NO20101662A1 - Fremgangsmate for fjerning av karbondioksid fra en gasstrom - Google Patents
Fremgangsmate for fjerning av karbondioksid fra en gasstrom Download PDFInfo
- Publication number
- NO20101662A1 NO20101662A1 NO20101662A NO20101662A NO20101662A1 NO 20101662 A1 NO20101662 A1 NO 20101662A1 NO 20101662 A NO20101662 A NO 20101662A NO 20101662 A NO20101662 A NO 20101662A NO 20101662 A1 NO20101662 A1 NO 20101662A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- naf
- mixture
- carbon dioxide
- gas
- caf2
- Prior art date
Links
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 94
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 50
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 43
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 title claims abstract description 13
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 27
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 27
- WUKWITHWXAAZEY-UHFFFAOYSA-L calcium difluoride Chemical compound [F-].[F-].[Ca+2] WUKWITHWXAAZEY-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 14
- 229910001634 calcium fluoride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 14
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 30
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 23
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 10
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 230000008018 melting Effects 0.000 claims description 7
- 238000002844 melting Methods 0.000 claims description 7
- 229910021386 carbon form Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 54
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Inorganic materials [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 31
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 description 17
- 239000000155 melt Substances 0.000 description 17
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 9
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 6
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 6
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N nickel Substances [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 5
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 4
- 235000010216 calcium carbonate Nutrition 0.000 description 4
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 3
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Chemical compound [O-2].[Ca+2] BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 3
- 150000004673 fluoride salts Chemical class 0.000 description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000012803 melt mixture Substances 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 239000011833 salt mixture Substances 0.000 description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- -1 M-CIX Chemical class 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000288 alkali metal carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910000272 alkali metal oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910000287 alkaline earth metal oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 2
- 150000003841 chloride salts Chemical class 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 229910004324 CaF2—NaF Inorganic materials 0.000 description 1
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 102000011045 Chloride Channels Human genes 0.000 description 1
- 108010062745 Chloride Channels Proteins 0.000 description 1
- 238000005033 Fourier transform infrared spectroscopy Methods 0.000 description 1
- 229910021267 NaF—CaF2 Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000008041 alkali metal carbonates Chemical class 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 235000011116 calcium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000006229 carbon black Substances 0.000 description 1
- 125000005587 carbonate group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 229910052681 coesite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 229910052906 cristobalite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006837 decompression Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000003487 electrochemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005868 electrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000374 eutectic mixture Substances 0.000 description 1
- 230000005496 eutectics Effects 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 238000004868 gas analysis Methods 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- PAZHGORSDKKUPI-UHFFFAOYSA-N lithium metasilicate Chemical compound [Li+].[Li+].[O-][Si]([O-])=O PAZHGORSDKKUPI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052912 lithium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000010587 phase diagram Methods 0.000 description 1
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 238000003746 solid phase reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 229910052682 stishovite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052905 tridymite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012800 visualization Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/46—Removing components of defined structure
- B01D53/62—Carbon oxides
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2251/00—Reactants
- B01D2251/30—Alkali metal compounds
- B01D2251/304—Alkali metal compounds of sodium
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2251/00—Reactants
- B01D2251/40—Alkaline earth metal or magnesium compounds
- B01D2251/404—Alkaline earth metal or magnesium compounds of calcium
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2257/00—Components to be removed
- B01D2257/50—Carbon oxides
- B01D2257/504—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
- Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
- Y02A50/00—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE in human health protection, e.g. against extreme weather
- Y02A50/20—Air quality improvement or preservation, e.g. vehicle emission control or emission reduction by using catalytic converters
-
- 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
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
Abstract
Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for innfangning av karbondioksid, CO2 fra avgass ved anvendelse av CaO oppløst i en blanding av NAF og CaF2 som absorpsjonsmedium.
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører innfangning av karbondioksid, CO2fra avgass ved anvendelse av kalsiumoksid oppløst i en saltsmelte som absorpsjonsmedium.
I et konvensjonelt varmekraftverk oksideres kull med luft med et forholdstall »1. I en slik konvensjonelt fyrt kjele er det 10-15% CO2i avgassen og temperaturen er ca 800°C ved utløp fra kjelen. Den varme avgassen varmeveksles med vann og genererer overopphetet damp med høyt trykk som benyttes til å drive en turbin som igjen driver en generator for elektrisk strøm. Den elektriske virkningsgraden er forholdsvis lav, ca. 40-60%. Den varme dampen kondenseres før den igjen varmeveksles med de varme avgassene fra forbrenningsprosessen. I kondensasjonsprosessen frigjøres mye varme som kan benyttes til fjernvarme-formål i såkalte CHP (combined heat and power)-anlegg. Dette øker den totale virkningsgraden i et anlegg til i området 70%.
Den mest aktuelle teknologien for rensing av CO2fra varmekraftverk er i dag basert på absorpsjon av CO2i aminer. Etter dekomprimering og avkjøling i turbinen føres avgassene gjennom en stor reaktor der CO2absorberes i en aminbasert væske ved 30-40°C. De øvrige avgassene slippes ut til atmosfæren, mens den CCVrike aminvæsken føres inn i et annet kammer der temperaturen heves til 120-130°C og CO2frigjøres selektivt. Den frigjorte gassen kan deretter komprimeres til væske og deponeres på dertil egnet sted. Aminabsorbenten avkjøles til 30-40°C og føres inn i absorpsjonskammeret der prosessen starter på nytt. Temperaturvekslingen av store mengder absorbent er energikrevende og senker den elektriske virkningsgraden for anlegget med ca 10%.
En generell termisk energikonverteringsprosess kan representeres av skissen i Figur 2. Varme (Qh) flyter fra et reservoar med høy temperatur gjennom en maskin til et reservoar med lav temperatur. På veien utføres et arbeid W mens varme Ql tilføres lavtemperaturreservoaret. Effektiviteten til prosessen er gitt av likning (1).
Den teoretiske virkningsgraden (carnotvirkningsgraden) for en termisk energikonverteringsprosess generelt er gitt ved ligning (2) der TH og TL er henholdsvis lav- og høy temperatur i energikonverteringsprosessen.
Denne representerer en fundamental grense for effektiviteten i termiske prosesser. Generelt er det gunstig med så store temperaturforskjeller som mulig for økt effektivitet.
Ved energigjenvinning fra temperaturvekslingen mellom 130°C og 40°C i en aminrenseprosess er den teoretiske virkningsgraden i henhold til ligning (4) 66,9%. I praksis er den langt lavere samtidig som energien fra gjenvinnings-prosessen foreligger som forholdsvis lavkvalitets varmeenergi som primært bare kan benyttes til varmeformål. Et gasskraftverk med aminrensing er skissert i Figur 3.
RU2229335 C1 vedrører ved et CO2absorpsjonsmiddel som er en blanding av kalsiumoksid med eutektisk blanding av alkalimetallkarbonater fremstilt i form av korn.
JP11028331 A omhandler elektrokjemisk separering av CO2, hvor CO2omdannes til C03ved katoden gjennom en elektrokjemisk reaksjon.
JP 10085553 omhandler separering av CO2, ved å bringe avgassen gjennom en membran hvor fibrene består av et sammensatt oksid som danner CO2gjennom en kjemisk reaksjon med CC^og et oksid.
US2005036932 omhandler en fremgangsmåte for å absorbere og fjerne CO2fra en avgass. Avgassen blåses gjennom et agglomerat av faste partikler inneholdende CaO og eller Ca(OH)2slik at CO2i avgassen omdannes til CaC03.
Terasaka et al. (Chem. Eng. Technol. 2006, 29 No 9, sider 1118-1121) har beskrevet en prosess der CO2absorberes av fast, partikulært litiumsilikat (LiSiC>4) i en slurry med smeltet salt som arbeidsmedium. Det dannes U2CO3og Li2SiC>3 som foreligger som faste partikler i slurryen.
Kjent teknikk beskriver mange ulike metoder for innfangning av CO2. Ulempene er i hovedsak størrelsen på renseanleggene og lav energieffektivitet for energikonverteringsprosessen.
Det er et formål med oppfinnelsen å komme frem til en fremgangsmåte for rensing av CO2fra avgasser fra forbrenningsanlegg som vil gi en økt virkningsgrad og energikvalitet for energigjenvinningen fra renseprosessen. I tillegg vil det være ønskelig å øke effektiviteten for rensingen av CO2ved å benytte raskere kjemiske reaksjoner slik at et renseanlegg kan gjøres fysisk mindre.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for fjerning av karbondioksid fra en gasstrøm, der gasstrømmen i et første trinn i et reaksjonskammer bringes i kontakt med et absorpsjonsmedium i smeltet tilstand som omfatter 99-50 vekt% av en blanding av NaF og CaF2og 1-50 vekt% av CaO oppløst i blandingen , og som reagerer med karbondioksidet og danner et løselig kalsiumkarbonat. Fremgangsmåten utføres ved et trykk nær atmosfæretrykket over absorpsjonsmediet.
Videre vedrører oppfinnelsen anvendelse av et absorpsjonsmedium som omfatter 99 - 50 vekt% av en saltsmelte som er en blanding av NaF og CaF2og 1-50 vekt% av oppløst CaO for fjerning av karbondioksid fra en gasstrøm.
Oppfinnelsen tilveiebringer også et absorpsjonsmedium for fjerning av karbondioksid fra en gasstrøm omfatter 99 - 50 vekt% av en saltsmelte som er en blanding av NaF og CaF2og 1-50 vekt% av oppløst CaO.
Figurer:
Fig. 1: Skjematisk fremstilling av konvensjonelt varmekraftverk (B. Sørensen)
Fig. 2: Skjematisk visualisering av en generell energikonverteringsprosess.
Fig. 3: Skjematisk fremstilling av gasskraftverk med aminrenseanlegg, fra SINTEF Fig. 4: Gibbs fri energi for reaksjon (5). Positive verdier tilsier at reaksjonen går mot venstre. Ved negative verdier går reaksjonen mot høyre. Fig. 5: Prinsippskisse for høytemperatur saltsmelteabsorpsjon av CO2fra gasskraftverk.
Fig. 6: Fasediagram CaF2-NaF.
Fig. 7: Skisse av eksperimentell apparatur (celle).
Fig. 8: Gassammensetning ut fra cella ved absorpsjonsforsøk.
Fig. 9: Gassammensetning ved desorpsjonsforsøk.
Saltsmelter er benyttet i kjemisk prosessindustri i en rekke sammenhenger. Konkret kan nevnes: Elektrolytt i elektrolyseprosesser, som katalytisk medium i pyrolyseprosesser og som elektrolytt i batterier og fotoelektrokjemiske solceller. Generelt består saltsmelter av metall-anionforbindelser av forskjellig sammen-setning. Disse er svært termodynamisk stabile i seg selv samtidig som de er effektive løsemidler for andre stoffer og elementer. Enkelte saltsmelter viser en viss løselighet av karbon i form av CO2. Dette gjelder spesielt klorider som M-CIX, fluorider M-Fx, nitrater M-(N03)y der M er et metall med valens x eller y/2.
Generelt vil oksider være løselige i saltsmelter med motsatt Lewis syre-basekarakteristikk slik at sure smelter løser basiske oksider og vise versa. Et godt eksempel er CaCb som i seg selv viser svakt sur karakteristikk. Dette gjør at basiske (CaO, MgO) og tildels amfotære oksider løses lett mens sure oksider (Si02, Ti02) vil løses bare i liten grad. Basiske oksider har affinitet for CO2under dannelse av karbonater i henhold til likning (3)
Kalsiumkarbonat har i likhet med kalsiumoksid, basiske egenskaper og løses generelt i sure smelter. Dette er imidlertid ikke eksklusivt gyldig siden både CaO og CaC03også løses i fluorider som CaF2som oppviser basiske egenskaper. Kalsiumkarbonat er svært stabilt ved romtemperatur, men dekomponerer til CaO og C02i henhold til likning (4) ved temperaturer over 850-900°C. Tabell 1 viser AG for reaksjon (3) som funksjon av temperatur. Dette er den motsatte reaksjonen av (4) slik at de samme tallene gjelder for (4) med motsatt fortegn.
Ved å benytte CaO sin affinitet for CO2, kan reaksjon (3) og (4) benyttes til innfanging av slik gass fra en fortynnet gassblanding, for eksempel fra et kullkraftverk, ved å føre gassblandingen gjennom en saltsmelte med løst CaO som dermed vil trekke til seg karbondioksidet fra gassblandingen og danne CaC03. Temperaturen på saltsmelter er normalt i området 600-1500°C, og den høye temperaturen kombinert med katalytiske egenskaper ved saltsmeltene gjør at slik innfanging kan bli meget effektiv.
Gibbs fri energi for reaksjon (3) og (4) for de andre jordalkalimetalloksidene er beregnet ved hjelp av HSC Thermodynamic software tool, Outotech 2008.
I Figur 4 fremkommer at den fri energi i henhold til (4) for de forskjellige jordalkalimetalloksidene skifter fortegn ved høyere temperatur ettersom vi beveger oss nedover i det periodiske system. Dette kan utnyttes på den måten at de tyngre oksidene benyttes ved absorpsjon i forbrenningsprosesser der avgass-temperaturen er høy. Det er ønskelig med en stor drivende kraft (stor, negativ AG) for at prosessene skal gå hurtig. Samtidig er prosesshastighet normalt økende med økende temperatur. Dette utgjør motstridende effekter ved absorpsjon av CO2i saltsmelter og et optimalt arbeidspunkt må finnes eksperimentelt i hvert enkelt tilfelle. Når oksid og korresponderende karbonat foreligger oppløst i en saltsmelte vil dette utgjøre et annet medium og omgivelser enn når de foreligger i fri form ved en hetsa kti vitet som forutsatt i (4), men kvalitativt vil oppførselen være lik for de forskjellige kationene. Tilsvarende beregninger for alkalimetalloksidene viser at disse er mer stabile slik at vi ikke oppnår skifte i fortegn for reaksjon (4) ved aktuelle driftstemperaturer. Dette gjelder ved de forhold som beregningene er gjort ved (STP, enhetsaktivitet, fast fase) og er ikke nødvendigvis representativt når reaktantene foreligger oppløst i en saltsmelte. I denne tilstanden vil stabiliteten til forbindelsene være lavere slik at alkalimetalloksider/karbonater også fungerer som aktive forbindelser.
CC>2 -løseligheten i gassform i saltsmelter er en funksjon av temperatur på den måten at løseligheten går ned ved økende T. Dette er delvis beskrevet i E. Saido, et al., J Chem Eng, Data, 25, (1), 1980, sider 45-47. Løseligheten av gassformig CO2er i størrelsesorden 0,1-1% og kan føre til tap i prosesseffektivitet ved dannelse og dekomponering av CaCC>3.
I foreliggende oppfinnelse inngår ikke noen fast-fase reaksjoner siden reaktantene foreligger løst som kompleksioner i den beskrevne saltsmelten. Dette gjør at kinetikken blir langt raskere enn tidligere teknikk og man slipper å forholde seg til en slurry, men holder alt i væskeform. I stedet for å absorbere CO2fra forbrenningsgassene i lavtemperatursonen etter varmeveksling med damp kan man gjøre dette før forbrenningsgassene avkjøles. Umiddelbart etter forbrenning holder gassene temperaturer i området 800-1400°C. For et kullkraftverk foreligger gassene ved tilnærmet atmosfæretrykk og uttak av energi skjer i en konvensjonell dampkjel der vann varmes opp til tilnærmet samme temperatur som avgassene for drift av en dampturbin som igjen driver en elektrisk generator (Figur 1). Det er ingen prinsipielle grunner til at CO2ikke skal kunne absorberes fra avgassene i varm og/eller trykksatt tilstand. Saltsmelter som beskrevet over har typisk smeltepunkt i området 600-1412°C, nettopp i temperaturområdet for forbrenningsprosessen. En slik absorpsjonsprosess kan tenkes utført i prinsippet som et aminanlegg, men ved høyere prosesstemperatur. Absorpsjonstemperaturen vil være i området 600 - 1600°C. Den høyere temperaturen antas å gjøre kinetikken i prosessen langt raskere slik at et slikt anlegg kan gjøres fysisk langt mindre enn et aminabsorpsjonsanlegg som fysisk er svært stort. Et slikt anlegg er skissert i Figur 5. For et gasskraftverk vil forbrenningsgassene før turbinen i tillegg foreligge under høyt trykk, noe som ytterligere vil øke effektiviteten til prosessen hvis den plasseres her siden partialtrykket til CO2i gassblandingen vil være langt høyere enn ved atmosfæretrykk (10-20 atm).
I følge oppfinnelsen kan varme avgasser ledes gjennom saltsmelter bestående av NaF og CaF2ved ca. 850°C der CO2absorberes av løst CaO i saltsmelten i et kammer under dannelse av CaC03. Smeiten med høyt innhold av CaC03føres deretter til et desorpsjonskammer og varmes opp til ca. 950°C for frigjøring av gass.
Teoretisk forklares dette ved likning (5) som forskyves mot venstre ved T>850°C når AG>0 (se Tabell 1).
De rensede avgassene og CO2varmeveksles så i separate kretser med vann for generering av høytemperatur damp som driver en dampturbin for drift av en elektrisk generator. Saltsmelten med løst, regenerert CaO kjøles ned til 800°C før den igjen føres inn i absorpsjonskammeret. I denne prosessen varmeveksles smeiten med damp som igjen kan drive en turbin for generering av elektrisk strøm - gjerne den samme som drives av damp generert av de varme avgassene. Fordelen med å rense gassen mens den har høy temperatur vil være en høyere elektrisk virkningsgrad fra den totale energikonverteringsprosessen. Den teoretiske carnotvirkningsgraden (se ligning 2) i en slik prosess for gjenvinning av prosessvarme fra avkjøling av saltsmeltemediet fra 950°C til 800°C i absorpsjons-anlegget vil, - hvis vi antar Tl ca 40°C etter energiuttak fra avkjølingsmediet (og kondensasjon i tilfelle damp) til elektrisk energi samt TH ca. 800°C, være 95%. Dessuten vil dette kunne generere høykvalitets elektrisk energi i stedet for lavkvalitets vannbåren varme.
Alternativt kan veksling av trykk mellom absorpsjons- og desorpsjons-kamrene i prinsippet fungere på samme måte som en veksling i temperatur. For et gasskraftverk der en stor andel av energien i brennstoffet knytter seg til hydrogeninnholdet i gassen vil det dessuten eksistere en tredje måte å fjerne CO2-utslippet til atmosfæren på, nemlig ved å felle ut karbonet elektrokjemisk fra løst karbonatform i saltsmelten i desorpsjonskammeret. I dette tilfellet vil det genereres elementært karbon som kan tas ut av prosessveien og deponeres. Dette vil være et alternativ til preforbrenningsreformasjon av naturgass til karbon (carbon black) og hydrogen før forbrenning av hydrogenet.
En umiddelbar utfordring med konseptet beskrevet over er at vann i forbrenningsgassen som skal renses kan føre til hydrolyse av enkelte saltsmelter - primært klorider, til oksyhydroklorider. Dette kan unngås ved å benytte smelter som ikke er utsatt for dette, fortrinnsvis basiske fluorider eller man kan kjøre en kontinuerlig regenereringsprosess der noe smelte til enhver tid tas ut for behandling.
Saltsmelten som benyttes i fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse omfatter NaF og CaF2der innholdet av NaF fortrinnsvis er i området fra 45-95 mol%, foretrukket fra 55-85 mol%, mer foretrukket fra 60-75 mol%.
Mengden av CaO oppløst i saltblandingen fortrinnsvis er i området fra 1-50 vekt%, foretrukket fra 5-35 vekt%, mer foretrukket fra 10-25 vekt%.
Smeltepunktet for absorpsjonsmediet (blandingen av salt + oksid/karbonat) må ligge under temperaturen der metalloksid og metallkarbonat skifter på å være de stabile fasene. Dette fremgår av Tabell 1 og Figur 4. Det er viktig å ha kontroll på smeltepunktet til blandingen. Tilsats av et oksid skal normalt tilsi senkning i smeltepunktet. I foreliggende fremgangsmåte vil temperaturen i reaksjonskammeret fortrinnsvis ligge i området fra 700-1200°C. Det absolutte trykket i reaksjonskammerret vil ligge i området 0,5-200 bar.
Eksperimentelt og resultater
En saltblanding bestående av 65 mol% NaF og 35 mol% CaF2ble preparert ved å smelte sammen substanser av kjemikaliegrad (Merck) ved 900°C i en digel av Ni. Dette er i nærheten av det eutektiske minimum i systemet NaF-CaF2som er skissert i Figur 6. Blandingen ble etter størkning knust til mindre biter for preparering til elektrolytt. 850 g saltblanding ble deretter tilsatt 150 g CaO og fylt i en digel av Ni. Blandingen ble smeltet ned ved 850°C i en gasstett celle skissert i Figur 7. Høyden på smeltefasen var ca 20 cm. En simulert røykgass bestående av 22 vekt% C02+ 78 vekt% N2(200 ml/min) ble først ført inn i området over smeltefasen gjennom et sentralt plassert nikkelrør og deretter ut gjennom et rør i rustfritt stål. Gassammensetningen ble monitorert ved hjelp av en FTIR-analysator (Thermo Nicolet 6700) utstyrt for gassanalyse for svært nøyaktige målinger av C02. Cella hadde et analysevolum på ca 200 ml, noe som sammen med volumet over saltsmelta gjorde at stabile analyser først ble oppnådd etter en viss tid når hele volumet var blitt fylt med gassen fra cella. Trykket i cella vil dermed være tilnærmet atmosfæretrykk over smelteblandingen, mens et visst overtrykk vil eksistere i bunn av cella der gass bobles gjennom smelta. Overtrykket kan anslås til ca 0,03 atm og skyldes tyngden av 20 cm smeltesøyle med tetthet ca 2,2 g/cm<3>. Da stabile verdier samsvarende med gassblandingens spesifikasjoner ble oppnådd (22 vekt% CO2) ble det sentrale gasstilførselsrøret senket ned i smelta til 1 cm over bunnen mens gass hele tiden ble tilført. Gasstrømmens sammen-setning ble monitorer! og etter kort tid ble C02-innholdet i gasstrømmen observert å synke. Etter ca 20 minutter var CO2- innholdet i gasstrømmen sunket til ca 500 ppm. Ni-røret ble deretter hevet over smelta igjen og gassammensetningen ble igjen funnet å stige for så å stabilisere seg ved 22 vekt%. Resultatene fra gass-analysene er skissert i Figur 8. Cella ble deretter etterlatt i varm tilstand over natta uten gasstrøm.
Dagen etter ble gasstilførselen endret til argon (Ar 5.0) og 250 ml/min ført gjennom Ni-røret som igjen var nedsenket i saltsmelteblandingen. Et visst initielt innhold av C02ble målt - noe som sannsynligvis skyldtes rester fra gårsdagen som fortsatt fantes i rørføringer og analysevolum. Dette sank imidlertid raskt og da CC>2-innholdet ble målt til under 100ppm ble temperaturen på ovnskontrolleren økt til 950°C. Temperatur i området over smelteblandingen ble monitorer! og da denne steg over ca 900°C ble CO2igjen observert i gasstrømmen som nå besto av Ar. Ettersom temperaturen økte til 950°C steg innholdet av CO2og nådde en topp ved ca 0,3% for så å falle. Dette ble tolket som at CO2nå ble frigjort ved at reaksjon [9] nå gikk mot venstre pga endret termodynamikk i henhold til Tabell 1 og Figur 4. Forløpet er skissert i Figur 9.
De eksperimentelle parametre er oppsummert nedenfor.
Smelte: 35% CaF2/65% NaF tilsatt 15% CaO.
Absorpsjontemperatur: 850°C, Desorpsjonstemperatur: 950°C.
Trykk: Tilnærmet atmosfæretrykk, anslått overtrykk i innløp 0,03 bar.
Gassammensetning inn: Absorpsjon - 22% CO2rest N2,
Desorpsjon 100% Ar (5.0). Renhetsgrad >99.995%.
Claims (7)
1. Fremgangsmåte for fjerning av karbondioksid fra en gasstrøm,karakterisert vedat gasstrømmen i et første trinn i et reaksjonskammer bringes i kontakt med et absorpsjonsmedium i smeltet tilstand som omfatter 99 - 50 vekt% av en blanding av NaF og CaF2og 1 - 50 vekt% av oppløst CaO som reagerer med karbondioksidet og danner kalsiumkarbonat, fremgangsmåten utføres ved et trykk nær atmosfæretrykket over absorpsjonsmediet.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor blandingen av NaF og CaF2inneholder 45 - 95 mol% NaF.
3. Fremgangsmåte ifølge kravene 1 og 2, hvor absorpsjonsmediet i et neste trinn oppvarmes over smeltepunktet og frigjør CaO og karbondioksid.
4. Fremgangsmåte ifølge kravene 1 til 3, der det absolutte trykket i reaksjonskammeret befinner seg i området 0,5 - 200 bar.
4a. Fremgangsmåte ifølge kravene 1 til 3, der temperaturen i reaksjonskammeret befinner seg i området 700 - 1200 °C.
5. Anvendelse av et absorpsjonsmedium som omfatter 99 - 50 vekt% av en saltsmelte som er en blanding av NaF og CaF2og 1 - 50 vekt% av oppløst CaO for fjerning av karbondioksid fra en gasstrøm.
6. Absorpsjonsmedium for fjerning av karbondioksid fra en gasstrøm,karakterisert vedat det består av 99 - 50 vekt% av en saltsmelte som er en blanding av NaF og CaF2og 1- 50 vekt% av oppløst CaO.
7. Absorpsjonsmedium ifølge krav 6, hvor blandingen av NaF og CaF2inneholder 45 - 95 mol% NaF.
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20101662A NO332809B1 (no) | 2010-11-26 | 2010-11-26 | Absorpsjonsmedium og fremgangsmate for fjerning av karbondioksid fra en gasstrom, samt anvendelse av absorpsjonsmediet. |
| PCT/NO2011/000334 WO2012070954A1 (en) | 2010-11-26 | 2011-11-25 | Method for removal of carbon dioxide from a gas stream |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20101662A NO332809B1 (no) | 2010-11-26 | 2010-11-26 | Absorpsjonsmedium og fremgangsmate for fjerning av karbondioksid fra en gasstrom, samt anvendelse av absorpsjonsmediet. |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20101662A1 true NO20101662A1 (no) | 2012-05-28 |
| NO332809B1 NO332809B1 (no) | 2013-01-14 |
Family
ID=46146094
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20101662A NO332809B1 (no) | 2010-11-26 | 2010-11-26 | Absorpsjonsmedium og fremgangsmate for fjerning av karbondioksid fra en gasstrom, samt anvendelse av absorpsjonsmediet. |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| NO (1) | NO332809B1 (no) |
| WO (1) | WO2012070954A1 (no) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NO343140B1 (no) * | 2013-06-14 | 2018-11-19 | Zeg Power As | Fremgangsmåte for bærekraftig energiproduksjon i et kraftverk som omfatter en fastoksid brenselcelle |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP3248514B2 (ja) * | 1998-10-29 | 2002-01-21 | 日本鋼管株式会社 | 排出炭酸ガスの削減方法 |
| RU2293350C2 (ru) * | 2005-04-26 | 2007-02-10 | Федеральное Государственное Унитарное Предприятие "Нижегородский Научно-Исследовательский Институт Радиотехники" | Устройство для обнаружения и классификации летящих и зависших вертолетов |
| NO330584B1 (no) * | 2009-05-28 | 2011-05-23 | Univ For Miljo Og Biovitenskap Inst For Mat Realfag Og Teknologi | CO2-innfanging i saltsmelter |
-
2010
- 2010-11-26 NO NO20101662A patent/NO332809B1/no not_active IP Right Cessation
-
2011
- 2011-11-25 WO PCT/NO2011/000334 patent/WO2012070954A1/en active Application Filing
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2012070954A1 (en) | 2012-05-31 |
| NO332809B1 (no) | 2013-01-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO20092083L (no) | CO2-innfanging i saltsmelter | |
| ES2599411T3 (es) | Método y sistema para convertir dióxido de carbono en materiales de partida químicos | |
| TWI429476B (zh) | 藉碳酸鹽及／或碳酸氫鹽無機物之共生作用以自廢液流中移除二氧化碳之裝置 | |
| Baciocchi et al. | Process design and energy requirements for the capture of carbon dioxide from air | |
| EP1781400B1 (en) | Cleaning of combustion gas including the removal of co2 | |
| ES2566913T3 (es) | Un método y un aparato para llevar a cabo una desulfurización y descarbonización simultánea eficiente en energía de un gas de chimenea con un metal electropositivo | |
| WO2006009600A2 (en) | Systems and methods for extraction of carbon dioxide from air | |
| AU2011333125B2 (en) | System and method for recovering gas containing C02 and H2S | |
| Chen et al. | CO2 capture using amino acid sodium salt mixed with alkanolamines | |
| NO20101662A1 (no) | Fremgangsmate for fjerning av karbondioksid fra en gasstrom | |
| US20160059179A1 (en) | Carbon dioxide removal system | |
| Arachchige et al. | Simulation of carbon dioxide capture for aluminium production process | |
| Monzer et al. | CO2 capture and purification for use in the molten carbonate electrolysis cell | |
| RU2569093C2 (ru) | Удаление диоксида углерода из потоков отходов путем совместного получения карбонатных и/или бикарбонатных минералов | |
| WO2020124184A1 (pt) | Processo de captura de co2 e processo de regeneração contínua de solvente | |
| CN104607016A (zh) | 热电厂二氧化碳回收工艺 | |
| Olsen et al. | CO 2—capture in molten salts | |
| Mio et al. | Carbon Dioxide Capture in the Iron and Steel Industry: Thermodynamic Analysis, Process Simulation, and Life Cycle Assessment | |
| Grøtan et al. | Carbon capture with metal oxides in molten salts: MgO, SrO and CaO as sorbents | |
| Lerøen | Carbon capture in molten salts: an extensive survey of chemical systems with MgO as sorbent | |
| AU2011297370A1 (en) | Reclaiming apparatus and reclaiming method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |