WO2023140441A1 - 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템 - Google Patents

석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템 Download PDF

Info

Publication number
WO2023140441A1
WO2023140441A1 PCT/KR2022/008641 KR2022008641W WO2023140441A1 WO 2023140441 A1 WO2023140441 A1 WO 2023140441A1 KR 2022008641 W KR2022008641 W KR 2022008641W WO 2023140441 A1 WO2023140441 A1 WO 2023140441A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
carbon dioxide
basic alkali
exhaust gas
coal
capture
Prior art date
Application number
PCT/KR2022/008641
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
이철
Original Assignee
(주)로우카본
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by (주)로우카본 filed Critical (주)로우카본
Publication of WO2023140441A1 publication Critical patent/WO2023140441A1/ko

Links

Images

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1462—Removing mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D45/00—Separating dispersed particles from gases or vapours by gravity, inertia, or centrifugal forces
    • B01D45/12—Separating dispersed particles from gases or vapours by gravity, inertia, or centrifugal forces by centrifugal forces
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D47/00—Separating dispersed particles from gases, air or vapours by liquid as separating agent
    • B01D47/02—Separating dispersed particles from gases, air or vapours by liquid as separating agent by passing the gas or air or vapour over or through a liquid bath
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D47/00—Separating dispersed particles from gases, air or vapours by liquid as separating agent
    • B01D47/02—Separating dispersed particles from gases, air or vapours by liquid as separating agent by passing the gas or air or vapour over or through a liquid bath
    • B01D47/021—Separating dispersed particles from gases, air or vapours by liquid as separating agent by passing the gas or air or vapour over or through a liquid bath by bubbling the gas through a liquid bath
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
    • B01D53/77—Liquid phase processes
    • B01D53/78—Liquid phase processes with gas-liquid contact
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
    • B01D53/77—Liquid phase processes
    • B01D53/79—Injecting reactants
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D63/00—Apparatus in general for separation processes using semi-permeable membranes
    • B01D63/16—Rotary, reciprocated or vibrated modules
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J15/00—Arrangements of devices for treating smoke or fumes
    • F23J15/02—Arrangements of devices for treating smoke or fumes of purifiers, e.g. for removing noxious material
    • F23J15/04—Arrangements of devices for treating smoke or fumes of purifiers, e.g. for removing noxious material using washing fluids
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/302—Sulfur oxides
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/50—Carbon oxides
    • B01D2257/504—Carbon dioxide
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
    • Y02A50/00—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE in human health protection, e.g. against extreme weather
    • Y02A50/20—Air quality improvement or preservation, e.g. vehicle emission control or emission reduction by using catalytic converters
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2

Definitions

  • the present invention relates to a system for capturing carbon dioxide and sulfur oxides for coal-fired power generation, and to a carbon resource recovery system, and more particularly, to a system for capturing carbon dioxide and sulfur oxides for coal-fired power generation, and converting carbon dioxide from exhaust gas using a basic alkali mixed solution into carbon resources, thereby capturing carbon dioxide and converting the carbon dioxide into other useful materials.
  • CO 2 carbon dioxide
  • CCS carbon capture and storage
  • Carbon Capture Carbon Capture
  • coal has a high carbon (C)/hydrogen (H) ratio among fossil fuels, so it appears to emit more carbon dioxide than other energy sources. Therefore, for coal-fired power plants that use coal as fuel, reducing greenhouse gas emissions has become a major goal.
  • FIG. 1 is a diagram showing a conventional combustion exhaust gas treatment system of a coal-fired power plant.
  • the conventional combustion exhaust gas treatment system of a coal-fired power plant according to FIG. 1 removes pollutants from the flue gas exhaust gas discharged from the boiler 110 through a flue gas denitrification facility 120, a dust collection facility 130, and a flue gas desulfurization facility 140, and then collects and compresses carbon dioxide through a carbon dioxide capture facility 160, compresses and stores the combustion exhaust gas, and released into the atmosphere through
  • the flue gas contains sulfur oxides (SOx) of about 50 ppm to 100 ppm, and among them, the flue gas containing nitrogen dioxide (NO2) present in about 5% of the sulfur oxides is introduced into the carbon dioxide capture process.
  • SOx sulfur oxides
  • NO2 nitrogen dioxide
  • the present invention has been devised to solve the above problems, and an object of the present invention is to provide a system for reducing carbon dioxide and sulfur oxides in exhaust gas generated from a coal-fired power plant.
  • another object of the present invention is to capture carbon dioxide in exhaust gas using a basic alkali mixture and convert it into a carbon resource, thereby removing carbon dioxide and at the same time recycling carbon dioxide and sulfur oxides for coal-fired power generation that can be recycled into other useful materials. Its purpose is to provide a system for capturing and converting carbon dioxide.
  • another object of the present invention is to provide a system for capturing carbon dioxide and sulfur oxides for coal-fired power generation that can capture carbon dioxide in exhaust gas using a basic alkali mixture and use the captured carbon dioxide to capture sulfur oxides in exhaust gas.
  • a carbon dioxide and sulfur oxides capture and carbon resource recovery system for coal-fired power generation for achieving the above object is an exhaust gas treatment system for coal-fired power generation that sequentially passes exhaust gas discharged from a combustion facility that burns petroleum or coal through a flue gas denitrification facility, a dust collection facility, and a flue gas desulfurization facility to remove pollutants contained in the exhaust gas and then supplies the exhaust gas to the carbon dioxide capture facility, wherein the carbon dioxide capture facility is a mixer for supplying a basic alkali mixture; an absorption tower for collecting carbon dioxide in the exhaust gas by reacting the basic alkali mixed solution supplied from the mixer with the exhaust gas in which fine droplets are formed passing through a bubbler installed at the bottom; a separator for collecting the reactant containing carbon dioxide collected in the absorption tower and separating the reactant carbon dioxide and the waste solution from the reactant; a carbon resource storage for storing the separated carbon dioxide reactant for recycling; and a discharge unit discharging residual exhaust gas from which the
  • the mixer is characterized in that the basic alkali solution supplied from the basic alkali solution storage tank and the water supplied from the water supply source are mixed to generate a basic alkali mixed solution.
  • the average pH of the basic alkali mixture is characterized in that pH 12 to pH 13.5.
  • the basic alkali mixture may include at least one oxide selected from the group consisting of SiO 2 , Al 2 O 3 , Fe 2 O 3 , TiO 2 , MgO, MnO, CaO, Na 2 O, K 2 O and P 2 O 3 ; at least one metal selected from the group consisting of Li, Cr, Co, Ni, Cu, Zn, Ga, Sr, Cd, and Pb; and at least one liquid composition selected from the group consisting of sodium tetraborate (Na 2 B 4 O 7 .10H 2 O), sodium hydroxide (NaOH), sodium silicate (Na 2 SiO 3 ), potassium hydroxide (KOH) and hydrogen peroxide (H 2 O 2 ).
  • oxide selected from the group consisting of SiO 2 , Al 2 O 3 , Fe 2 O 3 , TiO 2 , MgO, MnO, CaO, Na 2 O, K 2 O and P 2 O 3
  • at least one metal selected from the group consisting of Li, Cr, Co, Ni,
  • the mixer is controlled through a valve to introduce the basic alkali mixture, and when the water level of the basic alkali mixture reaches 100%, the introduction is stopped, and at the same time, the basic alkali solution and water are mixed until the pH of the basic alkali mixture is 12 to 13.5.
  • the bubbler is characterized by forming exhaust gas microbubbles using the exhaust gas.
  • the absorption tower may include a plurality of nozzles for ejecting an umbrella-shaped basic alkali liquid mixture from the bottom to the top from the mixer in the absorption tower; a micro-droplet member for forming fine droplets by contacting the voids when the basic alkali mixed solution ejected in an umbrella shape falls downward; and a baffle formed with a plurality of slits or holes so that the flue gas flows into the absorption tower with a uniform velocity distribution.
  • the carbon dioxide reactant is characterized in that it includes sodium carbonate (Na 2 CO 3 ) or sodium hydrogen carbonate (NaHCO 3 ).
  • the separator a centrifugal separator for separating the carbon dioxide reactant and waste solution containing sodium carbonate (Na 2 CO 3 ) or sodium hydrogen carbonate (NaHCO 3 ) in the reactant; and a vibration isolation membrane formed to correspond to the inner circumference of the discharge pipe for discharging only sodium hydrogen carbonate from the carbon dioxide reactant to the outside, and having fine pores formed on the surface thereof to allow the sodium hydrogen carbonate to permeate.
  • the carbon dioxide capture facility includes a monitoring unit for monitoring the water level and pH of the basic alkali mixture in the absorption tower; and a controller controlling the supply amount of the basic alkali mixture by the monitoring unit.
  • a carbon dioxide and sulfur oxides capture and carbon resource recovery system for coal-fired power generation for achieving the above object is an exhaust gas treatment system for coal-fired power generation that sequentially passes exhaust gas discharged from a combustion facility that burns petroleum or coal through a flue gas denitrification facility, a dust collection facility, and a flue gas desulfurization facility to remove pollutants contained in the exhaust gas and then supplies the exhaust gas to the carbon dioxide capture facility, wherein the carbon dioxide capture facility is a mixer for supplying a basic alkali mixture; an absorption tower for collecting carbon dioxide in the exhaust gas by reacting the basic alkali mixed solution supplied from the mixer with the exhaust gas in which fine droplets are formed passing through a bubbler installed at the bottom; a separator for collecting the reactant containing carbon dioxide collected in the absorption tower and separating the reactant carbon dioxide and the waste solution from the reactant; and a discharge unit for collecting sulfur oxides in the exhaust gas by sending the carbon dioxide reactant from the separator to the absorption tower,
  • the mixer is characterized in that the basic alkali solution supplied from the basic alkali solution storage tank and the water supplied from the water supply source are mixed to generate a basic alkali mixed solution.
  • the average pH of the basic alkali mixture is characterized in that pH 12 to pH 13.5.
  • the basic alkali mixture may include at least one oxide selected from the group consisting of SiO 2 , Al 2 O 3 , Fe 2 O 3 , TiO 2 , MgO, MnO, CaO, Na 2 O, K 2 O and P 2 O 3 ; at least one metal selected from the group consisting of Li, Cr, Co, Ni, Cu, Zn, Ga, Sr, Cd, and Pb; and at least one liquid composition selected from the group consisting of sodium tetraborate (Na 2 B 4 O 7 .10H 2 O), sodium hydroxide (NaOH), sodium silicate (Na 2 SiO 3 ), potassium hydroxide (KOH) and hydrogen peroxide (H 2 O 2 ).
  • oxide selected from the group consisting of SiO 2 , Al 2 O 3 , Fe 2 O 3 , TiO 2 , MgO, MnO, CaO, Na 2 O, K 2 O and P 2 O 3
  • at least one metal selected from the group consisting of Li, Cr, Co, Ni,
  • the mixer is controlled through a valve to introduce the basic alkali mixture, and when the water level of the basic alkali mixture reaches 100%, the introduction is stopped, and at the same time, the basic alkali solution and water are mixed until the pH of the basic alkali mixture is 12 to 13.5.
  • the bubbler is characterized by forming exhaust gas microbubbles using the exhaust gas.
  • the absorption tower may include a plurality of nozzles for ejecting an umbrella-shaped basic alkali liquid mixture from the bottom to the top from the mixer in the absorption tower; a micro-droplet member for forming fine droplets by contacting the voids when the basic alkali mixed solution ejected in an umbrella shape falls downward; and a baffle formed with a plurality of slits or holes so that the flue gas flows into the absorption tower with a uniform velocity distribution.
  • the carbon dioxide reactant is characterized in that it includes sodium carbonate (Na 2 CO 3 ) or sodium hydrogen carbonate (NaHCO 3 ).
  • the separator a centrifugal separator for separating the carbon dioxide reactant and waste solution containing sodium carbonate (Na 2 CO 3 ) or sodium hydrogen carbonate (NaHCO 3 ) in the reactant; and a vibration isolation membrane formed to correspond to the inner circumference of the discharge pipe for discharging only sodium hydrogen carbonate from the carbon dioxide reactant to the outside, and having fine pores formed on the surface thereof to allow the sodium hydrogen carbonate to permeate.
  • the carbon dioxide capture facility includes a monitoring unit for monitoring the water level and pH of the basic alkali mixture in the absorption tower; and a controller controlling the supply amount of the basic alkali mixture by the monitoring unit.
  • Embodiments of the disclosed technology may have effects including the following advantages. However, this does not mean that the embodiments of the disclosed technology must include all of them, so the scope of rights of the disclosed technology should not be understood as being limited thereby.
  • carbon dioxide can be reduced by capturing carbon dioxide from exhaust gas discharged from a coal-fired power plant, and sodium carbonate or sodium bicarbonate, which is a useful resource, can be produced using the captured carbon dioxide.
  • FIG. 1 is a view showing a combustion exhaust gas treatment system of a conventional coal-fired power plant.
  • FIG. 2 is a view showing the configuration of a carbon dioxide and sulfur oxides capture and carbon resource recovery system for coal-fired power generation according to a first embodiment of the present invention.
  • FIG. 3 is a view showing the configuration of a carbon dioxide and sulfur oxides capture and carbon resource recovery system for coal-fired power generation according to a second embodiment of the present invention.
  • FIG 4 is a view showing a carbon dioxide capture facility 250 according to a first embodiment of the present invention.
  • FIG 5 is a view showing a carbon dioxide capture facility 340 according to a second embodiment of the present invention.
  • FIG. 6 is a diagram schematically showing the internal configuration of an absorption tower for improving carbon dioxide and sulfur oxides capture performance of a carbon dioxide capture facility according to an embodiment of the present invention.
  • the present invention relates to a system for capturing carbon dioxide and sulfur oxides for coal-fired power plants and a carbon resource recovery system for reducing carbon dioxide and sulfur oxides in exhaust gas generated from coal-fired power plants.
  • the first embodiment of the present invention is characterized in that carbon dioxide can be reduced in a different way from the conventional exhaust gas treatment system for coal-fired power generation, and at the same time, it can be recycled into other useful materials.
  • the carbon dioxide and sulfur oxides capture and carbon resource recovery system for coal-fired power plants according to Example 1 is characterized in that only carbon dioxide is captured from exhaust gas discharged from a coal-fired power plant.
  • FIG. 2 is a view showing the configuration of a carbon dioxide and sulfur oxides capture and carbon resource recovery system for coal-fired power generation according to a first embodiment of the present invention
  • FIG. 4 is a carbon dioxide capture facility 250 according to the first embodiment of the present invention.
  • the carbon dioxide and sulfur oxides capture and carbon resource recovery system for coal-fired power generation includes a boiler 210, a flue gas denitrification facility 210, a dust collector 230, a flue gas desulfurization facility 240, and a carbon dioxide capture facility 250.
  • the carbon dioxide capture facility 250 uses a basic alkali solution to capture carbon dioxide from exhaust gas introduced from the flue gas desulfurization facility 240 by passing through the boiler 210, the flue gas denitrification facility 210, the dust collection facility 230, and the flue gas desulfurization facility 240, using a basic alkali solution. It includes a mixer 430, a separator 440, a carbon resource storage tank 441 and a discharge unit 450.
  • the absorption tower 410 may refer to a facility, building, or facility for collecting carbon dioxide from flue gas from which sulfur oxides are removed from the flue gas desulfurization facility 240.
  • the carbon dioxide collecting unit 411 located at the lower end of the absorption tower 410 is a part of the absorption tower 410, and may mean a part that collects carbon dioxide by bubbling exhaust gas.
  • the absorption tower 410 includes a carbon dioxide collecting unit 411 at the bottom of which carbon dioxide is collected from the exhaust gas from which sulfur oxides are removed from the flue gas desulfurization facility 240, and reacts the basic alkali mixture with the exhaust gas (exhaust gas microbubbles) to capture only the carbon dioxide in the exhaust gas. After capturing carbon dioxide from the exhaust gas, exhaust gas from which carbon dioxide has been removed may remain in a gaseous state in the absorption tower 410 .
  • a nozzle is installed at the top of the absorption tower 410, and the basic alkali mixture is sprayed from the mixer 130 through the nozzle into the absorption tower 410, and is collected in the carbon dioxide collecting unit 411 at the bottom.
  • the exhaust gas supplied from the exhaust gas discharge source 420 passes through the bubbler 413 in the carbon dioxide collecting unit 411 at the bottom of the absorption tower 410, and microbubbles are generated.
  • the exhaust gas is supplied, and the basic alkali mixed liquid and the exhaust gas microbubbles react in the carbon dioxide collecting unit 411 to capture carbon dioxide.
  • the microbubbles are formed while passing through the bubbler 413 having fine holes at the outlet of the exhaust gas discharge source 420 when the basic alkali mixed solution reacts with the exhaust gas.
  • the bubbler 413 may form microbubbles in the exhaust gas by passing the exhaust gas supplied from the exhaust gas discharge source 120, and the microbubbles may have a larger reaction area between the exhaust gas and the alkali solution as the size of the bubbles is smaller, thereby increasing the carbon dioxide capture capacity.
  • the microbubbles may refer to bubbles present in an aqueous solution having a size of about 50 ⁇ m or less.
  • the internal configuration of the absorption tower may be provided to further improve the carbon dioxide capture performance of the carbon dioxide capture facility. This will be described in detail in FIG. 6 to be described later.
  • the absorption tower 410 may include a level indicator 412 therein to detect the level of the solution in the absorption tower 410.
  • the nozzle may include a plurality of nozzles and may be formed in one or more stages.
  • the nozzle may be connected to the mixer 430 to supply a basic alkali mixture solution from the mixer 430.
  • the absorption towers 410 may be configured in series, parallel, or a combination of series and parallel arrangements.
  • the absorption towers 410 may be arranged in series when the flow rate of the exhaust gas is high.
  • the absorption towers can be installed in series to capture the unreacted carbon dioxide.
  • the absorption towers 410 may be arranged in parallel when the flow rate of exhaust gas is high. If the flow rate of the exhaust gas exceeds the amount that can be captured by the absorption tower, the amount of carbon dioxide that can be captured can be increased by paralleling the absorption tower.
  • the exhaust gas emission source 420 may utilize any gas that emits carbon dioxide, and may be, for example, a rear end of exhaust gas from a power plant or a rear end of engine exhaust gas.
  • the mixer 430 mixes the basic alkali solution supplied from the basic alkali solution storage tank 431 and the water supplied from the water supply source 432 and supplies them to the nozzle of the absorption tower 410.
  • the basic alkali mixed solution in which the basic alkali solution and water are mixed may be supplied using a separately connected by-pass line 436 when the amount supplied or required increases.
  • the basic alkali solution and water may be mixed in a ratio of 1:1 to 1:5.
  • the basic alkali solution and water may be mixed in a ratio of 1:1 to 1:4, 1:1 to 1:3, 1:1 to 1:2, 1:2 to 1:5, 1:2 to 1:3, or 1:3 to 1:5.
  • the carbon dioxide capture rate of the basic alkali solution and water may increase as the mixing ratio of the basic alkali solution increases, but the mixing ratio of water may be adjusted in consideration of cost.
  • the basic alkali mixture may include at least one oxide selected from the group consisting of SiO 2 , Al 2 O 3 , Fe 2 O 3 , TiO 2 , MgO, MnO, CaO, Na 2 O, K 2 O and P 2 O 3 ; at least one metal selected from the group consisting of Li, Cr, Co, Ni, Cu, Zn, Ga, Sr, Cd, and Pb; and at least one liquid composition selected from the group consisting of sodium tetraborate (Na 2 B 4 O 7 .10H 2 O), sodium hydroxide (NaOH), sodium silicate (Na 2 SiO 3 ), potassium hydroxide (KOH) and hydrogen peroxide (H 2 O 2 ).
  • oxide selected from the group consisting of SiO 2 , Al 2 O 3 , Fe 2 O 3 , TiO 2 , MgO, MnO, CaO, Na 2 O, K 2 O and P 2 O 3
  • the water supply source 432 may include any water that can be easily obtained at the system installation site, and may be, for example, seawater.
  • the average pH of the basic alkali mixture may be pH 12 or higher.
  • the pH may be pH12 to pH13.5, pH13, pH12, pH12,1, pH12,2 or pH12.3.
  • the pH of the basic alkali mixture can be measured with a pH meter in the absorption tower 410, and when the pH of the basic alkali mixture in the absorption tower 110 is less than 10.5, carbon dioxide can no longer be captured.
  • the amount of the basic alkali solution and water may be adjusted from 0 to 100% at the valves 433 and 434 and supplied to the mixer 130.
  • the mixer 430 When the water level of the basic alkali mixture in the absorption tower 410 is lowered to less than 90% (measured by a level indicator), the mixer 430 is controlled through the valve 435 and the basic alkali mixture is introduced. When the water level of the basic alkali mixture reaches 100%, the input may be stopped. At the same time, the basic alkali solution and water may be mixed until the pH of the basic alkali mixture is 12 to 13.5.
  • the net flow may be set to 0 by adjusting the valve 435 (including a by-pass valve if necessary) so that the same amount of the basic alkali mixture as the value of the flow meter installed in the line from the absorption tower 410 to the separator 440 is supplied to the absorption tower 410.
  • the basic alkali mixture and the exhaust gas introduced from the flue gas desulfurization facility 240 react to collect reactants including the captured carbon dioxide, and the carbon dioxide reactant and the waste solution in the reactant are moved to the separator 440 through the valve 414 to separate the carbon dioxide reactant and the waste solution from the reactant.
  • the separator 440 may include a centrifugal separator for separating a waste solution from a carbon dioxide reactant containing sodium carbonate (Na 2 CO 3 ) or sodium hydrogen carbonate (NaHCO 3 ) from the reactant, and a vibration separator formed to correspond to the inner circumference of a discharge pipe for discharging only sodium bicarbonate out of the carbon dioxide reactant separated from the centrifuge to the outside and having fine pores formed on the surface thereof to allow the permeation of the sodium bicarbonate.
  • a centrifugal separator for separating a waste solution from a carbon dioxide reactant containing sodium carbonate (Na 2 CO 3 ) or sodium hydrogen carbonate (NaHCO 3 ) from the reactant
  • a vibration separator formed to correspond to the inner circumference of a discharge pipe for discharging only sodium bicarbonate out of the carbon dioxide reactant separated from the centrifuge to the outside and having fine pores formed on the surface thereof to allow the permeation of the sodium bicarbonate.
  • the micropores formed in the vibration isolation membrane may have a size of 10 to 20 ⁇ m, and may further include a vibration generator to induce vibration of the vibration isolation membrane.
  • the vibration generating unit may be disposed to prevent the micropores from being blocked by sodium bicarbonate.
  • the separated carbon dioxide reactant may be moved to the carbon resource storage 441 and recycled as a resource for other purposes.
  • the carbon dioxide reactant may include sodium carbonate (Na 2 CO 3 ) or sodium hydrogen carbonate (NaHCO 3 ).
  • the carbon dioxide reactant may be produced by reacting a basic alkali mixture with carbon dioxide.
  • the waste solution excluding the carbon dioxide reactant from the reactants is moved to the wastewater treatment tank 402 and discarded.
  • the waste solution may include illite minerals and water contained in the basic alkali mixed solution that has completed the catalytic role.
  • the carbon resource storage 441 is a carbon dioxide reactant storage that takes into consideration the ground, underground, and marine environments, and can stably and efficiently store carbon resources, which are carbon dioxide capture reactants, in a wider space than conventional carbon dioxide storage devices. At the same time, manufacturing costs can be reduced, and the stored carbon resources can be implemented so that they can be used later when necessary.
  • the carbon resource storage considered in the terrestrial environment includes a storage tank accommodating the carbon dioxide reactant and having a double wall structure by inner and outer walls, an intake unit for loading the carbon dioxide reactant into the storage tank, a discharge unit connected to the storage tank and unloading the carbon dioxide reactant in the storage tank, and a vacuum state of the carbon dioxide reactant accommodated in the storage tank, or loading/unloading the carbon dioxide reactant, the intake unit and the discharge unit. It may include a control unit for controlling.
  • the carbon resource storage considered in the underground environment may utilize an underground storage instead of a storage tank of the carbon resource storage considered in the ground environment, and in order to store the carbon dioxide capture reaction product generated in the coal-fired power plant at sea, the carbon dioxide capture reaction product may be stored by moving it to offshore structures such as LNG FPSO, LNG FSRU, LNG carrier, and LNG RV using a transport device.
  • offshore structures such as LNG FPSO, LNG FSRU, LNG carrier, and LNG RV using a transport device.
  • the remaining exhaust gas from which carbon dioxide is removed is discharged through the discharge unit 450 .
  • the remaining exhaust gas discharged through the discharge unit 450 may include exhaust gas from which carbon dioxide is removed and a small amount of uncaptured CO 2 .
  • the concentration of carbon dioxide cannot exceed the regulatory standard when the residual exhaust gas is discharged, the residual exhaust gas that does not exceed the standard can be discharged based on the concentration of carbon dioxide in the atmosphere where the residual exhaust gas will be discharged (a standard set by the manager after measuring the carbon dioxide concentration in the atmosphere in advance).
  • the carbon dioxide capture facility 250 includes a monitoring unit 460 for monitoring the water level and pH of the basic alkali mixture in the absorption tower 410; and a controller 461 controlling the supply amount of the basic alkali mixed solution by the monitoring unit 460.
  • the values of the gas meter, pH meter, and flow meter measured in all processes of the carbon dioxide capture facility 250 are managed by the monitoring unit 460, and the control unit 461 adjusts based on the values indicated by the monitoring unit 460.
  • the valves 414, 433, 434, and 435 may be adjusted in percentage with respect to the value input from the controller 461.
  • the system 200 for collecting carbon dioxide and sulfur oxides for coal-fired power generation and recycling carbon resources collects only carbon dioxide from exhaust gas discharged from a coal-fired power plant, thereby reducing process operation efficiency and economical efficiency compared to the prior art. It is possible to reduce carbon dioxide while using the collected carbon dioxide to convert it into sodium carbonate or sodium hydrogencarbonate, thereby recycling it into other useful materials.
  • the system for capturing carbon dioxide and sulfur oxides for coal-fired power generation and recycling carbon resources according to Example 2 is characterized by capturing and reducing sulfur oxides by collecting carbon dioxide from exhaust gas discharged from a coal-fired power plant to reduce carbon dioxide, and using a reactant of the collected carbon dioxide to capture sulfur oxides in the flue gas.
  • FIG. 3 is a view showing the configuration of a carbon dioxide and sulfur oxides capture and carbon resource recovery system for coal-fired power generation according to a second embodiment of the present invention
  • FIG. 5 is a carbon dioxide capture facility 340 according to a second embodiment of the present invention.
  • a system for capturing carbon dioxide and sulfur oxides and carbon resources for coal-fired power generation includes a boiler 310, a flue gas denitration facility 310, a dust collection facility 330, and a carbon dioxide collection facility 340.
  • the carbon dioxide collecting facility 340 is a facility for collecting carbon dioxide and sulfur oxides from the exhaust gas flowing from the dust collecting facility 330 through the exhaust gas discharged from the coal-fired power plant using a basic alkali solution through the boiler 310, the flue gas denitrification facility 320, and the dust collection facility 330. 520), a mixer 530, a separator 540 and a discharge unit 550.
  • the absorption tower 510 may mean a facility, building, facility, etc. for collecting carbon dioxide and sulfur oxides from exhaust gas from which nitrogen oxides and fine dust are removed from the flue gas denitration facility 310 and the dust collection facility 330.
  • the carbon dioxide collecting unit 511 located at the lower end of the absorption tower 510 is a part of the absorption tower 410 and may include a part for collecting carbon dioxide by bubbling exhaust gas.
  • a nozzle is installed at the top of the absorption tower 510, and a basic alkali mixture is sprayed into the absorption tower 510 through the nozzle from the mixer 530, and is collected in the carbon dioxide collecting unit 511 at the bottom.
  • the basic alkali mixed solution is sprayed, the flue gas introduced from the dust collector 330 through the boiler 310 supplied from the flue gas emission source 520, the flue gas denitration facility 320, and the dust collector 330 passes through the bubbler 513 in the carbon dioxide collector 511 at the bottom of the absorption tower 510, and the exhaust gas generated by microbubbles is supplied, and in the carbon dioxide collector 511
  • the reaction between the basic alkali mixture and the exhaust gas microbubbles captures carbon dioxide.
  • the microbubbles are formed while passing through the bubbler 513 having fine holes formed at the outlet of the exhaust gas discharge source 520 when the basic alkali mixed solution reacts with the exhaust gas.
  • the absorption tower 510 may include a level indicator 512 therein to detect the level of the solution in the absorption tower 510.
  • the nozzle may include a plurality of nozzles and may be formed in one or more stages.
  • the nozzle may be connected to the mixer 530 to supply a basic alkali mixture solution from the mixer 530.
  • the bubbler 513 passes the exhaust gas introduced from the dust collection facility 330 through the exhaust gas discharge source 520, that is, the boiler 310, the flue gas denitrification facility 320, and the dust collection facility 330. It can form microbubbles in the exhaust gas, and the smaller the bubble size, the larger the reaction area between the exhaust gas and the alkali solution, thereby increasing the carbon dioxide capture capacity.
  • the microbubbles may refer to bubbles present in an aqueous solution having a size of about 50 ⁇ m or less.
  • the absorption towers 510 may be configured in series, parallel, or a combination of series and parallel arrangements.
  • the absorption towers 510 may be arranged in series when the flow rate of the exhaust gas is high.
  • the absorption tower may be installed in series to collect the unreacted CO 2 .
  • the absorption towers 510 may be arranged in parallel when the flow rate of exhaust gas is high. If the flow rate of the exhaust gas exceeds the amount that can be captured by the absorption tower, the amount of carbon dioxide that can be captured can be increased by paralleling the absorption tower.
  • the exhaust gas emission source 520 may utilize carbon dioxide and sulfur oxides, which are exhaust gases introduced from the dust collection facility 330 through the boiler 310, the flue gas denitration facility 320, and the dust collection facility 330.
  • the mixer 530 mixes the basic alkali solution supplied from the basic alkali solution storage tank 531 and the water supplied from the water supply source 532 and supplies them to the nozzle of the absorption tower 510.
  • the basic alkali mixed solution in which the basic alkali solution and water are mixed may be supplied using a separately connected by-pass line 536 when the amount supplied or required increases.
  • the basic alkali solution and water may be mixed in a ratio of 1:1 to 1:5.
  • the basic alkali solution and water may be mixed in a ratio of 1:1 to 1:4, 1:1 to 1:3, 1:1 to 1:2, 1:2 to 1:5, 1:2 to 1:3, or 1:3 to 1:5.
  • the carbon dioxide capture rate of the basic alkali solution and water may increase as the mixing ratio of the basic alkali solution increases, but the mixing ratio of water may be adjusted in consideration of cost.
  • the basic alkali mixture may include at least one oxide selected from the group consisting of SiO 2 , Al 2 O 3 , Fe 2 O 3 , TiO 2 , MgO, MnO, CaO, Na 2 O, K 2 O and P 2 O 3 ; at least one metal selected from the group consisting of Li, Cr, Co, Ni, Cu, Zn, Ga, Sr, Cd, and Pb; and at least one liquid composition selected from the group consisting of sodium tetraborate (Na 2 B 4 O 7 .10H 2 O), sodium hydroxide (NaOH), sodium silicate (Na 2 SiO 3 ), potassium hydroxide (KOH) and hydrogen peroxide (H 2 O 2 ).
  • oxide selected from the group consisting of SiO 2 , Al 2 O 3 , Fe 2 O 3 , TiO 2 , MgO, MnO, CaO, Na 2 O, K 2 O and P 2 O 3
  • the water supply source 532 may include any water that can be easily obtained at the system installation site, and may be, for example, seawater.
  • the average pH of the basic alkali mixture may be pH 12 or higher.
  • the pH may be pH12 to pH13.5, pH13, pH12, pH12,1, pH12,2 or pH12.3.
  • the pH of the basic alkali mixture can be measured with a pH meter in the absorption tower 510, and when the pH of the basic alkali mixture in the absorption tower 510 is less than 10.5, carbon dioxide can no longer be captured.
  • the amount of the basic alkali solution and water may be adjusted from 0 to 100% at the valves 532 and 533 and supplied to the mixer 530.
  • the mixer 530 When the water level of the basic alkali mixture in the absorption tower 510 is lowered to less than 90% (measured by a level indicator), the mixer 530 is controlled through the valve 535 and the basic alkali mixture is introduced. When the water level of the basic alkali mixture reaches 100%, the input may be stopped. At the same time, the basic alkali solution and water may be mixed until the pH of the basic alkali mixture is 12 to 13.5.
  • the net flow may be set to 0 by adjusting the valve 535 (including a by-pass valve if necessary) so that the same amount of the basic alkali mixture as the value of the flow meter installed in the line from the absorption tower 510 to the separator 540 is supplied to the absorption tower 510.
  • the reactant containing carbon dioxide collected in the absorption tower 510 moves to the separator 540, and the reactant carbon dioxide and the waste solution are separated from the reactant.
  • the carbon dioxide reactant may be in a liquid state
  • the waste solution may be in a gel state.
  • the separator 540 may separate a liquid carbon dioxide reactant and a gel waste solution using a centrifugal separation method.
  • the waste solution excluding the carbon dioxide reactant from the reactants is transferred to the wastewater treatment tank 541 and discarded.
  • the waste solution may include a basic alkali mixed solution (illite mineral, water, etc.) that has finished serving as a catalyst.
  • the carbon dioxide reactant may include sodium carbonate (Na 2 CO 3 ) or sodium hydrogen carbonate (NaHCO 3 ).
  • the carbon dioxide reactant may be produced by reacting a basic alkali mixture with carbon dioxide.
  • the carbon dioxide reactant separated in the separator 540 is sent to the absorption tower 510 to capture sulfur oxides from remaining exhaust gas after capturing carbon dioxide. At this time, the carbon dioxide reactant may be recycled as a desulfurization catalyst for removing sulfur oxides. Accordingly, it is possible to capture carbon dioxide and sulfur oxides using one carbon dioxide collecting facility 340 .
  • Sulfur oxides in the carbon dioxide reactant and residual exhaust gas may be collected by reacting as shown in ⁇ Reaction Formula 3> below.
  • the solution containing the sulfur oxides present in the absorption tower 510, the carbon dioxide reactant, and the residual exhaust gas from which carbon dioxide and sulfur oxides are removed may be discharged to the outside through the discharge unit 550.
  • the material discharged through the discharge unit 550 may be a residual exhaust gas (N 2 , O 2 , etc.) from which carbon dioxide and sulfur oxides are removed, and sodium sulfate (Na 2 SO 4 ) formed as the carbon dioxide reactant reacts with sulfur oxides to remove sulfur oxides.
  • the concentration of carbon dioxide cannot exceed the regulatory standard when the residual exhaust gas is discharged, the residual exhaust gas that does not exceed the standard can be discharged based on the concentration of carbon dioxide in the atmosphere where the residual exhaust gas will be discharged (a standard set by the manager after measuring the carbon dioxide concentration in the atmosphere in advance).
  • the solution containing the captured sulfur oxide may be sodium sulfate (Na 2 SO 4 ), and the carbon dioxide reactant may be sodium carbonate (Na 2 CO 3 ) or sodium hydrogen carbonate (NaHCO 3 ).
  • the carbon dioxide capture facility 340 includes a monitoring unit 560 for monitoring the water level and pH of the basic alkali mixture in the absorption tower 510; and a controller 561 controlling the supply amount of the basic alkali mixed solution by the monitoring unit 560.
  • the values of the gas meter, pH meter, and flow meter measured in all processes of the carbon dioxide capture facility 340 are managed by the monitoring unit 560, and the control unit 561 adjusts based on the values indicated by the monitoring unit 460.
  • the valves 514, 533, 534, and 535 may be adjusted in percentage with respect to the value input from the controller 561.
  • Carbon dioxide and sulfur oxides capture and carbon resource recovery system 300 for coal-fired power plant can reduce carbon dioxide by capturing carbon dioxide from exhaust gas discharged from a coal-fired power plant, and can produce sodium carbonate or sodium bicarbonate using the captured carbon dioxide.
  • carbon dioxide and sulfur oxides can be simultaneously captured through one carbon dioxide capture facility 340.
  • FIG. 6 is a diagram schematically showing the internal configuration of an absorption tower for improving carbon dioxide and sulfur oxides capture performance of a carbon dioxide capture facility according to an embodiment of the present invention.
  • the internal configuration of the absorption tower includes a plurality of nozzles 604 provided in a pipe 602 for ejecting an umbrella-shaped (C) basic alkali mixture liquid from a mixer from the bottom to the top in the absorption tower 600, a micro droplet member 607 for forming fine droplets by touching the void 606 when the basic alkali mixture liquid ejected in an umbrella shape (C) falls downward, and the above
  • a baffle 608 having a plurality of slits or holes may be further included so that the flue gas flows into the absorption tower with a uniform velocity distribution.
  • the basic alkali mixed solution falling from the top to the bottom in the absorption tower 600 through the plurality of nozzles 604 ejected in the umbrella shape (C) touches the pores of the micro droplet member 607 and is formed as droplets.
  • the baffle 608 formed with a plurality of slits or holes it comes into contact with the exhaust gas formed of fine particles, so that the carbon dioxide and sulfur oxides capture performance of the carbon dioxide capture facility can be improved.
  • the present invention can easily apply the carbon dioxide capture/carbon resource recovery function and the carbon dioxide and sulfur oxides capture function to a conventional exhaust gas treatment system for coal-fired power plants as needed, thereby providing a system for reducing carbon dioxide and sulfur oxides, representative harmful substances affecting global warming, among exhaust gases generated from coal-fired power plants.
  • sodium carbonate or sodium bicarbonate is produced using carbon dioxide collected through a carbon dioxide capture facility, or sodium carbonate or sodium hydrogencarbonate prepared from the captured carbon dioxide is used to simultaneously capture carbon dioxide and sulfur oxides by using a desulfurization agent that captures sulfur oxides from exhaust gas discharged from a coal-fired power plant while solving the problems of poor process operation efficiency and economic efficiency of the conventional exhaust gas treatment system for coal-fired power plants.

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)

Abstract

본 발명은 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템에 관한 것으로, 보다 상세하게는 염기성 알칼리 혼합액을 이용한 배가스 중 이산화탄소를 포집 및 탄소자원으로 변환함으로써, 공정 운전 효율 및 경제성이 떨어지는 문제점을 해소하면서 이산화탄소를 저감시킴과 동시에, 상기 포집된 이산화탄소를 이용하여 탄산나트륨 또는 탄산수소나트륨을 제조할 수 있다. 또한, 본 발명은 상기 포집된 이산화탄소로부터 제조된 탄산나트륨 또는 탄산수소나트륨을 활용하여 석탄화력발전소에서 배출되는 배가스 중 황산화물을 포집하는 탈황제로 이용함으로써, 간단한 시스템으로 이산화탄소 및 황산화물을 동시에 포집하므로 추가적인 배연탈황 설비를 설치할 필요가 없다. 이에 따라, 이산화탄소 포집설비에 유입되는 가스에 포함된 오염물질을 제거하기 위한 탈황설비의 설치 공간을 최소화하며 공정비용도 절감할 수 있다.

Description

석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템
본 발명은 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템에 관한 것으로, 보다 상세하게는 염기성 알칼리 혼합액을 이용한 배가스 중 이산화탄소를 포집 및 탄소자원으로 변환함으로써, 이산화탄소를 포집하여 다른 유용한 물질로 자원화할 수 있으며, 동시에 자원화된 물질을 활용하여 석탄화력발전에서 배출되는 배가스 중 황산화물을 포집할 수 있는 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템에 관한 것이다.
최근, 지구 온난화 방지를 위한 기후변화협약과 지구온난화를 유발시키는 온실가스 중 대부분을 차지하고 있는 이산화탄소(CO2)의 배출을 줄이기 위한 대안 중 하나로 이산화탄소 포집 및 저장(CCS, Carbon Capture and Storage) 기술이 활발히 연구되고 있다.
이러한 이산화탄소 포집 및 저장(CCS) 기술의 개발이 본격화 되면서 이산화탄소 포집기술(Carbon Capture) 수준은 상용화 단계에 이르고 있으며 특히, 온실가스 물질의 주 배출원이라고 인식되는 석탄화력발전소 설비에 적용되어 우선적으로 적용되고 있는 실정이다.
이는 석탄이 화석연료 중 탄소(C)/수소(H)비가 높아서 다른 에너지원 대비 이산화탄소를 많이 배출되는 것으로 나타나기 때문이다. 따라서 석탄을 연료로 사용하는 석탄화력발전소는 온실가스 배출 저감이 주요 목표가 되고 있다.
도 1은 종래의 석탄화력 발전소의 연소배가스 처리시스템을 나타내는 도면으로, 도 1에 따른 종래의 석탄화력 발전소의 연소배가스 처리시스템은 보일러(110)에서 배출된 연소배가스에 대해 배연탈질설비(120), 집진설비(130) 및 배연탈황설비(140)을 통해 오염물질을 제거한 후 이산화탄소 포집설비(160)를 통해 이산화탄소를 포집하여 압축 저장하고 연소배가스는 연돌(160)을 통해 대기 중으로 배출한다.
도 1에 도시된 바와 같이 종래의 석탄화력 발전소의 연소배가스 처리시스템의 경우 대부분 배연탈질설비(120) 및 배연탈황설비(140)를 갖추고 있으며 연소배가스 중에 포함된 황산화물(SOx) 및 질소산화물(NOx)의 90% 정도를 제거하여 배출하고 있다.
그러나 배연탈질설비 및 배연탈황설비를 통과한 후에도 연소배가스 중에는 50ppm 내지 100 ppm 정도의 황산화물(SOx)이 포함되어 있고, 이 중에 황산화물 중 5% 정도 존재하는 이산화질소(NO2)가 포함된 연소배가스가 이산화탄소 포집공정으로 유입되는 경우 종래 이산화탄소 포집설비에서 사용되는 아민계 흡수제의 열화에 의해 공정 운전 효율 및 경제성이 떨어지는 문제점이 있다.
또한, 기존의 배연탈황설비를 사용하여 배출되는 황산화물(SOx)의 농도를 최근 강화된 대기환경보전법에 따른 배출 허용 기준인 15ppm 이하로 유지하려면 흡수탑의 기하학적인 크기를 대폭적으로 늘리고 충진물 및 내부구조 등을 전면적으로 개조해야하는 문제점이 있다.
한편, 이미 설치되어 운전 중인 석탄화력발전소의 연소배가스 처리시스템에 이산화탄소 포집설비를 추가하여야 하는 경우에는 기존의 배연탈황설비를 개조하여 사용하는 것이 불가능하고 추가적인 제2 배연탈황 설비(150)를 도입해야 하는 문제점이 있다.
이처럼, 종래의 석탄화력발전소에서 발생된 배기가스 중의 이산화탄소 및 황산화물을 처리하기 위해서는 막대한 비용이 많이 들고 전체적인 시스템 구성이 복잡해지는 단점이 있다.
따라서, 종래 기술 대비 간단한 시스템 구성으로 석탄화력발전소에서 배출된 이산화탄소를 효율적으로 저감하면서 동시에 저렴한 비용으로 황산화물도 저감시키기 위한 방안이 절실하다.
본 발명은 상술한 문제점을 해결하기 위해 창안된 것으로서, 본 발명은 석탄화력발전소에서 발생하는 배기가스 중 이산화탄소 및 황산화물을 줄이기 위한 시스템을 제공하는데 그 목적이 있다.
또한, 본 발명의 다른 목적은 염기성 알칼리 혼합액을 이용한 배가스 중 이산화탄소를 포집 및 탄소자원으로 변환함으로써, 이산화탄소를 제거하는 동시에 다른 유용한 물질로 자원화할 수 있는 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템을 제공하는데 그 목적이 있다.
또한, 본 발명의 또 다른 목적은 염기성 알칼리 혼합액을 이용한 배가스 중 이산화탄소를 포집하고, 포집된 이산화탄소를 배가스 중 황산화물을 포집하는데 이용할 수 있는 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집 시스템을 제공하는데 그 목적이 있다.
본 발명에서 이루고자 하는 기술적 과제들은 이상에서 언급한 기술적 과제들로 제한되지 않으며, 언급하지 않은 또 다른 기술적 과제들은 아래의 기재들로부터 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에게 명확하게 이해될 수 있을 것이다.
상기 과제를 달성하기 위한 본 발명의 제1 실시예에 따른 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템은, 석유 또는 석탄을 연소시키는 연소설비에서 배출되는 배가스를 배연탈질설비, 집진설비 및 배연탈황설비에 순차적으로 통과시켜 상기 배기가스에 포함된 오염물질을 제거한 후 이산화탄소 포집설비에 배가스를 공급하는 석탄화력발전용 배기가스 처리 시스템에 있어서, 상기 이산화탄소 포집설비는, 염기성 알칼리 혼합액을 공급하는 믹서; 상기 믹서로부터 공급된 염기성 알칼리 혼합액과 하부에 설치된 버블러를 통과하여 미세 방울이 형성된 배가스를 반응시켜 상기 배가스 중 이산화탄소를 포집하는 흡수탑; 상기 흡수탑에서 포집된 이산화탄소를 포함하는 반응물을 수집하고, 상기 반응물에서 이산화탄소 반응물과 폐용액을 분리하는 분리기; 상기 분리된 이산화탄소 반응물을 자원화하기 위해 저장하는 탄소자원 저장소; 및 상기 흡수탑에서 포집된 이산화탄소가 제거된 잔여 배가스를 배출하는 배출부;를 포함할 수 있다.
또한, 상기 믹서는 염기성 알칼리 용액 저장조에서 공급된 염기성 알칼리 용액과 급수원에서 공급된 물을 혼합시켜 염기성 알칼리 혼합액을 생성하는 것을 특징으로 한다.
또한, 상기 염기성 알칼리 용액과 물은 1:1 내지 1:5의 비율로 혼합되는 것을 특징으로 한다.
또한, 상기 염기성 알칼리 혼합액의 평균 pH는 pH12 내지 pH13.5인 것을 특징으로 한다.
또한, 상기 염기성 알칼리 혼합액은, SiO2, Al2O3, Fe2O3, TiO2, MgO, MnO, CaO, Na2O, K2O 및 P2O3로 이루어진 군으로부터 선택된 1종 이상의 산화물; Li, Cr, Co, Ni, Cu, Zn, Ga, Sr, Cd 및 Pb로 이루어진 군으로부터 선택된 1종 이상의 금속; 및, 사붕산나트륨(Na2B4O7·10H2O), 수산화나트륨(NaOH), 규산나트륨(Na2SiO3), 수산화칼륨(KOH) 및 과산화수소(H2O2)로 이루어진 군으로부터 선택된 1 종 이상의 액상 조성물;을 포함하는 것을 특징으로 한다.
또한, 상기 흡수탑 내의 염기성 알칼리 혼합액의 수위가 90% 미만으로 낮아지면 상기 믹서에서 밸브를 통해 조절되어 염기성 알칼리 혼합액이 투입되고 상기 염기성 알칼리 혼합액의 수위가 100%가 될 경우 투입이 중단되고, 그와 동시에 염기성 알칼리 혼합액의 pH가 12 내지 13.5가 될 때까지 염기성 알칼리 용액과 물을 혼합하는 것을 특징으로 한다.
또한, 상기 버블러는 상기 배가스를 이용하여 배가스 마이크로버블을 형성하는 것을 특징으로 한다.
또한, 상기 흡수탑은, 상기 흡수탑 내에서 상기 믹서로부터 하부에서 상부로 우산 모양의 염기성 알칼리 혼합액을 분출하는 다수의 노즐; 상기 우산 모양으로 분출된 염기성 알칼리 혼합액이 하부로 향해 낙하할 때 공극에 닿아 미세하게 액적을 형성하는 미세액적부재; 및 상기 흡수탑 내에 상기 배가스가 균일한 속도분포로 유입되도록 슬릿(Slit) 또는 구멍(Hole)이 다수 형성된 배플;을 포함하는 것을 특징으로 한다.
또한, 상기 이산화탄소 반응물은 탄산나트륨(Na2CO3) 또는 탄산수소나트륨(NaHCO3)을 포함하는 것을 특징으로 한다.
또한, 상기 분리기는, 상기 반응물에서 탄산나트륨(Na2CO3) 또는 탄산수소나트륨(NaHCO3)을 포함하는 이산화탄소 반응물과, 폐용액을 분리하는 원심분리기; 및 상기 이산화탄소 반응물 중에서 탄산수소나트륨만을 외부로 배출시키기 위한 배출관의 내측 둘레에 대응되게 형성되고, 표면에 상기 탄산수소나트륨의 투과를 허용하는 크기로 미세 구멍이 형성된 진동분리막;을 포함하는 것을 특징으로 한다.
또한, 상기 이산화탄소 포집설비는, 상기 흡수탑 내의 염기성 알칼리 혼합액의 수위 및 pH를 모니터링하는 모니터링부; 및 상기 모니터링부에 의해 염기성 알칼리 혼합액의 공급량을 조절하는 제어부;를 더 포함할 수 있다.
상기 과제를 달성하기 위한 본 발명의 제2 실시예에 따른 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템은, 석유 또는 석탄을 연소시키는 연소설비에서 배출되는 배가스를 배연탈질설비, 집진설비 및 배연탈황설비에 순차적으로 통과시켜 상기 배기가스에 포함된 오염물질을 제거한 후 이산화탄소 포집설비에 배가스를 공급하는 석탄화력발전용 배기가스 처리 시스템에 있어서, 상기 이산화탄소 포집설비는, 염기성 알칼리 혼합액을 공급하는 믹서; 상기 믹서로부터 공급된 염기성 알칼리 혼합액과 하부에 설치된 버블러를 통과하여 미세 방울이 형성된 배가스를 반응시켜 상기 배가스 중 이산화탄소를 포집하는 흡수탑; 상기 흡수탑에서 포집된 이산화탄소를 포함하는 반응물을 수집하고, 상기 반응물에서 이산화탄소 반응물과 폐용액을 분리하는 분리기; 및 상기 분리기에서 이산화탄소 반응물을 상기 흡수탑으로 보내 상기 배가스 중 황산화물을 포집하고, 포집된 황산화물, 이산화탄소 반응물, 및 잔여 배가스를 배출하는 배출부를 포함할 수 있다.
또한, 상기 믹서는 염기성 알칼리 용액 저장조에서 공급된 염기성 알칼리 용액과 급수원에서 공급된 물을 혼합시켜 염기성 알칼리 혼합액을 생성하는 것을 특징으로 한다.
또한, 상기 염기성 알칼리 용액과 물은 1:1 내지 1:5의 비율로 혼합되는 것을 특징으로 한다.
또한, 상기 염기성 알칼리 혼합액의 평균 pH는 pH12 내지 pH13.5인 것을 특징으로 한다.
또한, 상기 염기성 알칼리 혼합액은, SiO2, Al2O3, Fe2O3, TiO2, MgO, MnO, CaO, Na2O, K2O 및 P2O3로 이루어진 군으로부터 선택된 1종 이상의 산화물; Li, Cr, Co, Ni, Cu, Zn, Ga, Sr, Cd 및 Pb로 이루어진 군으로부터 선택된 1종 이상의 금속; 및, 사붕산나트륨(Na2B4O7·10H2O), 수산화나트륨(NaOH), 규산나트륨(Na2SiO3), 수산화칼륨(KOH) 및 과산화수소(H2O2)로 이루어진 군으로부터 선택된 1 종 이상의 액상 조성물;을 포함하는 것을 특징으로 한다.
또한, 상기 흡수탑 내의 염기성 알칼리 혼합액의 수위가 90% 미만으로 낮아지면 상기 믹서에서 밸브를 통해 조절되어 염기성 알칼리 혼합액이 투입되고 상기 염기성 알칼리 혼합액의 수위가 100%가 될 경우 투입이 중단되고, 그와 동시에 염기성 알칼리 혼합액의 pH가 12 내지 13.5가 될 때까지 염기성 알칼리 용액과 물을 혼합하는 것을 특징으로 한다.
또한, 상기 버블러는 상기 배가스를 이용하여 배가스 마이크로버블을 형성하는 것을 특징으로 한다.
또한, 상기 흡수탑은, 상기 흡수탑 내에서 상기 믹서로부터 하부에서 상부로 우산 모양의 염기성 알칼리 혼합액을 분출하는 다수의 노즐; 상기 우산 모양으로 분출된 염기성 알칼리 혼합액이 하부로 향해 낙하할 때 공극에 닿아 미세하게 액적을 형성하는 미세액적부재; 및 상기 흡수탑 내에 상기 배가스가 균일한 속도분포로 유입되도록 슬릿(Slit) 또는 구멍(Hole)이 다수 형성된 배플;을 포함하는 것을 특징으로 한다.
또한, 상기 이산화탄소 반응물은 탄산나트륨(Na2CO3) 또는 탄산수소나트륨(NaHCO3)을 포함하는 것을 특징으로 한다.
또한, 상기 분리기는, 상기 반응물에서 탄산나트륨(Na2CO3) 또는 탄산수소나트륨(NaHCO3)을 포함하는 이산화탄소 반응물과, 폐용액을 분리하는 원심분리기; 및 상기 이산화탄소 반응물 중에서 탄산수소나트륨만을 외부로 배출시키기 위한 배출관의 내측 둘레에 대응되게 형성되고, 표면에 상기 탄산수소나트륨의 투과를 허용하는 크기로 미세 구멍이 형성된 진동분리막;을 포함하는 것을 특징으로 한다.
또한, 상기 이산화탄소 포집설비는, 상기 흡수탑 내의 염기성 알칼리 혼합액의 수위 및 pH를 모니터링하는 모니터링부; 및 상기 모니터링부에 의해 염기성 알칼리 혼합액의 공급량을 조절하는 제어부;를 더 포함할 수 있다.
개시된 기술의 실시 예들은 다음의 장점들을 포함하는 효과를 가질 수 있다. 다만, 개시된 기술의 실시 예들이 이를 전부 포함하여야 한다는 의미는 아니므로, 개시된 기술의 권리범위는 이에 의하여 제한되는 것으로 이해되어서는 아니 될 것이다.
본 발명의 실시 예에 따르면, 석탄화력발전소에서 배출되는 배기가스 중 이산화탄소를 포집함으로써 이산화탄소를 저감시킬 수 있고, 상기 포집된 이산화탄소를 이용하여 유용한 자원인 탄산나트륨 또는 탄산수소나트륨을 제조할 수 있다.
또한, 본 발명의 실시 예에 따르면, 포집된 이산화탄소로부터 제조된 탄산나트륨 또는 탄산수소나트륨을 활용하여 석탄화력발전소에서 배출되는 배기가스 중 황산화물을 포집하는 탈황제로 이용함으로써, 간단한 시스템 구성으로 이산화탄소 및 황산화물을 동시에 포집할 수 있다. 이에 따라, 추가적인 제2 배연탈황 설비를 설치할 필요가 없어 이산화탄소 포집설비에 유입되는 가스에 포함된 오염물질을 제거하기 위한 탈황설비의 설치 공간을 최소화하며 공정비용도 절감할 수 있다.
도 1은 종래의 석탄화력발전소의 연소배가스 처리시스템을 나타내는 도면이다.
도 2는 본 발명의 제1 실시예에 따른 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템의 구성을 나타내는 도면이다.
도 3은 본 발명의 제2 실시예에 따른 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템의 구성을 나타내는 도면이다.
도 4는 본 발명의 제1 실시예에 따른 이산화탄소 포집설비(250)를 나타내는 도면이다.
도 5는 본 발명의 제2 실시예에 따른 이산화탄소 포집설비(340)를 나타내는 도면이다.
도 6은 본 발명의 실시예에 따른 이산화탄소 포집설비의 이산화탄소 및 황산화물 포집 성능을 향상시키기 위한 흡수탑의 내부 구성를 개략적으로 도시한 도면이다.
본 발명은 다양한 변경을 가할 수 있고 여러 가지 실시예를 가질 수 있는 바, 특정 실시예들을 도면에 예시하고 상세한 설명에 구체적으로 설명하고자 한다.
그러나, 이는 본 발명을 특정한 실시 형태에 대해 한정하려는 것이 아니며, 본 발명의 사상 및 기술 범위에 포함되는 모든 변경, 균등물 내지 대체물을 포함하는 것으로 이해되어야 한다.
본 발명에서, "포함한다" 또는 "가지다" 등의 용어는 명세서상에 기재된 특징, 숫자, 단계, 동작, 구성요소, 부품 또는 이들을 조합한 것이 존재함을 지정하려는 것이지, 하나 또는 그 이상의 다른 특징들이나 숫자, 단계, 동작, 구성요소, 부품 또는 이들을 조합한 것들의 존재 또는 부가 가능성을 미리 배제하지 않는 것으로 이해되어야 한다.
본 발명은 석탄화력발전소에서 발생하는 배기가스 중 이산화탄소 및 황산화물을 줄이기 위한 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템에 관한 것이다.
본 발명의 제1 실시예에 따르면 종래 석탄화력발전용 배기가스 처리 시스템에서와 다른 방식으로 이산화탄소를 저감시키고 동시에 다른 유용한 물질로 자원화할 수 있는 것이 특징이고, 본 발명의 제2 실시예에 따르면 종래 석탄화력발전용 배기가스 처리 시스템에서 배연탈황설비를 포함하지 않고도 이산화탄소 및 이산화탄소 및 황산화물을 저감시킬 수 있는 것이 특징이다.
이하, 도면을 참조하여 본 발명의 제1 실시예 및 제2 실시예에 따른 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템을 보다 상세하게 설명하도록 한다.
한편, 이하 도면에서의 보일러(210, 310), 배연탈질설비(220. 320), 집진설비(230, 330), 배연탈황설비(340)는 종래의 것과 동일한 것이므로 상세한 설명은 생략하기로 한다.
실시예 1
실시예 1에 따른 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템은 석탄화력발전소에서 배출되는 배기가스 중 이산화탄소만을 포집하는 것에 특징이 있다.
도 2는 본 발명의 제1 실시예에 따른 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템의 구성을 나타내는 도면이고, 도 4는 본 발명의 제1 실시예에 따른 이산화탄소 포집설비(250)를 나타내는 도면이다.
도 2 및 도 4를 참조하면, 본 발명의 제1 실시예에 따른 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템은 보일러(210), 배연탈질설비(210), 집진설비(230), 배연탈황설비(240) 및 이산화탄소 포집설비(250)를 포함한다.
여기서, 상기 이산화탄소 포집설비(250)는 염기성 알칼리 용액을 이용하여 석탄화력발전소에서 배출되는 배가스가 보일러(210), 배연탈질설비(210), 집진설비(230), 배연탈황설비(240)를 통과하여 배연탈황설비(240)로부터 유입된 배기가스 중에서 이산화탄소를 포집하는 설비로서, 흡수탑(410), 이산화탄소 포집부(411), 배가스 배출원(420), 믹서(430), 분리기(440), 탄소자원 저장조(441) 및 배출부(450)를 포함한다.
상기 흡수탑(410)은 배연탈황설비(240)로부터 황산화물이 제거된 배가스 중에서 이산화탄소를 포집하는 시설, 건물, 설비 등을 의미하는 것일 수 있다. 또한, 상기 흡수탑(410)의 하단에 위치하는 이산화탄소 포집부(411)는 흡수탑(410)의 일부분이며, 배가스를 버블링하여 이산화탄소를 포집하는 부분을 의미하는 것일 수 있다.
상기 흡수탑(410)은 배연탈황설비(240)로부터 황산화물이 제거된 배가스 중에서 이산화탄소가 포집되는 이산화탄소 포집부(411)를 하단에 포함하여, 염기성 알칼리 혼합액과 배가스(배가스 마이크로버블)를 반응시켜 배가스 중 이산화탄소만을 포집한다. 상기 배가스 중 이산화탄소를 포집한 후, 상기 흡수탑(410)에는 이산화탄소가 제거된 배가스가 기체 상태로 남아있는 것일 수 있다.
상기 흡수탑(410)은 상부에 노즐이 설치되어 믹서(130)로부터 상기 노즐을 통해 염기성 알칼리 혼합액이 흡수탑(410) 내에 분사되고, 하단의 이산화탄소 포집부(411)에 모인다. 상기 염기성 알칼리 혼합액이 분사되는 동시에 배가스 배출원(420)으로부터 공급된 배가스가 흡수탑(410) 하부의 이산화탄소 포집부(411) 내의 버블러(413)를 통과하여 마이크로버블(microbubble)이 생성된 배가스가 공급되며, 상기 이산화탄소 포집부(411) 내에서 염기성 알칼리 혼합액과 배가스 마이크로버블이 반응하여 이산화탄소를 포집한다. 상기 마이크로버블은 염기성 알칼리 혼합액에 배기가스를 반응시킬 때 배가스 배출원(420)의 출구에 미세한 구멍이 형성된 버블러(413)를 통과하면서 버블이 형성된다.
상기 버블러(413)는 배가스 배출원(120)으로부터 공급된 배가스를 통과시킴으로써 배가스에 마이크로버블을 형성할 수 있고, 상기 마이크로버블은 버블의 크기가 작을수록 배가스와 알칼리 용액의 반응면적이 넓어져 이산화탄소의 포집 능력이 증가하는 것일 수 있다. 예를 들어, 상기 마이크로버블은 약 50 ㎛ 이하의 크기를 가지는 수용액 상에 존재하는 기포를 의미하는 것일 수 있다.
한편, 도 6에 도시된 바와 같이, 이산화탄소 포집설비의 이산화탄소 포집 성능을 더욱 향상시키기 위한 흡수탑의 내부 구성을 갖출 수 있다. 이에 대해서는 후술하는 도 6에서 상세히 설명하고자 한다.
또한, 상기 흡수탑(410)은 내부에 레벨 인디케이터(level indicator)(412)를 포함하여 흡수탑(410) 내의 용액의 수위를 감지할 수 있다.
상기 노즐은 다수의 노즐을 포함할 수 있고, 1단 이상의 단으로 형성될 수 있다. 상기 노즐은 믹서(430)와 연결되어 믹서(430)로부터 염기성 알칼리 혼합액을 공급할 수 있다.
상기 흡수탑(410)은 직렬, 병렬, 또는 직렬과 병렬 복합 배열로 구성될 수 있다.
예를 들어, 상기 흡수탑(410)은 배기가스의 유속이 빠른 경우 직렬로 배열하는 것일 수 있다. 유속이 빨라 반응이 안된 이산화탄소가 흡수탑에서 배출되는 경우 흡수탑을 직렬로 설치하여 미반응 이산화탄소를 포집할 수 있다.
또한, 예를 들어, 상기 흡수탑(410)은 배기가스의 유량이 많은 경우 병렬로 배열하는 것일 수 있다. 배기가스의 유량이 흡수탑이 포집할 수 있는 양을 초과하는 경우 흡수탑을 병렬로 하여 포집 가능한 이산화탄소의 양을 늘릴 수 있다.
상기 배가스 배출원(420)은 이산화탄소를 배출하는 모든 가스를 활용할 수 있고, 예를 들어, 발전소 배기가스 후단 또는 엔진 배기가스 후단일 수 있으며, 본 발명의 제1 실시예에서는 석탄화력발전소에서 배출되는 배가스가 보일러(210), 배연탈질설비(220), 집진설비(230), 배연탈황설비(240)를 통과하여 배연탈황설비(240)로부터 유입된 배기가스일 수 있다.
상기 믹서(430)은 염기성 알칼리 용액 저장조(431)에서 공급된 염기성 알칼리 용액과 급수원(432)에서 공급된 물을 혼합하여, 상기 흡수탑(410)의 노즐로 공급한다.
상기 염기성 알칼리 용액과 물이 혼합된 염기성 알칼리 혼합액은 공급량 또는 필요량이 많아질 경우 별도로 연결된 바이패스(by-pass)(436) 라인을 이용하여 공급할 수 있다.
상기 염기성 알칼리 용액과 물은 1:1 내지 1:5의 비율로 혼합하는 것일 수 있다. 예를 들어, 상기 염기성 알칼리 용액과 물은 1:1 내지 1:4, 1:1 내지 1:3, 1:1 내지 1:2, 1:2 내지 1:5, 1:2 내지 1:3 또는 1:3 내지 1:5의 비율로 혼합하는 것일 수 있다.
상기 염기성 알칼리 용액과 물은 염기성 알칼리 용액의 혼합비가 증가할수록 이산화탄소 포집률이 증가할 수 있으나, 비용적인 측면을 고려하여 물의 혼합비를 조절할 수 있다.
상기 염기성 알칼리 혼합액은, SiO2, Al2O3, Fe2O3, TiO2, MgO, MnO, CaO, Na2O, K2O 및 P2O3로 이루어진 군으로부터 선택된 1종 이상의 산화물; Li, Cr, Co, Ni, Cu, Zn, Ga, Sr, Cd 및 Pb로 이루어진 군으로부터 선택된 1종 이상의 금속; 및, 사붕산나트륨(Na2B4O7·10H2O), 수산화나트륨(NaOH), 규산나트륨(Na2SiO3), 수산화칼륨(KOH) 및 과산화수소(H2O2)로 이루어진 군으로부터 선택된 1 종 이상의 액상 조성물;을 포함하는 것을 특징으로 한다.
상기 급수원(432)은 시스템 설치 장소에서 용이하게 구할 수 있는 모든 용수를 포함할 수 있고, 예를 들어, 해수일 수 있다.
상기 염기성 알칼리 혼합액의 평균 pH는 pH12 이상인 것일 수 있다. 예를 들어, 상기 pH는 pH12 내지 pH13.5, pH13, pH12, pH12,1, pH12,2 또는 pH12.3일 수 있다. 상기 염기성 알칼리 혼합액의 pH는 상기 흡수탑(410) 내의 pH meter로 측정될 수 있으며, 상기 흡수탑(110) 내의 염기성 알칼리 혼합액의 pH가 10.5 미만이 되면 더 이상 이산화탄소 포집을 하지 못하기 때문에, 상기 염기성 알칼리 혼합액의 pH를 맞추기 위해, 상기 염기성 알칼리 용액과 물의 양은 각각의 밸브(433, 434)에서 0 내지 100%까지 조절하여 믹서(130)로 공급될 수 있다.
상기 흡수탑(410) 내의 염기성 알칼리 혼합액의 수위가 90% 미만(level indicator로 측정)으로 낮아지면 상기 믹서(430)에서 밸브(435)를 통해 조절되어 염기성 알칼리 혼합액이 투입되고 염기성 알칼리 혼합액의 수위가 100%가 될 경우 투입이 중단될 수 있다. 그와 동시에 염기성 알칼리 혼합액의 pH가 12 내지 13.5가 될 때까지 염기성 알칼리 용액과 물을 혼합하는 것일 수 있다.
상기 흡수탑(410)으로 공급되는 염기성 알칼리 혼합액의 양과 상기 분리기(440)에서 나가는 용액의 양이 동일해서 지속적으로 이산화탄소 포집설비를 유지할 수 있기 때문에, 상기 흡수탑(410)에서 분리기(440)로 가는 라인에 설치된 flow meter 값과 동일한 양의 염기성 알칼리 혼합액이 흡수탑(410)에 공급되도록 밸브(435)(필요시 by-pass 밸브 포함)를 조절하여 net flow를 0로 만드는 것일 수 있다.
상기 흡수탑(410)의 이산화탄소 포집부(411)에서 염기성 알칼리 혼합액과 배연탈황설비(240)로부터 유입된 배가스가 반응하여 포집된 이산화탄소를 포함하는 반응물을 수집하고, 상기 반응물에서 이산화탄소 반응물과 폐용액은 밸브(414)를 통해 분리기(440)로 이동하여, 상기 반응물에서 이산화탄소 반응물과 폐용액을 분리한다.
상기 분리기(440)는 반응물에서 탄산나트륨(Na2CO3) 또는 탄산수소나트륨(NaHCO3)을 포함하는 이산화탄소 반응물과 폐용액을 분리하는 원심분리기와, 상기 원심분리기로부터 분리된 이산화탄소 반응물 중에서 탄산수소나트륨만을 외부로 배출시키기 위한 배출관의 내측 둘레에 대응되게 형성되고 표면에 상기 탄산수소나트륨의 투과를 허용하는 크기로 미세 구멍이 형성된 진동분리막을 포함할 수 있다. 이를 통해 고순도의 탄산수소나트륨을 획득하여 바로 판매할 수 있어 수익을 얻을 수 있다.
상기 진동분리막에 형성된 미세 구멍의 크기는 10~20㎛일 수 있으며, 진동분리막의 진동을 유발시키기 위해서 진동발생부를 더 포함할 수 있다. 상기 진동발생부는 탄산수소나트륨에 의해 상기 미세 구멍이 막히는 것을 방지하기 위해 배치될 수 있다.
상기 분리된 이산화탄소 반응물은 탄소자원 저장소(441)로 이동하여 다른 용도로 자원화하여 재활용할 수 있다. 예를 들어, 상기 이산화탄소 반응물은 탄산나트륨(Na2CO3) 또는 탄산수소나트륨(NaHCO3)을 포함하는 것일 수 있다.
상기 이산화탄소 반응물은 하기 <반응식 1>에서와 같이, 염기성 알칼리 혼합물과 이산화탄소가 반응하여 생성될 수 있다.
<반응식 1>
2NaOH + CO2 → Na2CO3 + H2O
Na2CO3 + H2O + CO2 → 2NaHCO3
상기 반응물에서 이산화탄소 반응물을 제외한 폐용액은 폐수 처리조(402)로 이동되어 폐기된다. 예를 들어, 상기 폐용액은 촉매 역할을 끝낸 염기성 알칼리 혼합액에 함유되어 있던 일라이트 광물 및 물 등을 포함할 수 있다.
상기 탄소자원 저장소(441)는 지상, 지중, 및 해상 각각의 환경이 고려된 이산화탄소 반응물 저장소로서, 종래의 이산화탄소 저장장치보다 더 넓은 공간에 안정적이고 효율적으로 이산화탄소 포집 반응물인 탄소 자원를 저장하는 동시에 제작비용을 저감할 수 있음은 물론, 상기 저장된 탄소자원의 필요시 추후에 활용될 수 있도록 구현될 수 있다.
일 예로 지상 환경에 고려된 탄소자원 저장소는 상기 이산화탄소 반응물을 수용하며 내부벽 및 외부벽에 의해 이중벽 구조를 갖는 저장탱크, 상기 이산화탄소 반응물을 상기 저장탱크로 로딩(loading)하는 인입 유닛, 상기 저장탱크와 연결되어 상기 저장탱크 내의 상기 이산화탄소 반응물을 언로딩(unloading)하는 배출 유닛, 및 상기 저장탱크의 내부에 수용된 상기 이산화탄소 반응물의 진공상태를 일정하게 유지시키거나, 또는 상기 이산화탄소 반응물을 로딩/언로딩시에 상기 인입 유닛 및 상기 배출 유닛을 제어하는 제어 유닛을 포함할 수 있다.
한편, 지중 환경에 고려된 탄소자원 저장소는 상기 지상 환경에 고려된 탄소자원 저장소의 저장탱크 대신에 지중 저장지를 활용할 수 있으며, 석탄화력발전소에서 생성된 이산화탄소 포집 반응물을 해상에 저장하는 위해서는 운반 장치를 이용하여 LNG FPSO, LNG FSRU, LNG 수송선 및 LNG RV과 같은 해상 구조물에 이동시켜 상기 이산화탄소 포집 반응물을 저장시킬 수 있다.
상기 이산화탄소 포집부(411)에서 이산화탄소 포집 후 이산화탄소가 제거된 잔여 배가스는 배출부(450)를 통해 배출된다. 예를 들어, 상기 배출부(450)를 통해 배출되는 잔여 배가스는 배가스에서 이산화탄소가 제거된 배가스와 일부 소량의 포집되지 못한 CO2가 포함될 수 있다.
이때, 상기 잔여 배가스는 배출 시 이산화탄소의 농도가 규제 기준치를 초과할 수 없으므로, 상기 잔여 배가스가 배출될 대기 속 이산화탄소의 농도를 기준으로 하여(관리자가 미리 대기의 이산화탄소 농도의 측정 후 설정한 기준) 기준을 초과하지 않는 잔여 배가스를 배출할 수 있다.
상기 이산화탄소 포집설비(250)는, 상기 흡수탑(410) 내의 염기성 알칼리 혼합액의 수위 및 pH를 모니터링하는 모니터링부(460); 및 상기 모니터링부(460)에 의해 염기성 알칼리 혼합액의 공급량을 조절하는 제어부(461);를 더 포함할 수 있다.
상기 이산화탄소 포집설비(250)의 모든 과정에서 측정되는 gas meter, pH meter, flow meter의 값을 모니터링부(460)에서 관리하며, 모니터링부(460)에서 나타내는 값을 기반으로 제어부(461)를 조절한다. 상기 제어부(461)에서 입력되는 값에 대하여 밸브들(414, 433, 434, 435)이 퍼센테이지로 조절될 수 있다.
본 발명에 따른 제1 실시예에 따른 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템(200)은 석탄화력발전소에서 배출되는 배기가스 중 이산화탄소만을 포집함으로써 종래 기술 대비 공정 운전 효율 및 경제성이 떨어지는 문제점을 해소하면서 이산화탄소를 저감시킬 수 있고, 상기 포집된 이산화탄소를 이용하여 탄산나트륨 또는 탄산수소나트륨으로 변환시킴으로써 다른 유용한 물질로의 자원화가 가능하다.
실시예 2
실시예 2에 따른 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템은 석탄화력발전소에서 배출되는 배기가스 중 이산화탄소를 포집하여 이산화탄소를 저감시키고, 상기 포집된 이산화탄소의 반응물을 배가스 중 황산화물을 포집하는데 이용함으로써 황산화물을 포집하여 저감시키는 것에 특징이 있다.
도 3은 본 발명의 제2 실시예에 따른 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템의 구성을 나타내는 도면이고, 도 5는 본 발명의 제2 실시예에 따른 이산화탄소 포집설비(340)를 나타내는 도면이다.
도 3 및 도 5를 참조하면, 본 발명의 제2 실시예에 따른 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템은 보일러(310), 배연탈질설비(310), 집진설비(330) 및 이산화탄소 포집설비(340)를 포함한다.
여기서, 상기 이산화탄소 포집설비(340)는 염기성 알칼리 용액을 이용하여 석탄화력발전소에서 배출되는 배가스가 보일러(310), 배연탈질설비(320), 집진설비(330)를 통과하여 집진설비(330)로부터 유입된 배기가스 중에서 이산화탄소 및 황산화물을 포집하는 설비로서, 흡수탑(510), 버블러(bubbler)(513)를 포함하는 이산화탄소 포집부(511), 배가스 배출원(520), 믹서(530), 분리기(540) 및 배출부(550)를 포함한다.
상기 흡수탑(510)은 배연탈질설비(310), 집진설비(330)로부터 질소산화물 및 미세먼지가 제거된 배가스 중에서 이산화탄소 및 황산화물을 포집하는 시설, 건물, 설비 등을 의미하는 것일 수 있다.
상기 흡수탑(510)의 하단에 위치하는 이산화탄소 포집부(511)는 흡수탑(410)의 일부분이며, 배가스를 버블링하여 이산화탄소를 포집하는 부분을 포함하는 것일 수 있다.
상기 흡수탑(510)은 상부에 노즐이 설치되어 믹서(530)로부터 상기 노즐을 통해 염기성 알칼리 혼합액이 흡수탑(510) 내에 분사되고, 하단의 이산화탄소 포집부(511)에 모인다. 상기 염기성 알칼리 혼합액이 분사되는 동시에 배가스 배출원(520)으로부터 공급된 보일러(310), 배연탈질설비(320), 집진설비(330)를 통과하여 집진설비(330)로부터 유입된 배가스가 흡수탑(510) 하부의 이산화탄소 포집부(511) 내의 버블러(513)를 통과하여 마이크로버블(microbubble)이 생성된 배가스가 공급되며, 상기 이산화탄소 포집부(511) 내에서 염기성 알칼리 혼합액과 배가스 마이크로버블이 반응하여 이산화탄소를 포집한다. 상기 마이크로버블은 염기성 알칼리 혼합액에 배기가스를 반응시킬 때 배가스 배출원(520)의 출구에 미세한 구멍이 형성된 버블러(513)를 통과하면서 버블이 형성된다.
또한, 상기 흡수탑(510)은 내부에 레벨 인디케이터(level indicator)(512)를 포함하여 흡수탑(510) 내의 용액의 수위를 감지할 수 있다.
상기 노즐은 다수의 노즐을 포함할 수 있고, 1단 이상의 단으로 형성될 수 있다. 상기 노즐은 믹서(530)와 연결되어 믹서(530)로부터 염기성 알칼리 혼합액을 공급할 수 있다.
상기 버블러(513)는 배가스 배출원(520), 즉 보일러(310), 배연탈질설비(320), 집진설비(330)를 통과하여 집진설비(330)로부터 유입된 배가스를 통과시킴으로써 배가스에 마이크로버블을 형성할 수 있고, 상기 마이크로버블은 버블의 크기가 작을수록 배가스와 알칼리 용액의 반응면적이 넓어져 이산화탄소의 포집 능력이 증가하는 것일 수 있다. 예를 들어, 상기 마이크로버블은 약 50 ㎛ 이하의 크기를 가지는 수용액 상에 존재하는 기포를 의미하는 것일 수 있다.
상기 흡수탑(510)은 직렬, 병렬, 또는 직렬과 병렬 복합 배열로 구성될 수 있다. 예를 들어, 상기 흡수탑(510)은 배기가스의 유속이 빠른 경우 직렬로 배열하는 것일 수 있다. 유속이 빨라 반응이 안된 CO2가 흡수탑에서 배출되는 경우 흡수탑을 직렬로 설치하여 미반응 CO2를 포집할 수 있다.
또한, 예를 들어, 상기 흡수탑(510)은 배기가스의 유량이 많은 경우 병렬로 배열하는 것일 수 있다. 배기가스의 유량이 흡수탑이 포집할 수 있는 양을 초과하는 경우 흡수탑을 병렬로 하여 포집 가능한 이산화탄소의 양을 늘릴 수 있다.
상기 배가스 배출원(520)은 보일러(310), 배연탈질설비(320), 집진설비(330)를 통과하여 집진설비(330)로부터 유입된 배가스인 이산화탄소와 황산화물을 활용할 수 있고, 예를 들어, 발전소 배기가스 후단 또는 엔진 배기가스 후단일 수 있다.
상기 믹서(530)는 염기성 알칼리 용액 저장조(531)에서 공급된 염기성 알칼리 용액과 급수원(532)에서 공급된 물을 혼합하여, 상기 흡수탑(510)의 노즐로 공급한다.
상기 염기성 알칼리 용액과 물이 혼합된 염기성 알칼리 혼합액은 공급량 또는 필요량이 많아질 경우 별도로 연결된 바이패스(by-pass)(536) 라인을 이용하여 공급할 수 있다.
상기 염기성 알칼리 용액과 물은 1:1 내지 1:5의 비율로 혼합하는 것일 수 있다. 예를 들어, 상기 염기성 알칼리 용액과 물은 1:1 내지 1:4, 1:1 내지 1:3, 1:1 내지 1:2, 1:2 내지 1:5, 1:2 내지 1:3 또는 1:3 내지 1:5의 비율로 혼합하는 것일 수 있다.
상기 염기성 알칼리 용액과 물은 염기성 알칼리 용액의 혼합비가 증가할수록 이산화탄소 포집률이 증가할 수 있으나, 비용적인 측면을 고려하여 물의 혼합비를 조절할 수 있다.
상기 염기성 알칼리 혼합액은, SiO2, Al2O3, Fe2O3, TiO2, MgO, MnO, CaO, Na2O, K2O 및 P2O3로 이루어진 군으로부터 선택된 1종 이상의 산화물; Li, Cr, Co, Ni, Cu, Zn, Ga, Sr, Cd 및 Pb로 이루어진 군으로부터 선택된 1종 이상의 금속; 및, 사붕산나트륨(Na2B4O7·10H2O), 수산화나트륨(NaOH), 규산나트륨(Na2SiO3), 수산화칼륨(KOH) 및 과산화수소(H2O2)로 이루어진 군으로부터 선택된 1 종 이상의 액상 조성물;을 포함하는 것을 특징으로 한다.
상기 급수원(532)은 시스템 설치 장소에서 용이하게 구할 수 있는 모든 용수를 포함할 수 있고, 예를 들어, 해수일 수 있다.
상기 염기성 알칼리 혼합액의 평균 pH는 pH12 이상인 것일 수 있다. 예를 들어, 상기 pH는 pH12 내지 pH13.5, pH13, pH12, pH12,1, pH12,2 또는 pH12.3일 수 있다. 상기 염기성 알칼리 혼합액의 pH는 상기 흡수탑(510) 내의 pH meter로 측정될 수 있으며, 상기 흡수탑(510) 내의 염기성 알칼리 혼합액의 pH가 10.5 미만이 되면 더 이상 이산화탄소 포집을 하지 못하기 때문에, 상기 염기성 알칼리 혼합액의 pH를 맞추기 위해, 상기 염기성 알칼리 용액과 물의 양은 각각의 밸브(532, 533)에서 0 내지 100%까지 조절하여 믹서(530)로 공급될 수 있다.
상기 흡수탑(510) 내의 염기성 알칼리 혼합액의 수위가 90% 미만(level indicator로 측정)으로 낮아지면 상기 믹서(530)에서 밸브(535)를 통해 조절되어 염기성 알칼리 혼합액이 투입되고 염기성 알칼리 혼합액의 수위가 100%가 될 경우 투입이 중단될 수 있다. 그와 동시에 염기성 알칼리 혼합액의 pH가 12 내지 13.5가 될 때까지 염기성 알칼리 용액과 물을 혼합하는 것일 수 있다.
상기 흡수탑(510)으로 공급되는 염기성 알칼리 혼합액의 양과 상기 분리기(540)에서 나가는 용액의 양이 동일해서 지속적으로 이산화탄소 포집설비를 유지할 수 있기 때문에, 상기 흡수탑(510)에서 분리기(540)로 가는 라인에 설치된 flow meter 값과 동일한 양의 염기성 알칼리 혼합액이 흡수탑(510)에 공급되도록 밸브(535)(필요시 by-pass 밸브 포함)를 조절하여 net flow를 0로 만드는 것일 수 있다.
상기 흡수탑(510)에서 포집된 이산화탄소를 포함하는 반응물은 분리기(540)로 이동하여, 상기 반응물에서 이산화탄소 반응물과 폐용액을 분리한다. 상기 이산화탄소 반응물은 액체 상태일 수 있고, 상기 폐용액은 겔(gel) 상태일 수 있다. 예를 들어, 상기 분리기(540)는 원심분리법을 이용하여 액체인 이산화탄소 반응물과 겔인 폐용액을 분리할 수 있다.
여기서, 상기 반응물에서 이산화탄소 반응물을 제외한 폐용액은 폐수 처리조(541)로 이동되어 폐기된다. 예를 들어, 상기 폐용액은 촉매 역할을 끝낸 염기성 알칼리 혼합액(일라이트 광물, 물 등)을 포함할 수 있다.
상기 이산화탄소 반응물은 탄산나트륨(Na2CO3) 또는 탄산수소나트륨(NaHCO3)을 포함하는 것일 수 있다.
상기 이산화탄소 반응물은 하기 <반응식 2>에서와 같이, 염기성 알칼리 혼합물과 이산화탄소가 반응하여 생성될 수 있다.
<반응식 2>
2NaOH + CO2 → Na2CO3 + H2O
Na2CO3 + H2O + CO2 → 2NaHCO3
상기 분리기(540)에서 분리된 이산화탄소 반응물을 상기 흡수탑(510)으로 보내 이산화탄소 포집 후 남은 잔여 배가스 중 황산화물을 포집한다. 이때, 상기 이산화탄소 반응물은 황산화물을 제거하기 위한 탈황촉매로 재활용될 수 있다. 이에 따라, 하나의 이산화탄소 포집설비(340)를 이용하여 이산화탄소 및 황산화물 포집이 가능하다.
상기 이산화탄소 반응물과 잔여 배가스 중 황산화물은 하기 <반응식 3>에 나타낸 바와 같이 반응하여 포집될 수 있다.
<반응식 3>
2NaHCO3 + SO2 + 1/2 O2 → Na2SO4 + 2CO2 + H2O
Na2CO3 + SO2 + 1/2 O2 → Na2SO4 + 2CO2
상기 흡수탑(510)에서 황산화물의 포집이 끝난 후, 흡수탑(510)에 존재하는 포집된 황산화물을 포함하는 용액, 이산화탄소 반응물, 및 이산화탄소와 황산화물이 제거된 잔여 배가스가 배출부(550)를 통해 외부로 배출될 수 있다. 구체적으로, 상기 배출부(550)로 배출되는 물질은 이산화탄소와 황산화물이 제거된 잔여 배가스(N2, O2 등) 및 이산화탄소 반응물과 황산화물이 반응하여 황산화물이 제거되면서 형성되는 황산나트륨(Na2SO4)를 배출하는 것일 수 있고, 상기 황산나트륨은 입자 크기가 매우 작은 고체 상태로 잔여 배가스 내에 부유하다가 잔여 배가스와 함께 배출될 수 있다.
이때, 상기 잔여 배가스는 배출 시 이산화탄소의 농도가 규제 기준치를 초과할 수 없으므로, 상기 잔여 배가스가 배출될 대기 속 이산화탄소의 농도를 기준으로 하여(관리자가 미리 대기의 이산화탄소 농도의 측정 후 설정한 기준) 기준을 초과하지 않는 잔여 배가스를 배출할 수 있다.
예를 들어, 상기 포집된 황산화물을 포함하는 용액은 황산나트륨(Na2SO4)일 수 있고, 이산화탄소 반응물은 탄산나트륨(Na2CO3) 또는 탄산수소나트륨(NaHCO3)일 수 있다.
상기 이산화탄소 포집설비(340)는, 상기 흡수탑(510) 내의 염기성 알칼리 혼합액의 수위 및 pH를 모니터링하는 모니터링부(560); 및 상기 모니터링부(560)에 의해 염기성 알칼리 혼합액의 공급량을 조절하는 제어부(561);를 더 포함할 수 있다.
상기 이산화탄소 포집설비(340)의 모든 과정에서 측정되는 gas meter, pH meter, flow meter의 값을 모니터링부(560)에서 관리하며, 모니터링부(460)에서 나타내는 값을 기반으로 제어부(561)를 조절한다. 상기 제어부(561)에서 입력되는 값에 대하여 밸브들(514, 533, 534, 535)이 퍼센테이지로 조절될 수 있다.
본 발명에 따른 제2 실시예에 따른 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템(300)은 석탄화력발전소에서 배출되는 배기가스 중 이산화탄소를 포집함으로써 이산화탄소를 저감시킬 수 있고, 상기 포집된 이산화탄소를 이용하여 탄산나트륨 또는 탄산수소나트륨을 제조할 수 있다. 또한, 상기 포집된 이산화탄소로부터 제조된 탄산나트륨 또는 탄산수소나트륨을 활용하여 석탄화력발전소에서 배출되는 배기가스 중 황산화물을 포집하는 탈황제로 이용함으로써, 하나의 이산화탄소 포집설비(340)를 통해 이산화탄소 및 황산화물을 동시에 포집할 수 있다.
따라서, 기존의 배연탈황설비를 개조하거나 추가적인 배연탈황 설비를 도입하지 않고, 종래 기술 대비 간단한 시스템 구성으로 석탄화력발전소에서 배출된 이산화탄소를 효율적으로 저감하면서 동시에 저렴한 비용으로 황산화물도 저감시키킬 수 있다.
도 6은 본 발명의 실시예에 따른 이산화탄소 포집설비의 이산화탄소 및 황산화물 포집 성능을 향상시키기 위한 흡수탑의 내부 구성를 개략적으로 도시한 도면이다.
도 6을 참조하면, 본 발명의 실시예에 따른 흡수탑의 내부 구성은, 흡수탑(600) 내에서 믹서로부터 하부에서 상부로 우산 모양(C)의 염기성 알칼리 혼합액을 분출하는 배관(602)에 구비된 다수의 노즐(604), 우산 모양(C) 으로 분출된 염기성 알칼리 혼합액이 하부로 향해 낙하할 때 공극(606)에 닿아 미세하게 액적을 형성하는 미세액적부재(607), 및 상기 흡수탑 내에 배가스가 균일한 속도분포로 유입되도록 슬릿(Slit) 또는 구멍(Hole)이 다수 형성된 배플(608)을 더 포함할 수 있다.
구체적으로, 상기 우산 모양(C)으로 분출하도록 하는 다수의 노즐(604)을 통해 흡수탑(600) 내의 상부에서 하부로 떨어지는 염기성 알칼리 혼합액이 미세액적부재(607)의 공극에 닿아 액적으로 형성되면서 슬릿(Slit) 또는 구멍(Hole)이 다수 형성된 배플(608)을 통과하면서 미세 입자로 형성된 배가스와 접촉함에 따라 이산화탄소 포집설비의 이산화탄소 및 황산화물 포집 성능을 향상시킬 수 있다.
이상 첨부된 도면을 참조하여 본 발명의 실시 예를 설명하였지만, 본 발명이 속하는 기술분야의 통상의 지식을 가진 자는 본 발명이 그 기술적 사상이나 필수적인 특징을 변경하지 않고서 다른 구체적인 형태로 실시될 수 있다는 것을 이해할 수 있을 것이다. 그러므로 이상에서 기술한 실시 예들은 모든 면에서 예시적인 것이며 한정적이 아닌 것으로 이해해야만 한다. 본 명세서의 범위는 상기 상세한 설명보다는 후술하는 특허청구의 범위에 의하여 나타내어지며, 특허청구의 범위의 의미 및 범위 그리고 그 균등 개념으로부터 도출되는 모든 변경 또는 변형된 형태가 본 명세서의 범위에 포함되는 것으로 해석되어야 한다.
한편, 본 명세서와 도면에는 본 명세서의 바람직한 실시 예에 대하여 개시하였으며, 비록 특정 용어들이 사용되었으나, 이는 단지 본 명세서의 기술 내용을 쉽게 설명하고 발명의 이해를 돕기 위한 일반적인 의미에서 사용된 것이지, 본 명세서의 범위를 한정하고자 하는 것은 아니다. 여기에 개시된 실시 예 외에도 본 명세서의 기술적 사상에 바탕을 둔 다른 변형 예들이 실시 가능하다는 것은 본 발명이 속하는 기술 분야에서 통상의 지식을 가진 자에게 자명한 것이다.
본 발명은 필요에 따라 이산화탄소 포집·탄소자원화 기능, 이산화탄소 및 황산화물 포집 기능을 종래의 석탄화력발전용 배기가스 처리 시스템에 쉽게 적용 가능함으로써, 석탄화력발전소에서 발생하는 배기가스 중 지구 온난화에 영향을 미치는 대표적인 유해 물질인 이산화탄소 및 황산화물을 줄이기 위한 시스템을 제공할 수 있다.
구체적으로, 본 발명에 따른 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템에서는, 종래의 석탄화력발전용 배기가스 처리 시스템의 공정 운전 효율 및 경제성이 떨어지는 문제점을 해소하면서 이산화탄소 포집 설비를 통해 포집된 이산화탄소를 이용하여 탄산나트륨 또는 탄산수소나트륨을 제조하거나, 또는 포집된 이산화탄소로부터 제조된 탄산나트륨 또는 탄산수소나트륨을 활용하여 석탄화력발전소에서 배출되는 배가스 중 황산화물을 포집하는 탈황제로 이용하여 이산화탄소 및 황산화물을 동시에 포집할 수 있다.
이는 온실가스 물질의 주 배출원이라고 인식되는 석탄화력발전소들을 상대로 이산화탄소 포집 설비의 시판 또는 영업의 가능성이 충분할 뿐만 아니라 현실적으로 명백하게 실시할 수 있는 정도이므로 산업상 이용가능성이 있다.

Claims (22)

  1. 석유 또는 석탄을 연소시키는 연소설비에서 배출되는 배가스를 배연탈질설비, 집진설비 및 배연탈황설비에 순차적으로 통과시켜 상기 배기가스에 포함된 오염물질을 제거한 후 이산화탄소 포집설비에 배가스를 공급하는 석탄화력발전용 배기가스 처리 시스템에 있어서,
    상기 이산화탄소 포집설비는,
    염기성 알칼리 혼합액을 공급하는 믹서;
    상기 믹서로부터 공급된 염기성 알칼리 혼합액과 하부에 설치된 버블러를 통과하여 미세 방울이 형성된 배가스를 반응시켜 상기 배가스 중 이산화탄소를 포집하는 흡수탑;
    상기 흡수탑에서 포집된 이산화탄소를 포함하는 반응물을 수집하고, 상기 반응물에서 이산화탄소 반응물과 폐용액을 분리하는 분리기;
    상기 분리된 이산화탄소 반응물을 자원화하기 위해 저장하는 탄소자원 저장소; 및
    상기 흡수탑에서 포집된 이산화탄소가 제거된 잔여 배가스를 배출하는 배출부;를 포함하는 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템.
  2. 제1항에 있어서,
    상기 믹서는 염기성 알칼리 용액 저장조에서 공급된 염기성 알칼리 용액과 급수원에서 공급된 물을 혼합시켜 염기성 알칼리 혼합액을 생성하는 것을 특징으로 하는 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템.
  3. 제2항에 있어서,
    상기 염기성 알칼리 용액과 물은 1:1 내지 1:5의 비율로 혼합되는 것을 특징으로 하는 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템.
  4. 제1항에 있어서,
    상기 염기성 알칼리 혼합액의 평균 pH는 pH12 내지 pH13.5인 것을 특징으로 하는 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템.
  5. 제1항에 있어서,
    상기 염기성 알칼리 혼합액은,
    SiO2, Al2O3, Fe2O3, TiO2, MgO, MnO, CaO, Na2O, K2O 및 P2O3로 이루어진 군으로부터 선택된 1종 이상의 산화물;
    Li, Cr, Co, Ni, Cu, Zn, Ga, Sr, Cd 및 Pb로 이루어진 군으로부터 선택된 1종 이상의 금속; 및,
    사붕산나트륨(Na2B4O7·10H2O), 수산화나트륨(NaOH), 규산나트륨(Na2SiO3), 수산화칼륨(KOH) 및 과산화수소(H2O2)로 이루어진 군으로부터 선택된 1 종 이상의 액상 조성물;을 포함하는 것을 특징으로 하는 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템.
  6. 제1항에 있어서,
    상기 흡수탑 내의 염기성 알칼리 혼합액의 수위가 90% 미만으로 낮아지면 상기 믹서에서 밸브를 통해 조절되어 염기성 알칼리 혼합액이 투입되고 상기 염기성 알칼리 혼합액의 수위가 100%가 될 경우 투입이 중단되고, 그와 동시에 염기성 알칼리 혼합액의 pH가 12 내지 13.5가 될 때까지 염기성 알칼리 용액과 물을 혼합하는 것을 특징으로 하는 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템.
  7. 제1항에 있어서,
    상기 버블러는 상기 배가스를 이용하여 배가스 마이크로버블을 형성하는 것을 특징으로 하는 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템.
  8. 제1항에 있어서,
    상기 흡수탑은,
    상기 흡수탑 내에서 상기 믹서로부터 하부에서 상부로 우산 모양의 염기성 알칼리 혼합액을 분출하는 다수의 노즐;
    상기 우산 모양으로 분출된 염기성 알칼리 혼합액이 하부로 향해 낙하할 때 공극에 닿아 미세하게 액적을 형성하는 미세액적부재; 및
    상기 흡수탑 내에 상기 배가스가 균일한 속도분포로 유입되도록 슬릿(Slit) 또는 구멍(Hole)이 다수 형성된 배플;
    을 포함하는 것을 특징으로 하는 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템.
  9. 제1항에 있어서,
    상기 이산화탄소 반응물은 탄산나트륨(Na2CO3) 또는 탄산수소나트륨(NaHCO3)을 포함하는 것을 특징으로 하는 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템.
  10. 제1항에 있어서,
    상기 분리기는,
    상기 반응물에서 탄산나트륨(Na2CO3) 또는 탄산수소나트륨(NaHCO3)을 포함하는 이산화탄소 반응물과, 폐용액을 분리하는 원심분리기; 및
    상기 이산화탄소 반응물 중에서 탄산수소나트륨만을 외부로 배출시키기 위한 배출관의 내측 둘레에 대응되게 형성되고, 표면에 상기 탄산수소나트륨의 투과를 허용하는 크기로 미세 구멍이 형성된 진동분리막;을 포함하는 것을 특징으로 하는 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템.
  11. 제1항에 있어서,
    상기 이산화탄소 포집설비는,
    상기 흡수탑 내의 염기성 알칼리 혼합액의 수위 및 pH를 모니터링하는 모니터링부; 및
    상기 모니터링부에 의해 염기성 알칼리 혼합액의 공급량을 조절하는 제어부;를 더 포함하는 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템.
  12. 석유 또는 석탄을 연소시키는 연소설비에서 배출되는 배가스를 배연탈질설비, 집진설비 및 배연탈황설비에 순차적으로 통과시켜 상기 배기가스에 포함된 오염물질을 제거한 후 이산화탄소 포집설비에 배가스를 공급하는 석탄화력발전용 배기가스 처리 시스템에 있어서,
    상기 이산화탄소 포집설비는,
    염기성 알칼리 혼합액을 공급하는 믹서;
    상기 믹서로부터 공급된 염기성 알칼리 혼합액과 하부에 설치된 버블러를 통과하여 미세 방울이 형성된 배가스를 반응시켜 상기 배가스 중 이산화탄소를 포집하는 흡수탑;
    상기 흡수탑에서 포집된 이산화탄소를 포함하는 반응물을 수집하고, 상기 반응물에서 이산화탄소 반응물과 폐용액을 분리하는 분리기; 및
    상기 분리기에서 이산화탄소 반응물을 상기 흡수탑으로 보내 상기 배가스 중 황산화물을 포집하고, 포집된 황산화물, 이산화탄소 반응물, 및 잔여 배가스를 배출하는 배출부;를 포함하는 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템.
  13. 제12항에 있어서,
    상기 믹서는 염기성 알칼리 용액 저장조에서 공급된 염기성 알칼리 용액과 급수원에서 공급된 물을 혼합시켜 염기성 알칼리 혼합액을 생성하는 것을 특징으로 하는 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템.
  14. 제13항에 있어서,
    상기 염기성 알칼리 용액과 물은 1:1 내지 1:5의 비율로 혼합되는 것을 특징으로 하는 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템.
  15. 제12항에 있어서,
    상기 염기성 알칼리 혼합액의 평균 pH는 pH12 내지 pH13.5인 것을 특징으로 하는 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템.
  16. 제12항에 있어서,
    상기 염기성 알칼리 혼합액은,
    SiO2, Al2O3, Fe2O3, TiO2, MgO, MnO, CaO, Na2O, K2O 및 P2O3로 이루어진 군으로부터 선택된 1종 이상의 산화물;
    Li, Cr, Co, Ni, Cu, Zn, Ga, Sr, Cd 및 Pb로 이루어진 군으로부터 선택된 1종 이상의 금속; 및,
    사붕산나트륨(Na2B4O7·10H2O), 수산화나트륨(NaOH), 규산나트륨(Na2SiO3), 수산화칼륨(KOH) 및 과산화수소(H2O2)로 이루어진 군으로부터 선택된 1 종 이상의 액상 조성물;을 포함하는 것을 특징으로 하는 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템.
  17. 제12항에 있어서,
    상기 흡수탑 내의 염기성 알칼리 혼합액의 수위가 90% 미만으로 낮아지면 상기 믹서에서 밸브를 통해 조절되어 염기성 알칼리 혼합액이 투입되고 상기 염기성 알칼리 혼합액의 수위가 100%가 될 경우 투입이 중단되고, 그와 동시에 염기성 알칼리 혼합액의 pH가 12 내지 13.5가 될 때까지 염기성 알칼리 용액과 물을 혼합하는 것을 특징으로 하는 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템.
  18. 제12항에 있어서,
    상기 버블러는 상기 배가스를 이용하여 배가스 마이크로버블을 형성하는 것을 특징으로 하는 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템.
  19. 제12항에 있어서,
    상기 흡수탑은,
    상기 흡수탑 내에서 상기 믹서로부터 하부에서 상부로 우산 모양의 염기성 알칼리 혼합액을 분출하는 다수의 노즐;
    상기 우산 모양으로 분출된 염기성 알칼리 혼합액이 하부로 향해 낙하할 때 공극에 닿아 미세하게 액적을 형성하는 미세액적부재; 및
    상기 흡수탑 내에 상기 배가스가 균일한 속도분포로 유입되도록 슬릿(Slit) 또는 구멍(Hole)이 다수 형성된 배플;
    을 포함하는 것을 특징으로 하는 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템.
  20. 제12항에 있어서,
    상기 이산화탄소 반응물은 탄산나트륨(Na2CO3) 또는 탄산수소나트륨(NaHCO3)을 포함하는 것을 특징으로 하는 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템.
  21. 제12항에 있어서,
    상기 분리기는,
    상기 반응물에서 탄산나트륨(Na2CO3) 또는 탄산수소나트륨(NaHCO3)을 포함하는 이산화탄소 반응물과, 폐용액을 분리하는 원심분리기; 및
    상기 이산화탄소 반응물 중에서 탄산수소나트륨만을 외부로 배출시키기 위한 배출관의 내측 둘레에 대응되게 형성되고, 표면에 상기 탄산수소나트륨의 투과를 허용하는 크기로 미세 구멍이 형성된 진동분리막;을 포함하는 것을 특징으로 하는 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템.
  22. 제12항에 있어서,
    상기 이산화탄소 포집설비는,
    상기 흡수탑 내의 염기성 알칼리 혼합액의 수위 및 pH를 모니터링하는 모니터링부; 및
    상기 모니터링부에 의해 염기성 알칼리 혼합액의 공급량을 조절하는 제어부;를 더 포함하는 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템.
PCT/KR2022/008641 2022-01-21 2022-06-17 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템 WO2023140441A1 (ko)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR10-2022-0009434 2022-01-21
KR1020220009434A KR20230113030A (ko) 2022-01-21 2022-01-21 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2023140441A1 true WO2023140441A1 (ko) 2023-07-27

Family

ID=87348850

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/KR2022/008641 WO2023140441A1 (ko) 2022-01-21 2022-06-17 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템

Country Status (2)

Country Link
KR (1) KR20230113030A (ko)
WO (1) WO2023140441A1 (ko)

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH07318036A (ja) * 1994-05-26 1995-12-08 Hitachi Ltd 廃ガス浄化方法
KR100935997B1 (ko) * 2009-05-18 2010-01-08 이정무 균일한 기포발생을 위한 산기장치
KR20120087441A (ko) * 2011-01-28 2012-08-07 한국에너지기술연구원 이산화탄소 포집공정용 연소배가스 처리장치 및 처리방법
KR101219789B1 (ko) * 2012-10-05 2013-01-09 (주)대우건설 다단 수직형 연속 이산화탄소 제거 장치 및 방법
KR101773813B1 (ko) * 2017-03-29 2017-09-01 한국지질자원연구원 이산화탄소를 이용한 탄산염의 선택적 제조방법

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR101110661B1 (ko) 2009-06-30 2012-03-13 한국전력공사 발전설비용 산성가스 분리 시스템

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH07318036A (ja) * 1994-05-26 1995-12-08 Hitachi Ltd 廃ガス浄化方法
KR100935997B1 (ko) * 2009-05-18 2010-01-08 이정무 균일한 기포발생을 위한 산기장치
KR20120087441A (ko) * 2011-01-28 2012-08-07 한국에너지기술연구원 이산화탄소 포집공정용 연소배가스 처리장치 및 처리방법
KR101219789B1 (ko) * 2012-10-05 2013-01-09 (주)대우건설 다단 수직형 연속 이산화탄소 제거 장치 및 방법
KR101773813B1 (ko) * 2017-03-29 2017-09-01 한국지질자원연구원 이산화탄소를 이용한 탄산염의 선택적 제조방법

Also Published As

Publication number Publication date
KR20230113030A (ko) 2023-07-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2022255591A1 (ko) 육상용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템
US7846406B2 (en) Scrubber for removing pollutants from flue gas
US20100258006A1 (en) Method of Reducing an Amount of Mercury in a Flue Gas
KR101800517B1 (ko) 배가스에 대한 유해물질 습식제거장치 및 습식제거방법
JP3937356B1 (ja) 排ガス処理方法および設備
WO2023140441A1 (ko) 석탄화력발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템
US6214308B1 (en) Process for removal of nitric oxides and sulfur oxides from flue gases
EP0933516B1 (en) Gasification power generation process and equipment
KR102059188B1 (ko) 습식배연 탈황장치 및 습식배연 탈황방법
WO2013125792A1 (ko) 과불화화합물의 분리 및 재활용시스템
WO2023210873A1 (ko) 석탄가스화 복합발전용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템
FI76931B (fi) Foerfarande foer rening av roekgaser.
WO2023140439A1 (ko) 제철소용 이산화탄소 포집 및 탄소자원화 시스템
CN1154263A (zh) 烟气循环流化法脱硫工艺方法及装置
WO2022255590A1 (ko) 선박용 이산화탄소 및 황산화물 포집, 및 탄소자원화 시스템
WO2023210875A1 (ko) 해수 및 배가스를 이용한 선박용 이산화탄소 포집 및 탄소자원화 시스템
WO2023140438A1 (ko) 선박용 이산화탄소 포집 및 탄소자원화 시스템 및 그 방법
WO2022092427A1 (ko) 선박의 온실가스 배출 저감장치 및 동 장치 구비한 선박
EP3858468A1 (en) Process and absorption unit for removal of co2 from vehicle exhaust gas
WO2023140440A1 (ko) 시멘트 제조 설비용 이산화탄소 포집 및 탄소자원화 시스템
WO2018080235A1 (ko) 배기가스 배출장치
WO2023146037A1 (ko) 이산화탄소 포집 반응물 저장 시스템
CN205570063U (zh) 一种湿式氧化镁法烟气脱硫装置
WO2023043005A1 (ko) 이산화탄소 포집 변환 촉매
CN215428164U (zh) 一种超低排放干法脱硫装置

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 22922300

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1