JP5291449B2 - 排ガス処理方法及び装置 - Google Patents
排ガス処理方法及び装置 Download PDFInfo
- Publication number
- JP5291449B2 JP5291449B2 JP2008322453A JP2008322453A JP5291449B2 JP 5291449 B2 JP5291449 B2 JP 5291449B2 JP 2008322453 A JP2008322453 A JP 2008322453A JP 2008322453 A JP2008322453 A JP 2008322453A JP 5291449 B2 JP5291449 B2 JP 5291449B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- exhaust gas
- carbon dioxide
- boiler
- exhaust
- concentration
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title description 6
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 276
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 138
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 138
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 110
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 15
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 15
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 7
- 238000003672 processing method Methods 0.000 claims description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 236
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 16
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 16
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 8
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 5
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N Dimethyl ether Chemical compound COC LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 description 1
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01N—GAS-FLOW SILENCERS OR EXHAUST APPARATUS FOR MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; GAS-FLOW SILENCERS OR EXHAUST APPARATUS FOR INTERNAL COMBUSTION ENGINES
- F01N5/00—Exhaust or silencing apparatus combined or associated with devices profiting by exhaust energy
- F01N5/02—Exhaust or silencing apparatus combined or associated with devices profiting by exhaust energy the devices using heat
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
- F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
- F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
- F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
- F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F22—STEAM GENERATION
- F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
- F22B1/00—Methods of steam generation characterised by form of heating method
- F22B1/02—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers
- F22B1/18—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers the heat carrier being a hot gas, e.g. waste gas such as exhaust gas of internal-combustion engines
- F22B1/1807—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers the heat carrier being a hot gas, e.g. waste gas such as exhaust gas of internal-combustion engines using the exhaust gases of combustion engines
- F22B1/1815—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers the heat carrier being a hot gas, e.g. waste gas such as exhaust gas of internal-combustion engines using the exhaust gases of combustion engines using the exhaust gases of gas-turbines
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F22—STEAM GENERATION
- F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
- F22B1/00—Methods of steam generation characterised by form of heating method
- F22B1/02—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers
- F22B1/18—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers the heat carrier being a hot gas, e.g. waste gas such as exhaust gas of internal-combustion engines
- F22B1/1861—Waste heat boilers with supplementary firing
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
- F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES
- F23J2215/00—Preventing emissions
- F23J2215/50—Carbon dioxide
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/32—Direct CO2 mitigation
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
- Y02P20/10—Process efficiency
- Y02P20/129—Energy recovery, e.g. by cogeneration, H2recovery or pressure recovery turbines
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
- Y02T10/00—Road transport of goods or passengers
- Y02T10/10—Internal combustion engine [ICE] based vehicles
- Y02T10/12—Improving ICE efficiencies
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Sustainable Development (AREA)
- Sustainable Energy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Description
本発明は、例えばガスタービンから排出される排ガス中の二酸化炭素の処理効率を向上させる排ガス処理方法及び装置に関する。
地球温暖化問題に対処するため発電所で発生する二酸化炭素を燃料排ガスから分離する方法として、ＰＳＡ（Pressure Swing Adsorption ）法や膜分離法や化学吸収法等が提案されている。高効率の発電プラントであるガスタービンコンバインドプラントでは、現状では、このような二酸化炭素分離装置はほとんど適用されていないが、適用すると、排ガス中の二酸化炭素濃度が比較的薄いため必要分離動力が大きくなり、その動力を加味した正味の発電効率は著しく低下してしまう（特許文献１）。
また、ガスタービンからの排ガス中の二酸化炭素濃度は３．９３％しかないので、二酸化炭素の回収においては、大量の排ガスを扱う必要があり、二酸化炭素回収装置が大型化するという、問題がある。
また、ガスタービンからの排ガス中の二酸化炭素濃度は３．９３％しかないので、二酸化炭素の回収においては、大量の排ガスを扱う必要があり、二酸化炭素回収装置が大型化するという、問題がある。
そこで、ガスタービンからの排出ガスをリサイクルさせ、同じガスタービンで何回か排ガスを再利用することで二酸化炭素の濃度を向上させることはできるが、既設の設備の配管設備の変更は困難であると共に、ガスタービンでこのような仕様変更は困難であるため、実際には採用されていない。
複数のガスタービンを直列に連続して設置して排ガスを順次後流側に設けたガスタービンで利用することも考えられるが、ガスタービンの仕様は設計段階から綿密に設計されており、単純に複数のガスタービンを連続して設置して二酸化炭素濃度向上のために順次用いることは、実際に採用される可能性が低い。
また、既存のガスタービンからの排ガスに燃料を追加し、排熱回収ボイラで追い焚きさせる場合には、図１２に示すように、ガスタービン（Ｇ／Ｔ）１１からの排ガス１２の二酸化炭素濃度が３．９２Ｖｏｌ％であったものが、排熱回収ボイラ（例えばheat recovery steam generator：ＨＲＳＧ)１３からの排ガス１４中の二酸化炭素濃度を４．６Ｖｏｌ％に向上させることが提案されているが、多量の燃料を追加し、追い炊きすることは困難であり、その上昇は約１５％程度とわずかでしかないので、二酸化炭素回収装置での回収効率の大幅な向上を図ることができない、という問題がある。
そこで、既設のガスタービン設備において、簡易な変更によりガスタービンからの排ガス中の二酸化炭素の濃度を向上させて、二酸化炭素の回収効率を向上させることが切望されている。
本発明は、前記問題に鑑み、例えばガスタービンから排出される排ガス中の二酸化炭素の処理効率を向上させる排ガス処理方法及び装置を提供することを課題とする。
上述した課題を解決するため鋭意研究した結果、二酸化炭素の回収においては、二酸化炭素を回収し圧縮するために高温、高圧の蒸気を発生させる必要があり、この蒸気を発生させるボイラに用いる空気の替わりに、ガスタービン由来の排ガスを用いて燃焼させ、さらに排ガス中の二酸化炭素濃度を向上させるようにすることを知見した。
本発明の第１の発明は、ガスタービンから排出される排ガスの高温の熱を回収する排熱回収ボイラの前流側又は後流側で排ガスの少なくとも一部をボイラで燃焼させ、その排ガス中の二酸化炭素の濃度を向上させ、その後二酸化炭素を二酸化炭素回収装置で回収すると共に、二酸化炭素回収後の二酸化炭素を、前記ボイラで発生した高圧蒸気を用いてＣＯ 2 圧縮装置で圧縮し、二酸化炭素圧縮装置で発生した低圧蒸気を二酸化炭素回収装置で利用することを特徴とする排ガス処理方法にある。
第２の発明は、ガスタービンと、前記ガスタービンからの排ガスを燃焼させるボイラと、ボイラからの排ガス中の二酸化炭素の濃度を向上させ、その後濃度が向上した二酸化炭素を回収する二酸化炭素回収装置と、回収した二酸化炭素を圧縮する二酸化炭素圧縮装置とを設けてなり、該二酸化炭素圧縮装置において、前記ボイラで発生した高圧蒸気を用いて圧縮すると共に、二酸化炭素圧縮装置で発生した低圧蒸気を二酸化炭素回収装置で利用することを特徴とする排ガス処理装置にある。
第３の発明は、第２の発明において、前記ガスタービンの後流側に排熱回収ボイラを設置してなり、前記排熱回収ボイラからの排ガスをボイラで燃焼させてなり、ボイラからの排ガス中の二酸化炭素の濃度を向上させ、その後二酸化炭素を二酸化炭素回収装置で回収することを特徴とする排ガス処理装置にある。
第４の発明は、第２の発明において、前記ガスタービンの後流側に排熱回収ボイラを設置し、前記排熱回収ボイラからの排ガスの一部をボイラで燃焼させてなり、該ボイラからの排ガスと、前記排熱回収ボイラからの排ガスとを合流させ、合流排ガス中の二酸化炭素の濃度を向上させ、その後二酸化炭素を二酸化炭素回収装置で回収することを特徴とする排ガス処理装置にある。
第５の発明は、第２の発明において、前記ガスタービンの後流側に排熱回収ボイラを設置し、前記ガスタービンからの排ガスの一部をボイラで燃焼させてなり、該ボイラからの排ガスと、前記排熱回収ボイラからの排ガスとを合流させ、合流排ガス中の二酸化炭素の濃度を向上させ、その後二酸化炭素を二酸化炭素回収装置で回収することを特徴とする排ガス処理装置にある。
第６の発明は、第２の発明において、前記ガスタービンを複数基設置してなり、前記複数の内の一基を除く各々のガスタービンの後流側に排熱回収ボイラを各々設置すると共に、残りの一基のガスタービンからの排ガスの全部を燃焼させるボイラを設置してなり、前記各々の排熱回収ボイラからの排ガスと、前記ボイラからの排ガスとを合流させ、合流排ガス中の二酸化炭素の濃度を向上させ、その後二酸化炭素を二酸化炭素回収装置で回収することを特徴とする排ガス処理装置にある。
本発明によれば、補助ボイラまたはボイラに排ガスの一部または全量を導入して燃焼させ、排ガス中の二酸化炭素濃度を向上させ、二酸化炭素回収装置での回収効率を向上させることができる。なお、補助ボイラおよびボイラは二酸化炭素の回収と二酸化炭素の圧縮とに必要な高圧蒸気を発生させることができるので、排熱回収ボイラで発生した水蒸気を用いることなく二酸化炭素の回収を行うことができる。
以下、この発明につき図面を参照しつつ詳細に説明する。なお、この実施例によりこの発明が限定されるものではない。また、下記実施例における構成要素には、当業者が容易に想定できるもの、あるいは実質的に同一のものが含まれる。
本発明による実施例１に係る排ガス処理装置について、図面を参照して説明する。
図１は、実施例１に係る排ガス処理装置の概略図である。
図１に示すように本実施例に係る第１の排ガス処理装置１０−１は、例えば天然ガス燃料と空気とを用いて燃焼させる燃焼装置であるガスタービン（Ｇ／Ｔ）１１と、ガスタービン１１から排出される排ガス１２の高温（約５８０℃）の熱を回収する排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）１３と、排熱回収ボイラ１３からの排ガス１４の一部（１０〜３０％）１４ａを分岐して燃焼する補助ボイラ１５と、前記排熱回収ボイラ１３からの排ガス１４と補助ボイラ１５からの排ガス１６とを集合させ、これらの合流排ガス１７中の二酸化炭素を回収する二酸化炭素回収装置１８とを具備するものである。
なお、図１中、符号２０は二酸化炭素（ＣＯ2）回収装置１８から分離された二酸化炭素、２１は二酸化炭素圧縮装置、２２は二酸化炭素圧縮装置２１で圧縮された二酸化炭素、２３はスチームタービン（Ｓ／Ｔ）、２５，２６は煙突、Ｂ1〜Ｂ3はブロワを各々図示する。
図１は、実施例１に係る排ガス処理装置の概略図である。
図１に示すように本実施例に係る第１の排ガス処理装置１０−１は、例えば天然ガス燃料と空気とを用いて燃焼させる燃焼装置であるガスタービン（Ｇ／Ｔ）１１と、ガスタービン１１から排出される排ガス１２の高温（約５８０℃）の熱を回収する排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）１３と、排熱回収ボイラ１３からの排ガス１４の一部（１０〜３０％）１４ａを分岐して燃焼する補助ボイラ１５と、前記排熱回収ボイラ１３からの排ガス１４と補助ボイラ１５からの排ガス１６とを集合させ、これらの合流排ガス１７中の二酸化炭素を回収する二酸化炭素回収装置１８とを具備するものである。
なお、図１中、符号２０は二酸化炭素（ＣＯ2）回収装置１８から分離された二酸化炭素、２１は二酸化炭素圧縮装置、２２は二酸化炭素圧縮装置２１で圧縮された二酸化炭素、２３はスチームタービン（Ｓ／Ｔ）、２５，２６は煙突、Ｂ1〜Ｂ3はブロワを各々図示する。
本実施例では、前記ガスタービン１１から排出される排ガス１２の高温（約５８０℃）の熱を回収する排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）１３の後流側で排ガス１４の一部１４ａを分岐して補助ボイラ１５に供給し、ここで空気の代わりに燃焼させ、補助ボイラ１５からの排ガス１６中の二酸化炭素の濃度を向上させることとなる。
ここで、排ガス１４の分岐の割合は、ボイラプラントにより適宜変更可能であり、好適には１０〜３０％とすることが好ましい。
そして、ガス中の含有濃度が上昇した二酸化炭素を二酸化炭素回収装置１８で回収すると共に、回収された二酸化炭素２０を二酸化炭素圧縮装置２１により圧縮し、この圧縮二酸化炭素２２を例えば尿素プラント、メタノールプラント、ジメチルエーテルプラント、灯・軽油合成プラント（ＧＴＬプラント）、地下油田に二酸化炭素を圧入し、原油の回収率の向上を行う目的や、地中等の系外に送出して大気中への二酸化炭素の放出をほぼゼロ又はゼロにすることが可能となる。
このように、本発明の実施例１においては、ガスタービン１１と、前記ガスタービン１１からの排ガス１２を燃焼させる補助ボイラ１５とを具備してなり、前記ガスタービン１１の後流側に排熱回収ボイラ１３を設置し、前記排熱回収ボイラ１３からの排ガス１４と、前記排熱回収ボイラ１３からの排ガス１４の一部１４ａを燃焼させる補助ボイラ１５からの排ガス１６とを合流させてなるので、該補助ボイラ１５から排出される排ガス１６中の二酸化炭素濃度を向上させ、二酸化炭素回収装置１８での回収効率を向上させることができる。
ここで、二酸化炭素回収装置は、二酸化炭素吸収液（例えばアミン溶液等）を用い、二酸化炭素を吸収する二酸化炭素吸収塔と二酸化炭素吸収液から二酸化炭素を放出させ、二酸化炭素吸収液を再利用する再生塔とからなる公知の装置を用いることができる。
なお、補助ボイラ１５は二酸化炭素の回収に用いる二酸化炭素回収装置１８と二酸化炭素の圧縮に用いる二酸化炭素圧縮装置２１とに必要な高圧蒸気を発生させることができるので、排熱回収ボイラ１３で発生した水蒸気を用いることなく二酸化炭素の回収を行うことができる。また、高圧水蒸気は二酸化炭素圧縮装置２１で利用された後、二酸化炭素回収装置１８での二酸化炭素の放出に利用され、その後凝縮水１８ａは補助ボイラ１５へ戻される。
このように、本発明の実施例１によれば、二酸化炭素回収装置の入口の二酸化炭素濃度を上昇させることができることとなる。また、排熱回収ボイラ出口の排熱を利用して補助ボイラの燃料削減を行うことができる。
本発明による実施例２に係る排ガス処理装置について、図面を参照して説明する。
図２は、実施例２に係る第２の排ガス処理装置の概略図である。
図２に示すように本実施例に係る排ガス処理装置１０−２は、例えば天然ガス燃料と空気とを用いて燃焼させる燃焼装置であるガスタービン（Ｇ／Ｔ）１１と、ガスタービン１１から排出される排ガス１２の高温（約５８０℃）の熱を回収する排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）１３と、ガスタービン１１からの排ガス１２の一部１２ａを分岐して燃焼する補助ボイラ１５と、前記補助ボイラ１５からの排ガス１６および排熱回収ボイラ１３からの排ガス１４とを合流した合流排ガス１７中の二酸化炭素を回収する二酸化炭素回収装置１８とを具備するものである。
図２は、実施例２に係る第２の排ガス処理装置の概略図である。
図２に示すように本実施例に係る排ガス処理装置１０−２は、例えば天然ガス燃料と空気とを用いて燃焼させる燃焼装置であるガスタービン（Ｇ／Ｔ）１１と、ガスタービン１１から排出される排ガス１２の高温（約５８０℃）の熱を回収する排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）１３と、ガスタービン１１からの排ガス１２の一部１２ａを分岐して燃焼する補助ボイラ１５と、前記補助ボイラ１５からの排ガス１６および排熱回収ボイラ１３からの排ガス１４とを合流した合流排ガス１７中の二酸化炭素を回収する二酸化炭素回収装置１８とを具備するものである。
前述した実施例１では、排熱回収ボイラ１３の後流側で分岐していたが、本実施例では、排熱回収ボイラ１３の前流側の高温（５８０℃）排ガス１２を分岐することで、補助ボイラ１５に導入するので、補助ボイラ１５に供給する燃料の節約を大幅に行うことができる。
ここで、排ガス１２の分岐の割合は、ボイラプラントにより適宜変更可能であり、好適には８〜３０％とすることが好ましい。
このように、本発明の実施例２においては、ガスタービン１１と、前記ガスタービン１１からの排ガス１２を燃焼させる補助ボイラ１５とを具備してなり、前記ガスタービン１１の後流側に排熱回収ボイラ１３を設置し、前記排熱回収ボイラ１３からの排ガス１４と、前記ガスタービン１１からの排ガス１２の一部１２ａを燃焼させる補助ボイラ１５からの排ガス１６とを合流させてなるので、該補助ボイラ１５から排出される排ガス１６中の二酸化炭素濃度を向上させ、二酸化炭素回収装置１８での回収効率を向上させることができる。
本発明による実施例３に係る排ガス処理装置について、図面を参照して説明する。
図３は、実施例３に係る第３の排ガス処理装置の概略図である。
図３に示すように本実施例に係る排ガス処理装置１０−３は、例えば天然ガス燃料と空気とを用いて燃焼させるガスタービン（Ｇ／Ｔ）１１と、前記ガスタービン１１から排出される排ガス１２の高温（約５８０℃）の熱を回収する排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）１３を複数並列してなり、複数の排熱回収ボイラ１３−１〜１３−４からの排ガス１４−１〜１４−４を集合させ、集合させた排ガス中の二酸化炭素を回収する二酸化炭素回収装置１８と、前記複数のガスタービンの内の少なくとも一つのガスタービン１１−５からの排ガス１２の全量を燃焼するボイラ１９とを具備してなり、ボイラ１９からの排ガス１６中の二酸化炭素を、排ガス１４−１〜１４−４と合流させ、合流排ガス１７を前記二酸化炭素回収装置１８で回収するものである。
図３は、実施例３に係る第３の排ガス処理装置の概略図である。
図３に示すように本実施例に係る排ガス処理装置１０−３は、例えば天然ガス燃料と空気とを用いて燃焼させるガスタービン（Ｇ／Ｔ）１１と、前記ガスタービン１１から排出される排ガス１２の高温（約５８０℃）の熱を回収する排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）１３を複数並列してなり、複数の排熱回収ボイラ１３−１〜１３−４からの排ガス１４−１〜１４−４を集合させ、集合させた排ガス中の二酸化炭素を回収する二酸化炭素回収装置１８と、前記複数のガスタービンの内の少なくとも一つのガスタービン１１−５からの排ガス１２の全量を燃焼するボイラ１９とを具備してなり、ボイラ１９からの排ガス１６中の二酸化炭素を、排ガス１４−１〜１４−４と合流させ、合流排ガス１７を前記二酸化炭素回収装置１８で回収するものである。
大規模プラントによっては、複数のガスタービン設備が設置されている場合があり、このようなボイラからの排ガスを処理するに際しては、複数ある内の一基のタービン設備からの排ガスを直接ボイラ１９に導入して排ガス１６中の二酸化炭素濃度を上昇させ、複数のガスタービン（タービン設備）１１−１〜１１−４からの排熱回収ボイラ１３−１〜１３−４の排ガス１４−１〜１４−４と集合させて、合流排ガス１７中の二酸化炭素の濃度を上昇させるようにしている。
このように、本発明の実施例３においては、複数のガスタービン設備が設置されているような場合には、複数のガスタービンの内の少なくとも一基のガスタービン１１−５からの排ガス１２−５を全量ボイラ１９に導入して燃焼させ、該ボイラ１９から排出される排ガス１６中の二酸化炭素濃度を向上させ、残りのガスタービン設備からの排熱回収ボイラ１３−１〜１３−４からの排ガス１４−１〜１４−４と排ガス１６とを集合させてこれらを二酸化炭素回収装置１８に供給することで二酸化炭素の回収効率を向上させることができる。
本発明による実施例４に係る排ガス処理装置について、図面を参照して説明する。
図４は、実施例４に係る排ガス処理装置の概略図である。
図４に示すように本実施例に係る第４の排ガス処理装置１０−４は、例えば天然ガス燃料と空気とを用いて燃焼させる燃焼装置であるガスタービン（Ｇ／Ｔ）１１と、前記ガスタービン１１から排出される排ガス１２の全量を燃焼するボイラ１９と、ボイラ１９からの排ガス１６中の二酸化炭素を二酸化炭素回収装置１８で回収することを具備するものである。
図４は、実施例４に係る排ガス処理装置の概略図である。
図４に示すように本実施例に係る第４の排ガス処理装置１０−４は、例えば天然ガス燃料と空気とを用いて燃焼させる燃焼装置であるガスタービン（Ｇ／Ｔ）１１と、前記ガスタービン１１から排出される排ガス１２の全量を燃焼するボイラ１９と、ボイラ１９からの排ガス１６中の二酸化炭素を二酸化炭素回収装置１８で回収することを具備するものである。
前述した実施例１及び実施例２では、排熱回収ボイラの後流側又は前流側で分岐していたが、本実施例では、ガスタービン１１からの高温（５８０℃）排ガス１２を分岐することなく直接全量をボイラ１９に導入するので、ボイラ１９からの排ガス１６中の二酸化炭素濃度を向上させている。また、発生する余剰の水蒸気をスチームタービン（Ｓ／Ｔ）２４に供給して、発電することができる。
このように、本発明の実施例４においては、ボイラ１９にガスタービン１１からの排ガス１２を全量導入して燃焼させ、該ボイラ１９から排出される排ガス１６中の二酸化炭素濃度を向上させ、二酸化炭素回収装置１８での回収効率を向上させることができる。
本発明による実施例５に係る排ガス処理装置について、図面を参照して説明する。
図５は、実施例５に係る第５の排ガス処理装置の概略図である。
図５に示すように本実施例に係る排ガス処理装置１０−５は、例えば天然ガス燃料と空気とを用いて燃焼させる燃焼装置であるガスタービン（Ｇ／Ｔ）１１と、前記ガスタービン１１から排出される排ガス１２の高温（約５８０℃）の熱を回収する排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）１３と、排熱回収ボイラ１３からの排ガス１４の全量を燃焼する補助ボイラ１５と、前記補助ボイラ１５からの排ガス１６とを集合させ、これらの合流排ガス１７中の二酸化炭素を回収する二酸化炭素回収装置１８とを具備するものである。
図５は、実施例５に係る第５の排ガス処理装置の概略図である。
図５に示すように本実施例に係る排ガス処理装置１０−５は、例えば天然ガス燃料と空気とを用いて燃焼させる燃焼装置であるガスタービン（Ｇ／Ｔ）１１と、前記ガスタービン１１から排出される排ガス１２の高温（約５８０℃）の熱を回収する排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）１３と、排熱回収ボイラ１３からの排ガス１４の全量を燃焼する補助ボイラ１５と、前記補助ボイラ１５からの排ガス１６とを集合させ、これらの合流排ガス１７中の二酸化炭素を回収する二酸化炭素回収装置１８とを具備するものである。
前述した実施例１及び実施例２では、排熱回収ボイラ１３の後流側又は前流側で分岐していたが、本実施例では、排熱回収ボイラ１３からの排ガス１４を分岐することなく直接全量を補助ボイラ１５に導入するので、補助ボイラ１５からの排ガス１６中の二酸化炭素濃度を向上させている。また、発生する余剰の水蒸気をスチームタービン（Ｓ／Ｔ）２４に供給して、発電することができる。
以下、本発明の効果を示す試験例について説明するが、本発明はこれらに限定されるものではない。
［試験例１］
図６は、図１に示す実施例１の排ガス処理装置と同様のものであり、ガスタービン１１からの５８０℃の排ガス１２を排熱回収ボイラ１３に導入し、その排ガス（流量；１，２８２，４００Ｎｍ3／Ｈ、ＣＯ２濃度；３．９３Ｖｏｌ％、Ｏ２濃度；１１．４３Ｖｏｌ％）１４の一部（分岐割合；１４．２％、流量；１８２，１００Ｎｍ3／Ｈ）１４ａを補助ボイラ１５に導入した。
ここで、ガスタービンは、ＧＥ社のＰＧ７２４（ＦＡタイプ）のガスタービンを用いた。排熱回収ボイラからの排ガス１４の組成は、窒素が７０．２５Ｖｏｌ％、酸素が１１．４３Ｖｏｌ％、二酸化炭素が３．９３Ｖｏｌ％、水が１３．５５Ｖｏｌ％、ガス温度は８８．４℃である。
そして、補助ボイラ１５での燃料の流量および熱量をそれぞれ８，５６０Ｎｍ3／Ｈと８０．５×１０６Ｋｃａｌ／Ｈとし、排ガス１６中のＣＯ2濃度を８．２Ｖｏｌ％とした（排ガス１６の流量およびＯ２濃度は、それぞれ１９０，６６０Ｎｍ３／Ｈ、２．０Ｖｏｌ％であった）。そして排ガス（流量；１，１００，３００Ｎｍ３／Ｈ、分岐割合８５．８％）１４と排ガス１６とを合わせた合流排ガス１７中のＣＯ2濃度は４．６Ｖｏｌ％であった（なお、合流排ガス１７の流量は１，２９０，９６０Ｎｍ３／Ｈであった）。
［試験例１］
図６は、図１に示す実施例１の排ガス処理装置と同様のものであり、ガスタービン１１からの５８０℃の排ガス１２を排熱回収ボイラ１３に導入し、その排ガス（流量；１，２８２，４００Ｎｍ3／Ｈ、ＣＯ２濃度；３．９３Ｖｏｌ％、Ｏ２濃度；１１．４３Ｖｏｌ％）１４の一部（分岐割合；１４．２％、流量；１８２，１００Ｎｍ3／Ｈ）１４ａを補助ボイラ１５に導入した。
ここで、ガスタービンは、ＧＥ社のＰＧ７２４（ＦＡタイプ）のガスタービンを用いた。排熱回収ボイラからの排ガス１４の組成は、窒素が７０．２５Ｖｏｌ％、酸素が１１．４３Ｖｏｌ％、二酸化炭素が３．９３Ｖｏｌ％、水が１３．５５Ｖｏｌ％、ガス温度は８８．４℃である。
そして、補助ボイラ１５での燃料の流量および熱量をそれぞれ８，５６０Ｎｍ3／Ｈと８０．５×１０６Ｋｃａｌ／Ｈとし、排ガス１６中のＣＯ2濃度を８．２Ｖｏｌ％とした（排ガス１６の流量およびＯ２濃度は、それぞれ１９０，６６０Ｎｍ３／Ｈ、２．０Ｖｏｌ％であった）。そして排ガス（流量；１，１００，３００Ｎｍ３／Ｈ、分岐割合８５．８％）１４と排ガス１６とを合わせた合流排ガス１７中のＣＯ2濃度は４．６Ｖｏｌ％であった（なお、合流排ガス１７の流量は１，２９０，９６０Ｎｍ３／Ｈであった）。
［比較例１］
図７は、図６に示す試験例１の排ガス処理装置と同様のものであるが、排熱回収ボイラ１３からの排ガス１４（流量；１，２８２，４００Ｎｍ３／Ｈ、ＣＯ２濃度；３．９３Ｖｏｌ％、Ｏ２濃度；１１．４３Ｖｏｌ％）を導入せずに、補助ボイラ１５に空気（流量；９３，６６０Ｎｍ３／Ｈ）を導入した比較例である。
この場合には、温度の低い空気を導入するので、補助ボイラ１５での燃料を８，８５１Ｎｍ3／Ｈとし（熱量は８３．２×１０６Ｋｃａｌ／Ｈ）、排ガス１６中のＣＯ2濃度は８．６Ｖｏｌ％であった（流量；１０２，５１０Ｎｍ３／Ｈ、Ｏ２濃度；２．０Ｖｏｌ％）。そして排ガス１４と１６とを合わせた合流排ガス１７中のＣＯ2濃度は４．３Ｖｏｌ％であった（流量；１，３８４，９００Ｎｍ３／Ｈ）。
よって、試験例１の方が二酸化炭素濃度の上昇を図ることができることが判明した。
図７は、図６に示す試験例１の排ガス処理装置と同様のものであるが、排熱回収ボイラ１３からの排ガス１４（流量；１，２８２，４００Ｎｍ３／Ｈ、ＣＯ２濃度；３．９３Ｖｏｌ％、Ｏ２濃度；１１．４３Ｖｏｌ％）を導入せずに、補助ボイラ１５に空気（流量；９３，６６０Ｎｍ３／Ｈ）を導入した比較例である。
この場合には、温度の低い空気を導入するので、補助ボイラ１５での燃料を８，８５１Ｎｍ3／Ｈとし（熱量は８３．２×１０６Ｋｃａｌ／Ｈ）、排ガス１６中のＣＯ2濃度は８．６Ｖｏｌ％であった（流量；１０２，５１０Ｎｍ３／Ｈ、Ｏ２濃度；２．０Ｖｏｌ％）。そして排ガス１４と１６とを合わせた合流排ガス１７中のＣＯ2濃度は４．３Ｖｏｌ％であった（流量；１，３８４，９００Ｎｍ３／Ｈ）。
よって、試験例１の方が二酸化炭素濃度の上昇を図ることができることが判明した。
［試験例２］
図８は、図２に示す実施例２の排ガス処理装置と同様のものであるが、ガスタービン１１からの排ガス１２（流量；１，２８２，４００Ｎｍ３／Ｈ、ＣＯ２濃度；３．９３Ｖｏｌ％、Ｏ２濃度；１１．４３Ｖｏｌ％）の一部（流量；１２０，８９０Ｎｍ３／Ｈ、分岐割合；９．５％）を、補助ボイラ１５に導入したものである。
この場合には、温度の高い（５８０℃）の排ガス１２を導入するので、補助ボイラ１５での燃料を５，７００Ｎｍ3／Ｈと試験例１よりも大幅に低減することができた。
なお、排ガス１４（流量；１，１６１，５１０Ｎｍ３／Ｈ、分岐割合；９０．５％）と排ガス１６（流量；１２６，５９０Ｎｍ３／Ｈ、ＣＯ２濃度；８．２Ｖｏｌ％、Ｏ２濃度；２．０Ｖｏｌ％）とを合わせた合流排ガス１７中のＣＯ2濃度は４．３５Ｖｏｌ％であった（流量；１，２８８，１００Ｎｍ３／Ｈ）。
図８は、図２に示す実施例２の排ガス処理装置と同様のものであるが、ガスタービン１１からの排ガス１２（流量；１，２８２，４００Ｎｍ３／Ｈ、ＣＯ２濃度；３．９３Ｖｏｌ％、Ｏ２濃度；１１．４３Ｖｏｌ％）の一部（流量；１２０，８９０Ｎｍ３／Ｈ、分岐割合；９．５％）を、補助ボイラ１５に導入したものである。
この場合には、温度の高い（５８０℃）の排ガス１２を導入するので、補助ボイラ１５での燃料を５，７００Ｎｍ3／Ｈと試験例１よりも大幅に低減することができた。
なお、排ガス１４（流量；１，１６１，５１０Ｎｍ３／Ｈ、分岐割合；９０．５％）と排ガス１６（流量；１２６，５９０Ｎｍ３／Ｈ、ＣＯ２濃度；８．２Ｖｏｌ％、Ｏ２濃度；２．０Ｖｏｌ％）とを合わせた合流排ガス１７中のＣＯ2濃度は４．３５Ｖｏｌ％であった（流量；１，２８８，１００Ｎｍ３／Ｈ）。
［試験例３］
図９は、図３に示す実施例３の排ガス処理装置と同様のものであるが、複数（本試験例では５基）の第１〜第５のガスタービン１１−１〜１１−５の内、第１〜第４のガスタービン１１−１〜１１−４からの排ガス１２−１〜１２−４（各々、流量；１，２８２，４００Ｎｍ３／Ｈ、ＣＯ２濃度；３．９３Ｖｏｌ％、Ｏ２濃度；１１．４３Ｖｏｌ％）は、排熱回収ボイラ１３−１〜１３−４に各々導入して排熱回収を行うと共に、第５のガスタービン１１−５からの排ガス１２−５を、ボイラ１９に全量導入したものである。また、ボイラ１９に供給した燃料の流量は、２８，５３０Ｎｍ３／Ｈである。
この場合には、第５のガスタービン１１−５からの排ガス１２−５を、ボイラ１９に全量導入するので、排ガス１４−１〜１４−４と排ガス１６（流量；１，３１０，９３０Ｎｍ３／Ｈ、ＣＯ２濃度；６．２Ｖｏｌ％）とを合わせた合流排ガス１７中のＣＯ2濃度は４．４Ｖｏｌ％に上昇させることができた（流量；６，４４０，５３０Ｎｍ３／Ｈ）。
図９は、図３に示す実施例３の排ガス処理装置と同様のものであるが、複数（本試験例では５基）の第１〜第５のガスタービン１１−１〜１１−５の内、第１〜第４のガスタービン１１−１〜１１−４からの排ガス１２−１〜１２−４（各々、流量；１，２８２，４００Ｎｍ３／Ｈ、ＣＯ２濃度；３．９３Ｖｏｌ％、Ｏ２濃度；１１．４３Ｖｏｌ％）は、排熱回収ボイラ１３−１〜１３−４に各々導入して排熱回収を行うと共に、第５のガスタービン１１−５からの排ガス１２−５を、ボイラ１９に全量導入したものである。また、ボイラ１９に供給した燃料の流量は、２８，５３０Ｎｍ３／Ｈである。
この場合には、第５のガスタービン１１−５からの排ガス１２−５を、ボイラ１９に全量導入するので、排ガス１４−１〜１４−４と排ガス１６（流量；１，３１０，９３０Ｎｍ３／Ｈ、ＣＯ２濃度；６．２Ｖｏｌ％）とを合わせた合流排ガス１７中のＣＯ2濃度は４．４Ｖｏｌ％に上昇させることができた（流量；６，４４０，５３０Ｎｍ３／Ｈ）。
［試験例４］
図１０は、図４に示す実施例４の排ガス処理装置と同様のものであるが、ガスタービン１１からの排ガス１２（流量；１，２８２，４００Ｎｍ３／Ｈ、ＣＯ２濃度；３．９２Ｖｏｌ％、Ｏ２濃度；１１．４３Ｖｏｌ％）を、ボイラ１９に全量導入したものである。また、ボイラ１９に供給した燃料の流量は、６０，５００Ｎｍ３／Ｈである。
この場合には、ガスタービン１１からの排ガス１２を、ボイラ１９に全量導入するので、排ガス１６（流量；１，３４２，９００Ｎｍ３／Ｈ、Ｏ２濃度；２．０Ｖｏｌ％）中のＣＯ2濃度は８．８７Ｖｏｌ％に上昇させることができた。
図１０は、図４に示す実施例４の排ガス処理装置と同様のものであるが、ガスタービン１１からの排ガス１２（流量；１，２８２，４００Ｎｍ３／Ｈ、ＣＯ２濃度；３．９２Ｖｏｌ％、Ｏ２濃度；１１．４３Ｖｏｌ％）を、ボイラ１９に全量導入したものである。また、ボイラ１９に供給した燃料の流量は、６０，５００Ｎｍ３／Ｈである。
この場合には、ガスタービン１１からの排ガス１２を、ボイラ１９に全量導入するので、排ガス１６（流量；１，３４２，９００Ｎｍ３／Ｈ、Ｏ２濃度；２．０Ｖｏｌ％）中のＣＯ2濃度は８．８７Ｖｏｌ％に上昇させることができた。
［試験例５］
図１１は、図５に示す実施例５の排ガス処理装置と同様のものであるが、ガスタービン１１からの排ガス１２（５８０℃）を排熱回収ボイラ１３で排熱を回収し、その排ガス１４（流量；１，２８２，４００Ｎｍ３／Ｈ、ＣＯ２濃度；３．９２Ｖｏｌ％、Ｏ２濃度；１１．４３Ｖｏｌ％）を、補助ボイラ１５に全量導入したものである。また、補助ボイラ１５に供給した燃料の流量は、６０，２８０Ｎｍ３／Ｈである。
この場合には、補助ボイラからの排ガス１６中のＣＯ2濃度は８．７Ｖｏｌ％であった（流量；１，３４２，６８０Ｎｍ３／Ｈ）。
図１１は、図５に示す実施例５の排ガス処理装置と同様のものであるが、ガスタービン１１からの排ガス１２（５８０℃）を排熱回収ボイラ１３で排熱を回収し、その排ガス１４（流量；１，２８２，４００Ｎｍ３／Ｈ、ＣＯ２濃度；３．９２Ｖｏｌ％、Ｏ２濃度；１１．４３Ｖｏｌ％）を、補助ボイラ１５に全量導入したものである。また、補助ボイラ１５に供給した燃料の流量は、６０，２８０Ｎｍ３／Ｈである。
この場合には、補助ボイラからの排ガス１６中のＣＯ2濃度は８．７Ｖｏｌ％であった（流量；１，３４２，６８０Ｎｍ３／Ｈ）。
各試験例１〜５に示すように、ガスタービンからの高温排ガスの熱を回収する排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）の前流側又は後流側で排ガスの一部又は全部を補助ボイラまたはボイラで燃焼させることにより、その排ガス中の二酸化炭素の濃度を向上させることが可能となった。よって、その後二酸化炭素を二酸化炭素回収装置で回収する回収効率の向上を図ることができた。
以上のように、本発明に係る排ガス処理方法及び装置は、排ガスの高温の熱を回収する排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）の前流側又は後流側で排ガスの一部又は全部を補助ボイラまたはボイラで燃焼させ、その排ガス中の二酸化炭素の濃度を向上させ、その後二酸化炭素を二酸化炭素回収装置で回収するので、ガスタービンプラントでの二酸化炭素の回収に用いて適している。
１０−１〜１０−５ 第１〜５の排ガス処理装置
１１ ガスタービン（Ｇ／Ｔ）
１２ 排ガス
１３ 排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）
１４ ボイラからの排ガス
１５ 補助ボイラ
１６ 排ガス
１７ 合流排ガス
１８ ＣＯ2回収装置
２１ ＣＯ2圧縮装置
１１ ガスタービン（Ｇ／Ｔ）
１２ 排ガス
１３ 排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）
１４ ボイラからの排ガス
１５ 補助ボイラ
１６ 排ガス
１７ 合流排ガス
１８ ＣＯ2回収装置
２１ ＣＯ2圧縮装置
Claims (6)
- ガスタービンから排出される排ガスの高温の熱を回収する排熱回収ボイラの前流側又は後流側で排ガスの少なくとも一部をボイラで燃焼させ、その排ガス中の二酸化炭素の濃度を向上させ、その後二酸化炭素を二酸化炭素回収装置で回収すると共に、
二酸化炭素回収後の二酸化炭素を、前記ボイラで発生した高圧蒸気を用いてＣＯ 2 圧縮装置で圧縮し、二酸化炭素圧縮装置で発生した低圧蒸気を二酸化炭素回収装置で利用することを特徴とする排ガス処理方法。 - ガスタービンと、
前記ガスタービンからの排ガスを燃焼させるボイラと、
ボイラからの排ガス中の二酸化炭素の濃度を向上させ、その後濃度が向上した二酸化炭素を回収する二酸化炭素回収装置と、
回収した二酸化炭素を圧縮する二酸化炭素圧縮装置とを設けてなり、
該二酸化炭素圧縮装置において、前記ボイラで発生した高圧蒸気を用いて圧縮すると共に、二酸化炭素圧縮装置で発生した低圧蒸気を二酸化炭素回収装置で利用することを特徴とする排ガス処理装置。 - 請求項２において、
前記ガスタービンの後流側に排熱回収ボイラを設置してなり、
前記排熱回収ボイラからの排ガスをボイラで燃焼させてなり、
ボイラからの排ガス中の二酸化炭素の濃度を向上させ、その後二酸化炭素を二酸化炭素回収装置で回収することを特徴とする排ガス処理装置。 - 請求項２において、
前記ガスタービンの後流側に排熱回収ボイラを設置し、
前記排熱回収ボイラからの排ガスの一部をボイラで燃焼させてなり、
該ボイラからの排ガスと、前記排熱回収ボイラからの排ガスとを合流させ、合流排ガス中の二酸化炭素の濃度を向上させ、その後二酸化炭素を二酸化炭素回収装置で回収することを特徴とする排ガス処理装置。 - 請求項２において、
前記ガスタービンの後流側に排熱回収ボイラを設置し、
前記ガスタービンからの排ガスの一部をボイラで燃焼させてなり、
該ボイラからの排ガスと、
前記排熱回収ボイラからの排ガスとを合流させ、合流排ガス中の二酸化炭素の濃度を向上させ、その後二酸化炭素を二酸化炭素回収装置で回収することを特徴とする排ガス処理装置。 - 請求項２において、
前記ガスタービンを複数基設置してなり、
前記複数の内の一基を除く各々のガスタービンの後流側に排熱回収ボイラを各々設置すると共に、
残りの一基のガスタービンからの排ガスの全部を燃焼させるボイラを設置してなり、
前記各々の排熱回収ボイラからの排ガスと、
前記ボイラからの排ガスとを合流させ、合流排ガス中の二酸化炭素の濃度を向上させ、その後二酸化炭素を二酸化炭素回収装置で回収することを特徴とする排ガス処理装置。
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/098,639 | 2008-04-07 | ||
| US12/098,639 US8728423B2 (en) | 2008-04-07 | 2008-04-07 | Method and apparatus for flue gas treatment |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2009248081A JP2009248081A (ja) | 2009-10-29 |
| JP5291449B2 true JP5291449B2 (ja) | 2013-09-18 |
Family
ID=41133460
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2008322453A Active JP5291449B2 (ja) | 2008-04-07 | 2008-12-18 | 排ガス処理方法及び装置 |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8728423B2 (ja) |
| EP (1) | EP2423576B1 (ja) |
| JP (1) | JP5291449B2 (ja) |
| RU (1) | RU2406024C2 (ja) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2019162991A1 (ja) | 2018-02-20 | 2019-08-29 | 三菱重工エンジニアリング株式会社 | 排ガス処理装置及び排ガス処理方法 |
| WO2019162992A1 (ja) | 2018-02-20 | 2019-08-29 | 三菱重工エンジニアリング株式会社 | 排ガス処理装置及び排ガス処理方法 |
Families Citing this family (23)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP5039651B2 (ja) | 2008-07-08 | 2012-10-03 | 三菱重工業株式会社 | 排ガス中の二酸化炭素回収システム |
| JP5751743B2 (ja) * | 2009-03-09 | 2015-07-22 | 三菱重工業株式会社 | 排ガス処理装置及び排ガス処理方法 |
| US8863492B2 (en) * | 2010-01-19 | 2014-10-21 | Siemens Energy, Inc. | Combined cycle power plant with split compressor |
| JP4634538B1 (ja) * | 2010-05-27 | 2011-02-23 | 住友商事株式会社 | ハイブリッド火力発電システム及びその建造方法 |
| EP2457637B8 (en) * | 2010-11-24 | 2016-09-21 | General Electric Technology GmbH | Method of cleaning a carbon dioxide rich flue gas and a boiler system |
| US20140109575A1 (en) * | 2012-10-22 | 2014-04-24 | Fluor Technologies Corporation | Method for reducing flue gas carbon dioxide emissions |
| CA2896836C (en) | 2012-12-31 | 2021-12-28 | Inventys Thermal Technologies Inc. | System and method for integrated carbon dioxide gas separation from combustion gases |
| EP2999925B1 (en) * | 2013-05-20 | 2019-07-24 | Sustainable Enhanced Energy Pty Ltd | Method for the treatment of gas |
| CN103440793A (zh) * | 2013-06-03 | 2013-12-11 | 江苏海事职业技术学院 | 基于pc机和操作控制柜的船舶辅锅炉仿真实验装置 |
| MD4270C1 (ro) * | 2013-06-06 | 2014-08-31 | Юрие ПАНФИЛ | Instalaţie energetică pentru arderea combustibilului şi procedeu de utilizare a gazelor fumigene pentru arderea combustibilului în aceasta |
| CN104383811B (zh) * | 2014-11-17 | 2016-08-24 | 南京朗洁环保科技有限公司 | 一种基于秸秆灰的半干法脱除二氧化碳的方法 |
| US10493397B2 (en) | 2015-07-14 | 2019-12-03 | John E. Stauffer | Carbon dioxide recovery |
| US10040737B2 (en) | 2015-07-14 | 2018-08-07 | John E. Stauffer | Methanol production from methane and carbon dioxide |
| US10293304B2 (en) | 2015-07-14 | 2019-05-21 | John E. Stauffer | Carbon dioxide recovery using an absorption column in combination with osmotic filters |
| JP6762223B2 (ja) * | 2016-12-20 | 2020-09-30 | 三菱重工エンジニアリング株式会社 | 排ガス処理装置及び排ガス処理方法 |
| JP6762224B2 (ja) * | 2016-12-20 | 2020-09-30 | 三菱重工エンジニアリング株式会社 | 排ガス処理装置及び排ガス処理方法 |
| US20180216532A1 (en) * | 2017-01-31 | 2018-08-02 | General Electric Company | System and method for treating exhaust gas |
| JP2019190359A (ja) * | 2018-04-24 | 2019-10-31 | 三菱重工エンジニアリング株式会社 | プラント及び燃焼排ガス処理方法 |
| CN110156016A (zh) * | 2019-06-14 | 2019-08-23 | 林千果 | 烟气中二氧化碳、氮气和氧气的联合回收装置及方法 |
| JP7394585B2 (ja) * | 2019-10-30 | 2023-12-08 | 三菱重工業株式会社 | 二酸化炭素回収システム |
| CN111974183A (zh) * | 2020-09-04 | 2020-11-24 | 赵卫东 | 一种用于大气治理的环保型脱硫装置 |
| JP2024070646A (ja) * | 2022-11-11 | 2024-05-23 | 三菱重工業株式会社 | 熱利用システム及び熱利用方法 |
| JP2024108439A (ja) * | 2023-01-31 | 2024-08-13 | 三菱重工業株式会社 | 蒸気供給システム及び蒸気供給方法 |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4364915A (en) * | 1981-05-21 | 1982-12-21 | Procon International Inc. | Process for recovery of carbon dioxide from flue gas |
| US4899544A (en) * | 1987-08-13 | 1990-02-13 | Boyd Randall T | Cogeneration/CO2 production process and plant |
| JP2792777B2 (ja) * | 1992-01-17 | 1998-09-03 | 関西電力株式会社 | 燃焼排ガス中の炭酸ガスの除去方法 |
| US5461853A (en) | 1994-11-30 | 1995-10-31 | The Babcock & Wilcox Company | HRSG boiler design with air staging and gas reburn |
| US5724805A (en) | 1995-08-21 | 1998-03-10 | University Of Massachusetts-Lowell | Power plant with carbon dioxide capture and zero pollutant emissions |
| RU2136930C1 (ru) | 1997-11-19 | 1999-09-10 | Ферд Максим Лейбович | Способ работы газотурбинной установки |
| JP2000337108A (ja) | 1999-05-27 | 2000-12-05 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 二酸化炭素回収型複合発電システム |
| DE10016079A1 (de) * | 2000-03-31 | 2001-10-04 | Alstom Power Nv | Verfahren zum Entfernen von Kohlendioxid aus dem Abgas einer Gasturbinenanlage sowie Vorrichtung zur Durchführung des Verfahrens |
| JP2002011326A (ja) * | 2000-06-30 | 2002-01-15 | Toshiba Corp | 二酸化炭素回収装置 |
| JP4533515B2 (ja) | 2000-08-16 | 2010-09-01 | 三菱重工業株式会社 | 合成ガスの製造方法 |
| JP3814206B2 (ja) | 2002-01-31 | 2006-08-23 | 三菱重工業株式会社 | 二酸化炭素回収プロセスの排熱利用方法 |
| RU2287067C2 (ru) | 2002-09-17 | 2006-11-10 | Фостер Уилер Энерджи Корпорейшн | Система с гибридным циклом газификации угля с использованием рециркулирующей рабочей текучей среды и способ генерирования электроэнергии |
| FR2900061B1 (fr) * | 2006-04-21 | 2008-07-04 | Inst Francais Du Petrole | Procede pour concentrer le dioxyde de carbone present dans des fumees rejetees par une installation de generation d'energie. |
| WO2008090168A1 (en) * | 2007-01-25 | 2008-07-31 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for reducing carbon dioxide emission in a power plant |
-
2008
- 2008-04-07 US US12/098,639 patent/US8728423B2/en active Active
- 2008-10-02 EP EP08165719.9A patent/EP2423576B1/en active Active
- 2008-11-06 RU RU2008144181/06A patent/RU2406024C2/ru active
- 2008-12-18 JP JP2008322453A patent/JP5291449B2/ja active Active
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2019162991A1 (ja) | 2018-02-20 | 2019-08-29 | 三菱重工エンジニアリング株式会社 | 排ガス処理装置及び排ガス処理方法 |
| WO2019162992A1 (ja) | 2018-02-20 | 2019-08-29 | 三菱重工エンジニアリング株式会社 | 排ガス処理装置及び排ガス処理方法 |
| US11209165B2 (en) | 2018-02-20 | 2021-12-28 | Mitsubishi Heavy Industries Engineering, Ltd. | Exhaust gas treatment device and exhaust gas treatment method |
| US11236907B2 (en) | 2018-02-20 | 2022-02-01 | Mitsubishi Heavy Industries Engineering, Ltd. | Exhaust gas treatment device and exhaust gas treatment method |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2406024C2 (ru) | 2010-12-10 |
| EP2423576A2 (en) | 2012-02-29 |
| US8728423B2 (en) | 2014-05-20 |
| US20090252659A1 (en) | 2009-10-08 |
| EP2423576B1 (en) | 2018-09-05 |
| EP2423576A3 (en) | 2013-11-20 |
| RU2008144181A (ru) | 2010-05-20 |
| JP2009248081A (ja) | 2009-10-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP5291449B2 (ja) | 排ガス処理方法及び装置 | |
| JP7112378B2 (ja) | 効率が向上した動力発生方法およびシステム | |
| US7739864B2 (en) | Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation | |
| Chiesa et al. | Co-production of hydrogen, electricity and CO2 from coal with commercially ready technology. Part A: Performance and emissions | |
| AU2011271633B2 (en) | Low emission triple-cycle power generation systems and methods | |
| AU2011271632B2 (en) | Low emission triple-cycle power generation systems and methods | |
| AU2008304752B2 (en) | Turbine facility and power generating apparatus | |
| Majoumerd et al. | An EU initiative for future generation of IGCC power plants using hydrogen-rich syngas: Simulation results for the baseline configuration | |
| JP2012062897A (ja) | 排気ガスからのｃｏ２の捕獲方法 | |
| WO2007021909A2 (en) | Hydrogen production from an oxyfuel combustor | |
| EA031165B1 (ru) | Система и способ высокоэффективной выработки энергии с использованием рабочего тела на основе азота | |
| JP4436068B2 (ja) | 石炭ガス化プラント、および石炭ガス化方法、および石炭ガス化発電プラント、並びに石炭ガス化プラントの増設設備 | |
| JP2010534745A (ja) | 発電プロセスとシステム | |
| AU2012283712B2 (en) | Advanced combined cycle systems and methods based on methanol indirect combustion | |
| KR101586105B1 (ko) | 이산화탄소를 제거하는 화력 발전소 | |
| Parsons et al. | Advanced fossil power systems comparison study | |
| WO2012121917A2 (en) | Integrated gas turbine, sagd boiler and carbon capture | |
| Atsonios et al. | Techno-economic comparison of CO2 capture technologies employed with natural gas derived GTCC | |
| CN102305109A (zh) | 一种富氧-煤气化烟气再热联合循环动力系统 | |
| EP2108888A1 (en) | Carbon capture plant and power plant system | |
| CN113623074B (zh) | 一种采用燃气轮机排烟的制氧的igcc系统及其工作方法 | |
| US20240360785A1 (en) | Attenuated combustion for clean power and hydrogen capture | |
| WO2024226806A1 (en) | Attenuated combustion for clean power and hydrogen capture | |
| Shelton et al. | An exploratory study of an oxyfuel combustion turbine cycle with vapor absorption refrigeration and water production | |
| Griffin et al. | Technology Options for Gas Turbine Power Generation With Reduced CO2 Emission |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20111031 |
|
| A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20120528 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20120619 |
|
| A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20120918 |
|
| TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20130514 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20130607 |
|
| R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 5291449 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| S111 | Request for change of ownership or part of ownership |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313115 |
|
| R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| S533 | Written request for registration of change of name |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313533 |
|
| R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| S111 | Request for change of ownership or part of ownership |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313115 |
|
| S533 | Written request for registration of change of name |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313533 |
|
| R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |