JPH0448185A - 液化天然ガス焚き火力発電所から排出される二酸化炭素の回収方法 - Google Patents
液化天然ガス焚き火力発電所から排出される二酸化炭素の回収方法Info
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- JPH0448185A JPH0448185A JP2155753A JP15575390A JPH0448185A JP H0448185 A JPH0448185 A JP H0448185A JP 2155753 A JP2155753 A JP 2155753A JP 15575390 A JP15575390 A JP 15575390A JP H0448185 A JPH0448185 A JP H0448185A
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Abstract
(57)【要約】本公報は電子出願前の出願データであるた
め要約のデータは記録されません。
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Description
【発明の詳細な説明】
（産業上の利用分野）
この発明は、燃料として液化天然ガス（以下、ＬＮＧと
表記する）を用いる火力発電所のボイラー又はガスター
ビンから排出される燃焼排ガス中の二酸化炭素（以下、
ＣＯ２と表記する）を回収し、大気中に放散することを
防止するＣＯ２の回収方法に関する。
表記する）を用いる火力発電所のボイラー又はガスター
ビンから排出される燃焼排ガス中の二酸化炭素（以下、
ＣＯ２と表記する）を回収し、大気中に放散することを
防止するＣＯ２の回収方法に関する。
（従来の技術）
近年、増加の一途をたどるＣＯ２ガスによる地球の温暖
化現象が世界的な問題となっており、全世界的にその削
減が求められている０日本において発生するＣ０２の約
３割は火力発電所からのもので、電気事業としても今後
ＣＯ２による地球温暖化問題については有効な対応が迫
られている。
化現象が世界的な問題となっており、全世界的にその削
減が求められている０日本において発生するＣ０２の約
３割は火力発電所からのもので、電気事業としても今後
ＣＯ２による地球温暖化問題については有効な対応が迫
られている。
しかし、火力発電所から排出されるＣＯ２は膨大な量に
のぼり、これを環境保全の点からも効率的かつ経済的に
回収する方式についての報告はほとんどない。
のぼり、これを環境保全の点からも効率的かつ経済的に
回収する方式についての報告はほとんどない。
一般に、ＣＯ２の回収方法としては、化学吸収法、物理
吸着法や膜分離法、水酸化カルシウムによる沈澱法など
が知られている。
吸着法や膜分離法、水酸化カルシウムによる沈澱法など
が知られている。
（発明か解決しようとする課題）
しかしなから、これらの方法は比較的小規模の装置にお
いてＣＯ２を取除く場合のもので、火力発電所から排出
される膨大なＣＯ２の回収、固定化には技術的、経済的
観点から必ずしも現実的でない６ 本発明は、ＬＮＧを燃料とする火力発電所から排出され
る膨大な量のＣＯ２を効率良く、かつ経済的に回収する
方法を提供することを目的とする。
いてＣＯ２を取除く場合のもので、火力発電所から排出
される膨大なＣＯ２の回収、固定化には技術的、経済的
観点から必ずしも現実的でない６ 本発明は、ＬＮＧを燃料とする火力発電所から排出され
る膨大な量のＣＯ２を効率良く、かつ経済的に回収する
方法を提供することを目的とする。
（課題を解決するための手段）
かかる目的を達成するため本発明は、ボイラー又はガス
タービンで自らか発生させた燃焼排ガスの一部と純酸素
との混合ガスを酸化剤として燃料のＬＮＧを燃焼させ、
その排ガス中のＣＯ２をＬＮＧを気化させる際の冷熱を
利用して液化し、液化天然ガス焚き火力発電所から排出
されるＣＯ２を液化ＣＯ２として回収するようにしてい
る。
タービンで自らか発生させた燃焼排ガスの一部と純酸素
との混合ガスを酸化剤として燃料のＬＮＧを燃焼させ、
その排ガス中のＣＯ２をＬＮＧを気化させる際の冷熱を
利用して液化し、液化天然ガス焚き火力発電所から排出
されるＣＯ２を液化ＣＯ２として回収するようにしてい
る。
（作用）
したがって、天然ガスはボイラー又はガスタービンにお
いて、純酸素と循環使用される燃焼排ガスの一部との混
合ガスを酸化剤として燃焼し、窒素酸化物（ＮＯｘ）を
生成することなく、ＣＯ２と酸素と水分のみから成る燃
焼排ガスになる。そして、この燃焼排ガス中のＣＯ２は
ＬＮＧの気化冷熱を利用して冷却され、液化ＣＯ２とし
て回収される。
いて、純酸素と循環使用される燃焼排ガスの一部との混
合ガスを酸化剤として燃焼し、窒素酸化物（ＮＯｘ）を
生成することなく、ＣＯ２と酸素と水分のみから成る燃
焼排ガスになる。そして、この燃焼排ガス中のＣＯ２は
ＬＮＧの気化冷熱を利用して冷却され、液化ＣＯ２とし
て回収される。
（実施例）
以下、この発明を図面に基づいて詳しく説明する。
第１図に本発明の００２回収方法の具体例をフローチャ
ートで示す。
ートで示す。
図中符号１はＬＮＧタンクである。このＬＮＧタンク１
に貯蔵されるＬＮＧは、管２を経て第１の熱交換器３に
送られる。ここでＬＮＧと中間熱媒体であるエチレンガ
スとが熱交換し、ＬＮＧは加熱されて温度的−１０℃の
ガス状の天然ガスとなる。一方、エチレンガスは一５５
℃程度に冷却液化される。気化した天然ガスは管４を経
て第２の熱交換器５に送られ、ここで火力発電所のボイ
ラー又はガスタービン７からの燃焼排ガスと更に熱交換
して約３０℃に加熱される。そして、この天然ガスは管
６を経てボイラー又はガスタービン７に送られ燃焼する
。尚、第２の熱交換器５としては例えばコア型熱交換器
の採用が好ましい。
に貯蔵されるＬＮＧは、管２を経て第１の熱交換器３に
送られる。ここでＬＮＧと中間熱媒体であるエチレンガ
スとが熱交換し、ＬＮＧは加熱されて温度的−１０℃の
ガス状の天然ガスとなる。一方、エチレンガスは一５５
℃程度に冷却液化される。気化した天然ガスは管４を経
て第２の熱交換器５に送られ、ここで火力発電所のボイ
ラー又はガスタービン７からの燃焼排ガスと更に熱交換
して約３０℃に加熱される。そして、この天然ガスは管
６を経てボイラー又はガスタービン７に送られ燃焼する
。尚、第２の熱交換器５としては例えばコア型熱交換器
の採用が好ましい。
一方、図中符号８は、深冷蒸留方式による空気分離装置
である。この空気分離装置８において分離精製された酸
素ガスは、管９を経てガス混合器２２に送られ、ここで
分岐管１０により再循環される燃焼排ガスと混合された
後、管２３を経てボイラー又はガスタービン７に送られ
、酸化剤として天然ガスを燃焼させる。したがって、ボ
イラー又はガスタービン７は、空気を使用せず純酸素と
燃焼排ガスとの混合ガスを酸化剤として天然ガスを燃焼
させるものであり、その燃焼排ガスは窒素酸化物（ＮＯ
ｘ）を含まず、ＣＯ２と＃１素と水分のみからなるもの
となる。
である。この空気分離装置８において分離精製された酸
素ガスは、管９を経てガス混合器２２に送られ、ここで
分岐管１０により再循環される燃焼排ガスと混合された
後、管２３を経てボイラー又はガスタービン７に送られ
、酸化剤として天然ガスを燃焼させる。したがって、ボ
イラー又はガスタービン７は、空気を使用せず純酸素と
燃焼排ガスとの混合ガスを酸化剤として天然ガスを燃焼
させるものであり、その燃焼排ガスは窒素酸化物（ＮＯ
ｘ）を含まず、ＣＯ２と＃１素と水分のみからなるもの
となる。
ボイラー又はガスタービン７からの燃焼排ガスの一部、
通常６５〜７５％は、分岐管１０を経てボイラー又はガ
スタービン７に酸化剤の酸素濃度調整用として戻され、
残部が排出される。排出される燃焼排ガスは、コンプレ
ッサー１１に送られ、ここで約１０ｋｇ／’ａＪＧに加
圧されたのち、管１２を通って予備冷却器１３に送られ
、海水、用水、井水などとの間の熱交換によって約４０
℃程度にまで冷却される。この予備冷却器１３は、例え
ばシェル／チューブ型の熱交換器が用いられ、耐蝕性の
高いステンレス鋼で作られたものか好ましい。
通常６５〜７５％は、分岐管１０を経てボイラー又はガ
スタービン７に酸化剤の酸素濃度調整用として戻され、
残部が排出される。排出される燃焼排ガスは、コンプレ
ッサー１１に送られ、ここで約１０ｋｇ／’ａＪＧに加
圧されたのち、管１２を通って予備冷却器１３に送られ
、海水、用水、井水などとの間の熱交換によって約４０
℃程度にまで冷却される。この予備冷却器１３は、例え
ばシェル／チューブ型の熱交換器が用いられ、耐蝕性の
高いステンレス鋼で作られたものか好ましい。
この予備冷却器１３での冷却に伴い、燃焼排ガス中の水
分の一部が凝縮水として分離され、排出される。次いで
