JP5663479B2 - CO2 depleted flue gas treatment - Google Patents

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Description

本発明は、概して、煙道ガスからの二酸化炭素の燃焼後回収に関する。１つ以上の態様において、本発明は、例えば、炭酸／重炭酸アンモニウムと平衡なアンモニア溶液を用いた、煙道ガスストリームからのＣＯ２圧力吸収から生じたＣＯ２−希薄煙道ガスの処理に係る。１つ以上の他の態様において、本発明は、かかるアンモニア溶液を用いた、煙道ガスからのＣＯ２の吸収中のアンモニアの放出（「アンモニアスリップ」として知られている）を減じることに係る。 The present invention generally relates to post-combustion recovery of carbon dioxide from flue gas. In one or more embodiments, the present invention is, for example, using a carbonate / ammonium bicarbonate equilibrium ammonia solution, CO resulting from CO 2 pressure absorption from the flue gas stream 2 - the processing of dilute flue gas Related. In one or more other aspects, the present invention relates to reducing the release of ammonia (known as “ammonia slip”) during the absorption of CO 2 from flue gases using such an ammonia solution. .

本発明は特に、当然のことながら排他的ではないが、発電所の煙道ガスから、または製鉄所、セメント窯、か焼炉および精錬所をはじめとする様々な工業プロセスにおける処理ガスから、ＣＯ２を燃焼後回収することへの用途を有する。 The present invention is particularly not limited to CO 2 from power plant flue gases or from process gases in various industrial processes including steelworks, cement kilns, calciners and smelters. Has application to recovering 2 after combustion.

１）プロセスから形成されたＣＯ２の回収、および２）様々な地質学的手段によるＣＯ２の貯蔵、を通じて温室効果ガス（ＧＨＧ）排出の段階的削減を行うべく、発電所等のＣＯ２排出の固定源に対して急速に圧力が強まっている。これには、超臨界または「液化」状態にあるＣＯ２を深帯水層、炭層または海底の深海溝へ注入すること、および固体化合物としてＣＯ２を貯蔵することが含まれる。 CO 2 emissions from power plants, etc., in order to achieve a gradual reduction of greenhouse gas (GHG) emissions through 1) recovery of CO 2 formed from the process, and 2) storage of CO 2 by various geological means. The pressure is rapidly increasing against the fixed source. This includes injecting CO 2 in a supercritical or “liquefied” state into deep aquifers, coal seams or deep ocean trenches and storing CO 2 as a solid compound.

ＣＯ２を、発電所または燃焼装置煙道ガスから回収するプロセスは、燃焼後回収と呼ばれる。燃焼後回収において、煙道ガス中のＣＯ２は、窒素および残留酸素から、吸収装置に好適な溶媒を用いることにより、優先的に分離される。次に、ＣＯ２は、ストリッピング（または再生）と呼ばれるプロセスで溶媒から除去される。したがって溶媒は再使用可能となる。ストリッピングされたＣＯ２は、水和物形成を防ぐ適切な乾燥工程により、圧縮および冷却により液化される。 The process of recovering CO 2 from a power plant or combustor flue gas is called post-combustion capture. In post-combustion recovery, CO 2 in the flue gas is preferentially separated from nitrogen and residual oxygen by using a suitable solvent for the absorber. The CO 2 is then removed from the solvent in a process called stripping (or regeneration). Thus, the solvent can be reused. The stripped CO 2 is liquefied by compression and cooling by a suitable drying process that prevents hydrate formation.

この形態の燃焼後回収は、様々な固定ＣＯ２源および発電所、例えば、製鉄所、セメント窯、か焼炉および精錬所等に適用可能である。 After combustion of this form recovery, various fixing CO 2 source and power plants, for example, steel plants, cement kilns, is applicable to the calciner and smelters like.

ＣＯ２の吸収剤として、炭酸アンモニアおよび重炭酸アンモニウムと平衡なアンモニア溶液を用いることは、有機アミン（中でも、モノエタノールアミン（ＭＥＡ）は、周知のＣＯ２吸収剤である）を用いるシステムに比べて利点が認識されている。すなわち、
・ ＳＯｘおよびＮＯｘを吸収でき、使用済み溶媒溶液を肥料として販売できる可能性があり有利である（ＳＯｘおよびＮＯｘがアミン溶媒を分解する）。
・ アンモニアは、低コストの化学薬品であり、商業的に広く用いられている。
・ 煙道ガス中の酸素は溶媒を分解しない（ただし、アミンは分解する）。 As an absorbent for CO 2, the use of the ammonium carbonate and ammonium bicarbonate equilibrium ammonia solution, an organic amine (particularly, monoethanolamine (MEA) is a is a known CO 2 absorber) compared to systems using Benefits are recognized. That is,
-It is possible and advantageous to be able to absorb SOx and NOx and sell the used solvent solution as fertilizer (SOx and NOx decomposes the amine solvent).
• Ammonia is a low-cost chemical and is widely used commercially.
• Oxygen in the flue gas will not decompose the solvent (but amine will decompose).

かかるプロセスに必要な全体のエネルギーは、ＭＥＡ系に必要とされるエネルギーの約４０％と見積もられる。   The total energy required for such a process is estimated to be about 40% of the energy required for the MEA system.

アンモニアプロセスについて、溶媒溶液は、アンモニウム、炭酸塩および重炭酸塩イオンからなり、溶解アンモニア（水性）および溶解ＣＯ２（水性）と平衡である。吸収装置において、水およびアンモニアは、ＣＯ２（水性）と反応して、炭酸塩、重炭酸塩イオンまたはカルバミン酸塩イオンを形成する。この反応は、エネルギーを加えることにより、ストリッパー中で逆になる。関連の水相反応を、以下の全式にまとめてある。
ＣＯ２＋Ｈ２Ｏ＋ＮＨ３⇔ＨＣＯ３ −＋ＮＨ４ ＋（式１）、
ＣＯ２＋２ＮＨ３⇔ＮＨ２ＣＯＯ−＋ＮＨ４ ＋（式２）、
ＨＣＯ３ −＋ＮＨ３⇔ＣＯ３ ２−＋ＮＨ４ ＋（式３）、
ＣＯ３ ２−＋Ｈ２Ｏ＋ＣＯ２⇔２ＨＣＯ３ −（式４）。 For the ammonia process, the solvent solution consists of ammonium, carbonate and bicarbonate ions and is in equilibrium with dissolved ammonia (aqueous) and dissolved CO 2 (aqueous). In the absorber, water and ammonia react with CO 2 (aqueous) to form carbonate, bicarbonate ions or carbamate ions. This reaction is reversed in the stripper by adding energy. The relevant aqueous phase reactions are summarized in the following equation.
CO 2 + H 2 O + NH 3 ⇔HCO 3 − + NH 4 + (formula 1),
CO 2 + 2NH 3 ⇔NH 2 COO − + NH 4 + (Formula 2),
HCO 3 − + NH 3 ⇔CO 3 2 − + NH 4 + (formula 3),
CO 3 2− + H 2 O + CO 2 ⇔2HCO 3 − (Formula 4).

カルバミン酸塩の形成は望ましくなく、反応熱が高いことに注目すべきである。しかしながら、反応は、可逆であり、大きな影響はない。   It should be noted that the formation of carbamate is undesirable and the heat of reaction is high. However, the reaction is reversible and has no significant effect.

吸収装置から出る気相中の遊離アンモニアの量は、アンモニア（水性）の量に比例しており、溶液中のその他の種の濃度および温度により制御される。高温にすると、気相中のアンモニアの量が増える。   The amount of free ammonia in the gas phase exiting the absorber is proportional to the amount of ammonia (aqueous) and is controlled by the concentration and temperature of other species in the solution. Higher temperatures increase the amount of ammonia in the gas phase.

アンモニア溶液吸収剤で取り組むのに重要な問題の１つは、ＣＯ２−希薄煙道ガスの吸収装置システムからのアンモニアのスリップである。 One of the important issues to address in the ammonia solution absorber, CO 2 - is a slip of ammonia from the absorber system lean flue gases.

国際公開第２００６／０２２８８５号パンフレットには、煙道ガスを０〜２０℃まで冷却し、この温度範囲、好ましくは、０〜１０℃の範囲で吸収段を操作することにより、アンモニアスリップの問題に取り組むことが提案されている。再生は、吸収装置からのＣＯ２に富む溶液の圧力および温度を上げることによる。ＣＯ２蒸気圧は高く、加圧ＣＯ２ストリームが、低濃度のＮＨ３および水蒸気と共に、生成される。高圧ＣＯ２ストリームは、冷却および洗浄されて、アンモニアおよび水分がガスから回収される。冷却アンモニアプロセスとして知られているこのプロセスは、アンモニアスリップの程度を減じると報告されているが、反応熱（含まれる炭酸塩から重炭酸塩への反応が発熱）を除去して低温を維持しなければならないと考えられるときは特に、冷却のためにかなりのエネルギーが必要である。 In WO 2006/022885, flue gas is cooled to 0-20 ° C., and by operating the absorption stage in this temperature range, preferably 0-10 ° C., the problem of ammonia slip is solved. It has been proposed to tackle. Regeneration is by increasing the pressure and temperature of the CO 2 rich solution from the absorber. The CO 2 vapor pressure is high and a pressurized CO 2 stream is produced with low concentrations of NH 3 and water vapor. The high pressure CO 2 stream is cooled and washed to recover ammonia and moisture from the gas. This process, known as the cooled ammonia process, has been reported to reduce the extent of ammonia slip, but removes the heat of reaction (the exothermic reaction from contained carbonate to bicarbonate) to maintain a low temperature. A considerable amount of energy is needed for cooling, especially when it must be done.

本出願人の国際公開第２００９／００００２５号パンフレットには、大気圧より高いガス圧力でＣＯ２を吸収すること、かつ／または、吸収後、ガス由来のアンモニアを溶解する水と接触させることによりＣＯ２−希薄煙道ガスを冷却し、溶媒系に戻して再循環することにより、アンモニアスリップを減じるプロセスが開示されている。 The Applicant's International Publication No. 2009/00000025 discloses CO 2 by absorbing CO 2 at a gas pressure higher than atmospheric pressure and / or contacting with water that dissolves ammonia derived from the gas after absorption. 2- A process for reducing ammonia slip by cooling lean flue gas and recycling it back to the solvent system is disclosed.

本発明の目的は、その態様の１つ以上において、ＣＯ２−希薄煙道ガスを介して、アンモニアスリップの問題に取り組むことである。 An object of the present invention, in one or more of its aspects, CO 2 - through a dilute flue gases, is to tackle ammonia slip problem.

概して、ＣＯ２の燃焼後回収の吸収工程に圧力を用いると、次の２つの主な利点が得られる。
・ 煙道ガスの圧力と吸収装置カラムの断面積とに直接比例して、吸収装置カラムのサイズが大幅に減じる。
・ 溶液中のＣＯ２（水性）の量は、ヘンリーの法則に従って、煙道ガス全圧に直接関係するため、吸収挙動が増大する。 In general, the use of pressure in the absorption process for post-combustion capture of CO 2 provides the following two main advantages:
• The size of the absorber column is greatly reduced in direct proportion to the flue gas pressure and the absorber column cross-sectional area.
The absorption behavior is increased because the amount of CO 2 (aqueous) in the solution is directly related to the flue gas total pressure according to Henry's law.

しかしながら、このやり方は、圧縮機を駆動するのに電力を増大する必要があり、圧縮ガスが吸収装置に入る前に、アフタークーリングを必要とする。より一般的には、全ＣＯ２燃焼後回収システムについての問題は、システムの全体のエネルギーコストである。例えば、国際公開第２０００／０５７９９０号パンフレット、米国特許第６，６５５，１５０号明細書および米国特許出願公開第２００８／０１０４９５８号明細書に開示されているものが公知であり、ＣＯ２分離器からのＣＯ２−枯渇ガスは、例えば、タービン中で膨張して、圧縮機、発電機またはその他発電所に電力を供給する。 However, this approach requires increased power to drive the compressor and requires after-cooling before the compressed gas enters the absorber. More generally, the problem with a full CO 2 post-combustion capture system is the overall energy cost of the system. For example, from WO 2000/057990 pamphlet, which is disclosed in US Patent No. 6,655,150 Patent U.S. Patent Application Publication No. 2008/0104958 Pat are known, CO 2 separator of CO 2 - depleted gas, for example, expanded in a turbine, a compressor, supplies power to the generator or other power plant.

本発明は、その態様の１つ以上において、この問題に取り組むものであり、ＣＯ２を煙道ガスから除去するアンモニアベースのシステムに特に有用なやり方でそれを行うものである。 The present invention addresses this problem in one or more of its aspects and does so in a particularly useful manner for ammonia-based systems that remove CO 2 from flue gases.

本明細書の情報のいずれかを共通一般知識であるとすることは認められず、当業者が、優先日に、すでにこの情報を確認、理解、関連していた、または何らかのやり方で組み合わせていたと見なすことも、当然予測できるとは認められない。   It is not admitted that any of the information herein is common general knowledge, and those skilled in the art have already identified, understood, related, or combined in some way this information on the priority date. It cannot be recognized that it can be predicted.

本発明は、第１の態様において、二酸化炭素を、ＣＯ２含有煙道ガスストリームから回収する方法であって、
大気圧より高いガス圧力で、ストリームを、水性溶媒系と接触させて、ストリームからＣＯ２を吸収して、前記ストリームを、ＣＯ２−希薄煙道ガスストリームとし、
吸収したＣＯ２を含有する溶媒を、ＣＯ２−希薄煙道ガスストリームから分離して、ＣＯ２に富む溶媒ストリームを形成し、
ＣＯ２−希薄煙道ガスが冷却されるように、ＣＯ２−希薄煙道ガスストリームを膨張し、
１つ以上のプロセスストリームを、前記冷却した煙道ガスでとの熱交換により冷却することを含む方法を提供する。 The present invention, in a first aspect, the carbon dioxide, a method for recovering from a CO 2 containing flue gas stream,
At a gas pressure higher than atmospheric pressure, the stream is contacted with an aqueous solvent system to absorb CO 2 from the stream, said stream being a CO 2 -lean flue gas stream;
Separating the absorbed CO 2 containing solvent from the CO 2 -lean flue gas stream to form a CO 2 rich solvent stream;
CO 2 - as lean flue gas is cooled, CO 2 - expands the dilute flue gas stream,
A method is provided that includes cooling one or more process streams by heat exchange with the cooled flue gas.

１つ以上のプロセスストリームは、ＣＯ２含有煙道ガスストリーム、および前述した接触工程に戻されるＣＯ２−希薄再生溶媒ストリームを含んでいてもよい。 One or more process streams, CO 2 containing flue gas stream, and CO 2 is returned to the above-described contacting step - may contain a lean regeneration solvent stream.

膨張は、膨張タービンで行われてもよく、エネルギーは膨張から回収されてもよい。   Expansion may take place in an expansion turbine and energy may be recovered from the expansion.

本発明の一実施形態には、前記膨張の上流での前記ＣＯ２−希薄煙道ガスストリームの予熱が含まれ、これは、前記膨張中に膨張を促進するためである。この予熱は、例えば、前記接触工程の上流の煙道ガスによる間接熱交換、あるいは、ＣＯ２−希薄煙道ガス中の残渣酸素中での燃料の燃焼により行ってよい。 An embodiment of the present invention, wherein the CO 2 upstream of the expansion - includes preheating the lean flue gas stream, which is to promote the expansion in said expansion. The preheating is, for example, indirect heat exchange with the flue gas upstream of the contacting step, or, CO 2 - may be performed by the combustion of fuel in the residual渣酸Motochu dilute flue gas.

有利には、水性溶媒系は、溶解アンモニアならびにアンモニウム、炭酸塩および重炭酸塩イオンを含有する水性溶媒系であり、この場合、ＣＯ２−希薄煙道ガスは、前記膨張前に、前記ガス由来のアンモニアを溶解する水と接触することにより、好ましくは、溶解したアンモニアを前記溶媒系に戻して再循環し、前記膨張によって、さらに残渣アンモニアが凝縮し、これも、好ましくは、前記溶媒系に再循環される。 Advantageously, the aqueous solvent system, dissolved ammonia and ammonium, an aqueous solvent system containing carbonate and bicarbonate ions, in this case, CO 2 - lean flue gases, before the expansion, from the gas Preferably, the dissolved ammonia is recycled back to the solvent system by contact with water that dissolves the ammonia, and the expansion further condenses residual ammonia, which is also preferably added to the solvent system. Recirculated.

ＣＯ２の吸収は、典型的に、上述の式（１）〜（４）に従う。 The absorption of CO 2 typically follows the above formulas (1) to (4).

煙道ガスストリームを水性溶媒系と接触させて、ＣＯ２−希薄煙道ガスを水と接触させる工程は、共通の容器、例えば、塔容器で実施すると有利である。塔容器の圧力は、好ましくは、１００〜３０００ｋＰａ（１〜３０バール）の範囲、最も好ましくは、５００〜１５００ｋＰａ（５〜１５バール）の範囲である。 The flue gas stream is contacted with an aqueous solvent system, CO 2 - contacting the dilute flue gas with water, a common vessel, for example, is advantageously carried out in the tower vessel. The pressure in the tower vessel is preferably in the range of 100 to 3000 kPa (1 to 30 bar), and most preferably in the range of 500 to 1500 kPa (5 to 15 bar).

典型的に、本方法は、ＣＯ２を脱着するために溶媒ストリームに熱を加えることにより、ＣＯ２をＣＯ２に富む溶媒ストリームから脱着する工程をさらに含む。このＣＯ２−希薄溶媒ストリームは、前記溶媒系に簡単に再循環される。典型的に、ＣＯ２に富む溶媒ストリームから脱着したＣＯ２は、貯蔵のために圧縮、冷却および液化される。 Typically, the method, by applying heat to the solvent stream to desorb the CO 2, further comprising the step of desorbing the solvent rich stream of CO 2 to CO 2. The CO 2 - lean solvent stream is simply recycled to the solvent system. Typically, CO 2 desorbed from a CO 2 rich solvent stream is compressed, cooled and liquefied for storage.

その第１の態様において、本発明は、二酸化炭素を、ＣＯ２含有煙道ガスストリームから回収する装置であって、
前記ストリームからＣＯ２を吸収するために、ストリームを水性溶媒系と大気圧より高いガス圧力で接触させて、前記ストリームを、ＣＯ２−希薄煙道ガスストリームとし、吸収したＣＯ２を含有する溶媒を、ＣＯ２−希薄煙道ガスストリームから分離して、ＣＯ２に富む溶媒ストリームを形成するための吸収段と、
ＣＯ２−希薄煙道ガスが冷却されるように、前記ＣＯ２−希薄煙道ガスストリームを膨張させるガス膨張手段と、
１つ以上のプロセスストリームを、前記冷却した煙道ガスとの熱交換により冷却する手段と、を備える装置をさらに提供する。 In its first aspect, the present invention is carbon dioxide, an apparatus for recovering from CO 2 containing flue gas stream,
The solvent and dilute flue gas stream, containing the absorbed CO 2 - in order to absorb CO 2 from said stream, the stream is contacted at a high gas pressure above the aqueous solvent system and the atmospheric pressure, the stream, CO 2 An absorption stage for separating the CO 2 -lean flue gas stream to form a CO 2 rich solvent stream;
CO 2 - as lean flue gas is cooled, the CO 2 - and gas expansion means for expanding the lean flue gas stream,
Means for cooling one or more process streams by heat exchange with the cooled flue gas is further provided.

ＣＯ２含有煙道ガスストリームが、吸収段に入る前に、冷却する冷却器があるのが好ましい。１つ以上のプロセスストリームを冷却する前述した手段は、この冷却器を備えていても、かつ／またはＣＯ２−希薄再生溶媒ストリームを吸収段に戻す際に冷却する熱交換継ぎ手を備えていてもよい。 CO 2 containing flue gas stream, before entering the absorption stage, preferably there is a cooler for cooling. Aforementioned means for cooling one or more process streams be provided with the condenser, and / or CO 2 - be provided with a heat exchange joint to cool in returning to the absorption stage lean regeneration solvent stream Good.

ガス膨張手段は、膨張タービンを備えていてもよい。   The gas expansion means may comprise an expansion turbine.

本発明の一実施形態は、前記膨張の上流で前記ＣＯ２−希薄煙道ガスを予熱する手段を備えていると有利であり、これは、前記膨張中に膨張を促進するためである。かかる予熱手段は、例えば、前記吸収段の上流での煙道ガスとの間接熱交換の熱交換器であるか、あるいは、ＣＯ２−枯渇ストリーム中の残渣酸素により燃料を燃焼する手段であってよい、またはそれを備えていてよい。 An embodiment of the invention advantageously comprises means for preheating the CO 2 -lean flue gas upstream of the expansion, in order to facilitate expansion during the expansion. Such preheating means can be, for example, a heat exchanger for indirect heat exchange with the flue gas upstream of the absorption stage, or, CO 2 - and means for burning the fuel by residual渣酸element in depleted stream Good or may have it.

有利には、水性溶媒系は、溶解アンモニアならびにアンモニウム、炭酸塩および重炭酸塩イオンを含有する水性溶媒系であり、この場合、ＣＯ２−希薄煙道ガスを、ガス由来のアンモニアを溶解する水と接触させる手段が提供され、好ましくは、溶解したアンモニアを前記溶媒系に戻して再循環し、前記膨張によって、さらに残渣アンモニアイオンが凝縮し、残渣アンモニアを、前記溶媒系に再循環する手段が提供される。 Advantageously, the aqueous solvent system is an aqueous solvent system containing dissolved ammonia and ammonium, carbonate and bicarbonate ions, in which case the CO 2 -lean flue gas is dissolved in water that dissolves the gas-derived ammonia. Means for contacting is preferably provided, wherein the dissolved ammonia is recycled back to the solvent system, the residual ammonia ions are further condensed by the expansion, and the means for recycling the residual ammonia to the solvent system is provided. Provided.

好ましくは、１つ以上のプロセスストリームを冷却する手段は、ガス由来のアンモニアを溶解するために、ＣＯ２−希薄煙道ガスを接触させる前記水を冷却する熱交換継ぎ手を備える。 Preferably, the means for cooling the one or more process streams comprises a heat exchange joint that cools the water in contact with the CO 2 -lean flue gas to dissolve the gas-derived ammonia.

本発明の第２の態様において、大量の硫黄および／または窒素酸化物を含有する最初の煙道ガス（吸収の前から）の一部を、ＣＯ２吸収段を迂回させ、吸収および第１の水洗浄後に、ＣＯ２−希薄煙道ガスと混合して、反応させる。これの後、ＣＯ２−希薄煙道ガスを大気に放出する前にさらに水洗浄してもよい。 In a second aspect of the present invention, a portion of the first flue gas (from before absorption) containing a large amount of sulfur and / or nitrogen oxides is bypassed through the CO 2 absorption stage and absorbed and first after washing with water, CO 2 - is mixed with dilute flue gas, to react. This may be followed by further water washing before releasing the CO 2 -lean flue gas to the atmosphere.

本発明は、その第２の態様において、ＣＯ２含有煙道ガスストリームから二酸化炭素を回収する方法は、ストリームを、溶解アンモニアならびにアンモニウム、炭酸塩および重炭酸塩イオンを含有する水性溶媒系と接触させて、ストリームからＣＯ２を吸収し、前記ストリームをＣＯ２−希薄煙道ガスストリームとし、吸収したＣＯ２（炭酸塩、重炭酸塩およびＣＯ２（水性）として）を含有する溶媒をＣＯ２−希薄煙道ガスから分離して、ＣＯ２および／または重炭酸塩に富む溶媒ストリームを形成し、前記ＣＯ２−希薄煙道ガスを、ガス由来のアンモニアを溶解する水と接触させて、好ましくは、溶解したアンモニアを前記溶媒系に戻して再循環した後、ＣＯ２−希薄煙道ガスを、ＣＯ２に富む煙道ガスのサブストリームであって、ＣＯ２−希薄煙道ガス中の一部のアンモニアと反応するのに十分な硫黄および／または窒素酸化物を含有するサブストリームと接触させ、前記反応の生成物を、ＣＯ２−希薄煙道ガスから回収することを含む。 The present invention is contacted in a second aspect thereof, a method for recovering carbon dioxide from the CO 2 containing flue gas stream, a stream, dissolved ammonia and ammonium, an aqueous solvent system containing carbonate and bicarbonate ions by, it absorbs CO 2 from the stream, the stream CO 2 - lean flue and gas streams, the absorbed CO 2 solvent of CO 2 containing (carbonate, bicarbonate and CO 2 (aq) as) Preferably separated from the lean flue gas to form a CO 2 and / or bicarbonate rich solvent stream, wherein the CO 2 -lean flue gas is contacted with water that dissolves the ammonia from the gas, preferably , after the dissolved ammonia and recycled back to said solvent system, CO 2 - lean flue gases, Oh in substream flue gas rich in CO 2 Contacting with a substream containing sufficient sulfur and / or nitrogen oxides to react with some of the ammonia in the CO 2 -lean flue gas, and the product of the reaction is CO 2 -lean Including recovery from flue gas.

サブストリームとの前記接触条件は、前記反応の生成物が、亜硫酸アンモニウム、硫酸アンモニウム、亜硝酸アンモニウムおよび硝酸アンモニウムのうち１つ以上を含むようなものであってよい。   The contact conditions with the substream may be such that the product of the reaction comprises one or more of ammonium sulfite, ammonium sulfate, ammonium nitrite and ammonium nitrate.

本発明は第２の態様において、さらにＣＯ２含有煙道ガスストリームから二酸化炭素を回収する装置であって、前記ストリームからＣＯ２を吸収するために、ストリームを、溶解アンモニアならびにアンモニウム、炭酸塩および重炭酸塩イオンを含有する水性溶媒系と接触させて、それにより前記ストリームを、ＣＯ２−希薄煙道ガスストリームとし、吸収したＣＯ２を含有する溶媒をＣＯ２−希薄煙道ガスストリームから分離して、ＣＯ２および／または重炭酸塩に富む溶媒ストリームを形成し、それにより前記ストリームをＣＯ２−希薄煙道ガスストリームとするための吸収段と、前記ＣＯ２−希薄煙道ガスを、ガス由来のアンモニアを溶解する水と接触させることにより、好ましくは、アンモニアを前記溶媒系に戻して再循環する第１の接触手段と、ＣＯ２−希薄煙道ガスを、ＣＯ２に富む煙道ガスのサブストリームであって、前記ＣＯ２−希薄煙道ガス中の一部のアンモニアと反応するのに十分な硫黄および／または窒素酸化物を含有するサブストリームと接触させる第２の接触手段と、ＣＯ２−希薄煙道ガスからの前記反応の生成物を回収する手段と、を備える装置も提供する。 In the present invention a second aspect, further comprising a device for recovering carbon dioxide from the CO 2 containing flue gas stream, to absorb CO 2 from said stream, a stream, dissolved ammonia and ammonium carbonate and is contacted with an aqueous solvent system containing a bicarbonate ion, so by the stream, CO 2 - separation from a dilute flue gas stream - a lean flue gas stream, the solvent containing the absorbed CO 2 CO 2 An absorption stage for forming a CO 2 and / or bicarbonate rich solvent stream, thereby making the stream a CO 2 -lean flue gas stream, and the CO 2 -lean flue gas, Preferably, the ammonia is returned to the solvent system and recycled by contacting it with water that dissolves the gas-derived ammonia. A first contact means that, CO 2 - lean flue gas, a sub-stream of the flue gas rich in CO 2, the CO 2 - to react with a portion of the ammonia in the lean flue gas There is also provided an apparatus comprising a second contacting means for contacting with a substream containing sufficient sulfur and / or nitrogen oxides, and means for recovering the product of the reaction from CO2-lean flue gas. .

第２の接触手段は、第１の接触手段の下流の接触チャンバと、吸収段の上流から接触チャンバまでサブストリームを搬送する迂回ダクトとを備えていてもよい。   The second contact means may comprise a contact chamber downstream of the first contact means and a bypass duct carrying the substream from upstream of the absorption stage to the contact chamber.

水性溶媒系の温度は、好ましくは、１５℃を超える、より好ましくは、２０℃を超える、最も好ましくは、２０〜５０℃の範囲である。２５℃〜４５℃の範囲の温度が好適である。   The temperature of the aqueous solvent system is preferably above 15 ° C, more preferably above 20 ° C, most preferably in the range of 20-50 ° C. A temperature in the range of 25 ° C to 45 ° C is preferred.

必要であれば、溶媒系と接触させる前に、例えば、約４０℃まで、煙道ガスストリームを冷却する。   If necessary, the flue gas stream is cooled to, for example, about 40 ° C. before contacting with the solvent system.

煙道ガスストリームを水性溶媒系と接触させて、ＣＯ２−希薄煙道ガスを水と接触させる工程は、共通の容器、例えば、塔容器で実施すると有利である。塔容器の圧力は、好ましくは、１００〜３０００ｋＰａ（１〜３０バール）の範囲、最も好ましくは、５００〜１５００ｋＰａ（５〜１５バール）の範囲である。 The flue gas stream is contacted with an aqueous solvent system, CO 2 - contacting the dilute flue gas with water, a common vessel, for example, is advantageously carried out in the tower vessel. The pressure in the tower vessel is preferably in the range of 100 to 3000 kPa (1 to 30 bar), and most preferably in the range of 500 to 1500 kPa (5 to 15 bar).

ＣＯ２の前記吸収は、選択した酵素を存在させることにより触媒され、溶液中に重炭酸を形成するＣＯ２の吸収速度が上げられ有利である。好適なかかる酵素は、炭酸脱水酵素である。 The absorption of CO 2 is catalyzed by the presence of selected enzymes, which advantageously increases the absorption rate of CO 2 which forms bicarbonate in solution. A suitable such enzyme is carbonic anhydrase.

溶液中でのＣＯ２の重炭酸への変換を促進するために酵素を用いる代わりに、ヒ素酸（ＡｓＯ４ ３−）またはリン酸塩（ＰＯ４ ３−）等の無機ルイス塩基を用いる。酵素またはルイス塩基（促進剤）は、液体溶媒中低濃度で循環させる、または溶媒溶液およびＣＯ２含有ガスが流れる固定構造に担持させることができる。後者の場合、担持材料の表面を化学的に変性して、酵素またはルイス塩基がしっかり付着し、ＣＯ２の気液移動が最大となるように構成する。 Instead of using an enzyme to promote the conversion of CO 2 to bicarbonate in solution, an inorganic Lewis base such as arsenic acid (AsO 4 3− ) or phosphate (PO 4 3− ) is used. Enzyme or Lewis base (promoter) may be supported on a fixed structure in the liquid solvent is circulated at low concentration, or solvent solution and CO 2 containing gas flows. In the latter case, the surface of the support material is chemically modified so that the enzyme or Lewis base adheres firmly and the gas-liquid movement of CO 2 is maximized.

固体担持を選択した場合、酵素またはルイス塩基およびその担体の種類および構成は、ＣＯ２含有ガスの組成、溶媒の局所充填ならびに局所温度および圧力条件における変化に対応するように変えることができる。 If solid support is selected, the type and configuration of the enzyme or Lewis base and its support can be varied to accommodate changes in the composition of the CO 2 containing gas, local loading of the solvent, and local temperature and pressure conditions.

本発明はまた、本発明の両態様を組み込んだ方法および装置にも拡大される。   The present invention also extends to methods and apparatus that incorporate both aspects of the present invention.

本発明を、例示の目的のみで、添付の図面を参照して、さらに説明する。   The invention will be further described, by way of example only, with reference to the accompanying drawings.

本発明の第１の態様の好ましい実施形態による、アンモニアベースの溶媒系を用いる、ＣＯ２の燃焼後回収（ＰＣＣ）プラントの図である。1 is a diagram of a post-combustion capture (PCC) plant of CO 2 using an ammonia-based solvent system according to a preferred embodiment of the first aspect of the present invention. FIG. 図１に示したＰＣＣプラントの変形である。It is a modification of the PCC plant shown in FIG. 図１に示したＰＣＣプラントの変形である。It is a modification of the PCC plant shown in FIG. 本発明の第２の態様の実施形態を組み込んだＰＣＣプラントのさらなる変形である。Figure 3 is a further variation of a PCC plant incorporating an embodiment of the second aspect of the present invention.

塔容器１５の下部に充填カラム１４の形態にある吸収装置段１１の上部１３で、ＣＯ２−希薄溶媒ストリームをポンピングし、スプレーする。この溶液は、カラム１４の充填材料の周囲を下方に流れ、一方、ＣＯ２に富む煙道ガスストリーム８は、圧縮プラント６により圧縮された後、必要に応じて９で冷却され（例えば、約４０℃まで）、１６で、吸収装置の底部に導入される。圧縮および冷却された煙道ガスは充填材料を通過して上り、それにより充填材料を通過して下に流れる溶媒溶液を含む溶媒系と接触する。ＣＯ２は溶媒溶液へ移動し、プロセスは、適切な添加した酵素またはルイス塩基との相互作用により促進されるのが好ましい。 At the top 13 of the absorber stage 11 in the form of a packed column 14 to the lower portion of the tower vessel 15, CO 2 - pumping the lean solvent stream and spraying. The solution flows around the filling material of the column 14 downwards, while the flue gas stream 8 which is rich in CO 2 is compressed by the compression plant 6, is cooled in 9 necessary (e.g., about Up to 40 ° C.), 16 at the bottom of the absorber. The compressed and cooled flue gas rises through the packing material and thereby contacts a solvent system that includes a solvent solution that flows down through the packing material. The CO 2 is transferred to the solvent solution and the process is preferably facilitated by interaction with a suitable added enzyme or Lewis base.

圧縮機プラント６は、３０バールまでの比較的高いガス容積を圧縮するのに好適なガスタービン圧縮機を備える。この場合、カラム１４において約１０バールのガス圧だと満足行く結果が達成されると考えられる。   The compressor plant 6 comprises a gas turbine compressor suitable for compressing relatively high gas volumes up to 30 bar. In this case, it is believed that satisfactory results are achieved with a gas pressure of about 10 bar in the column 14.

アンモニア／アンモニウムイオン等の塩基の存在により、塩基性吸収装置溶液のｐＨを維持して、溶解したＣＯ２を、ＨＣＯ３ −／ＣＯ３ ２−イオンとして保持する。アンモニアを、溶解ＣＯ２と直接反応させて、カルバミン酸塩を形成することもできる。十分に高い濃度だと、重炭酸塩／炭酸塩イオンはまた、溶液からアンモニウム塩として凝結してスラリーとなり、より多くのＣＯ２が、充填された溶媒系により移動できる。 The presence of a base, ammonia / ammonium ion and the like, to maintain the pH of the basic absorber solution, the dissolved CO 2, HCO 3 - retained as / CO 3 2-ions. Ammonia can also be reacted directly with dissolved CO 2 to form the carbamate. At sufficiently high concentrations, bicarbonate / carbonate ions also condense out of solution as ammonium salts into a slurry and more CO 2 can be transferred by the filled solvent system.

吸収カラム１４の上部１７で、ＣＯ２−希薄煙道ガスはプロセスから出て、ＣＯ２に富む溶液（カルバミン酸塩、炭酸塩および重炭酸塩を含有）は、２０である容器１５の底部からライン３５を介して抽出されて、さらに処理される。煙道スタック２７を通過する前に、ＣＯ２−希薄出口ガスに、一連のさらなる処理を行うことにより、アンモニアスリップが改善される。第１の処理は、塔容器１５の上部にあるスクラバー２２でのオーバーヘッドスプレー３９からの冷水洗浄である。好適な充填材料のさらに小さなカラム２６により、接触が促進される。例えば、０〜１０℃の水は、ＣＯ２−希薄煙道ガスからアンモニアを溶解し、ポンプ２９による冷却装置３１を介した再循環のために、トレイシステム２８に集められる。再循環アンモニア−充填洗浄水２３の一部が、導管２３ａを介して、１９での吸収装置段の溶媒系に再循環される。 At the top 17 of the absorption column 14, the CO 2 -lean flue gas exits the process and the CO 2 rich solution (containing carbamate, carbonate and bicarbonate) is from the bottom of the vessel 15 which is 20 Extracted via line 35 for further processing. Ammonia slip is improved by performing a series of further treatments on the CO 2 -lean outlet gas before passing through the flue stack 27. The first treatment is washing with cold water from the overhead spray 39 in the scrubber 22 at the top of the tower vessel 15. Contact is facilitated by a smaller column 26 of suitable packing material. For example, 0-10 ° C. water dissolves ammonia from the CO 2 -lean flue gas and is collected in the tray system 28 for recirculation via the cooling device 31 by the pump 29. A portion of the recirculated ammonia-filled wash water 23 is recirculated to the solvent system of the absorber stage at 19 via conduit 23a.

大気圧より実質的に高い気圧で、吸収スクラバー２２を出る加圧ＣＯ２−希薄煙道ガスは、膨張タービン４０（または、動作エネルギーを抽出できる同様のデバイス）内で制御されたやり方で膨張して、それによりガスはさらに冷却され、さらに残留アンモニアがガスから濃縮される。 In substantially higher pressure than the atmospheric pressure, pressure exiting the absorption scrubber 22 CO 2 - lean flue gas expansion turbine 40 (or similar device capable of extracting an operation energy) expands in a controlled manner in the Thereby, the gas is further cooled and further residual ammonia is concentrated from the gas.

タービン４０からの膨張した煙道ガスを、好ましくは露点より高い温度で、スタック２７を介して大気へ放出する前に、凝縮アンモニアを溶解するために充填スクラバー５０で水洗浄する。アンモニアが吸収システムに再循環される高濃度に達するまで、この最終ガスクリーニング工程の水を、５２に示されるとおり、ポンプ５３により冷却装置５４を介して再循環する。あるいは、使用済み溶液を、吸収装置からの使用済み溶液と混合して、肥料成分として用いると有利であろう。   Before the expanded flue gas from the turbine 40 is released to the atmosphere through the stack 27, preferably at a temperature above the dew point, it is water washed with a filled scrubber 50 to dissolve the condensed ammonia. The water of this final gas cleaning step is recirculated through the cooling device 54 by the pump 53 as indicated at 52 until the high concentration is reached at which ammonia is recycled to the absorption system. Alternatively, it may be advantageous to mix the spent solution with the spent solution from the absorber and use it as a fertilizer component.

ＣＯ２吸収後の煙道ガス中の遊離アンモニアの大半は、容器１５の上部に組み込まれた１次スクラバー（冷水洗浄）２２で典型的に除去されるが、膨張器４０および関連スクラバー５０の追加によって以下のような柔軟性を加えることができる。
・ 冷水温度を高くすることによって、必要な冷却エネルギーおよび水洗浄セクションのサイズを大幅に減じることができる。
・ アンモニアスリップの量は、全体の吸収装置後煙道ガス処理を最適化することにより制御することができる。
・ 大気に排出されるＣＯ２−希薄煙道ガス中のアンモニアの濃度は、冷却水洗浄のみを用いるよりも、２段の水洗浄で低くすることができる。 Most of the free ammonia in the flue gas after CO 2 absorption is typically removed with a primary scrubber (cold water wash) 22 built into the top of the vessel 15, but with the addition of an expander 40 and associated scrubber 50. The following flexibility can be added.
• By increasing the chilled water temperature, the required cooling energy and the size of the water wash section can be significantly reduced.
• The amount of ammonia slip can be controlled by optimizing the overall absorber post flue gas treatment.
· CO 2 is discharged to the atmosphere - the concentration of ammonia in the lean flue gas, rather than using only the cooling water washing, can be lowered by washing with water in two stages.

吸収装置後煙道ガス構成の２つの特徴によって、図示したＰＰＣプラントの全体のエネルギー利用が促進される。膨張タービン４０は、発電機４２に結合され、それにより動作エネルギーは、タービンでのガス膨張から、発電のために回収される。一方、スクラバー５０の下流の熱交換器７０によって、冷却したＣＯ２−希薄ガスと熱交換することにより、他のプロセスストリームを冷却することができる。２つのかかる他のプロセスストリームは、流入するＣＯ２に富む煙道ガスストリーム８と、スクラバー２２において再循環するアンモニア充填洗浄水であり、これらの「冷却物」の冷却装置９、３１への移動は、図１において、それぞれ、破線７１、７２により示されている。 Two features of the absorber post flue gas configuration facilitate overall energy utilization of the illustrated PPC plant. The expansion turbine 40 is coupled to a generator 42 so that operating energy is recovered for power generation from gas expansion in the turbine. On the other hand, another process stream can be cooled by exchanging heat with the cooled CO 2 -lean gas by the heat exchanger 70 downstream of the scrubber 50. Two such other process streams are the incoming CO 2 rich flue gas stream 8 and the ammonia filled wash water recirculated in the scrubber 22, and the transfer of these “coolants” to the chillers 9, 31. Are indicated by broken lines 71 and 72 in FIG.

タービン４０で回収されたエネルギーは、熱交換を介してより直接的にか、発電機４２により生成される電力を介してあまり直接的でないかのいずれかにより、吸収装置１４の上流または下流のプロセス工程で用いてよい。図１の破線４５に示されるとおり、発電機４２により生成された電力を用いて、圧縮器６のモータ４４を操作するのに、この構想を適用すると特に有利である。   The energy recovered by the turbine 40 is either upstream or downstream of the absorber 14, either directly through heat exchange or less directly through power generated by the generator 42. It may be used in the process. It is particularly advantageous to apply this concept to operate the motor 44 of the compressor 6 using the power generated by the generator 42, as shown by the dashed line 45 in FIG.

容器１５の下部２０で抽出された重炭酸塩に富む溶媒溶液は、ストリッパーまたは吸収装置再生段、この場合は充填カラム３０で加熱されるライン３５を介して送られ、貯蔵またはその他の化学的用途のためにＣＯ２が放出される。回収されたＣＯ２−希薄溶媒溶液３４は、リボイラ３３および導管３２を介して再循環され、吸収装置カラム１４の上部１３へ戻される。それは、途中、必要であれば、ライン３５中のＣＯ２に富む溶媒ストリームで３６で熱交換器により、および第２の冷却装置３７（ライン７３に示されるとおり、熱交換器７０と連通する熱交換器にあってよい）により、冷却される。回収されたＣＯ２ストリーム３８は、典型的に、６０で貯蔵のために圧縮、冷却および液化され処理される。 The bicarbonate-rich solvent solution extracted in the lower part 20 of the container 15 is sent via a stripper or absorber regeneration stage, in this case a line 35 heated in a packed column 30, for storage or other chemical applications. Because of this, CO 2 is released. The recovered CO 2 -dilute solvent solution 34 is recycled through the reboiler 33 and conduit 32 and returned to the upper portion 13 of the absorber column 14. On the way, if necessary, the heat stream in communication with the heat exchanger 70 at the CO 2 rich solvent stream in line 35 at 36 and the second cooling device 37 (as shown in line 73). It may be in the exchanger). The recovered CO 2 stream 38 is typically compressed, cooled and liquefied and processed at 60 for storage.

当然のことながら、カラム１４、２６、３０はそれぞれ、２つ以上の吸収装置またはストリッパーを備えていてもよいものと考えられる。さらに、個々のカラム１４、２６または３０内にも多段があってよい。図１のＰＣＣプラントは、アンモニアベースの溶媒系を用いるとして説明してきたが、他の溶媒、例えば、特に、アミンまたはＭＥＡを用いてもよい。かかる場合には、溶媒の蒸気圧が比較的低ければ、追加の水洗浄５０および恐らく水洗浄段２２は必要ないであろう。   Of course, it is contemplated that each column 14, 26, 30 may include more than one absorber or stripper. Furthermore, there may be multiple stages within each column 14, 26 or 30. Although the PCC plant of FIG. 1 has been described as using an ammonia-based solvent system, other solvents such as, in particular, amines or MEAs may be used. In such cases, if the solvent vapor pressure is relatively low, an additional water wash 50 and possibly water wash stage 22 would not be necessary.

図１と同様の構成要素は、「２」を前につけた同様の参照番号により示してある図２に、図１のＰＣＣプラントの修正を示す。吸収スクラバー２２２からの加圧ガスは、膨張タービン２４０で膨張する前に、予熱する（８０）（すなわち、間接加熱膨張）。予熱器８０は、吸収装置に入る前の煙道ガスからといった、廃熱を用いることができ有利である。加圧ガスの予熱により、タービン２４０での膨張動作を増大することが可能である。吸収装置２１４の操作圧力および予熱量を最適化し、回収プロセスを、ホストプロセス（例えば、微粉炭発電所）といかに熱統合するかによって、回収プロセスの全体のエネルギー消費を最小にし、発電所からの電力出力を最大にすることができる。   Components similar to FIG. 1 show a modification of the PCC plant of FIG. 1 in FIG. 2, which is indicated by a similar reference number preceded by “2”. The pressurized gas from the absorption scrubber 222 is preheated (80) (ie, indirectly heated expansion) before it is expanded in the expansion turbine 240. The preheater 80 can advantageously use waste heat, such as from flue gas before entering the absorber. The preheating of the pressurized gas can increase the expansion operation at the turbine 240. By optimizing the operating pressure and amount of preheating of the absorber 214 and how the recovery process is thermally integrated with the host process (eg, pulverized coal power plant), the overall energy consumption of the recovery process is minimized and The power output can be maximized.

図１と同様の構成要素は、「３」を前につけた同様の参照番号により示してある図３に、図２のＰＣＣプラントの変形を示す。膨張タービン３４０で膨張させる前に、燃焼器９０における燃料燃焼により、ＣＯ２−希薄煙道ガス中の残渣酸素で、ガスを直接加熱することができるという利点がある。燃焼器９０およびタービン３４０は、焼成膨張器として統合してもよい。ここでも、加圧ガスを予熱することにより、膨張動作を増大することが可能である。吸収装置の操作圧力および予熱量を最適化し、回収プロセスを、ホストプロセス（例えば、微粉炭発電所）といかに熱統合するかによって、回収プロセスの全体のエネルギー消費を最小にし、発電所からの電力出力を最大にすることができる。この実施形態は、煙道ガス中の残渣酸素（石炭ボイラーについては約３体積％、ガスタービンについては７％）を用いており、ＣＯ２の大半が、吸収装置３１４で除去された後、煙道ガスの源および除去されたＣＯ２の量に応じて、大幅に増大する。 Components similar to FIG. 1 show a variation of the PCC plant of FIG. 2 in FIG. 3, which is indicated by a similar reference number preceded by “3”. Before inflating the expansion turbine 340, the fuel combustion in the combustor 90, CO 2 - in the remaining渣酸containing dilute flue gas, there is an advantage that it is possible to heat the gas directly. Combustor 90 and turbine 340 may be integrated as a firing expander. Again, the expansion operation can be increased by preheating the pressurized gas. By optimizing the absorber operating pressure and preheat and how the recovery process is thermally integrated with the host process (eg pulverized coal power plant), the overall energy consumption of the recovery process is minimized and the power from the power plant The output can be maximized. This embodiment uses residual oxygen in the flue gas (about 3% by volume for coal boilers and 7% for gas turbines) and after most of the CO 2 has been removed by the absorber 314, the smoke Depending on the source of road gas and the amount of CO 2 removed, it increases significantly.

焼成膨張器に用いる燃料の量に応じて、スタック３２７で大気に放出する前に、タービン後に熱交換器３７０を用いることにより、熱を回収する、または冷却源を提供することが可能である。   Depending on the amount of fuel used in the sinter expander, heat can be recovered or a cooling source can be provided by using a heat exchanger 370 after the turbine before being released to the atmosphere at the stack 327.

図１と同様の構成要素は、「４」を前につけた同様の参照番号により示してある図４に、本発明の第２の態様の実施形態を組み込んだＰＣＣプラントを示す。   Similar components to FIG. 1 show a PCC plant incorporating an embodiment of the second aspect of the present invention in FIG. 4, indicated by like reference numbers prefixed with “4”.

この場合、タービン４０および発電機４２は省いてあり（ただし、それらはさらなる変形で維持されることを強調しておく）、吸収スクラバー４２２を出るＣＯ２−希薄煙道ガスは、スリップ制御リアクタ５００のチャンバ５０２において、吸収装置４１１の上流の５０５で抽出される最初のＣＯ２に富む煙道ガスのサブストリーム４０８と反応し、迂回ダクト５０８を介して、リアクタ５００に送られる。このサブストリームは、通常、上記したとおり、アンモニアと反応して、アンモニウム化合物を形成することにより、遊離アンモニアの量を大幅に減じる窒素酸化物および／または硫黄酸化物を含有している。アンモニウム化合物の形成を確実にするために、最初の煙道ガスを過剰に、最初の煙道ガスを１〜１０％の範囲で（正確な量は、煙道ガス中のＳＯｘおよびＮＯｘの特有の濃度に応じて異なる）、スリップ制御リアクタに添加する。これにより、大気に排出されるガス中のＣＯ２の量が僅かに増えるが、これは、ＣＯ２排出目標に適合するのに必要とされる、吸収装置におけるＣＯ２吸収の増大により補うことができる。 In this case, the turbine 40 and the generator 42 are omitted (but it is emphasized that they are maintained with further modifications), and the CO 2 -lean flue gas exiting the absorption scrubber 422 is supplied to the slip control reactor 500. , Reacts with the first CO 2 rich flue gas substream 408 extracted at 505 upstream of the absorber 411 and is routed to the reactor 500 via a bypass duct 508. This substream typically contains nitrogen oxides and / or sulfur oxides that significantly reduce the amount of free ammonia by reacting with ammonia to form ammonium compounds as described above. To ensure the formation of the ammonium compound, the initial flue gas is in excess and the initial flue gas is in the range of 1-10% (the exact amount is specific for SOx and NOx in the flue gas) Depending on the concentration), added to the slip control reactor. This slightly increases the amount of CO 2 in the gas vented to the atmosphere, but this can be compensated by the increased CO 2 absorption in the absorber required to meet the CO 2 emission target. it can.

スリップ制御リアクタ５００からの清浄にした煙道ガスを、充填スクラバー４５０にて水洗浄して、スタック４２７を介して大気に放出される前に、アンモニウム塩を除去する。アンモニア塩が高濃度に達するまで、この最終ガスクリーニング工程の水を、４５２に示されるとおりポンプ４５３により冷却装置４５４を介して、再循環する。使用済み溶液を吸収装置からの使用済み溶液と混合して、肥料成分として用いると有利であろう。   The cleaned flue gas from the slip control reactor 500 is water washed with a filled scrubber 450 to remove ammonium salts before being released to the atmosphere through the stack 427. The water in this final gas cleaning step is recirculated through the cooling device 454 by the pump 453 as indicated at 452 until the ammonia salt reaches a high concentration. It would be advantageous to mix the spent solution with the spent solution from the absorber and use it as a fertilizer component.

ＣＯ２吸収後の煙道ガス中の遊離アンモニアの大半は、容器４１５の上部に組み込まれた１次スクラバー（冷水洗浄）４２２で典型的に除去されるが、スリップ制御リアクタ５００および関連スクラバー４５０の追加によって以下のような柔軟性を加えることができる。
・ 冷水温度を高くすることによって、必要な冷却エネルギーおよび水洗浄セクションのサイズを大幅に減じることができる。
・ アンモニアスリップの量は、全体の吸収装置後煙道ガス処理を最適化することにより制御することができる。
・ 大気に排出されるＣＯ２−希薄ガス中のアンモニアの濃度は、従来技術の冷却水洗浄のみを用いるよりも、低くすることができる。 Most of the free ammonia in the flue gas after CO 2 absorption is typically removed by a primary scrubber (cold water wash) 422 built into the top of the vessel 415, but the slip control reactor 500 and associated scrubber 450 The following flexibility can be added by addition.
• By increasing the chilled water temperature, the required cooling energy and the size of the water wash section can be significantly reduced.
• The amount of ammonia slip can be controlled by optimizing the overall absorber post flue gas treatment.
· CO 2 is discharged to the atmosphere - the concentration of ammonia in the lean gas is than using only cooling water washing of the prior art, it can be lowered.

当然のことながら、タービン４０および発電機４２、予熱器８０および燃焼器９０のいずれか１つ以上を、図４のプラントに、好ましくは、リアクタ５００の下流に組み込んでもよい。   Of course, any one or more of turbine 40 and generator 42, preheater 80 and combustor 90 may be incorporated into the plant of FIG. 4, preferably downstream of reactor 500.

Claims (24)

ＣＯ２，ＳＯｘ，ＮＯｘ含有煙道ガスのストリームから二酸化炭素を回収する方法であって、
前記ストリームから、前記ストリームの１％〜１０％の範囲内であるサブストリームを分離し、
前記ストリームを、溶解アンモニアならびにアンモニウム、炭酸塩および重炭酸塩イオンを含有する水性溶媒系と接触させて前記ストリームからＣＯ２を吸収し、前記ストリームをＣＯ２−希薄煙道ガスストリームとし、
前記吸収したＣＯ２（炭酸塩、重炭酸塩およびＣＯ２（水性）として）を含有する溶媒を前記ＣＯ２−希薄煙道ガスから分離してＣＯ２および／または重炭酸塩に富む溶媒ストリームを形成し、
前記ＣＯ２−希薄煙道ガスを、前記ガス由来のアンモニアを溶解する水と接触させ、
その後、前記ＣＯ２−希薄煙道ガスを、前記サブストリームであって、前記ＣＯ２−希薄煙道ガス中の一部のアンモニアと反応するのに十分な硫黄および／または窒素酸化物を含有するサブストリームと接触させ、前記反応の生成物を前記ＣＯ２−希薄煙道ガスから回収することを含む、方法。 A method for recovering carbon dioxide from a stream of flue gas containing CO 2 , SO x , NO x , comprising:
Separating a substream from the stream that is in the range of 1% to 10% of the stream;
Contacting said stream with an aqueous solvent system containing dissolved ammonia and ammonium, carbonate and bicarbonate ions to absorb CO 2 from said stream, said stream being a CO 2 -lean flue gas stream;
Separating the solvent containing the absorbed CO 2 (as carbonate, bicarbonate and CO 2 (aqueous)) from the CO 2 -lean flue gas to produce a CO 2 and / or bicarbonate rich solvent stream. Forming,
The CO 2 - lean flue gas is contacted with water to dissolve ammonia from said gas,
Thereafter, the CO 2 - lean flue gases, wherein a sub-stream, the CO 2 - containing sufficient sulfur and / or nitrogen oxides to react with a portion of the ammonia in the lean flue gas It is contacted with sub-streams, the product of the reaction the CO 2 - and recovering from the dilute flue gas, process. 前記溶解したアンモニアは前記溶媒系に戻して再循環する、請求項１に記載の方法。The method of claim 1, wherein the dissolved ammonia is recycled back to the solvent system. 前記サブストリームとの接触条件は、前記反応の生成物が、亜硫酸アンモニウム、硫酸アンモニウム、亜硝酸アンモニウムおよび硝酸アンモニウムのうち１つ以上を含むものである、請求項１または２に記載の方法。 The method according to claim 1 or 2 , wherein the contact condition with the substream is such that the product of the reaction contains one or more of ammonium sulfite, ammonium sulfate, ammonium nitrite and ammonium nitrate. ＣＯ２を脱着するために前記溶媒ストリームに熱を加えることにより、前記ＣＯ２に富む溶媒ストリームから前記ＣＯ２を脱着することをさらに含む、請求項１から３のいずれか一項に記載の方法。 By applying heat to the solvent stream to desorb the CO 2, further comprising desorbing the CO 2 from the solvent stream enriched in the CO 2, the method according to any one of claims 1 3 . 前記水性溶媒系の温度が１５℃を超える、請求項１から４のいずれか一項に記載の方法。 The process according to any one of claims 1 to 4 , wherein the temperature of the aqueous solvent system is above 15 ° C. 前記溶媒系と接触させる前に、前記ＣＯ２，ＳＯｘ，ＮＯｘ含有煙道ガスストリームを冷却することを含む、請求項１から５のいずれか一項に記載の方法。 Before being contacted with the solvent system, the CO 2, SO x, and cooling the NO x containing flue gas stream, the method according to any one of claims 1 to 5. 前記煙道ガスストリームを前記水性溶媒系と接触させる工程と前記ＣＯ２−希薄煙道ガスを水と接触させる工程とが、共通の容器で実施される、請求項１から６のいずれか一項に記載の方法。 Wherein the step of the flue gas stream is contacted with the aqueous solvent system CO 2 - lean flue gas and contacting with water, it is carried out in a common vessel, any one of the claims 1 6 The method described in 1. 前記ＣＯ２−希薄煙道ガスが冷却されるように、前記ＣＯ２−希薄煙道ガスストリームを膨張する工程と、
１つ以上のプロセスストリームを、前記冷却した煙道ガスとの熱交換により冷却する工程と、
を含む請求項１から７のいずれか一項に記載の方法。 The CO 2 - as lean flue gas is cooled, the CO 2 - and a step of expanding the lean flue gas stream,
Cooling one or more process streams by heat exchange with the cooled flue gas;
The method according to any one of claims 1 7 comprising a. 前記１つ以上のプロセスストリームが、前記ＣＯ２，ＳＯｘ，ＮＯｘ含有煙道ガスストリームを含む、請求項８に記載の方法。 The method of claim 8 , wherein the one or more process streams comprise the CO 2 , SO x , NO x containing flue gas stream. 前記１つ以上のプロセスストリームが、前記接触の工程に戻される際、ＣＯ２−希薄再生溶媒ストリームを含んでいる、請求項８または９に記載の方法。 Wherein one or more process streams, when returned to step of the contact, CO 2 - containing lean regeneration solvent stream, the method according to claim 8 or 9. 前記膨張が膨張タービンで行われ、エネルギーが前記膨張から回収される、請求項８から１０のいずれか一項に記載の方法。 11. A method according to any one of claims 8 to 10 , wherein the expansion is performed in an expansion turbine and energy is recovered from the expansion. 前記膨張中に膨張を促進するために、前記膨張の上流の前記ＣＯ２−希薄煙道ガスストリームを予熱することを含む、請求項８から１１のいずれか一項に記載の方法。 Wherein in order to facilitate expansion during inflation, the CO 2 upstream of the expansion - including preheating the lean flue gas stream, the method according to any one of claims 8 11. 前記１つ以上のプロセスストリームが、前記ＣＯ２−希薄煙道ガスと接触し、前記ガス由来のアンモニアを溶解する前記水を含む、請求項８から１２のいずれか一項に記載の方法。 Wherein one or more process streams, the CO 2 - lean flue in contact with the gas, including the water that dissolves ammonia from said gas, the method according to any one of claims 8 to 12. 前記ＣＯ２−希薄煙道ガスストリームの膨張からエネルギーを回収し、発電のため、あるいは、前記工程の上流または下流のプロセス工程で前記エネルギーを利用することをさらに含む、請求項８から１３のいずれか一項に記載の方法。 The CO 2 - the energy recovered from the expansion of the dilute flue gas stream, for power generation, or further comprises utilizing the energy in upstream or downstream process steps of the process, one of claims 8 13 The method according to claim 1. ＣＯ２，ＳＯｘ，ＮＯｘ含有煙道ガスのストリームから二酸化炭素を回収する装置であって、
前記ストリームからＣＯ２を吸収するために、前記ストリームを、溶解アンモニアならびにアンモニウム、炭酸塩および重炭酸塩イオンを含有する水性溶媒系と接触させて、前記ストリームをＣＯ２−希薄煙道ガスストリームとし、かつ前記吸収したＣＯ２を含有する溶媒を前記ＣＯ２−希薄煙道ガスストリームから分離して、ＣＯ２および／または重炭酸塩に富む溶媒ストリームを形成して、前記ストリームをＣＯ２−希薄煙道ガスストリームとするための吸収段と、
前記ＣＯ２−希薄煙道ガスを、前記ガス由来のアンモニアを溶解する水と接触させる第１の接触手段と、
前記ＣＯ２−希薄煙道ガスを、ＣＯ２，ＳＯｘ，ＮＯｘ含有煙道ガスのサブストリームであって、前記ＣＯ２−希薄煙道ガス中の一部のアンモニアと反応するのに十分な硫黄および／または窒素酸化物を含有するサブストリームと接触させる第２の接触手段と、
前記ＣＯ２−希薄煙道ガスからの前記反応の生成物を回収する手段と、
を備える装置。 An apparatus for recovering carbon dioxide from a stream of flue gas containing CO 2 , SO x , NO x ,
In order to absorb CO 2 from the stream, the stream is contacted with an aqueous solvent system containing dissolved ammonia and ammonium, carbonate and bicarbonate ions to make the stream a CO 2 -lean flue gas stream. And the solvent containing the absorbed CO 2 is separated from the CO 2 -lean flue gas stream to form a CO 2 and / or bicarbonate rich solvent stream, the stream being CO 2 -lean An absorption stage for a flue gas stream;
The CO 2 - lean flue gas, a first contact means for contacting with water to dissolve ammonia from said gas,
The CO 2 - lean flue gases, CO 2, SO x, a sub-stream of the NO x content flue gases, the CO 2 - enough to react with a portion of the ammonia in the lean flue gas A second contacting means for contacting with a substream containing sulfur and / or nitrogen oxides;
It means for recovering the product of the reaction from the dilute flue gases, - the CO 2
A device comprising: 前記第２の接触手段が、前記第１の接触手段の下流の接触チャンバと、前記吸収段の上流から前記接触チャンバまで前記サブストリームを搬送する迂回ダクトと、を備える、請求項１５に記載の装置。 Said second contact means, said provided and downstream the contact chamber of the first contact means, and a bypass duct for conveying said sub-stream from upstream to said contact chamber of the absorption stage, according to claim 15 apparatus. 前記溶解アンモニアを前記溶媒系に再循環する手段をさらに備える、請求項１５または１６に記載の装置。 The apparatus of claim 15 or 16 , further comprising means for recycling the dissolved ammonia to the solvent system. 前記ＣＯ２−希薄煙道ガスが冷却されるように、前記ＣＯ２−希薄煙道ガスストリームを膨張させるガス膨張手段と、
１つ以上のプロセスストリームを、前記冷却した煙道ガスとの熱交換により冷却する手段と、
をさらに備える請求項１５から１７のいずれか一項に記載の装置。 The CO 2 - as lean flue gas is cooled, the CO 2 - and gas expansion means for expanding the lean flue gas stream,
Means for cooling one or more process streams by heat exchange with the cooled flue gas;
Apparatus according to any one of claims 15, further comprising a 17. 前記ＣＯ２，ＳＯｘ，ＮＯｘ含有煙道ガスストリームを前記吸収段に入る前に冷却する冷却器を備え、かつ前記１つ以上のプロセスストリームを冷却する手段が、前記冷却器を備えている請求項１８に記載の装置。 A cooler for cooling the CO 2 , SO x , NO x containing flue gas stream prior to entering the absorption stage, and means for cooling the one or more process streams comprises the cooler. The apparatus according to claim 18 . 前記１つ以上のプロセスストリームを冷却する手段が、前記ＣＯ２−希薄再生溶媒ストリームを前記吸収段に戻す際に冷却する熱交換継ぎ手を備える、請求項１８または１９に記載の装置。 Said means for cooling one or more process streams, the CO 2 - comprises a heat exchanger joint to cool the lean regeneration solvent stream when returning to the absorber stage apparatus according to claim 18 or 19. 前記ガス膨張手段が、膨張タービンを備える、請求項１８から２０のいずれか一項に記載の装置。 21. Apparatus according to any one of claims 18 to 20 , wherein the gas expansion means comprises an expansion turbine. 膨張中に膨張を促進するために、前記膨張の上流で前記ＣＯ２−希薄煙道ガスストリームを予熱する手段を備える、請求項１８から２１のいずれか一項に記載の装置。 To facilitate expansion during inflation, it said upstream expansion CO 2 - comprises means for preheating the lean flue gas stream, apparatus according to any one of claims 18 to 21. 前記１つ以上のプロセスストリームを冷却する手段が、前記ＣＯ２−希薄煙道ガスストリームと接触して、前記ガス由来のアンモニアを溶解する前記水を冷却するための熱交換継ぎ手を備える、請求項１８から２２のいずれか一項に記載の装置。 Means for cooling said one or more process streams, the CO 2 - in contact with the dilute flue gas stream comprises heat exchange joint for cooling the water to dissolve ammonia from said gas, claim The apparatus according to any one of 18 to 22 . 前記ガス膨張手段が、エネルギーが前記膨張から回収されるように構成されており、前記回収したエネルギーを発電に利用するか、または前記吸収段の上流または下流のプロセス工程で利用する手段が提供されている、請求項１８から２３のいずれか一項に記載の装置。 The gas expansion means is configured such that energy is recovered from the expansion, and means for using the recovered energy for power generation or in process steps upstream or downstream of the absorption stage is provided. 24. The apparatus according to any one of claims 18 to 23 .
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