(12) PATENT (19) NO (11) (13) B1 NORGE. (51) Int Cl. Patentstyret

Transkript

1 (12) PATENT (19) NO (11) (13) B1 NORGE (1) Int Cl. B01D 3/14 (06.01) B01D 3/18 (06.01) B01D 3/62 (06.01) Patentstyret (21) Søknadsnr 0716 (86) Int.inng.dag og søknadsnr (22) Inng.dag (8) Videreføringsdag (24) Løpedag () Prioritet (41) Alm.tilgj (4) Meddelt (73) Innehaver Aker Clean Carbon AS, Postboks 18, 1324 LYSAKER, Norge (72) Oppfinner Knut Sanden, Nesåsen 4, 1394 NESBRU, Norge Randi Lund, Bentsegata 6B, 046 OSLO, Norge Anne-Helene Haaland, Rugdefaret 19, 140 NESODDTANGEN, Norge Trygve Andreas Rikheim, Iver Holters vei 21, 14 KOLBOTN, Norge Simon Woodhouse, Fjellveien 8B, STRØMMEN, Norge (74) Fullmektig Protector Intellectual Property Consultants AS, Oscarsgate, 032 OSLO, Norge (4) Benevnelse Fremgangsmåte for fjerning av CO2 fra en eksosgass (6) Anførte publikasjoner SU A1, EP00296 A1, US A (7) Sammendrag En fremgangsmåte for fjerning av CO2 fra en eksosgass fra forbrenning av karbonholdig materiale, i hvilken fremgangsmåte eksosgassen blir brakt i motstrøms kontakt med en flytende CO2 absorbent i en kontaktseksjon av en absorpsjonskolonne, for å gi en CO2 arm eksosgass som blir frigitt til atmosfæren og en CO2 rik absorbent som blir trukket ut fra absorpsjonskolonnen, hvor eksosgassen blir avkjølt i absorpsjonskolonnen, blir beskrevet. En forbedret absorber blir også beskrevet.

2 -1- P2894NO00 Teknisk felt Foreliggende oppfinnelse angår feltet CO 2 innfanging fra en gassblanding. Mer spesifikt angår foreliggende oppfinnelse CO 2 innfanging fra en eksosgass fra forbrenning av karbonholdig materiale. Mest spesifikt angår foreliggende oppfinnelse en forbedret fremgangsmåte for absorpsjon av CO 2 fra en forbrenningsgass. 1 Bakgrunn Den stadig økende forbrenningen av fossilt brensel, slik som kull, naturgass og olje, I de siste århundrer har resultert i en økning av konsentrasjonen av CO 2 i atmosfæren. Den økende konsentrasjonen av CO 2 har forårsaket stor bekymring på grunn av drivhuseffekten forårsaket av CO 2. Drivhuseffekten er antatt allerede å ha forårsaket i det minste noen av de endringene i klimaet som har blitt sett gjennom de siste tiårene, og er ifølge simuleringsmodeller antatt å forårsake stadig flere og potensielt dramatiske endringer i klimaet på jorden. Dette har forårsaket et rop om handling fra vitenskapsfolk, miljøvernaktivister og politikere over hele verden, om å stabilisere eller også redusere utslippet av CO 2 fra forbrenning av fossilt brensel til atmosfæren. Dette kan bli oppnådd ved innfanging og sikker deponering av CO 2 fra eksosgassen fra termiske kraftanlegg og andre anlegg hvor fossilt brensel blir forbrent. 2 Den innfangede CO 2 kan bli injisert i underjordiske formasjoner slik som akviferer, oljebrønner for øket oljegjenvinning, eller i tømte oljebrønner for deponering. Tester indikerer at CO 2 forblir i de underjordiske formasjonene i tusener av år og blir ikke frigitt til atmosfæren. Innfanging av CO 2 fra en gass ved hjelp av absorpsjon er velkjent og har blitt benyttet i flere tiår, f.eks. for fjerning av CO 2 (og andre sure gasser) fra produsert naturgass fra gassfelter. Absorbenten som har blitt benyttet, eller foreslått ifølge den kjente teknikk, har vært forskjellige alkaliske oppløsninger, slik som kaliumkarbonat, se f.eks. US , og forskjellige aminer, se f.eks. US , US og US Separasjon av CO 2 fra

3 -2- P2894NO00 eksosgass fra termiske kraftanlegg ved hjelp av aminoppøsninger er kjent fra f.eks. US Felles for disse CO 2 innfangingsløsningene er at gassblandingen som skal separeres blir introdusert motstrøms til en vandig adsorbent in en absorpsjonskolonne. Gassen som forlater absorpsjonskolonnen er CO 2 fattig (eller sur gass fattig), mens CO 2 (eller annen sur gass) forlater absorpsjonskolonnen sammen med absorbenten. Absorbenten blir regenerert i regenereringskolonnen og blir returnert til absorpsjonskolonnen. Aminet blir regenerert ved stripping av aminoppløsningen med damp i regenereringskolonnen. Dampen blir generert i reboileren ved bunnen av kolonnen. 1 Som illustrert ovenfor er innfanging av CO 2 som sådan kjent i teknikken. Imidlertid er der et behov for flere forbedringer i CO 2 innfangingsprosessen for å gjøre CO 2 frie eller lav CO 2 emisjons termiske kraftanlegg økonomisk lønnsomme. Anleggene for innfanging av CO 2 er relativt store, komplekse og kostbare konstruksjoner. Det er derfor ønskelig å redusere størrelsen, kompleksiteten og kostnadene til slike anlegg. 2 Innfanging av CO 2 blir utført på kostnad av effektiviteten til et termoelektrisk kraftverk som benytter fossilt brensel, slik at utbyttet av elektrisk kraft og/eller medium temperatur varme fra et termoelektrisk kraftverk blir redusert. Den reduserte effektiviteten sammenlignet med et tradisjonelt anlegg gjør disse anleggene mindre lønnsomme. Forbedringer i effektiviteten, dvs. reduksjon av energikostnadene for CO 2 -innfangingsprosessen, blir derfor søkt. De for tiden foretrukne absorbentene er vandige oppløsninger av aminer. De vanlig å benytte aminene er alkanolaminer, slik som f.eks. dietanolamin, monometyletanolamin, aminoetyl etanolamin, 2-(Metylamino)etanol, MDEA så vel som andre aminer som er kjent av fagmannen. Absorpsjonen av CO 2 til

4 -3- P2894NO00 aminabsorbentene er en reversible, eksoterm reaksjon. Følgelig må varme bli tilført til regenereringskolonnen for å reversere absorpsjonen og frigi CO 2. Aminabsorbentene er eksponert for degradering under absorpsjons- / desorpsjonsyklussen beskrevet ovenfor. Eksosgassene fra forbrenning av karbonholdig materiale omfatter oksygen som vil reagere med aminene avhengig av aminene, oksygenkonsentrasjonen, den totale kontakttiden mellom oksygen o gamin, temperatur etc. Høy temperatur, lang kontakttid og høyt oksygeninnhold i gassen som skal behandles er faktorer som øker degraderingen av aminet. Degraderingen av aminet er også en faktor som legger kostnader til innfangingen av CO 2. De degraderte aminene må bli erstattet og deponering av dem resulterer i driftskostnad for anlegget. 1 Eksosgassens utløpstemperatur fra et tradisjonelt termisk kraftanlegg er normalt 80 til 1 C da gassen ved lavere temperaturer ikke har noen verdi ii produksjonen av elektrisk kraft og begrenset verdi som varmekilde i andre prosesser. 2 En kjøler blir derfor satt inn mellom utløpet av et termisk kraftverk og absorpsjonskolonnen. Den vanligste kjøleren er et tårn hvor eksosgassen blir avkjølt ved motstrøms flyt av vann som blir sprøytet inn for bade å kjøle gassen og mettede gassen med vanndamp. Den avkjølte og mettede gassen som forlater kjøleren, har normalt en temperatur på omkring 0 C og blir introdusert direkte inn i absorpsjonskolonnen. Det er et betydelig antall publikasjoner, blant annet EP00296, som beskriver denne typen anlegg. Kjøleren og absorberen for et CO 2 innfangingsanlegg, utgjør en betydelig del av anleggets investeringskostnad. En reduksjon av størrelsen og kompleksiteten og sålede de totale investeringskostnadene for kjøleren og absorberen er derfor søkt. I tillegg er der betydelige driftskostnader forbundet med kjøleren. Der er et trykktap over kjøleren som resulterer i øket kraftforbruk forbundet til kjøleren. I tillegg krever kjøleren store kraftkrevende pumper.