、予備冷却器１３を出た燃焼排ガスは、前述の第２の熱
交換器５に導入され、ここで前述の約−１０°Ｃの天然
ガスと熱交換して約１０℃に冷却される。この冷却によ
って燃焼排ガス中の水分の残部のほとんどが凝縮水とし
て分離され、同様に排出される。更に、この燃焼排ガス
は、管１４を通って脱水塔１５に送られる。脱水塔１５
はモレキュラーシーブス、シリカゲルなどの水分を吸着
する吸着剤が充填された二基の吸着筒からなり、−基が
吸着工程に供されている間に他の一基が再生され、吸着
工程と再生工程とを交互に繰り返すことによって連続的
に水分を吸着、除去するものである。燃焼排ガスは、脱
水塔１５において水の凝固による閉塞が生じないように
その含水量が１ ｐｐＩ以下の乾燥状態にされてから、
管１６を経てＣＯ２液化器１７に送られる。ＣＯ２液化
器１７は、燃焼排ガス中のＣＯ２が熱交換器内で間詰す
ることを避けるため、エチレンを中間熱媒体〈冷媒）と
して採用している。したかって、燃焼排ガスは、ＬＮＧ
との熱交換によって低温（−５５℃）となった液化エチ
レンによって冷却され、約−５０℃の液化ＣＯ２となっ
て管１８から貯蔵タンク１９に貯えられる。この液化Ｃ
Ｏ２は一定量が貯よると、適当な方法により処理あるい
は処分若しくは再利用される。一方、中間熱媒体として
のエチレンは、管２０を介して第１の熱交換器３とＣｏ
２液化器１７との間を循環し、ＣＯ２液化器１７におい
て燃焼排ガスの熱で気化し、前記第１の熱交換器３にお
いてＬＮＧと熱交換して液化され、再びＣＯ２液化器１
７に送られるようになっている。
分の一部が凝縮水として分離され、排出される。次いで
、予備冷却器１３を出た燃焼排ガスは、前述の第２の熱
交換器５に導入され、ここで前述の約−１０°Ｃの天然
ガスと熱交換して約１０℃に冷却される。この冷却によ
って燃焼排ガス中の水分の残部のほとんどが凝縮水とし
て分離され、同様に排出される。更に、この燃焼排ガス
は、管１４を通って脱水塔１５に送られる。脱水塔１５
はモレキュラーシーブス、シリカゲルなどの水分を吸着
する吸着剤が充填された二基の吸着筒からなり、−基が
吸着工程に供されている間に他の一基が再生され、吸着
工程と再生工程とを交互に繰り返すことによって連続的
に水分を吸着、除去するものである。燃焼排ガスは、脱
水塔１５において水の凝固による閉塞が生じないように
その含水量が１ ｐｐＩ以下の乾燥状態にされてから、
管１６を経てＣＯ２液化器１７に送られる。ＣＯ２液化
器１７は、燃焼排ガス中のＣＯ２が熱交換器内で間詰す
ることを避けるため、エチレンを中間熱媒体〈冷媒）と
して採用している。したかって、燃焼排ガスは、ＬＮＧ
との熱交換によって低温（−５５℃）となった液化エチ
レンによって冷却され、約−５０℃の液化ＣＯ２となっ
て管１８から貯蔵タンク１９に貯えられる。この液化Ｃ
Ｏ２は一定量が貯よると、適当な方法により処理あるい
は処分若しくは再利用される。一方、中間熱媒体として
のエチレンは、管２０を介して第１の熱交換器３とＣｏ
２液化器１７との間を循環し、ＣＯ２液化器１７におい
て燃焼排ガスの熱で気化し、前記第１の熱交換器３にお
いてＬＮＧと熱交換して液化され、再びＣＯ２液化器１
７に送られるようになっている。
また、脱水塔１５の吸着剤の再生は、ボイラー又はガス
タービン廃熱等及び空気分離器８で分離された乾燥窒素
ガスや脱水塔１５から導出される乾燥燃焼排ガスを用い
ることによって行われる。
タービン廃熱等及び空気分離器８で分離された乾燥窒素
ガスや脱水塔１５から導出される乾燥燃焼排ガスを用い
ることによって行われる。
また、第２の熱交換器５で約３０℃に加熱された天然ガ
スの一部は管２１から都市ガスとして供給することもで
きる。さらに、予備冷却器１３および第２の熱交換器５
で凝縮、分離された凝縮水は炭酸を含んでいて酸性であ
るため、アルカリで中和後、放流することが望ましい。
スの一部は管２１から都市ガスとして供給することもで
きる。さらに、予備冷却器１３および第２の熱交換器５
で凝縮、分離された凝縮水は炭酸を含んでいて酸性であ
るため、アルカリで中和後、放流することが望ましい。
なおボイラー又はガスタービン７のスタードア・ツブ時
には、ＬＮＧタンク１からのＬＮＧを通常のＬＮＧ気化
装置に送って気化させ、ボイラー又はガスタービン７に
送る方法や別のスタートアップ用天然ガスタンクからの
天然ガスをボイラー又はガスタービン７に送る方法など
が採用される。
には、ＬＮＧタンク１からのＬＮＧを通常のＬＮＧ気化
装置に送って気化させ、ボイラー又はガスタービン７に
送る方法や別のスタートアップ用天然ガスタンクからの
天然ガスをボイラー又はガスタービン７に送る方法など
が採用される。
このようなＣ０２の回収方法においては、燃焼排ガス中
のＣＯ２を液化するための冷熱にＬＮＧの気化のための
潜熱および膠熱を利用しているので、系全体としてのエ
ネルギーコストが十分低いものとなり、膨大な量のＣＯ
２を安価に回収できる。また、ＣＯ２液化のために中間
熱媒体としてエチレンガスを用いているため、ＣＯ２の
ドライアイス化が妨げられ、Ｃｏ２液化器１７の閉塞な
どのトラブルが防止される。さらに、この例では、酸化
剤として空気の代わりに純酸素と再循環燃焼排ガスの混
合ガスを用いるので燃焼排ガス中には窒素酸化物が全く
含まれず、脱硝装置か不要であるとともに、燃焼排ガス
の流量が減少し、配管、圧縮器等の装置の小型化および
ボイラー効率の向上が可能となる。また、燃焼排ガス中
の酸素を循環使用すれば、大気中に放出される燃焼排ガ
スがないため、煙突も不要となる。
のＣＯ２を液化するための冷熱にＬＮＧの気化のための
潜熱および膠熱を利用しているので、系全体としてのエ
ネルギーコストが十分低いものとなり、膨大な量のＣＯ
２を安価に回収できる。また、ＣＯ２液化のために中間
熱媒体としてエチレンガスを用いているため、ＣＯ２の
ドライアイス化が妨げられ、Ｃｏ２液化器１７の閉塞な
どのトラブルが防止される。さらに、この例では、酸化
剤として空気の代わりに純酸素と再循環燃焼排ガスの混
合ガスを用いるので燃焼排ガス中には窒素酸化物が全く
含まれず、脱硝装置か不要であるとともに、燃焼排ガス
の流量が減少し、配管、圧縮器等の装置の小型化および
ボイラー効率の向上が可能となる。また、燃焼排ガス中
の酸素を循環使用すれば、大気中に放出される燃焼排ガ
スがないため、煙突も不要となる。
（発明の効果）
以上の説明より明らかなように、本発明は、液化天然ガ
ス焚き火力発電所から排出される二酸化炭素をＬＮＧの
気化冷熱を利用して回収するようにしているので、運転
コストを少なくすることができ、また設備的に実証され
ているものも多く、実現性か高い。
ス焚き火力発電所から排出される二酸化炭素をＬＮＧの
気化冷熱を利用して回収するようにしているので、運転
コストを少なくすることができ、また設備的に実証され
ているものも多く、実現性か高い。
また、燃焼用空気の代わりに燃焼排ガスの一部と純酸素
との混合ガスをボイラー又はガスタービンに供給するた
め、燃焼排ガスの主成分かＣＯ２となる。しかも、燃焼
排ガスの一部を循環させ、これと純酸素との混合ガスを
酸化剤としてボイラーに供給するため、今まで酸化剤中
に多量に含まれていたＮ２が全く含まれないし、排ガス
量を減少でき、ボイラー効率の向上、煙道及び熱交換器
の小型化か可能となる。また、本発明によると、酸化剤
中にＮ２を含まないなめＮＯｘの発生がなくなり、脱Ｉ
Ａ装置が不要となると共に大気中に放出するガスが殆ど
なくなり、場合によっては煙突が不要となる。
との混合ガスをボイラー又はガスタービンに供給するた
め、燃焼排ガスの主成分かＣＯ２となる。しかも、燃焼
排ガスの一部を循環させ、これと純酸素との混合ガスを
酸化剤としてボイラーに供給するため、今まで酸化剤中
に多量に含まれていたＮ２が全く含まれないし、排ガス
量を減少でき、ボイラー効率の向上、煙道及び熱交換器
の小型化か可能となる。また、本発明によると、酸化剤
中にＮ２を含まないなめＮＯｘの発生がなくなり、脱Ｉ
Ａ装置が不要となると共に大気中に放出するガスが殆ど
なくなり、場合によっては煙突が不要となる。
第１図はこの発明のＣＯ２回収方法の一具体例を示すフ
ローチャートである。 ｌ・・・ＬＮＧタンク、 ３・・・第１の熱交換器、 ５・・・第２の熱交換器、 ７・・・ボイラー又はガスタービン、 ８・・・空気分離装置、 ｌｌ・・・コンプレッサー １３・・・予備冷却器、 １５・・・脱水塔、 １７・・・ｃｏ２液化器、 １９・・・貯蔵タンク、 ２２・・・ガス混合器。 特許出願人 財団法人 電力中央研究所三菱重工業
株式会社 日揮株式会社
ローチャートである。 ｌ・・・ＬＮＧタンク、 ３・・・第１の熱交換器、 ５・・・第２の熱交換器、 ７・・・ボイラー又はガスタービン、 ８・・・空気分離装置、 ｌｌ・・・コンプレッサー １３・・・予備冷却器、 １５・・・脱水塔、 １７・・・ｃｏ２液化器、 １９・・・貯蔵タンク、 ２２・・・ガス混合器。 特許出願人 財団法人 電力中央研究所三菱重工業
株式会社 日揮株式会社
Claims (4)
- （１）火力発電所のボイラー又はガスタービンにおいて
、二酸化炭素を主成分とする燃焼排ガスと純酸素との混
合物を酸化剤として液化天然ガス燃料を燃焼させ、その
燃焼排ガス中の二酸化炭素を液化天然ガスの気化熱を利
用して液化することを特徴とする液化天然ガス焚き火力
発電所から排出される二酸化炭素の回収方法。 - （２）液化天然ガスと二酸化炭素との熱交換が、エチレ
ンを中間熱媒体として行われる請求項１記載の液化天然
ガス焚き火力発電所から排出される二酸化炭素の回収方
法。 - （３）排出される二酸化炭素を海水で予備冷却する請求
項１または２記載の液化天然ガス焚き火力発電所から排
出される二酸化炭素の回収方法。 - （４）二酸化炭素を主成分とする燃焼排ガスの一部をボ
イラー又はガスタービンにリサイクルする請求項１ない
し３のいずれかに記載の液化天然ガス焚き火力発電所か
ら排出される二酸化炭素の回収方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2155753A JPH0663699B2 (ja) | 1990-06-14 | 1990-06-14 | 液化天然ガス焚き火力発電所から排出される二酸化炭素の回収方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2155753A JPH0663699B2 (ja) | 1990-06-14 | 1990-06-14 | 液化天然ガス焚き火力発電所から排出される二酸化炭素の回収方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH0448185A true JPH0448185A (ja) | 1992-02-18 |
| JPH0663699B2 JPH0663699B2 (ja) | 1994-08-22 |
Family
ID=15612667
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2155753A Expired - Fee Related JPH0663699B2 (ja) | 1990-06-14 | 1990-06-14 | 液化天然ガス焚き火力発電所から排出される二酸化炭素の回収方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPH0663699B2 (ja) |
Cited By (15)
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|---|---|---|---|---|
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| JP2018128201A (ja) * | 2017-02-09 | 2018-08-16 | 三菱重工業株式会社 | Ｃｏ２液化システム及びｃｏ２液化方法 |
| IT202000023167A1 (it) * | 2020-10-01 | 2022-04-01 | Saipem Spa | Processo di generazione di potenza che impiega un combustibile, aria e/o ossigeno liquidi a zero emissioni di co2 |
-
1990
- 1990-06-14 JP JP2155753A patent/JPH0663699B2/ja not_active Expired - Fee Related
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Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JPH0663699B2 (ja) | 1994-08-22 |
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Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |