するために必要な運転時間の低減を図ることができる。
　１０１　回収装置
　１０３　吸収塔
　１０４　再生塔
　１０６Ａ～１０６Ｆ　リクレーミング装置
　１０６ａ　リクレーマ
　１０６ｂ　抜出管
　１０６ｃ　アルカリ剤
　１０６ｄ　アルカリ剤供給管
　１０６ｅ　アルカリ剤供給部
　１０６ｆ　供給水
　１０６ｇ　水供給管
　１０６ｈ　回収蒸気排出管
　１０６ｉ　水供給部
　１０６ｊ　残渣排出管
　１０６ｋ　残渣排出ポンプ
　１０６ｌ　蒸気管
　１０６ｍ　蒸気供給管
　１０６ｎ　凝縮水排出管
　１０６ｏ　抜出ポンプ
　１１０ａ　温度計
　１１０　リクレーマ制御装置
　１１０ｂ　第１圧力計
　１１０ｃ　制御部
　１１０ｄ　記憶部
　１１０ｅ　測定部
　１００１　排ガス
　１００３ａ　リーン溶液
　１００３ｂ　リッチ溶液
　１００３ｃ　リーン抜出液
　１００３ｄ　回収蒸気
　１００６　リクレーミング残渣
　１００４ａ　飽和蒸気
　１００４ｂ　蒸気凝縮水
　Ｔ1　第１基準温度
　Ｖ1～Ｖ6、Ｖ11～Ｖ13　開閉

Claims (10)