5 -4- P2894NO00 US beskriver en fremgangsmåte for fjerning av sure gasser fra en gassblanding slik som naturgass eller en annen prosessgass fra petrokjemisk industri. For det første er den prosessgassen som skal behandles helt annerledes i sammensetning enn eksosgass fra et forbrenningsanlegg, først og fremst ved et mye lavere innhold av oksygen. Problematikken omkring degradering av absorbenten er derfor en helt annen enn for eksosgass fra et kraftanlegg. Et mål ved foreliggende oppfinnelse er således å fremskaffe løsninger som gjør det mulig å redusere investeringskostnadene for kjøleren og absorberen i et CO 2 innfangingsanlegg, uten en uakseptabel økning I driftskostnadene og/eller reduksjon i anleggets effektivitet. 1 Kort beskrivelse av oppfinnelsen Ifølge et første aspekt, fremskaffer foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for fjerning av CO 2 fra en eksosgass fra forbrenning av karbonholdig materiale, i hvilken fremgangsmåte eksosgassen blir brakt i motstrøms kontakt med en flytende CO 2 absorbent i en kontaktseksjon i en absorpsjonskolonne for å gi en CO 2 utarmet eksosgass som blir frigitt til atmosfæren og en CO 2 -rik absorbent som blir trukket ut fra absorpsjonskolonnen, hvor eksosgassen som ikke er mettet med vann, blir innført inn i absorpsjonskolonnen ved en temperatur over 90 C og at eksosgassen blir avkjølt i absorpsjonskolonnen ved motstrøms kontakt med den flytende absorbenten i absorpsjonskolonnen. 2 Det har overraskende blitt funnet at innløpskjøleren for absorpsjonskolonnen kan bli utelatt, og således kan både kostnader for investering og drift bli redusert uten tilsvarende tap i absorpsjonskapasitet for absorpsjonskolonnen. Tap av absorpsjonskapasitet på grunn av kjølingen i absorpsjonskolonnen kan bli kompensert ved en økning på omkring % av kontaktseksjonen. Spesifikke utførelsesformer er som angitt i de uselvstendige kravene

6 -- P2894NO00 1 Kort beskrivelse av figurene Figur 1 illustrerer en absorpsjonskolonne og en innløpskjøler ifølge kjent teknikk, Figur 2 illustrerer en absorpsjonskolonne ifølge en første utførelsesform av foreliggende oppfinnelse, Figur 3 illustrerer en absorpsjonskolonne ifølge en andre utførelsesform av foreliggende oppfinnelse, Figur 4 illustrerer en absorpsjonskolonne ifølge en tredje utførelsesform av foreliggende oppfinnelse, Figur er en grafisk presentasjon av en temperatur som funksjon av høyden i kontaktseksjonen for en innløpstemperatur på 0 C og en metningstemperatur på 47 C, Figur 6 er en grafisk presentasjon av temperatur som funksjon av høyden for en innløpstemperatur på 90 C, og metningstemperatur på 0 C, og Figur 7 er en grafisk illustrasjon av absorpsjonskapasiteten til en absorbent ved en innløpstemperatur på 0 C sammenlignet med 90 C. 2 Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen Figur 1 illustrerer en innløpskjøler 1 og en absorpsjonskolonne 2 ifølge kjent teknikk. Forbrenningsgass, som typisk har en temperatur på C blir introdusert gjennom en eksoslinje 3 inn i et innløpskjølerkammer 4. Forbrenningsgassen blir avkjølt i en kontaktsone i innløpskjøleren 1 ved motstrøms strømning av kjølevann. Kjølevannet blir introdusert gjennom en kjølevannslinje 6 og sprøytet ved hjelp av væskedistribusjonsmidler 7 over kontaktsonen. På grunn av den direkte motstrøms kontakten med kjølevannet, blir forbrenningsgassen både kjølt og mettet med vanndamp. Den avkjølte forbrenningsgassen blir trukket fra toppen av innløpskjøleren gjennom en linjen 8 og introdusert inn i absorpssjonskolonnen, mens kjølevannet blir samlet i bunnen av kjøleren og trukket ut gjennom en uttakslinje 9. Den avkjølte og mettede forbrenningsgassen i linje 8 blir introdusert i et innløpskam ved bunnen av absorpsjonskolonnen 2. Fra innløpskammeret

7 -6- P2894NO00 1 2, strømmer gassen oppover i absorpsjonskolonnen og motstrøms for væskeabsorbenten i en eller flere kontaktseksjon(er) 12, 16. Kontaktseksjonen(e) omfatter fortrinnsvis en strukturert pakking for å øke overflatearealet, eller kontaktarealet mellom den flytende absorbenten og gassen. Den illustrerte absorpsjonskolonnen er utstyrt med to serielt forbundne kontaktseksjoner 12, 16. Etter å ha forlatt kontaktseksjonene 2, 16, blir gassen vasket ved motstrøms strømning av vann i en vaskeseksjon 21 for å fjerne eventuelle aminer i gasstrømmen. Vaskevannet blir introdusert gjennom en vaskevannslinje 23 og sprøytet ved toppen av vaskeseksjonen 21, blir oppsamlet ved en vannoppsamlingsplate 19 under vaskeseksjonen, og blir trukket gjennom en vaskevanns uttakslinje. Vanndråper i den vaskede gassen blir fortrinnsvis fjernet i en demisterseksjon 24 før den CO 2 arme eksosgassen, fra hvilken 80 til 99 % av CO 2 har blitt fjernet ved absorpsjon, blir trukket gjennom en uttakslinje 2 for CO 2 arm eksosgass. Den CO 2 arme, eller CO 2 rene, absorbenten blir introdusert i absorpsjonskolonnen gjennom en arm absorbentlinje 18, og blir sprøytet på toppen av den over kontaktseksjonen 16 ved hjelp av midler 17 for væskedistribusjon, Absorbenten strømmer gjennom den øvre kontaktseksjonen 16 og blir oppsamlet på en absorbent oppsamlingsplate 1 under kontaktseksjonen 16. Absorbent oppsamlingsplaten 1 kan være en boblekoppplate eller en hvilken som helst annen type oppsamlingsplate som er kjent i teknikken. Den halvarme absorbenten som har absorbert CO 2 fra eksosgassen blir trukket ut gjennom en bypass-linje 14 og sprøytet på toppen av den nedre kontaktseksjonen 12. Etter å ha strømmet gjennom den nedre kontaktseksjonen, blir absorbenten som har absorbert mer CO 2 fra eksosgassen, oppsamlet ved bunnen av strippekolonnen og blir trukket ut gjennom en rik absorbent linje 11. Den rike absorbenten kan bli regenerert I en regenerator, f.eks. som beskrevet i søkerens egne norske patentsøknader NO06 411, NO eller NO06 413, beskrivelsen til hvilke er innlemmet i foreliggende beskrivelse som referanse. Regenerert absorbent blir så introdusert som arm absorbent i linje 18.

8 -7- P2894NO00 Midlene for væskedistribusjon 7, 17, henholdsvis, kan være hvilke som helst midler som passer for å distribuere en væske over kontaktseksjonene. Passende midler for væskedistribusjon 7, 17 kan være dyser, kanaler eller rør med små huller for å tillate at væsken blir fordelt over kontaktseksjonene. 1 Utførelsesformen illustrert i figur 2 tilsvarer til den ovenfor beskrevne løsningen ifølge kjent teknikk, med den forskjell at kjøleren er utelatt. Ved å fore inn eksosgass som ikke er mettet med vann og ved en temperatur som typisk er fra omkring90 1 C, blir eksosgassen kjølt ved fordamping av vann fra absorbenten for å mette eksosgassen, og resulterer kun i en svak økning i temperatur på absorbenten i den aller nederste delen av kontaktseksjonen. Denne svake økningen i temperaturen og tilsvarende svak reduksjon i absorpsjonskapasitet til absorbenten, kan bli kompensert men en økning i høyden på kontaktseksjonen(e) og/eller øket strømning av absorbent. Den økede kostnaden for den økede høyden av pakkingen eller øket strømning av absorbent for å absorbere den same mengden CO 2 er, imidlertid, relativt små sammenlignet med kostnaden for en kjøler ifølge kjent teknikk. 2 Figurene 3 og 4 illustrerer to forskjellige variasjoner av en utførelsesform hvor den rike absorbenten som forlater kontaktseksjonen blir oppsamlet i et oppsamlingskar 37 under den strukturerte pakkingen i den nedre kontaktseksjonen 12 for å samle opp den rike absorbenten som strømmer ut av kontaktseksjonen. Den oppsamlede rike absorbenten fra oppsamlingskaret 37 blir overført til en rik absorbent lagringstank 31, 3 gjennom linjer, 38, henholdsvis. Ved fjerning av den rike absorbenten umiddelbart etter at den forlater kontaktseksjonen blir eksponeringstiden for den rik absorbenten for oksygen og høy temperatur, minimalisert. Dette resulterer i en redusert degradering av absorbenten sammenlignet med løsningene ifølge kjent teknikk. For å redusere degraderingen av absorbenten enda mer, kan en inertgass slik som f.eks. nitrogen, bli introdusert inn i tanken 31, 3 enn om en inertgasslinje, 32, henholdsvis, som et inertgassdekke for ytterligere å redusere kontakten mellom absorbenten og oksygen. Som illustrert i figur 4, blir tanken 3 eventuelt

9 -8- P2894NO00 ventilert inn i innløpskammeret av absorpsjonskolonnen gjennom en ventileringslinje 39 for å unngå behovet for rensing av gassen som blir fjernet fra tanken 3 for å justere trykket deri. Den rike absorbenten i tanken 31, 3 blir fort til et regenereringsanlegg gjennom en rik amin returline 32, 40, henholdsvis. 1 For å redusere degradering av den rike absorbenten i tanken 31, 3, henholdsvis,, ved oksygen som er til stede I absorbenten, kan en ikke vist strippekolonne i hvilken en strippegass strømmer motstrøms for den rike absorbenten, bli innført i linje. Strippegassen kan være CO 2 fra den ovenfor nevnte absorbentregeneratoren. CO 2 som er fjernet fra strippekolonnen kan bli tørket og komprimert og eksportert fra anlegget da oksygennivået selv etter stripping av absorbenten ser tilstrekkelig lav for de fleste anvendelser av CO 2. Eksempel Simuleringsprogrammene ProTreat og CO2Sim ble benyttet for simuleringer av temperaturprofilen i en kontaktseksjon av en absorber for CO 2. De simulerte verdiene fra simuleringen ble sammenlignet med målte verdier fra en test kontaktseksjon med en diameter på 0 mm som bruker MEA som absorbentamin. 2 Simulerte verdier og måleverdier fra test-absorberen for gassinnløpstemperaturer på 0 C og90 C er vist I henholdsvis figur og 6. Gassen som kommer inn ved 0 C tilsvarer en vanlig avkjølt og humidifisert eksosgass med et duggpunkt på omkring 47 C og således nesten er mettet med vann, mens gassen som kommer inn ved 90 C tilsvarer en typisk eksosgass som blir frigitt fra et naturgassfyrt termisk kraftanlegg, med et duggpunkt på omkring 44 C. Som vist i figur, øker temperaturen i kontaktseksjonen hovedsakelig lineært som en funksjon av høyden på grunn av den eksoterme absorpsjonsreaksjonen

10 -9- P2894NO00 mellom CO 2 og aminet. Figur 6 illustrerer det faktum at gassen som kommer inn i kontaktseksjonen ved en temperatur på 90 C blir effektivt kjølt ved avdamping av vann fra absorberoppløsningen. Fra en høyde på omkring 0, m øker temperturen igjen på grunn av den eksoterme absorpsjonen som er nevnt ovenfor. Fra høyden på 0, m er temperaturforskjellen mellom de to tilfellene omkring 2 C. Figur 7 illustrerer CO 2 -lasten til absorbenten (mol CO 2 / mol MEA) som funksjon av høyden i kontaktseksjonen for de to test- og simuleringstilfellene med innløpstemperaturer på henholdsvis 0 og 90 C. På grunn av den høyere temperaturen I den nedre delen av kontaktseksjonen, er lasten svakt lavere for den høyere innløpstemperaturen enn for eksosgassen med lavere temperatur. 1 Diskusjon Testresultatene og simuleringene bekrefter et nært samsvar mellom simuleringene og de eksperimentelle testene. Simuleringsmodellen kan derfor bli benyttet for å forutse ytelsen til absorberen under forskjellige temperaturer og fuktigheter av eksosgassen. 2 Resultatene bekrefter at innløpskjøleren oppstrøms for absorpsjonskolonnen i et anlegg for innfanging av CO 2 fra eksosgassen fra det termisk kraftanlegg fyrt med naturgass kan bli utelatt ifølge foreliggende oppfinnelse. Kostnadene ved å utelagte inntakskjøleren er noe lavere absorpsjonseffektivitet. Denne lavere absorpsjonseffektiviteten kan bli kompensert for ved å øke sirkulasjonsraten for absorbenten med omkring 6%, eller ved å øke høyden på kontaktseksjonen(e) med mindre enn %, eller omkring 0, m. De eksperimentelle resultatene og simuleringene bekrefter også at den varme (90 C) og tørre eksosgassen blir avkjølt til en temperatur som er svakt høyere enn temperaturen for en typisk avkjølt og humidifisert eksosgass, i de nedre 0, m eller mindre av kontaktseksjonen. Denne kjølingseffekten bidrar for det meste til avdamping av vann fra absorbenten. Denne avdampingen vil konsentrere

11 -- P2894NO00 aminoppløsningen, noe som kan være foretrukket i den nedre delen av absorberen. Følgelig, bekrefter både de simulerte verdiene og resultatene fra en faktisk test av et absorpsjonstårn, foreliggende oppfinneres teori om at innløpskjøleren mellom et termisk kraftanlegg fyrt med naturgass, kan bli utelatt og således gjøre det mulig med betydelige innsparinger. Dette funnet er motstridende til det allment aksepterte syn innen feltet at en innløpskjøler er nødvendig for kjøling av eksosgassen fra et termisk kraftanlegg før introduksjon inn i en absorpsjonskolonne for absorpsjon av CO 2.

12 11 P a t e n t k r a v P2894NO00 1. Fremgangsmåte for fjerning av CO 2 fra en eksosgass fra forbrenning av karbonholdig materiale, i hvilken fremgangsmåte eksosgassen blir brakt i motstrøms kontakt med en flytende CO 2 absorbent i en kontaktseksjon (12, 16) i en absorpsjonskolonne (2) for å gi en CO 2 utarmet eksosgass som blir frigitt til atmosfæren og en CO 2 -rik absorbent som blir trukket ut fra absorpsjonskolonnen (2), k a r a k - t e r i s e r t v e d at eksosgassen som ikke er mettet med vann, blir innført inn i absorpsjonskolonnen (2) ved en temperatur over 90 C ogat eksosgassen blir avkjølt i absorpsjonskolonnen (2) ved motstrøms kontakt med den flytende absorbenten i absorpsjonskolonnen Fremgangsmåten ifølge krav 1, k a r a k t e r i s e r t v e d at absorbenten blir trukket ut fra absorpsjonskolonnen (2) straks etter at den har forlatt kontaktseksjonen (12, 16). 3. Fremgangsmåten ifølge krav 2, k a r a k t e r i s e r t v e d at den rike absorbenten som er trukket ut av absorpsjonskolonnen (2) blir introdusert i en holdetank (3) Fremgangsmåten ifølge krav 3, k a r a k t e r i s e r t v e d at en inertgass blir introdusert inn i holdetanken (3).. Fremgangsmåten ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, k a r - a k t e r i s e r t v e d at absorbenten er en vandig oppløsning av dietanolamin, mono-metyl-etanolamin, aminoetyl-etanolamin, 2-(metylamino)etanol eller MDEA.

13

14

15

16

17

18

19