排気ガスからのＣＯ２の捕獲方法
【課題】熱効率の増大、並びに１ｋＷ設置容量当たりの投入経費及び作動経費の低減を必ず伴うような、主ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスからの排気ガス中のＣＯ2の捕獲及び回収のための改良型方法に到達すること。
【解決手段】本発明は、ガスタービンベースの主電力及び熱発生プロセスからの排気ガスからＣＯ2を捕獲する方法に関する。主電力及び熱発生プロセスは、二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスに直列に接続されており、二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセス並びにＣＯ2分離プロセスは、主電力プロセス排気ガスダクトを介して主電力及び熱発生プロセスと接続されるだけである。
【解決手段】本発明は、ガスタービンベースの主電力及び熱発生プロセスからの排気ガスからＣＯ2を捕獲する方法に関する。主電力及び熱発生プロセスは、二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスに直列に接続されており、二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセス並びにＣＯ2分離プロセスは、主電力プロセス排気ガスダクトを介して主電力及び熱発生プロセスと接続されるだけである。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、その場所で便利であるような、ＣＯ2の貯留のための化学的吸収及び脱着によるガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスからの排気ガスからのＣＯ2の除去及び回収方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
温室効果を伴うガスとしてのＣＯ2の環境的局面のため、及びいくつかの国家政府機関によるＣＯ2の放出に掛かる税金のために、低減されたエネルギー消費及び投入経費を含めた方法で、電力及び熱発生プロセスから大気へのＣＯ2の放出を低減する可能性が広範に考察されている。
【０００３】
炭素含有燃料を用い、また酸素供給源が空気である慣用的ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスは、ガスタービンの燃料及び作動条件によって、燃焼生成物（本明細書中では以後、排気ガスと呼ばれる）中に３〜５％の範囲の二酸化炭素濃度を有する。従って、大気への二酸化炭素の放出の低減は、排気ガスから二酸化炭素を分離することを必要とする。全排気ガスを圧縮及び貯留するのは、非常に費用がかかるであろう。例えば地層中に貯留させるための回収ＣＯ2の圧縮は、任意の回収方法に当然含まれるものの一部である。
【０００４】
排気ガス中の二酸化炭素の濃度又は分圧は、例えば石炭ガス化複合発電（ＩＧＣＣ）プラント中でChiesa等（International Gas Turbine & Aeroengine Congress & Exhibition Stockholm, Sweden - June 2-5, 1998に提示された論文）により示唆されているか、或いはRonning等（ノルウェー特許第１８０５２０号）により記載されているように、排気ガスを再循環することにより高レベルに引き上げられ得る。
【０００５】
いくつかの分離プロセスにより、例えば化学的活性吸収プロセス、物理吸収プロセス、分子篩による吸着、膜分離及び極低温技術により、ＣＯ2は排気ガスから除去され得る。
【０００６】
現在、アルカノールアミンによる化学的吸収は、ほぼ大気圧で排気ガスからＣＯ2を分離するための最も実用的且つ経済的方法であると考えられている。実際、低ＣＯ2分圧でさえ、ＣＯ2に対するその高親和性のため、ＭＥＡ（モノエタノールアミン）は他をしのぐ吸収媒体である。しかしながら、新規で更に効率的な吸収媒体が主張されている（”Development and Application of Flue Gas Carbon Dioxide Recovery Technology” T. Mimura et al. 2000, GHGT-5 Cairn, Australia, 13-16 August, 2000に提示された論文）。
【０００７】
排気ガスからＣＯ2を吸収するためのＭＥＡの適用は、Pauley等による文献（Proceedings of the Gas Conditioning Conference, Norman, Ok, March 5-7, 1984, paper H；an abbreviated version in Oil & Gas J., May 14, 1984, pp 87-92）中に記載されている。添加剤を伴うＭＥＡを基礎にしたＣＯ2除去系を彼等は記載している。しかしながら、腐食問題、ＭＥＡの分解及び化学物質の大量消費についての記載もある。記載された方法では、排気ガス圧は本質的には大気圧であり、一般的には吸収装置への供給流中に８．５％のＣＯ2を含有する。これは、慣用的ガスタービンプロセスからの排気ガス中で見出されるよりも高いＣＯ2分圧を表わすであろう。
【０００８】
ＭＥＡ以外の他のアミン、特に第三級アミン、例えばＭＤＥＡ（メチルジエタノールアミン）の使用は、分解し難い傾向があり、またその蒸気圧はＭＥＡより低く、ガス流残留を伴うアミン蒸気の損失をより低下させることが更に知られている（例えばFang-Yuan Jou他、Can. J. Chem. Eng, 1993, vol 71, April, 264-268参照）。腐食問題も、ＭＥＡが用いられるより低い。しかしながら、ガスタービン排気ガスを処理するための第三級アミンの使用は、ＭＥＡと比較してＣＯ2に対するこれらのアミンの低親和性のため、今日では非経済的である。それゆえ、排気ガスからのＣＯ2除去は、ＭＥＡのようなより反応性のあるアミン中での吸収により実行される。ＣＯ2の分圧の増大はＭＤＥＡ溶液中のＣＯ2の可能な付加（ＣＯ2１ｍｏｌ／アミン１ｍｏｌ）を増大させるため、ＭＤＥＡの適用は、ＣＯ2の分圧を増大するために排気ガスが高圧に圧縮されることを必要とする。
【０００９】
排気ガスの圧縮のための改良型プロセスは、欧州特許第１１５９０５６号から既知である。当該特許は、化学的吸収及び脱着のそれぞれによる電力及び／又は熱発生プロセス（主電源プロセス）からの排気ガスからのＣＯ2の除去及び回収方法を記載している。一次ガスタービンからの排気ガスは冷却され、二次電源プラント中の圧縮機で高圧に再圧縮された後、高圧で化学的吸収プロセスに入る。吸収装置から放出されるＣＯ2除去排気ガスは、再加熱され、そして上記二次電源プラント中の膨張機で更に膨張される。
【００１０】
更に、国際公開出願第０４／０２６４４５号は、一次ガスタービンサイクルからの排気ガスがＣＯ2の吸収前に圧縮される方法を記載している。圧縮が、好ましくは中間冷却を伴ういくつかのステップで実施された後、酸素含有排気ガスが冷却されて、ＣＯ2吸収プロセスに供給される。
【００１１】
上記の刊行物に記載される異なるプロセスは、ＣＯ2吸収／脱着プラント、そして結局は二次電源プラントも主電源プラントに接続される場合、蒸気サイクルにおける有意の変化を包含する。ＣＯ2吸収及び脱着プロセスは、蒸気サイクルから抽出される有意量の蒸気を消費する。これは、二次電源プロセスが既存の主電源プロセスに接続される場合、蒸気タービンの利用低減及び発電低減を意味する。付加的蒸気が補助蒸気発生器で発生されて、低圧蒸気タービンへの蒸気の損失を埋め合わせ得るが、しかしこれは効率的で且つ費用効果的な選択肢とは言い難い。
【００１２】