  1. 　ガス中の酸性ガスと酸性ガス吸収液とを接触させて酸性ガスを除去する酸性ガス吸収塔と、酸性ガスを吸収したリッチ溶液をリボイラの蒸気により再生してリーン溶液とする吸収液再生塔と、
    　前記リーン溶液を抜出し、このリーン抜出液を導入して貯留するリクレーマと、
    　前記リクレーマ内部にアルカリ剤を供給するアルカリ剤供給管と、
    　前記リクレーマ内部に供給水を供給する水供給管と、
    　前記リクレーマから排出する回収蒸気を、前記酸性ガス吸収塔又は前記再生塔に導入する回収蒸気排出管と、
    　前記リクレーマへの運転を制御するリクレーマ制御装置と、を具備し、
    　前記リクレーマ制御装置は、
    　前記リクレーマへの前記リーン抜出液の導入を行い、該リーン抜出液中の不揮発性成分を分離する不揮発性成分除去のリクレーミングの際、前記水供給管に供給する第１供給水として、前記再生塔からの還流水、蒸気凝縮水、脱塩水のすくなくとも一つをリクレーマ内に供給する第１の供給水制御を実行すると共に、
    　前記リクレーマへのリーン抜出液の導入を停止した後のリクレーミング残渣中の吸収剤を回収する仕上げリクレーミングの初期は、前記還流水、蒸気凝縮水、脱塩水のすくなくとも一つをリクレーマ内に前記第１供給水として供給すると共に、前記酸性ガス吸収塔の洗浄部の前記酸性ガス吸収液を含む洗浄液をリクレーマ内に第２供給水として供給する第２の供給水制御を実行し、
    　前記仕上げリクレーミングの後期は、前記第２供給水の供給を停止し、前記還流水、蒸気凝縮水、脱塩水のすくなくとも一つを第１供給水として供給する第３の供給水制御を実行することを特徴とする酸性ガス除去装置。
  2. 　請求項１において、
    　第２の供給水制御と第３の供給水制御との実行の切替えは、前記リクレーミング残渣中の酸性ガス吸収剤の残存濃度が、前記洗浄液中の酸性ガス吸収剤の濃度となるとき、又は前記洗浄液中の酸性ガス吸収剤の濃度に近づいたときであることを特徴とする酸性ガス除去装置。
  3. 　請求項１又は２において、
    　さらに、前記リクレーマ内の温度を計測する温度計と、
    　前記リクレーマ内の圧力を計測する圧力計と、を具備し、
    　前記リクレーマ制御装置は、
    　第１～第３の供給水制御の実行を行うと共に、
    　前記リクレーマへのリーン抜出液の導入を停止した後のリクレーミング残渣中の吸収剤を回収する仕上げリクレーミングの際、
    　前記リクレーマへのリーン抜出液の導入を停止したときのリクレーマ内の温度を基準温度とし、該基準温度を維持するように、前記リクレーマ内の圧力を調整する圧力制御を実行することを特徴とする酸性ガス除去装置。
  4. 　請求項３において、
    　前記リクレーマ内の圧力が該リクレーマの運転上限の上限圧力値に達する場合、
    　前記リクレーマ制御装置は、
    　前記基準温度を下回る温度となるように、目標基準温度を変更し、
    変更した基準温度を維持するように前記リクレーマ内の圧力を調整することを特徴とする酸性ガス除去装置。
  5. 　請求項４において、
    　目標基準温度の変更は、前記リクレーマへのリーン抜出液の導入を停止したときのリクレーマ内の基準温度から、所定温度以内の低い温度範囲とすることを特徴とする酸性ガス除去装置。
  6. 　請求項３乃至５のいずれか一つにおいて、
    　前記リクレーマ制御装置の圧力の調整は、加圧型リクレーマの場合、
    　前記回収蒸気排出管に絞り弁を設置し、該絞り弁を調整することを特徴とする酸性ガス除去装置。
  7. 　請求項３乃至５のいずれか一つにおいて、
    　前記リクレーマ制御装置の圧力の調整は、減圧型リクレーマの場合、
    　前記回収蒸気排出管に設置した減圧装置を調整することを特徴とする酸性ガス除去装置。
  8. 　ガス中の酸性ガスと酸性ガス吸収液とを接触させて酸性ガスを除去する酸性ガス吸収塔と、酸性ガスを吸収したリッチ溶液をリボイラの蒸気により再生してリーン溶液とする吸収液再生塔とにより酸性ガスを除去する酸性ガス除去工程と、
    　前記再生塔で再生された前記リーン溶液の一部を抜出し、このリーン抜出液をリクレーマ内に連続して導入して貯留し、アルカリ剤及び供給水を導入して加熱し、前記リーン抜出液から残存する吸収剤を回収蒸気として回収しつつ、リーン抜出液中の不揮発性成分を分離する不揮発性成分除去のリクレーミング工程と、
    　前記リクレーマへのリーン抜出液の導入を停止する工程と、
    　前記リクレーマ内の残渣中からさらに吸収剤を回収する仕上げリクレーミング工程と、を有し、
    　前記不揮発性成分除去のリクレーミングの際、水供給管に供給する第１供給水として、前記再生塔からの還流水、蒸気凝縮水、脱塩水のすくなくとも一つをリクレーマ内に供給する第１の供給水制御を実行すると共に、
    　前記仕上げリクレーミングの初期は、前記還流水、蒸気凝縮水、脱塩水の少なくとも一つをリクレーマ内に前記第１供給水として供給すると共に、前記酸性ガス吸収塔の洗浄部の前記酸性ガス吸収液を含む洗浄液をリクレーマ内に第２供給水として供給する第２の供給水制御を実行し、
    　前記仕上げリクレーミングの後期は、前記第２供給水の供給を停止し、前記還流水、蒸気凝縮水、脱塩水の少なくとも一つを第１供給水として供給する第３の供給水制御を実行することを特徴とする酸性ガス除去方法。
  9. 　請求項８において、
    　第２の供給水制御と第３の供給水制御との実行の切替えは、リクレーミング残渣中の酸性ガス吸収剤の残存濃度が、前記洗浄液中の酸性ガス吸収剤の濃度となるとき、又は前記洗浄液中の酸性ガス吸収剤の濃度に近づいたときであることを特徴とする酸性ガス除去方法。
  10. 　請求項８又は９において、
    　前記仕上げリクレーミング工程の際、
    　前記リクレーマへのリーン抜出液の導入を停止したときのリクレーマ内の温度を基準温度とし、該基準温度を維持するように前記リクレーマ内の圧力を調整する圧力制御を実行することを特徴とする酸性ガス除去方法。
PCT/JP2018/038317 2017-10-20 2018-10-15 酸性ガス除去装置及び酸性ガス除去方法 WO2019078156A1 (ja)

Priority Applications (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CA3071602A CA3071602C (en) 2017-10-20 2018-10-15 Acid gas removal apparatus and acid gas removal method
AU2018352740A AU2018352740B2 (en) 2017-10-20 2018-10-15 Acidic gas removal apparatus and acidic gas removal method
US16/635,476 US10874976B2 (en) 2017-10-20 2018-10-15 Acid gas removal apparatus and acid gas removal method
EP18869353.5A EP3646937B1 (en) 2017-10-20 2018-10-15 Acidic gas removal apparatus and acidic gas removal method

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2017-203727 2017-10-20
JP2017203727A JP6998174B2 (ja) 2017-10-20 2017-10-20 酸性ガス除去装置及び酸性ガス除去方法

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2019078156A1 true WO2019078156A1 (ja) 2019-04-25

Family

ID=66173318

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2018/038317 WO2019078156A1 (ja) 2017-10-20 2018-10-15 酸性ガス除去装置及び酸性ガス除去方法

Country Status (6)

Country Link
US (1) US10874976B2 (ja)
EP (1) EP3646937B1 (ja)
JP (1) JP6998174B2 (ja)
AU (1) AU2018352740B2 (ja)
CA (1) CA3071602C (ja)
WO (1) WO2019078156A1 (ja)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2020075543A1 (ja) * 2018-10-10 2020-04-16 三菱重工エンジニアリング株式会社 リクレーミング装置及び方法並びにｃｏ２回収装置並びに方法
WO2020075541A1 (ja) * 2018-10-10 2020-04-16 三菱重工エンジニアリング株式会社 リクレーミング装置及びこれを備えたｃｏ２回収装置並びにリクレーミング方法

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP7356344B2 (ja) * 2019-12-27 2023-10-04 三菱重工業株式会社 ボイラープラント、及び二酸化炭素除去方法
US11628391B2 (en) * 2020-04-15 2023-04-18 Mitsubishi Heavy Industries Engineering, Ltd. Carbon dioxide recovery apparatus
JP7431708B2 (ja) * 2020-09-11 2024-02-15 株式会社東芝 酸性ガス除去制御装置、酸性ガス除去制御方法、および酸性ガス除去装置
CN114130163B (zh) * 2021-11-01 2024-05-14 新疆兴发化工有限公司 一种氧化尾气吸收制酸的环保处理工艺及装置
KR102556854B1 (ko) * 2022-07-19 2023-07-19 홍원방 자원순환 시스템
KR102556853B1 (ko) * 2022-07-19 2023-07-19 홍원방 배기가스로부터 이산화탄소 제거시스템

Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2010142716A1 (en) * 2009-06-09 2010-12-16 Aker Clean Carbon As Method for reclaiming of co2 absorbent and a reclaimer
JP2011104580A (ja) * 2009-10-19 2011-06-02 Mitsubishi Heavy Ind Ltd リクレーミング装置およびリクレーミング方法
JP2012236170A (ja) 2011-05-13 2012-12-06 Babcock Hitachi Kk 劣化吸収液再生方法並びに劣化吸収液再生装置及びこれを用いた二酸化炭素回収システム
JP2013099727A (ja) 2011-11-09 2013-05-23 Babcock Hitachi Kk Ｃｏ２化学吸収システムの制御方法
JP2015077581A (ja) * 2013-10-18 2015-04-23 三菱重工業株式会社 リクレーミング装置及び方法、ｃｏ２又はｈ２ｓ又はその双方の回収装置
WO2015068576A1 (ja) * 2013-11-05 2015-05-14 三菱重工業株式会社 リクレーミング装置及び方法、ｃｏ２又はｈ２ｓ又はその双方の回収装置
WO2015107958A1 (ja) * 2014-01-17 2015-07-23 三菱重工業株式会社 リクレーミング装置及び方法、ｃｏ２又はｈ２ｓ又はその双方の回収装置
JP2017124374A (ja) * 2016-01-14 2017-07-20 三菱重工業株式会社 酸性ガス回収システム及びそれに用いるリクレーミング装置
JP2018118203A (ja) * 2017-01-24 2018-08-02 三菱重工業株式会社 排ガス処理装置及びそれを用いたｃｏ２回収装置

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20070148068A1 (en) * 2005-12-23 2007-06-28 Burgers Kenneth L Reclaiming amines in carbon dioxide recovery
JP4875522B2 (ja) * 2007-03-14 2012-02-15 三菱重工業株式会社 Ｃｏ２回収装置及び廃棄物抽出方法
JP5050071B2 (ja) * 2010-03-29 2012-10-17 株式会社日立製作所 ボイラ装置
WO2012067101A1 (ja) * 2010-11-16 2012-05-24 バブコック日立株式会社 二酸化炭素化学吸収システムの制御方法および装置
JP5636306B2 (ja) * 2011-02-14 2014-12-03 バブコック日立株式会社 Ｃｏ２化学吸収システムの制御方法
JP5812847B2 (ja) * 2011-12-21 2015-11-17 三菱日立パワーシステムズ株式会社 二酸化炭素の回収装置及び方法
CA3056375A1 (en) * 2017-04-12 2018-10-18 Anemos Company Ltd. Apparatus and method for recovering carbon dioxide in combustion exhaust gas

Patent Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2010142716A1 (en) * 2009-06-09 2010-12-16 Aker Clean Carbon As Method for reclaiming of co2 absorbent and a reclaimer
JP2011104580A (ja) * 2009-10-19 2011-06-02 Mitsubishi Heavy Ind Ltd リクレーミング装置およびリクレーミング方法
JP2012236170A (ja) 2011-05-13 2012-12-06 Babcock Hitachi Kk 劣化吸収液再生方法並びに劣化吸収液再生装置及びこれを用いた二酸化炭素回収システム
JP2013099727A (ja) 2011-11-09 2013-05-23 Babcock Hitachi Kk Ｃｏ２化学吸収システムの制御方法
JP2015077581A (ja) * 2013-10-18 2015-04-23 三菱重工業株式会社 リクレーミング装置及び方法、ｃｏ２又はｈ２ｓ又はその双方の回収装置
WO2015068576A1 (ja) * 2013-11-05 2015-05-14 三菱重工業株式会社 リクレーミング装置及び方法、ｃｏ２又はｈ２ｓ又はその双方の回収装置
WO2015107958A1 (ja) * 2014-01-17 2015-07-23 三菱重工業株式会社 リクレーミング装置及び方法、ｃｏ２又はｈ２ｓ又はその双方の回収装置
JP2017124374A (ja) * 2016-01-14 2017-07-20 三菱重工業株式会社 酸性ガス回収システム及びそれに用いるリクレーミング装置
JP2018118203A (ja) * 2017-01-24 2018-08-02 三菱重工業株式会社 排ガス処理装置及びそれを用いたｃｏ２回収装置

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
See also references of EP3646937A4

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2020075543A1 (ja) * 2018-10-10 2020-04-16 三菱重工エンジニアリング株式会社 リクレーミング装置及び方法並びにｃｏ２回収装置並びに方法
WO2020075541A1 (ja) * 2018-10-10 2020-04-16 三菱重工エンジニアリング株式会社 リクレーミング装置及びこれを備えたｃｏ２回収装置並びにリクレーミング方法
US11045757B2 (en) 2018-10-10 2021-06-29 Mitsubishi Heavy Industries Engineering, Ltd. Reclaiming apparatus, CO2 recovery apparatus including the same, and reclaiming method
JPWO2020075543A1 (ja) * 2018-10-10 2021-09-02 三菱重工エンジニアリング株式会社 リクレーミング装置及び方法並びにｃｏ２回収装置並びに方法
JPWO2020075541A1 (ja) * 2018-10-10 2021-09-24 三菱重工エンジニアリング株式会社 リクレーミング装置及びこれを備えたｃｏ２回収装置並びにリクレーミング方法
JP7141465B2 (ja) 2018-10-10 2022-09-22 三菱重工エンジニアリング株式会社 リクレーミング装置及び方法並びにｃｏ２回収装置並びに方法
JP7167176B2 (ja) 2018-10-10 2022-11-08 三菱重工エンジニアリング株式会社 リクレーミング装置及びこれを備えたｃｏ２回収装置並びにリクレーミング方法

Also Published As

Publication number Publication date
JP2019076810A (ja) 2019-05-23
JP6998174B2 (ja) 2022-01-18
AU2018352740B2 (en) 2021-04-01
CA3071602C (en) 2022-07-05
CA3071602A1 (en) 2019-04-25
AU2018352740A1 (en) 2020-02-20
US10874976B2 (en) 2020-12-29
EP3646937A4 (en) 2020-07-01
US20200368674A1 (en) 2020-11-26
EP3646937A1 (en) 2020-05-06
EP3646937B1 (en) 2021-12-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2019078156A1 (ja) 酸性ガス除去装置及び酸性ガス除去方法
WO2019078168A1 (ja) リクレーミング装置及びリクレーミング方法
JP5693107B2 (ja) 吸収液を劣化物から分離するためのリクレーミング装置およびリクレーミング方法
CA2826750C (en) Method of controlling co2 chemical absorption system
KR101476310B1 (ko) 암모니아 - c0₂ 기반 - 흡수 용액으로부터 비휘발성 물질의 제거
JP6125722B2 (ja) 減圧及び相分離を利用して顕熱回収効率を改善させた二酸化炭素分離装置
WO2013073663A1 (ja) 直接還元鉄製造システム
JP7019022B2 (ja) Ｃｏ２回収装置及びｃｏ２回収方法
JP5812847B2 (ja) 二酸化炭素の回収装置及び方法
WO2022044487A1 (ja) 二酸化炭素回収システム
CA2806691C (en) Reclaiming apparatus and reclaiming method

Legal Events

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

Ref document number: 18869353

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 3071602

Country of ref document: CA

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2018869353

Country of ref document: EP

Effective date: 20200128

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2018352740

Country of ref document: AU

Date of ref document: 20181015

Kind code of ref document: A

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE