WO2017122478A1 - Ｃｏ２回収装置及び回収方法 - Google Patents

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琢也 平田
上條　孝
達也 辻内
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Mitsubishi Heavy Industries Ltd
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Definitions

  • the present invention relates to a CO 2 recovery device and a CO 2 recovery method.
  • the flue gas was highly desulfurized and circulating fluid remains used for sulfur oxides and high desulfurization process, they become to be accumulated in the CO 2 absorbent that absorbs CO 2 of the wake.
  • an apparatus that performs advanced desulfurization treatment and cooling treatment on exhaust gas by a one-stage method is known (for example, Patent Document 1).
  • an apparatus is known in which advanced desulfurization treatment and cooling treatment are performed in two stages (for example, Patent Documents 1, 2, and 3).
  • the circulating liquid in the advanced desulfurization process may be mixed into the CO 2 absorbent of the absorption tower. Further, when the advanced desulfurization treatment and cooling treatment for exhaust gas are performed in two stages, there is a problem that the apparatus becomes large.
  • an object of the present invention is to provide a CO 2 recovery apparatus and method capable of simplifying the structure of the apparatus and reducing the amount of desulfurization and cooling processing mixed into the CO 2 absorbent. To do.
  • the present invention is a CO 2 recovery device.
  • the CO 2 recovery apparatus according to the present invention removes sulfur oxides in exhaust gas, and also removes the advanced desulfurization cooling tower that lowers the exhaust gas temperature, and removes CO 2 in the exhaust gas in contact with a CO 2 absorbent.
  • the advanced desulfurization cooling tower includes a first demister located above the finish filling section.
  • the CO 2 recovery device may include a diluting water supply line that supplies the water from outside the system with the advanced desulfurization cooling tower positioned above the finish filling section.
  • the CO 2 recovery device is connected to the advanced desulfurization cooling tower in the downstream of the first cooler of the circulation line, and a part of the circulating liquid is disposed above the finish filling portion and the first demister. It is possible to further include a branch circulation line that is supplied below, and the branch circulation line includes a second cooler that cools a part of the circulating liquid.
  • the CO 2 recovery apparatus may be configured such that the advanced desulfurization cooling tower includes a second demister positioned between the circulating liquid supply position at the upper part of the circulation line and the finish filling section.
  • the circulation line further includes a basic compound supply line that is connected to the first cooler or the downstream of the connecting portion with the branch circulation line, and the circulation line is a front stream of the first cooler. It is more preferable to further include an excess liquid discharge line connected at
  • CO 2 recovery method is the above CO CO 2 recovering method using the 2 recovery apparatus, thereby removing the sulfur oxides in the exhaust gas, and high desulfurization cooling step of lowering the exhaust gas temperature, the exhaust gas and CO 2 absorption step to a CO 2 into contact with CO 2 absorbing solution is removed in, and dissipates the CO 2 from the CO 2 absorbing solution, reproducing the CO 2 absorbing solution with the recovery of CO 2, the A regenerated tower that recycles the regenerated CO 2 absorption liquid to the CO 2 absorption tower, and the high desulfurization cooling step performs high desulfurization of the desulfurization cooling circulating liquid for performing the desulfurization and the cooling.
  • CO 2 recovering apparatus and method can reduce the mixing amount of the CO 2 absorbing solution in the circulating liquid of the desulfurization cooling process is provided.
  • FIG. 1 is a schematic diagram showing a configuration of a CO 2 recovery device according to a first embodiment of a CO 2 recovery device and a recovery method according to the present invention.
  • FIG. 2 is a schematic diagram showing the configuration of the advanced desulfurization cooling tower in the first embodiment of the CO 2 recovery apparatus and recovery method according to the present invention.
  • FIG. 3 is a schematic diagram showing the configuration of the advanced desulfurization cooling tower in the second embodiment of the CO 2 recovery apparatus and recovery method according to the present invention.
  • FIG. 4 is a schematic diagram showing the configuration of the advanced desulfurization cooling tower in the third embodiment of the CO 2 recovery apparatus and recovery method according to the present invention.
  • FIG. 1 is a schematic diagram showing a configuration of a CO 2 recovery device according to a first embodiment of a CO 2 recovery device and a recovery method according to the present invention.
  • FIG. 2 is a schematic diagram showing the configuration of the advanced desulfurization cooling tower in the first embodiment of the CO 2 recovery apparatus and recovery method according to the present invention.
  • FIG. 5 is a schematic diagram showing the configuration of the advanced desulfurization cooling tower in the fourth embodiment of the CO 2 recovery apparatus and recovery method according to the present invention.
  • FIG. 6 is a schematic diagram showing the configuration of the advanced desulfurization cooling tower in the fifth embodiment of the CO 2 recovery apparatus and recovery method according to the present invention.
  • FIG. 7 is a schematic diagram showing the configuration of the advanced desulfurization cooling tower in the sixth embodiment of the CO 2 recovery apparatus and recovery method according to the present invention.
  • FIG. 8 is a diagram showing the results of Example 1 for the CO 2 recovery apparatus and recovery method according to the present invention.
  • FIG. 9 is a diagram showing the results of Example 2 for the CO 2 recovery apparatus and recovery method according to the present invention.
  • FIG. 10 is a diagram showing the results of Example 3 for the CO 2 recovery apparatus and recovery method according to the present invention.
  • FIG. 11 is a diagram showing the results of Examples 4 to 6 for the CO 2 recovery apparatus and recovery method according to the present invention.
  • FIG. 1 A first embodiment of a CO 2 recovery apparatus according to the present invention will be described with reference to FIGS. 1 and 2.
  • the CO 2 recovery apparatus absorbs and removes CO 2 in the exhaust gas with a CO 2 absorbing solution, and an advanced desulfurization cooling tower 10A for simultaneously performing advanced desulfurization and cooling on the exhaust gas.
  • the exhaust gas includes carbon dioxide (CO 2 ) and sulfur oxide (SO 2 ) such as natural gas, process gas produced in chemical plants such as ammonia production, synthesis gas such as coal gasification gas, and combustion exhaust gas of fossil fuel. ) -Containing gas or the like can be used.
  • the advanced desulfurization cooling tower 10A includes a line L 0 for supplying exhaust gas into the tower at the lower part of the tower, and a line L for discharging exhaust gas to the outside of the tower and supplying it to the CO 2 absorption tower 20 at the top of the tower. 2 at least.
  • the line L 2 is provided with a blower B 1 for supplying exhaust gas to the CO 2 absorption tower 20.
  • the advanced desulfurization cooling tower 10A includes an advanced desulfurization cooling filling unit 11, a finish filling unit 12, and a first demister 13.
  • the circulating liquid stored in the bottom of the tower hereinafter also referred to as desulfurization cooling circulation liquid
  • the circulation line L 1 for performing a cooling process in a single step means is provided.
  • the advanced desulfurization cooling filling unit 11 is configured to directly mix the exhaust gas containing sulfur oxides and the desulfurization cooling circulating fluid containing a basic compound flowing down from above.
  • the advanced desulfurization cooling filling unit 11 removes sulfur oxides in the exhaust gas by absorbing the sulfur oxides in the exhaust gas into the desulfurization cooling circulation liquid. Thereby, in the downstream of the advanced desulfurization cooling and filling unit 11, the concentration of sulfur oxide in the exhaust gas decreases.
  • the finishing filling unit 12 is configured to collect the mist of the desulfurization cooling circulating liquid scattered from below in the tower and flow down to the advanced desulfurization cooling filling unit 11.
  • the flowing-down liquid from the finish filling part 12 becomes a desulfurization cooling circulating liquid recovered along with the exhaust gas at the lower side.
  • a filler for collecting sulfur oxides accompanying the exhaust gas is disposed inside the finish filling part 12. Examples of such fillers include plate-like regular fillers including folded plates and flat plates, and ring-like and saddle-like irregular fillers. Thereby, in the downstream of the finish filling part 12, the density
  • the first demister 13 is located above the finish filling unit 12 and removes and collects mist of the desulfurization cooling circulating liquid accompanying the exhaust gas, and stores it at the bottom of the advanced desulfurization cooling tower 10A. Thereby, in the downstream of the 1st demister 13, the density
  • One end of the circulation line L 1 is connected to the bottom of the advanced desulfurization cooling tower 10A (lower connection position), and the other end is connected to the advanced desulfurization cooling filling section 11 and the finish filling section 12 above the advanced desulfurization cooling tower 10A.
  • the above-described connection position (upper connection position).
  • the upper connection position is preferably closer to the advanced desulfurization cooling filling section 11 than the finish filling section 12. If it is such a position, the distance to the filler upper end of the advanced desulfurization cooling filling part 11 is short, and the accompanying amount to the exhaust gas by scattering of circulating fluid can be reduced.
  • a cooler 14 for cooling the desulfurization cooling circulating liquid is provided on the circulation line L 1 .
  • the circulation line L 1 is connected to the basic compound supply line L 11 in the downstream of the cooler 14 and is connected to the circulating liquid discharge line L 12 in the upstream of the cooler 14.
  • Cooler 14 is a heat exchanger by cooling the desulfurization cooling the circulating fluid circulating in the circulation line L 1, the exhaust gas introduced into the high desulfurization cooling tower 10A from the line L 0 and cooled, the range of the predetermined temperature Within.
  • the absorption efficiency of the CO 2 in CO 2 absorbing solution in the CO 2 absorber 20 can be prevented from being lowered.
  • the basic compound supply line L 11 is connected to a supply tank (not shown) for storing the basic compound, and is configured to supply the basic compound in the supply tank to the desulfurization cooling circulating liquid in the circulation line L 1 .
  • Such basic compounds include sodium compounds, calcium compounds or mixtures thereof.
  • the sodium compound is preferably at least one selected from the group consisting of sodium hydroxide (NaOH), sodium carbonate (Na 2 CO 3 ), and sodium hydrogen carbonate (NaHCO 3 ).
  • the calcium compound is preferably at least one selected from the group consisting of calcium hydroxide (Ca (OH) 2 ) and calcium carbonate (CaCO 3 ).
  • the circulating fluid discharge line L 12 is used to remove a part of the desulfurized cooling circulating fluid that circulates in the circulating line L 1 in order to remove excess water condensed by the first cooler 14 by an on-off valve (not shown). It is configured to discharge.
  • the on-off valve may be a manual valve, an automatic on-off valve, or a manual or automatic flow control valve. Thereby, the liquid level of the circulating fluid stored at the bottom of the advanced desulfurization cooling tower 10A can be maintained constant.
  • the concentration of sulfur oxides in the exhaust gas to be introduced from the line L 2 in the CO 2 absorber 20, for example, as a 5ppm or less, sulfur oxides absorption of more equivalents of the basic compound to the desulfurization absorbing fluid can be supplied from the basic compound supply line L 11 so as to maintain the hydrogen ion index (pH) of the circulating liquid.
  • high desulfurization cooling tower to reduce the number of parts required for the high desulfurization cooling process can be reduced in a simplified and manufacturing cost facilities in 10A, CO 2 absorption tower 20 of the CO 2 recovery apparatus It is possible to prevent the sulfur oxide, the basic compound, and the sulfate derived from the sulfur oxide and the basic compound from being mixed with the CO 2 absorbing solution.
  • the number of steps required for advanced desulfurization cooling treatment is one
  • the number of circulation of advanced desulfurization cooling circulating fluid required for treatment is one
  • the number of coolers required for cooling can also be one.
  • sodium hydroxide sodium hydroxide
  • sodium sulfate Na 2 SO 4
  • the mixing amount ratio of CO 2 absorption liquid can be reduced by about 60%.
  • the CO 2 absorber 20 connected to the line L 2 for supplying the exhaust gas containing CO 2 at its lower tower to the CO 2 absorber 20, the exhaust gas to remove CO 2 in the top portion CO 2
  • a line L 3 for discharging from the absorption tower 20 is provided.
  • the CO 2 absorption tower 20 includes a CO 2 absorbing portion 21a in which the exhaust gas and the CO 2 absorbing liquid are in gas-liquid contact between the connection positions of the lines L 2 and L 3, and the exhaust gas after being in contact with the CO 2 absorbing liquid. And a washing part 21c positioned between the washing part 21b and the CO 2 absorption part 21a.
  • the water receiver 21c is configured to allow gas to pass from below to above but not to allow liquid to pass from above to below. Furthermore, the water receiving portion 21c is accumulated liquid water receiving portion 21c, the line L 5 for supplying the CO 2 absorption tower 20 is provided from above the water washing section 21b. The line L 5 is provided with a pump P 5 for feeding liquid and a cooler 23 for cooling the liquid.
  • CO in the bottom of the 2 absorber 20 CO 2 absorbent having absorbed CO 2 line L 4 for sending a portion to the regenerator 30 (rich absorbing liquid) is provided.
  • the line L 4 is provided with a pump P 4 for feeding the CO 2 absorbing liquid and a heat exchanger 35 for heat exchange with the lean absorbing liquid described later in order from the CO 2 absorbing tower 20 side. It has been.
  • the regeneration tower 30 includes a lower filling portion 31a for releasing CO 2 from the rich absorbent below the connection position with the line L 4 for supplying the rich absorbent, and a CO released from the connection position.
  • cleaning 2 gas with the reflux water mentioned later and the absorption liquid receiving part 31c are provided under the lower filling part 31a.
  • the absorbing liquid receiver 31c is configured to allow gas to pass from below to above but not to allow liquid to pass from above to below.
  • the absorption liquid receiving portion 31c, the accumulated absorption liquid in the absorption liquid receiving portion 31c, a line L 7 for circulating and supplying to the regenerator 30 from the bottom of the absorption liquid receiving portion 31c is provided.
  • the line L 7 is provided with a reboiler 32 that heats the absorbent to release CO 2 from the absorbent.
  • the reboiler 32 is provided with a line L 6 for supplying saturated steam for heating to the reboiler 32.
  • a line L 9 for discharging the CO 2 gas released from the rich absorbent from the regeneration tower 30 is provided at the top of the regeneration tower 30.
  • the line L 9, a cooler 33 for cooling CO 2 gas, gas-liquid separator 34 for separating the condensed water and CO 2 gas generated by the cooling is provided.
  • the gas-liquid separator 34 has a line L 9a for supplying the separated condensed water as reflux water to the upper side of the upper packed portion 31b in the regeneration tower 30, and a discharge for separating the separated CO 2 gas out of the system.
  • line L 10 is provided.
  • the line L 9a is provided with a pump P 9 for feeding the reflux water.
  • the line L 8 includes a heat exchanger 35 that exchanges heat with the rich absorbent flowing through the line L 4 , a pump P 8 that feeds the lean absorbent, and a cooler 22 that cools the lean absorbent.
  • the regeneration tower 30 can further optionally include a reclaimer (not shown) at the bottom of the tower.
  • a reclaimer (not shown) at the bottom of the tower.
  • the reclaimer after adding a basic compound to the lean absorbing liquid collected at the bottom of the tower, separates sulfate or sulfite from the lean absorbing liquid by heating with steam, and returns to the bottom of the regeneration tower 30. It is configured.
  • the reclaimer is configured to discharge the separated sulfate or sulfite as sludge.
  • the concentration of the sulfur oxide in the exhaust gas can be reduced in the advanced desulfurization cooling tower 10A. Therefore, the number of reclaiming by the reclaimer can be reduced, and the operation cost can be reduced.
  • the exhaust gas containing CO 2 and sulfur oxide is supplied from the line L 0 to the advanced desulfurization cooling tower 10A, and the advanced desulfurization treatment and the cooling treatment are simultaneously performed as the advanced desulfurization cooling step.
  • the advanced desulfurization cooling and filling section 11 directly mixes the flowing down liquid from the finish filling section 12 and the desulfurization cooling circulating liquid from the circulation line L 1, so that the sulfur oxide in the exhaust gas is removed. Remove.
  • the desulfurization cooling circulating water accumulated at the bottom of the advanced desulfurization cooling tower 10A is cooled by the first cooler 14 via the circulation line L 1 by the pump P 1 and then supplied from the line L 11 to the advanced desulfurization cooling tower 10A. Recycle.
  • the desulfurization cooling circulating liquid is supplied and circulated from the lower part to the upper part of the advanced desulfurization cooling tower 10A, and the falling liquid from the finish filling unit 12 and the desulfurization cooling circulating liquid from the circulation line are directly mixed.
  • the temperature of the exhaust gas after cooling (cooling temperature) is preferably in the range of 30 ° C. or higher and 50 ° C. or lower, and more preferably in the range of 30 ° C. or higher and lower than 45 ° C. If the cooling temperature exceeds 50 ° C., for example, by absorption efficiency of CO 2 in the CO 2 absorber 20 is reduced, operating costs, etc. are increased. Further, when the cooling temperature is less than 30 ° C., the cost for cooling increases.
  • blower exhaust gas from the top of high desulfurization tower 10A B 1 To the lower part of the CO 2 absorption tower 20 via the line L 2 .
  • the CO 2 absorbent is an aqueous solution of an amine compound.
  • the amine compound include monoethanolamine (C 2 H 7 NO), diethanolamine (C 4 H 11 NO 2 ), diisopropanolamine (C 6 H 15 NO). 2), can be used an alkanolamine such as methyldiethanolamine (C 5 H 13 NO 2) , triethanolamine (C 6 H 15 NO 3) .
  • the exhaust gas from which CO 2 has been removed by the CO 2 absorption tower 20 is accompanied by water and an amine compound that are evaporated at a high temperature by an exothermic reaction due to CO 2 absorption. For this reason, it is made to contact with a washing
  • the cleaning liquid containing water and the amine compound from the accumulated water receiving portion 21c after cooling by the cooler 23 through a line L 5 by a pump P 5 a part, the washing unit of the CO 2 absorber 20 with supplied above the 21b circulates utilized as the washing liquid, is added a portion of another for re-use as the absorbing solution as a surplus, the line L 8 supplies a lean absorption liquid through the line L 5a. Rich absorbent solution that has absorbed CO 2 is accumulated in the bottom of the CO 2 absorber 20 and heated by the heat exchanger 35 via a line L 4 by the pump P 4, supplied to the regenerator 30.
  • the temperature is raised by exchanging heat with the high-temperature saturated vapor from L 6 to dissipate CO 2 in the rich absorbent.
  • the saturated steam introduced into the reboiler 32 is condensed by heat exchange with the absorbing liquid to become saturated water, and is discharged from the reboiler 32.
  • the lean absorbing solution from which CO 2 has been released accumulates at the bottom of the regeneration tower 30.
  • the discharged CO 2 gas is cooled by the cooler 33 to condense the accompanying water vapor, and the gas-liquid separator 34 separates the CO 2 gas into condensed water. Separated CO 2 gas is discharged via a line L 10 and recovered as higher CO 2 gas purity, the condensed water is recycled as reflux water supplied to the regenerator 30 through a line L 9a by the pump P 9 .
  • the lean absorbing liquid accumulated at the bottom of the regeneration tower 30 is introduced into the heat exchanger 35 via the line L 8 by the pump P 8 , cooled by exchanging heat with the rich absorbing liquid, and further cooled by the cooler 22. It is supplied to the CO 2 absorption tower 20 after being cooled and recycled as CO 2 absorbing solution for absorbing CO 2.
  • the temperature of the CO 2 absorbent supplied to the CO 2 absorption tower 20 can be adjusted by the heat exchanger 35 and the cooler 22.
  • FIG. 3 The CO 2 recovery apparatus shown in FIG. 3 is mainly different from the first embodiment in that an advanced desulfurization cooling tower 10B is provided instead of the advanced desulfurization cooling tower 10A. Further, the description of the same configuration as in FIGS. 1 and 2 is omitted.
  • the advanced desulfurization cooling tower 10 ⁇ / b> B is connected to the dilution water supply line L 13 above the finish filling unit 12 and below the first demister 13.
  • the dilution water supply line L 13 supplies dilution water from outside the system, that is, dilution water from the outside of the advanced desulfurization cooling tower 10 B, between the finish filling unit 12 and the first demister 13 in the tower.
  • the circulating liquid recovered from the finish filling unit 12 is recovered by being accompanied by the diluted water supplied from the outside of the advanced desulfurization cooling tower supplied to the finish filling unit 12 and the exhaust gas below the finish filling unit 12. It becomes a liquid mixture with the liquid.
  • the temperature of dilution water can be made into the range of 30 degreeC or more and 50 degrees C or less, for example.
  • the same effect as that of the first embodiment is achieved, and the concentration of sulfate in the desulfurization cooling circulating liquid accompanying the exhaust gas is further reduced, and the CO 2 absorption tower is accompanied by the exhaust gas.
  • the concentration of sulfate mixed in the CO 2 absorbing solution within 20 can be further reduced.
  • sodium hydroxide used as the basic compound
  • the sodium sulfate CO 2 absorbing solution that becomes the sulfate is compared with the case where the advanced desulfurization cooling is simply performed in one stage.
  • the mixing ratio can be reduced by about 90%.
  • FIG. 4 The CO 2 recovery apparatus shown in FIG. 4 is mainly different from the first embodiment in that an advanced desulfurization cooling tower 10C is provided instead of the advanced desulfurization cooling tower 10A. Also, high desulfurization tower 10C, in that it includes a branch circulation line L 15, mainly different and advanced desulfurization cooling tower 10A. Further, the description of the same configuration as in FIGS. 1 and 2 is omitted.
  • the branch circulation line L 15 is configured to supply a part of the desulfurized and cooled circulating liquid of the circulation line L 1 to the upper part of the finish filling unit 12 and the lower part of the first demister 13 by an open / close valve (not shown).
  • the on-off valve may be a manual valve, an automatic on-off valve, or a manual or automatic flow control valve.
  • the branch circulation line L 15 limits the flow rate of the circulating fluid flowing into the circulation line L 1.
  • the flow rate of the circulating fluid in the branch circulation line L 15 is made smaller than the flow rate of the circulating fluid in the circulation line L 1 .
  • the flow rate ratio between the circulating fluid flow rate (ppm) in the branch circulation line L 15 and the circulating fluid flow rate (m 3 / h) in the circulation line L 1 is in the range of 1: 100 to 1: 3. be able to.
  • the circulation is performed above the advanced desulfurization cooling filling portion 11 and the finishing filling portion 12 and below the first demister 13. The amount of liquid splash can be reduced. Therefore, it is possible to surely prevent sulfur oxides are mixed into the CO 2 absorbing solution.
  • the branch circulation line L 15 further includes a second cooler 15.
  • the second cooler 15 is a heat exchanger, reducing the temperature of the circulating fluid in the branch circulation line L 15.
  • the second cooler 15 by condensing the moisture in the exhaust gas, than to decrease the concentration of sulfate circulating fluid in the branch circulation line L 15, reducing the concentration of sulfate salt to a quantity of the mist to spread can do.
  • Basic compound supply line L 11 is connected to the circulation line L 1 at a circulation line L 1 and the branch circulation line L 15 and the connecting part flow later than.
  • the basic compound is mixed into the branch circulation line L 15 , and the amount of mist of the circulating fluid accompanying the exhaust gas in the downstream of the first demister 13 can be reduced. Therefore, it is possible to prevent the contamination of sulfate in the CO 2 absorber 20 to the CO 2 absorbing solution. Thus, it is possible to prevent a decrease in CO 2 absorbent CO 2 absorbing solution.
  • an effect similar to the first embodiment decreases more the concentration of sulfate desulfurization circulating cooling liquid entrained in the exhaust gas, CO 2 in the CO 2 absorber 20
  • concentration of sulfate mixed in the absorbing solution can be further reduced.
  • sodium hydroxide used as the basic compound
  • the sodium sulfate CO 2 absorbing solution that becomes the sulfate is compared with the case where the advanced desulfurization cooling is simply performed in one stage.
  • the mixing ratio can be reduced by about 75%.
  • the CO 2 recovery apparatus of the present embodiment as compared with the CO 2 recovery apparatus of the first embodiment, in that it includes a high desulfurization tower 10D, further comprising a second demister 16, Mainly different.
  • a high desulfurization tower 10D further comprising a second demister 16, Mainly different.
  • the description of the same configuration as that in FIG. 2 is omitted.
  • the second demister 16 is located above the advanced desulfurization cooling filling portion 11 and below the finish filling portion 12. More specifically, the second demister 16 is located above the upper connection positions of the high desulfurization tower 10D and circulation line L 1.
  • the second demister 16 collects the circulating fluid that scatters upward from the advanced desulfurization cooling and filling portion 11 and reduces the concentration of sulfate in the circulating fluid in the upstream of the finish filling portion 12. Thereby, the concentration of sulfate in the exhaust gas discharged from the advanced desulfurization cooling tower 10 can be further reduced.
  • the concentration of sulfate CO 2 absorbing solution in the CO 2 absorber 20 is compared with the case where the advanced desulfurization cooling is simply performed in one stage.
  • the mixing ratio can be reduced by about 80%.
  • the CO 2 recovery apparatus of the present embodiment as compared with the CO 2 recovery system of the second embodiment, in that it includes a high desulfurization tower 10E, further comprising a second demister 16, Mainly different. Further, the description of the same configuration as in FIG. 3 is omitted.
  • the second demister 16 is located above the advanced desulfurization cooling filling portion 11 and below the finish filling portion 12. More specifically, the second demister 16 is located above the upper connection positions of the high desulfurization tower 10E and circulation line L 1.
  • the second demister 16 collects the circulating fluid that scatters upward from the advanced desulfurization cooling and filling portion 11 and reduces the concentration of sulfate in the circulating fluid in the upstream of the finish filling portion 12. Thereby, the density
  • the concentration of sulfate CO 2 absorbing solution in the CO 2 absorber 20 it is possible to with the same effects as the second embodiment, further reducing the concentration of sulfate CO 2 absorbing solution in the CO 2 absorber 20.
  • the sodium sulfate CO 2 absorbing solution that becomes the sulfate is compared with the case where the advanced desulfurization cooling is simply performed in one stage.
  • the mixing amount ratio can be reduced by 90% or more.
  • FIG. 7 the CO 2 recovery apparatus of the present embodiment, as compared with the CO 2 recovery apparatus of the third embodiment, in that it includes a high desulfurization tower 10F, further comprising a second demister 16, Mainly different. Also, the description of the same configuration as in FIG. 4 is omitted.
  • the second demister 16 is located above the advanced desulfurization cooling filling portion 11 and below the finish filling portion 12. More specifically, the second demister 16 is located above the upper connection positions of the high desulfurization tower 10F and circulation line L 1.
  • the second demister 16 collects the circulating fluid that scatters upward from the advanced desulfurization cooling and filling portion 11 and reduces the concentration of sulfate in the circulating fluid in the upstream of the finish filling portion 12. Thereby, the density
  • the concentration of sulfate CO 2 absorbing solution in the CO 2 absorber 20 is compared with the case where the advanced desulfurization cooling is simply performed in one stage.
  • the mixing ratio can be reduced by 80% or more.
  • the configuration of the CO 2 recovery device is exemplified.
  • the present invention is not limited to this configuration.
  • the CO 2 recovery device according to the present invention can further include a desulfurization device in the upstream of the advanced desulfurization cooling tower. By desulfurizing the desulfurization apparatus exhaust gas at the upstream side of the high desulfurization tower, the mixed amount of sulfate mixed in the CO 2 absorbing solution for CO 2 absorption tower 20 can be further reduced.
  • the configuration and method including only the branch circulation line L 15 are exemplified.
  • the present invention is not limited to this.
  • the cooling temperature by the dilution water is the same as that in the second and fifth embodiments. can do.
  • the cooling temperature with the dilution water can be set to the same temperature as the second and fifth embodiments.
  • Example 1 the CO 2 recovery apparatus of the first embodiment was used. A regular filler was used as a filler in the finish filling section installed in the advanced desulfurization cooling tower of the CO 2 recovery unit. In addition, as Comparative Example 1, a CO 2 recovery apparatus including an advanced desulfurization cooling tower that performs advanced desulfurization cooling processing in one stage without a finish filling portion between the advanced desulfurization cooling filling portion and the demister was used.
  • Example 1 and Comparative Example 1 the concentration of sodium sulfate as sulfate in the CO 2 absorbing solution was measured, respectively, and the concentration of sulfate in the CO 2 absorbing solution of Comparative Example 1 (The mixing amount ratio of sodium sulfate in Example 1 when the mixing amount) was 1 was evaluated. That was evaluated mixing amount ratio of the CO 2 absorbing solution by desulfurization circulating cooling fluid entrained in the exhaust gas to be introduced into the absorption tower.
  • the exhaust gas flow rate introduced into the advanced desulfurization cooling tower was set to 200 m 3 / h.
  • Sodium hydroxide was used as a basic compound to be introduced into the advanced desulfurization cooling tower, and the sulfur oxide concentration in the exhaust gas to be introduced into the CO 2 absorption tower was set to 5 ppm or less.
  • the temperature in the advanced desulfurization cooling tower was cooled from 55 ° C. to 35 ° C. by the first cooler.
  • Examples 1 and Comparative Example 1 using monoethanolamine as the CO 2 absorbing solution used in the CO 2 absorber, the circulation amount of the same city CO 2 absorbing solution, reclaimer of the regenerator did not run. The result of evaluation is shown in FIG.
  • Example 2 The CO 2 recovery apparatus of the second embodiment was set as Example 2, and the concentration of sulfate in the CO 2 absorbent in the absorption tower was measured under the same conditions as in Example 1.
  • the sulfate concentration (mixing amount) in the CO 2 absorbent of Comparative Example 1 was set to 1, the mixing amount ratio of the sulfate in Example 2 was evaluated.
  • the inflow of dilution water from the dilution water supply line was 1: 100 in a ratio to the circulation amount of the circulation line. The evaluation results are shown in FIG.
  • Example 3 The CO 2 recovery apparatus according to the third embodiment was set as Example 3, and the concentration of sulfate in the CO 2 absorbent in the absorption tower was measured under the same conditions as in Example 1.
  • the sulfate mixing amount ratio in Example 3 was evaluated when the sulfate concentration (mixing amount) in the CO 2 absorbent of Comparative Example 1 was set to 1.
  • the circulation amount to the branch circulation line in Example 3 was set to 1:20 in the ratio with respect to the circulation amount of a circulation line.
  • the cooling temperature of the desulfurization cooling circulating liquid in a circulation line was 35 degreeC with the 2nd cooler. The evaluation results are shown in FIG.
  • Example 1 The CO 2 recovery system of the fourth to sixth embodiments were respectively Examples 4-6. These not operate, and estimate the concentration of sulfate CO 2 absorbing solution in a CO 2 absorption tower as in Example 1 under the same conditions.
  • Example 1 the amount of sulfate mixed in Examples 4 to 6 when the concentration (mixed amount) of sulfate in the CO 2 absorbent of Comparative Example 1 was set to 1. The ratio was examined.
  • the operating conditions of Example 4 were the same as those of Example 1
  • the operating conditions of Example 5 were the same as those of Example 2
  • Example 6 were the same as those of Example 1.
  • the mixing ratio of the sodium sulfate CO 2 absorbent is less than 0.1, and the mixing ratio of sodium sulfate is 1 It was confirmed that it could be reduced to less than / 10.
  • the concentration of sulfate in the CO 2 absorbent can be reduced by 90% or more compared to Comparative Example 1.
  • the CO 2 recovering apparatus and a recovery method of Example 5 also to simplify the structure of the device it was found to be reduced contamination of the CO 2 absorbing solution in the circulating liquid of the desulfurization cooling process.
  • the mixing ratio of the sodium sulfate CO 2 absorbent is less than 0.2, and the mixing ratio of sodium sulfate is 1 It was confirmed that it could be reduced to less than / 5.
  • the concentration of sulfate CO 2 absorbing solution can be reduced 80% or more.
  • the CO 2 recovering apparatus and a recovery method of Example 6 also to simplify the structure of the device it was found to be reduced contamination of the CO 2 absorbing solution in the circulating liquid of the desulfurization cooling process.
  • the structure of the device can be simplified.
  • the amount of the desulfurization cooling treatment circulating liquid mixed into the CO 2 absorbing liquid can be reduced.
  • Second demister 20 CO 2 absorption tower 21 a CO 2 absorption section 31 a Lower filling section 21 b Washing section 31 b Upper filling section 21 c Water receiving section 23, 33, 32 Cooler 30 Regeneration tower 31 c Absorbing liquid receiving section 32 Reboiler 34 Gas-liquid separator 35 Heat exchange vessel L 1 circulation line L 11 basic compound supply line L 12 circulating fluid discharge line L 13 dilution water supply line L 15 branched circulation line

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Abstract

装置の構造を簡略化すると共に、脱硫冷却処理の循環液のＣＯ2吸収液への混入量を低減できるＣＯ2回収装置及び方法を提供される。ＣＯ2回収装置は、排ガス中の硫黄酸化物を除去すると共に、排ガス温度を下げる高度脱硫冷却塔と、排ガス中のＣＯ2をＣＯ2吸収液に接触させて除去するＣＯ2吸収塔と、ＣＯ2吸収液からＣＯ2を放散してＣＯ2を回収すると共にＣＯ2吸収液を再生し、再生したＣＯ2吸収液を前記ＣＯ2吸収塔に送液する再生塔とを備え、高度脱硫冷却塔が、脱硫と冷却とを行うための脱硫冷却循環液を高度脱硫冷却塔の下部から上部へ供給して循環する循環ラインと、循環ラインと冷却塔の上部との接続位置よりも上方に位置する仕上充填部と、循環液を冷却する第１冷却器とを備え、仕上充填部からの流下液と循環ラインからの循環液とを直接混合する。

Description

ＣＯ２回収装置及び回収方法
　本発明は、ＣＯ2回収装置及びＣＯ2回収方法に関する。
　従来より、化石燃料の排ガス等が含有する二酸化炭素(ＣＯ2)、硫黄酸化物等の酸性ガスを除去、回収する方法について、様々な方法が提案されている。そのうちの一方法として、脱硫処理後の排ガスを更に高度脱硫処理して排ガス中から硫黄酸化物を除去し、冷却した後、アルカノールアミン水溶液等のＣＯ2吸収液と接触させて排ガス中からＣＯ2を除去することにより、硫黄酸化物とＣＯ2とを回収する方法がある。
　高度脱硫処理した排ガス中には硫黄酸化物及び高度脱硫処理に用いた循環液が残存しており、それらは後流のＣＯ2を吸収するＣＯ2吸収液中に蓄積されることとなる。また、ＣＯ2吸収液のＣＯ2吸収性を考慮すると、排ガスを冷却する必要がある。このような装置として、排ガスに対する高度脱硫処理と冷却処理とを一段階の方法にて実施する装置が知られている（例えば、特許文献１）。また、高度脱硫処理と冷却処理とを二段階の方法に分けて実施する装置が知られている(例えば、特許文献１、２及び３)。
特許４２１６１５２号公報 国際公開第２０１３／１４４８６４号 国際公開第２０１３／１４４８８９号
　前記した例では、排ガスに対する高度脱硫処理と冷却処理とを一段階の方法により行う場合、高度脱硫工程の循環液が吸収塔のＣＯ2吸収液へ混入する虞がある。また、排ガスに対する高度脱硫処理と冷却処理とを二段階の方法に分けて行う場合、装置が大型化するという問題がある。
　本発明は、前記事情に照らして、装置の構造を簡略化すると共に、脱硫冷却処理の循環液のＣＯ2吸収液への混入量を低減できるＣＯ2回収装置及び方法を提供することを目的とする。
　本発明は、一側面にてＣＯ2回収装置である。本発明に係るＣＯ2回収装置は、排ガス中の硫黄酸化物を除去すると共に、前記排ガス温度を下げる高度脱硫冷却塔と、前記排ガス中のＣＯ2をＣＯ2吸収液に接触させて除去するＣＯ2吸収塔と、前記ＣＯ2吸収液からＣＯ2を放散してＣＯ2を回収すると共に前記ＣＯ2吸収液を再生し、前記再生したＣＯ2吸収液を前記ＣＯ2吸収塔に送液する再生塔とを備え、前記高度脱硫冷却塔が、前記脱硫と前記冷却とを行うための脱硫冷却循環液を高度脱硫冷却塔の下部から上部へ供給して循環する循環ラインと、前記循環ラインと前記冷却塔の上部との接続位置よりも上方に位置する仕上充填部と、前記循環液を冷却する第１冷却器とを備え、前記仕上充填部からの流下液と前記循環ラインからの循環液とを直接混合するように構成されている。
　前記高度脱硫冷却塔は、前記仕上充填部の上方に位置する第１デミスタを含むことが好ましい。
　また、前記ＣＯ2回収装置は、前記高度脱硫冷却塔を前記仕上充填部の上方に位置して系外からの水を供給する希釈水供給ラインを含む形態とすることができる。
　更に、前記ＣＯ2回収装置は、前記高度脱硫冷却塔に、前記循環ラインの前記第１冷却器の後流にて連結し、循環液の一部を前記仕上充填部の上方且つ前記第１デミスタの下方に供給する分岐循環ラインを更に備え、前記分岐循環ラインを、前記循環液の一部を冷却する第２冷却器を備える形態とすることができる。
　更にまた、前記ＣＯ2回収装置は、前記高度脱硫冷却塔を、前記循環ラインの上部の循環液供給位置と前記仕上充填部との間に位置する第２デミスタを含む形態とすることができる。
　前記循環ラインは、前記第１冷却器又は分岐循環ラインとの連結部の後流にて連結する塩基性化合物供給ラインを更に備えることが好ましく、前記循環ラインは、前記第１冷却器の前流にて連結する余剰液排出ラインを更に備えることがより好ましい。
　また、本発明は、別の側面にてＣＯ2回収方法である。本発明に係るＣＯ2回収方法は、前記ＣＯ2回収装置を用いたＣＯ2回収方法であって、排ガス中の硫黄酸化物を除去すると共に、前記排ガス温度を下げる高度脱硫冷却工程と、前記排ガス中のＣＯ2をＣＯ2吸収液に接触させて除去するＣＯ2吸収工程と、前記ＣＯ2吸収液からＣＯ2を放散して、ＣＯ2を回収すると共に前記ＣＯ2吸収液を再生し、前記再生したＣＯ2吸収液を前記ＣＯ2吸収塔に送液して再利用する再生塔とを含み、前記高度脱硫冷却工程が、前記脱硫と前記冷却とを行うための脱硫冷却循環液を高度脱硫冷却塔の下部から上部へ供給して循環する循環工程と、前記循環ラインと前記冷却塔の上部との接続位置よりも上方に位置する仕上充填部からの流下液と前記循環ラインからの循環液とを直接混合する混合工程と更に含む。
　本発明によれば、装置の構造を簡略化すると共に、脱硫冷却処理の循環液のＣＯ2吸収液への混入量を低減できるＣＯ2回収装置及び方法が提供される。
図１は、本発明に係るＣＯ2回収装置及び回収方法の第１実施の形態について、ＣＯ2回収装置の構成を示す概略図である。 図２は、本発明に係るＣＯ2回収装置及び回収方法の第１実施の形態について、高度脱硫冷却塔の構成を示す概略図である。 図３は、本発明に係るＣＯ2回収装置及び回収方法の第２実施の形態について、高度脱硫冷却塔の構成を示す概略図である。 図４は、本発明に係るＣＯ2回収装置及び回収方法の第３実施の形態について、高度脱硫冷却塔の構成を示す概略図である。 図５は、本発明に係るＣＯ2回収装置及び回収方法の第４実施の形態について、高度脱硫冷却塔の構成を示す概略図である。 図６は、本発明に係るＣＯ2回収装置及び回収方法の第５実施の形態について、高度脱硫冷却塔の構成を示す概略図である。 図７は、本発明に係るＣＯ2回収装置及び回収方法の第６実施の形態について、高度脱硫冷却塔の構成を示す概略図である。 図８は、本発明に係るＣＯ2回収装置及び回収方法について、実施例１の結果を示す図である。 図９は、本発明に係るＣＯ2回収装置及び回収方法について、実施例２の結果を示す図である。 図１０は、本発明に係るＣＯ2回収装置及び回収方法について、実施例３の結果を示す図である。 図１１は、本発明に係るＣＯ2回収装置及び回収方法について、実施例４～６の結果を示す図である。
　以下、添付図面を参照して、本発明に係るＣＯ2回収装置及び回収方法の実施の形態について、詳細に説明する。本発明は、以下に説明する実施の形態によって限定されない。また、添付図面は、本実施の形態の概要を説明するための図であり、付属する機器を一部省略している。
［第１実施の形態］
　本発明に係るＣＯ2回収装置の第１実施の形態について、図１及び図２を用いて説明する。図１に示すように、ＣＯ2回収装置は、排ガスに対して高度脱硫と冷却とを同時に実施するための高度脱硫冷却塔１０Ａと、排ガス中のＣＯ2をＣＯ2吸収液により吸収・除去するためのＣＯ2吸収塔２０と、ＣＯ2を回収すると共にＣＯ2吸収液を再生する再生塔３０とを備えている。排ガスとしては、天然ガス、アンモニア製造等の化学プラントにて製造されるプロセスガス、石炭ガス化ガス等の合成ガス、化石燃料の燃焼排ガス等の二酸化炭素（ＣＯ2）と硫黄酸化物（ＳＯ2）を含有するガス等を用いることができる。
　高度脱硫冷却塔１０Ａは、その塔下部に排ガスを塔内へ供給するためのラインＬ0を備え、その塔頂部に排ガスを塔外へ排出してＣＯ2吸収塔２０へ供給するためのラインＬ2を少なくとも備えている。また、ラインＬ2には、排ガスをＣＯ2吸収塔２０へ送給するためのブロワＢ1を設けている。
　続いて、高度脱硫冷却塔１０Ａについて、図２を用いて詳述する。なお、本明細書及び請求の範囲では、排ガス又は循環液の流れる方向に沿って「前流」及び「後流」の文言を用いている。高度脱硫冷却塔１０Ａは、高度脱硫冷却充填部１１と、仕上充填部１２と、第１デミスタ１３とを備えている。高度脱硫冷却塔１０Ａの塔底部には、この塔底部に貯留する循環液（以降、脱硫冷却循環液ともいう。）を高度脱硫冷却塔１０Ａの下部から上部へ供給して循環し、脱硫処理と冷却処理とを一段階の手段で行うための循環ラインＬ1を設けている。
　高度脱硫冷却充填部１１は、仕上充填部１２の下方、且つ、循環ラインＬ1と高度脱硫冷却塔１０Ａの上部との接続位置よりも下方に配置している。高度脱硫冷却充填部１１は、硫黄酸化物を含有する排ガスと上方より流下する塩基性化合物を含有する脱硫冷却循環液とを直接混合させるように構成されている。高度脱硫冷却充填部１１は、排ガス中の硫黄酸化物を脱硫冷却循環液に吸収することによって、排ガス中の硫黄酸化物を除去する。これにより、高度脱硫冷却充填部１１の後流では、排ガス中の硫黄酸化物の濃度は低下する。
　仕上充填部１２は、高度脱硫冷却充填部１１の上方、且つ、循環ラインＬ1と高度脱硫冷却塔１０Ａの上部との接続位置よりも上方に配置している。仕上充填部１２は、塔内にて下方より飛散する脱硫冷却循環液のミストを捕集し、高度脱硫冷却充填部１１へ流下するように構成されている。仕上充填部１２からの流下液は、下方にて排ガスに同伴して回収された脱硫冷却循環液となる。仕上充填部１２の内部には、排ガスに伴う硫黄酸化物を捕集するための充填材を配置している。このような充填材としては、折板や平板を含む板状の規則充填材、リング状やサドル状の不規則充填材等が挙げられる。これにより、仕上充填部１２の後流では、排ガス中の硫黄酸化物及び硫黄酸化物と塩基性化合物に起因する硫酸塩の濃度は低下する。
　第１デミスタ１３は、仕上充填部１２の上方に位置し、排ガスに同伴する脱硫冷却循環液のミストを除去・回収することによって、高度脱硫冷却塔１０Ａの塔底部に貯留する。これにより、第１デミスタ１３の後流では、排ガス中の硫黄酸化物と硫酸塩の濃度は低下する。
　循環ラインＬ1は、その一端が高度脱硫冷却塔１０Ａの下部の塔底部（下部接続位置）と連結し、その他端が高度脱硫冷却塔１０Ａの上部の高度脱硫冷却充填部１１と仕上充填部１２との間の前述した接続位置（上部接続位置）と連結している。前記上部接続位置は、仕上充填部１２よりも高度脱硫冷却充填部１１に近い位置であることが好ましい。このような位置であれば、高度脱硫冷却充填部１１の充填材上端までの距離が短く、循環液の飛散による排ガスへの同伴量を低減することができる。また、循環ラインＬ1上には、脱硫冷却循環液を冷却するための冷却器１４が設けられている。更に、循環ラインＬ1は、冷却器１４の後流にて塩基性化合物供給ラインＬ11と連結し、冷却器１４の前流にて循環液排出ラインＬ12と連結している。
　冷却器１４は、熱交換器であり、循環ラインＬ1を循環する脱硫冷却循環液を冷却することによって、ラインＬ0から高度脱硫冷却塔１０Ａに導入した排ガスを冷却し、所定の温度の範囲内とする。これにより、ＣＯ2吸収塔２０にてＣＯ2吸収液のＣＯ2の吸収効率が低下することを防ぐことができる。
　塩基性化合物供給ラインＬ11は、塩基性化合物を貯留するための図示しない供給タンクと接続し、この供給タンク内の塩基性化合物を循環ラインＬ1内の脱硫冷却循環液に供給するように構成されている。このような塩基性化合物としては、ナトリウム化合物、カルシウム化合物又はそれらの混合物が挙げられる。ナトリウム化合物は、水酸化ナトリウム(ＮａＯＨ)、炭酸ナトリウム(Ｎａ2ＣＯ3)及び炭酸水素ナトリウム(ＮａＨＣＯ3)からなる群より選択される少なくとも１種であることが好ましい。また、カルシウム化合物は、水酸化カルシウム(Ｃａ(ＯＨ)2)及び炭酸カルシウム(ＣａＣＯ3)からなる群より選択される少なくとも１種であることが好ましい。
　循環液排出ラインＬ12は、図示しない開閉弁によって、第１冷却器１４により凝縮されて余剰分となった水分を除去するために、循環ラインＬ1を循環する脱硫冷却循環液の一部を排出するように構成されている。前記開閉弁は、手動弁でも自動開閉弁でもよく、手動又は自動の流量調整弁でもよい。これにより、高度脱硫冷却塔１０Ａの塔底部に貯留される循環液の液位を一定に維持できる。また、ラインＬ2からＣＯ2吸収塔２０に導入する排ガス中の硫黄酸化物の濃度が、例えば、５ｐｐｍ以下となるように、脱硫吸収液への硫黄酸化物吸収量の当量以上の塩基性化合物を、塩基性化合物供給ラインＬ11から、循環液の水素イオン指数(ｐＨ)を維持するように供給することができる。
　本実施の形態によれば、高度脱硫冷却塔１０Ａでの高度脱硫冷却処理に要する部品点数を低減して設備を簡略化し且つ製造コストを低減できると共に、ＣＯ2回収装置のＣＯ2吸収塔２０内のＣＯ2吸収液に、硫黄酸化物、塩基性化合物及び硫黄酸化物と塩基性化合物とに由来する硫酸塩が混合することを防ぐことができる。例えば、本実施の形態によれば、設備の簡略化及び製造コストについて、高度脱硫冷却処理に要する工程数が１回であり、処理に要する高度脱硫冷却循環液の循環数は１回であり、冷却に要する冷却器数も１つとすることができる。また、ＣＯ2吸収液への硫酸塩の混入については、塩基性化合物を用いた高度脱硫冷却処理により硫黄酸化物（ＳＯ2）を吸収すると、塩基性化合物と硫黄酸化物とにより脱硫冷却循環液中に硫酸塩が含有することとなる。この硫酸塩は、ＣＯ2よりも強い酸であるため、後述するＣＯ2吸収液中に蓄積し、吸収剤中のアミン化合物を無駄に消費してしまう。その結果、ＣＯ2吸収液の性能が低下することとなる。本実施の形態によれば、例えば、塩基性化合物として水酸化ナトリウムを用いた場合、高度脱硫冷却処理を単に一段階で実施する場合と比較して、硫酸塩となる硫酸ナトリウム(Ｎａ2ＳＯ4)のＣＯ2吸収液の混入量比を６０％程度低減することができる。
　続いて図１を用いて、ＣＯ2吸収塔２０と再生塔３０について詳述する。ＣＯ2吸収塔２０は、その塔下部にてＣＯ2を含有する排ガスをＣＯ2吸収塔２０内に供給するためのラインＬ2と連結し、その塔頂部にＣＯ2を除去した排ガスをＣＯ2吸収塔２０から排出するためのラインＬ3を備えている。ＣＯ2吸収塔２０は、ラインＬ2、Ｌ3との接続位置の間に、排ガスとＣＯ2吸収液とが気液接触するＣＯ2吸収部２１ａと、ＣＯ2吸収液と接触した後の排ガスと洗浄液とが気液接触する水洗部２１ｂと、水洗部２１ｂとＣＯ２吸収部２１ａとの間に位置する水受部２１ｃを備えている。水受部２１ｃは、その下方から上方へと気体を通過させるが、その上方から下方へは液体を通過させないように構成されている。また、水受部２１ｃには、水受部２１ｃに溜まった液体を、水洗部２１ｂの上方からＣＯ2吸収塔２０内に供給するためのラインＬ5が設けられている。ラインＬ5には、液体を送給するためのポンプＰ5と、液体を冷却するための冷却器２３が設けられている。
　また、ＣＯ2吸収塔２０の塔底部には、ＣＯ2を吸収したＣＯ2吸収液（リッチ吸収液）の一部を再生塔３０に送るためのラインＬ4が設けられている。ラインＬ4には、ＣＯ2吸収液を送給するためのポンプＰ4と、後述するリーン吸収液との熱交換を行うための熱交換器３５とが、ＣＯ2吸収塔２０側から順に設けられている。
　再生塔３０は、リッチ吸収液を供給するラインＬ4との接続位置の下方に、リッチ吸収液からＣＯ2を放出させるための下部充填部３１ａと、前記接続位置の上方に、放出されたＣＯ2ガスを後述する還流水で洗浄するための上部充填部３１ｂと、下部充填部３１ａの下方に、吸収液受部３１ｃを備えている。吸収液受部３１ｃは、その下方から上方へと気体を通過させるが、その上方から下方へは液体を通過させないように構成されている。吸収液受部３１ｃには、吸収液受部３１ｃに溜まった吸収液を、吸収液受部３１ｃの下方から再生塔３０内に供給して循環するためのラインＬ7が設けられている。ラインＬ7には、吸収液からＣＯ2を放出させるために吸収液を加熱するリボイラ３２が設けられている。リボイラ３２には、リボイラ３２に加熱用の飽和蒸気を供給するためのラインＬ6が設けられている。
　再生塔３０の塔頂部には、リッチ吸収液から放出されたＣＯ2ガスを再生塔３０から排出するためのラインＬ9が設けられている。ラインＬ9には、ＣＯ2ガスを冷却するための冷却器３３と、この冷却により生じた凝縮水とＣＯ2ガスとを分離するための気液分離器３４が設けられている。気液分離器３４には、分離した凝縮水を還流水として再生塔３０内の上部充填部３１ｂの上方へ供給するためのラインＬ9aと、分離したＣＯ2ガスを系外へ排出するためのラインＬ10が設けられている。ラインＬ9aには、還流水を送給するためのポンプＰ9が設けられている。
　また、再生塔３０の塔底部には、リボイラ３２によって加熱、再生されたリーン吸収液を、ＣＯ2吸収塔２０内のＣＯ２吸収部２１ａの上方へ供給するためのラインＬ8が設けられている。ラインＬ8には、ラインＬ4を流れるリッチ吸収液との間で熱交換する熱交換器３５と、リーン吸収液を送給するためのポンプＰ8と、リーン吸収液を冷却する冷却器２２と、ＣＯ2吸収塔２０の水受部２１ｃに溜まった液体の一部を、リーン吸収液と共にＣＯ2吸収塔２０内に供給するためのラインＬ5aとが、再生塔３０側から順に設けられている。
　再生塔３０は、その塔底部にて、任意選択的に図示しないリクレーマを更に備えることができる。前述のように、高度脱硫冷却塔１０Ａによって排ガス中の硫黄酸化物は十分に除去できるものの、再生塔３０の塔底部のリーン吸収液には吸収した硫黄酸化物が硫酸塩又は亜硫酸塩として残存している。リクレーマは、前記塔底部に溜まったリーン吸収液に塩基性化合物を添加した後、スチームにより加熱することによってリーン吸収液から硫酸塩又は亜硫酸塩を分離し、再生塔３０の塔底部に還流するように構成されている。また、リクレーマは、分離した硫酸塩又は亜硫酸塩をスラッジとして排出するように構成されている。このように、リーン吸収液から硫黄酸化物に起因する硫酸塩又は亜硫酸塩を除去することにより、リーン吸収液のＣＯ2吸収性能の低下を防ぐことができる。リクレーマを備えた形態では、高度脱硫冷却塔１０Ａにて排ガス中の硫黄酸化物の濃度を低減できるため、リクレーマによりリクレーミングする回数を減少して、運転コストを低減することができる。
　次に、以上の構成のＣＯ2回収装置について、その作動形態を説明することによって、本発明に係るＣＯ2回収方法の第１実施の形態を説明する。なお、主として図１を参照して説明する。
　先ず、ＣＯ2と硫黄酸化物とを含有する排ガスをラインＬ0から高度脱硫冷却塔１０Ａに供給し、高度脱硫冷却工程として高度脱硫処理と冷却処理とを同時に実施する。
　高度脱硫冷却塔１０Ａでは、高度脱硫冷却充填部１１にて、仕上充填部１２からの流下液と循環ラインＬ1からの脱硫冷却循環液とを直接混合することにより、排ガス中の硫黄酸化物を除去する。高度脱硫冷却塔１０Ａの塔底部に溜まった脱硫冷却循環水は、ポンプＰ1により循環ラインＬ1を介して第１冷却器１４で冷却した後、ラインＬ11から高度脱硫冷却塔１０Ａに供給して、循環利用する。換言すれば、脱硫冷却循環液を高度脱硫冷却塔１０Ａの下部から上部へ供給して循環させ、仕上充填部１２からの流下液と循環ラインからの脱硫冷却循環液とを直接混合している。冷却後の排ガスの温度（冷却温度）は、３０℃以上５０℃以下の範囲が好ましく、３０℃以上４５℃未満の範囲がより好ましい。冷却温度が５０℃を超えると、例えば、ＣＯ2吸収塔２０でのＣＯ2の吸収効率が低下することにより、運転コスト等が増大する。また、冷却温度が３０℃未満では、冷却するためのコストが増大する。このように、高度脱硫冷却充填部１１と第１冷却器１４とにより排ガス中の硫黄酸化物を除去すると共に排ガスの温度を下げた後、排ガスを高度脱硫冷却塔１０Ａの塔頂部からブロアＢ1によりラインＬ2を経てＣＯ2吸収塔２０の下部に導入する。
　続いて、ＣＯ2吸収塔２０では、ラインＬ2から導入した排ガスを、ラインＬ8から導入したＣＯ2吸収液とＣＯ２吸収部２１ａにて向流接触させ、排ガス中のＣＯ2をＣＯ2吸収液に吸収することによって、排ガスからＣＯ2を除去する。これにより、ＣＯ2を排ガス中から例えば９０％以上除去することができる。ＣＯ2吸収液は、アミン化合物の水溶液であり、アミン化合物としては、例えば、モノエタノールアミン(Ｃ2Ｈ7ＮＯ)、ジエタノールアミン(Ｃ4Ｈ11ＮＯ2)、ジイソプロパノールアミン(Ｃ6Ｈ15ＮＯ2)、メチルジエタノールアミン(Ｃ5Ｈ13ＮＯ2)、トリエタノールアミン(Ｃ6Ｈ15ＮＯ3)等のアルカノールアミンを用いることができる。
　ＣＯ2吸収塔２０にてＣＯ2を除去した排ガスは、ＣＯ2吸収による発熱反応によって高温下で蒸発した水分とアミン化合物を同伴している。このため、水洗部２１ｂにて洗浄液と接触させ、ガス中の水分とアミン化合物を凝縮して洗浄液中に回収する。そして、ＣＯ2を除去した排ガスを、ＣＯ2吸収塔２０の塔頂部からラインＬ3を介して排出する。また、水分とアミン化合物を含有する洗浄液は水受部２１ｃに溜まることから、その一部をポンプＰ5によりラインＬ5を介して冷却器２３で冷却した後、ＣＯ2吸収塔２０の水洗部２１ｂの上方に供給して洗浄液として循環利用すると共に、別の一部を余剰分として吸収液として再利用するため、ラインＬ5aを介してリーン吸収液を供給するラインＬ8に添加する。ＣＯ2を吸収したリッチ吸収液は、ＣＯ2吸収塔２０の塔底部に溜まり、ポンプＰ4によりラインＬ4を介して熱交換器３５で加熱した後、再生塔３０に供給する。
　再生塔３０に供給したリッチ吸収液は、下部充填部３１ａにて吸熱反応によりＣＯ2を放出しながら流下して吸収液受部３１ｃに溜まり、ラインＬ7を介してリボイラ３２に供給し、ラインＬ6からの高温の飽和蒸気と熱交換させて昇温し、リッチ吸収液中のＣＯ2を放散する。リボイラ３２に導入した飽和蒸気は、吸収液との熱交換により凝縮して飽和水となり、リボイラ３２から排出する。ＣＯ2を放散したリーン吸収液は、再生塔３０の塔底部に溜まる。
　再生塔３０にて吸収液から分離したＣＯ2ガスは、再生塔３０の上部充填部３１ｂにてラインＬ9aから供給した還流水と気液接触させて同伴するＣＯ2吸収液を除去した後、再生塔３０の塔頂部からラインＬ9を介して排出する。排出したＣＯ2ガスを冷却器３３にて冷却することで同伴する水蒸気を凝縮し、気液分離器３４にてＣＯ2ガスと凝縮水とに分離する。分離したＣＯ2ガスはラインＬ10を介して排出して純度の高いＣＯ2ガスとして回収し、凝縮水はポンプＰ9によりラインＬ9aを介して再生塔３０に供給し還流水として再利用する。また、再生塔３０の塔底部に溜まったリーン吸収液は、ポンプＰ8によりラインＬ8を介して熱交換器３５に導入し、リッチ吸収液と熱交換させて冷却し、更に冷却器２２で冷却した後にＣＯ2吸収塔２０に供給して、ＣＯ2を吸収するためのＣＯ2吸収液として循環利用する。ＣＯ2吸収塔２０に供給するＣＯ2吸収液の温度は、熱交換器３５及び冷却器２２にて調整することができる。
［第２実施の形態］
　続いて、本発明に係るＣＯ2回収装置及び回収方法の第２実施の形態について、図３を参照して説明する。図３に示すＣＯ2回収装置は、第１実施の形態と比較して、高度脱硫冷却塔１０Ａの代わりに高度脱硫冷却塔１０Ｂを備える点において主に相違する。また、図１及び図２と同様の構成については、説明を省略する。
　高度脱硫冷却塔１０Ｂは、仕上充填部１２の上方、且つ、第１デミスタ１３の下方にて、希釈水供給ラインＬ13と連結している。希釈水供給ラインＬ13は、系外からの希釈水、すなわち高度脱硫冷却塔１０Ｂの外部からの希釈水を、塔内の仕上充填部１２と第１デミスタ１３の間に供給する。これにより、排ガス中の一定量のミストに対する硫酸塩の濃度を低下させて、排ガスに同伴する脱硫冷却循環液中の硫酸塩の濃度を低下する。また、前記構成により、仕上充填部１２からの流下液は、仕上充填部１２に供給する高度脱硫冷却塔外からの希釈水と仕上充填部１２の下方にて排ガスに同伴して回収された循環液との混合液となる。希釈水の温度は、第１冷却器１４により冷却した排ガスの温度を維持するために、例えば、３０℃以上５０℃以下の範囲とすることができる。
　本実施の形態によれば、第１実施の形態と同様の効果を奏すると共に、排ガスに同伴する脱硫冷却循環液中の硫酸塩の濃度をより低下して、排ガスに同伴してＣＯ2吸収塔２０内でＣＯ2吸収液に混入する硫酸塩の濃度をより低下することができる。例えば、本実施の形態によれば、塩基性化合物として水酸化ナトリウムを用いた場合、高度脱硫冷却を単に一段階で実施する場合と比較して、硫酸塩となる硫酸ナトリウムのＣＯ2吸収液の混入量比を９０％程度低減することができる。
［第３実施の形態］
　続いて、本発明に係るＣＯ2回収装置及び回収方法の第３実施の形態について、図４を参照して説明する。図４に示すＣＯ2回収装置は、第１実施の形態と比較して、高度脱硫冷却塔１０Ａの代わりに高度脱硫冷却塔１０Ｃを備える点において、主に相違する。また、高度脱硫冷却塔１０Ｃは、分岐循環ラインＬ15を備える点において、高度脱硫冷却塔１０Ａと主に相違する。また、図１及び図２と同様の構成については、説明を省略する。
　分岐循環ラインＬ15は、図示しない開閉弁により循環ラインＬ1の脱硫冷却循環液の一部を仕上充填部１２の上方、且つ、第１デミスタ１３の下方に供給するように構成されている。前記開閉弁は、手動弁でも自動開閉弁でもよく、手動又は自動の流量調整弁でもよい。これにより、分岐循環ラインＬ15は、循環ラインＬ1に流入する循環液の流量を制限する。分岐循環ラインＬ15での循環液の流量は、循環ラインＬ1での循環液の流量よりも少なくする。例えば、分岐循環ラインＬ15での循環液の流量（ｐｐｍ）と循環ラインＬ1での循環液の流量（ｍ3／ｈ）との流量比は、１：１００～１：３の範囲とすることができる。このように、循環ラインＬ1と分岐循環ラインＬ15の循環液の流量を制限することによって、高度脱硫冷却充填部１１及び仕上充填部１２の上方、且つ第１デミスタ１３の下方にて、循環液の飛散量を低減することができる。したがって、硫黄酸化物がＣＯ2吸収液に混入することを確実に防ぐことができる。
　また、分岐循環ラインＬ15は、第２冷却器１５を更に備える。第２冷却器１５は、熱交換器であり、分岐循環ラインＬ15内の循環液の温度を低下する。第２冷却器１５は、排ガス中の水分を凝縮させて、分岐循環ラインＬ15中の循環液中の硫酸塩の濃度を低下することより、拡散する一定量のミストに対する硫酸塩の濃度を低下することができる。
　塩基性化合物供給ラインＬ11は、循環ラインＬ1と分岐循環ラインＬ15との接続部よりも後流にて循環ラインＬ1と連結している。これにより、分岐循環ラインＬ15に塩基性化合物が混入して、第１デミスタ１３の後流にて排ガス中に同伴する循環液のミスト量を低減することができる。したがって、ＣＯ2吸収塔２０にてＣＯ2吸収液への硫酸塩の混入することを防ぐことができる。これにより、ＣＯ2吸収液のＣＯ2吸収性の低下を防ぐことができる。
　本実施の形態によれば、第１実施の形態と同様の効果を奏すると共に、排ガスに同伴する脱硫冷却循環液中の硫酸塩の濃度をより低下して、ＣＯ2吸収塔２０にてＣＯ2吸収液に混入する硫酸塩の濃度をより低下することができる。例えば、本実施の形態によれば、塩基性化合物として水酸化ナトリウムを用いた場合、高度脱硫冷却を単に一段階で実施する場合と比較して、硫酸塩となる硫酸ナトリウムのＣＯ2吸収液の混入量比を７５％程度低減することができる。
［第４実施の形態］
　続いて、本発明に係るＣＯ2回収装置及び回収方法の第４実施の形態について、図５を参照して説明する。図５に示すように、本実施の形態のＣＯ2回収装置は、第１実施の形態のＣＯ2回収装置と比較して、第２デミスタ１６を更に備える高度脱硫冷却塔１０Ｄを備える点において、主に相違する。また、図２と同様の構成については、説明を省略する。
　図５に示すように、第２デミスタ１６は、高度脱硫冷却充填部１１の上方、且つ仕上充填部１２の下方に位置している。より具体的には、第２デミスタ１６は、高度脱硫冷却塔１０Ｄと循環ラインＬ１との上部接続位置よりも上方に位置している。第２デミスタ１６は、高度脱硫冷却充填部１１から上方へ飛散する循環液を捕集して、仕上充填部１２の前流にて循環液中の硫酸塩の濃度を低下する。これにより、高度脱硫冷却塔１０から排出する排ガス中の硫酸塩の濃度を更に低下することができる。
　本実施の形態によれば、第１実施の形態と同様の効果を奏すると共に、ＣＯ2吸収塔２０内のＣＯ2吸収液中の硫酸塩の濃度を更に低減することができる。例えば、本実施の形態によれば、塩基性化合物として水酸化ナトリウムを用いた場合、高度脱硫冷却を単に一段階で実施する場合と比較して、硫酸塩となる硫酸ナトリウムのＣＯ2吸収液の混入量比を８０％程度低減することができる。
［第５実施の形態］
　続いて、本発明に係るＣＯ2回収装置及び回収方法の第５実施の形態について、図６を参照して説明する。図６に示すように、本実施の形態のＣＯ2回収装置は、第２実施の形態のＣＯ2回収装置と比較して、第２デミスタ１６を更に備える高度脱硫冷却塔１０Ｅを備える点において、主に相違する。また、図３と同様の構成については、説明を省略する。
　図６に示すように、第２デミスタ１６は、高度脱硫冷却充填部１１の上方、且つ仕上充填部１２の下方に位置している。より具体的には、第２デミスタ１６は、高度脱硫冷却塔１０Ｅと循環ラインＬ１との上部接続位置よりも上方に位置している。第２デミスタ１６は、高度脱硫冷却充填部１１から上方へ飛散する循環液を捕集して、仕上充填部１２の前流にて循環液中の硫酸塩の濃度を低下する。これにより、高度脱硫冷却塔から排出する排ガス中の硫酸塩の濃度を更に低下することができる。
　本実施の形態によれば、第２実施の形態と同様の効果を奏すると共に、ＣＯ2吸収塔２０内のＣＯ2吸収液中の硫酸塩の濃度を更に低減することができる。例えば、本実施の形態によれば、塩基性化合物として水酸化ナトリウムを用いた場合、高度脱硫冷却を単に一段階で実施する場合と比較して、硫酸塩となる硫酸ナトリウムのＣＯ2吸収液の混入量比を９０％以上低減することができる。
［第６実施の形態］
　続いて、本発明に係るＣＯ2回収装置及び回収方法の第６実施の形態について、図７を参照して説明する。図７に示すように、本実施の形態のＣＯ2回収装置は、第３実施の形態のＣＯ2回収装置と比較して、第２デミスタ１６を更に備える高度脱硫冷却塔１０Ｆを備える点において、主に相違する。また、図４と同様の構成については、説明を省略する。
　図７に示すように、第２デミスタ１６は、高度脱硫冷却充填部１１の上方、且つ仕上充填部１２の下方に位置している。より具体的には、第２デミスタ１６は、高度脱硫冷却塔１０Ｆと循環ラインＬ１との上部接続位置よりも上方に位置している。第２デミスタ１６は、高度脱硫冷却充填部１１から上方へ飛散する循環液を捕集して、仕上充填部１２の前流にて循環液中の硫酸塩の濃度を低下する。これにより、高度脱硫冷却塔から排出する排ガス中の硫酸塩の濃度を更に低下することができる。
　本実施の形態によれば、第３実施の形態と同様の効果を奏すると共に、ＣＯ2吸収塔２０内のＣＯ2吸収液中の硫酸塩の濃度を更に低減することができる。例えば、本実施の形態によれば、塩基性化合物として水酸化ナトリウムを用いた場合、高度脱硫冷却を単に一段階で実施する場合と比較して、硫酸塩となる硫酸ナトリウムのＣＯ2吸収液の混入量比を８０％以上低減することができる。
　なお、前述の実施の形態では、ＣＯ2回収装置の構成を例示した。本発明はこの構成に限定されない。本発明に係るＣＯ2回収装置は、高度脱硫冷却塔の前流にて脱硫装置を更に備えることができる。高度脱硫冷却塔の前流にて排ガスを脱硫装置により脱硫することによって、ＣＯ2吸収塔２０内のＣＯ2吸収液に混入する硫酸塩の混入量を更に低減することができる。
　また、第３及び第６実施の形態では、分岐循環ラインＬ15のみを備える構成及び方法を例示した。本発明はこれに限定されない。例えば、分岐循環ラインＬ15に希釈水供給ラインＬ13を連結し、分岐循環ラインＬ15内の循環液中に希釈水を導入する構成を採用することができる。例えば、分岐循環ラインＬ15上の第２冷却器１５の後流にて希釈水供給ラインＬ13を連結する場合、希釈水による冷却温度は、第２及び第５実施の形態と同等の温度とすることができる。また、分岐循環ラインＬ15上の第２冷却器１５の前流にて希釈水供給ラインＬ13を連結する場合は、希釈水として、併設する化学プラントにて余剰となるスチームの凝縮水を用いることができる。これにより、併設する化学プラントの運転効率を向上することもできる。この場合も、希釈水による冷却温度は、第２及び第５実施の形態と同等の温度とすることができる。
　以下、実施例によって本発明を具体的に説明することにより、本発明の効果を明らかにする。なお、本発明に係るＣＯ2回収装置及び回収方法は、本例によって制限されない。
＜硫酸塩量の測定Ｉ＞
　実施例１として、第１実施の形態のＣＯ2回収装置を用いた。ＣＯ2回収装置の高度脱硫冷却塔に設置する仕上充填部には充填材として規則充填材を用いた。また、比較例１として、高度脱硫冷却充填部とデミスタとの間に仕上充填部を有さない、一段階で高度脱硫冷却処理を行う高度脱硫冷却塔を備えたＣＯ2回収装置を用いた。実施例１と比較例１とのＣＯ2吸収塔にて、それぞれＣＯ2吸収液中の硫酸塩となる硫酸ナトリウムの濃度を測定し、比較例１のＣＯ2吸収液中の硫酸塩の濃度（混入量）を１とした場合の、実施例１の硫酸ナトリウムの混入量比を評価した。すなわち、吸収塔に導入する排ガスに同伴する脱硫冷却循環液によるＣＯ2吸収液への混入量比を評価した。実施例１及び比較例１では、高度脱硫冷却塔に導入する排ガス流量を２００ｍ3／ｈとした。高度脱硫冷却塔に導入する塩基性化合物として水酸化ナトリウムを用い、ＣＯ２吸収塔に導入する排ガス中の硫黄酸化物濃度を５ｐｐｍ以下とした。また、第１冷却器により高度脱硫冷却塔内の温度を５５℃から３５℃まで冷却した。また、実施例１及び比較例１では、ＣＯ2吸収塔にて用いるＣＯ2吸収液としてモノエタノールアミンを用い、ＣＯ2吸収液の循環量を同じとし、再生塔のリクレーマは稼働させなかった。評価の結果を図８に示す。
　図８に示す結果より、実施例１のＣＯ2回収装置及び回収方法によれば、比較例１と比べて、硫酸ナトリウムのＣＯ2吸収液の混入量比は、０．４未満となり、硫酸ナトリウムの混入量を２／５未満まで低減できることを確認した。換言すれば、実施例１のＣＯ2回収装置及び回収方法によれば、比較例１と比べて、ＣＯ2吸収液中の硫酸塩の濃度を６０％以上低減できることがわかった。これにより、実施例１のＣＯ2回収装置及び回収方法によれば、装置の構造を簡略化しても、脱硫冷却処理の循環液のＣＯ2吸収液への混入量を低減できることがわかった。
＜硫酸塩量の測定ＩＩ＞
　第２実施の形態のＣＯ2回収装置を実施例２とし、実施例１と同条件にて吸収塔でのＣＯ2吸収液中の硫酸塩の濃度を測定した。これを、実施例１と同様に、比較例１のＣＯ2吸収液中の硫酸塩の濃度（混入量）を１とした場合の、実施例２の硫酸塩の混入量比を評価した。なお、実施例２にて、希釈水供給ラインからの希釈水の流入量は、循環ラインの循環量に対する比率で１：１００とした。評価の結果を図９に示す。
　図９に示す結果より、実施例２のＣＯ2回収装置及び回収方法によれば、比較例１と比べて、硫酸ナトリウムのＣＯ2吸収液の混入量比は、０．１程度となり、硫酸ナトリウムの混入量を１／１０程度まで低減できることを確認した。言い換えれば、実施例２のＣＯ2回収装置及び回収方法によれば、比較例１と比べて、ＣＯ2吸収液中の硫酸塩の濃度を９０％程度低減できることがわかった。これにより、実施例２のＣＯ2回収装置及び回収方法によれば、装置の構造を簡略化しても、脱硫冷却処理の循環液のＣＯ2吸収液への混入量を低減できることがわかった。
＜硫酸塩量の測定ＩＩＩ＞
　第３実施の形態のＣＯ2回収装置を実施例３とし、実施例１と同条件にて吸収塔でのＣＯ2吸収液中の硫酸塩の濃度を測定した。これを、実施例１と同様に、比較例１のＣＯ2吸収液中の硫酸塩の濃度（混入量）を１とした場合の、実施例３の硫酸塩の混入量比を評価した。なお、実施例３での分岐循環ラインへの循環量は、循環ラインの循環量に対する比率で１：２０とした。また、第２冷却器により循環ライン内の脱硫冷却循環液の冷却温度は３５℃とした。評価の結果を図１０に示す。
　図１０に示す結果より、実施例３のＣＯ2回収装置及び回収方法によれば、比較例１と比べて、硫酸ナトリウムのＣＯ2吸収液の混入量比は、０．２５程度となり、硫酸ナトリウムの混入量を１／４程度まで低減できることを確認した。言い換えれば、実施例３のＣＯ2回収装置及び回収方法によれば、比較例１と比べて、ＣＯ2吸収液中の硫酸塩の濃度を７５％程度低減できることがわかった。これにより、実施例３のＣＯ2回収装置及び回収方法によれば、装置の構造を簡略化しても、脱硫冷却処理の循環液のＣＯ2吸収液への混入量を低減できることがわかった。
＜硫酸塩量の測定ＩＶ～ＶＩ＞
　第４～第６実施の形態のＣＯ2回収装置を、それぞれ実施例４～６とした。これらを稼働させて、実施例１と同条件にてＣＯ2吸収塔内のＣＯ2吸収液中の硫酸塩の濃度を評価した。これらの結果について、それぞれ、実施例１と同様に、比較例１のＣＯ2吸収液中の硫酸塩の濃度（混入量）を１とした場合の、実施例４～６の硫酸塩の混入量比を検討した。なお、実施例４の稼働条件は実施例１と同様とし、実施例５の稼働条件は実施例２と同様とし、実施例６の稼働条件は実施例１と同様とした。これらの結果を図１１に示す。
　図１１に示す結果より、実施例４のＣＯ2回収装置及び回収方法によれば、比較例１と比べて、硫酸ナトリウムのＣＯ2吸収液の混入量比は、０．２程度となり、硫酸ナトリウムの混入量を１／５程度まで低減できることを確認した。言い換えれば、実施例４のＣＯ2回収装置及び回収方法によれば、比較例１と比べて、ＣＯ2吸収液中の硫酸塩の濃度を８０％程度低減できることがわかった。これにより、実施例４のＣＯ2回収装置及び回収方法によれば、装置の構造を簡略化しても、脱硫冷却処理の循環液のＣＯ2吸収液への混入量を低減できることがわかった。
　また、実施例５のＣＯ2回収装置及び回収方法によれば、比較例１と比べて、硫酸ナトリウムのＣＯ2吸収液の混入量比は、０．１未満となり、硫酸ナトリウムの混入量を１／１０未満まで低減できることを確認した。言い換えれば、実施例５のＣＯ2回収装置及び回収方法によれば、比較例１と比べて、ＣＯ2吸収液中の硫酸塩の濃度を９０％以上低減できることがわかった。これにより、実施例５のＣＯ2回収装置及び回収方法によれば、装置の構造を簡略化しても、脱硫冷却処理の循環液のＣＯ2吸収液への混入量を低減できることがわかった。
　更に、実施例６のＣＯ2回収装置及び回収方法によれば、比較例１と比べて、硫酸ナトリウムのＣＯ2吸収液の混入量比は、０．２未満となり、硫酸ナトリウムの混入量を１／５未満まで低減できることを確認した。言い換えれば、実施例６のＣＯ2回収装置及び回収方法によれば、比較例１と比べて、ＣＯ2吸収液中の硫酸塩の濃度を８０％以上低減できることがわかった。これにより、実施例６のＣＯ2回収装置及び回収方法によれば、装置の構造を簡略化しても、脱硫冷却処理の循環液のＣＯ2吸収液への混入量を低減できることがわかった。
　本発明に係るＣＯ2回収装置及び回収方法によれば、装置の構造を簡略化することができる。また、脱硫冷却処理の循環液のＣＯ2吸収液への混入量を低減することができる。
　１０Ａ、１０Ｂ、１０Ｃ、１０Ｄ、１０Ｅ、１０Ｆ　高度脱硫冷却塔
　１１　高度脱硫冷却充填部
　１２　仕上充填部
　１３　第１デミスタ
　１４　第１冷却器
　１５　第２冷却器　
　１６　第２デミスタ　
　２０　ＣＯ2吸収塔
　２１ａ　ＣＯ2吸収部
　３１ａ　下部充填部
　２１ｂ　水洗部
　３１ｂ　上部充填部
　２１ｃ　水受部
　２３、３３、３２　冷却器
　３０　再生塔
　３１ｃ　吸収液受部
　３２　リボイラ
　３４　気液分離器
　３５　熱交換器
　Ｌ1　循環ライン
　Ｌ11　塩基性化合物供給ライン
　Ｌ12　循環液排出ライン
　Ｌ13　希釈水供給ライン
　Ｌ15　分岐循環ライン

Claims (8)

  1. 　排ガス中の硫黄酸化物を除去すると共に、前記排ガス温度を下げる高度脱硫冷却塔と、
    　前記排ガス中のＣＯ2をＣＯ2吸収液に接触させて除去するＣＯ2吸収塔と、
    　前記ＣＯ2吸収液からＣＯ2を放散してＣＯ2を回収すると共に前記ＣＯ2吸収液を再生し、前記再生したＣＯ2吸収液を前記ＣＯ2吸収塔に送液する再生塔と
    を備え、
    　前記高度脱硫冷却塔が、前記脱硫と前記冷却とを行うための脱硫冷却循環液を高度脱硫冷却塔の下部から上部へ供給して循環する循環ラインと、前記循環ラインと前記冷却塔の上部との接続位置よりも上方に位置する仕上充填部と、前記循環液を冷却する第１冷却器とを備え、前記仕上充填部からの流下液と前記循環ラインからの循環液とを直接混合する、
    ＣＯ2回収装置。
  2. 　前記高度脱硫冷却塔が、前記仕上充填部の上方に位置する第１デミスタを含んでなる請求項１に記載のＣＯ2回収装置。
  3. 　前記高度脱硫冷却塔が、前記仕上充填部の上方に位置して系外からの水を供給する希釈水供給ラインを含んでなる請求項１又は２に記載のＣＯ2回収装置。
  4. 　前記高度脱硫冷却塔が、前記循環ラインの前記第１冷却器の後流にて連結し、前記循環液の一部を前記仕上充填部の上方且つ前記第１デミスタの下方に供給する分岐循環ラインを更に備え、
    　前記分岐循環ラインが、前記循環液の一部を冷却する第２冷却器を備える請求項２に記載のＣＯ2回収装置。
  5. 　前記高度脱硫冷却塔が、前記循環ラインの上部の前記循環供給位置と前記仕上充填部との間に位置する第２デミスタを含んでなる請求項１～４のいずれか一項に記載のＣＯ2回収装置。
  6. 　前記循環ラインが、前記第１冷却器又は分岐循環ラインとの連結部の後流にて連結する塩基性化合物供給ラインを更に備える請求項３～５のいずれか一項に記載のＣＯ2回収装置。
  7. 　前記循環ラインが、前記第１冷却器の前流にて連結する余剰液排出ラインを更に備える請求項１～６のいずれか一項に記載のＣＯ2回収装置。
  8. 　前記請求項１～７のいずれか一項に記載のＣＯ2回収装置を用いたＣＯ2回収方法であって、
    　排ガス中の硫黄酸化物を除去すると共に、前記排ガス温度を下げる高度脱硫冷却工程と、
    　前記排ガス中のＣＯ2をＣＯ2吸収液に接触させて除去するＣＯ2吸収工程と、
    　前記ＣＯ2吸収液からＣＯ2を放散して、ＣＯ2を回収すると共に前記ＣＯ2吸収液を再生し、前記再生したＣＯ2吸収液を前記ＣＯ2吸収塔に送液して再利用する再生塔と
    を含み、
    　前記高度脱硫冷却工程が、前記脱硫と前記冷却とを行うための脱硫冷却循環液を高度脱硫冷却塔の下部から上部へ供給して循環する循環工程と、前記循環ラインと前記冷却塔の上部との接続位置よりも上方に位置する仕上充填部からの流下液と前記循環ラインからの循環液とを直接混合する混合工程と更に含む、ＣＯ2回収方法。
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