国際公開第０４／０２６４４５号で示唆された二段階電源プラント概念は、冷却したＣＯ2除去排気ガスの一部が一次電源プラント中の排気ガスと熱交換されるため、一次電源プラントにおける蒸気生成ひいては発電を低下させる。一次電源サイクルからの排気ガスの限定温度（普通は６００℃より低い）のため、二次電源プラント中のガスタービン膨張機に入るガスは、上記二次電源サイクルにおける燃焼室中の温度より有意に低い温度を有する。ＣＯ2除去排気ガスへの水の示唆される付加は、二次電源サイクル中のタービンへの流入温度をも低減し得る。これは、全プロセスの効率を低減し、そして全電力生産を低減する。
【００１３】
上記のように、排気ガス中の二酸化炭素の濃度は、例えば石炭ガス化複合発電（ＩＧＣＣ）プラント中でChiesa等（International Gas Turbine & Aeroengine Congress & Exhibition Stockholm, Sweden - June 2-5, 1998に提示された論文）により示唆されているか、或いはRonning等（ノルウェー特許第１８０５２０号）により記載されているように、排気ガスを再循環することにより高レベルに引き上げられ得る。これも、排気ガスの５０％までの再生利用のため、発電プロセスにおける有意の変化を意味する。欧州特許第１１５９０５６号及び国際公開第０４／０２６４４５号に記載されているような代替の解決法も、直列に接続された２つの発電プロセス間の有意の統合のため、発電プロセスの有意の変化を意味する。排気ガスがタービン膨張機中で減圧される前の高圧でのＣＯ2の示唆される吸収（例えば国際公開第０４／０２６４４５号に記載されているような）は、圧縮機とタービン膨張機との間の圧力低下を有意に増大し、従って二次電力及び熱発生プロセスの熱効率を低減する。
【００１４】
欧州特許第１１５９０５６号に開示されているように、二次電源プロセスプラント中で発生される高圧ＣＯ2除去排気ガスは、主電源プロセスプラント又は一次電源プロセスプラント中に置かれた高温燃焼加熱機中で再加熱され、二次電源プロセスプラントに更に戻されて、ここで、加熱ガスはタービンに進入する。電源プロセスプラントの熱効率を増大するため、高タービン流入温度は有益である。これは、ブレイトン・サイクルの原理に従って、すべてのガスタービンサイクルに当てはまる。一次電源プロセスプラント又は主電源プロセスプラント中のＣＯ2除去排気ガスの再加熱は、ガスタービンを通る空気流を増大することなく燃料消費を増大し、従って一次電源プロセスプラント又は主電源プロセスプラントからの排気ガス中のＣＯ2の濃度を増大する。ＣＯ2の濃度は、二次電源プロセスプラント中で更に増大されない。
【００１５】
欧州特許第１１５９０５６号に記載される上記の方法の適用は、主電力及び熱発生プロセス又は一次電力及び熱発生プロセスが変更されて、それが二次電源プロセスと無関係に作動することができないということを必要とする。したがって一次電源プロセス又は主電源プロセスの機械的変更を回避するために、代わりに二次電源プロセス中のＣＯ2の濃度を増大することが有益である。
【００１６】
更に、特許１１５９０５６に記載されているように、排気ガスが高圧に圧縮される場合、ＭＥＡ以外の他のアミン、即ち第三級アミン、例えばＭＤＥＡ（メチルジエタノールアミン）が用いられ得る。ＭＤＥＡは、脱着プロセスにおいて必要なエネルギーがＭＥＡより少ない。しかしながら、慣用的ＭＥＡ溶液、例えば米国特許第５６０３９０８号に開示されるようなヒンダードアミン水溶液より効率的な吸収媒質が用いられる場合、ほぼ大気圧で捕獲されるＣＯ2のエネルギー消費と高圧で捕獲されるＣＯ2のエネルギー消費との間の差は低減される。従って、より効率的な二次電源プロセスプラントが開発され得る場合、ほぼ周囲圧でのＣＯ2の吸収はより魅力的になる。ＣＯ2が高圧で吸着される場合、ＣＯ2分離プロセスは、例えば燃焼室と膨張タービンとの間に設置されなければならない。これは、圧力降下増大のため、損失を引き起こす。ＣＯ2除去排気ガスをガス／ガス熱交換機中の燃焼室を出るＣＯ2リッチ排気ガスとともに再加熱すると、ＣＯ2除去排気ガスの温度を、燃焼室を出るＣＯ2リッチ排気ガスの温度近くに増大し得る。しかしながら、熱伝達のために必要とされる推進力のため、且つ大き過ぎる熱伝達面積を回避するために、再加熱ガスの温度は常に、燃焼室から出るガスの温度より低い。この温度降下は、ブレイトン・サイクルの原理に従って、付加的損失を引き起こす。
【００１７】
排気ガスの膨張後にＣＯ2が分離される場合、より最適なガスタービンサイクルプロセスが用いられ得る。
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【００１８】
本発明の主な目的は、熱効率の増大、並びに１ｋＷ設置容量当たりの投入経費及び作動経費の低減を必ず伴うような、主ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスからの排気ガス中のＣＯ2の捕獲及び回収のための改良型方法に到達することであった。
【００１９】
本発明の別の目的は、設置蒸気タービンの利用を低減しないような、主ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスからの排気ガスからのＣＯ2の捕獲及び回収のための改良型方法に到達することであった。
【００２０】
本発明の更なる目的は、化学的吸収及び脱着プロセス又は排気ガスからＣＯ2を分離し得る任意の他のプロセスが構築され、そして上記の主電源プロセスに接続される場合、主電力及び熱発生プロセスの作動停止期間を低減するような、主ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスからの排気ガスからのＣＯ2の捕獲及び回収のための改良型方法に到達することであった。
【００２１】
本発明の更に別の目的は、主電力及び熱発生プロセス中の設置装備の機械的変更を必要としないような、主ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスからの排気ガスからのＣＯ2の捕獲及び回収のための改良型方法に到達することであった。
【００２２】
本発明の更に別の目的は、任意の二次電力及び熱発生プロセスにおける熱及び電力損失を低減するような、主ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスからの排気ガスからのＣＯ2の捕獲及び回収のための改良型方法に到達することであった。
【００２３】
更に、本発明の更なる目的は、排気ガスを再生利用することなく排気ガス中のＣＯ2濃度増大を必ず伴うような、主ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスからの排気ガス中からＣＯ2の捕獲及び回収のための改良型方法に到達することであった。
【課題を解決するための手段】
【００２４】
ＣＯ2の捕獲のための化学的吸収及び脱着プロセス、又は排気ガスからＣＯ2を分離し得る任意の他のプロセスを包含するための慣用的電力及び熱発生プロセスの再構築に関連する上記の課題を考慮して、探究がなされた。
【００２５】
二次電力及び熱発生プロセスが一次主電力及び熱発生プロセスに接続され、この場合、ＣＯ2吸収及び脱着プロセス又は排気ガスからＣＯ2を分離し得る任意の他のプロセス（即ちＣＯ2分離プロセス）が二次電力及び熱発生プロセスに接続され、この場合、主電力及び熱発生プロセスからの排気ガスの５〜１００％が二次熱及び電力発生プロセスに供給されるならば、上記の問題は解決され得るということを本発明者等は見出した。二次プロセスは、ＣＯ2分離プロセスを作動するために必要とされる十分量の熱及び電力を供給するよう意図される。電力及び熱の任意の付加的生成は、グリッドに輸出され得る。従って、ＣＯ2分離プロセスを含めた二次電力及び熱発生プロセスは次に、主プロセスの容量(capacity)を妨害又は低減することなく、主プロセスに接続され得る。ＣＯ2分離プロセスを含めた二次電源プロセスは、上記主プロセスからの排気ガスダクトを除いて主プロセスとの接続を有さないため、２つの電力及び熱発生プロセスを接続するために必要とされる時間は低減される。これは、必要とされる作動停止期間を低減する。主電源プロセスからの電力生産の損失は作動停止時間低減によって最小限に減らされるため、これは有意の経費節約効果を有する。それは、ＣＯ2分離プロセスを含めた二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスプラントが構築され、一次電力及び熱発生プロセスに接続される前に、数年間作動され得る慣用的ガスタービンベースの電力及び熱発生プラントの建造も可能にする。これは、二次電力及び熱発生プロセスプラントの構築期間中に有意の経済的利益を有する。
【００２６】
欧州特許第１１５９０５６号及び国際公開第０４／０２６４４５号の両方と異なり、主ガスタービン電源プラントからの排気ガスは、排気ガスがＣＯ2分離プロセスに進入する前に二次電源プロセス中に設置される二次ガスタービン燃焼室中で酸化剤として用いられる。従って、排気ガス中のＣＯ2の濃度は、一次電源プラント中の３〜５％から二次電源プラント中の７〜９％に上げられる。
【００２７】
国際公開第０４／０２６４４５号で主張されたプロセス及び欧州特許第１１５９０５６号で主張された方法の両方と異なり、ＣＯ2除去ガスは、主電力及び熱発生プロセスにおける排気ガス流で熱交換されない。これは、２つの電力及び熱発生プロセスの組込みに関連する問題を排除する。欧州特許第１１５９０５６号及び国際公開第０４／０２６４４５号の両方と異なり、主電源プロセスからの圧縮排気ガスは、炭素含有燃料が燃焼される燃焼室に直接供給され、そしてその結果生じる熱排気ガスは次に、圧力が周囲圧近くに低減されるタービンに進入し、その後ＣＯ2が分離する。また、従来技術と異なるのは、複合二次電力及び熱発生プロセス並びにＣＯ2分離プロセスが、熱及び電力の両方に関して自己充足的であるか、或いは主電力及び熱発生プロセスの容量を妨害又は低減しないという点である。
【００２８】
従って、吸収及び脱着のそれぞれにより、或いは排気ガスからＣＯ2を分離し得る任意の他のプロセスにより、ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセス（主電源プロセス）からの排気ガス中のＣＯ2を捕獲及び回収するための方法であって、ここで、主電源プロセスからの排気ガスが５０℃より低く冷却された後に、二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセス（二次電源プロセス）に供給され、ここで排気ガスが断熱的に高圧（好ましくは０．５ＭＰａ（５ｂａｒ）より高圧）に圧縮されて、ここで、８５０℃より高い、好ましくは１，２００℃より高い温度に増大される二次ガスタービン燃焼室中で酸化剤として用いられる方法を本発明者等は見出した。得られた熱排気ガスは、発電機に接続されたタービンに更に供給され、ここで、排気ガスはほぼ周囲圧に減圧される。減圧排気ガスは熱回収セクションに更に進入し、ここで排気ガスは好ましくは１００℃より低く冷却される。回収熱の一部は、ＣＯ2分離プロセスに用いられる。回収熱の一部を更に用いて、蒸気タービン中で発電させるのに用いられ得る蒸気を生成することができる。更に回収熱の一部は、加熱媒質、例えば水含有グリコールを加熱するために用いられ得る。
【００２９】
本発明の方法により、全体的プロセス効率は増大され、そして構築時間中の又は任意の作動停止中の経費に対する影響は既知の技法と比較して有意に低減される。両プラントは、互いに無関係に実行され得る。二次電源プロセス、例えばＣＯ2分離プロセスが、例えばメンテナンス作業のために作動停止される場合、一次プラントは設計容量で依然として作動し得る。主電源プロセスが一定期間作動停止される場合、ＣＯ2分離プロセスを含めた二次プラントはほぼ設計容量で作動され得る。主電源プラントは構築され、ＣＯ2捕獲を伴わずに数年間作動され得る。すべての必要なユーティリティーは二次電源プロセスから供給されるため、ＣＯ2分離プロセスを含めた二次電源プラントは構築され、そして主電源プロセスの変更を伴わずに主電源プラントに接続され得る。これは、主電源プロセス中の設置蒸気タービンの容量が１００％利用され得るということも保証する。高圧ＣＯ2分離プロセスにおける処理のための燃焼室の前又は後の圧縮排気ガスの抽出が回避されるため、高圧での捕獲の代わりに更に効率的な吸収媒体を用いたほぼ大気圧でのＣＯ2捕獲は、二次電源プラントの複雑さを低減する。ブレイトン・サイクルによれば、圧力降下及び温度降下の両方が低減されるため、これはサイクル熱効率も改良する。
【図面の簡単な説明】
【００３０】
【図１】１つのＣＯ2浄化プラントのみを有する直列の２つのガスタービン複合サイクル（ＣＣＧＴ）プラントを含めた本発明による後燃焼プロセスを示す。ＣＯ2浄化は、本質的にはほぼ大気圧で実施される。
【発明を実施するための形態】
【００３１】
以下の図面及び実施例で、本発明を更に説明し、予見する。
【００３２】
（図１）
空気１は圧縮機３０に進入し、そして１ＭＰａ（１０ｂａｒ）〜４ＭＰａ（４０ｂａｒ）に圧縮された後、燃料３が燃焼される燃焼機３１に供給される。次に熱燃焼ガス４はタービン３２に進入する。このユニットは、圧縮機又は発電機を駆動し得る。低圧の排気ガス５は廃ガス熱回収ユニット３３に進入し、ここでボイラー供給水２４を蒸発させることにより蒸気２５が発生される。約１００℃の一部冷却排気ガス６は、循環冷却水２８により冷却塔３４中で更に冷却される。使用済水２９は捨てられるか、又は一部再生利用される。冷却塔の適用は一例として示されているだけであって、本発明はこのユニットの使用に限定されない。排気ガス６は、水冷熱交換器中で又は任意の他の手段により冷却もされ得る。
【００３３】
凝縮水８はユニット４１で分離され、そして新鮮な空気１０が任意にミキサー４２中に付加される。酸素含有ガス流１１は圧縮機３５に進入し、０．５ＭＰａ（５ｂａｒ）〜４ＭＰａ（４０ｂａｒ）に圧縮された後、燃焼室３６に供給され、ここで燃料１３が燃焼される。熱燃焼ガス１４は次にタービン３７に進入する。このユニットは、圧縮機又は発電機を駆動し得る。排気ガス１５はほぼ周囲圧で廃ガス熱回収ユニット３８に進入し、ここでボイラー供給水２６を蒸発させることにより蒸気２７が発生される。一部冷却排気ガス１６は任意に、循環冷却水１７により冷却塔３９中で更に冷却される。使用済水１８は捨てられるか、又は一部再生利用される。冷却塔の適用は一例として示されているだけであって、本発明はこのユニットの使用に限定されない。排気ガス１６は、水冷熱交換器中で又は任意の他の手段により冷却もされ得る。
【００３４】
任意の凝縮水は、ユニット４３で分離される。ＣＯ2含有排気ガス流２１はＣＯ2分離プロセス（即ちＣＯ2吸収及び脱着プロセス）４０に進入し、ここで好ましくはＣＯ2含量の８０％より多くが除去される。捕獲ＣＯ2 ２２は圧縮され、地層中に貯留されるのに備えて乾燥されてもよい。ＣＯ2除去排気ガスはガス抜き２３される。排気ガスから回収される熱は、ユニット４０で一部使用され得る。
【００３５】
図１に示したような概念の主要原理は、一次ＣＣＧＴプラントからの排気ガスが１００℃より低い温度に冷却された後、二次ＣＣＧＴプラントに供給される、ということである。この二次ＣＣＧＴプラントからの排気ガスは好ましくは１００℃より低い温度に冷却され、ＣＯ2吸収及び脱着プラントに供給される。当該概念は、一般的な後燃焼概念と比較して、いくつかの利点を有する：
・このユニットは基本的には排気ガスの総容積流量に対して設計されるため、１つのＣＯ2浄化プラント（脱着セクションで拡大される）は、吸収カラムの数又はサイズの増大を伴わずに１つの全規模ＣＣＧＴプラントの代わりに２つの全規模ＣＣＧＴプラント（各々３９０ＭＷ）の働きをし得る。以下の表１に示すように、二次電源プロセスからの排気ガスの総量は、主電源プロセスからの排気ガスの量と比較して、増大されない。これは、発生する１ｋＷ当たりの投入経費を低減する。
・排気ガス中のＣＯ2の濃度は、約４％から８％を超えるまで増大され、そして吸収効率を改良し得る。
・ＣＯ2吸収及び脱着プラントを含めた二次ＣＣＧＴプラントは、現存プラントの小変更のみを伴う既存のＣＣＧＴプラントに接続され得る。
【実施例】
【００３６】
表１は、排気ガス流９及び排気ガス流２１の組成を示す。
【００３７】
従来の後燃焼プロセスでは、４．３％ＣＯ2を含有する排気ガス流９（７７，９８７ｋｍｏｌ／時間）は、ＣＯ2吸収及び脱着プロセスで処理される。燃料対電力効率が４８．５％である（低加熱値として測定される）場合、そして従来の吸収媒体が適用される場合、ＣＯ2捕獲を含むこの電力プラントからの出力は約３３０ＭＷである。出力は、ＣＯ2分離なしで約３９５ＭＷである。
【００３８】
代わりに排気ガス流９が一次プラントとほぼ同一サイズの二次ガスタービン複合サイクル電源プラントに供給される場合、二次プロセスからの排気ガス流２１（水の凝縮及び除去後）は８．８％のＣＯ2を含有する。ガスの量は７５，１７２ｋｍｏｌ／時間に低減される。従って、主電源プロセスと直列に二次電源プロセスを導入する場合、ＣＯ2分離プラントに進入するガス流中のＣＯ2の濃度は４．３％から８．８％に増大され、一方、処理されるべきガスの量はわずかに低減される。この新規の２段階電源プロセスからの電力出力は、ＣＯ2分離を勘定に入れないで、約７９０ＭＷである。Mimura等（”Development and application of flue gas carbon dioxide recovery technology”. the Green House Gas Technology conference in Cairns, Australia, 13-16 August 2000に提示された論文）によれば、約４．３％ＣＯ2から８．８％ＣＯ2への排気ガス中のＣＯ2濃度の増大は、エネルギー必要量を約１０％低減する。従って、総電力出力は約６７５ＭＷであり、一方、吸収及び脱着プロセスを含めた２つの別個の電源プラントからの電力出力は約３６０ＭＷである。この場合、総電力プラント効率は４８．５％から約４９．５％に増大される。別の利点は、吸収プロセスのサイズは並列に２つの電源プラントを有する代替物と比較して低減されるという点である。これは、処理されるべきガスの量が５０％より多く低減されるためである。
【００３９】
【表１】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、その場所で便利であるような、ＣＯ2の貯留のための化学的吸収及び脱着によるガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスからの排気ガスからのＣＯ2の除去及び回収方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
温室効果を伴うガスとしてのＣＯ2の環境的局面のため、及びいくつかの国家政府機関によるＣＯ2の放出に掛かる税金のために、低減されたエネルギー消費及び投入経費を含めた方法で、電力及び熱発生プロセスから大気へのＣＯ2の放出を低減する可能性が広範に考察されている。
【０００３】
炭素含有燃料を用い、また酸素供給源が空気である慣用的ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスは、ガスタービンの燃料及び作動条件によって、燃焼生成物（本明細書中では以後、排気ガスと呼ばれる）中に３〜５％の範囲の二酸化炭素濃度を有する。従って、大気への二酸化炭素の放出の低減は、排気ガスから二酸化炭素を分離することを必要とする。全排気ガスを圧縮及び貯留するのは、非常に費用がかかるであろう。例えば地層中に貯留させるための回収ＣＯ2の圧縮は、任意の回収方法に当然含まれるものの一部である。
【０００４】
排気ガス中の二酸化炭素の濃度又は分圧は、例えば石炭ガス化複合発電（ＩＧＣＣ）プラント中でChiesa等（International Gas Turbine & Aeroengine Congress & Exhibition Stockholm, Sweden - June 2-5, 1998に提示された論文）により示唆されているか、或いはRonning等（ノルウェー特許第１８０５２０号）により記載されているように、排気ガスを再循環することにより高レベルに引き上げられ得る。
【０００５】
いくつかの分離プロセスにより、例えば化学的活性吸収プロセス、物理吸収プロセス、分子篩による吸着、膜分離及び極低温技術により、ＣＯ2は排気ガスから除去され得る。
【０００６】
現在、アルカノールアミンによる化学的吸収は、ほぼ大気圧で排気ガスからＣＯ2を分離するための最も実用的且つ経済的方法であると考えられている。実際、低ＣＯ2分圧でさえ、ＣＯ2に対するその高親和性のため、ＭＥＡ（モノエタノールアミン）は他をしのぐ吸収媒体である。しかしながら、新規で更に効率的な吸収媒体が主張されている（”Development and Application of Flue Gas Carbon Dioxide Recovery Technology” T. Mimura et al. 2000, GHGT-5 Cairn, Australia, 13-16 August, 2000に提示された論文）。
【０００７】
排気ガスからＣＯ2を吸収するためのＭＥＡの適用は、Pauley等による文献（Proceedings of the Gas Conditioning Conference, Norman, Ok, March 5-7, 1984, paper H；an abbreviated version in Oil & Gas J., May 14, 1984, pp 87-92）中に記載されている。添加剤を伴うＭＥＡを基礎にしたＣＯ2除去系を彼等は記載している。しかしながら、腐食問題、ＭＥＡの分解及び化学物質の大量消費についての記載もある。記載された方法では、排気ガス圧は本質的には大気圧であり、一般的には吸収装置への供給流中に８．５％のＣＯ2を含有する。これは、慣用的ガスタービンプロセスからの排気ガス中で見出されるよりも高いＣＯ2分圧を表わすであろう。
【０００８】
ＭＥＡ以外の他のアミン、特に第三級アミン、例えばＭＤＥＡ（メチルジエタノールアミン）の使用は、分解し難い傾向があり、またその蒸気圧はＭＥＡより低く、ガス流残留を伴うアミン蒸気の損失をより低下させることが更に知られている（例えばFang-Yuan Jou他、Can. J. Chem. Eng, 1993, vol 71, April, 264-268参照）。腐食問題も、ＭＥＡが用いられるより低い。しかしながら、ガスタービン排気ガスを処理するための第三級アミンの使用は、ＭＥＡと比較してＣＯ2に対するこれらのアミンの低親和性のため、今日では非経済的である。それゆえ、排気ガスからのＣＯ2除去は、ＭＥＡのようなより反応性のあるアミン中での吸収により実行される。ＣＯ2の分圧の増大はＭＤＥＡ溶液中のＣＯ2の可能な付加（ＣＯ2１ｍｏｌ／アミン１ｍｏｌ）を増大させるため、ＭＤＥＡの適用は、ＣＯ2の分圧を増大するために排気ガスが高圧に圧縮されることを必要とする。
【０００９】
排気ガスの圧縮のための改良型プロセスは、欧州特許第１１５９０５６号から既知である。当該特許は、化学的吸収及び脱着のそれぞれによる電力及び／又は熱発生プロセス（主電源プロセス）からの排気ガスからのＣＯ2の除去及び回収方法を記載している。一次ガスタービンからの排気ガスは冷却され、二次電源プラント中の圧縮機で高圧に再圧縮された後、高圧で化学的吸収プロセスに入る。吸収装置から放出されるＣＯ2除去排気ガスは、再加熱され、そして上記二次電源プラント中の膨張機で更に膨張される。
【００１０】
更に、国際公開出願第０４／０２６４４５号は、一次ガスタービンサイクルからの排気ガスがＣＯ2の吸収前に圧縮される方法を記載している。圧縮が、好ましくは中間冷却を伴ういくつかのステップで実施された後、酸素含有排気ガスが冷却されて、ＣＯ2吸収プロセスに供給される。
【００１１】
上記の刊行物に記載される異なるプロセスは、ＣＯ2吸収／脱着プラント、そして結局は二次電源プラントも主電源プラントに接続される場合、蒸気サイクルにおける有意の変化を包含する。ＣＯ2吸収及び脱着プロセスは、蒸気サイクルから抽出される有意量の蒸気を消費する。これは、二次電源プロセスが既存の主電源プロセスに接続される場合、蒸気タービンの利用低減及び発電低減を意味する。付加的蒸気が補助蒸気発生器で発生されて、低圧蒸気タービンへの蒸気の損失を埋め合わせ得るが、しかしこれは効率的で且つ費用効果的な選択肢とは言い難い。
【００１２】
国際公開第０４／０２６４４５号で示唆された二段階電源プラント概念は、冷却したＣＯ2除去排気ガスの一部が一次電源プラント中の排気ガスと熱交換されるため、一次電源プラントにおける蒸気生成ひいては発電を低下させる。一次電源サイクルからの排気ガスの限定温度（普通は６００℃より低い）のため、二次電源プラント中のガスタービン膨張機に入るガスは、上記二次電源サイクルにおける燃焼室中の温度より有意に低い温度を有する。ＣＯ2除去排気ガスへの水の示唆される付加は、二次電源サイクル中のタービンへの流入温度をも低減し得る。これは、全プロセスの効率を低減し、そして全電力生産を低減する。
【００１３】
上記のように、排気ガス中の二酸化炭素の濃度は、例えば石炭ガス化複合発電（ＩＧＣＣ）プラント中でChiesa等（International Gas Turbine & Aeroengine Congress & Exhibition Stockholm, Sweden - June 2-5, 1998に提示された論文）により示唆されているか、或いはRonning等（ノルウェー特許第１８０５２０号）により記載されているように、排気ガスを再循環することにより高レベルに引き上げられ得る。これも、排気ガスの５０％までの再生利用のため、発電プロセスにおける有意の変化を意味する。欧州特許第１１５９０５６号及び国際公開第０４／０２６４４５号に記載されているような代替の解決法も、直列に接続された２つの発電プロセス間の有意の統合のため、発電プロセスの有意の変化を意味する。排気ガスがタービン膨張機中で減圧される前の高圧でのＣＯ2の示唆される吸収（例えば国際公開第０４／０２６４４５号に記載されているような）は、圧縮機とタービン膨張機との間の圧力低下を有意に増大し、従って二次電力及び熱発生プロセスの熱効率を低減する。
【００１４】
欧州特許第１１５９０５６号に開示されているように、二次電源プロセスプラント中で発生される高圧ＣＯ2除去排気ガスは、主電源プロセスプラント又は一次電源プロセスプラント中に置かれた高温燃焼加熱機中で再加熱され、二次電源プロセスプラントに更に戻されて、ここで、加熱ガスはタービンに進入する。電源プロセスプラントの熱効率を増大するため、高タービン流入温度は有益である。これは、ブレイトン・サイクルの原理に従って、すべてのガスタービンサイクルに当てはまる。一次電源プロセスプラント又は主電源プロセスプラント中のＣＯ2除去排気ガスの再加熱は、ガスタービンを通る空気流を増大することなく燃料消費を増大し、従って一次電源プロセスプラント又は主電源プロセスプラントからの排気ガス中のＣＯ2の濃度を増大する。ＣＯ2の濃度は、二次電源プロセスプラント中で更に増大されない。
【００１５】
欧州特許第１１５９０５６号に記載される上記の方法の適用は、主電力及び熱発生プロセス又は一次電力及び熱発生プロセスが変更されて、それが二次電源プロセスと無関係に作動することができないということを必要とする。したがって一次電源プロセス又は主電源プロセスの機械的変更を回避するために、代わりに二次電源プロセス中のＣＯ2の濃度を増大することが有益である。
【００１６】
更に、特許１１５９０５６に記載されているように、排気ガスが高圧に圧縮される場合、ＭＥＡ以外の他のアミン、即ち第三級アミン、例えばＭＤＥＡ（メチルジエタノールアミン）が用いられ得る。ＭＤＥＡは、脱着プロセスにおいて必要なエネルギーがＭＥＡより少ない。しかしながら、慣用的ＭＥＡ溶液、例えば米国特許第５６０３９０８号に開示されるようなヒンダードアミン水溶液より効率的な吸収媒質が用いられる場合、ほぼ大気圧で捕獲されるＣＯ2のエネルギー消費と高圧で捕獲されるＣＯ2のエネルギー消費との間の差は低減される。従って、より効率的な二次電源プロセスプラントが開発され得る場合、ほぼ周囲圧でのＣＯ2の吸収はより魅力的になる。ＣＯ2が高圧で吸着される場合、ＣＯ2分離プロセスは、例えば燃焼室と膨張タービンとの間に設置されなければならない。これは、圧力降下増大のため、損失を引き起こす。ＣＯ2除去排気ガスをガス／ガス熱交換機中の燃焼室を出るＣＯ2リッチ排気ガスとともに再加熱すると、ＣＯ2除去排気ガスの温度を、燃焼室を出るＣＯ2リッチ排気ガスの温度近くに増大し得る。しかしながら、熱伝達のために必要とされる推進力のため、且つ大き過ぎる熱伝達面積を回避するために、再加熱ガスの温度は常に、燃焼室から出るガスの温度より低い。この温度降下は、ブレイトン・サイクルの原理に従って、付加的損失を引き起こす。
【００１７】
排気ガスの膨張後にＣＯ2が分離される場合、より最適なガスタービンサイクルプロセスが用いられ得る。
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【００１８】
本発明の主な目的は、熱効率の増大、並びに１ｋＷ設置容量当たりの投入経費及び作動経費の低減を必ず伴うような、主ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスからの排気ガス中のＣＯ2の捕獲及び回収のための改良型方法に到達することであった。
【００１９】
本発明の別の目的は、設置蒸気タービンの利用を低減しないような、主ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスからの排気ガスからのＣＯ2の捕獲及び回収のための改良型方法に到達することであった。
【００２０】
本発明の更なる目的は、化学的吸収及び脱着プロセス又は排気ガスからＣＯ2を分離し得る任意の他のプロセスが構築され、そして上記の主電源プロセスに接続される場合、主電力及び熱発生プロセスの作動停止期間を低減するような、主ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスからの排気ガスからのＣＯ2の捕獲及び回収のための改良型方法に到達することであった。
【００２１】
本発明の更に別の目的は、主電力及び熱発生プロセス中の設置装備の機械的変更を必要としないような、主ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスからの排気ガスからのＣＯ2の捕獲及び回収のための改良型方法に到達することであった。
【００２２】
本発明の更に別の目的は、任意の二次電力及び熱発生プロセスにおける熱及び電力損失を低減するような、主ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスからの排気ガスからのＣＯ2の捕獲及び回収のための改良型方法に到達することであった。
【００２３】
更に、本発明の更なる目的は、排気ガスを再生利用することなく排気ガス中のＣＯ2濃度増大を必ず伴うような、主ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスからの排気ガス中からＣＯ2の捕獲及び回収のための改良型方法に到達することであった。
【課題を解決するための手段】
【００２４】
ＣＯ2の捕獲のための化学的吸収及び脱着プロセス、又は排気ガスからＣＯ2を分離し得る任意の他のプロセスを包含するための慣用的電力及び熱発生プロセスの再構築に関連する上記の課題を考慮して、探究がなされた。
【００２５】
二次電力及び熱発生プロセスが一次主電力及び熱発生プロセスに接続され、この場合、ＣＯ2吸収及び脱着プロセス又は排気ガスからＣＯ2を分離し得る任意の他のプロセス（即ちＣＯ2分離プロセス）が二次電力及び熱発生プロセスに接続され、この場合、主電力及び熱発生プロセスからの排気ガスの５〜１００％が二次熱及び電力発生プロセスに供給されるならば、上記の問題は解決され得るということを本発明者等は見出した。二次プロセスは、ＣＯ2分離プロセスを作動するために必要とされる十分量の熱及び電力を供給するよう意図される。電力及び熱の任意の付加的生成は、グリッドに輸出され得る。従って、ＣＯ2分離プロセスを含めた二次電力及び熱発生プロセスは次に、主プロセスの容量(capacity)を妨害又は低減することなく、主プロセスに接続され得る。ＣＯ2分離プロセスを含めた二次電源プロセスは、上記主プロセスからの排気ガスダクトを除いて主プロセスとの接続を有さないため、２つの電力及び熱発生プロセスを接続するために必要とされる時間は低減される。これは、必要とされる作動停止期間を低減する。主電源プロセスからの電力生産の損失は作動停止時間低減によって最小限に減らされるため、これは有意の経費節約効果を有する。それは、ＣＯ2分離プロセスを含めた二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスプラントが構築され、一次電力及び熱発生プロセスに接続される前に、数年間作動され得る慣用的ガスタービンベースの電力及び熱発生プラントの建造も可能にする。これは、二次電力及び熱発生プロセスプラントの構築期間中に有意の経済的利益を有する。
【００２６】
欧州特許第１１５９０５６号及び国際公開第０４／０２６４４５号の両方と異なり、主ガスタービン電源プラントからの排気ガスは、排気ガスがＣＯ2分離プロセスに進入する前に二次電源プロセス中に設置される二次ガスタービン燃焼室中で酸化剤として用いられる。従って、排気ガス中のＣＯ2の濃度は、一次電源プラント中の３〜５％から二次電源プラント中の７〜９％に上げられる。
【００２７】
国際公開第０４／０２６４４５号で主張されたプロセス及び欧州特許第１１５９０５６号で主張された方法の両方と異なり、ＣＯ2除去ガスは、主電力及び熱発生プロセスにおける排気ガス流で熱交換されない。これは、２つの電力及び熱発生プロセスの組込みに関連する問題を排除する。欧州特許第１１５９０５６号及び国際公開第０４／０２６４４５号の両方と異なり、主電源プロセスからの圧縮排気ガスは、炭素含有燃料が燃焼される燃焼室に直接供給され、そしてその結果生じる熱排気ガスは次に、圧力が周囲圧近くに低減されるタービンに進入し、その後ＣＯ2が分離する。また、従来技術と異なるのは、複合二次電力及び熱発生プロセス並びにＣＯ2分離プロセスが、熱及び電力の両方に関して自己充足的であるか、或いは主電力及び熱発生プロセスの容量を妨害又は低減しないという点である。
【００２８】
従って、吸収及び脱着のそれぞれにより、或いは排気ガスからＣＯ2を分離し得る任意の他のプロセスにより、ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセス（主電源プロセス）からの排気ガス中のＣＯ2を捕獲及び回収するための方法であって、ここで、主電源プロセスからの排気ガスが５０℃より低く冷却された後に、二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセス（二次電源プロセス）に供給され、ここで排気ガスが断熱的に高圧（好ましくは０．５ＭＰａ（５ｂａｒ）より高圧）に圧縮されて、ここで、８５０℃より高い、好ましくは１，２００℃より高い温度に増大される二次ガスタービン燃焼室中で酸化剤として用いられる方法を本発明者等は見出した。得られた熱排気ガスは、発電機に接続されたタービンに更に供給され、ここで、排気ガスはほぼ周囲圧に減圧される。減圧排気ガスは熱回収セクションに更に進入し、ここで排気ガスは好ましくは１００℃より低く冷却される。回収熱の一部は、ＣＯ2分離プロセスに用いられる。回収熱の一部を更に用いて、蒸気タービン中で発電させるのに用いられ得る蒸気を生成することができる。更に回収熱の一部は、加熱媒質、例えば水含有グリコールを加熱するために用いられ得る。
【００２９】
本発明の方法により、全体的プロセス効率は増大され、そして構築時間中の又は任意の作動停止中の経費に対する影響は既知の技法と比較して有意に低減される。両プラントは、互いに無関係に実行され得る。二次電源プロセス、例えばＣＯ2分離プロセスが、例えばメンテナンス作業のために作動停止される場合、一次プラントは設計容量で依然として作動し得る。主電源プロセスが一定期間作動停止される場合、ＣＯ2分離プロセスを含めた二次プラントはほぼ設計容量で作動され得る。主電源プラントは構築され、ＣＯ2捕獲を伴わずに数年間作動され得る。すべての必要なユーティリティーは二次電源プロセスから供給されるため、ＣＯ2分離プロセスを含めた二次電源プラントは構築され、そして主電源プロセスの変更を伴わずに主電源プラントに接続され得る。これは、主電源プロセス中の設置蒸気タービンの容量が１００％利用され得るということも保証する。高圧ＣＯ2分離プロセスにおける処理のための燃焼室の前又は後の圧縮排気ガスの抽出が回避されるため、高圧での捕獲の代わりに更に効率的な吸収媒体を用いたほぼ大気圧でのＣＯ2捕獲は、二次電源プラントの複雑さを低減する。ブレイトン・サイクルによれば、圧力降下及び温度降下の両方が低減されるため、これはサイクル熱効率も改良する。
【図面の簡単な説明】
【００３０】
【図１】１つのＣＯ2浄化プラントのみを有する直列の２つのガスタービン複合サイクル（ＣＣＧＴ）プラントを含めた本発明による後燃焼プロセスを示す。ＣＯ2浄化は、本質的にはほぼ大気圧で実施される。
【発明を実施するための形態】
【００３１】
以下の図面及び実施例で、本発明を更に説明し、予見する。
【００３２】
（図１）
空気１は圧縮機３０に進入し、そして１ＭＰａ（１０ｂａｒ）〜４ＭＰａ（４０ｂａｒ）に圧縮された後、燃料３が燃焼される燃焼機３１に供給される。次に熱燃焼ガス４はタービン３２に進入する。このユニットは、圧縮機又は発電機を駆動し得る。低圧の排気ガス５は廃ガス熱回収ユニット３３に進入し、ここでボイラー供給水２４を蒸発させることにより蒸気２５が発生される。約１００℃の一部冷却排気ガス６は、循環冷却水２８により冷却塔３４中で更に冷却される。使用済水２９は捨てられるか、又は一部再生利用される。冷却塔の適用は一例として示されているだけであって、本発明はこのユニットの使用に限定されない。排気ガス６は、水冷熱交換器中で又は任意の他の手段により冷却もされ得る。
【００３３】
凝縮水８はユニット４１で分離され、そして新鮮な空気１０が任意にミキサー４２中に付加される。酸素含有ガス流１１は圧縮機３５に進入し、０．５ＭＰａ（５ｂａｒ）〜４ＭＰａ（４０ｂａｒ）に圧縮された後、燃焼室３６に供給され、ここで燃料１３が燃焼される。熱燃焼ガス１４は次にタービン３７に進入する。このユニットは、圧縮機又は発電機を駆動し得る。排気ガス１５はほぼ周囲圧で廃ガス熱回収ユニット３８に進入し、ここでボイラー供給水２６を蒸発させることにより蒸気２７が発生される。一部冷却排気ガス１６は任意に、循環冷却水１７により冷却塔３９中で更に冷却される。使用済水１８は捨てられるか、又は一部再生利用される。冷却塔の適用は一例として示されているだけであって、本発明はこのユニットの使用に限定されない。排気ガス１６は、水冷熱交換器中で又は任意の他の手段により冷却もされ得る。
【００３４】
任意の凝縮水は、ユニット４３で分離される。ＣＯ2含有排気ガス流２１はＣＯ2分離プロセス（即ちＣＯ2吸収及び脱着プロセス）４０に進入し、ここで好ましくはＣＯ2含量の８０％より多くが除去される。捕獲ＣＯ2 ２２は圧縮され、地層中に貯留されるのに備えて乾燥されてもよい。ＣＯ2除去排気ガスはガス抜き２３される。排気ガスから回収される熱は、ユニット４０で一部使用され得る。
【００３５】
図１に示したような概念の主要原理は、一次ＣＣＧＴプラントからの排気ガスが１００℃より低い温度に冷却された後、二次ＣＣＧＴプラントに供給される、ということである。この二次ＣＣＧＴプラントからの排気ガスは好ましくは１００℃より低い温度に冷却され、ＣＯ2吸収及び脱着プラントに供給される。当該概念は、一般的な後燃焼概念と比較して、いくつかの利点を有する：
・このユニットは基本的には排気ガスの総容積流量に対して設計されるため、１つのＣＯ2浄化プラント（脱着セクションで拡大される）は、吸収カラムの数又はサイズの増大を伴わずに１つの全規模ＣＣＧＴプラントの代わりに２つの全規模ＣＣＧＴプラント（各々３９０ＭＷ）の働きをし得る。以下の表１に示すように、二次電源プロセスからの排気ガスの総量は、主電源プロセスからの排気ガスの量と比較して、増大されない。これは、発生する１ｋＷ当たりの投入経費を低減する。
・排気ガス中のＣＯ2の濃度は、約４％から８％を超えるまで増大され、そして吸収効率を改良し得る。
・ＣＯ2吸収及び脱着プラントを含めた二次ＣＣＧＴプラントは、現存プラントの小変更のみを伴う既存のＣＣＧＴプラントに接続され得る。
【実施例】
【００３６】
表１は、排気ガス流９及び排気ガス流２１の組成を示す。
【００３７】
従来の後燃焼プロセスでは、４．３％ＣＯ2を含有する排気ガス流９（７７，９８７ｋｍｏｌ／時間）は、ＣＯ2吸収及び脱着プロセスで処理される。燃料対電力効率が４８．５％である（低加熱値として測定される）場合、そして従来の吸収媒体が適用される場合、ＣＯ2捕獲を含むこの電力プラントからの出力は約３３０ＭＷである。出力は、ＣＯ2分離なしで約３９５ＭＷである。
【００３８】
代わりに排気ガス流９が一次プラントとほぼ同一サイズの二次ガスタービン複合サイクル電源プラントに供給される場合、二次プロセスからの排気ガス流２１（水の凝縮及び除去後）は８．８％のＣＯ2を含有する。ガスの量は７５，１７２ｋｍｏｌ／時間に低減される。従って、主電源プロセスと直列に二次電源プロセスを導入する場合、ＣＯ2分離プラントに進入するガス流中のＣＯ2の濃度は４．３％から８．８％に増大され、一方、処理されるべきガスの量はわずかに低減される。この新規の２段階電源プロセスからの電力出力は、ＣＯ2分離を勘定に入れないで、約７９０ＭＷである。Mimura等（”Development and application of flue gas carbon dioxide recovery technology”. the Green House Gas Technology conference in Cairns, Australia, 13-16 August 2000に提示された論文）によれば、約４．３％ＣＯ2から８．８％ＣＯ2への排気ガス中のＣＯ2濃度の増大は、エネルギー必要量を約１０％低減する。従って、総電力出力は約６７５ＭＷであり、一方、吸収及び脱着プロセスを含めた２つの別個の電源プラントからの電力出力は約３６０ＭＷである。この場合、総電力プラント効率は４８．５％から約４９．５％に増大される。別の利点は、吸収プロセスのサイズは並列に２つの電源プラントを有する代替物と比較して低減されるという点である。これは、処理されるべきガスの量が５０％より多く低減されるためである。
【００３９】
【表１】
【特許請求の範囲】
【請求項１】
ガスタービンベースの主電力及び熱発生プロセスからの排気ガスからＣＯ2を捕獲する方法であって、
該主電力及び熱発生プロセスからの排気ガスを二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスに供給する前に、該排気ガスを冷却する工程であって、該主電力及び熱発生プロセスは、該二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスに直列に接続されている工程、
該排気ガスを高圧に圧縮し、該二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスにおける二次ガスタービン燃焼室中で酸化剤として用いる工程、
該二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスから得られる熱排気ガスを、発電機に接続されたタービンに供給し、排気ガスは周囲圧近くに減圧された後、熱回収プロセスに入り、ここで該排気ガスが冷却される工程であって、該二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスからの排ガス中のＣＯ2濃度は、該主電力及び熱発生プロセスからの排気ガス中のＣＯ2濃度よりも高い工程、並びに
該二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスからの排ガスを、ＣＯ2の捕獲のためのＣＯ2分離プロセスに供給する工程
を含み、
ここで、該二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセス並びに該ＣＯ2分離プロセスは、主電力プロセス排気ガスダクトを介して該主電力及び熱発生プロセスと接続されるだけであることを特徴とするＣＯ2の捕獲方法。
【請求項２】
前記排気ガス中のＣＯ2濃度は、前記主電力及び熱発生プロセスにおける３〜５％から前記二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスにおける７〜９％に上げられることを特徴とする請求項１に記載のＣＯ2の捕獲方法。
【請求項３】
前記主電力及び熱発生プロセスからの前記排気ガスが、１００℃より低い温度に冷却されることを特徴とする請求項１に記載のＣＯ2の捕獲方法。
【請求項４】
前記主電力及び熱発生プロセスからの前記排気ガスが、３０℃より低い温度に冷却されることを特徴とする請求項１に記載のＣＯ2の捕獲方法。
【請求項５】
前記主電力及び熱発生プロセスからの前記排気ガスが、断熱的に、０．５ＭＰａ（５ｂａｒ）より高圧に圧縮されることを特徴とする請求項１に記載のＣＯ2の捕獲方法。
【請求項６】
前記ＣＯ2含有排気ガスが、前記二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセス中で中間冷却なしに０．５ＭＰａ（５ｂａｒ）〜４ＭＰａ（４０ｂａｒ）に圧縮されることを特徴とする請求項１に記載のＣＯ2の捕獲方法。
【請求項７】
前記二次ガスタービン燃焼室中の温度が、８５０℃より高いことを特徴とする請求項１に記載のＣＯ2の捕獲方法。
【請求項８】
前記二次ガスタービン燃焼室中の温度が、１２００℃より高いことを特徴とする請求項１に記載のＣＯ2の捕獲方法。
【請求項９】
減圧された前記排気ガスが、１００℃より低い温度に冷却されることを特徴とする請求項１に記載のＣＯ2の捕獲方法。
【請求項１０】
前記二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスからの前記排気ガスが、８０℃より低い温度に冷却されることを特徴とする請求項１に記載のＣＯ2の捕獲方法。
【請求項１１】
蒸気タービンで発電するため及び／又は熱媒体を加熱するために用いられる蒸気を発生させるのに回収熱が用いられることを特徴とする請求項１に記載のＣＯ2の捕獲方法。
【請求項１２】
前記ＣＯ2分離プロセスが、吸収及び脱着プロセスであることを特徴とする請求項１に記載のＣＯ2の捕獲方法。
【請求項１３】
前記ＣＯ2分離プロセスに必要な熱が、前記二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスから取り出されることを特徴とする請求項１に記載のＣＯ2の捕獲方法。
【請求項１４】
前記主電力及び熱発生プロセスで発生される排気ガスの５〜１００％が、前記二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスに供給されることを特徴とする請求項１に記載のＣＯ2の捕獲方法。
【請求項１５】
前記二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスに入る前に、周囲空気が前記主電力及び熱発生プロセスからの排気ガスと混合されることを特徴とする請求項１に記載のＣＯ2の捕獲方法。
【請求項１６】
前記二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスが、周囲空気を用いて開始されることを特徴とする請求項１に記載のＣＯ2の捕獲方法。
【請求項１】
ガスタービンベースの主電力及び熱発生プロセスからの排気ガスからＣＯ2を捕獲する方法であって、
該主電力及び熱発生プロセスからの排気ガスを二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスに供給する前に、該排気ガスを冷却する工程であって、該主電力及び熱発生プロセスは、該二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスに直列に接続されている工程、
該排気ガスを高圧に圧縮し、該二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスにおける二次ガスタービン燃焼室中で酸化剤として用いる工程、
該二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスから得られる熱排気ガスを、発電機に接続されたタービンに供給し、排気ガスは周囲圧近くに減圧された後、熱回収プロセスに入り、ここで該排気ガスが冷却される工程であって、該二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスからの排ガス中のＣＯ2濃度は、該主電力及び熱発生プロセスからの排気ガス中のＣＯ2濃度よりも高い工程、並びに
該二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスからの排ガスを、ＣＯ2の捕獲のためのＣＯ2分離プロセスに供給する工程
を含み、
ここで、該二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセス並びに該ＣＯ2分離プロセスは、主電力プロセス排気ガスダクトを介して該主電力及び熱発生プロセスと接続されるだけであることを特徴とするＣＯ2の捕獲方法。
【請求項２】
前記排気ガス中のＣＯ2濃度は、前記主電力及び熱発生プロセスにおける３〜５％から前記二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスにおける７〜９％に上げられることを特徴とする請求項１に記載のＣＯ2の捕獲方法。
【請求項３】
前記主電力及び熱発生プロセスからの前記排気ガスが、１００℃より低い温度に冷却されることを特徴とする請求項１に記載のＣＯ2の捕獲方法。
【請求項４】
前記主電力及び熱発生プロセスからの前記排気ガスが、３０℃より低い温度に冷却されることを特徴とする請求項１に記載のＣＯ2の捕獲方法。
【請求項５】
前記主電力及び熱発生プロセスからの前記排気ガスが、断熱的に、０．５ＭＰａ（５ｂａｒ）より高圧に圧縮されることを特徴とする請求項１に記載のＣＯ2の捕獲方法。
【請求項６】
前記ＣＯ2含有排気ガスが、前記二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセス中で中間冷却なしに０．５ＭＰａ（５ｂａｒ）〜４ＭＰａ（４０ｂａｒ）に圧縮されることを特徴とする請求項１に記載のＣＯ2の捕獲方法。
【請求項７】
前記二次ガスタービン燃焼室中の温度が、８５０℃より高いことを特徴とする請求項１に記載のＣＯ2の捕獲方法。
【請求項８】
前記二次ガスタービン燃焼室中の温度が、１２００℃より高いことを特徴とする請求項１に記載のＣＯ2の捕獲方法。
【請求項９】
減圧された前記排気ガスが、１００℃より低い温度に冷却されることを特徴とする請求項１に記載のＣＯ2の捕獲方法。
【請求項１０】
前記二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスからの前記排気ガスが、８０℃より低い温度に冷却されることを特徴とする請求項１に記載のＣＯ2の捕獲方法。
【請求項１１】
蒸気タービンで発電するため及び／又は熱媒体を加熱するために用いられる蒸気を発生させるのに回収熱が用いられることを特徴とする請求項１に記載のＣＯ2の捕獲方法。
【請求項１２】
前記ＣＯ2分離プロセスが、吸収及び脱着プロセスであることを特徴とする請求項１に記載のＣＯ2の捕獲方法。
【請求項１３】
前記ＣＯ2分離プロセスに必要な熱が、前記二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスから取り出されることを特徴とする請求項１に記載のＣＯ2の捕獲方法。
【請求項１４】
前記主電力及び熱発生プロセスで発生される排気ガスの５〜１００％が、前記二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスに供給されることを特徴とする請求項１に記載のＣＯ2の捕獲方法。
【請求項１５】
前記二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスに入る前に、周囲空気が前記主電力及び熱発生プロセスからの排気ガスと混合されることを特徴とする請求項１に記載のＣＯ2の捕獲方法。
【請求項１６】
前記二次ガスタービンベースの電力及び熱発生プロセスが、周囲空気を用いて開始されることを特徴とする請求項１に記載のＣＯ2の捕獲方法。
【図１】
【公開番号】特開２０１２−６２８９７（Ｐ２０１２−６２８９７Ａ）
【公開日】平成２４年３月２９日（２０１２．３．２９）
【国際特許分類】
【出願番号】特願２０１１−２５３８４８（Ｐ２０１１−２５３８４８）
【出願日】平成２３年１１月２１日（２０１１．１１．２１）
【分割の表示】特願２００７−５３７８２９（Ｐ２００７−５３７８２９）の分割
【原出願日】平成１７年１０月１２日（２００５．１０．１２）
【出願人】（５９１２３７８６９）ノルスク・ヒドロ・アーエスアー (24)
【氏名又は名称原語表記】ＮＯＲＳＫ ＨＹＤＲＯ ＡＳＡ
【住所又は居所原語表記】０２４０ ＯＳＬＯ，ＮＯＲＷＡＹ
【Ｆターム（参考）】
【公開日】平成２４年３月２９日（２０１２．３．２９）
【国際特許分類】
【出願日】平成２３年１１月２１日（２０１１．１１．２１）
【分割の表示】特願２００７−５３７８２９（Ｐ２００７−５３７８２９）の分割
【原出願日】平成１７年１０月１２日（２００５．１０．１２）
【出願人】（５９１２３７８６９）ノルスク・ヒドロ・アーエスアー (24)
【氏名又は名称原語表記】ＮＯＲＳＫ ＨＹＤＲＯ ＡＳＡ
【住所又は居所原語表記】０２４０ ＯＳＬＯ，ＮＯＲＷＡＹ
【Ｆターム（参考）】
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