NO330584B1 - CO2-innfanging i saltsmelter - Google Patents
CO2-innfanging i saltsmelter Download PDFInfo
- Publication number
- NO330584B1 NO330584B1 NO20092083A NO20092083A NO330584B1 NO 330584 B1 NO330584 B1 NO 330584B1 NO 20092083 A NO20092083 A NO 20092083A NO 20092083 A NO20092083 A NO 20092083A NO 330584 B1 NO330584 B1 NO 330584B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- carbon dioxide
- salt
- temperature
- salt melt
- metal oxide
- Prior art date
Links
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 title claims abstract description 40
- 239000000155 melt Substances 0.000 title abstract description 19
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 78
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 45
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 39
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 12
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 12
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 claims abstract description 12
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Inorganic materials [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 23
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 claims description 6
- 150000004673 fluoride salts Chemical class 0.000 claims description 6
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 5
- 150000003841 chloride salts Chemical class 0.000 claims description 5
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 claims description 5
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims description 4
- 238000002844 melting Methods 0.000 claims description 4
- 230000008018 melting Effects 0.000 claims description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 4
- QVQLCTNNEUAWMS-UHFFFAOYSA-N barium oxide Inorganic materials [Ba]=O QVQLCTNNEUAWMS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910021386 carbon form Inorganic materials 0.000 claims description 2
- IATRAKWUXMZMIY-UHFFFAOYSA-N strontium oxide Inorganic materials [O-2].[Sr+2] IATRAKWUXMZMIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- KOPBYBDAPCDYFK-UHFFFAOYSA-N Cs2O Inorganic materials [O-2].[Cs+].[Cs+] KOPBYBDAPCDYFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- FUJCRWPEOMXPAD-UHFFFAOYSA-N Li2O Inorganic materials [Li+].[Li+].[O-2] FUJCRWPEOMXPAD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- KKCBUQHMOMHUOY-UHFFFAOYSA-N Na2O Inorganic materials [O-2].[Na+].[Na+] KKCBUQHMOMHUOY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- AKUNKIJLSDQFLS-UHFFFAOYSA-M dicesium;hydroxide Chemical compound [OH-].[Cs+].[Cs+] AKUNKIJLSDQFLS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- XUCJHNOBJLKZNU-UHFFFAOYSA-M dilithium;hydroxide Chemical compound [Li+].[Li+].[OH-] XUCJHNOBJLKZNU-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- NOTVAPJNGZMVSD-UHFFFAOYSA-N potassium monoxide Inorganic materials [K]O[K] NOTVAPJNGZMVSD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims 1
- 229910001953 rubidium(I) oxide Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 36
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 17
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 description 12
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 9
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 9
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 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
- 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
- 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
- 235000010216 calcium carbonate Nutrition 0.000 description 3
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 3
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- -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
- 241001062472 Stokellia anisodon Species 0.000 description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910000288 alkali metal carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910000272 alkali metal oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 2
- 229910000287 alkaline earth metal oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Chemical compound [O-2].[Ca+2] BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000003197 catalytic effect Effects 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
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 2
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- PAZHGORSDKKUPI-UHFFFAOYSA-N lithium metasilicate Chemical compound [Li+].[Li+].[O-][Si]([O-])=O PAZHGORSDKKUPI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052912 lithium silicate Inorganic materials 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 229910018068 Li 2 O 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
- 229910052792 caesium Inorganic materials 0.000 description 1
- WUKWITHWXAAZEY-UHFFFAOYSA-L calcium difluoride Chemical compound [F-].[F-].[Ca+2] WUKWITHWXAAZEY-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910001634 calcium fluoride Inorganic materials 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
- 230000007423 decrease 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
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 description 1
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 229910052701 rubidium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 238000003746 solid phase reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052682 stishovite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 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
- 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
- B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
- B01D53/77—Liquid phase processes
- B01D53/78—Liquid phase processes with gas-liquid contact
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2251/00—Reactants
- B01D2251/30—Alkali metal compounds
-
- 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
-
- 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
- B01D2251/00—Reactants
- B01D2251/60—Inorganic bases or salts
- B01D2251/602—Oxides
-
- 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
- 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
Abstract
Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for innfangning av karbondioksid, CO2 fra avgass ved anvendelse av metalloksider oppløst i saltsmelter som absorpsjonsmedium.
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører innfangning av karbondioksid, CO2fra avgass ved anvendelse av absorpsjonsmedium.
I et konvensjonelt varmekraftverk oksideres kull med luft med et forholdstall »1.1 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 C02-rike aminvæsken føres inn i et annet kammer der temperaturen heves til 120-130X og CO2frigjøres selektivt. Den frigjorte gassen kan deretter komprimeres til væske og deponeres på dertil egnet sted. Aminabsorbanten avkjøles til 30-40X og føres inn i absorpsjonskammeret der prosessen starter på nytt. Temperaturvekslingen av store mengder absorbant 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 gjenvinningsprosessen 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 CChved 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 C02og 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 (LiSiCt) i en slurry med smeltet salt som arbeidsmedium. Det dannes U2CO3og Li2Si03som 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 C02fra 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 bringes i kontakt med et absorpsjonsmedium som omfatter en saltsmelte omfattende minst et halogenid av et alkalie- eller jordalkaliemetall med et innhold av oppløst metalloksid MO som reagerer med karbondioksidet og danner et løselig metallkarbonat, og der smeltepunktet for saltsmelten er i området 600 til 1400X.
Videre vedrører oppfinnelsen anvendelse av en saltsmelte omfattende minst et halogenid av et alkalie- eller jordalkaliemetall med et innhold av oppløst metalloksid for fjerning av karbondioksid fra en gasstrøm.
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.
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 C02. 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 CO2i 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.
Tabell 1: Gibbs fri energi for reaksjon (5) som funksjon av temperatur.
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 enhetsaktivitet 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 i oppfinnelsen
CO2-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 CaC03.
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 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 C02ikke skal kunne absorberes fra avgassene i varm og/eller trykksatt tilstand. Saltsmelter som beskrevet over har typisk smeltepunkt i området 600-1400°C, nettopp i temperaturområdet for forbrenningsprosessen. En slik absorpsjonsprosess kan tenkes utført i prinsippet som et aminanlegg, men ved høyere prosesstemperatur. 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 C02i gassblandingen vil være langt høyere enn ved atmosfæretrykk (10-20 atm).
Eksempelvis kan varme avgasser ledes gjennom saltsmelter bestående av CaCI2ved ca. 700-800°C der C02absorberes 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 nårAG>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.
I prinsippet kan alle typer saltsmelter benyttes som løsemidler for oksider og karbonater som CaO og CaC03. Aktuelle saltsmelter kan være nitrater, klorider og fluorider.
Foreliggende oppfinnelse vedrører saltsmelter der metalloksidet løses i smeiten. Foretrukket omfatter saltsmelten halogenider, foretrukket klorider, og særlig foretrukket fluorider. Saltsmeltene som anvendes i foreliggende oppfinnelse er hovedsakelig basert på jordalkali og alkalimetaller, men andre saltsmelter kan være aktuelle.
Metalloksidet som løses i saltsmelten og reagerer med CO2er hovedsakelig basert på jordalkali og alkalimetaller, men andre metalloksider kan tenkes å være aktuelle. Foretrukne metalloksider velges fra gruppen bestående av MgO, CaO, SrO, BaO, Li20, Na20, K20, Rb20 og Cs20.
Claims (7)
1. Fremgangsmåte for fjerning av karbondioksid fra en gasstrøm,karakterisert vedat gasstrømmen i et første trinn bringes i kontakt med et absorpsjonsmedium som omfatter en saltsmelte omfattende minst et halogenid av et alkalie- eller jordalkaliemetall med et innhold av oppløst metalloksid som reagerer med karbondioksidet og danner et metallkarbonat, og der smeltepunktet for saltsmelten er i området 600 til 1400X.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor saltsmelten med innhold av metallkarbonat i et neste trinn oppvarmes og frigjør metalloksid og karbondioksid.
3. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 2, hvor saltsmelten omfatter klorider.
4. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 2, hvor saltsmelten omfatter fluorider.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor metalloksidet er valgt fra gruppen bestående av MgO, CaO, SrO, BaO, Li20, Na20, K20, Rb20 og Cs20.
6. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 5, hvor temperaturen på saltsmelten reguleres slik at karbondioksidet i et første trinn i hovedsak omdannes til karbonat, og i det neste trinn heves temperaturen slik at metalloksid og karbondioksid frigjøres.
7. Anvendelse av en saltsmelte omfattende minst et halogenid av et alkalie-eller jordalkaliemetall med et innhold av oppløst metalloksid for fjerning av karbondioksid fra en gasstrøm.
Priority Applications (12)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20092083A NO330584B1 (no) | 2009-05-28 | 2009-05-28 | CO2-innfanging i saltsmelter |
| ES10780851.1T ES2628197T3 (es) | 2009-05-28 | 2010-05-28 | Captura de CO2 en sales fundidas |
| PL10780851T PL2464445T3 (pl) | 2009-05-28 | 2010-05-28 | Wychwytywanie CO<sub>2</sub> w roztopionych solach |
| PCT/NO2010/000195 WO2010137995A1 (en) | 2009-05-28 | 2010-05-28 | Co2 - capture in molten salts |
| BRPI1009081A BRPI1009081A2 (pt) | 2009-05-28 | 2010-05-28 | método para remoção de dioxido de carbono de uma corrente gasosa, e, uso de sais fundidos contendo pelo menos um haleto de um de um metal alcalino ou metal alcalino terroso contendo óxido metálico dissolvido |
| AU2010253538A AU2010253538B2 (en) | 2009-05-28 | 2010-05-28 | CO2 - capture in molten salts |
| CA2763254A CA2763254A1 (en) | 2009-05-28 | 2010-05-28 | Co2 - capture in molten salts |
| US13/322,259 US8540954B2 (en) | 2009-05-28 | 2010-05-28 | CO2—capture in molten salts |
| EP10780851.1A EP2464445B1 (en) | 2009-05-28 | 2010-05-28 | Co2 - capture in molten salts |
| JP2012512993A JP5692756B2 (ja) | 2009-05-28 | 2010-05-28 | 溶融塩へのｃｏ２取り込み |
| HUE10780851A HUE035304T2 (en) | 2009-05-28 | 2010-05-28 | CO2 capture with molten salts |
| CN201080023200.9A CN102448581B (zh) | 2009-05-28 | 2010-05-28 | 熔盐中的co2-捕获 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20092083A NO330584B1 (no) | 2009-05-28 | 2009-05-28 | CO2-innfanging i saltsmelter |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20092083L NO20092083L (no) | 2010-11-29 |
| NO330584B1 true NO330584B1 (no) | 2011-05-23 |
Family
ID=43222903
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20092083A NO330584B1 (no) | 2009-05-28 | 2009-05-28 | CO2-innfanging i saltsmelter |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8540954B2 (no) |
| EP (1) | EP2464445B1 (no) |
| JP (1) | JP5692756B2 (no) |
| CN (1) | CN102448581B (no) |
| AU (1) | AU2010253538B2 (no) |
| BR (1) | BRPI1009081A2 (no) |
| CA (1) | CA2763254A1 (no) |
| ES (1) | ES2628197T3 (no) |
| HU (1) | HUE035304T2 (no) |
| NO (1) | NO330584B1 (no) |
| PL (1) | PL2464445T3 (no) |
| WO (1) | WO2010137995A1 (no) |
Families Citing this family (25)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2011137113A1 (en) * | 2010-04-28 | 2011-11-03 | Presswood Ronald G Jr | Off gas treatment using a metal reactant alloy composition |
| NO332809B1 (no) * | 2010-11-26 | 2013-01-14 | Uni For Miljo Og Biovitenskap Inst For Mat Realfag Og Teknologi | Absorpsjonsmedium og fremgangsmate for fjerning av karbondioksid fra en gasstrom, samt anvendelse av absorpsjonsmediet. |
| EP2529825B1 (en) * | 2011-06-01 | 2015-03-11 | Alstom Technology Ltd | CO2 capture with carbonate looping |
| CN102895847A (zh) * | 2011-07-26 | 2013-01-30 | 武汉大学 | 一种co2捕集并资源化的方法 |
| US20140272613A1 (en) * | 2013-03-15 | 2014-09-18 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Integrated power generation and carbon capture using fuel cells |
| CN103239975B (zh) * | 2013-04-26 | 2015-02-18 | 清华大学 | 一种含溴化阻燃剂材料热处理尾气的处理方法 |
| JP6334270B2 (ja) * | 2013-05-31 | 2018-05-30 | メタウォーター株式会社 | 有機性廃棄物燃焼プラントの制御方法。 |
| KR102212325B1 (ko) | 2013-12-31 | 2021-02-03 | 삼성전자주식회사 | 이산화탄소 흡착제, 그 제조 방법, 및 이를 이용한 이산화탄소 분리 방법 |
| CN105435607A (zh) * | 2014-09-17 | 2016-03-30 | 汪辉明 | 废气处理的方法 |
| EP4235054A3 (en) | 2015-02-26 | 2023-10-18 | C2Cnt Llc | Methods for carbon nanofiber production |
| US10427192B2 (en) | 2015-05-15 | 2019-10-01 | Ronald G. Presswood, Jr. | Method to recycle plastics, electronics, munitions or propellants using a metal reactant alloy composition |
| CN104959024A (zh) * | 2015-05-19 | 2015-10-07 | 南阳东仑生物光碳科技有限公司 | 一种二氧化碳捕集剂及其用途、制备方法和使用方法 |
| CN104959022A (zh) * | 2015-05-19 | 2015-10-07 | 南阳东仑生物光碳科技有限公司 | 一种二氧化碳捕集剂及其用途、制备方法和使用方法 |
| US10118843B2 (en) | 2015-08-18 | 2018-11-06 | United Arab Emirates University | Process for capture of carbon dioxide and desalination |
| WO2017066295A1 (en) | 2015-10-13 | 2017-04-20 | Clarion Energy Llc | Methods and systems for carbon nanofiber production |
| CN105664682A (zh) * | 2016-03-25 | 2016-06-15 | 武汉大学 | 一种熔盐深度脱硫及烟气资源化利用的方法 |
| WO2018155559A1 (ja) * | 2017-02-22 | 2018-08-30 | 京セラ株式会社 | 配線基板、電子装置および電子モジュール |
| CN107029538B (zh) * | 2017-03-31 | 2020-03-24 | 中国科学院广州能源研究所 | 一种利用熔融盐进行二氧化碳捕集及熔融盐再生方法 |
| US10913658B2 (en) | 2017-06-09 | 2021-02-09 | Massachusetts Institute Of Technology | Carbon dioxide removal using lithium borate |
| EP3860744A4 (en) * | 2018-10-05 | 2022-07-13 | Massachusetts Institute of Technology | REMOVAL OF CARBON DIOXIDE USING SEQUESTRATION MATERIALS CONTAINING SALTS IN MOLTEN FORM AND RELATED SYSTEMS AND PROCESSES |
| US11577223B2 (en) | 2019-11-07 | 2023-02-14 | Massachusetts Institute Of Technology | Processes for regenerating sorbents, and associated systems |
| US11291950B2 (en) | 2019-11-07 | 2022-04-05 | Massachusetts Institute Of Technology | Treatment of acid gases using molten alkali metal borates and associated methods of separation |
| US11858819B2 (en) | 2021-03-04 | 2024-01-02 | Energy And Environmental Research Center Foundation | Methods of producing a syngas composition |
| US11717802B2 (en) | 2021-03-04 | 2023-08-08 | Energy And Environmental Research Center Foundation | Methods of treating metal carbonate salts |
| CN114657604A (zh) * | 2022-04-11 | 2022-06-24 | 郑州大学 | 基于二氧化碳捕获碳化电解精炼高纯金属的方法 |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3661753A (en) * | 1970-11-18 | 1972-05-09 | United Aircraft Corp | Carbon dioxide removal device |
| NL9201179A (nl) * | 1992-07-02 | 1994-02-01 | Tno | Werkwijze voor het regeneratief verwijderen van kooldioxide uit gasstromen. |
| US5743929A (en) * | 1995-08-23 | 1998-04-28 | The Boc Group, Inc. | Process for the production of high purity carbon dioxide |
| JP3481793B2 (ja) | 1996-09-17 | 2003-12-22 | 株式会社東芝 | 炭酸ガス分離膜 |
| JP4075103B2 (ja) | 1997-07-11 | 2008-04-16 | 株式会社Ｉｈｉ | 二酸化炭素の電気化学的分離法 |
| 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 |
| JP2000176403A (ja) * | 1998-12-15 | 2000-06-27 | Toshiba Corp | 廃棄物処理装置および方法、二酸化炭素の吸蔵装置ならびに二酸化炭素の利用方法 |
| JP2002093452A (ja) * | 2000-09-11 | 2002-03-29 | Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd | 燃料電池発電設備の不純物ガス除去方法及びその不純物ガス除去装置 |
| JP3861147B2 (ja) * | 2002-11-05 | 2006-12-20 | 独立行政法人産業技術総合研究所 | 高温炭酸ガス吸収材 |
| RU2229335C1 (ru) | 2003-06-16 | 2004-05-27 | Институт катализа им. Г.К.Борескова СО РАН | Поглотитель диоксида углерода, способ его получения и способ удаления диоксида углерода из газовых смесей |
| JP5114823B2 (ja) * | 2004-05-31 | 2013-01-09 | 日産自動車株式会社 | 光電気化学電池 |
| JP2006205023A (ja) * | 2005-01-27 | 2006-08-10 | Keio Gijuku | 炭酸ガス吸収・脱離ベッド |
| US20090016948A1 (en) * | 2007-07-12 | 2009-01-15 | Young Edgar D | Carbon and fuel production from atmospheric CO2 and H2O by artificial photosynthesis and method of operation thereof |
-
2009
- 2009-05-28 NO NO20092083A patent/NO330584B1/no not_active IP Right Cessation
-
2010
- 2010-05-28 US US13/322,259 patent/US8540954B2/en active Active
- 2010-05-28 PL PL10780851T patent/PL2464445T3/pl unknown
- 2010-05-28 AU AU2010253538A patent/AU2010253538B2/en not_active Ceased
- 2010-05-28 HU HUE10780851A patent/HUE035304T2/en unknown
- 2010-05-28 EP EP10780851.1A patent/EP2464445B1/en active Active
- 2010-05-28 CN CN201080023200.9A patent/CN102448581B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2010-05-28 WO PCT/NO2010/000195 patent/WO2010137995A1/en active Application Filing
- 2010-05-28 BR BRPI1009081A patent/BRPI1009081A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2010-05-28 JP JP2012512993A patent/JP5692756B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2010-05-28 CA CA2763254A patent/CA2763254A1/en not_active Abandoned
- 2010-05-28 ES ES10780851.1T patent/ES2628197T3/es active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2010137995A1 (en) | 2010-12-02 |
| EP2464445A4 (en) | 2013-01-09 |
| EP2464445B1 (en) | 2017-04-19 |
| EP2464445A1 (en) | 2012-06-20 |
| US8540954B2 (en) | 2013-09-24 |
| ES2628197T3 (es) | 2017-08-02 |
| AU2010253538A1 (en) | 2012-02-02 |
| CA2763254A1 (en) | 2010-12-02 |
| NO20092083L (no) | 2010-11-29 |
| AU2010253538B2 (en) | 2015-04-09 |
| HUE035304T2 (en) | 2018-05-02 |
| US20120128559A1 (en) | 2012-05-24 |
| PL2464445T3 (pl) | 2017-09-29 |
| BRPI1009081A2 (pt) | 2016-03-01 |
| JP2012528002A (ja) | 2012-11-12 |
| CN102448581A (zh) | 2012-05-09 |
| CN102448581B (zh) | 2014-07-09 |
| JP5692756B2 (ja) | 2015-04-01 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO330584B1 (no) | CO2-innfanging i saltsmelter | |
| CA2574633C (en) | Ultra cleaning of combustion gas including the removal of co2 | |
| CA2870492A1 (en) | A method and an apparatus for performing an energy efficient simultaneous desulphurization and decarbonisation of a flue gas by reduction with an electropositive metal | |
| JP2009097507A (ja) | 炭酸アルカリ併産タービン設備及び炭酸アルカリ併産発電設備 | |
| CN102784544A (zh) | 一种基于igcc的燃烧前co2捕集系统 | |
| KR101520831B1 (ko) | 배출가스로부터 이산화탄소의 분리회수방법 및 그 장치 | |
| US20240009618A1 (en) | Apparatus and Method for Carbon Dioxide Recovery | |
| JP5221885B2 (ja) | 排煙処理方法および設備 | |
| CN209161488U (zh) | 一种硫磺气体还原废硫酸制液体二氧化硫和硫酸的系统 | |
| NO332809B1 (no) | Absorpsjonsmedium og fremgangsmate for fjerning av karbondioksid fra en gasstrom, samt anvendelse av absorpsjonsmediet. | |
| JP5601659B2 (ja) | 乾式ガス精製設備及び石炭ガス化複合発電設備 | |
| Olsen et al. | CO 2—capture in molten salts | |
| KR20140080810A (ko) | 배가스를 이용한 일산화탄소의 제조방법 및 이의 활용 방법 | |
| CN102635873A (zh) | 常规电厂锅炉二氧化碳捕集及循环方法 | |
| CN104607016A (zh) | 热电厂二氧化碳回收工艺 | |
| CN108744926A (zh) | 一种同时脱除烟气NOx和SO2的氧化吸收法 | |
| JP2023079603A (ja) | 一酸化炭素製造装置 | |
| Sturgeon et al. | Reduction of carbon dioxide emissions by mineral carbonation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |