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WO2023013015A1 - 二酸化炭素サイクル発電設備を用いた二酸化炭素回収方法および二酸化炭素回収システム - Google Patents

二酸化炭素サイクル発電設備を用いた二酸化炭素回収方法および二酸化炭素回収システム Download PDF

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WO2023013015A1
WO2023013015A1 PCT/JP2021/029266 JP2021029266W WO2023013015A1 WO 2023013015 A1 WO2023013015 A1 WO 2023013015A1 JP 2021029266 W JP2021029266 W JP 2021029266W WO 2023013015 A1 WO2023013015 A1 WO 2023013015A1
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WO
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carbon dioxide
equipment
power generation
facility
fluid
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PCT/JP2021/029266
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English (en)
French (fr)
Inventor
謙 角谷
裕之 磯部
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JGC Corp
Original Assignee
JGC Corp
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Publication date
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Priority to JP2023539528A priority patent/JP7715807B2/ja
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    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2

Definitions

  • the present invention relates to a carbon dioxide recovery method and a carbon dioxide recovery system.
  • Patent Literature 1 describes that carbon dioxide recovered in a carbon dioxide absorption tower is converted to a supercritical state and sent to a coal-fired power plant to be used as a working fluid for power generation.
  • Patent Literature 2 describes capturing carbon dioxide in the exhaust gas of a ship engine, converting it into a supercritical fluid, and using the electric power generated by the supercritical fluid for ship power.
  • an acid gas removal unit (AGRU) using an amine absorption process or the like is used. It has been proposed to store the captured CO 2 in an underground aquifer or the like in a carbon dioxide capture and storage (CCS) facility.
  • CCS carbon dioxide capture and storage
  • a CO2 absorbent such as an amine is used to absorb the CO2 , the CO2 absorbent is heated to release the CO2 , and the CO2 absorbent is regenerated.
  • a heat source such as steam is used to heat the CO2 absorbent, and if a fuel containing hydrocarbons is used to generate the heat source, CO2 is emitted.
  • Power to drive the compressor may be supplied from renewable energy power generation such as solar power generation, wind power generation, solar thermal power generation, and geothermal power generation, or the above-mentioned renewable energy sources may also be used as the heat source for regenerating the CO 2 absorbent. Conceivable. However, the use of renewable energy is severely constrained by location conditions and the like, and it is difficult to stably supply electric power.
  • the present invention has been made in view of the above circumstances, and a carbon dioxide recovery method and carbon dioxide using a carbon dioxide cycle power generation facility that can suppress atmospheric emissions of CO 2 when recovering CO 2 .
  • An object of the present invention is to provide a recovery system.
  • a first aspect of the present invention includes a power generation turbine that uses a carbon dioxide fluid as a driving fluid, a CO 2 first compression device that pressurizes the carbon dioxide fluid after driving the power generation turbine, and the CO 2 second 1 CO2 heat exchanger for heating the carbon dioxide fluid pressurized by the compressor, carbon dioxide fluid heated by the CO2 heat exchanger, oxygen supplied from the air separation unit, and methane as main components and a combustor that mixes and burns a light hydrocarbon gas such as and a carbon dioxide recovery facility for recovering carbon dioxide from exhaust gas containing carbon dioxide emitted by combustion of fuel in the external combustion facility.
  • a carbon dioxide recovery method using a carbon dioxide recovery system comprising: A part of the carbon dioxide fluid discharged from the carbon cycle power generation facility and the carbon dioxide recovered by the carbon dioxide recovery facility is supplied to a carbon dioxide receiving facility capable of receiving carbon dioxide, and obtained by the carbon dioxide cycle power generation facility. It is a carbon dioxide recovery method characterized by supplying the energy obtained from the carbon dioxide recovery equipment to the carbon dioxide recovery equipment.
  • a second aspect of the present invention is the carbon dioxide of the first aspect, characterized in that the energy supplied from the carbon dioxide cycle power generation equipment to the carbon dioxide recovery equipment includes electric power obtained by the power generation turbine. collection method.
  • a third aspect of the present invention is characterized in that the energy supplied from the carbon dioxide cycle power generation equipment to the carbon dioxide recovery equipment includes heat possessed by the carbon dioxide fluid. It is a carbon dioxide recovery method.
  • a fourth aspect of the present invention is characterized in that the energy supplied from the carbon dioxide cycle power generation equipment to the carbon dioxide recovery equipment includes mechanical power obtained from combustion gas obtained in the combustor.
  • a carbon dioxide recovery method according to any one of the first to third aspects.
  • the carbon dioxide recovery equipment includes a first acidic gas removal equipment for recovering carbon dioxide contained in the exhaust gas from the external combustion equipment, and recovered by the first acid gas removal equipment. and a first acid gas pressurization facility for pressurizing carbon dioxide, wherein electric power obtained by the power generation turbine is supplied to the first acid gas pressurization facility. The method.
  • the carbon dioxide recovery equipment includes a first acidic gas removal equipment for recovering carbon dioxide contained in the exhaust gas from the external combustion equipment, and recovered by the first acid gas removal equipment. and a first acid gas pressurization facility for pressurizing carbon dioxide, wherein the heat possessed by the carbon dioxide fluid is supplied to the first acid gas removal facility by heat exchange. It is a carbon capture method.
  • the energy supplied from the carbon dioxide cycle power generation equipment to the carbon dioxide capture equipment includes electric power obtained by the power generation turbine and heat possessed by the carbon dioxide fluid, and
  • the carbon dioxide recovery method according to the sixth aspect characterized in that electric power obtained by the turbine for power generation is supplied to the first acid gas pressurization equipment.
  • the first acid gas removal equipment includes a recovery step of recovering carbon dioxide by absorbing carbon dioxide contained in the exhaust gas from the external combustion equipment with a carbon dioxide absorbent; A regeneration step of heating a carbon dioxide absorbent to release carbon dioxide, and the heat possessed by the carbon dioxide fluid is supplied to the regeneration step by heat exchange. It is a carbon dioxide recovery method of the aspect of.
  • the carbon dioxide pressurized by the first acid gas pressurization equipment is supplied between the power generation turbine and the CO 2 first compressor, and mixed with the carbon dioxide fluid.
  • the carbon dioxide recovery equipment includes a first acidic gas removal equipment for recovering carbon dioxide contained in the exhaust gas from the external combustion equipment, and recovered by the first acid gas removal equipment. and a first acid gas pressurization facility for pressurizing carbon dioxide, wherein the first acid gas pressurization facility is used together with the carbon dioxide-containing gas recovered from the exhaust gas from the external combustion facility by the first acid gas removal facility.
  • the carbon dioxide-containing gas recovered from the second acid gas removal equipment which is an acid gas removal equipment other than the first acid gas removal equipment, is pressurized. It is a carbon dioxide recovery method.
  • the heat possessed by the exhaust gas from the external combustion equipment is the carbon dioxide fluid that circulates through the carbon dioxide cycle power generation equipment by heat exchange, and has a lower temperature than the exhaust gas.
  • the carbon dioxide recovery method according to any one of the first to tenth aspects, wherein the carbon dioxide is supplied to the carbon dioxide fluid.
  • a twelfth aspect of the present invention is that the external combustion equipment includes a combustion furnace, the carbon dioxide recovery system includes an air separation device for separating oxygen supplied to the carbon dioxide cycle power generation equipment from air, and the air
  • the carbon dioxide recovery method according to any one of the first to eleventh aspects, wherein part of the oxygen obtained in the separator is supplied to the combustion furnace.
  • a thirteenth aspect of the present invention is characterized in that the heat of the carbon dioxide fluid is supplied from the carbon dioxide cycle power generation equipment to the outside of the carbon dioxide cycle power generation equipment.
  • 1 is an embodiment of a carbon dioxide recovery method.
  • a fourteenth aspect of the present invention includes a power generation turbine using a carbon dioxide fluid as a driving fluid, a CO 2 first compression device that pressurizes the carbon dioxide fluid after driving the power generation turbine, and the CO 2 second 1 CO2 heat exchanger for heating the carbon dioxide fluid pressurized by the compressor, carbon dioxide fluid heated by the CO2 heat exchanger, oxygen supplied from the air separation unit, and methane as main components and a combustor that mixes and burns a light hydrocarbon gas such as and a carbon dioxide recovery facility for recovering carbon dioxide from exhaust gas containing carbon dioxide emitted by combustion of fuel in the external combustion facility, wherein the carbon dioxide recovery system is discharged from the carbon dioxide cycle power generation facility.
  • a part of the carbon dioxide fluid and the carbon dioxide recovered by the carbon dioxide recovery facility are supplied to a carbon dioxide acceptance facility capable of accepting carbon dioxide, and the energy obtained by the carbon dioxide cycle power generation facility is used as the carbon dioxide recovery facility.
  • a carbon dioxide recovery system characterized by supplying a facility.
  • the energy supplied from the carbon dioxide cycle power generation equipment to the carbon dioxide recovery equipment includes electric power obtained by the power generation turbine, heat possessed by the carbon dioxide fluid, and obtained by the combustor.
  • the carbon dioxide capture system of the fourteenth aspect comprising at least one form of energy selected from mechanical power derived from the combustion gases generated.
  • the carbon dioxide cycle power generation equipment as the energy source of the carbon dioxide recovery equipment, it is possible to suppress CO 2 emissions into the atmosphere and reduce costs.
  • the carbon dioxide cycle power generation equipment as the power source for the carbon dioxide recovery equipment, it is possible to suppress CO 2 emissions into the atmosphere and reduce costs.
  • the heat from the carbon dioxide cycle power generation equipment as the heat source necessary for the carbon dioxide recovery equipment, it is possible to suppress CO 2 emissions into the atmosphere and reduce costs.
  • the energy generated by the carbon dioxide cycle power generation equipment as the mechanical power source for the carbon dioxide recovery equipment, it is possible to suppress atmospheric emissions of CO 2 and reduce costs.
  • the carbon dioxide contained in the exhaust gas from the external combustion equipment is recovered by the first acid gas removal equipment, and the carbon dioxide recovered by the first acid gas removal equipment is recovered by the first acid gas pressurization equipment.
  • the carbon dioxide contained in the exhaust gas from the external combustion equipment is recovered by the first acid gas removal equipment, and the carbon dioxide recovered by the first acid gas removal equipment is recovered by the first acid gas pressurization equipment.
  • heat from the carbon dioxide cycle power generation equipment is used as the heat source necessary for the first acid gas removal equipment, and power is supplied from the carbon dioxide cycle power generation equipment as the power source for the first acid gas boosting equipment.
  • CO 2 emissions to the atmosphere can be suppressed, and costs can be reduced.
  • the heat from the carbon dioxide cycle power generation equipment is used as the heat source necessary for the regeneration process in which the first acid gas removal equipment heats the carbon dioxide absorbent to release carbon dioxide, whereby CO 2 can be suppressed and the cost can be reduced.
  • the performance of the first acid gas boosting equipment used in the carbon dioxide recovery equipment is up to the same level as the carbon dioxide fluid before being pressurized by the CO 2 first compressor of the carbon dioxide cycle power generation equipment. As long as the pressure can be increased, the cost required for increasing the pressure of carbon dioxide can be reduced.
  • the heat supplied from the carbon dioxide cycle power generation equipment can be used to regenerate the CO 2 absorbent. Furthermore, not only the carbon dioxide recovered from the first acid gas removal equipment, but also the carbon dioxide recovered from the second acid gas removal equipment is combined and treated with the first acid gas pressure increase equipment to increase the pressure of carbon dioxide. can further reduce the cost required for
  • the heat of the exhaust gas from the external combustion equipment is used to heat a carbon dioxide fluid having a temperature lower than that of the exhaust gas in the carbon dioxide cycle power generation equipment. Power generation efficiency can be improved.
  • the air separation device attached to the carbon dioxide cycle power generation equipment can be used to improve the combustion efficiency in the combustion furnace of the external combustion equipment, and the exhaust gas from the combustion furnace is highly concentrated. Since it is composed of carbon dioxide, carbon dioxide can be easily recovered.
  • the heat of the carbon dioxide cycle power generation equipment as a heat source for the carbon dioxide recovery equipment or the external equipment, the atmospheric emission of CO 2 generated when the necessary heat is obtained by the external equipment is suppressed. and costs can be reduced.
  • the carbon dioxide cycle power generation equipment as the energy source of the carbon dioxide recovery equipment, it is possible to suppress CO 2 emissions into the atmosphere and reduce costs.
  • power is supplied from the carbon dioxide cycle power generation facility as the power source for the carbon dioxide recovery facility, and heat from the carbon dioxide cycle power generation facility is used as the heat source required for the carbon dioxide recovery facility, or By using the energy generated by the carbon dioxide cycle power generation equipment as the mechanical power source for the carbon dioxide recovery equipment, it is possible to suppress CO 2 emissions into the atmosphere and reduce costs.
  • FIG. 1 is a schematic diagram showing an overview of a carbon dioxide recovery system
  • FIG. 1 is a schematic diagram showing a carbon dioxide recovery system of a first embodiment
  • FIG. FIG. 4 is a partially omitted diagram showing an example of the use of electric power and mechanical power
  • It is a schematic diagram showing a carbon dioxide recovery system of a second embodiment.
  • It is a schematic diagram showing a carbon dioxide recovery system of a third embodiment.
  • It is a partly omitted view showing a first modified example of the heat transport equipment.
  • It is a partly omitted view showing a second modified example of the heat transport equipment.
  • It is a schematic diagram showing a carbon dioxide recovery system of a fourth embodiment.
  • carbon dioxide carbon dioxide
  • carbon dioxide fluid carbon dioxide cycle power generation equipment
  • carbon dioxide recovery equipment carbon dioxide receiving equipment
  • carbon dioxide recovery method carbon dioxide recovery system
  • CO 2 fluid means CO 2 circulating in the CO 2 cycle power generation equipment without distinguishing between states such as supercritical CO 2 , liquefied CO 2 and CO 2 gas.
  • CO 2 captured from the exhaust gas of an external combustion facility is referred to as “exhaust gas-derived CO 2 " without distinguishing the state of the CO 2 .
  • CO 2 recovered from existing acid gas removal equipment is referred to as "existing AGRU-derived CO 2 " without distinguishing the state of CO 2 .
  • FIG. 1 shows an overview of a CO 2 capture system 100 .
  • the CO 2 recovery system 100 includes, as main components, a supercritical CO 2 cycle power generation facility 10 and a CO 2 recovery facility 90 that recovers CO 2 contained in exhaust gas from the external combustion facility 50 .
  • the supercritical CO 2- cycle power generation facility 10 is an example of a CO 2- cycle power generation facility, and is a facility that generates power using supercritical CO 2 as a driving fluid.
  • the supercritical CO 2 -cycle power generation facility 10 and the CO 2 recovery facility 90 are newly installed facilities for recovering exhaust gas from the external facility 200 when the external facility 200 described later is already installed.
  • the CO 2 recovery facility 90 includes an air separation device 20 , a CO 2 recovery device 30 newly provided with a first acid gas removal facility 31 , and a fuel gas supply facility 60 .
  • the air separation device 20 preferably incorporates an oxygen booster (not shown) that pressurizes the oxygen separated from the air.
  • the fuel gas supply equipment 60 is a supply equipment for light hydrocarbon gas containing methane as a main component.
  • the CO 2 capture unit 30 may include a first acid gas booster 32 .
  • the CO 2 recovery facility 90 may be provided with a second acid gas pressurization facility 72 added to the second acid gas removal facility 71, which is an existing acid gas removal facility.
  • the CO 2 recovery facility 90 may be all facilities and devices other than the supercritical CO 2 cycle power generation facility 10 among all the facilities and devices included in the CO 2 recovery system 100 .
  • the CO 2 recovery equipment 90 includes the air separation device 20, the CO 2 recovery device 30, the first acid gas removal equipment 31, the first acid gas pressure increasing device 32, the fuel gas supply equipment 60, the second acid gas pressure increasing equipment 72, and the like. be able to.
  • the second acid gas removal equipment 71 and the external combustion equipment 50 may be the external equipment 200 .
  • the CO 2 recovery system 100 converts the energy obtained in the supercritical CO 2 cycle power generation facility 10 into at least Either can be supplied.
  • the CO 2 capture system 100 may supply the energy obtained in the supercritical CO 2 cycle power plant 10 to the entire CO 2 capture plant 90 .
  • at least one form of energy selected from electric power, heat, and mechanical power required in the air separation device 20, the CO 2 recovery device 30, the fuel gas supply facility 60, the second acid gas pressurization facility 72, etc. may be supplied from the supercritical CO 2 cycle power plant 10 .
  • Oxygen and fuel gas are supplied as the fluid F from the air separation device 20 and the fuel gas supply facility 60 to the supercritical CO 2 cycle power generation facility 10 .
  • energy E is supplied from the supercritical CO 2 cycle power generation facility 10 to the air separation device 20 and the fuel gas supply facility 60 .
  • Energy E is bi-directionally supplied between the external combustion facility 50 and the supercritical CO 2 cycle power generation facility 10 .
  • Exhaust gas is supplied as energy E and fluid F from the external combustion equipment 50 to the first acid gas removal equipment 31 .
  • Exhaust gas-derived CO 2 is supplied as a fluid F to the supercritical CO 2 -cycle power generation facility 10 from the first acid gas removal equipment 31 via the first acid gas booster 32 .
  • Energy E is supplied from the supercritical CO 2 cycle power generation equipment 10 to at least one of the first acid gas removal equipment 31 and the first acid gas booster 32 .
  • a portion of the CO 2 fluid is discharged as fluid F from the supercritical CO 2 cycle power plant 10 to the CO 2 receiving facility 40 .
  • Existing AGRU - derived CO 2 is discharged as a fluid F to the CO 2 receiving facility 40 from the second acidic gas removing facility 71 via the second acidic gas pressurizing facility 72 .
  • Energy E is supplied from the supercritical CO 2 cycle power generation equipment 10 to the second acid gas boosting equipment 72 .
  • existing AGRU-derived CO 2 may be supplied as the fluid F to the supercritical CO 2 cycle power generation facility 10 from the second acid gas removal facility 71 via the first acid gas booster 32 .
  • the CO2 recovery method using the CO2 recovery system 100 is to transfer part of the CO2 fluid discharged from the supercritical CO2 cycle power plant 10 and the CO2 recovered in the CO2 recovery facility 90 to the CO2 receiving facility. 40 and supplying the energy obtained in the supercritical CO 2 cycle power plant 10 to the CO 2 recovery plant 90 . More specifically, the CO 2 recovery systems 101, 102, 103, and 104 of the first to fourth embodiments will be shown and explained more specifically.
  • FIG. 2 shows the CO 2 recovery system 101 of the first embodiment.
  • the CO 2 recovery system 101 includes, as main components, a supercritical CO 2 cycle power generation facility 10 and a CO 2 recovery facility 90 that recovers CO 2 contained in exhaust gas from the external combustion facility 50 .
  • the external combustion equipment 50 is not particularly limited as long as it is a combustion equipment other than the combustion equipment included in the supercritical CO 2 cycle power generation equipment 10 (that is, the supercritical CO 2 generating combustor 11 described later), but the combustion furnace 51 , the gas turbine device 52, and the like.
  • External combustion facility 50 may be part of external facility 200 not included in CO 2 capture system 101 .
  • the external facility 200 may be an existing facility that existed before the CO 2 recovery system 101 was constructed. At least part of the equipment in the external equipment 200 may be newly installed or expanded after the CO 2 recovery system 101 is constructed.
  • the external combustion installation 50 emits an exhaust gas containing CO 2 by burning a carbon-containing fuel.
  • the fuel used in the external combustion facility 50 is not particularly limited, and carbonaceous fuels such as coal and charcoal, hydrocarbon-containing fuels such as petroleum and natural gas, carbon compounds such as carbon monoxide, biomass, and combustible waste. things, etc.
  • the external combustion facility 50 may mix and burn two or more types of fuels described above at the same time, or may select and burn different fuels at different times.
  • the external combustion facility 50 may be a facility operated by the same business operator as the supercritical CO 2 cycle power generation facility 10 and the CO 2 recovery facility 90, or may be a facility operated by another business operator.
  • the installation location of the external combustion equipment 50 is not particularly limited, and may be on the same site as the supercritical CO 2 cycle power generation equipment 10 or the CO 2 recovery equipment 90, may be adjacent to them, or be separated from them.
  • the combustion furnace 51 mixes and burns the air supplied from the air path 51a and the fuel supplied from the fuel path 51b. Exhaust gas from the combustion furnace 51 is discharged from an exhaust gas path 51c.
  • the gas turbine device 52 includes a compressor 52b that compresses air supplied from an air path 52a, and a combustor 52d that mixes and burns the compressed air obtained by the compressor 52b and fuel supplied from a fuel path 52c. and a turbine 52e that converts high-temperature combustion gas generated in the combustor 52d into power.
  • the use of the power of the turbine 52e is not particularly limited, and it may be used for power generation, machine driving, and the like.
  • the exhaust gas from the combustor 52d is discharged from the exhaust gas path 52g through the exhaust pipe 52f.
  • the CO 2 recovery equipment 90 recovers the exhaust gas from the external combustion equipment 50 from the exhaust gas paths 51c and 52g of the external combustion equipment 50 through the exhaust gas recovery path 30a.
  • Transfer devices such as exhaust gas blowers 30b and 30c may be arranged in the exhaust gas recovery path 30a in order to smoothly transfer the exhaust gas.
  • the CO 2 recovery facility 90 includes a first acid gas removal facility 31 and a first acid gas pressurization device 32 .
  • the first acid gas removal equipment 31 , the first acid gas pressurization device 32 , devices similar to these, devices attached thereto, etc. may be collectively referred to as the CO 2 recovery device 30 .
  • the first acid gas removal equipment 31 is an acid gas removal equipment (AGRU) that recovers CO 2 contained in the exhaust gas from the external combustion equipment 50 .
  • the first acid gas pressurization device 32 pressurizes the CO 2 recovered by the first acid gas removal equipment 31 .
  • at least one of the first acid gas removal equipment 31 or the first acid gas booster 32 is supplied with electric power 120 or mechanical power (not shown) from the supercritical CO 2 cycle power generation equipment 10.
  • the Acid Gas Removal Unit (AGRU) is a CO2 removal unit that removes CO2 in the flue gas.
  • the first acid gas removal equipment 31 absorbs CO 2 in the exhaust gas using a CO 2 absorbent such as amine. Furthermore, by heating the CO2 absorbent, the CO2 is released from the CO2 absorbent, at which time the CO2 absorbent is regenerated.
  • the CO 2 -containing gas separated from the CO 2 absorbent is transferred to the first acid gas booster 32 through the CO 2 -containing gas transfer path 31a.
  • the CO 2 -containing gas transferred through the CO 2 -containing gas transfer path 31a may contain moisture or the like.
  • the CO2 absorbent may be a chemical absorbent that absorbs CO2 through an acid-base reaction such as an amine, or an adsorbent that adsorbs CO2 through physical adsorption, chemical adsorption, or the like.
  • the CO 2 recovery device 30 may separate and recover CO 2 from the exhaust gas by membrane separation, cryogenic separation, or the like.
  • the treated gas after CO 2 has been absorbed from the flue gas using the first acid gas removal equipment 31 is discharged from the treated gas discharge path 31b.
  • the treated gas contains nitrogen oxides (NOx), it can be discharged into the atmosphere as a gas with a sufficiently reduced concentration of nitrogen oxides through appropriate treatment.
  • NOx nitrogen oxides
  • the heat of the CO 2 fluid of the supercritical CO 2 cycle power generation equipment 10 is supplied to the first acid gas removal equipment 31 via the CO 2 heat exchanger 19.
  • the illustrated heat transport equipment 33 has a heat medium path 33a that circulates an independent heat medium, and a heat medium pump 33b that transfers the heat medium to the heat medium path 33a.
  • the heat medium circulating in the heat medium path 33 a can receive heat supply from the CO 2 fluid of the supercritical CO 2 cycle power generation facility 10 via the CO 2 heat exchanger 19 .
  • the CO 2 heat exchanger 19 exchanges the heat of the high-temperature CO 2 fluid (600° C. to 900° C.) discharged from the supercritical CO 2 power generation turbine 12, which will be described later.
  • the heat medium circulating through the heat medium path 33a supplies heat to the CO 2 absorbent.
  • the heat necessary for regenerating the CO 2 absorbent is supplied from the supercritical CO 2 cycle power generation equipment 10, so that the use of heat sources that involve releasing CO 2 to the atmosphere can be suppressed.
  • the heat level required for regeneration of the CO 2 absorbent is heat in the low temperature range of 150°C to 200°C.
  • heat is utilized via a heat medium for the relatively high temperature CO 2 fluid after leaving the supercritical CO 2 power generation turbine 12.
  • the CO 2 second cooler described later The cold zone CO 2 fluid upstream of 16 may be withdrawn and supplied to the first acid gas removal facility 31 . In this case, it is possible to effectively utilize the heat in the low-temperature range, which has a low utility value.
  • the heat medium is not particularly limited, but examples thereof include metal compounds such as molten salts, and organic compounds such as synthetic oils. Although not shown, if the heat medium is water vapor, freon, or the like, the heat of the CO 2 fluid of the supercritical CO 2 cycle power generation equipment 10 may be used to drive a heat engine (not shown).
  • the CO 2 -containing gas transferred from the CO 2 -containing gas transfer path 31 a to the first acid gas pressure increasing device 32 is pressurized by the first acid gas pressure increasing device 32 .
  • the CO2 after pressurization may be a high pressure gas or liquid CO2 . If the CO 2 -containing gas contains water, it may be dehydrated using a dehydrating agent such as molecular sieves, silica gel, or zeolite. Moisture removed from the CO 2 -containing gas is discharged through the drainage path 32b.
  • the CO 2 fluid of the supercritical CO 2 cycle power generation facility 10 has High temperature heat may be supplied to a heat exchanger provided within the first acid gas booster 32 .
  • Equipment for supplying heat to the dehydration equipment includes equipment similar to the heat transport equipment 33 for supplying the heat of the CO 2 fluid of the supercritical CO 2 cycle power generation equipment 10 to the first acid gas removal equipment 31 .
  • equipment that receives heat supply from the CO2 fluid of the supercritical CO2 cycle power generation equipment 10 via the heat transport equipment 33 is limited to the first acid gas removal equipment 31 and the first acid gas booster 32.
  • the equipment that receives the heat supply may be the equipment included in the CO 2 recovery equipment 90 or the equipment included in the external equipment 200, as long as it requires a heat source.
  • the temperature level of heat may be higher or lower than the heat level required by the first acid gas removal facility 31 and the first acid gas booster 32 . That is, heat can be supplied to various devices as long as the heat level can be exchanged by the CO 2 heat exchanger 19 .
  • Specific examples include a reboiler for an amine regeneration tower, a reboiler for a distillation tower when used in the external equipment 200, and an existing FEED gas or fuel gas heater.
  • the exhaust gas-derived CO 2 pressurized by the first acid gas booster 32 is supplied to the supercritical CO 2 cycle power generation facility 10 via the exhaust gas-derived CO 2 transfer path 32a.
  • the exhaust gas-derived CO 2 recovered from the exhaust gas discharged from the external combustion equipment 50 to the entire circulating fluid of the supercritical CO 2 cycle power generation equipment 10, it is possible to integrate the boosting equipment and reduce the cost. can.
  • the supercritical CO 2 cycle power plant 10 comprises a supercritical CO 2 power generating turbine 12 with a supercritical CO 2 fluid as a driving fluid.
  • the power generation turbine of the CO 2 cycle power generation facility may use non-supercritical CO 2 fluid as the driving fluid.
  • the supercritical CO 2 cycle power generation facility 10 includes a CO 2 first compressor 18 that pressurizes the CO 2 fluid after driving the supercritical CO 2 power generation turbine 12, and pressurized oxygen (O 2 ) and methane.
  • a supercritical CO 2 generating combustor 11 that burns fuel using light hydrocarbons as a main component may also be provided.
  • the CO 2 fluid pressurized by the CO 2 first compressor 18 is mixed, and high-pressure oxygen of 200 to 400 bar is used to produce light hydrocarbons mainly composed of methane. Burn the fuel.
  • the power required for the CO 2 recovery equipment 90 such as the air separation device 20, the first acid gas removal equipment 31, the first acid gas booster 32, the fuel gas supply equipment 60, etc. , heat, and mechanical power.
  • the air separation device 20 incorporates an oxygen booster (not shown) that pressurizes oxygen separated from air. Furthermore, part of the pressurized oxygen may be supplied to the combustion furnace 51 as in a fourth embodiment described later.
  • the oxygen supplied through oxygen path 22 may be highly concentrated, eg, about 99% or greater.
  • Air separation device 20 separates oxygen (O 2 ) and nitrogen (N 2 ) from the air obtained through air path 21 .
  • the oxygen separated from the air is compressed to a high pressure and supplied to the supercritical CO 2 generating combustor 11 through the oxygen path 22 .
  • Nitrogen separated from air is recovered through nitrogen line 23 .
  • the recovered nitrogen can also be used as nitrogen gas, liquefied nitrogen, or the like.
  • Air separation unit 20 may be included in CO 2 recovery system 101 or may be included in external facility 200 .
  • the method of the air separation device 20 is not particularly limited, but includes temperature swing adsorption (TSA), pressure swing adsorption (PSA), pressure temperature swing adsorption (PTSA), cryogenic separation method, and the like.
  • Adsorbents may be used in the air separation unit 20 to selectively separate gas components. Examples of adsorbents include, but are not limited to, activated carbon, molecular sieves, zeolites, and the like.
  • the combustor 11 for generating supercritical CO 2 uses fuel gas composed of light hydrocarbons as fuel.
  • the fuel gas is not particularly limited, but preferably includes methane (C1) as a main component and light hydrocarbon gases such as ethane (C2), propane (C3) and butane (C4).
  • Light hydrocarbon gases can be obtained from natural gas such as liquefied natural gas (LNG), methanation, methane fermentation, and the like.
  • LNG liquefied natural gas
  • the fuel gas is supplied from the fuel gas supply facility 60 to the supercritical CO 2 generating combustor 11 through the fuel gas supply path 61 .
  • a fuel gas booster may be used to boost the pressure of the fuel gas before it is supplied to the supercritical CO 2 generating combustor 11 . Electrical or mechanical power to drive the fuel gas booster may be supplied from the supercritical CO 2 cycle power plant 10 .
  • the combustion gas generated by the combustor 11 for generating supercritical CO 2 becomes high temperature and high pressure due to combustion heat.
  • the combustion gas is supplied to the supercritical CO2 power turbine 12 through a combustion gas path 11a as a supercritical CO2 fluid.
  • the supercritical CO 2 fluid serves as a driving fluid for the supercritical CO 2 power generation turbine 12, drives the generator 12a, and generates power.
  • the electric power 120 obtained by the generator 12a can be used by being supplied to the CO 2 recovery equipment 90, the external equipment 200, and the like.
  • the application of the power 120 is not particularly limited, but examples include power supply to power sources such as electric motors, heat sources such as heaters, light sources such as lighting devices, control devices, communication devices, cooling devices, air conditioners, and the like.
  • electric power 120 may be transmitted from an electric room 121 through a power transmission line 122 and used to drive motors such as a swivel device 123 and a blower 124 .
  • the electric power required by the CO 2 recovery facility 90 may be supplied only from the supercritical CO 2 cycle power generation facility 10 .
  • the CO2 capture facility 90 may utilize off-grid power from renewable energy sources or from fossil fuels.
  • the CO 2 fluid after driving the supercritical CO 2 power generation turbine 12 passes through the CO 2 heat exchanger 19 on the way through the first circulation path 12b, the heat medium of the heat transport equipment 33 or the supercritical CO 2 generation
  • the CO 2 first cooler 13 may further cool the fluid.
  • the cooling condenses the water in the CO2 fluid, resulting in a gas-liquid mixed fluid.
  • This gas-liquid mixed fluid is transferred to the CO2 gas-liquid separator 14 via the second circulation path 13a, and moisture is separated from the CO2 gas fluid. Moisture separated from the CO 2 fluid by the CO 2 gas-liquid separator 14 is discharged from the drainage path 14b.
  • the CO2 fluid from which moisture has been separated by the CO2 gas - liquid separator 14 is transferred from the CO2 gas-liquid separator 14 to the CO2 second compression device 15 via the third circulation path 14a and recompressed.
  • the CO 2 fluid may be pressurized from low pressure gas to medium pressure gas of the order of 20 bar to 80 bar.
  • the CO2 fluid compressed to the intermediate pressure level is transferred to the CO2 secondary cooler 16 via the fourth path 15a for circulation and completely liquefied.
  • the liquid CO 2 is stored in a liquefied CO 2 storage container 17 such as a drum through the fifth circulation path 16a.
  • the liquid CO 2 in the liquefied CO 2 storage container 17 is transferred to the CO 2 first compression device 18 via the circulation sixth path 17a.
  • the CO 2 first compression device 18 is, for example, a booster pump.
  • Liquid CO2 is pressurized and heated via CO2 heat exchanger 19 to supercritical CO2 .
  • the supercritical CO 2 is supplied to the supercritical CO 2 generating combustor 11 , directly heated by the supercritical high-temperature CO 2 generated by combustion, and serves as a driving fluid for the supercritical CO 2 power generating turbine 12 .
  • the CO 2 fluid supplied from the supercritical CO 2 generating combustor 11 to the supercritical CO 2 generating turbine 12 through the combustion gas path 11a passes through a first circulation path 12b and a second circulation path 13a.
  • the high temperature CO2 fluid flowing through the first circulation path 12b is referred to as the "high temperature CO2 fluid 12b”
  • the room temperature CO2 fluid flowing through the seventh circulation path 18a is referred to as the "room temperature CO2 fluid”.
  • the heat medium flowing through the heat medium path 33a may be referred to as "heat medium 33a”.
  • the room temperature CO 2 fluid 18 a supplied to the supercritical CO 2 generating combustor 11 passes through the CO 2 heat exchanger 19 and the high temperature CO 2 fluid 12 b discharged from the supercritical CO 2 power generating turbine 12 . heat exchange.
  • the normal temperature CO 2 fluid 18a can be supplied to the supercritical CO 2 generating combustor 11 in a state of raising the temperature.
  • the CO2 heat exchanger 19 has a first heat exchange function for supplying heat from the high temperature CO2 fluid 12b to the room temperature CO2 fluid 18a, and a heat medium for the heat transport facility 33 from the high temperature CO2 fluid 12b. and a second heat exchange function for supplying heat to 33a.
  • the first heat exchange function and the second heat exchange function may be realized in one integrated CO2 heat exchanger 19 as shown in FIG.
  • the hot CO 2 fluid 12b may be branched on the circulation first path 12b to achieve the first heat exchange function and the second heat exchange function in separate heat exchangers.
  • the heat exchanger in which the high-temperature CO2 fluid 12b and the normal temperature CO2 fluid 18a exchange heat is different from the heat exchanger in which the branched high-temperature CO2 fluid 12b and the heat medium 33a exchange heat. It may be a heat exchanger.
  • the kinetic energy of the supercritical circulating CO 2 fluid circulating in the supercritical CO 2 cycle power plant 10 may be utilized as mechanical power.
  • a part of the supercritical circulating CO2 fluid is extracted from the downstream of the supercritical CO2 generating combustor 11 and the upstream of the supercritical CO2 generating turbine 12, and the CO2 fluid supply path is 111 to a power turbine 112 provided separately from the supercritical CO 2 power generation turbine 12 .
  • power obtained by driving the power turbine 112 with the supercritical circulation CO 2 fluid may be supplied to mechanical devices such as the compressor 113 outside the supercritical CO 2 cycle power generation facility 10 .
  • the CO2 fluid exhausted from the power turbine 112 is returned downstream of the supercritical CO2 power turbine 12 via the CO2 fluid return path 114 to power the supercritical CO2 cycle power plant 10. may circulate.
  • the power turbine 112 and the compressor 113 can be installed, for example, in the air separation device 20, the first acid gas booster 32, the fuel gas supply facility 60, the second acid gas booster 72, and the like. Further, although not particularly illustrated, for example, the output shaft of the power turbine 112 is coupled to the drive shaft used when compressing the exhaust gas-derived CO 2 in the first acid gas pressurization device 32, and the mechanical power is supplied to the first It may be supplied to the acid gas booster 32 . Also, the output shaft of the power turbine 112 may be coupled to the drive shaft of a booster other than the first acid gas booster 32 . As a result, the kinetic energy of the supercritical circulation CO 2 fluid can be directly supplied to exhaust gas-derived CO 2 and boosting equipment outside the supercritical CO 2 cycle power generation equipment 10 .
  • the supercritical circulating CO 2 that circulates in the supercritical CO 2-cycle power generation equipment 10 It is preferable to send out in a state suitable for mixing operation conditions with the fluid.
  • the position at which the exhaust gas-derived CO 2 is supplied to the supercritical CO 2 cycle power generation facility 10 is not particularly limited. Since the pressures of the two fluids are relatively low, it is possible to reduce the load associated with increasing the pressure of the CO 2 derived from the exhaust gas, thereby reducing the facility cost.
  • the exhaust gas-derived CO 2 may be supplied between the supercritical CO 2 power turbine 12 and the CO 2 second compressor 15 . In this case , the pressure after the exhaust gas-derived CO 2 is pressurized by the first acid gas pressurizer 32 is The same pressure as Therefore, when the exhaust gas-derived CO 2 is supplied to the supercritical CO 2 cycle power plant 10, the pressure may be lower than the critical pressure of CO 2 (73.8 barA).
  • the CO 2 fluid used in the supercritical CO 2 -cycle power plant 10 circulates within the supercritical CO 2 -cycle power plant 10 in a supercritical, liquid, or gaseous state.
  • the supercritical CO 2 cycle power generation equipment 10 in order to compensate for the energy lost in the supercritical CO 2 cycle power generation equipment 10, light hydrocarbon fuel mainly composed of methane is burned with high-purity oxygen in the supercritical CO 2 generating combustor 11, Energy is replenished.
  • excess CO 2 is produced and must be vented from the supercritical CO 2 cycle power plant 10 .
  • the CO 2 discharge path 18 b branches from between the CO 2 first compressor 18 and the CO 2 heat exchanger 19 .
  • a part of the CO 2 fluid which has a relatively low temperature and a low utility value as a temperature, is discharged to the outside, so that heat energy loss can be suppressed.
  • the CO2 receiving facility 40 requires high pressure CO2 such as a CO2 storage facility (CCS)
  • CCS CO2 storage facility
  • the necessary pressure can be applied to the discharged CO2 fluid.
  • the CO 2 fluid before being mixed with oxygen and fuel in the supercritical CO 2 generating combustor 11 contains high-purity CO 2 , it is suitable as a receiving condition for the CO 2 receiving equipment 40 .
  • the CO 2 receiving facility 40 is not limited to CCS as long as it can be used without releasing excess CO 2 into the atmosphere.
  • the CO 2 receiving facility 40 includes an enhanced oil recovery facility (EOR) that injects CO 2 into an oil field to increase oil production, a urea synthesis facility that reacts CO 2 with ammonia (NH 3 ) to synthesize urea, a CO 2 is reacted with a metal compound such as calcium hydroxide and magnesium hydroxide to synthesize carbonate, a methane synthesis (methanation) facility that reacts CO2 with hydrogen to synthesize methane , Photosynthesis promoting facilities used for photosynthesis of plants, etc. can be mentioned.
  • EOR enhanced oil recovery facility
  • the CO 2 receiving facility 40 may be a transport ship, a truck, or the like that transports liquefied CO 2 .
  • CO 2 receiving facility 40 may be included in CO 2 capture system 101 or may be included in external facility 200 .
  • the CO 2 recovery system 101 may utilize two or more types or two or more locations of the CO 2 receiving facilities 40 described above.
  • the CO 2 discharge path 18b may not be a facility dedicated to discharging surplus CO 2 fluid in the supercritical CO 2 cycle power generation facility 10, and may be shared with other CO 2 discharge facilities.
  • the CO 2 discharge path 72a for discharging the existing AGRU-derived CO 2 recovered by the second acid gas removal equipment 71 to the CO 2 receiving equipment 40 may merge with the CO 2 discharge path 18b.
  • the second acid gas removal facility 71 does not have the heat transport facility 33 for supplying the heat of the CO 2 fluid of the supercritical CO 2 cycle power generation facility 10 .
  • the existing AGRU - derived CO 2 recovered by the second acid gas removal equipment 71 is transferred to the newly installed second acid gas pressurization equipment 72 via the CO 2 transfer route 71a, and is compressed, dehydrated, liquefied, etc. 72a.
  • the second acid gas pressurization equipment 72 discharges impurities such as moisture separated from the existing AGRU-derived CO 2 through an impurity discharge path 72b.
  • the second acid gas pressurization equipment 72 removes components unfavorable for the downstream CO 2 receiving equipment 40, such as hydrogen sulfide (H 2 S), from the existing AGRU-derived CO 2 -containing gas as necessary. good.
  • the second acid gas pressurization equipment 72 may include at least one of a dehydration device and a liquefaction device.
  • the second acid gas pressurization equipment 72 may be included in the CO 2 recovery system 101 or may be included in the external equipment 200 .
  • the exhaust gas-derived CO 2 pressurized by the first acid gas pressurization device 32 may be discharged to the CO 2 receiving facility 40 via the exhaust gas-derived CO 2 transfer route 32 a and the CO 2 discharge route 41 .
  • the first acid gas pressurizing device 32 may pressurize the exhaust gas-derived CO 2 to a pressure suitable for reception in the CO 2 receiving facility 40 .
  • the CO 2 discharge path 41 may join the CO 2 discharge path 18 b of the supercritical CO 2 cycle power plant 10 instead of directly discharging the CO 2 to the CO 2 receiving facility 40 .
  • the surplus CO2 fluid in the supercritical CO2 cycle power generation facility 10 and the CO2 recovered in the first and second acid gas removal facilities are discharged toward the CO2 receiving facility 40 and released into the atmosphere. It should be collected without
  • the CO 2 recovery system 102 of the second embodiment Similar to the CO 2 recovery system 101 of the first embodiment, the CO 2 recovery system 102 of the second embodiment includes a supercritical CO 2 cycle power generation facility 10 and a CO 2 recovery facility 90 that recovers the exhaust gas from the external combustion facility 50. and Elements in the second embodiment that are common to the first embodiment are denoted by the same reference numerals, and redundant description may be omitted.
  • the existing AGRU-derived CO 2 recovered by the second acid gas removal equipment 71 is supplied to the supercritical CO 2 cycle power generation equipment 10 .
  • a CO 2 transfer path 71 a is connected to the inlet side of the first acid gas booster 32 to transfer the existing AGRU-derived CO 2 recovered by the second acid gas removal equipment 71 .
  • the first acid gas pressurization device 32 combines the existing AGRU-derived CO 2 recovered from the second acid gas removal equipment 71 of the external equipment 200 with the exhaust gas-derived CO 2 recovered from the exhaust gas by the first acid gas removal equipment 31. to boost the voltage.
  • the existing AGRU-derived CO 2 and exhaust gas-derived CO 2 pressurized by the first acid gas booster 32 are supplied to the supercritical CO 2 -cycle power generation facility 10 via the exhaust gas-derived CO 2 transfer path 32a.
  • the position where the exhaust gas-derived CO 2 containing the existing AGRU-derived CO 2 is supplied to the supercritical CO 2 cycle power generation facility 10 is not particularly limited as in the first embodiment, but the supercritical CO 2 power generation turbine 12 and the CO 2 You may supply between the 1st compression apparatuses 18.
  • the first acidic gas pressure increasing device 32 is replaced with the first acidic gas Since the gas removal equipment 31 and the second acid gas removal equipment 71 can be shared, the cost of the equipment required for CO 2 pressurization can be reduced.
  • the exhaust gas-derived CO 2 recovered by the first acid gas removal equipment 31 It is also possible to combine the existing AGRU-derived CO 2 recovered from the second acid gas removal equipment 71 and pressurize it with the first acid gas pressurization device 32 . In this case, the second acid gas pressurization equipment 72 can be omitted.
  • the CO 2 recovery system 103 of the third embodiment Similar to the CO 2 recovery system 101 of the first embodiment, the CO 2 recovery system 103 of the third embodiment includes a supercritical CO 2 cycle power generation facility 10 and a CO 2 recovery facility 90 that recovers exhaust gas from the external combustion facility 50. and Elements in the third embodiment that are common to the first embodiment are denoted by the same reference numerals, and redundant description may be omitted. Also, the exhaust gas flowing through the exhaust gas recovery path 30a may be referred to as an "exhaust gas fluid 30a".
  • the exhaust gas from the external combustion equipment 50 (specifically, the combustion furnace 51 and the combustor 52d of the gas turbine device 52) recovered through the exhaust gas recovery path 30a using the exhaust gas blowers 30b and 30c is 150°C.
  • the exhaust gas heat exchanger 35 supplies the heat of the exhaust gas to the normal temperature CO 2 fluid 18 a of the supercritical CO 2 cycle power generation equipment 10 via the heat transport equipment 34 . If the temperature of the ambient temperature CO2 fluid 18a of the supercritical CO2 cycle power plant 10 is lower than the temperature of the exhaust gas fluid 30a of the external combustion plant 50, heat can be supplied from the exhaust gas side to the CO2 fluid side.
  • the heat transport equipment 34 used in the CO 2 recovery system 103 of the third embodiment includes a heat medium path 34a through which a heat medium is transferred independently, a heat medium pump 34b that transfers the heat medium through the heat medium route 34a, a heat A heat medium path 34c that branches off from the heat medium path 34a downstream of the medium pump 34b and passes through the CO 2 heat exchanger 19 of the supercritical CO 2 cycle power generation facility 10, and a CO 2 recovery facility 90 that splits from the heat medium path 34a. and an exhaust gas heat exchanger 35 for exchanging heat between the high temperature exhaust gas from the external combustion equipment 50 and the heat medium.
  • the heat medium circulating through the heat medium path 34a and the heat medium path 34c can be supplied with heat from the high-temperature exhaust gas from the external combustion equipment 50 in the exhaust gas heat exchanger 35.
  • the heat medium of the heat transport equipment 34 can exchange heat with the normal temperature CO 2 fluid of the supercritical CO 2 cycle power generation equipment 10 in the CO 2 heat exchanger 19 . This allows heat to be supplied to the cold CO 2 fluid from the hot exhaust gas from the external combustion facility 50 .
  • the heat medium of the heat transport equipment 34 can supply heat for regenerating the CO 2 absorbent in the first acid gas removal equipment 31 . As a result, the heat necessary for regenerating the CO 2 absorbent is supplied from the high-temperature exhaust gas from the external combustion equipment 50, so that the use of heat sources that involve releasing CO 2 to the atmosphere can be suppressed.
  • the equipment receiving heat supply from the heat medium in the heat medium path 34d is not limited to the first acid gas removal equipment 31, and may be various equipment of the CO 2 recovery equipment 90. This allows the hot exhaust gases from the external combustion facility 50 to provide the required level of heat to the devices and equipment requiring heat in the CO 2 recovery facility 90 .
  • the heat supply from the high temperature exhaust gas from the external combustion equipment 50 to the CO2 fluid and the heat supply from the high temperature exhaust gas to the first acid gas removal equipment 31 are carried out by separate heat transport equipment 34. good too.
  • the circulation path 340 that supplies heat to the CO2 fluid and the circulation path 341 that supplies heat to the first acid gas removal equipment 31 may be independent.
  • Heat medium pumps 34b and 34e are provided in these circulation paths 340 and 341, respectively.
  • the heat transport equipment 33 of the first embodiment may be used together with the heat transport equipment 34 of the third embodiment.
  • the heat transport equipment 33 may be used to supply heat to the first acid gas removal equipment 31
  • the heat transport equipment 34 may be used to supply heat to the CO 2 fluid.
  • the CO 2 recovery system 104 of the fourth embodiment Similar to the CO 2 recovery system 101 of the first embodiment, the CO 2 recovery system 104 of the fourth embodiment includes a supercritical CO 2 cycle power generation facility 10 and a CO 2 recovery facility 90 that recovers exhaust gas from the external combustion facility 50. and Elements in the fourth embodiment that are common to the first embodiment are denoted by the same reference numerals, and redundant description may be omitted.
  • part of the oxygen separated by the air separation device 20 is transferred from the oxygen path 22 toward the supercritical CO 2 generating combustor 11 of the supercritical CO 2 cycle power generation facility 10. It branches, is supplied to the combustion furnace 51, and burns the fuel supplied from the fuel path 51b.
  • An exhaust gas circulation cycle 53 may be formed by a circulation path 53b that returns part of the combustion gas from the exhaust gas path 51c to the combustion furnace 51 via a circulation blower 53a.
  • the exhaust gas heat exchanger 35 of the heat transport equipment 34 of the third embodiment may be provided in the exhaust gas circulation cycle 53 of the fourth embodiment. This allows part of the heat of the high-temperature exhaust gas to be supplied to the supercritical CO 2 cycle power plant 10 or the CO 2 recovery plant 90 .
  • Burning oxygen and fuel while circulating the exhaust gas through the circulation path 53b including the combustion furnace 51 increases the amount of CO 2 in the exhaust gas.
  • Excess CO2 may be transferred to the second acid gas pressurization facility 72 through the CO2 recovery path 54 branching from the exhaust gas circulation cycle 53 and discharged to the CO2 receiving facility 40 through the CO2 discharge path 72a.
  • the high-concentration CO 2 recovered from the CO 2 recovery path 54 may be transferred to the first acid gas booster 32 and supplied to the supercritical CO 2 cycle power generation facility 10 . If the CO 2 recovered from the CO 2 recovery path 54 contains nitrogen oxides (NOx) or the like, it may be transferred to the first acid gas removal facility 31 . If the CO 2 recovered from the CO 2 recovery path 54 does not contain impurities other than oxygen or moisture, it may be transferred to the first acid gas pressurization device 32 without going through the first acid gas removal equipment 31 .
  • NOx nitrogen oxides
  • the present invention is equipped with a CO2 cycle power generation facility that uses a CO2 fluid with supercritical high energy as a driving fluid. Therefore, it is possible to constantly supply necessary electric power to the inside of the self-power generator and also to related external equipment.
  • the exhaust gas from the external combustion device when the exhaust gas from the external combustion device is at a high temperature, it can be supplied as heat to the CO 2 cycle power generation equipment via a heat medium. In this way, it is possible to construct a CO 2 recovery system that can exchange electricity and heat as energy forms, and to provide an epoch-making environmental conservation system aiming at zero GHG (greenhouse gas) emissions that does not rely on renewable energy.
  • GHG greenhouse gas
  • the CO 2 emitted from the external combustion facility will be directly recovered from the new acid gas removal facility, and the required power and heat will be provided from the CO 2 cycle power generation facility.
  • the CO2 extracted from the external combustion facility is sent once to the CO2 cycle power plant in an intermediate pressure state, mixed with the general circulation CO2 fluid, and then in a form that is easy to extract as a high-purity, high-pressure CO2 liquid, and excess only a fraction of that is emitted from the CO 2 cycle power plant.
  • the emitted CO2 is either geo-sequestered or recycled, atmospheric emissions of CO2 can be greatly reduced.
  • a CO 2 recovery other than the external combustion equipment it is also possible to apply it to the recovery of CO 2 emitted from thermal decomposition of limestone, for example.
  • the present invention can be used in various industries requiring CO2 capture.
  • CO2 discharge path 19... CO2 heat exchanger, 20... Air separation device 21 Air path 22 Oxygen path 23 Nitrogen path 30 CO 2 recovery device 30a Exhaust gas recovery path or exhaust gas fluid 30b, 30c Exhaust gas blower 31 First acid gas removal equipment , 31a .

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Abstract

ＣＯ２流体を駆動流体とする発電用タービンと、発電用タービンを駆動した後のＣＯ２流体を昇圧するＣＯ２第１圧縮装置と、昇圧および加熱されたＣＯ２流体を混合した状態で、空気分離装置から供給された酸素を用いてメタンを主成分とする軽質炭化水素ガスを燃料として燃焼させる燃焼器とを備え、燃焼器で得られた燃焼ガスが駆動流体として発電用タービンに供給されるＣＯ２サイクル発電設備と、外部燃焼設備における燃料の燃焼により排出された排ガスからＣＯ２を回収するＣＯ２回収設備とを用い、ＣＯ２サイクル発電設備から排出されたＣＯ２流体の一部およびＣＯ２回収設備で回収されたＣＯ２をＣＯ２受入設備に供給し、ＣＯ２サイクル発電設備で得られるエネルギーをＣＯ２回収設備に供給する。

Description

二酸化炭素サイクル発電設備を用いた二酸化炭素回収方法および二酸化炭素回収システム
　本発明は、二酸化炭素回収方法および二酸化炭素回収システムに関する。
　特許文献１には、二酸化炭素吸収塔で回収された二酸化炭素を超臨界状態にして石炭火力発電所に送り、発電作動流体として使用することが記載されている。
　特許文献２には、船舶エンジンの排気ガス中の二酸化炭素を捕集して超臨界流体に変化させ、超臨界流体で発電した電力を船舶電力に利用することが記載されている。
中国特許出願公開第１０７６２６１８５号明細書 韓国公開特許第１０－２０１７－００４１５３１号公報
　従来、石油プラント、ガスプラント、ケミカルプラント、発電所、製鉄所等（以下、プラント等）に設置されたボイラーや加熱炉、ガスタービン等からの排ガスは、排熱回収や脱硫または脱硝プロセスを経て環境基準を満たした上で大気に放出されている。このとき、排ガス中の二酸化炭素（ＣＯ２）はそのまま大気に放出されている。
　排ガス中のＣＯ２を回収する場合、例えば、アミン吸収プロセス等を用いた酸性ガス除去設備（ＡＧＲＵ：Ａｃｉｄ　ｇａｓ　ｒｅｍｏｖａｌ　ｕｎｉｔ）が使用されている。回収されたＣＯ２は、二酸化炭素貯留設備（ＣＣＳ：Ｃａｒｂｏｎ　ｄｉｏｘｉｄｅ　Ｃａｐｔｕｒｅ　ａｎｄ　Ｓｔｏｒａｇｅ）にて地中の帯水層等に貯留することが提案されている。
　従来、排ガス中のＣＯ２は９０％程度が回収可能であり、見かけ上、ＣＯ２排出量が抑制される。一方、ＣＯ２をＣＣＳで回収するためには、ＣＯ２を所定の圧力（２００～３００ｂａｒ）まで昇圧する必要がある。ＣＯ２の昇圧に使用されるコンプレッサーは電力駆動である。コンプレッサーをカーボン含有燃料に由来する電力を用いて駆動させると、発電時にＣＯ２が排出される。
　ＡＧＲＵでＣＯ２を回収する際には、例えばアミン等のＣＯ２吸収材を用いてＣＯ２を吸収し、ＣＯ２吸収材を加熱してＣＯ２を放出して、ＣＯ２吸収材を再生する。ＣＯ２吸収材の加熱には水蒸気等の熱源を使用するが、熱源の発生に炭化水素を含有する燃料を使用すると、ＣＯ２が排出される。
　コンプレッサーを駆動する電力を太陽光発電、風力発電、太陽熱発電、地熱発電等の再生可能エネルギー発電から供給し、あるいは、ＣＯ２吸収材を再生する熱源にも上述した再生可能エネルギー源を用いることも考えられる。しかし、再生可能エネルギーの利用には、立地条件等の制約が大きく、また、電力を安定供給するのが困難である。
　以上のように、プラント等の排ガス中のＣＯ２を回収してＣＣＳで貯留した場合、見かけ上ＣＯ２の大気放出量を大幅に削減できる一方で、ＣＯ２の回収に必要な設備全体では、ＣＯ２を回収するために一定量のＣＯ２排出を伴うのが現状である。しかし、これらのＣＯ２排出を伴う設備において、ＣＯ２の大気放出を抑制するために個別にＡＧＲＵを設置すると、設備全体のコストが増大する。
　本発明は、上記事情に鑑みてなされたものであり、ＣＯ２を回収する際におけるＣＯ２の大気排出を抑制することが可能な、二酸化炭素サイクル発電設備を用いた二酸化炭素回収方法および二酸化炭素回収システムを提供することを課題とする。
　本発明の第１の態様は、二酸化炭素流体を駆動流体とする発電用タービンと、前記発電用タービンを駆動した後の前記二酸化炭素流体を昇圧するＣＯ２第１圧縮装置と、前記ＣＯ２第１圧縮装置で昇圧された二酸化炭素流体を加熱するＣＯ２熱交換器と、前記ＣＯ２熱交換器にて加熱された二酸化炭素流体と、空気分離装置から供給された酸素と、メタンを主成分とする軽質炭化水素ガスとを混合して燃焼させ、加熱する燃焼器とを備え、前記燃焼器にて加熱された燃焼ガスが前記駆動流体として前記発電用タービンに供給される二酸化炭素サイクル発電設備と、外部燃焼設備における燃料の燃焼により排出された二酸化炭素を含有する排ガスから二酸化炭素を回収する二酸化炭素回収設備と、を備える二酸化炭素回収システムを用いた二酸化炭素回収方法であって、前記二酸化炭素サイクル発電設備から排出された二酸化炭素流体の一部および前記二酸化炭素回収設備で回収された二酸化炭素を、二酸化炭素を受入可能な二酸化炭素受入設備に供給し、前記二酸化炭素サイクル発電設備で得られるエネルギーを前記二酸化炭素回収設備に供給することを特徴とする二酸化炭素回収方法である。
　本発明の第２の態様は、前記二酸化炭素サイクル発電設備から前記二酸化炭素回収設備に供給する前記エネルギーは、前記発電用タービンで得られる電力を含むことを特徴とする第１の態様の二酸化炭素回収方法である。
　本発明の第３の態様は、前記二酸化炭素サイクル発電設備から前記二酸化炭素回収設備に供給する前記エネルギーは、前記二酸化炭素流体が有する熱を含むことを特徴とする第１または第２の態様の二酸化炭素回収方法である。
　本発明の第４の態様は、前記二酸化炭素サイクル発電設備から前記二酸化炭素回収設備に供給する前記エネルギーは、前記燃焼器で得られた燃焼ガスから得られる機械的動力を含むことを特徴とする第１～第３のいずれか１の態様の二酸化炭素回収方法である。
　本発明の第５の態様は、前記二酸化炭素回収設備は、前記外部燃焼設備からの前記排ガスに含まれる二酸化炭素を回収する第１酸性ガス除去設備と、前記第１酸性ガス除去設備で回収された二酸化炭素を昇圧する第１酸性ガス昇圧設備とを備え、前記発電用タービンで得られる電力は、前記第１酸性ガス昇圧設備に供給されることを特徴とする第２の態様の二酸化炭素回収方法である。
　本発明の第６の態様は、前記二酸化炭素回収設備は、前記外部燃焼設備からの前記排ガスに含まれる二酸化炭素を回収する第１酸性ガス除去設備と、前記第１酸性ガス除去設備で回収された二酸化炭素を昇圧する第１酸性ガス昇圧設備とを備え、前記二酸化炭素流体が有する熱は、熱交換により前記第１酸性ガス除去設備に供給されることを特徴とする第３の態様の二酸化炭素回収方法である。
　本発明の第７の態様は、前記二酸化炭素サイクル発電設備から前記二酸化炭素回収設備に供給する前記エネルギーは、前記発電用タービンで得られる電力と、前記二酸化炭素流体が有する熱とを含み、前記発電用タービンで得られる電力は、前記第１酸性ガス昇圧設備に供給されることを特徴とする第６の態様の二酸化炭素回収方法である。
　本発明の第８の態様は、前記第１酸性ガス除去設備は、前記外部燃焼設備からの前記排ガスに含まれる二酸化炭素を二酸化炭素吸収材に吸収させて二酸化炭素を回収する回収工程と、前記二酸化炭素吸収材を加熱して二酸化炭素を放出する再生工程と、を実施し、前記二酸化炭素流体が有する熱は、熱交換により前記再生工程に供給されることを特徴とする第６または第７の態様の二酸化炭素回収方法である。
　本発明の第９の態様は、前記第１酸性ガス昇圧設備で昇圧された二酸化炭素を、前記発電用タービンと前記ＣＯ２第１圧縮装置との間に供給して、前記二酸化炭素流体と混合することを特徴とする第５～第８のいずれか１の態様の二酸化炭素回収方法である。
　本発明の第１０の態様は、前記二酸化炭素回収設備は、前記外部燃焼設備からの前記排ガスに含まれる二酸化炭素を回収する第１酸性ガス除去設備と、前記第１酸性ガス除去設備で回収された二酸化炭素を昇圧する第１酸性ガス昇圧設備とを備え、前記第１酸性ガス昇圧設備は、前記第１酸性ガス除去設備により前記外部燃焼設備からの前記排ガスから回収された二酸化炭素含有ガスとともに、前記第１酸性ガス除去設備以外の酸性ガス除去設備である第２酸性ガス除去設備から回収された二酸化炭素含有ガスを昇圧することを特徴とする第１～第９のいずれか１の態様の二酸化炭素回収方法である。
　本発明の第１１の態様は、前記外部燃焼設備からの前記排ガスの有する熱は、熱交換により、前記二酸化炭素サイクル発電設備を循環する前記二酸化炭素流体であって、前記排ガスよりも温度が低い前記二酸化炭素流体に供給されることを特徴とする第１～第１０のいずれか１の態様の二酸化炭素回収方法である。
　本発明の第１２の態様は、前記外部燃焼設備が燃焼炉を備え、前記二酸化炭素回収システムが、前記二酸化炭素サイクル発電設備に供給される酸素を空気から分離する空気分離装置を備え、前記空気分離装置で得られる酸素の一部を、前記燃焼炉に供給することを特徴とする第１～第１１のいずれか１の態様の二酸化炭素回収方法である。
　本発明の第１３の態様は、前記二酸化炭素サイクル発電設備から前記二酸化炭素流体が有する熱を前記二酸化炭素サイクル発電設備の外部に供給することを特徴とする第１～第１２のいずれか１の態様の二酸化炭素回収方法である。
　本発明の第１４の態様は、二酸化炭素流体を駆動流体とする発電用タービンと、前記発電用タービンを駆動した後の前記二酸化炭素流体を昇圧するＣＯ２第１圧縮装置と、前記ＣＯ２第１圧縮装置で昇圧された二酸化炭素流体を加熱するＣＯ２熱交換器と、前記ＣＯ２熱交換器にて加熱された二酸化炭素流体と、空気分離装置から供給された酸素と、メタンを主成分とする軽質炭化水素ガスとを混合して燃焼させ、加熱する燃焼器とを備え、前記燃焼器にて加熱された燃焼ガスが前記駆動流体として前記発電用タービンに供給される二酸化炭素サイクル発電設備と、外部燃焼設備における燃料の燃焼により排出された二酸化炭素を含有する排ガスから二酸化炭素を回収する二酸化炭素回収設備と、を備える二酸化炭素回収システムであって、前記二酸化炭素サイクル発電設備から排出された二酸化炭素流体の一部および前記二酸化炭素回収設備で回収された二酸化炭素を、二酸化炭素を受入可能な二酸化炭素受入設備に供給し、前記二酸化炭素サイクル発電設備で得られるエネルギーを前記二酸化炭素回収設備に供給することを特徴とする二酸化炭素回収システムである。
　本発明の第１５の態様は、前記二酸化炭素サイクル発電設備から前記二酸化炭素回収設備に供給する前記エネルギーは、前記発電用タービンで得られる電力、前記二酸化炭素流体が有する熱、前記燃焼器で得られた燃焼ガスから得られる機械的動力から選択される少なくとも１種のエネルギー形態を含むことを特徴とする第１４の態様の二酸化炭素回収システムである。
　第１の態様によれば、二酸化炭素回収設備のエネルギー源として、二酸化炭素サイクル発電設備を用いることにより、ＣＯ２の大気排出を抑制し、コストを低減することができる。
　第２の態様によれば、二酸化炭素回収設備用の電源として、二酸化炭素サイクル発電設備から電力供給することにより、ＣＯ２の大気排出を抑制し、コストを低減することができる。
　第３の態様によれば、二酸化炭素回収設備に必要な熱源として、二酸化炭素サイクル発電設備からの熱を用いることにより、ＣＯ２の大気排出を抑制し、コストを低減することができる。
　第４の態様によれば、二酸化炭素回収設備の機械的動力源として、二酸化炭素サイクル発電設備で発生するエネルギーを用いることにより、ＣＯ２の大気排出を抑制し、コストを低減することができる。
　第５の態様によれば、外部燃焼設備からの排ガスに含まれる二酸化炭素を第１酸性ガス除去設備で回収し、第１酸性ガス除去設備で回収された二酸化炭素を第１酸性ガス昇圧設備で昇圧する際、第１酸性ガス昇圧設備の電源として、二酸化炭素サイクル発電設備から電力供給することにより、ＣＯ２の大気排出を抑制し、コストを低減することができる。
　第６の態様によれば、外部燃焼設備からの排ガスに含まれる二酸化炭素を第１酸性ガス除去設備で回収し、第１酸性ガス除去設備で回収された二酸化炭素を第１酸性ガス昇圧設備で昇圧または脱水する際、第１酸性ガス除去設備に必要な熱源として、二酸化炭素サイクル発電設備からの熱を用いることにより、ＣＯ２の大気排出を抑制し、コストを低減することができる。
　第７の態様によれば、第１酸性ガス除去設備に必要な熱源として、二酸化炭素サイクル発電設備からの熱を用い、第１酸性ガス昇圧設備の電源として、二酸化炭素サイクル発電設備から電力供給することにより、ＣＯ２の大気排出を抑制し、コストを低減することができる。
　第８の態様によれば、第１酸性ガス除去設備が二酸化炭素吸収材を加熱して二酸化炭素を放出する再生工程に必要な熱源として、二酸化炭素サイクル発電設備からの熱を用いることにより、ＣＯ２の大気排出を抑制し、コストを低減することができる。
　第９の態様によれば、二酸化炭素回収設備に用いられる第１酸性ガス昇圧設備の性能が、二酸化炭素サイクル発電設備のＣＯ２第１圧縮装置で昇圧される前の二酸化炭素流体と同程度まで昇圧できればよいため、二酸化炭素の昇圧に要するコストを低減することができる。
　第１０の態様によれば、第１酸性ガス除去設備においては、二酸化炭素サイクル発電設備から供給される熱を用いてＣＯ２吸収材の再生等を行うことができる。さらに、第１酸性ガス除去設備から回収された二酸化炭素だけでなく、第２酸性ガス除去設備から回収される二酸化炭素を合わせて、第１酸性ガス昇圧設備で処理することにより、二酸化炭素の昇圧に要するコストを一層低減することができる。
　第１１の態様によれば、外部燃焼設備からの排ガスの有する熱を用いて、二酸化炭素サイクル発電設備における、前記排ガスよりも温度が低い二酸化炭素流体を加熱することにより、二酸化炭素サイクル発電設備の発電効率を向上することができる。
　第１２の態様によれば、二酸化炭素サイクル発電設備に付設された空気分離装置を利用して、外部燃焼設備の燃焼炉における燃焼効率を向上することができ、且つ燃焼炉の排ガスは高濃度の二酸化炭素で構成されるため、二酸化炭素を容易に回収できる。
　第１３の態様によれば、二酸化炭素回収設備または外部設備への熱源として、二酸化炭素サイクル発電設備の熱を用いることにより、外部設備で必要な熱の取得時に発生するＣＯ２の大気排出を抑制し、コストを低減することができる。
　第１４の態様によれば、二酸化炭素回収設備のエネルギー源として、二酸化炭素サイクル発電設備を用いることにより、ＣＯ２の大気排出を抑制し、コストを低減することができる。
　第１５の態様によれば、二酸化炭素回収設備用の電源として、二酸化炭素サイクル発電設備から電力供給し、二酸化炭素回収設備に必要な熱源として、二酸化炭素サイクル発電設備からの熱を用い、または、二酸化炭素回収設備の機械的動力源として、二酸化炭素サイクル発電設備で発生するエネルギーを用いることにより、ＣＯ２の大気排出を抑制し、コストを低減することができる。
二酸化炭素回収システムの概要を示す概略図である。 第１実施形態の二酸化炭素回収システムを示す概略図である。 電力および機械的動力の使用例を示す一部省略図である。 第２実施形態の二酸化炭素回収システムを示す概略図である。 第３実施形態の二酸化炭素回収システムを示す概略図である。 熱輸送設備の第１改変例を示す一部省略図である。 熱輸送設備の第２改変例を示す一部省略図である。 第４実施形態の二酸化炭素回収システムを示す概略図である。
　以下、好適な実施形態に基づいて、参照して本発明を説明する。
　実施形態の説明では、「二酸化炭素」、「二酸化炭素流体」、「二酸化炭素サイクル発電設備」、「二酸化炭素回収設備」、「二酸化炭素受入設備」、「二酸化炭素回収方法」、「二酸化炭素回収システム」を、それぞれ「ＣＯ２」、「ＣＯ２流体」、「ＣＯ２サイクル発電設備」、「ＣＯ２回収設備」、「ＣＯ２受入設備」、「ＣＯ２回収方法」、「ＣＯ２回収システム」という。
　また、実施形態の説明において、「ＣＯ２流体」は、超臨界ＣＯ２、液化ＣＯ２、ＣＯ２ガス等の状態を区別することなく、ＣＯ２サイクル発電設備を循環するＣＯ２を意味する。外部燃焼設備の排ガスから回収されたＣＯ２は、ＣＯ２の状態を区別することなく、「排ガス由来ＣＯ２」という。既設の酸性ガス除去設備から回収されたＣＯ２は、ＣＯ２の状態を区別することなく、「既設ＡＧＲＵ由来ＣＯ２」という。
　図１に、ＣＯ２回収システム１００の概要を示す。ＣＯ２回収システム１００は、主要な構成として、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０と、外部燃焼設備５０の排ガスに含まれるＣＯ２を回収するＣＯ２回収設備９０とを備える。超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０は、ＣＯ２サイクル発電設備の一例であって、超臨界ＣＯ２を駆動流体として発電を行う設備である。超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０およびＣＯ２回収設備９０は、後述する外部設備２００が既に設置されている場合は、外部設備２００からの排ガスを回収するために新設される設備である。
　ＣＯ２回収設備９０は、空気分離装置２０と、第１酸性ガス除去設備３１を新設したＣＯ２回収装置３０と、燃料ガス供給設備６０とを備える。空気分離装置２０は、空気から分離された酸素を昇圧する酸素昇圧装置（図示せず）を内蔵することが好ましい。燃料ガス供給設備６０は、メタンを主成分とする軽質炭化水素ガスの供給設備である。ＣＯ２回収装置３０は、第１酸性ガス昇圧装置３２を含んでもよい。さらに、ＣＯ２回収設備９０が、既設の酸性ガス除去設備である第２酸性ガス除去設備７１に増設した、第２酸性ガス昇圧設備７２を備えてもよい。
　ＣＯ２回収設備９０は、ＣＯ２回収システム１００に含まれる全ての設備および装置のうち、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０以外の全ての設備および装置であってもよい。ＣＯ２回収設備９０は、空気分離装置２０、ＣＯ２回収装置３０、第１酸性ガス除去設備３１、第１酸性ガス昇圧装置３２、燃料ガス供給設備６０、第２酸性ガス昇圧設備７２等を含むことができる。第２酸性ガス除去設備７１および外部燃焼設備５０は、外部設備２００であってもよい。
　ＣＯ２回収システム１００は、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０で得られるエネルギーを、空気分離装置２０、ＣＯ２回収装置３０、燃料ガス供給設備６０、第２酸性ガス昇圧設備７２から選択される少なくともいずれかに供給することができる。ＣＯ２回収システム１００は、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０で得られるエネルギーを、ＣＯ２回収設備９０全体に供給してもよい。特に、空気分離装置２０、ＣＯ２回収装置３０、燃料ガス供給設備６０、第２酸性ガス昇圧設備７２等において必要とされる、電力、熱、機械的動力から選択される少なくとも１種のエネルギー形態を、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０から供給してもよい。
　空気分離装置２０および燃料ガス供給設備６０から超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０には、流体Ｆとして酸素および燃料ガスが供給される。これと共に、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０から空気分離装置２０および燃料ガス供給設備６０には、エネルギーＥが供給される。外部燃焼設備５０と超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０との間には、双方向にエネルギーＥが供給される。
　外部燃焼設備５０から第１酸性ガス除去設備３１には、エネルギーＥと流体Ｆとして排ガスが供給される。第１酸性ガス除去設備３１から第１酸性ガス昇圧装置３２を経て、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０に流体Ｆとして排ガス由来ＣＯ２が供給される。超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０から第１酸性ガス除去設備３１および第１酸性ガス昇圧装置３２の少なくとも一方には、エネルギーＥが供給される。超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０からＣＯ２受入設備４０に、流体ＦとしてＣＯ２流体の一部が排出される。
　第２酸性ガス除去設備７１から第２酸性ガス昇圧設備７２を経て、ＣＯ２受入設備４０に流体Ｆとして既設ＡＧＲＵ由来ＣＯ２が排出される。超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０から第２酸性ガス昇圧設備７２に対してエネルギーＥが供給される。また、第２酸性ガス除去設備７１から第１酸性ガス昇圧装置３２を経て、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０に流体Ｆとして既設ＡＧＲＵ由来ＣＯ２が供給されてもよい。
　ＣＯ２回収システム１００を用いたＣＯ２回収方法は、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０から排出されたＣＯ２流体の一部およびＣＯ２回収設備９０で回収されたＣＯ２を、ＣＯ２受入設備４０に供給する工程と、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０で得られるエネルギーをＣＯ２回収設備９０に供給する工程とを有する。詳しくは、第１～第４実施形態のＣＯ２回収システム１０１，１０２，１０３，１０４を示して、より具体的に説明する。
　図２に、第１実施形態のＣＯ２回収システム１０１を示す。ＣＯ２回収システム１０１は、主要な構成として、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０と、外部燃焼設備５０の排ガスに含まれるＣＯ２を回収するＣＯ２回収設備９０とを備える。
　外部燃焼設備５０としては、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０に含まれる燃焼設備（すなわち後述する超臨界ＣＯ２発生用燃焼器１１）以外の燃焼設備であれば、特に限定されないが、燃焼炉５１、ガスタービン装置５２等が挙げられる。外部燃焼設備５０は、ＣＯ２回収システム１０１に含まれない外部設備２００の一部であってよい。外部設備２００は、ＣＯ２回収システム１０１を構築する前から存在していた既設の設備であってもよい。外部設備２００における少なくとも一部の設備を、ＣＯ２回収システム１０１の構築後に新設または増設してもよい。外部燃焼設備５０は、炭素を含む燃料の燃焼によりＣＯ２を含有する排ガスを排出する。
　外部燃焼設備５０で使用される燃料としては、特に限定されず、石炭、木炭等の炭素質燃料、石油、天然ガス等の炭化水素含有燃料、一酸化炭素等の炭素化合物、バイオマス、可燃性廃棄物等が挙げられる。外部燃焼設備５０は、上述した２種以上の燃料を混合して同時に燃焼してもよく、異なる燃料を、異なる時期に選択して燃焼してもよい。
　外部燃焼設備５０は、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０およびＣＯ２回収設備９０と同じ事業者が運営する設備であってもよく、他の事業者が運営する設備であってもよい。外部燃焼設備５０の設置場所は特に限定されず、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０またはＣＯ２回収設備９０と同じ敷地内でもよく、これらと隣接した場所でもよく、これらから離れた場所でもよい。
　燃焼炉５１は、空気経路５１ａから供給される空気と、燃料経路５１ｂから供給される燃料とを混合して燃焼する。燃焼炉５１の排ガスは、排ガス経路５１ｃから排出される。
　ガスタービン装置５２は、空気経路５２ａから供給される空気を圧縮する圧縮機５２ｂと、圧縮機５２ｂで得られた圧縮空気と燃料経路５２ｃから供給される燃料とを混合して燃焼する燃焼器５２ｄと、燃焼器５２ｄで生成した高温の燃焼ガスを動力に変換するタービン５２ｅとを有する。タービン５２ｅの動力の用途は特に限定されず、発電、機械の駆動等に利用されてもよい。燃焼器５２ｄの排ガスは、排気筒５２ｆを経て排ガス経路５２ｇから排出される。
　ＣＯ２回収設備９０は、外部燃焼設備５０の排ガス経路５１ｃ，５２ｇから排ガス回収経路３０ａを通じて外部燃焼設備５０の排ガスを回収する。排ガス回収経路３０ａには、排ガスの移送を円滑にするため、排ガスブロアー３０ｂ，３０ｃのような移送機器が配置されてもよい。
　ＣＯ２回収設備９０は、第１酸性ガス除去設備３１および第１酸性ガス昇圧装置３２を備える。第１酸性ガス除去設備３１、第１酸性ガス昇圧装置３２、これらに類する装置またはこれらに付属する装置等を総称して、ＣＯ２回収装置３０という場合がある。第１酸性ガス除去設備３１は、外部燃焼設備５０からの排ガスに含まれるＣＯ２を回収する酸性ガス除去設備（ＡＧＲＵ）である。第１酸性ガス昇圧装置３２は、第１酸性ガス除去設備３１で回収されたＣＯ２を昇圧する。特に図示しないが、第１酸性ガス除去設備３１または第１酸性ガス昇圧装置３２の少なくとも一方に対して、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０からの電力１２０または機械的動力（図示せず）が供給されてもよい。酸性ガス除去設備（ＡＧＲＵ）は、排ガス中のＣＯ２を除去するＣＯ２除去設備である。
　第１酸性ガス除去設備３１では、アミン等のＣＯ２吸収材を用いて排ガス中のＣＯ２を吸収する。さらに、ＣＯ２吸収材を加熱することにより、ＣＯ２吸収材からＣＯ２が放出され、このときＣＯ２吸収材が再生される。ＣＯ２吸収材から分離されたＣＯ２含有ガスは、ＣＯ２含有ガス移送経路３１ａから第１酸性ガス昇圧装置３２に移送される。ＣＯ２含有ガス移送経路３１ａで移送されるＣＯ２含有ガスには、水分等が含まれてもよい。
　ＣＯ２吸収材は、アミン等の酸塩基反応によりＣＯ２を吸収する化学的吸収材でもよく、物理吸着、化学吸着等によりＣＯ２を吸着する吸着材でもよい。特に図示しないが、ＣＯ２回収装置３０は、膜分離、深冷分離等により、ＣＯ２を排ガスから分離回収してもよい。
　第１酸性ガス除去設備３１を用いて排ガスからＣＯ２が吸収された後の処理済みガスは、処理済みガス排出経路３１ｂから排出される。処理済みガスが窒素酸化物（ＮＯｘ）を含む場合は、適宜の処理を経て、窒素酸化物の濃度が十分に低減されたガスとして、大気に放出することができる。
　図示例のＣＯ２回収設備９０では、第１酸性ガス除去設備３１に対し、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０のＣＯ２流体の有する熱が、ＣＯ２熱交換器１９を経由して供給される。図示例の熱輸送設備３３は、独立した熱媒体を循環させる熱媒体経路３３ａと、熱媒体経路３３ａに熱媒体を移送する熱媒体ポンプ３３ｂとを有する。
　熱媒体経路３３ａを循環する熱媒体は、ＣＯ２熱交換器１９を経由して、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０のＣＯ２流体から熱供給を受けることができる。ＣＯ２熱交換器１９では、後述する超臨界ＣＯ２発電用タービン１２から排出された高温のＣＯ２流体（６００℃～９００℃）の有する熱が、熱交換される。また、第１酸性ガス除去設備３１において、熱媒体経路３３ａを循環する熱媒体が、ＣＯ２吸収材に熱を供給する。これにより、ＣＯ２吸収材の再生に必要な熱が、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０から供給されるので、ＣＯ２の大気放出を伴う熱源の使用を抑制することができる。
　ＣＯ２吸収材の再生に必要な熱レベルとしては、１５０℃～２００℃の低温域の熱である。図示例では、超臨界ＣＯ２発電用タービン１２を出た後の比較的高温のＣＯ２流体に対して熱媒体を介して熱を利用しているが、例えば、後述するＣＯ２第２冷却器１６の上流の低温域のＣＯ２流体を抜き出し、第１酸性ガス除去設備３１に供給してもよい。この場合、利用価値が低い低温域の熱を有効利用することができる。
　熱媒体としては特に限定されないが、例えば、溶融塩等の金属化合物、合成油等の有機化合物等が挙げられる。特に図示しないが、熱媒体が水蒸気やフロン等である場合、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０のＣＯ２流体の有する熱を、熱機関（図示せず）の駆動等に利用してもよい。
　ＣＯ２含有ガス移送経路３１ａから第１酸性ガス昇圧装置３２に移送されたＣＯ２含有ガスは、第１酸性ガス昇圧装置３２により昇圧される。昇圧後のＣＯ２は、高圧ガスでもよく、液体ＣＯ２でもよい。ＣＯ２含有ガスに水分が含まれる場合は、モレキュラーシーブ、シリカゲル、ゼオライト等の脱水剤を用いて脱水してもよい。ＣＯ２含有ガスから除去された水分は、排水経路３２ｂから排出される。
　第１酸性ガス昇圧装置３２が脱水剤を備えた脱水設備（図示せず）を有する場合は、吸水した脱水剤を加熱再生するために、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０のＣＯ２流体の有する高温熱が、第１酸性ガス昇圧装置３２内に設けられた熱交換器へ供給されてもよい。脱水設備に熱を供給する設備としては、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０のＣＯ２流体の有する熱を第１酸性ガス除去設備３１に供給する熱輸送設備３３と同様な設備が挙げられる。
　特に図示しないが、熱輸送設備３３を介して、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０のＣＯ２流体から熱供給を受ける設備は、第１酸性ガス除去設備３１および第１酸性ガス昇圧装置３２に限らず、他の設備でもよい。熱供給を受ける設備は、ＣＯ２回収設備９０に含まれる設備でも外部設備２００に含まれる設備でもよく、熱源を必要とする設備であればよい。この場合、熱の温度レベルは、第１酸性ガス除去設備３１および第１酸性ガス昇圧装置３２で必要とされる熱レベルより高くても低くてもよい。すなわち、ＣＯ２熱交換器１９で交換可能な熱レベルであれば、種々の装置に熱供給することができる。具体例として、アミン再生塔のリボイラー、外部設備２００で利用する場合は、蒸留塔のリボイラー、既設のＦＥＥＤガスやＦｕｅｌガスのヒーターなどが挙げられる。
　第１酸性ガス昇圧装置３２により昇圧された排ガス由来ＣＯ２は、排ガス由来ＣＯ２移送経路３２ａを経て、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０に供給される。これにより、外部燃焼設備５０から排出される排ガスから回収した排ガス由来ＣＯ２を、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０の全循環流体に加えることで、昇圧機器の統合を図り、コスト低減することができる。
　超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０は、超臨界ＣＯ２流体を駆動流体とする超臨界ＣＯ２発電用タービン１２を備える。なお、ＣＯ２サイクル発電設備の発電用タービンが、超臨界でないＣＯ２流体を駆動流体としてもよい。さらに超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０は、超臨界ＣＯ２発電用タービン１２を駆動した後のＣＯ２流体を昇圧するＣＯ２第１圧縮装置１８と、昇圧された酸素（Ｏ２）とメタンを主成分とする軽質炭化水素とを用いて燃料を燃焼させる超臨界ＣＯ２発生用燃焼器１１とを備えてもよい。
　超臨界ＣＯ２発生用燃焼器１１では、ＣＯ２第１圧縮装置１８で昇圧されたＣＯ２流体を混合した状態で、２００～４００ｂａｒの高圧酸素を用いてメタンを主成分とする軽質炭化水素の燃料を燃焼させる。超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０を用いることにより、空気分離装置２０、第１酸性ガス除去設備３１、第１酸性ガス昇圧装置３２、燃料ガス供給設備６０等のＣＯ２回収設備９０に必要な電力、熱、機械的動力等のエネルギーを供給することができる。
　ＣＯ２第１圧縮装置１８を出てＣＯ２熱交換器１９によって加熱されたＣＯ２の温度が不十分である場合は、ＣＯ２をさらに昇温する必要がある。そのため、空気分離装置２０から酸素経路２２を通じて超臨界ＣＯ２発生用燃焼器１１へと酸素が供給され、燃料の燃焼に伴いＣＯ２を昇温する。このとき、超臨界ＣＯ２発生用燃焼器１１から排出される燃焼ガスの温度は９００℃～１３００℃の高温の燃焼ガスとなる。空気分離装置２０は、空気から分離された酸素を昇圧する酸素昇圧装置（図示せず）を内蔵する。さらに、後述する第４実施形態のように、昇圧された酸素の一部が燃焼炉５１に供給されてもよい。酸素経路２２を通じて供給される酸素は、例えば約９９％以上の高濃度でもよい。高濃度の酸素を供給することで、不純物である窒素に起因する、窒素酸化物（ＮＯｘ）によるバーナーの性能低下を防止することができる。
　空気分離装置２０は、空気経路２１を通じて取得される空気から、酸素（Ｏ２）と窒素（Ｎ２）とを分離する。空気から分離された酸素は、高圧に圧縮されて酸素経路２２を通じて超臨界ＣＯ２発生用燃焼器１１に供給される。空気から分離された窒素は、窒素経路２３を通じて回収される。回収した窒素は、窒素ガス、液化窒素等として利用することもできる。空気分離装置２０は、ＣＯ２回収システム１０１に含まれてもよく、外部設備２００に含まれてもよい。
　空気分離装置２０の方式は特に限定されないが、温度スイング式吸着（ＴＳＡ）、圧力スイング吸着（ＰＳＡ）、圧力温度スイング吸着（ＰＴＳＡ）、深冷分離方式等が挙げられる。空気分離装置２０において、ガス成分を選択的に分離するため、吸着材を用いてもよい。吸着材としては、特に限定されないが、活性炭、モレキュラーシーブ、ゼオライト等が挙げられる。
　超臨界ＣＯ２発生用燃焼器１１では、燃料として、軽質炭化水素から成る燃料ガスが使用される。燃料ガスとしては、特に限定されないが、メタン（Ｃ１）を主成分とし、エタン（Ｃ２）、プロパン（Ｃ３）、ブタン（Ｃ４）等の軽質炭化水素ガスまでが好ましい。軽質炭化水素ガスは、液化天然ガス（ＬＮＧ）等の天然ガス、メタネーション、メタン発酵などから得ることができる。燃料ガスは、燃料ガス供給設備６０から燃料ガス供給経路６１を通じて、超臨界ＣＯ２発生用燃焼器１１に供給される。特に図示しないが、超臨界ＣＯ２発生用燃焼器１１に供給される前の燃料ガスを昇圧するため、燃料ガス昇圧装置を用いてもよい。燃料ガス昇圧装置を駆動する電力または機械的動力は、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０から供給されてもよい。
　超臨界ＣＯ２発生用燃焼器１１で生成した燃焼ガスは、燃焼熱により高温高圧となる。燃焼ガスは、超臨界ＣＯ２流体として燃焼ガス経路１１ａを通じて超臨界ＣＯ２発電用タービン１２に供給される。超臨界ＣＯ２流体が超臨界ＣＯ２発電用タービン１２の駆動流体となり、発電機１２ａを駆動して、発電が行われる。
　発電機１２ａで得られた電力１２０は、ＣＯ２回収設備９０、外部設備２００等に供給して利用することができる。電力１２０の用途は特に限定されないが、一例として、電動機等の動力源、ヒーター等の熱源、照明装置等の光源、制御機器、通信機器、冷却装置、空調装置等への電力供給が挙げられる。例えば、図３に示すように、電力１２０を電気室１２１から送電線１２２を介して送電し、旋回装置１２３、ブロアー１２４等のモーターの駆動に用いてもよい。ＣＯ２回収設備９０で必要となる電力が、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０のみから供給されてもよい。場合により、ＣＯ２回収設備９０が、再生可能エネルギー由来または化石燃料由来の外部の系統電力を利用してもよい。
　超臨界ＣＯ２発電用タービン１２を駆動した後のＣＯ２流体は、循環用第１経路１２ｂを経る途中でＣＯ２熱交換器１９において、熱輸送設備３３の熱媒体または超臨界ＣＯ２発生用燃焼器１１に供給される前の常温のＣＯ２流体と熱交換を行い、温度を低下させた後、さらにＣＯ２第１冷却器１３で冷却してもよい。冷却によりＣＯ２流体中の水分が凝縮し、気液混合流体となる。この気液混合流体は、循環用第２経路１３ａを経てＣＯ２気液分離器１４に移送され、水分がＣＯ２ガス流体から分離される。ＣＯ２気液分離器１４でＣＯ２流体から分離された水分は、排水経路１４ｂから排出される。
　ＣＯ２気液分離器１４で水分が分離されたＣＯ２流体は、ＣＯ２気液分離器１４から循環用第３経路１４ａを経てＣＯ２第２圧縮装置１５に移送され、再圧縮される。ＣＯ２第２圧縮装置１５では、ＣＯ２流体が低圧ガスから２０ｂａｒ～８０ｂａｒ程度の中圧ガスに昇圧されてもよい。中圧レベルにまで圧縮されたＣＯ２流体は、循環用第４経路１５ａを経てＣＯ２第２冷却器１６に移送され、完全に液化される。液体ＣＯ２は、循環用第５経路１６ａを経て、ドラム等の液化ＣＯ２貯留容器１７に貯留される。
　液化ＣＯ２貯留容器１７の液体ＣＯ２は、循環用第６経路１７ａを経てＣＯ２第１圧縮装置１８に移送される。ＣＯ２第１圧縮装置１８は、例えば昇圧ポンプである。液体ＣＯ２が昇圧され、およびＣＯ２熱交換器１９を経由して加熱され、超臨界ＣＯ２となる。超臨界ＣＯ２は、超臨界ＣＯ２発生用燃焼器１１に供給されて、燃焼で生成した超臨界高温ＣＯ２により直接加熱され、超臨界ＣＯ２発電用タービン１２の駆動流体となる。図示例の場合、燃焼ガス経路１１ａにより超臨界ＣＯ２発生用燃焼器１１から超臨界ＣＯ２発電用タービン１２に供給されるＣＯ２流体は、循環用第１経路１２ｂ、循環用第２経路１３ａ、循環用第３経路１４ａ、循環用第４経路１５ａ、循環用第５経路１６ａ、循環用第６経路１７ａ、循環用第７経路１８ａのように循環する。以下の説明では、循環用第１経路１２ｂを流れる高温のＣＯ２流体を「高温のＣＯ２流体１２ｂ」といい、循環用第７経路１８ａを流れる常温のＣＯ２流体を「常温のＣＯ２流体１８ａ」という。また、熱媒体経路３３ａを流れる熱媒体を「熱媒体３３ａ」という場合がある。
　超臨界ＣＯ２発生用燃焼器１１に供給される常温のＣＯ２流体１８ａは、ＣＯ２熱交換器１９を介して、超臨界ＣＯ２発電用タービン１２から排出された高温のＣＯ２流体１２ｂと熱交換を行う。これにより、常温のＣＯ２流体１８ａの温度を高めた状態で超臨界ＣＯ２発生用燃焼器１１に供給することができる。ＣＯ２熱交換器１９は、高温のＣＯ２流体１２ｂから常温のＣＯ２流体１８ａに熱を供給するための第１の熱交換機能と、高温のＣＯ２流体１２ｂから熱輸送設備３３の熱媒体３３ａに熱を供給する第２の熱交換機能と、を有する。第１の熱交換機能および第２の熱交換機能が、図２のように統合された一つのＣＯ２熱交換器１９で実現されてもよい。循環用第１経路１２ｂ上で高温のＣＯ２流体１２ｂを分岐して、第１の熱交換機能と第２の熱交換機能とを別の熱交換器で実現してもよい。具体的には、高温のＣＯ２流体１２ｂと常温のＣＯ２流体１８ａが熱交換する熱交換器と、分岐された高温のＣＯ２流体１２ｂと熱媒体３３ａが熱交換する熱交換器とが異なる熱交換器でもよい。
　超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０において循環する超臨界循環ＣＯ２流体の運動エネルギーを機械的動力として利用してもよい。図３に示すように、例えば、超臨界ＣＯ２発生用燃焼器１１の下流、且つ超臨界ＣＯ２発電用タービン１２の上流から超臨界循環ＣＯ２流体の一部を抜き出し、ＣＯ２流体供給経路１１１を介して、超臨界ＣＯ２発電用タービン１２とは別に設けられた動力用タービン１１２に供給してもよい。そして、動力用タービン１１２を超臨界循環ＣＯ２流体で駆動して得られる動力を、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０の外部において、圧縮装置１１３等の機械装置類に供給してもよい。この場合、動力用タービン１１２から排出されたＣＯ２流体は、ＣＯ２流体返送経路１１４を介して、超臨界ＣＯ２発電用タービン１２の下流側に戻され、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０を循環してもよい。
　動力用タービン１１２および圧縮装置１１３は、例えば、空気分離装置２０、第１酸性ガス昇圧装置３２、燃料ガス供給設備６０、第２酸性ガス昇圧設備７２等に設置することができる。また、特に図示しないが、例えば、第１酸性ガス昇圧装置３２で排ガス由来ＣＯ２を圧縮する際に用いる駆動軸に、上述の動力用タービン１１２の出力軸を結合し、機械的動力を第１酸性ガス昇圧装置３２に供給してもよい。また、動力用タービン１１２の出力軸は、第１酸性ガス昇圧装置３２以外の昇圧装置の駆動軸に結合されてもよい。これにより、超臨界循環ＣＯ２流体の有する運動エネルギーを、排ガス由来ＣＯ２や、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０の外部の昇圧設備へと直接に供給することができる。
　上述したように、第１酸性ガス昇圧装置３２により昇圧された排ガス由来ＣＯ２を超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０に供給する場合、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０を循環する超臨界循環ＣＯ２流体との混合運転条件に適した状態にして送り出すことが好ましい。
　排ガス由来ＣＯ２を超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０に供給する位置は特に限定されないが、超臨界ＣＯ２発電用タービン１２とＣＯ２第１圧縮装置１８との間に供給する場合は、循環ＣＯ２流体の圧力が比較的低いため、排ガス由来ＣＯ２の昇圧に係る負荷を低減でき、設備コストを低減することができる。具体的には、排ガス由来ＣＯ２は、超臨界ＣＯ２発電用タービン１２とＣＯ２第２圧縮装置１５との間に供給してもよい。この場合は、第１酸性ガス昇圧装置３２により排ガス由来ＣＯ２を昇圧した後の圧力は、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０側のＣＯ２流体がＣＯ２第１圧縮装置１８で昇圧される前と同程度の圧力でよい。このため、排ガス由来ＣＯ２が超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０に供給されるとき、ＣＯ２の臨界圧力（７３．８ｂａｒＡ）より低圧でもよい。
　上述したように、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０で使用されるＣＯ２流体は、超臨界状態、液体または気体の状態で超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０内を循環する。その間、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０内で奪われたエネルギーを補うため、超臨界ＣＯ２発生用燃焼器１１においてメタンを主成分とする軽質炭化水素の燃料が高純度の酸素により燃焼され、エネルギーが補充される。このため、過剰なＣＯ２が生成され、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０から排出する必要がある。
　図示例では、ＣＯ２排出経路１８ｂがＣＯ２第１圧縮装置１８とＣＯ２熱交換器１９との間から分岐されている。この場合、比較的温度が低く、温度として利用価値の低いＣＯ２流体の一部を外部に排出するため、熱エネルギーの損失を抑制することができる。また、ＣＯ２受入設備４０がＣＯ２貯留設備（ＣＣＳ）のように高圧のＣＯ２を要求する場合であっても、排出されるＣＯ２流体に必要な圧力を付与することができる。また、超臨界ＣＯ２発生用燃焼器１１で酸素および燃料と混合する前のＣＯ２流体は、高純度のＣＯ２を含有するため、ＣＯ２受入設備４０への受け入れ条件として適している。
　ＣＯ２受入設備４０は、余剰のＣＯ２を大気放出することなく、利用することが可能な設備であればよく、ＣＣＳに限定されるものではない。ＣＯ２受入設備４０としては、油田にＣＯ２を圧入して石油を増産する石油増産回収設備（ＥＯＲ）、ＣＯ２をアンモニア（ＮＨ３）と反応させて尿素を合成する尿素合成設備、ＣＯ２を水酸化カルシウム、水酸化マグネシウム等の金属化合物と反応させて炭酸塩を合成する炭酸塩合成設備、ＣＯ２を水素と反応させて、メタンを合成するメタン合成（メタネーション）設備、ＣＯ２を植物の光合成に利用する光合成促進設備などが挙げられる。また、ＣＯ２受入設備４０は、液化ＣＯ２を輸送する輸送船やローリー車等であってもよい。ＣＯ２受入設備４０は、ＣＯ２回収システム１０１に含まれてもよく、外部設備２００に含まれてもよい。ＣＯ２回収システム１０１が、上述した２種類以上または２箇所以上のＣＯ２受入設備４０を利用してもよい。
　ＣＯ２排出経路１８ｂは、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０における余剰のＣＯ２流体を専用で排出する設備でなくてもよく、他のＣＯ２排出設備と共用してもよい。例えば、外部設備２００が第２酸性ガス除去設備７１を有する場合は、第２酸性ガス除去設備７１で回収された既設ＡＧＲＵ由来ＣＯ２をＣＯ２受入設備４０に排出するためのＣＯ２排出経路７２ａをＣＯ２排出経路１８ｂと合流させてもよい。
　第２酸性ガス除去設備７１は、第１酸性ガス除去設備３１とは異なり、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０のＣＯ２流体の有する熱を供給する熱輸送設備３３を有していない。第２酸性ガス除去設備７１で回収された既設ＡＧＲＵ由来ＣＯ２は、ＣＯ２移送経路７１ａを経て新設の第２酸性ガス昇圧設備７２に移送され、圧縮、脱水、液化等を経てＣＯ２排出経路７２ａに排出される。第２酸性ガス昇圧設備７２は、既設ＡＧＲＵ由来ＣＯ２から分離された水分等の不純物を不純物排出経路７２ｂから排出する。第２酸性ガス昇圧設備７２は、必要に応じて、既設ＡＧＲＵ由来ＣＯ２含有ガスから、下流のＣＯ２受入設備４０にとって好ましくない成分、例えば硫化水素（Ｈ２Ｓ）等の除去を行ってもよい。具体的には、第２酸性ガス昇圧設備７２は、脱水装置および液化装置の少なくとも一方を備えていてもよい。第２酸性ガス昇圧設備７２は、ＣＯ２回収システム１０１に含まれてもよく、外部設備２００に含まれてもよい。
　第１酸性ガス昇圧装置３２により昇圧された排ガス由来ＣＯ２は、排ガス由来ＣＯ２移送経路３２ａおよびＣＯ２排出経路４１を経てＣＯ２受入設備４０に排出されてもよい。この場合、第１酸性ガス昇圧装置３２は、排ガス由来ＣＯ２をＣＯ２受入設備４０における受け入れに適した圧力まで昇圧すればよい。ＣＯ２排出経路４１が、直接ＣＯ２をＣＯ２受入設備４０に排出する代わりに、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０のＣＯ２排出経路１８ｂと合流してもよい。要は、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０における余剰のＣＯ２流体と第１および第２酸性ガス除去設備で回収されたＣＯ２とが、ＣＯ２受入設備４０に向けて排出され、大気放出されることなく回収されればよい。
　次に、図４を参照して、第２実施形態のＣＯ２回収システム１０２について説明する。第２実施形態のＣＯ２回収システム１０２は、第１実施形態のＣＯ２回収システム１０１と同様に、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０と、外部燃焼設備５０の排ガスを回収するＣＯ２回収設備９０とを備える。第２実施形態が第１実施形態と共通する要素については、同一の符号を付し、重複する説明を省略する場合がある。
　第２実施形態の場合、第２酸性ガス除去設備７１で回収された既設ＡＧＲＵ由来ＣＯ２が、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０に供給される。第２酸性ガス除去設備７１で回収された既設ＡＧＲＵ由来ＣＯ２を移送するため、ＣＯ２移送経路７１ａが第１酸性ガス昇圧装置３２の入口側に接続されている。第１酸性ガス昇圧装置３２は、第１酸性ガス除去設備３１により排ガスから回収された排ガス由来ＣＯ２とともに、外部設備２００の第２酸性ガス除去設備７１から回収された既設ＡＧＲＵ由来ＣＯ２を合わせて昇圧する。
　第１酸性ガス昇圧装置３２により昇圧された既設ＡＧＲＵ由来ＣＯ２および排ガス由来ＣＯ２は、排ガス由来ＣＯ２移送経路３２ａを経て、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０に供給される。既設ＡＧＲＵ由来ＣＯ２を含む排ガス由来ＣＯ２を超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０に供給する位置は、第１実施形態と同様に、特に限定されないが、超臨界ＣＯ２発電用タービン１２とＣＯ２第１圧縮装置１８との間に供給してもよい。
　第２実施形態の場合、外部設備２００が、外部燃焼設備５０とともに、外部の酸性ガス除去設備として、第２酸性ガス除去設備７１を有する場合は、第１酸性ガス昇圧装置３２を、第１酸性ガス除去設備３１と第２酸性ガス除去設備７１とで共用することができるため、ＣＯ２昇圧に要する設備のコストを低減することができる。
　特に図示しないが、後述する第３または第４実施形態のＣＯ２回収システム１０３，１０４においても、第２実施形態と同様に、第１酸性ガス除去設備３１により回収された排ガス由来ＣＯ２と、第２酸性ガス除去設備７１から回収された既設ＡＧＲＵ由来ＣＯ２を合わせて、第１酸性ガス昇圧装置３２で昇圧することも可能である。この場合、第２酸性ガス昇圧設備７２を省略することができる。
　次に、図５を参照して、第３実施形態のＣＯ２回収システム１０３について説明する。第３実施形態のＣＯ２回収システム１０３は、第１実施形態のＣＯ２回収システム１０１と同様に、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０と、外部燃焼設備５０の排ガスを回収するＣＯ２回収設備９０とを備える。第３実施形態が第１実施形態と共通する要素については、同一の符号を付し、重複する説明を省略する場合がある。また、排ガス回収経路３０ａを流れる排ガスを「排ガス流体３０ａ」という場合がある。
　第３実施形態において、排ガスブロアー３０ｂ，３０ｃを用い、排ガス回収経路３０ａを通じて回収される外部燃焼設備５０（具体的には、燃焼炉５１およびガスタービン装置５２の燃焼器５２ｄ）の排ガスが１５０℃以上の高温の場合、排ガスの有する熱を排ガス熱交換器３５により熱輸送設備３４を経由して超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０の常温のＣＯ２流体１８ａに供給する。超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０の常温のＣＯ２流体１８ａの温度が、外部燃焼設備５０の排ガス流体３０ａの温度より低い場合、排ガス側からＣＯ２流体側へと熱を供給することができる。これにより、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０の駆動流体を加熱するのに必要なエネルギーの一部を外部燃焼設備５０からの排ガスの熱で補充し、超臨界ＣＯ２発生用燃焼器１１の燃料を節約することができる。
　第３実施形態のＣＯ２回収システム１０３で用いられる熱輸送設備３４は、独立した熱媒体が移送される熱媒体経路３４ａと、熱媒体経路３４ａで熱媒体を移送する熱媒体ポンプ３４ｂと、熱媒体ポンプ３４ｂの下流で熱媒体経路３４ａから分かれて、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０のＣＯ２熱交換器１９を通る熱媒体経路３４ｃと、熱媒体経路３４ａから分かれて、ＣＯ２回収設備９０の第１酸性ガス除去設備３１を通る熱媒体経路３４ｄと、外部燃焼設備５０からの高温排ガスと熱媒体との間で熱交換を行う排ガス熱交換器３５を有する。
　図示例の熱輸送設備３４によれば、熱媒体経路３４ａおよび熱媒体経路３４ｃを循環する熱媒体は、排ガス熱交換器３５において、外部燃焼設備５０からの高温排ガスから熱供給を受けることができる。さらに熱輸送設備３４の熱媒体は、ＣＯ２熱交換器１９において、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０の常温ＣＯ２流体と熱交換が可能である。これにより、外部燃焼設備５０からの高温排ガスから常温ＣＯ２流体に熱を供給することができる。また、熱輸送設備３４の熱媒体は、第１酸性ガス除去設備３１において、ＣＯ２吸収材を再生するための熱を供給することができる。これにより、ＣＯ２吸収材の再生に必要な熱が、外部燃焼設備５０からの高温排ガスから供給されるので、ＣＯ２の大気放出を伴う熱源の使用を抑制することができる。
　特に図示しないが、熱媒体経路３４ｄの熱媒体により熱供給を受ける設備は、第１酸性ガス除去設備３１に限定されず、ＣＯ２回収設備９０の種々の設備を対象としてもよい。これにより、外部燃焼設備５０からの高温排ガスから、ＣＯ２回収設備９０で熱を必要とする装置および設備に、必要なレベルの熱を供給することができる。
　図６に示すように、外部燃焼設備５０からの高温排ガスからＣＯ２流体への熱供給と、前記高温排ガスから第１酸性ガス除去設備３１への熱供給を別々の熱輸送設備３４で行ってもよい。具体的には、ＣＯ２流体へ熱供給する循環経路３４０と、第１酸性ガス除去設備３１へ熱供給する循環経路３４１とが独立していてもよい。これらの循環経路３４０，３４１には、それぞれ熱媒体ポンプ３４ｂ，３４ｅが設けられる。
　図７に示すように、第１実施形態の熱輸送設備３３を、第３実施形態の熱輸送設備３４と併用してもよい。この場合、第１酸性ガス除去設備３１への熱供給を熱輸送設備３３により行い、ＣＯ２流体への熱供給を熱輸送設備３４で行ってもよい。
　次に、図８を参照して、第４実施形態のＣＯ２回収システム１０４について説明する。第４実施形態のＣＯ２回収システム１０４は、第１実施形態のＣＯ２回収システム１０１と同様に、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０と、外部燃焼設備５０の排ガスを回収するＣＯ２回収設備９０とを備える。第４実施形態が第１実施形態と共通する要素については、同一の符号を付し、重複する説明を省略する場合がある。
　第４実施形態のＣＯ２回収システム１０４では、空気分離装置２０で分離された酸素の一部が、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０の超臨界ＣＯ２発生用燃焼器１１に向かう酸素経路２２から分岐して、燃焼炉５１に供給され、燃料経路５１ｂから供給される燃料を燃焼させる。
　燃焼炉５１の排ガスは、酸素燃焼により、ＣＯ２の濃度が高く、窒素酸化物（ＮＯｘ）の量が極めて少ないため、高温度となった状態で排ガス経路５１ｃから排出される。排ガス経路５１ｃから循環ブロアー５３ａを介して一部の燃焼ガスを燃焼炉５１に戻す循環経路５３ｂにより、排ガス循環サイクル５３を形成してもよい。排ガスを燃焼炉５１に戻すことにより、酸素燃焼により高温となった燃焼炉５１の内部を冷却することができる。
　特に図示しないが、第４実施形態の排ガス循環サイクル５３に、第３実施形態の熱輸送設備３４の排ガス熱交換器３５を設けてもよい。これにより、高温の排ガスの熱の一部を、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０またはＣＯ２回収設備９０に供給することができる。
　燃焼炉５１を含む循環経路５３ｂで排ガスを循環させながら、酸素および燃料を燃焼させると、排ガス中のＣＯ２の量が増加する。過剰なＣＯ２は、排ガス循環サイクル５３から分岐するＣＯ２回収経路５４を通じて、第２酸性ガス昇圧設備７２に移送し、ＣＯ２排出経路７２ａを通じてＣＯ２受入設備４０に排出してもよい。
　特に図示しないが、ＣＯ２回収経路５４から回収される高濃度ＣＯ２を、第１酸性ガス昇圧装置３２に移送して、超臨界ＣＯ２サイクル発電設備１０に供給してもよい。ＣＯ２回収経路５４から回収されるＣＯ２が窒素酸化物（ＮＯｘ）等を含有する場合は、第１酸性ガス除去設備３１に移送してもよい。ＣＯ２回収経路５４から回収されるＣＯ２が、酸素または水分以外の不純物を含まない場合は、第１酸性ガス除去設備３１を介さずに第１酸性ガス昇圧装置３２に移送してもよい。
　以上、本発明を好適な実施形態に基づいて説明してきたが、本発明は上述の実施形態に限定されず、本発明の要旨を逸脱しない範囲で種々の改変が可能である。改変としては、各実施形態における要素の追加、置換、省略、その他の変更が挙げられる。また、２以上の実施形態に用いられた要素を適宜組み合わせることも可能である。
　ＣＯ２排出抑制のために不安定な再生可能エネルギーに電力供給を依存する傾向がある中、本発明は、超臨界の高位エネルギーをもつＣＯ２流体を駆動流体とするＣＯ２サイクル発電設備を備えることで、自発電装置内、および関連外部設備へも必要な電力をコンスタントに供給することが可能である。
　さらに外部燃焼設備から大気に排出されていたＣＯ２を新設の酸性ガス除去設備より回収した後、ＣＯ２サイクル発電設備内に一旦送り込み、高濃度のＣＯ２流体として過剰分のＣＯ２を取り出すことが可能となる。この放出された高濃度ＣＯ２流体の受け入れ先としては、地中隔離あるいは再利用設備（ＣＯ２受入設備）を用意することで、大幅にＣＯ２の大気排出を抑制することが可能となる。
　また外部燃焼装置の排ガスが高温である場合は、熱媒体を介して、ＣＯ２サイクル発電設備へ熱として供給することも可能である。このようにエネルギー形態として電気および熱を融通し合えるＣＯ２回収システムを構築し、再生エネルギーに依存しないＧＨＧ（温室効果ガス）ゼロエミッションを目指した画期的な環境保全システムが提供可能となる。
　具体的には、外部燃焼設備から排出されたＣＯ２を、新たな酸性ガス除去設備より直接回収するとともに、必要となる電力および熱をＣＯ２サイクル発電設備から賄う。外部燃焼設備から取り出されたＣＯ２は、中圧状態でＣＯ２サイクル発電設備に一度送られ、大循環ＣＯ２流体と混合された後、高純度の高圧ＣＯ２液として取り出しやすい形態で、過剰分だけがＣＯ２サイクル発電設備から排出される。
　排出されたＣＯ２は地中隔離または再利用されるので、ＣＯ２の大気放出を大幅に抑制できる。外部燃焼設備以外のＣＯ２回収としては、例えば石灰石の熱分解等に由来して排出されるＣＯ２の回収に適用することも可能である。外部のＣＯ２排出設備を含む様々なプラント等から排出されるＣＯ２を、ＣＯ２サイクル発電設備の大循環ＣＯ２流体に混合処理させることで、散在していた関連機器類を統合化できる。さらに混合処理させた後のＣＯ２流体の過剰分は、一括してＣＯ２受入設備に送り出すことも可能となる。
　本発明は、ＣＯ２の回収を要する各種の産業に利用することができる。
Ｅ…エネルギー、Ｆ…流体、１０…超臨界ＣＯ２サイクル発電設備、１１…超臨界ＣＯ２発生用燃焼器、１１ａ…燃焼ガス経路、１２…超臨界ＣＯ２発電用タービン、１２ａ…発電機、１２ｂ…循環用第１経路または高温のＣＯ２流体、１３…ＣＯ２第１冷却器、１３ａ…循環用第２経路、１４…ＣＯ２気液分離器、１４ａ…循環用第３経路、１４ｂ…ＣＯ２気液分離器の排水経路、１５…ＣＯ２第２圧縮装置、１５ａ…循環用第４経路、１６…ＣＯ２第２冷却器、１６ａ…循環用第５経路、１７…液化ＣＯ２貯留容器、１７ａ…循環用第６経路、１８…ＣＯ２第１圧縮装置、１８ａ…循環用第７経路または常温のＣＯ２流体、１８ｂ…ＣＯ２排出経路、１９…ＣＯ２熱交換器、２０…空気分離装置、２１…空気経路、２２…酸素経路、２３…窒素経路、３０…ＣＯ２回収装置、３０ａ…排ガス回収経路または排ガス流体、３０ｂ，３０ｃ…排ガスブロアー、３１…第１酸性ガス除去設備、３１ａ…ＣＯ２含有ガス移送経路、３１ｂ…処理済みガス排出経路、３２…第１酸性ガス昇圧装置、３２ａ…排ガス由来ＣＯ２移送経路、３２ｂ…酸性ガス昇圧装置の排水経路、３３，３４…熱輸送設備、３３ａ…熱媒体経路または熱媒体、３３ｂ，３４ｂ，３４ｅ…熱媒体ポンプ、３４ａ，３４ｃ，３４ｄ…熱媒体経路、３５…排ガス熱交換器、４０…ＣＯ２受入設備、４１…ＣＯ２排出経路、５０…外部燃焼設備、５１…燃焼炉、５１ａ…燃焼炉の空気経路、５１ｂ…燃焼炉の燃料経路、５１ｃ…燃焼炉の排ガス経路、５２…ガスタービン装置、５２ａ…ガスタービン装置の空気経路、５２ｂ…ガスタービン装置の圧縮機、５２ｃ…ガスタービン装置の燃料経路、５２ｄ…ガスタービン装置の燃焼器、５２ｅ…タービン、５２ｆ…排気筒、５２ｇ…ガスタービン装置の排ガス経路、５３…排ガス循環サイクル、５３ａ…循環ブロアー、５３ｂ…燃焼炉の循環経路、５４…ＣＯ２回収経路、６０…燃料ガス供給設備、６１…燃料ガス供給経路、７１…第２酸性ガス除去設備、７１ａ…ＣＯ２移送経路、７２…第２酸性ガス昇圧設備、７２ａ…ＣＯ２排出経路、７２ｂ…不純物排出経路、９０…ＣＯ２回収設備、１００，１０１，１０２，１０３，１０４…ＣＯ２回収システム、１１１…ＣＯ２流体供給経路、１１２…動力用タービン、１１３…圧縮装置、１１４…ＣＯ２流体返送経路、１２０…電力、１２１…電気室、１２２…送電線、１２３…旋回装置、１２４…ブロアー、２００…外部設備、３４０，３４１…熱輸送設備の循環経路。

Claims (15)

  1. 　二酸化炭素流体を駆動流体とする発電用タービンと、前記発電用タービンを駆動した後の前記二酸化炭素流体を昇圧するＣＯ２第１圧縮装置と、前記ＣＯ２第１圧縮装置で昇圧された二酸化炭素流体を加熱するＣＯ２熱交換器と、前記ＣＯ２熱交換器にて加熱された二酸化炭素流体と、空気分離装置から供給された酸素と、メタンを主成分とする軽質炭化水素ガスとを混合して燃焼させ、加熱する燃焼器とを備え、前記燃焼器にて加熱された燃焼ガスが前記駆動流体として前記発電用タービンに供給される二酸化炭素サイクル発電設備と、
    　外部燃焼設備における燃料の燃焼により排出された二酸化炭素を含有する排ガスから二酸化炭素を回収する二酸化炭素回収設備と、を備える二酸化炭素回収システムを用いた二酸化炭素回収方法であって、
    　前記二酸化炭素サイクル発電設備から排出された二酸化炭素流体の一部および前記二酸化炭素回収設備で回収された二酸化炭素を、二酸化炭素を受入可能な二酸化炭素受入設備に供給し、前記二酸化炭素サイクル発電設備で得られるエネルギーを前記二酸化炭素回収設備に供給することを特徴とする二酸化炭素回収方法。
  2. 　前記二酸化炭素サイクル発電設備から前記二酸化炭素回収設備に供給する前記エネルギーは、前記発電用タービンで得られる電力を含むことを特徴とする請求項１に記載の二酸化炭素回収方法。
  3. 　前記二酸化炭素サイクル発電設備から前記二酸化炭素回収設備に供給する前記エネルギーは、前記二酸化炭素流体が有する熱を含むことを特徴とする請求項１または２に記載の二酸化炭素回収方法。
  4. 　前記二酸化炭素サイクル発電設備から前記二酸化炭素回収設備に供給する前記エネルギーは、前記燃焼器で得られた燃焼ガスから得られる機械的動力を含むことを特徴とする請求項１～３のいずれか１項に記載の二酸化炭素回収方法。
  5. 　前記二酸化炭素回収設備は、前記外部燃焼設備からの前記排ガスに含まれる二酸化炭素を回収する第１酸性ガス除去設備と、前記第１酸性ガス除去設備で回収された二酸化炭素を昇圧する第１酸性ガス昇圧設備とを備え、前記発電用タービンで得られる電力は、前記第１酸性ガス昇圧設備に供給されることを特徴とする請求項２に記載の二酸化炭素回収方法。
  6. 　前記二酸化炭素回収設備は、前記外部燃焼設備からの前記排ガスに含まれる二酸化炭素を回収する第１酸性ガス除去設備と、前記第１酸性ガス除去設備で回収された二酸化炭素を昇圧する第１酸性ガス昇圧設備とを備え、前記二酸化炭素流体が有する熱は、熱交換により前記第１酸性ガス除去設備に供給されることを特徴とする請求項３に記載の二酸化炭素回収方法。
  7. 　前記二酸化炭素サイクル発電設備から前記二酸化炭素回収設備に供給する前記エネルギーは、前記発電用タービンで得られる電力と、前記二酸化炭素流体が有する熱とを含み、前記発電用タービンで得られる電力は、前記第１酸性ガス昇圧設備に供給されることを特徴とする請求項６に記載の二酸化炭素回収方法。
  8. 　前記第１酸性ガス除去設備は、前記外部燃焼設備からの前記排ガスに含まれる二酸化炭素を二酸化炭素吸収材に吸収させて二酸化炭素を回収する回収工程と、前記二酸化炭素吸収材を加熱して二酸化炭素を放出する再生工程と、を実施し、前記二酸化炭素流体が有する熱は、熱交換により前記再生工程に供給されることを特徴とする請求項６または７に記載の二酸化炭素回収方法。
  9. 　前記第１酸性ガス昇圧設備で昇圧された二酸化炭素を、前記発電用タービンと前記ＣＯ２第１圧縮装置との間に供給して、前記二酸化炭素流体と混合することを特徴とする請求項５～８のいずれか１項に記載の二酸化炭素回収方法。
  10. 　前記二酸化炭素回収設備は、前記外部燃焼設備からの前記排ガスに含まれる二酸化炭素を回収する第１酸性ガス除去設備と、前記第１酸性ガス除去設備で回収された二酸化炭素を昇圧する第１酸性ガス昇圧設備とを備え、
    　前記第１酸性ガス昇圧設備は、前記第１酸性ガス除去設備により前記外部燃焼設備からの前記排ガスから回収された二酸化炭素含有ガスとともに、前記第１酸性ガス除去設備以外の酸性ガス除去設備である第２酸性ガス除去設備から回収された二酸化炭素含有ガスを昇圧することを特徴とする請求項１～９のいずれか１項に記載の二酸化炭素回収方法。
  11. 　前記外部燃焼設備からの前記排ガスの有する熱は、熱交換により、前記二酸化炭素サイクル発電設備を循環する前記二酸化炭素流体であって、前記排ガスよりも温度が低い前記二酸化炭素流体に供給されることを特徴とする請求項１～１０のいずれか１項に記載の二酸化炭素回収方法。
  12. 　前記外部燃焼設備が燃焼炉を備え、前記二酸化炭素回収システムが、前記二酸化炭素サイクル発電設備に供給される酸素を空気から分離する空気分離装置を備え、前記空気分離装置で得られる酸素の一部を、前記燃焼炉に供給することを特徴とする請求項１～１１のいずれか１項に記載の二酸化炭素回収方法。
  13. 　前記二酸化炭素サイクル発電設備から前記二酸化炭素流体が有する熱を前記二酸化炭素サイクル発電設備の外部に供給することを特徴とする請求項１～１２のいずれか１項に記載の二酸化炭素回収方法。
  14. 　二酸化炭素流体を駆動流体とする発電用タービンと、前記発電用タービンを駆動した後の前記二酸化炭素流体を昇圧するＣＯ２第１圧縮装置と、前記ＣＯ２第１圧縮装置で昇圧された二酸化炭素流体を加熱するＣＯ２熱交換器と、前記ＣＯ２熱交換器にて加熱された二酸化炭素流体と、空気分離装置から供給された酸素と、メタンを主成分とする軽質炭化水素ガスとを混合して燃焼させ、加熱する燃焼器とを備え、前記燃焼器にて加熱された燃焼ガスが前記駆動流体として前記発電用タービンに供給される二酸化炭素サイクル発電設備と、
    　外部燃焼設備における燃料の燃焼により排出された二酸化炭素を含有する排ガスから二酸化炭素を回収する二酸化炭素回収設備と、を備える二酸化炭素回収システムであって、
    　前記二酸化炭素サイクル発電設備から排出された二酸化炭素流体の一部および前記二酸化炭素回収設備で回収された二酸化炭素を、二酸化炭素を受入可能な二酸化炭素受入設備に供給し、前記二酸化炭素サイクル発電設備で得られるエネルギーを前記二酸化炭素回収設備に供給することを特徴とする二酸化炭素回収システム。
  15. 　前記二酸化炭素サイクル発電設備から前記二酸化炭素回収設備に供給する前記エネルギーは、前記発電用タービンで得られる電力、前記二酸化炭素流体が有する熱、前記燃焼器で得られた燃焼ガスから得られる機械的動力から選択される少なくとも１種のエネルギー形態を含むことを特徴とする請求項１４に記載の二酸化炭素回収システム。
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