WO2012059255A1 - Verfahren zur entfernung von co2 aus abgasen - Google Patents

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WO2012059255A1
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Robert Millner
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Siemens Vai Metals Technologies Gmbh
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Definitions

  • the invention relates to a method for the removal of CO 2 from exhaust gases from plants for pig iron production or synthesis gas plants, the CO 2 purified waste gases are then used in a direct reduction plant, ie the combination of on the one hand a plant for pig iron production or a synthesis gas plant
  • Direct reduction plant is an independent plant and is not with or in the annex to the
  • the blast furnace process first produces pig iron from iron ore using coke.
  • scrap can also be used.
  • steel is produced by further processes from pig iron.
  • the iron ore is used as lump, pellets or sinter together with the reducing agents (usually coke, or coal, for example in the form of a
  • Fine coal indisposition plant Fine coal indisposition plant
  • other constituents limestone, slag formers, etc.
  • the blast furnace is a metallurgical reactor in which the Möller Acids in countercurrent with hot air, the so-called hot blast.
  • oxygen blast furnace which is also referred to as blast furnace with top or top gas recirculation, in the gasification of coke or coal oxygen-containing gas with more than 80% oxygen content (O2) in the blast furnace
  • top or blast furnace gas purification For the emerging from the blast furnace gas, the so-called top or blast furnace gas purification must be provided (for example, dust and / or cyclones in combination with
  • the oxygen blast furnace usually a compressor, preferably with aftercooler, for in the blast furnace
  • Blast furnace methods are a heater for the reducing gas and / or a combustion chamber for partial combustion with oxygen.
  • the disadvantages of the blast furnace are the demands on the feedstock and the high emission of carbon dioxide.
  • the iron carrier used and the coke must be lumpy and hard, so that sufficient cavities remain in the Möllerklale, which ensure the flow through the blown wind.
  • the C0 2 output represents a strong
  • Natural gas sponge iron production (MIDREX, HYL, FINMET) and smelting reduction processes (COREX® and FINEX® processes).
  • a melter gasifier is used, in which hot liquid metal is produced, and at least one reduction reactor in which the carrier of the iron ore (lump, fine ore, pellets, sinter) with
  • Reduction gas is reduced, the reducing gas in the melter gasifier by gasification of coal (and
  • a compressor preferably with an aftercooler, for the reducing gas recycled to the reduction reactor
  • the COREX® process is a two-stage process
  • the smelting reduction combines the process of direct reduction (prereduction of iron to sponge iron) with one
  • the invention can be applied not only to pig iron production but also to synthesis gas plants.
  • Synthesis gases are all hydrogen-containing and usually also CO-containing gas mixtures, which in a synthesis reaction to
  • Synthesis gases can be made from solid, liquid or gaseous substances.
  • this includes coal gasification (coal is converted with water vapor and / or oxygen to hydrogen and CO) and the production of synthesis gas from natural gas (conversion of methane with water vapor and / or oxygen to hydrogen and CO).
  • coal gasification coal is converted with water vapor and / or oxygen to hydrogen and CO
  • synthesis gas from natural gas conversion of methane with water vapor and / or oxygen to hydrogen and CO.
  • a component of the invention is also a
  • Direct reduction plant In a direct reduction plant lumpy iron ore carriers (lump ore, fine ore or
  • Pellets fine-grained iron ore is rolled with water, binders and aggregates to green pellets and hardened in a final firing) in the solid state at 750-1000 ° C reduced by reducing gas or coal.
  • the result is directly reduced iron (English: direct reduced iron, short DRI), which is also referred to as sponge iron.
  • the direct reduction plant contains as its core either a reduction shaft in the sense of a fixed bed reactor or fluidized bed reactors, into or into which the lumpy
  • a direct reduction plant can also be used to connect the directly reduced iron to larger units, ie hot briquetting, so that from the discharged from the reduction shaft DRI by means of a
  • Hot briquetting plant so-called hot briquetted iron (English: hot briqueted iron, short HBI) is created.
  • low-reduced iron (English: low reduced iron, short LRI) can be deducted from the reduction shaft with appropriate process guidance.
  • C0 2 emissions to the atmosphere are to be reduced in the production of pig iron or synthesis gas, the CO 2 must be removed from the waste gases of pig iron production or Synthesis gas production is deposited and stored in bound form (English: CO2 capture and sequestration (CCS)).
  • CCS CO2 capture and sequestration
  • PSA Pressure swing adsorption
  • Adsorption in particular also the vacuum pressure swing adsorption (English: VPSA - Vacuum Pressure Swing Adsorption) used.
  • Pressure swing adsorption is a physical process for the selective decomposition of gas mixtures under pressure.
  • Special porous materials eg zeolites,
  • Activated carbon activated silica (S 1 O 2 ), activated alumina (Al 2 O 3 ) or the combined use of these materials) are used as a molecular sieve to molecules according to their adsorption and / or their
  • the PSA exploits the fact that gases adsorb to surfaces to different extents.
  • the gas mixture is introduced into a column under a well-defined adsorption pressure, to the gas mixture of 1.5-2 bar g after exiting the plant for pig iron production must be compressed up to 3-7 bar g , which by large turbochargers with high electrical
  • Pig iron production still about 2-6 vol% CO 2 at 2.8-6.8 bar g .
  • the pressure energy of the product gas must vary depending on
  • Reduction unit via control valves are reduced again and is lost.
  • the residual gas stream from the (V) PSA plant still contains relatively high reducing gas components (such as CO, H 2 ), which are lost for direct reduction and thus reduce the capacity of the direct reduction plant.
  • the residual gas stream after pressure swing adsorption which contains the undesirable components, is typically composed of exhaust gases from pig iron production as follows:
  • the residual gas still contains a high proportion of combustibles with a calorific value in a range typically 1800-4000 kJ / m 3 N and has a pressure of slightly above ambient pressure.
  • the residual gas can not simply be thermally recycled because it - due to the low and / or fluctuating Calorific value - would have to be enriched with other fuels.
  • the residual gas must be compressed so that the CO2 is in liquid form, and then the liquid CO2 must be placed in a reservoir, to which the pressure must usually be increased so far that the CO2 in the liquid-solid or supercritical state, where CO2 has a density of about 1000 kg / m 3 .
  • the supercritical state is a state above the critical point in the phase diagram (see FIG. 1) which is characterized by the equalization of the densities of the liquid and gas phases. The differences between the two
  • High-power compressor can be used to bring the typical densities at line level, which is in the range of greater than 0 ° C and greater than 70 bar (7,000,000 Pa), preferably 80-150 bar at ambient temperatures.
  • the residual gas from a (V) PSA is not suitable for being bound because, in addition to CO2, it has a relatively high proportion of CO, H 2 , N 2 , CH 4 , etc.
  • the CO content poses a safety risk, as this can lead to a risk of injury to persons (CO poisoning) and, under certain circumstances, to inflammation or explosion.
  • the "impurities" CO, H 2 , ... of CO2 for the
  • Inlet pressure in the line can be increased to reduce the number or power of the additional pumps and compressors along the line.
  • the object is achieved by a method according to claim 1, characterized by the exhaust gas, from the process of
  • Pig iron production or synthesis gas production was subtracted, is removed prior to its use in a direct reduction plant, the CO 2 by means of chemical absorption, wherein the heat for the regeneration of the absorbent is at least partially
  • low-pressure steam which is used from a steam turbine of a steam power plant and / or a steam turbine to use the waste heat from the pig iron production
  • Pig iron production is obtained from synthesis gas plants and / or direct reduction plants.
  • low pressure steam steam which is saturated and has a pressure between 1 and 15 bar g
  • this also includes a combined cycle power plant, more precisely a combined cycle power plant (CCPP), in which the principles of a CCPP
  • Gas turbine power plant and a steam power plant are Gas turbine power plant and a steam power plant.
  • a gas turbine serves as a heat source for a downstream waste heat boiler, which in turn as
  • Air separation plant means a plant in which air is first compressed, liquefied and then broken down into individual components (oxygen, nitrogen, noble gases).
  • the purified exhaust gas according to the invention can be any substance that can be used for a chemical absorption process.
  • exhaust gas The exhaust gas extracted from the process of pig iron production or syngas production is often referred to as "export gas.” It serves, in particular, as a name for a part of the top gas resulting from the process of
  • Cast iron production is deducted.
  • the export gas must be normal, for example by means of one or two stages
  • Radial compressors compressed and then cooled to e.g. can be used or stored as fuel gas.
  • Synthesis gas production for chemical absorption can eliminate the previously required compressors and coolers for the export gases.
  • inventive method are anyway available, are used, so for example heat from the process gases of plants for Pig iron production, synthesis gas plants and / or direct reduction plants.
  • the residual gas stream after the chemical absorption mainly contains CO2 and after removal of H 2 S only traces of H 2 S and can therefore discharge directly into the atmosphere and / or just a C02 compression with
  • the residual gas stream consists mainly of CO2 and can therefore be used for charging equipment, barrier seals and selected rinse andmégasmuler be used.
  • Vacuum compressors are needed, which also consume a lot of energy and cause high maintenance costs.
  • the low energy consumption is an advantage especially for some countries where energy is scarce and / or expensive.
  • Absorption methods are similar to those for a VPSA plant. But the absorption process needs large amounts of low-pressure steam with a pressure of more than 2 bar g or higher, eg 10 bar g . This steam would be expensive if it had to be specially made and could not be taken from an existing steam source.
  • a first absorption process is characterized by the use of potassium carbonate as the absorbent. It is used hot potassium carbonate (English Hot Potassium
  • HPC hydrogen carbonate
  • a second absorption process is known as amine scrubbing with several sub-processes.
  • slightly alkaline aqueous solutions of amines slightly alkaline aqueous solutions of amines
  • Amine Guard FS method of UOP which reduces the C0 2 content to 50 ppmv and the H 2 S content to 1 ppmv.
  • the steam demand of this process is about 1.05 kg steam per Nm 3 of gas to be purified.
  • Amines such as diethanolamine (DEA) are also used as activators for absorption processes using potassium carbonate, such as the Benfield process.
  • amine scrubbing primary amines can be used, such as methylamine, monoethanolamine (MEA) and / or diglycolamine
  • secondary amines may be used in addition to or as an alternative to primary amines, such as
  • DEA Diethanolamine
  • DIPA diisopropanolamine
  • tertiary amines for example triethanolamine (TEA) and / or methyldiethanolamine (MDEA).
  • TAA triethanolamine
  • MDEA methyldiethanolamine
  • An existing process for this purpose is the aMDEA process from BASF (offered by Linde and Lurgi), which uses activated methyldiethanolamine (MDEA).
  • top gas from a blast furnace in particular from an oxygen blast furnace with top gas recirculation, which is operated predominantly with oxygen instead of hot blast, can be purified of CO 2 and then fed to the direct reduction plant as reducing gas.
  • Direct reduction system to be fed as a reducing gas.
  • exhaust gas that has been withdrawn from the process of pig iron production or synthesis gas production is therefore referred to as "export gas" because it - possibly after
  • Top gas from a smelting reduction plant for example from a reduction shaft, a reduction reactor or from a fixed bed reactor for preheating and / or reduction of iron oxides and / or iron briquettes
  • Exhaust gas from the melter gasifier As a generator gas, a very CO-containing gas is referred to, which is produced by gasification of coke
  • Top gas or blast furnace gas is the gas emerging from the blast furnace or a reduction shaft at the top.
  • Waste gas from the melter gasifier which is currently not required in the smelting reduction process and therefore from the gas system of the melter gasifier
  • Smelting reduction process must be removed. It may again be top or generator gas.
  • the heat required for the regeneration of the absorbent can also be taken from process gases: From the process gases from plants for pig iron production can
  • Pig iron production integrated plant to be used for C0 2 ⁇ removal. It can therefore also the heat of that exhaust gas, which is to be cleaned of CO 2 , also for the regeneration of the
  • Absorbent of chemical absorption can be used.
  • Heat from the process gas of direct reduction plants can for the
  • Regeneration of the absorbent can be used, as well as the waste heat of the exhaust gas from the reduction gas furnace
  • Heating unit of the direct reduction plant.
  • the energy required for the regeneration of the absorbent can also be made available by hot air from the air separation plant in a
  • Absorbent is passed.
  • hot air may be used from the main air compressor and / or the booster air compressor.
  • the heat from the air separation plant can also be obtained by means of a heat transfer medium (e.g., water vapor) supplied by hot air from the air separation plant (from the
  • Main air compressor and / or the booster air compressor is heated, provided for the regeneration of the absorbent.
  • the CO 2 -rich gas obtained from the chemical absorption can - optionally after compression to 5-11 bar g - as a substitute for nitrogen in the production of pig iron, in the syngas production, in the direct reduction and / or used for the treatment and storage of CO 2 .
  • the CO 2 rich gas can be used in the production of pig iron,
  • Direct reduction and coal gasification can be used to replace nitrogen for charging equipment, barrier seals and selected Spül- anddegasvaseser, such as the seal of the reduction shaft of the
  • Direct reduction plant or for the charging facilities of the fluidized bed reactor of the direct reduction plant or for the dynamic gas barrier devices of the charging and
  • the heat generated in the compression of the CO 2 rich gas can also be used for the regeneration of the absorbent.
  • a device according to the invention which comprises a direct reduction plant and a CO 2 removal plant by means of chemical absorption, it is provided that at least one line to the reduction shaft of the plant for CO 2 precipitation
  • Direct reduction plant leads to the CO 2 purified waste gases then in the direct reduction plant
  • At least one line opens for exhaust gas, which from the process of
  • Pig iron production is connected that low-pressure steam from the steam turbine can be at least partially directed into the plant part for the regeneration of the absorbent,
  • Low pressure steam can be used to regenerate the absorbent
  • Synthesis gas plants and / or direct reduction plants is connected, that heat from the process gases of these plants can be used at least partially for the regeneration of the absorbent.
  • Blast furnace method be provided a line with which top gas from a blast furnace, in particular from a
  • Oxygen blast furnace with top gas recirculation can be fed into the plant to remove CO 2 by absorption.
  • At least one line would then be provided in accordance with which exhaust gas from a smelting reduction plant can be conducted into the CO 2 removal plant by means of absorption.
  • a synthesis gas plant at least one conduit would be provided, with which synthesis gas can be fed into the plant for the removal of CO2 by absorption.
  • Removal of CO 2 can be provided that it is connected to the low pressure part of the steam turbine and / or the waste heat boiler.
  • various physical absorption methods used in this invention instead of the chemical
  • export gas from a synthesis gas plant because here the properties of the export gas in terms of pressure and temperature are better matched to the physical absorption process, which require a higher pressure to be cleaned gas It would not make economic sense, export gas from the To produce pig iron first with the expenditure of energy, in order to deposit the CO 2 in a physical absorption process.
  • Chemical absorption processes are characterized in that the gas to be separated partially or fully enters into a solid or loose chemical bond with the absorbent.
  • Physical absorption processes are the so-called Purisol® process, the Rectisol® process and the Selexol process.
  • the Purisol® process utilizes N-methyl-2-pyrrolidone (NMP) as an absorbent, regenerating the NMP
  • Absorbent takes place by means of steam via indirect heat exchangers, wherein the absorbent is heated to only about 65 ° C.
  • Fig. 1 shows a phase diagram of CO 2 .
  • Fig. 2 shows the relationship between impurities of gases and the compaction stations necessary for the transport of liquefied gases.
  • FIG. 3 shows the connection according to the invention between a smelting reduction plant (COREX® plant) and a
  • Fig. 4 shows the connection according to the invention between a smelting reduction plant (FINEX® plant) and a
  • Fig. 5 shows the connection according to the invention between an oxygen blast furnace and a direct reduction plant.
  • FIG. 6 shows the connection according to the invention between a coal gasification plant and a direct reduction plant.
  • Liquid or liquid and gas or gaseous are separated by lines.
  • the triple point is the point where solid, liquid and gaseous phases meet.
  • the supercritical state (supercritical fluid) is a state above the critical point in the phase diagram, which is due to the matching of the densities of liquid and liquid
  • Fig. 2 the relationship between impurities of gases and the compaction stations necessary for the transport of liquefied gases is shown.
  • the impurities are plotted in% of the gas volume, on the vertical axis of the
  • FIG. 3 shows the connection according to the invention between a plant for smelting reduction (namely a COREX® plant 32), a direct reduction plant 33 with a plant 1 for the chemical absorption of CO 2 and a steam generation plant 34.
  • a plant for smelting reduction namely a COREX® plant 32
  • a direct reduction plant 33 with a plant 1 for the chemical absorption of CO 2 and a steam generation plant 34.
  • the chemical absorption system 1 of CO2 essentially consists of an absorber 8, a stripper 9 and several heat exchangers and pumps. Such systems are known from the prior art and should therefore only here to be described in outline.
  • export gas 4 is introduced from below, while from above a acidic components of the gas absorbing solution, such as an amine solution, flows down.
  • the CO2 is removed from the export gas 4 and the purified gas is fed to the reduction shaft 18 of the direct reduction plant 33.
  • the loaded absorbent (the absorbent liquid) is passed from above into the stripper 9, where it is heated with
  • Low-pressure steam 10 which has a temperature of about 120-260 ° C., in particular 150 ° C., is heated to> 100 ° C., in particular 110-120 ° C., whereby the acidic gases, in particular the CO 2, are released again as residual gas become.
  • the residual gas 11 can either be released into the atmosphere 15 again after an H 2 S purification 12 and / or, since it consists almost entirely of CO 2 , of a first compressor 13 for the compression of CO 2 to about 5-11 bar g , to use the compressed CO2 39 as a replacement for nitrogen in the production of pig iron in the COREX® process, in the direct reduction or in the synthesis gas production.
  • the compressed CO2 after the first compressor 13 is supplied to a second compressor 38 for the liquefaction of CO2 and liquefied, it can be forwarded to store it approximately underground.
  • a heat exchanger 40, 41 is provided, which removes the CO2 supplied during compression heat. This heat may be used to regenerate the absorbent in the stripper 9.
  • the resulting in the stripper 9 condensate 14 is withdrawn and can the steam cycle of a steam generating plant 34, that is about the steam boiler 16, are supplied.
  • the export gas 4 can also be fed to the steam boiler 16 of a steam generating plant 34 as fuel via an export gas container 5.
  • an export gas container 5 In addition, via a fan 42 Combustion air supplied. From the boiler 16 is
  • the low-pressure steam 10 may also be added to steam 35 from another waste heat boiler, for example from a waste heat boilers 6, 7 and / or 58 of the COREX® plant 32.
  • Export gas not needed for the steam boiler 16 may be used for other purposes, for example for drying raw materials 17 (FIG. Coal, fine or ore drying).
  • Steam generating plant 34 is passed through a chimney into the atmosphere.
  • the COREX® system 32 has a in this example
  • Reduction shaft 19 which as a fixed bed reactor
  • Additives is fed, see reference numeral 20.
  • Topgas 22 introduced and exits at its top as Topgas 22.
  • the heat of the top gas 22 from the reduction shaft 19 is used in a waste heat boiler 6 for generating steam, the resulting low-pressure steam is supplied to the stripper 9 of the plant 1 for the chemical absorption of CO 2 .
  • the top gas 22 is freed of dust in a dust collector or cyclone 2.
  • the exiting the waste heat boiler 6 exhaust gas is further purified in a wet scrubber 3 and supplied as export gas 4 as described above according to the invention the absorber 8 for C0 2 ⁇ distance.
  • the reducing gas 21 for the reduction shaft 19 is produced in a melter gasifier 23, in the one hand coal in the form of lumpy coal 24 and coal in
  • Powder mold 25 - this is supplied together with oxygen O 2 - in the other hand, the in the reduction shaft 19th
  • Pre-reduced iron ore is added.
  • the coal in the melter gasifier 23 is gasified, resulting in a gas mixture consisting mainly of CO and H 2 , and withdrawn as a top gas (generator gas) 26 and a partial flow is fed as a reducing gas 21 to the reduction shaft 19.
  • the withdrawn from the melter gasifier 23 top gas 26 is first cooled in a waste heat boiler 58 and in a
  • a portion of the purified top gas 26 from the coarse dust is further purified by wet scrubber 37 and removed as excess gas 29 from the COREX® plant 32 and - according to the invention - the absorber 8 of the system 1 for the chemical absorption of CO 2 fed.
  • Generator gas line 26 may also be another waste heat boiler 7, 58 may be arranged, the low pressure steam is fed to the stripper 9.
  • a portion of the purified top or generator gas 26 after wet scrubber 37 is fed to a gas compressor 30 for cooling and then fed back to the top or generator gas 26 after the melter gasifier 23 for cooling. This recycling allows the reducing
  • the stripper 9 can in this embodiment on the one hand low-pressure steam 10 from the waste heat boilers 6, 7, 58 of the
  • Steam boiler 16 of the steam generating plant 34 are supplied.
  • the condensate 14 of the stripper 9 is supplied to the steam cycle of the steam generating plant 34 in this example. But it can also be the steam cycle of the waste heat boiler 6, 7 fed.
  • top or top gas removed, a part returned to the oxygen blast furnace and prepurified part of the top or top gas in a dust collector or cyclone and a wet scrubber (or a bag filter or
  • Hot gas filter system cleaned again.
  • the purified top or top gas is then removed directly as export gas 4 from the blast furnace system and fed to the plant 1 for the chemical absorption of CO 2 .
  • the freed from CO 2 product gas from the absorber 8 is heated in a heating unit (reduction gas furnace) 43, which preferably has an air preheater 44, possibly partially oxidized with oxygen O 2 and passed into the reduction shaft 18, where the abandoned from above lumpy ore and / or the pellets 45 are charged.
  • the top gas 46 issuing from the reduction shaft 19 at the top is preferably dry-dedusted in a dust separator or cyclone 47 and cooled in a waste-heat boiler 48. The heat removed there from the top gas 46 can be used to regenerate the absorbent in the stripper 9.
  • top gas 46 is then further cleaned in a wet scrubber 49, compressed in a compressor 50 and cooled in a gas cooler 51, before it is added to the export gas 4 before the absorber 8. After the wet scrubber 49, a part of the top gas 46
  • Reduction gas furnace 43 can be used in a waste heat boiler 59, the low pressure steam obtained in the process
  • Compressor 55 compressed and fed back to the lower part of the reduction shaft 18.
  • the steam generated in the waste heat boiler 53 can be used to regenerate the absorbent in the stripper 9.
  • the reduction shaft 18 does not have to be a fixed bed, it can also be designed as a fluidized bed. At the bottom are depending on charged feedstocks and depending on
  • the reduction duct 18 supplied export gas 4 need not be supplied entirely in the plant 1 for chemical absorption, a part can also be passed in a bypass line 57 to the plant 1 for chemical absorption around directly into the heating unit 43 and the product gas 31 before Heating unit 43 are mixed.
  • a heat exchanger may be provided which is fed by one or two hot gas flows from an air separation plant: a gas flow comes from the main air compressor and has a pressure of about 4 -12 bar g , especially of about 5 bar g , and a temperature of about 280 ° C; a second
  • Gas stream comes from the booster air compressor and has a pressure of 5 to 25 bar g , in particular of 23 bar g , and a temperature of about 200 ° C.
  • the heat exchange from hot air comes from the booster air compressor and has a pressure of 5 to 25 bar g , in particular of 23 bar g , and a temperature of about 200 ° C.
  • Heat transfer medium for example, water / steam, thermal oil, nitrogen
  • FIG. 4 shows the connection according to the invention between a
  • Plant for the smelting reduction namely, a FINEX® system 60
  • the direct reduction plant 33 with the chemical absorption plant 1 and the steam generating plant 34 are in the
  • the export gas 4 of the FINEX® plant 60 can be supplied via a
  • Steam generating plant 34 are supplied as fuel.
  • the low-pressure steam 10 can also be added to steam 35 from another waste heat boiler, for example from the waste heat boiler 61 of the FINEX® plant 60.
  • the FINEX® system has four in this example
  • Fine ore and additives 66 are the
  • Erztrocknung 67 supplied and from there first to the fourth reactor 65, then they get into the third 64, the second 63 and finally the first reduction reactor 62.
  • the reducing gas 68 is guided. It is introduced at the bottom of the first reduction reactor 62 and exits at the top. Before it enters from below into the second reduction reactor 63, it can still with
  • Oxygen O 2 are heated, as well between the second 63 and third 64 reduction reactor.
  • the heat of the exhaust gas 69 from the reduction reactors 62-65 is used in a waste heat boiler 61 for generating steam, the resulting
  • the exhaust gas 69 leaving the fourth reduction reactor 65 is purified after the waste heat boiler 61 in a scrubber 70, before a partial flow is withdrawn as export gas 4 from the FINEX® plant 60. Another partial flow will be used as recirculation gas 71 again in the FINEX® process. For this purpose, it is compressed in the recycle gas compressor 72 and then fed to a pressure swing adsorption plant 73, where CO 2 is removed. A vacuum pressure swing adsorption unit or a chemical absorption could also be used.
  • the residual gas stream 74 contains mainly CO 2 , a portion of the residual gas can be supplied to the export gas 4 before entering the export gas container 5 for cooling, another part of the reduction gas 43 for heating the product gas 31.
  • the residual gas 74 could also in a own, not shown here steam generator (waste heat boiler) heat to be withdrawn - optionally after mixing with export gas 4 - and used for the production of low pressure steam for the stripper 9.
  • the reducing gas 68 is in Fig. 4 in a
  • Melt carburetor 75 produced in the one hand coal in the form of lumpy coal 76 and coal in powder form 77 - this is supplied together with oxygen O 2 - in the other hand, in the reduction reactors 62-65
  • iron briquettes (English: HCl Hot Compacted Iron) shaped iron ore is added.
  • the iron briquettes arrive via a conveyor system in a storage tank 79, which is designed as a fixed bed reactor, where the iron briquettes with coarse purified gas generator 80 from the melter gasifier 75 optionally preheated and reduced.
  • Cold iron briquettes 81 can also be added here.
  • the coal in the melter gasifier 75 is gasified, it produces a gas mixture consisting mainly of CO and H 2 , and withdrawn as a reducing gas (generator gas) 80 and a
  • Partial flow as reducing gas 68 is fed to the reduction reactors 62-65.
  • the withdrawn from the melter gasifier 75 generator gas 80 is first passed into a separator 83 in order to
  • Dust burner in the melter gasifier 75 due.
  • a portion of the purified by the pulverized gas generator gas 80 is further purified by wet scrubber 84 and added to the export gas 4 as excess gas 85.
  • Another part of the purified gas generator 80 is also further purified in a wet scrubber for cooling gas, fed to a gas compressor cooling and then after mixing with the removed from the system 73, freed of CO 2 recycle gas 71 back to the generator gas 80 after the melter gasifier 75 for cooling fed.
  • a wet scrubber for cooling gas fed to a gas compressor cooling and then after mixing with the removed from the system 73, freed of CO 2 recycle gas 71 back to the generator gas 80 after the melter gasifier 75 for cooling fed.
  • the top gas leaving the storage tank 79, where the iron briquettes or iron oxides are heated and reduced with dedusted and cooled generator gas 80 from the melter gasifier 75, can be cleaned in a wet scrubber and then likewise fed to the plant 73 for removal of CO 2 .
  • Fig. 5 the invention is illustrated by means of an oxygen blast furnace.
  • iron ore is supplied from a sintering plant 86 and coke (not shown) via a charging device from above into the blast furnace 87.
  • Oxygen-containing gas 88 having an oxygen content> 80% is introduced into the loop of the blast furnace 87, as well as coal in powder form (not shown).
  • the reduction gas furnace 89 is illustrated by means of an oxygen blast furnace.
  • iron ore is supplied from a sintering plant 86 and coke (not shown) via a charging device from above into the blast furnace 87.
  • Oxygen-containing gas 88 having an oxygen content> 80% is introduced into the loop of the blast furnace 87, as well as coal in powder form (not shown).
  • the reduction gas furnace 89 the reduction gas furnace 89
  • Reduction gas 90 is heated, for combustion
  • Oxygen O 2 and combustion air are supplied.
  • the heated reducing gas 90 is introduced into the blast furnace 87. Slag and pig iron are drawn down from the blast furnace 87. In the upper part of the blast furnace 87, the top or top gas 91 is removed and in a dust or
  • the waste heat from the reduction gas furnace 89 can also be utilized in a waste heat boiler 92 and then in the plant 1.
  • the left circuit represents the steam cycle
  • the right circuit is used for heating and evaporation of condensate.
  • the purified and optionally cooled top gas 91 can be partially removed directly as export gas 4 from the blast furnace system and fed to an optional expansion turbine 94 and then to the export gas container 5. Another part may be supplied to a pressure swing adsorption plant 73 for removal of CO 2 , the purified and
  • Gas cooler which is cooled with cold water, is cooled and then compressed with a compressor.
  • a - dashed line shown - provided with which the top gas to be recycled 91 is passed to the system 73 past or gas cooler and system 73 as fuel gas in the reduction gas furnace 89.
  • the CO 2 purified product gas is used as the reducing gas 91 either directly and / or after heating in the
  • the CO 2 rich residual gas 74 may as in Fig. 4 partially as
  • Fuel gas are fed to the reduction gas furnace 89.
  • FIG. 6 shows the connection according to the invention between a coal gasification plant and a direct reduction plant.
  • the direct reduction plant 33 with the chemical absorption installation 1 and the steam generation installation 34 are essentially constructed as in FIG. 3. It is merely a further C0 2 ⁇ istsstroml 04 after the gas cooler 51 for the top gas 46 from the reduction shaft 18 is provided.
  • the coal gasification plant consists of three sections: the left section shows the coal feed 95, with the coal being fed into the uppermost tank.
  • the middle section shows the gasification 96 with the gasification reactor above and below the plant parts for sludge treatment.
  • the right-hand area relates to the mechanical gas purification 97. Here, the gas is washed in the upper area, treated with low-pressure steam and then withdrawn as synthesis gas 98. In the lower area, the washing water from the
  • a shift system 100 by means of water gas shift reaction of the CO content reduced, on the other hand contained in the synthesis gas 98 COS and HCN are decomposed by hydrolysis in the hydrolysis plant 101.
  • the heat of the thus purified synthesis gas 98 can be used in a waste heat boiler 102, the low-pressure steam of the system 1 can be fed to the regeneration of the absorbent.
  • a cooler 103 may be provided for the synthesis gas 98 before it is fed to the plant 1.
  • the synthesis gas could even before entering the system 1 energy through a
  • Expansion turbine 94 are withdrawn.
  • the plant 1 for the chemical absorption of CO 2 could, as already mentioned, each by a physical
  • Synthesis gas is economically and energetically useful.
  • the plants of the rest of the metallurgical plant can be used as a source of steam or heat, such as heat from the converter gas cooling of the steel converter or from the electric arc furnace for steel production.
  • Heating unit (reduction gas furnace) for product gas 31 43 Heating unit (reduction gas furnace) for product gas 31 44 Air preheater

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Abstract

Gezeigt wird ein Verfahren zur Entfernung von CO2 aus Abgasen (4) von Anlagen zur Roheisenherstellung oder von Synthesegasanlagen, wobie die von CO2 gereinigten Abgasse anschliessend in einer Direktreduktionsanlage (33) eingeseitzt werden. Es ist dadurch gekennzeichnet, dass aus dem Abgas (4), das aus dem Verfahren der Roheisenherstellung oder der Synthesegasherstellung abgezogen wurde, vor dessen Verwendung in einer Direktreduktionsanlage (33) das CO2 mittels chemischer Absorption (1) entfernt wird, wobei die Wärme zur Regeneration des Absorptionsmittels zumindest teilweise aus spezifischen quellen.

Description

Beschreibung
Verfahren zur Entfernung von CO2 aus Abgasen
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Entfernung von CO2 aus Abgasen von Anlagen zur Roheisenherstellung oder von Synthesegasanlagen, wobei die von CO2 gereinigten Abgase anschließend in einer Direktreduktionsanlage eingesetzt werden, also die Kombination von einerseits einer Anlage zur Roheisenherstellung oder einer Synthesegasanlage mit
andererseits einer Direktreduktionsanlage. Diese
Direktreduktionsanlage ist eine eigenständige Anlage und ist nicht mit dem oder den gegebenenfalls in der Anlage zur
Roheisenherstellung vorhandenen Reduktionsreaktoren oder Reduktionsschächten identisch.
Zur Herstellung von Roheisen, womit auch die Herstellung roheisenähnlicher Produkte umfasst sein soll, gibt es im Wesentlichen zwei bekannte gängige Verfahren: das
Hochofenverfahren und die Schmelzreduktion.
Beim Hochofenverfahren wird zuerst Roheisen aus Eisenerz mit Hilfe von Koks hergestellt. Außerdem kann zusätzlich Schrott eingesetzt werden. Danach wird durch weitere Verfahren aus Roheisen Stahl hergestellt. Das Eisenerz wird als Stückerz, Pellets oder Sinter zusammen mit den Reduktionsmitteln (meist Koks, oder auch Kohle, z.B. in Form einer
Feinkohleeindüsanlage ) und weiteren Bestandteilen (Kalkstein, Schlackenbildner, usw.) zum sogenannten Möller vermischt und anschließend in den Hochofen chargiert. Der Hochofen ist ein metallurgischer Reaktor, in dem im Gegenstrom die Möllersäule mit heißer Luft, dem sogenannten Heißwind, reagiert. Durch Verbrennen des Kohlenstoffs aus dem Koks entstehen die für die Reaktion nötige Wärme und Kohlenmonoxid bzw. Wasserstoff, das einen wesentlichen Teil des Reduktionsgases darstellt und das die Möllersäule durchströmt und das Eisenerz reduziert. Als Ergebnis entstehen Roheisen und Schlacke, die periodisch abgestochen werden.
Im sogenannten Sauerstoffhochofen, welcher auch als Hochofen mit Top- oder Gichtgasrückführung bezeichnet wird, wird bei der Vergasung von Koks bzw. Kohle sauerstoffhältiges Gas mit mehr als 80% Sauerstoffanteil (O2) in den Hochofen
eingeblasen .
Für das aus dem Hochofen austretende Gas, das sogenannte Top oder Gichtgas, muss eine Gasreinigung vorgesehen werden (z.B Staubabscheider und/oder Zyklone in Kombination mit
Nasswäschern, Schlauchfiltereinheiten oder Heißgasfiltern) . Weiters wird beim Sauerstoffhochofen meist ein Kompressor, vorzugsweise mit Nachkühler, für das in den Hochofen
zurückgeführte Topgas vorgesehen sowie eine Vorrichtung zur CC>2-Entfernung, nach dem Stand der Technik meist mittels Druckwechsel-Adsorption .
Weitere Optionen für die Ausgestaltung eines
Hochofenverfahrens sind ein Erhitzer für das Reduktionsgas und/oder eine Brennkammer für die teilweise Verbrennung mit Sauerstoff .
Die Nachteile des Hochofens sind die Anforderungen an die Einsatzmaterialien und der hohe Ausstoß an Kohlendioxid. Der eingesetzte Eisenträger und der Koks müssen stückig und hart sein, sodass genügend Hohlräume in der Möllersäule bestehen bleiben, die das Durchströmen durch den eingeblasenen Wind gewährleisten. Der C02-Ausstoß stellt eine starke
Umweltbelastung dar. Deshalb gibt es Bestrebungen, die
Hochofenroute abzulösen. Zu nennen sind hier die
Eisenschwammherstellung auf Basis von Erdgas (MIDREX, HYL, FINMET) sowie die Schmelzreduktionsverfahren (COREX®- und FINEX®-Verfahren) . Bei der Schmelzreduktion kommt ein Einschmelzvergaser zum Einsatz, in dem heißes flüssiges Metall hergestellt wird, sowie zumindest ein Reduktionsreaktor, in dem der Träger des Eisenerzes (Stückerz, Feinerz, Pellets, Sinter) mit
Reduktionsgas reduziert wird, wobei das Reduktionsgas im Einschmelzvergaser durch Vergasung von Kohle (und
gegebenenfalls eines kleinen Anteils von Koks) mit Sauerstoff (90% oder mehr) erzeugt wird.
Auch beim Schmelzreduktionsverfahren sind in der Regel
- Gasreinigungsanlagen (einerseits für das Topgas aus dem Reduktionsreaktor, andererseits für das Reduktionsgas aus dem Einschmelzvergaser) ,
- ein Kompressor, vorzugsweise mit Nachkühler, für das in den Reduktionsreaktor zurückgeführte Reduktionsgas,
- eine Vorrichtung zur C02~Entfernung, nach dem Stand der Technik meist mittels Druckwechsel-Adsorption
- sowie optional ein Erhitzer für das Reduktionsgas
und/oder eine Brennkammer für die teilweise Verbrennung mit Sauerstoff vorgesehen.
Das COREX®-Verfahren ist ein zweistufiges
Schmelzreduktionsverfahren (engl.: smelting reduction) . Die Schmelzreduktion kombiniert den Prozess der Direktreduktion (Vorreduktion von Eisen zu Eisenschwamm) mit einem
Schmelzprozess (Hauptreduktion) .
Das ebenfalls bekannte FINEX®-Verfahren entspricht im
Wesentlichen dem COREX®-Verfahren, allerdings wird Eisenerz als Feinerz eingebracht.
Die Erfindung kann nicht nur bei der Roheisenerzeugung, sondern auch bei Synthesegasanlagen angewendet werden.
Synthesegase sind alle wasserstoffhaltigen und meist auch CO- haltigen Gasgemische, die in einer Synthesereaktion zum
Einsatz kommen sollen. Synthesegase können aus festen, flüssigen oder gasförmigen Stoffen hergestellt werden. Insbesondere fallen darunter die Kohlevergasung (Kohle wird mit Wasserdampf und/oder Sauerstoff zu Wasserstoff und CO umgesetzt) und die Herstellung von Synthesegas aus Erdgas (Umsetzung von Methan mit Wasserdampf und/oder Sauerstoff zu Wasserstoff und CO) . Auch in Synthesegasanlagen entsteht unerwünschtes CO2, das es abzutrennen gilt.
Bestandteil der Erfindung ist jedenfalls auch eine
Direktreduktionsanlage. In einer Direktreduktionsanlage werden stückige Eisenerzträger (Stückerz, Feinerz oder
Pellets (feinkörniges Eisenerz wird mit Wasser, Bindemitteln und Zuschlagstoffen zu Grünpellets gerollt und in einem abschließenden Brennvorgang gehärtet) ) im festen Zustand bei 750-1000°C durch Reduktionsgas oder Kohle reduziert. Dabei entsteht direkt reduziertes Eisen (englisch: direct reduced iron, kurz DRI), das auch als Eisenschwamm bezeichnet wird. Die Direktreduktionsanlage enthält als Herzstück entweder einen Reduktionsschacht im Sinne eines Festbettreaktors oder Wirbelschichtreaktoren, in den bzw. in die das stückige
Eisenerz und das Reduktionsgas (oder die Kohle) eingebracht werden. Im Folgenden wird der Begriff „Reduktionsschacht" sowohl für Fest- als auch für Wirbelschichtreaktoren
verwendet . Eine Direktreduktionsanlage kann aber auch dazu verwendet werden, um das direkt reduzierte Eisen zu größeren Einheiten zu verbinden, also heiß zu brikettieren, sodass aus dem aus dem Reduktionsschacht ausgetragenen DRI mittels einer
Heißbrikettieranlage sogenanntes heiß brikettiertes Eisen (englisch: hot briqueted iron, kurz HBI) entsteht. Auch sogenanntes niedrig reduziertes Eisen (englisch: low reduced iron, kurz LRI) kann bei entsprechender Verfahrensführung aus dem Reduktionsschacht abgezogen werden. Wenn der C02-Ausstoß in die Atmosphäre bei der Herstellung von Roheisen oder Synthesegas reduziert werden soll, muss das CO2 aus den Abgasen der Roheisenerzeugung bzw. Synthesegaserzeugung abgeschieden und in gebundener Form gespeichert werden (engl.: CO2 Capture and Sequestration (CCS) ) . Zur Abscheidung von CO2 wird bisher vornehmlich die
Druckwechsel-Adsorption (engl.: PSA - Pressure Swing
Adsorption) , insbesondere auch die Vakuum-Druckwechsel- Adsorption (engl.: VPSA - Vacuum Pressure Swing Adsorption) verwendet. Die Druckwechsel-Adsorption ist ein physikalisches Verfahren zur selektiven Zerlegung von Gasgemischen unter Druck. Spezielle poröse Materialien (z. B. Zeolithe,
Aktivkohle, aktiviertes Siliziumoxid ( S 1 O2 ) , aktiviertes Aluminiumoxid (AI2O3) oder der kombinierte Einsatz dieser Materialien) werden als Molekularsieb eingesetzt, um Moleküle entsprechend ihrer Adsorptionskräfte und/oder ihrem
kinetischen Durchmesser zu adsorbieren. Bei der PSA wird ausgenutzt, dass Gase unterschiedlich stark an Oberflächen adsorbieren. Das Gasgemisch wird in eine Kolonne unter einem genau definierten Adsorptionsdruck eingeleitet, dazu muss das Gasgemisch von 1,5-2 barg nach Austritt aus der Anlage zur Roheisenherstellung auf bis zu 3-7 barg komprimiert werden, was durch große Turbokompressoren mit hoher elektrische
Leistungsaufnahme geschieht. (Synthesegasanlage hingegen liefern das Synthesegas üblicher Weise mit 15-30 barg, wodurch eine Verdichtung nicht mehr erforderlich ist. Aus diesem Grund erfolgt die C02~Entfernung dort mit
Absorptionsverfahren (häufig wird ein physikalisches
Absorptionsverfahren wie Rectisol® eingesetzt.) Nun adsorbieren die unerwünschten Komponenten (hier CO2 und H20 ) und der Wertstoff (hier CO, H2, CH4) strömt überwiegend ungehindert durch die Kolonne. Sobald das Adsorbens
vollständig beladen ist, wird der Druck abgebaut und die Kolonne gespült. Zum Betreiben einer (V) PSA-Anlage wird elektrischer Strom für die vorherige Verdichtung des CO2 reichen Rückführgases benötigt. Der Produktgasstrom nach der Druckwechsel-Adsorption, der die Wertstoffe enthält, enthält bei Abgasen aus der
Roheisenerzeugung noch etwa 2-6 vol% CO2 bei 2,8-6,8 barg. Die Druckenergie des Produktgases muss je nach
Reduktionsaggregat über Steuerventile wieder reduziert werden und geht damit verloren. Durch die Rückführung des Topgases aus der Direktreduktionsanlage erhöht sich der
Stickstoffgehalt im Reduktionsgas, was eine höhere
Energieaufnahme für den Reduktionsgaserwärmer mit sich bringt und andererseits auch die Produktivität des
Reduktionsschachts bzw. des Wirbelschichtreaktors verringert. Der Restgasstrom aus der (V) PSA Anlage enthält aber immer noch verhältnismäßig hohe reduzierende Gasbestandteile (etwa CO, H2) , die für die Direktreduktion verloren gehen und damit die Kapazität der Direktreduktionsanlage vermindern.
Der Restgasstrom nach der Druckwechsel-Adsorption, der die unerwünschten Komponenten enthält, setzt sich bei Abgasen aus der Roheisenerzeugung in typischer Weise wie folgt zusammen:
Verbindung vol% bei VPSA vol% bei PSA
H2 ^ 5 f 5
N2 1,5 2,4
CO 10,9 16,8
C02 82, 1 72,2
CH4 0, 7 0,9
H20 2, 6 2,2
Das Restgas enthält also immer noch einen hohen Anteil an brennbaren Stoffen mit einem Heizwert in einem Bereich von typischer Weise 1800-4000 kJ/m3 N und weist einen Druck von etwas über dem Umgebungsdruck auf.
Das Restgas kann nicht einfach thermisch verwertet werden, weil es - aufgrund des niedrigen und/oder schwankenden Heizwerts - dazu mit anderen Brennstoffen angereichert werden müsste .
Wenn das CO2 aus dem Restgas gebunden werden soll, muss das Restgas komprimiert werden, damit das CO2 in flüssiger Form vorliegt, und anschließend muss das flüssige CO2 in eine Lagerstätte eingebracht werden, wozu der Druck meist soweit erhöht werden muss, dass sich das CO2 im flüssig-festen oder überkritischen Zustand befindet, wo CO2 eine Dichte von etwa 1000 kg/m3 hat.
Der überkritische Zustand ist ein Zustand oberhalb des kritischen Punktes im Phasendiagramm (siehe Fig. 1), der durch das Angleichen der Dichten von flüssiger und Gasphase gekennzeichnet ist. Die Unterschiede zwischen beiden
Aggregatzuständen hören an diesem Punkt auf zu existieren.
Zu einer derart hohen Verdichtung muss ein mehrstufiger
Kompressor mit hoher Leistung verwendet werden, um die typischen Dichten auf Leitungsniveau zu bringen, das sich etwa im Bereich von größer 0°C und größer 70 bar (7.000.000 Pa) , bevorzugter Weise 80-150 bar bei ambienten Temperaturen, befindet . Allerdings ist das Restgas aus einer (V) PSA nicht geeignet, um gebunden zu werden, da es neben CO2 einen relativ hohen Anteil an CO, H2, N2,CH4, etc. aufweist. Zum einen stellt der CO-Anteil ein Sicherheitsrisiko dar, da dieser bei einer Leckage zur Gefährdung von Personen (CO-Vergiftung) und unter Umständen zur Entzündung oder Explosion führen kann. Weiters gehen die „Verunreinigungen" CO, H2, ... des CO2 für die
Reduktionsarbeit verloren und beeinflussen die physikalischen Eigenschaften des komprimierten Gases, für das aufgrund der schwankenden Anteile an CO, H2, usw. die Messbarkeit, die Kompression, die Löslichkeit und die Transporteigenschaften ebenfalls schwanken. Durch die Verunreinigungen müssen auch die Entfernungen zwischen den Stationen, wo das transportierte Gasgemisch bzw. die transportierte Flüssigkeit erneut komprimiert werden muss, reduziert werden, sodass die Investitions- und
Betriebskosten aufgrund zusätzlicher Kompressoren bzw. Pumpen und deren Energiebedarf steigen. Oder es muss der
Eingangsdruck in der Leitung erhöht werden, um die Anzahl bzw. die Leistung der zusätzlichen Pumpen und Kompressoren längs der Leitung zu verringern.
Untersuchungen betreffend den Einfluss von Verunreinigungen auf den Transport von verflüssigten Gasen hat die Newcastle University durchgeführt und veröffentlicht unter
http://www.geos.ed.ac.uk/ccs/UKCCSC/Newcastle 2 07.ppt und ist in Fig. 2 dargestellt.
Es ist daher eine Aufgabe der Erfindung, bei
Direktreduktionsanlagen, welche mit Anlagen zur
Roheisenerzeugung oder mit Synthesegasanlagen verbunden sind, das CO2 aus Abgasen der Roheisenerzeugung oder der
Synthesegaserzeugung in größerem Ausmaß als bei (V) PSA von anderen Gasen zu trennen, dafür aber zusätzlich einen
niederwertigeren Energieträger als bei (V) PSA zu verwenden.
Die Aufgabe wird durch ein Verfahren nach Anspruch 1 gelöst, indem aus dem Abgas, das aus dem Verfahren der
Roheisenherstellung oder der Synthesegasherstellung abgezogen wurde, vor dessen Verwendung in einer Direktreduktionsanlage das CO2 mittels chemischer Absorption entfernt wird, wobei die Wärme zur Regeneration des Absorptionsmittels zumindest teilweise
- entweder durch Niederdruckdampf zur Verfügung gestellt wird, der aus einer Dampfturbine eines Dampfkraftwerks und/oder einer Dampfturbine zur Nutzung der Abhitze aus der Roheisenherstellung verwendet wird,
- und/oder durch Niederdruckdampf aus einem Abhitzekessel eines Dampfkraftwerks und/oder aus einem Abhitzekessel zur Nutzung der Abhitze aus der Roheisenherstellung und/oder aus einem Abhitzekessel zur Nutzung der Abhitze aus der Direktreduktionsanlage,
- und/oder aus einer LuftZerlegungsanlage bezogen wird,
- und/oder aus Prozessgasen von Anlagen zur
Roheisenherstellung, von Synthesegasanlagen und/oder von Direktreduktionsanlagen bezogen wird.
Unter „Niederdruckdampf" wird Wasserdampf verstanden, der gesättigt ist und einen Druck zwischen 1 und 15 barg
aufweist .
Unter dem Begriff „Dampfkraftwerk" fallen einerseits
konventionelle Dampfkraftwerke, wo durch Verbrennung von Brennstoffen thermische Energie erzeugt wird, mit der
Wasserdampf hergestellt wird, wobei dieser in einer
Dampfturbine ausgenutzt, also letztendlich in elektrische Energie umgewandelt wird.
Andererseits fällt darunter auch ein Kombikraftwerk, genauer ein Gas-und-Dampf-Kombikraftwerk (engl.: combined cycle power plant, kurz CCPP) , in dem die Prinzipien eines
Gasturbinenkraftwerkes und eines Dampfkraftwerkes kombiniert werden. Eine Gasturbine dient dabei als Wärmequelle für einen nachgeschalteten Abhitzekessel, der wiederum als
Dampferzeuger für die Dampfturbine wirkt.
Unter „LuftZerlegungsanlage" versteht man eine Anlage, in der Luft zuerst verdichtet, verflüssigt und anschließend in einzelne Bestandteile (Sauerstoff, Stickstoff, Edelgase) zerlegt wird.
Durch die Verwendung eines chemischen Absorptionsprozesses können im erfindungsgemäß gereinigten Abgas der
Roheisenherstellung bzw. Synthesegasherstellung die Anteile der für die Direktreduktion zurück gewonnenen Gase CO, H2, CH4 gegenüber einer (V) PSA erhöht und der C02-Anteil im
Produktgas wesentlich (bis zu wenigen ppmv) reduziert werden. Somit kann die Anlagenleistung der Direktreduktionsanlage, also die Eisen- und/oder Brikettproduktion (DRI, HBI, LRI), erhöht werden.
Das Abgas, das aus dem Verfahren der Roheisenherstellung oder der Synthesegasherstellung abgezogen wurde, wird oft als „Exportgas" bezeichnet. Es dient insbesondere als Bezeichnung für enen Teil des Topgases, das aus dem Prozess der
Roheisenerzeugung abgezogen wird. Das Exportgas muss normaler Weise, etwa mittels ein- oder zweistufiger
Radialkompressoren, komprimiert und anschließend gekühlt werden, um z.B. als Brenngas weiter verwendet oder gelagert werden zu können. Durch die direkte Weiterleitung des
Exportgases aus der Roheisenherstellung oder der
Synthesegasherstellung zur chemischen Absorption können die bisher notwendigen Kompressoren und Kühler für das Exportgase entfallen .
Die Verwendung von Niederdruckdampf aus einem bereits
existierenden Dampfprozess ist kostengünstiger als die
Erzeugung von Dampf mit einem eigenen Aggregat nur für die Desorption. Zudem ist die Verwendung eines niederwertigen Energieträgers wie Dampf aus ökonomischer und ökologischer Sicht einem hochwertigen Energieträger wie Strom vorzuziehen. Die Entnahme von Dampf aus einem laufenden Dampfkraftwerk ist zudem flexibler möglich als aus einem eigens für die CO2- Entfernung betriebenen Dampfgenerator, der Brennstoff für die Dampferzeugung wird bei einem ständig laufenden Dampfprozess besser ausgenützt.
Ebenso ist die Verwendung von bereits vorhandener Wärme zur Regeneration des Absorptionsmittels aus anderen Anlagen kostengünstiger als die Bereitstellung von Wärme aus eigens dafür angeschafften Aggregaten. So kann etwa die Wärme aus LuftZerlegungsanlagen oder aus Prozessgasen, die beim
erfindungsgemäßen Verfahren sowieso vorhanden sind, genutzt werden, also etwa Wärme aus den Prozessgasen von Anlagen zur Roheisenherstellung, von Synthesegasanlagen und/oder von Direktreduktionsanlagen .
Der Restgasstrom nach der chemischen Absorption enthält hauptsächlich CO2 und nach dem Entfernen von H2S nur mehr Spuren von H2S und kann daher direkt in die Atmosphäre entlassen und/oder eben einer C02-Verdichtung mit
anschließender C02~Lagerung zugeführt werden (engl.:
Sequestration, z.B. EOR - enhanced oil recovery, EGR - enhanced gas recovery) und/oder aber auch als Ersatz für Inertgase wie N2, etwa bei der Eisenherstellung, verwendet werden: der Restgasstrom besteht hauptsächlich aus CO2 und kann daher für Chargiereinrichtungen, Sperrdichtungen und ausgewählte Spül- und Kühlgasverbraucher verwendet werden.
Aufgrund des geringen Gehalts an Verunreinigungen ist der Energieaufwand für die Kompression des Restgasstroms aus der chemischen Absorption bis zum flüssig-festen oder
superkritischen Zustand (>73,3 bar) um etwa 20-30% niedriger als für Restgas aus einer (V) PSA. Folglich erhöhen sich in den Gasleitungen auch die Abstände zwischen den Stationen, wo das Gas erneut komprimiert werden muss. Sowohl die
Anschaffungskosten als auch die Betriebskosten für die CO2 - Lagerung werden dadurch gesenkt.
Im Vergleich zur Druckwechsel-Adsorption arbeitet die chemische Absorption mit geringeren Drücken beim zu
reinigenden Gas und einem geringeren Druckabfall bei der Entfernung des CO2 , sodass auch hier Energie eingespart wird. Im Gegensatz zu einer VPSA werden auch keine
Vakuumkompressoren benötigt, die ebenfalls viel Energie verbrauchen und hohe Wartungskosten verursachen. Der geringe Energieverbrauch ist vor allem für ene Länder ein Vorteil, wo Energie knapp und/oder teuer ist.
Die Investitionskosten für ein chemisches
Absorptionsverfahren sind vergleichbar mit enen für eine VPSA Anlage. Aber das Absorptionsverfahren braucht große Mengen an Niederdruckdampf mit einem Druck von mehr als 2 barg oder höher, z.B. 10 barg. Dieser Dampf wäre teuer, wenn er eigens hergestellt werden müsste und nicht aus einer bereits bestehenden Dampfquelle entnommen werden kann.
Es gibt verschiedene chemische Absorptionsverfahren, die für diese Erfindung geeignet sind:
Ein erstes Absorptionsverfahren ist durch die Verwendung von Kaliumkarbonat als Absorptionsmittel gekennzeichnet. Es wird heißes Kaliumkarbonat verwendet (engl. Hot potassium
carbonate (HPC) or "Hot Pot") . Je nach Anbieter dieses
Verfahrens werden dem Kaliumkarbonat verschiedene Stoffe beigemengt: Aktivatoren, welche die CO2-AbScheidung erhöhen sollen, und Inhibitoren, welche die Korrosion verringern sollen. Ein weit verbreitetes Verfahren dieser Art ist unter dem Namen Benfield-Verfahren bekannt und wird von UOP angeboten. Beim Benfield-Verfahren wird etwa 0,75 kg Dampf pro Nm3 zu reinigendes Gas benötigt.
Ein zweites Absorptionsverfahren ist als Aminwäsche mit mehreren Unterverfahren bekannt. Dabei werden in einem ersten Schritt leicht alkalische wässrige Lösungen von Aminen
(zumeist Ethanolamin-Derivate ) eingesetzt, die die sauren Gase, also etwa das CO2, reversibel chemisch absorbieren. In einem zweiten Verfahrensschritt wird das saure Gas thermisch
(durch Erhitzen) wieder vom Amin getrennt und das zurück gewonnene Amin erneut zur Wäsche eingesetzt.
Bekannte Verfahren dazu sind das Amine Guard FS-Verfahren von UOP, das eine Verringerung des C02-Gehalts auf 50 ppmv und des H2S-Gehalts auf 1 ppmv leistet. Der Dampfbedarf dieses Verfahrens ist etwa 1,05 kg Dampf pro Nm3 zu reinigendes Gas. Amine, etwa Diethanolamin (DEA) , werden auch als Aktivatoren für Absorptionsverfahren mit Verwendung von Kaliumkarbonat, etwa für das Benfield-Verfahren, verwendet.
Für die Aminwäsche können primäre Amine verwendet werden, wie Methylamin, Monoethanolamin (MEA) und/oder Diglycolamin
(DGA) .
Für die Aminwäsche können zusätzlich oder alternativ zu primären Aminen sekundäre Amine verwendet werden, etwa
Diethanolamin (DEA) und/oder Diisopropanolamin (DIPA) .
Zusätzlich oder alternativ zu primären und/oder sekundären Aminen können auch tertiäre Amine verwendet werden, etwa Triethanolamin (TEA) und/oder Methyldiethanolamin (MDEA) . Ein bestehendes Verfahren hierzu stellt das aMDEA-Verfahren der Firma BASF (angeboten von Linde und Lurgi) dar, welches aktiviertes Methyldiethanolamin (MDEA) verwendet. Der
Dampfbedarf dieses Verfahrens liegt bei etwa 0,85 kg Dampf pro Nm3 zu reinigendes Gas.
Weitere Verfahren basieren auf Aminosäuresalzen.
Mit dem erfindungsgemäßen Verfahren kann vorteilhaft Topgas aus einem Hochofen, insbesondere aus einem Sauerstoffhochofen mit Topgasrückführung, welcher überwiegend mit Sauerstoff anstelle von Heißwind betrieben wird, von CO2 gereinigt und dann der Direktreduktionsanlage als Reduktionsgas zugeleitet werden. Genauso vorteilhaft kann auch das Abgas aus einer Schmelzreduktionsanlage und/oder das Synthesegas einer
Synthesegasanlage gereinigt und dann der
Direktreduktionsanlage als Reduktionsgas zugeleitet werden.
Das Abgas, das aus dem Verfahren der Roheisenherstellung oder der Synthesegasherstellung abgezogen wurde, wird deshalb als „Exportgas" bezeichnet, weil es - gegebenenfalls nach
Reinigung und/oder Kühlung - aus der Roheisen- oder Synthesegasherstellung abgezogen und einer anderen Verwendung zugeführt wird. Es kann sich aus folgenden Prozessgasen zusammensetzen :
- Topgas aus einem Hochofen,
- Überschussgas aus einer Schmelzreduktionsanlage,
- Topgas aus einer Schmelzreduktionsanlage, etwa aus einem Reduktionsschacht, einem Reduktionsreaktor oder aus einem Festbettreaktor zur Vorwärmung und/oder Reduktion von Eisenoxiden und/oder Eisenbriketts
- Generatorgas aus einer Schmelzreduktionsanlage, also
Abgas aus dem Einschmelzvergaser. Als Generatorgas wird ein sehr CO-haltiges Gas bezeichnet, das durch Vergasung von Koks entsteht
- Restgas aus einer in die Anlage zur Roheisenherstellung (Hochofen oder Schmelzreduktion) integrierten Anlage zur CC>2-Entfernung, etwa einer (Vakuum-)
Druckwechseladsorptionsanlage .
Als Topgas oder Gichtgas wird das aus dem Hochofen oder einem Reduktionsschacht oben austretende Gas bezeichnet.
Als Überschussgas wird Abgas aus dem Einschmelzvergaser bezeichnet, das derzeit im Schmelzreduktionsverfahren nicht benötigt wird und daher aus dem Gassystem des
Schmelzreduktionsverfahrens entfernt werden muss. Es kann sich dabei wieder um Top- oder Generatorgas handeln.
Um einfach Niederdruckdampf zu erhalten, wird dieser am besten am Ende der Expansion aus der Dampfturbine oder dem Abhitzekessel der Dampfturbine entnommen.
Die für die Regeneration des Absorptionsmittels notwendige Wärme kann aber auch aus Prozessgasen entnommen werden: von den Prozessgasen aus Anlagen zur Roheisenherstellung können
- Überschussgas aus einer Schmelzreduktionsanlage,
- Topgas aus einer Schmelzreduktionsanlage oder aus einem Hochofen, - Generatorgas aus einer Schmelzreduktionsanlage
- und/oder Restgas aus einer in die Anlage zur
Roheisenherstellung integrierten Anlage zur C02~Entfernung verwendet werden. Es kann also die Wärme jenes Abgases, das von CO2 zu reinigen ist, auch zur Regeneration des
Absorptionsmittels der chemischen Absorption verwendet werden .
Es kann folglich auch dem Synthesegas der Synthesegasanlage (etwa einer Vergasungsanlage) Wärme zur Regeneration des Absorptionsmittels der chemischen Absorption entzogen werden.
Auch Wärme aus dem Prozessgas von Direktreduktionsanlagen, wie aus dem Topgas oder dem Kühlgas, kann für die
Regeneration des Absorptionsmittels verwendet werden, ebenso die Abwärme des Abgases aus dem Reduktionsgasofen
(Heizaggregat) der Direktreduktionsanlage .
Die für die Regeneration des Absorptionsmittels notwendige Energie kann auch dadurch zur Verfügung gestellt werden, dass heiße Luft aus der LuftZerlegungsanlage in einen
Wärmetauscher zur Erwärmung und Regeneration des
Absorptionsmittels geleitet wird. Es kann etwa heiße Luft aus dem Hauptluftkompressor (engl. Main air compressor) und/oder dem Boosterluftkompressor (engl. Booster air compressor) verwendet werden.
Die Wärme aus der LuftZerlegungsanlage kann auch mittels eines Wärmeträgermediums (z.B. Wasserdampf), das von heißer Luft aus der LuftZerlegungsanlage (aus dem
Hauptluftkompressor und/oder dem Boosterluftkompressor) erwärmt wird, zur Regeneration des Absorptionsmittels zur Verfügung gestellt werden.
Das aus der chemischen Absorption gewonnene CO2 reiche Gas kann - gegebenenfalls nach Verdichtung auf 5-11 barg - als Substitutgas für Stickstoff bei der Roheisenherstellung, bei der Synthesegasherstellung, bei der Direktreduktion und/oder zur Aufbereitung und Lagerung von CO2 verwendet werden. Das CO2 reiche Gas kann bei der Roheisenherstellung,
Direktreduktion und Kohlevergasung dazu verwendet werden, Stickstoff für Chargiereinrichtungen, Sperrdichtungen und ausgewählte Spül- und Kühlgasverbraucher zu ersetzen, etwa für die Dichtung des Reduktionsschachts der
Direktreduktionsanlage oder für die Chargiereinrichtungen des Wirbelschichtreaktors der Direktreduktionsanlage oder für die dynamische Gassperreinrichtungen der Chargier- und
Entnahmevorrichtung der Direktreduktionsanlage. Die
Verwendung von CO2 statt Stickstoff verringert wegen des geringeren Stickstoffgehalts auch den Energieverbrauch in den Prozessgasströmen .
Die bei der Verdichtung des CO2 reichen Gases erzeugte Wärme kann ebenfalls zur Regeneration des Absorptionsmittels verwendet werden.
Bei einer dem erfindungsgemäßen Verfahren entsprechenden Vorrichtung, die eine Direktreduktionsanlage und eine Anlage zur Entfernung von CO2 mittels chemischer Absorption umfasst, ist vorgesehen, dass von der Anlage zur CO2-AbScheidung zumindest eine Leitung zum Reduktionsschacht der
Direktreduktionsanlage führt, um die von CO2 gereinigten Abgase anschließend in der Direktreduktionsanlage
einzusetzen,
und in die Anlage zur CO2-AbScheidung zumindest eine Leitung mündet für Abgas, das aus dem Verfahren der
Roheisenherstellung oder der Synthesegasherstellung abgezogen wurde,
und der Anlagenteil zur Regeneration des Absorptionsmittels
- entweder so mit einer Dampfturbine eines Dampfkraftwerks oder einer Dampfturbine zur Nutzung der Abhitze aus der
Roheisenherstellung verbunden ist, dass Niederdruckdampf aus der Dampfturbine zumindest teilweise in den Anlagenteil zur Regeneration des Absorptionsmittels geleitet werden kann,
- und/oder so mit dem Abhitzekessel eines Dampfkraftwerks und/oder dem Abhitzekessel zur Nutzung der Abhitze aus der Roheisenherstellung und/oder dem Abhitzekessel zur Nutzung der Abhitze aus der Direktreduktionsanlage verbunden ist, dass die Abwärme zumindest teilweise zur Erzeugung von
Niederdruckdampf zur Regeneration des Absorptionsmittels verwendet werden kann,
- und/oder so mit einer LuftZerlegungsanlage verbunden ist, dass die Wärme aus der LuftZerlegungsanlage zumindest
teilweise zur Regeneration des Absorptionsmittels verwendet werden kann,
- und/oder so mit Anlagen zur Roheisenherstellung,
Synthesegasanlagen und/oder Direktreduktionsanlagen verbunden ist, dass Wärme aus den Prozessgasen dieser Anlagen zumindest teilweise zur Regeneration des Absorptionsmittels verwendet werden kann.
Weitere Ausbildungsvarianten der erfindungsgemäßen
Vorrichtung entsprechen den Ausführungen zum
erfindungsgemäßen Verfahren: Insbesondere kann für das
Hochofenverfahren eine Leitung vorgesehen sein, mit welcher Topgas aus einem Hochofen, insbesondere aus einem
Sauerstoffhochofen mit Topgasrückführung, in die Anlage zur Entfernung von CO2 mittels Absorption geleitet werden kann.
Bei einem Schmelzreduktionsverfahren wäre dann entsprechend zumindest eine Leitung vorgesehen, mit welcher Abgas aus einer Schmelzreduktionsanlage in die Anlage zur Entfernung von CO2 mittels Absorption geleitet werden kann. Bei einer Synthesegasanlage wäre zumindest eine Leitung vorgesehen, mit der Synthesegas einer in die Anlage zur Entfernung von C02 mittels Absorption geleitet werden kann.
Zum Einbringen von Niederdruckdampf in die Anlage zur
Entfernung von CO2 kann vorgesehen sein, dass diese mit dem Niederdruckteil der Dampfturbine und/oder dem Abhitzekessel verbunden ist. Es gibt auch verschiedene physikalische Absorptionsverfahren die bei dieser Erfindung statt des chemischen
Absorptionsverfahrens eingesetzt werden könnten, wobei hierbei natürlich die Druckwechselabsorption ausgenommen ist Solche physikalischen Absorptionsverfahren sind aber
hauptsächlich dann sinnvoll, wenn das Exportgas aus einer Synthesegasanlage stammt, weil hier die Eigenschaften des Exportgases im Hinblick auf Druck und Temperatur besser auf die physikalische Absorptionsverfahren abgestimmt sind, welche einen höheren Druck beim zu reinigenden Gas verlangen Es wäre wirtschaftlich nicht sinnvoll, Exportgas aus der Roheisenherstellung erst unter Energieaufwand zu verdichten, um in einem physikalischen Absorptionsverfahren das CO2 abzuscheiden .
Chemische Absorptionsverfahren zeichnen sich dadurch aus, dass das abzuscheidende Gas mit dem Absorptionsmittel teilweise bis vollständig eine feste oder lockere chemische Bindung eingeht. Bei einem physikalischen
Absorptionsverfahren wird das abzuscheidende Gas ohne
Veränderung seiner stofflichen Eigenschaften im
Absorptionsmittel gelöst, es wirken die Van-der-Waalschen Kräfte. Darüber hinaus gibt es noch Verfahren, bei denen sowohl chemische als auch physikalische Bindungskräfte zum Tragen kommen und die als Hybridwäschen bezeichnet werden.
Einige der wichtigsten Vertreter von geeigneten
physikalischen Absorptionsverfahren sind das sogenannte Purisol®-Verfahren, das Rectisol®-Verfahren und das Selexol- Verfahren .
Beim Purisol®-Verfahren wird N-Methyl-2-Pyrrolidone (NMP) al Absorptionsmittel verwendet, die Regeneration des
Absorptionsmittels erfolgt mittels Dampf über indirekte Wärmetauscher, wobei der Dampfbedarf bei etwa 1562 kg/MM scf = ca. 0,058 kg/Nm3, liegt. Es können dabei alle Arten von Wärmeaustauschmedien verwendet werden: Luft, Stickstoff, Dampf, Thermoöl, etc..
Beim Rectisol®-Verfahren wird gekühltes Methanol (CH3OH) als Absorptionsmittel eingesetzt. Die Regeneration des
Absorptionsmittels erfolgt mittels Dampf über indirekte Wärmetauscher, wobei das Absorptionsmittel nur auf nur ca. 65°C aufgewärmt wird. Der Dampfbedarf liegt bei etwa 1275 kg/MM scf = ca. 0,047 kg/Nm3 zu reinigendes Gas. Es können dabei alle Arten von Wärmeaustauschmedien verwendet werden: Luft, Stickstoff, Dampf, Thermoöl, etc..
Beim Selexol-Verfahren wird als Absorptionsmittel eine
Mischung von Dimethylethern von Polyethylenglykol verwendet. Die Regeneration erfolgt mit Dampf, wobei ein direkter
Kontakt des Absorptionsmittels mit Dampf oder einem Inertgas (z.B. Stickstoff) notwendig ist.
Die Erfindung wird im Folgenden anhand der beispielhaften und schematischen Figuren näher erläutert.
Fig. 1 zeigt ein Phasendiagramm von CO2.
Fig. 2 zeigt den Zusammenhang zwischen Verunreinigungen von Gasen und den hierfür notwendigen Verdichtungsstationen beim Transport von verflüssigten Gasen.
Fig. 3 zeigt die erfindungsgemäße Verbindung zwischen einer Schmelzreduktionsanlage (COREX® Anlage) und einer
Direktreduktionsanlage .
Fig. 4 zeigt die erfindungsgemäße Verbindung zwischen einer Schmelzreduktionsanlage (FINEX® Anlage) und einer
Direktreduktionsanlage.
Fig. 5 zeigt die erfindungsgemäße Verbindung zwischen einem Sauerstoffhochofen und einer Direktreduktionsanlage.
Fig. 6 zeigt die erfindungsgemäße Verbindung zwischen einer Kohlevergasungsanlage und einer Direktreduktionsanlage. In Fig. 1 ist Phasendiagramm von CO2 dargestellt. Auf der waagrechten Achse ist die Temperatur in K aufgetragen, auf der senkrechten Achse der Druck in bar (1 bar = 105 Pascal) . Die einzelnen Aggregatzustände (Feststoff bzw. fest,
Flüssigkeit bzw. flüssig und Gas bzw. gasförmig) sind durch Linien voneinander getrennt.
Der Tripelpunkt ist jener Punkt, wo feste, flüssige und gasförmige Phase zusammentreffen.
Der überkritische Zustand (überkritisches Fluid) ist ein Zustand oberhalb des kritischen Punktes im Phasendiagramm, der durch das Angleichen der Dichten von flüssiger und
Gasphase gekennzeichnet ist. Die Unterschiede zwischen beiden Aggregatzuständen hören an diesem Punkt auf zu existieren.
In Fig. 2 ist der Zusammenhang zwischen Verunreinigungen von Gasen und den hierfür notwendigen Verdichtungsstationen beim Transport von verflüssigten Gasen dargestellt.
Auf der waagrechten Achse sind die Verunreinigungen in % des Gasvolumens aufgetragen, auf der senkrechten Achse der
Abstand zwischen den Verdichterstationen in km.
Für jede Verunreinigung ist eine eigene Kurve eingezeichnet. Bei 10% Verunreinigung (rechter Rand der Darstellung) ergibt sich die geringste Beeinflussung auf den Abstand der
Verdichterstationen bei H2S, gefolgt von S O2 , CH4, Ar, 02, N2 und CO gleichauf, dann NO2 , den größten Einfluss hat H2, wo die Kurve fast gegen Null geht.
Fig. 3 zeigt die erfindungsgemäße Verbindung zwischen einer Anlage zur Schmelzreduktion (nämlich einer COREX® Anlage 32), einer Direktreduktionsanlage 33 mit einer Anlage 1 zur chemischen Absorption von CO2 und einer Dampferzeugungsanlage 34.
Die Anlage zur chemischen Absorption 1 von CO2 besteht im Wesentlichen aus einem Absorber 8, einem Stripper 9 und mehreren Wärmetauschern und Pumpen. Derartige Anlagen sind aus dem Stand der Technik bekannt und sollen daher hier nur in Grundzügen beschrieben werden. Im Absorber wird das zu reinigende Exportgas 4 von unten eingebracht, während von oben eine die sauren Bestandteile des Gases absorbierende Lösung, etwa eine Aminlösung, nach unten strömt. Hier wird nun das CO2 aus dem Exportgas 4 entfernt und das gereinigte Gas dem Reduktionsschacht 18 der Direktreduktionsanlage 33 zugeführt .
Das beladene Absorbens (die Absorbensflüssigkeit ) wird von oben in den Stripper 9 geleitet, wo es mit warmem
Niederdruckdampf 10, der etwa eine Temperatur von 120-260°C, insbesondere 150°C, aufweist, auf >100°C, insbesondere 110- 120°C, erwärmt wird, wodurch die sauren Gase, insbesondere das CO2 , wieder als Restgas freigesetzt werden. Das Restgas 11 kann entweder nach einer H2S-Reinigung 12 wieder in die Atmosphäre 15 entlassen werden und/oder, da es fast nur aus CO2 besteht, einem ersten Verdichter 13 zur Verdichtung von CO2 auf etwa 5-11 barg zugeführt werden, um das verdichtete CO2 39 als Ersatz für Stickstoff bei der Roheisenherstellung im COREX® Verfahren, bei der Direktreduktion oder bei der Synthesegasherstellung zu verwenden. Wenn das verdichtete CO2 nach dem ersten Verdichter 13 einem zweiten Verdichter 38 zur Verflüssigung von CO2 zugeführt und verflüssigt wird, kann es fortgeleitet werden, um es etwa unterirdisch zu lagern. Jeweils nach jedem Verdichter 13, 38 ist ein Wärmetauscher 40, 41 vorgesehen, der dem CO2 die bei der Verdichtung zugeführte Wärme entzieht. Diese Wärme kann unter Umständen zur Regeneration des Absorptionsmittels im Stripper 9 verwendet werden.
Das im Stripper 9 anfallende Kondensat 14 wird abgezogen und kann dem Dampfkreislauf einer Dampferzeugungsanlage 34, also etwa dem Dampfkessel 16, zugeführt werden. Das Exportgas 4 kann über einen Exportgasbehälter 5 auch dem Dampfkessel 16 einer Dampferzeugungsanlage 34 als Brennstoff zugeführt werden. Zusätzlich wird über ein Gebläse 42 Verbrennungsluft zugeführt. Aus dem Dampfkessel 16 wird
Niederdruckdampf 10 entnommen und dem Stripper 9 zugeführt. Dem Niederdruckdampf 10 kann auch Dampf 35 aus einem anderen Abhitzekessel zugegeben werden, etwa aus enen Abhitzekesseln 6, 7 und/oder 58 der COREX® Anlage 32. Für den Dampfkessel 16 nicht benötigtes Exportgas kann zu anderen Zwecken verwendet werden, etwa zur Rohstofftrocknung 17 (Kohle-, Feinkohleoder Erztrocknung) . Das Verbrennungsabgas der
Dampferzeugungsanlage 34 wird über einen Rauchfang in die Atmosphäre geleitet.
Die COREX® Anlage 32 weist in diesem Beispiel einen
Reduktionsschacht 19 auf, welcher als Festbettreaktor
ausgebildet ist und mit Stückerz, Pellets, Sinter und
Additiven beschickt wird, siehe Bezugszeichen 20.
Im Gegenstrom zum Stückerz etc. 20 wird das Reduktionsgas 21 geführt. Es wird am Boden des Reduktionsschachts 19
eingebracht und tritt an dessen Oberseite als Topgas 22 aus. Die Wärme des Topgases 22 aus dem Reduktionsschacht 19 wird in einem Abhitzekessel 6 zur Dampferzeugung genutzt, der dabei entstehende Niederdruckdampf wird dem Stripper 9 der Anlage 1 zur chemischen Absorption von CO2 zugeführt. Vor Eintritt in den Abhitzekessel 6 wird das Topgas 22 in einem Staubabscheider oder Zyklon 2 von Staub befreit.
Das aus dem Abhitzekessel 6 austretende Abgas wird in einem Nasswäscher 3 weiter gereinigt und als Exportgas 4 wie oben beschrieben erfindungsgemäß dem Absorber 8 zur C02~Entfernung zugeleitet . Das Reduktionsgas 21 für den Reduktionsschacht 19 wird in einem Einschmelzvergaser 23 hergestellt, in den einerseits Kohle in Form von stückiger Kohle 24 und von Kohle in
Pulverform 25 - diese gemeinsam mit Sauerstoff O2 - zugeführt wird, in den andererseits das im Reduktionsschacht 19
vorreduzierte Eisenerz zugegeben wird.
Die Kohle im Einschmelzvergaser 23 wird vergast, es entsteht ein Gasgemisch, das hauptsächlich aus CO und H2 besteht, und als Topgas (Generatorgas) 26 abgezogen und ein Teilstrom als Reduktionsgas 21 dem Reduktionsschacht 19 zugeleitet wird.
Das im Einschmelzvergaser 23 erschmolzene heiße Metall und die Schlacke werden abgezogen, siehe Pfeil 27.
Das aus dem Einschmelzvergaser 23 abgezogene Topgas 26 wird zuerst in einem Abhitzekessel 58 abgekühlt und in einen
Abscheider 28 geleitet, um mit ausgetragenem Staub
abzuscheiden und den Staub 36 über Staubbrenner in den
Einschmelzvergaser 23 zurückzuführen.
Ein Teil des vom Grobstaub gereinigten Topgases 26 wird mittels Nasswäscher 37 weiter gereinigt und als Überschussgas 29 aus der COREX® Anlage 32 entnommen und - erfindungsgemäß - dem Absorber 8 der Anlage 1 zur chemischen Absorption von CO2 zugeführt. Vor dem Nasswäscher 37 oder in der
Generatorgasleitung 26 kann auch ein weiterer Abhitzekessel 7, 58 angeordnet sein, dessen Niederdruckdampf dem Stripper 9 zugeführt wird.
Ein Teil des gereinigten Top- oder Generatorgases 26 nach Nasswäscher 37 wird zur Abkühlung einem Gaskompressor 30 zugeleitet und dann wieder dem Top- oder Generatorgas 26 nach dem Einschmelzvergaser 23 zur Kühlung zugeführt. Durch diese Rückführung können die darin enthaltenen reduzierenden
Anteile noch für das COREX® Verfahren ausgenützt werden und andererseits kann die erforderliche Kühlung des heißen Top¬ oder Generatorgases 26 von ca. 1050°C auf 700-900°C
sichergestellt werden. Dem Stripper 9 kann in diesem Ausführungsbeispiel einerseits Niederdruckdampf 10 aus den Abhitzekesseln 6, 7, 58 der
COREX® Anlage 32 und/oder Niederdruckdampf aus dem
Dampfkessel 16 der Dampferzeugungsanlage 34 zugeführt werden. Bevorzugter Weise sollte die Abwärme aus dem
Eisenerzeugungsprozess bzw. dem Direktreduktionsprozess verwendet werden wegen der kurzen Wegstrecken zwischen Abhitzekesseln 6, 7, 58 und Anlage 1 zur chemischen
Absorption von CO2.
Das Kondensat 14 des Strippers 9 wird in diesem Beispiel dem Dampfkreislauf der Dampferzeugungsanlage 34 zugeführt. Es kann aber auch dem Dampfkreislauf der Abhitzekessel 6, 7 zugeführt werden.
Wird statt der COREX® Anlage ein Sauerstoffhochofen mit Topgasrückführung verwendet, so wird an der Oberseite des
Hochofens das Top- oder Gichtgas entnommen, ein Teil in den Sauerstoffhochofen zurückgeführt und ein Teil des Top- oder Gichtgases in einem Staubabscheider oder Zyklon vorgereinigt und einem Nasswäscher (oder einem Schlauchfilter bzw.
Heißgasfiltersystem) nochmals gereinigt. Das so gereinigte Top- oder Gichtgas wird dann direkt als Exportgas 4 aus dem Hochofensystem entnommen und der Anlage 1 zur chemischen Absorption von CO2 zugeführt. Das von CO2 befreite Produktgas aus dem Absorber 8 wird in einem Heizaggregat (Reduktionsgasofen) 43 erwärmt, welches bevorzugter Weise einen Luftvorerhitzer 44 aufweist, eventuell mit Sauerstoff O2 partiell oxidiert und in den Reduktionsschacht 18 geleitet, wo das von oben aufgegebene stückige Erz und/oder die Pellets 45 chargiert werden. Das oben aus dem Reduktionsschacht 19 austretende Topgas 46 wird bevorzugter Weise in einem Staubabscheider oder Zyklon 47 trocken entstaubt und in einem Abhitzekessel 48 abgekühlt. Die dem Topgas 46 dort entzogene Wärme kann zur Regeneration des Absorptionsmittels im Stripper 9 verwendet werden.
Das Topgas 46 wird anschließend in einem Nasswäscher 49 weiter gereinigt, in einem Kompressor 50 komprimiert und in einem Gaskühler 51 gekühlt, bevor es dem Exportgas 4 vor dem Absorber 8 zugemischt wird. Nach dem Nasswäscher 49 kann ein Teil des Topgases 46
abgezweigt und davon wiederum ein Teil dem Exportgas 4, das als Brennstoff über den Exportgasbehälter 5 in die
Dampferzeugungsanlage 34 geleitet wird, zugemischt werden. Ein anderer Teil kann dem Heizaggregat (Reduktionsgasofen) 43 als Brennstoff zugeführt werden. Die Wärme aus dem
Reduktionsgasofen 43 kann in einem Abhitzekessel 59 genützt werden, der den dabei gewonnenen Niederdruckdampf zur
Regeneration des Absorptionsmittels an den Stripper 9 abgibt.
Im unteren Teil des Reduktionsschachtes 18 wird Reduktionsgas als Kühlgas 52 entnommen, in einem Abhitzekessel 53
abgekühlt, in einem Nasswäscher 54 gereinigt, in einem
Kompressor 55 verdichtet und wieder dem unteren Teil des Reduktionsschachtes 18 zugeführt. Der im Abhitzekessel 53 erzeugte Dampf kann zur Regeneration des Absorptionsmittels im Stripper 9 verwendet werden.
Der Reduktionsschacht 18 muss nicht als Festbett, er kann auch als Wirbelschicht ausgebildet sein. Am unteren Ende werden je nach chargierten Einsatzstoffen und je nach
Verfahrensführung entweder Eisenschwamm, heiß brikettiertes Eisen oder niedrig reduziertes Eisen 56 entnommen.
Das dem Reduktionsschacht 18 zugeführte Exportgas 4 muss nicht zur Gänze in der Anlage 1 zur chemischen Absorption zugeführt werden, ein Teil kann auch in einer Bypassleitung 57 um die Anlage 1 zur chemischen Absorption herum direkt in das Heizaggregat 43 geleitet bzw. dem Produktgas 31 vor dem Heizaggregat 43 zugemischt werden.
Soll die Wärme für die Regeneration des Absorptionsmittels im Stripper 9 aus einer LuftZerlegungsanlage verwendet werden, so kann ein Wärmetauscher vorgesehen werden, der von einem oder zwei Heißgasströmen aus einer LuftZerlegungsanlage gespeist wird: ein Gasstrom kommt aus dem Hauptluftkompressor und hat einen Druck von ca. 4-12 barg, insbesondere von etwa 5 barg, und eine Temperatur von etwa 280°C; ein zweiter
Gasstrom kommt aus dem Boosterluftkompressor und hat einen Druck von 5 bis 25 barg, insbesondere von 23 barg, und eine Temperatur von ca. 200°C. Alternativ kann auch zunächst der Wärmetausch von heißer Luft auf ein alternatives
Wärmeträgermedium (z.B. Wasser/Dampf, Thermoöl, Stickstoff) und anschließend vom Wärmeträgermedium auf die
Absorptionsflüssigkeit erfolgen. Fig. 4 zeigt die erfindungsgemäße Verbindung zwischen einer
Anlage zur Schmelzreduktion (nämlich einer FINEX® Anlage 60), einer Direktreduktionsanlage 33 mit einer Anlage 1 zur chemischen Absorption von CO2 und einer Dampferzeugungsanlage 34.
Die Direktreduktionsanlage 33 mit der Anlage 1 zur chemischen Absorption sowie die Dampferzeugungsanlage 34 sind im
Wesentlichen wie in Fig. 3 ausgebildet. Das Exportgas 4 der FINEX® Anlage 60 kann über einen
Exportgasbehälter 5 ebenfalls dem Dampfkessel 16 der
Dampferzeugungsanlage 34 als Brennstoff zugeführt werden. Dem Niederdruckdampf 10 kann auch Dampf 35 aus einem anderen Abhitzekessel zugegeben werden, etwa aus dem Abhitzekessel 61 der FINEX® Anlage 60.
Die FINEX®-Anlage weist in diesem Beispiel vier
Reduktionsreaktoren 62-65 auf, welche als
Wirbelschichtreaktoren ausgebildet sind und mit Feinerz beschickt werden. Feinerz und Additive 66 werden der
Erztrocknung 67 zugeführt und von dort zuerst dem vierten Reaktor 65, sie gelangen dann in den dritten 64, den zweiten 63 und schließlich den ersten Reduktionsreaktor 62. Anstelle von vier Wirbelschichtreaktoren 62-65 können aber auch nur drei vorhanden sein. Im Gegenstrom zum Feinerz wird das Reduktionsgas 68 geführt. Es wird am Boden des ersten Reduktionsreaktors 62 eingebracht und tritt an dessen Oberseite aus. Bevor es von unten in den zweiten Reduktionsreaktor 63 eintritt, kann es noch mit
Sauerstoff O2 erwärmt werden, ebenso zwischen zweitem 63 und drittem 64 Reduktionsreaktor. Die Wärme des Abgases 69 aus den Reduktionsreaktoren 62-65 wird in einem Abhitzekessel 61 zur Dampferzeugung genutzt, der dabei entstehende
Niederdruckdampf kann dem Stripper 9 der Anlage 1 zur
chemischen Absorption von CO2 zugeführt werden.
Das aus dem vierten Reduktionsreaktor 65 austretende Abgas 69 wird nach dem Abhitzekessel 61 in einem Wäscher 70 gereinigt, ehe ein Teilstrom als Exportgas 4 aus der FINEX® Anlage 60 abgezogen wird. Ein weiterer Teilstrom wird als Rückführgas 71 wieder im FINEX®-Verfahren Verwendung finden. Dazu wird es im Rückführgaskompressor 72 komprimiert und dann einer Anlage 73 zur Druckwechseladsorption zugeführt, wo CO2 entfernt wird. Es könnte auch eine Vakuumdruckwechseladsorptionsanlage oder eine chemischen Absorption zur Anwendung kommen.
Der Restgasstrom 74 nach der Anlage 73 enthält hauptsächlich CO2, ein Teil des Restgases kann dem Exportgas 4 vor Eintritt in den Exportgasbehälter 5 zur Kühlung zugeleitet werden, ein weiterer Teil dem Reduktionsgasofen 43 zur Erwärmung des Produktgases 31. Dem Restgas 74 könnte auch in einem eigenen, hier nicht dargestellten Dampferzeuger (Abhitzekessel) Wärme entzogen werden - gegebenenfalls nach Mischung mit Exportgas 4 - und zur Herstellung von Niederdruckdampf für den Stripper 9 verwendet werden.
Das Reduktionsgas 68 wird in Fig. 4 in einem
Einschmelzvergaser 75 hergestellt, in den einerseits Kohle in Form von stückiger Kohle 76 und von Kohle in Pulverform 77 - diese gemeinsam mit Sauerstoff O2 - zugeführt wird, in den andererseits das in den Reduktionsreaktoren 62-65
vorreduzierte und in der Eisenbrikettierung 78 in heißem Zustand zu Briketts (engl.: HCl Hot Compacted Iron) geformte Eisenerz zugegeben wird. Die Eisenbriketts gelangen dabei über eine Förderanlage in einen Speicherbehälter 79, der als Festbettreaktor ausgebildet ist, wo die Eisenbriketts mit grob gereinigtem Generatorgas 80 aus dem Einschmelzvergaser 75 gegebenenfalls vorgewärmt und reduziert werden. Hier können auch kalte Eisenbriketts 81 zugegeben werden.
Anschließend werden die Eisenbriketts bzw. -oxide von oben in den Einschmelzvergaser 75 chargiert. Niedrig reduziertes Eisen (engl. LRI = low reduced iron) kann ebenfalls aus der Eisenbrikettierung 81 abgezogen werden.
Die Kohle im Einschmelzvergaser 75 wird vergast, es entsteht ein Gasgemisch, das hauptsächlich aus CO und H2 besteht, und als Reduktionsgas (Generatorgas) 80 abgezogen und ein
Teilstrom als Reduktionsgas 68 den Reduktionsreaktoren 62-65 zugeleitet wird.
Das im Einschmelzvergaser 75 erschmolzene heiße Metall und die Schlacke werden abgezogen, siehe Pfeil 82.
Das aus dem Einschmelzvergaser 75 abgezogene Generatorgas 80 wird zuerst in einen Abscheider 83 geleitet, um mit
ausgetragenem Staub abzuscheiden und den Staub über
Staubbrenner in den Einschmelzvergaser 75 zurückzuführen. Ein Teil des vom Grobstaub gereinigten Generatorgases 80 wird mittels Nasswäscher 84 weiter gereinigt und als Überschussgas 85 dem Exportgas 4 zugegeben.
Ein weiterer Teil des gereinigten Generatorgases 80 wird ebenfalls in einem Nasswäscher für Kühlgas weiter gereinigt, zur Abkühlung einem Gaskompressor zugeleitet und dann nach Mischung mit dem aus der Anlage 73 entnommenen, von CO2 befreiten Rückführgas 71 wieder dem Generatorgas 80 nach dem Einschmelzvergaser 75 zur Kühlung zugeführt. Durch diese Rückführung des von CO2 befreiten Gases 71 können die darin enthaltenen reduzierenden Anteile noch für das FINEX®- Verfahren ausgenützt werden und andererseits kann die erforderliche Kühlung des heißen Generatorgases 80 sichergestellt werden.
Das aus dem Speicherbehälter 79, wo die Eisenbriketts bzw. Eisenoxide mit entstaubtem und gekühltem Generatorgas 80 aus dem Einschmelzvergaser 75 erwärmt und reduziert werden, austretende Topgas kann in einem Nasswäscher gereinigt und dann ebenfalls der Anlage 73 zur Entfernung von CO2 zugeführt werden .
In Fig. 5 wird die Erfindung anhand eines Sauerstoffhochofens dargestellt. Hier wird Eisenerz aus einer Sinteranlage 86 sowie Koks (nicht dargestellt) über eine Chargiereinrichtung von oben in den Hochofen 87 zugeführt. Sauerstoffhältiges Gas 88 mit einem Sauerstoffgehalt > 80% wird in die Ringleitung des Hochofens 87 eingebracht, ebenso Kohle in Pulverform (nicht dargestellt) . Im Reduktionsgasofen 89 wird
Reduktionsgas 90 erwärmt, wobei für die Verbrennung
Sauerstoff O2 und Verbrennungsluft zugeführt werden.
Gemeinsam mit kaltem oder vorgewärmtem Sauerstoff wird das erwärmte Reduktionsgas 90 in den Hochofen 87 eingebracht. Schlacke und Roheisen werden unten aus dem Hochofen 87 abgezogen. Im oberen Teil des Hochofens 87 wird das Top- oder Gichtgas 91 entnommen und in einem Staubabscheider oder
Zyklon vorgereinigt und in einem Nasswäscher 93 weiter gereinigt. Das so gereinigte Top- oder Gichtgas 91 ist noch so heiß, dass dessen Energie in einem Abhitzekessel zur
Dampferzeugung genützt und in weiterer Folge für die
Absorption in der Anlage 1 verwendet werden könnte (nicht dargestellt) .
Die Abwärme aus dem Reduktionsgasofen 89 kann ebenfalls in einem Abhitzekessel 92 und anschließend in der Anlage 1 genützt werden. Wie bei den Abhitzekesseln der anderen Fig. stellt auch hier der linke Kreislauf den Dampfkreislauf dar, der rechte Kreislauf dient zur Erwärmung und Verdampfung von Kondensat . Das gereinigte und gegebenenfalls gekühlte Topgas 91 kann teilweise direkt als Exportgas 4 aus dem Hochofensystem entnommen und einer optionalen Entspannungsturbine 94 und danach dem Exportgasbehälter 5 zugeführt werden. Ein anderer Teil kann einer Anlage 73 zur Druckwechseladsorption zur CO2- Entfernung zugeführt werden, wobei das gereinigte und
rückzuführende Top- oder Gichtgas 91 zuvor in einem
Gaskühler, der mit Kaltwasser gekühlt ist, abgekühlt wird und anschließend mit einem Kompressor verdichtet wird. Zusätzlich ist in Fig. 5 eine - strichliert dargestellte - Leitung vorgesehen, mit welcher das rückzuführende Topgas 91 an der Anlage 73 vorbei oder an Gaskühler und Anlage 73 vorbei als Brenngas in den Reduktionsgasofen 89 geleitet wird.
Das von CO2 gereinigte Produktgas wird als Reduktionsgas 91 entweder direkt und/oder nach einer Erwärmung im
Reduktionsgasofen 89 wieder dem Hochofen 87 zugeführt. Das CO2 reiche Restgas 74 kann wie in Fig. 4 teilweise als
Brenngas dem Reduktionsgasofen 89 zugeführt werden.
Schließlich kann ein Teil des Restgases 74 dem Exportgas 4 vor Eintritt in den Exportgasbehälter 5 zur Kühlung
zugeleitet werden (wobei, wie unter Fig. 4 erläutert, ein eigener Abhitzekessel zur Gewinnung von Niederdruckdampf angeordnet werden könnte) , ein weiterer Teil dem
Reduktionsgasofen 43 zur Erwärmung des Produktgases 31.
In Fig. 6 ist die erfindungsgemäße Verbindung zwischen einer Kohlevergasungsanlage und einer Direktreduktionsanlage dargestellt. Die Direktreduktionsanlage 33 mit der Anlage 1 zur chemischen Absorption sowie die Dampferzeugungsanlage 34 sind im Wesentlichen wie in Fig. 3 ausgebildet. Es ist lediglich eine weitere C02~Entfernungsanlagel 04 nach dem Gaskühler 51 für das Topgas 46 aus dem Reduktionsschacht 18 vorgesehen. Die Kohlevergasungsanlage besteht aus drei Teilbereichen: der linke Teilbereich zeigt die Kohlezufuhr 95, wobei die Kohle in den obersten Behälter zugeführt wird. Der mittlere Bereich zeigt die Vergasung 96 mit dem Vergasungsreaktor oben und darunter den Anlagenteilen zur Schlammbehandlung. Der rechte Bereich betrifft die mechanische Gasreinigung 97. Hier wird im oberen Bereich das Gas gewaschen, mit Niederdruckdampf behandelt und anschließend als Synthesegas 98 abgezogen. Im unteren Bereich wird das Waschwasser aus dem
Vergasungsreaktor behandelt.
In der Gasnachbehandlung 99 wird beim Synthesegas 98
einerseits in einer Shiftanlage 100 mittels Wassergas-Shift- Reaktion der CO-Anteil reduziert, andererseits werden im Synthesegas 98 enthaltenes COS und HCN durch Hydrolyse in der Hydrolyseanlage 101 zerlegt. Die Wärme des derart gereinigten Synthesegases 98 kann in einem Abhitzekessel 102 genutzt werden, dessen Niederdruckdampf der Anlage 1 zur Regeneration des Absorbens zugeleitet werden kann. Zusätzlich kann auch ein Kühler 103 für das Synthesegas 98 vorgesehen werden, bevor es der Anlage 1 zugeführt wird. Dem Synthesegas könnte vor Eintritt in die Anlage 1 noch Energie durch eine
Entspannungsturbine 94 entzogen werden. Die Anlage 1 zur chemischen Absorption von CO2 könnte, wie bereits erwähnt, jeweils auch durch eine physikalische
Absorption ersetzt werden, was aber lediglich bei der
Ausführung nach Fig. 6 aufgrund des höheren Drucks des
Synthesegases wirtschaftlich und energetisch sinnvoll ist.
Auch die Anlagen des restlichen Hüttenwerkes können als Dampf- oder Wärmequelle verwendet werden, wie etwa Wärme aus der Konvertergaskühlung des Stahlkonverters oder aus dem Lichtbogenofen zur Stahlherstellung. Bezugs zeichenliste :
1 Anlage zur chemischen Absorption von C02
2 Staubabscheider oder Zyklon
3 Nasswäscher
4 Exportgas
5 Exportgasbehälter
6 Abhitzekessel für Topgas 22
7 Nachkühler
8 Absorber
9 Stripper
10 Niederdruckdampf
11 Restgas nach Stripper 9
12 H2S-Reinigung
13 Erster Verdichter zur Verdichtung von CO2
14 Kondensat
15 Atmosphäre
16 Dampfkessel
17 Zur Rohstofftrocknung (Kohle-, Feinkohle- oder Erztrocknung)
18 Reduktionsschacht der Direktreduktionsanlage
19 Reduktionsschacht der COREX®—Anlage
20 Stückerz, Pellets, Sinter und Additive
21 Reduktionsgas
22 Topgas aus Reduktionsschacht 19
23 Einschmelzvergaser
24 stückige Kohle
25 Kohle in Pulverform
26 Top- oder Generatorgas aus Einschmelzvergaser 23 27 heißes Metall und Schlacke
28 Abscheider für Feinerz
29 Überschussgas
30 Gaskompressor
31 von C02 befreiten Gas (Produktgas) aus Absorber 8 32 COREX© Anlage
33 Direktreduktionsanlage
34 Dampferzeugungsanlage 35 Dampf aus einem anderen Abhitzekessel
36 Staub aus Abscheider 28
37 Nasswäscher für Topgas 26
38 Zweiter Verdichter zur Verflüssigung von CO2
39 verdichtetes CO2 als Ersatz für Stickstoff
40 Wärmetauscher nach erstem Verdichter 13
41 Wärmetauscher nach zweitem Verdichter 38
42 Gebläse für Verbrennungsluft
43 Heizaggregat (Reduktionsgasofen) für Produktgas 31 44 Luftvorerhitzer
45 stückiges Erz und/oder die Pellets
46 Topgas aus Reduktionsschacht 18
47 Staubabscheider oder Zyklon für Topgas 46
48 Abhitzekessel für Topgas 46
49 Nasswäscher für Topgas 46
50 Kompressor für Topgas 46
51 Gaskühler für Topgas 46
52 Reduktionsgas als Kühlgas aus unterem Teil des
Reduktionsschachtes 18
53 Abhitzekessel für Reduktionsgas 52
54 Nasswäscher für Reduktionsgas 52
55 Kompressor für Reduktionsgas 52
56 heiß brikettiertes Eisen oder niedrig reduziertes Eisen
57 Bypassleitung
58 Abhitzekessel für Top- oder Generatorgas 26
59 Abhitzekessel für Abhitze aus Reduktionsgasofen 43
60 FINEX® Anlage
61 Abhitzekessel für Abgas aus Reduktionsreaktoren 62-65 62 Erster Reduktionsreaktor
63 Zweiter Reduktionsreaktor
64 Dritter Reduktionsreaktor
65 Vierter Reduktionsreaktor
66 Feinerz und Additive
67 Erztrocknung
68 Reduktionsgas
69 Abgas aus Reduktionsreaktoren 62-65 70 Wäscher für Abgas 69
71 Rückführgas
72 Rückführgaskompressor
73 Anlage zur Druckwechseladsorption
74 Restgas
75 Einschmelz ergaser
76 stückige Kohle
77 Kohle in Pulverform
78 Eisenbrikettierung
79 Speicherbehälter
80 Generatorgas aus Einschmelzvergaser 75
81 kalte Eisenbriketts
82 heißes Metall und die Schlacke
83 Abscheider
84 Nasswäscher für Generatorgas 80
85 Überschussgas
86 Sinteranlage
87 Hochofen
88 Sauerstoffhaltiges Gas
89 Reduktionsgasofen
90 Reduktionsgas
91 Top- oder Gichtgas
92 Abhitzekessel für Reduktionsgasofen 89
93 Nasswäscher
94 Entspannungsturbine
95 Kohlezufuhr
96 Vergasung
97 mechanische Gasreinigung
98 Synthesegas
99 Gasnachbehandlung
100 Shiftanlage
101 Hydrolyseanlage
102 Abhitzekessel
103 Kühler
104 Weitere CC>2_Entfernungsanlage

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zur Entfernung von CO2 aus Abgasen (4) von
Anlagen zur Roheisenherstellung oder von
Synthesegasanlagen, wobei die von CO2 gereinigten Abgase anschließend in einer Direktreduktionsanlage (33) eingesetzt werden, dadurch gekennzeichnet, dass aus dem
Abgas (4), das aus dem Verfahren der Roheisenherstellung oder der Synthesegasherstellung abgezogen wurde, vor dessen Verwendung in einer Direktreduktionsanlage (33) das CO2 mittels chemischer Absorption (1) entfernt wird, wobei die Wärme zur Regeneration des Absorptionsmittels zumindest teilweise
- entweder durch Niederdruckdampf zur Verfügung gestellt wird, der aus einer Dampfturbine eines Dampfkraftwerks und/oder einer Dampfturbine zur Nutzung der Abhitze aus der Roheisenherstellung verwendet wird,
- und/oder durch Niederdruckdampf (10) aus einem
Abhitzekessel (16) eines Dampfkraftwerks und/oder aus einem Abhitzekessel (6, 7, 58, 61, 92) zur Nutzung der Abhitze aus der Roheisenherstellung und/oder aus einem Abhitzekessel (59) zur Nutzung der Abhitze aus der
Direktreduktionsanlage (33),
- und/oder aus einer Luft Zerlegungsanlage bezogen wird,
- und/oder aus Prozessgasen (22, 26, 29, 69) von Anlagen zur Roheisenherstellung, von Synthesegasanlagen (98) und/oder von Direktreduktionsanlagen (11, 46, 52) bezogen wird.
Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass als Absorptionsmittel Kaliumkarbonat verwendet wird. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch
gekennzeichnet, dass es eine Aminwäsche umfasst.
Verfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, dass primäre Amine, wie Methylamin, Monoethanolamin (MEA) und/oder Diglycolamin (DGA) , zum Einsatz kommen.
Verfahren nach Anspruch 3 oder 4, dadurch
gekennzeichnet, dass sekundäre Amine, wie Diethanolamin (DEA) und/oder Diisopropanolamin (DIPA) , zum Einsatz kommen .
Verfahren nach Anspruch 3, 4 oder 5, dadurch
gekennzeichnet, dass tertiäre Amine, wie Triethanolamin (TEA) und/oder Methyldiethanolamin (MDEA) , zum Einsatz kommen .
Verfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, dass
Aminosäuresalze zum Einsatz kommen.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, dass Topgas (91) aus einem Hochofen, insbesondere aus einem Sauerstoffhochofen (87) mit Topgasrückführung, vom CO2 gereinigt wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, dass Abgas (22, 26, 29, 69) aus einer Schmelzreduktionsanlage und/oder Synthesegas (98) einer Synthesegasanlage gereinigt wird.
10. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 9, dadurch
gekennzeichnet, dass das Prozessgas aus dem Betrieb von Anlagen zur Roheisenherstellung zumindest eines der folgenden Gase ist:
- Überschussgas (29) aus einer Schmelzreduktionsanlage,
- Topgas (22, 69) aus einer Schmelzreduktionsanlage oder aus einem Hochofen,
- Generatorgas (26) aus einer Schmelzreduktionsanlage
- Restgas (74) aus einer in die Anlage zur
Roheisenherstellung integrierten Anlage (73) zur CO2- Entfernung .
11. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 10, dadurch
gekennzeichnet, dass das Prozessgas aus dem Betrieb von
Synthesegasanlagen das Synthesegas (98) ist.
12. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 11, dadurch
gekennzeichnet, dass das Prozessgas aus dem Betrieb von Direktreduktionsanlagen (33) zumindest ein Teil des Topgases (46) ist.
13. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 12, dadurch
gekennzeichnet, dass Wärme zur Regeneration des
Absorptionsmittels aus einer LuftZerlegungsanlage in Form von heißer Luft aus einem Hauptluftkompressor und/oder einem Boosterluftkompressor oder deren Abwärme über ein Wärmeträgermedium verwendet wird.
14. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 13, dadurch
gekennzeichnet, dass Niederdruckdampf am Ende der
Expansion der Dampfturbine entnommen wird.
15. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 14, dadurch
gekennzeichnet, dass das aus der chemischen Absorption gewonnene CO2 reiche Gas (11) - gegebenenfalls nach Verdichtung (13) auf 5-11 barg - als Substitutgas für Stickstoff bei der Roheisenherstellung, bei der
Synthesegasherstellung, bei der Direktreduktion und/oder zur Aufbereitung und Lagerung von CO2 verwendet wird.
16. Verfahren nach Anspruch 15, dadurch gekennzeichnet, dass die bei der Verdichtung (13) des CO2 reichen Gases (11) erzeugte Wärme zur Regeneration des Absorptionsmittels verwendet wird.
17. Vorrichtung zur Durchführung des Verfahrens nach einem der Ansprüche 1 bis 16, umfassend eine
Direktreduktionsanlage (33) und eine Anlage (1) zur Entfernung von CO2 mittels chemischer Absorption, dadurch gekennzeichnet, dass
von der Anlage (1) zur CO2-AbScheidung zumindest eine Leitung (31) zum Reduktionsschacht (18) der
Direktreduktionsanlage (33) führt, um die von CO2 gereinigten Abgase anschließend in der Direktreduktionsanlage (33) einzusetzen, und dass in die Anlage (1) zur CO2-AbScheidung zumindest eine Leitung mündet für Abgas (4), das aus dem Verfahren einer Roheisenherstellung oder einer
Synthesegasherstellung abgezogen wurde,
und wobei ein Anlagenteil (9) zur Regeneration des
Absorptionsmittels
- entweder so mit einer Dampfturbine eines
Dampfkraftwerks oder einer Dampfturbine zur Nutzung der Abhitze aus der Roheisenherstellung verbunden ist, dass Niederdruckdampf aus der Dampfturbine zumindest
teilweise in den Anlagenteil (9) zur Regeneration des Absorptionsmittels geleitet werden kann,
- und/oder so mit einem Abhitzekessel (16) eines
Dampfkraftwerks und/oder dem Abhitzekessel (6, 7) zur Nutzung der Abhitze aus der Roheisenherstellung und/oder dem Abhitzekessel (59) zur Nutzung der Abhitze aus der Direktreduktionsanlage (33) verbunden ist, dass
Niederdruckdampf zumindest teilweise zur Regeneration des Absorptionsmittels verwendet werden kann,
- und/oder so mit einer LuftZerlegungsanlage verbunden ist, dass die Wärme aus der LuftZerlegungsanlage
zumindest teilweise zur Regeneration des
Absorptionsmittels verwendet werden kann,
- und/oder so mit Anlagen zur Roheisenherstellung, Synthesegasanlagen und/oder Direktreduktionsanlagen verbunden ist, dass Wärme aus den Prozessgasen (11, 22, 26, 29, 46, 52, 69, 98) dieser Anlagen zumindest
teilweise zur Regeneration des Absorptionsmittels verwendet werden kann.
18. Vorrichtung nach Anspruch 17, dadurch gekennzeichnet, dass in die Anlage (1) zur CO2-AbScheidung zumindest eine Leitung mündet für Topgas (91) aus einem Hochofen, insbesondere aus einem Sauerstoffhochofen (87) mit
Topgasrückführung.
19. Vorrichtung nach Anspruch 17 oder 18, dadurch
gekennzeichnet, dass in die Anlage (1) zur CO2- Abscheidung zumindest eine Leitung mündet für Abgas (22, 26, 29, 69) aus einer Schmelzreduktionsanlage und/oder für Synthesegas (98) einer Synthesegasanlage.
20. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 17 bis 19, dadurch gekennzeichnet, dass zur Verwendung von Wärme aus den Prozessgasen im Anlagenteil (9) zur Regeneration des Absorptionsmittels dieser mit Abhitzekesseln (6, 7, 40, 41, 48, 53, 58, 61, 102) für Leitungen für
- Überschussgas (29) aus einer Schmelzreduktionsanlage,
- Topgas (22, 69) aus einer Schmelzreduktionsanlage oder aus einem Hochofen,
- Generatorgas (26) aus einer Schmelzreduktionsanlage, - Synthesegas (98) aus einer Synthesegasanlage, - Topgas (46) aus einer Direktreduktionsanlage,
- verbunden ist.
Vorrichtung nach einem der Ansprüche 17 bis 20, dadurch gekennzeichnet, dass der Anlagenteil (9) zur
Regeneration des Absorptionsmittels so mit einer
Luft Zerlegungsanlage verbunden ist, dass Wärme in Form von heißer Luft aus einem Hauptluftkompressor und/oder einem Boosterluftkompressor oder deren Abwärme über ein Wärmeträgermedium verwendet werden kann.
Vorrichtung nach einem der Ansprüche 17 bis 21, dadurch gekennzeichnet, dass der Anlagenteil (9) zur
Regeneration des Absorptionsmittels so mit einem
Wärmetauscher (40, 41) verbunden ist, der einem
Verdichter (13, 38) zur Verdichtung des CO2 reichen Gase (11) nachgeschaltet ist, dass die Wärme aus dem
verdichteten CO2 reichen Gas zumindest teilweise zur Regeneration des Absorptionsmittels verwendet werden kann .
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