(57)【要約】      （修正有）【課題】水素（Ｈ2）ガスと粗製二酸化炭素（ＣＯ2）ガスをそれらのガス混合物から分離する。【解決手段】粗製ＣＯ2ガス中の可燃性ガスは燃焼させて熱を生成させ、その少なくとも一部を、該分離したＨ2ガス又はそれから得られたガスの少なくとも一部との間接熱交換により回収する。分離したＨ２含有ガスの少なくとも一部を燃料として発電用ガスタービンに供給することも含む。これにより、石炭を燃料とする発電所と統合して、大気中への有害成分の放出を減らし又はなくすことができる。【選択図】図１
2007254270.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
水素（Ｈ2）、二酸化炭素（ＣＯ2）を含み、且つ、硫化水素（Ｈ2Ｓ）、一酸化炭素（ＣＯ）及びメタン（ＣＨ4）からなる群から選択される少なくとも１種の可燃性ガスを含むガス混合物を処理する方法であって、
該ガス混合物からＨ2を分離して、分離したＨ2ガス及び該可燃性ガスを含む粗製ＣＯ2ガスを生成させること、
該粗製ＣＯ2ガスの少なくとも一部分中の該可燃性ガスの少なくとも一部を酸素（Ｏ2）の存在下で燃焼させて、熱を生じさせ且つ該可燃性ガスの燃焼生成物を含むＣＯ2生成物ガスを生成させること、及び、
該分離したＨ2ガス又はそれから得られたガスの少なくとも一部との間接熱交換により該ＣＯ2生成物ガスの少なくとも一部からの上記熱の少なくとも一部を回収して、加温したＨ2含有ガス及び冷却したＣＯ2生成物ガスを生成させること、
を含むガス混合物処理方法。
【請求項２】
前記加温したＨ2含有ガスの少なくとも一部を燃料として発電用ガスタービンに供給することを更に含む、請求項１に記載の方法。
【請求項３】
窒素（Ｎ2）及び水（Ｈ2Ｏ）からなる群から選択される少なくとも１種の希釈剤流体を前記分離したＨ2ガスに導入してＨ2含有ガスを生成させること、及び、
このＨ2含有ガスを前記熱の回収のために用いること、
を更に含む、請求項２に記載の方法。
【請求項４】
圧力スイング吸着により前記ガス混合物から前記Ｈ2を分離する、請求項１に記載の方法。
【請求項５】
アミンスクラビング法又は物理的溶媒吸収法により前記ガス混合物から前記Ｈ2を分離する、請求項１に記載の方法。
【請求項６】
Ｏ2から本質的になる過剰の酸化剤ガスを用い、随意に再循環ＣＯ2生成物ガスを用いて、オキシ燃料燃焼法において前記粗製ＣＯ2ガス中の前記可燃性ガスを燃焼させる、請求項１に記載の方法。
【請求項７】
炭素質燃料、炭化水素質燃料及びバイオマス燃料からなる群から選択される少なくとも１種の燃料を前記オキシ燃料燃焼法において燃焼させる、請求項６に記載の方法。
【請求項８】
前記オキシ燃料燃焼法が、発電するための膨張用スチームを生成させるウォーターボイラーにおける微粉砕石炭を燃焼するものである、請求項７に記載の方法。
【請求項９】
前記ガス混合物との間接熱交換によりボイラー給水を予熱して、冷却したガス混合物及び予熱したボイラー給水を生成させること、及び、
該予熱したボイラー給水の少なくとも一部を前記ウォーターボイラーに供給して発電用スチームを生成させること、
を更に含む、請求項８に記載の方法。
【請求項１０】
前記ＣＯ2生成物ガスがＳＯ2、ＳＯ3及びＮＯxからなる群から選択される１種以上の汚染物を含み、そして当該方法が、
ＣＯ2生成物ガスを水で洗浄して、ＳＯ3を含まない冷却したＣＯ2生成物ガスを生成させること、
該ＳＯ3を含まない冷却したＣＯ2生成物ガスを、Ｏ2及び水の存在下、且つＳＯ2を除去しようとする場合にはＮＯxの存在下で、ＳＯ2を硫酸に及び／又はＮＯxを硝酸に転化するのに十分な時間、高圧に維持すること、及び、
該ＳＯ3を含まない冷却したＣＯ2生成物ガスから該硫酸及び／又は硝酸を分離して、ＳＯxを含まないＮＯxリーンＣＯ2ガスを生成させること、
により該ＣＯ2生成物ガスから該汚染物の少なくとも一部を除去することを更に含む、請求項１に記載の方法。
【請求項１１】
前記ＳＯxを含まないＮＯxリーンＣＯ2ガスの少なくとも一部を乾燥し、精製して不活性物成分を除去し、そして約８０バールから約２５０バールのパイプライン圧に圧縮する、請求項１０に記載の方法。
【請求項１２】
転化反応でもってＣＯをＨ2Ｏと反応させることにより熱を発生させ、且つ前記ガス混合物中の前記Ｈ2の少なくとも一部を生成させることを更に含む、請求項１に記載の方法。
【請求項１３】
前記転化反応において発生させた熱の少なくとも一部を用いてボイラー給水を予熱する、請求項１２に記載の方法。
【請求項１４】
炭素質燃料、炭化水素質燃料及びバイオマス燃料からなる群から選択される燃料を部分酸化又は改質することにより、前記ＣＯの少なくとも一部を合成ガスの形で生成させる、請求項１２に記載の方法。
【請求項１５】
前記燃料が天然ガスであり、そしてそれをＯ2の存在下で部分酸化して前記合成ガスを生成させる、請求項１４に記載の方法。
【請求項１６】
前記燃料が天然ガスであり、そしてそれをスチームでもって接触改質して前記合成ガスを生成させる、請求項１４に記載の方法。
【請求項１７】
前記燃料が石炭であり、そしてそれをガス化して前記合成ガスを生成させる、請求項１４に記載の方法。
【請求項１８】
前記ガス混合物との間接熱交換により水を加温後にこの水を用いて前記ガス化の急冷を行うことを更に含む、請求項１７に記載の方法。
【請求項１９】
前記水の少なくとも一部を加温前に前記ガス混合物から凝縮させて分離する、請求項１８に記載の方法。
【請求項２０】
前記ガス混合物をできる限り最高の合成ガス製造圧力にて転化反応から生成させ、そして該方法が、ガス混合物の圧力を分離したＨ2ガス又はそれから得られたＨ2含有ガスをガスタービンで使用するのに有利である圧力に低下させることを更に含む、請求項１４に記載の方法。
【請求項２１】
発電する方法であって、
炭素質燃料、炭化水素質燃料及びバイオマス燃料からなる群から選択される燃料を部分酸化又は改質して、合成ガスを製造すること、
該合成ガス中のＣＯの少なくとも一部を転化反応でもってＨ2Ｏと反応させて、Ｈ2、ＣＯ2を含み、且つ、Ｈ2Ｓ、ＣＯ及びＣＨ4からなる群から選択される少なくとも１種の可燃性ガスを含むガス混合物を生成させること、
該ガス混合物からＨ2を分離して、分離したＨ2ガスと該可燃性ガスを含む粗製ＣＯ2ガスとを生成させること、
Ｏ2から本質的になる過剰の酸化剤ガスを使用し、そして随意に、炭素質燃料、炭化水素質燃料及びバイオマス燃料からなる群から選択される少なくとも１種の燃料を使用して、オキシ燃料燃焼法において該粗製ＣＯ2ガス中の該可燃性ガスの少なくとも一部を燃焼させて、熱を生じさせ、且つ該可燃性ガスの燃焼生成物を含むＣＯ2生成物ガスを生成させること、
該ＣＯ2生成物ガスの一部を供給物として該オキシ燃料燃焼法に再循環させること、
該分離したＨ2ガス又はそれから得られたガスの少なくとも一部との間接熱交換により該ＣＯ2生成物ガスの少なくとも一部からの上記熱の少なくとも一部を回収して、加温したタービン燃料ガス及び冷却したＣＯ2生成物ガスを生成させること、及び、
加温したタービン燃料ガスを発電用ガスタービンに供給すること、
含む発電方法。
【請求項２２】
Ｈ2、ＣＯ2を含み、且つ、Ｈ2Ｓ、ＣＯ及びＣＨ4からなる群から選択される少なくとも１種の可燃性ガスを含むガス混合物を処理するための装置であって、
該ガス混合物からＨ2を分離して、分離したＨ2ガスと該可燃性ガスを含む粗製ＣＯ2ガスとを生成させるための分離器、
該粗製ＣＯ2ガスの少なくとも一部分中の該可燃性ガスの少なくとも一部をＯ2の存在下で燃焼させて熱を生じさせ、且つ該可燃性ガスの燃焼生成物を含むＣＯ2生成物ガスを生成させるための燃焼反応器、
該分離器からの該粗製ＣＯ2ガスの少なくとも一部を該燃焼反応器に供給するための導管手段、
該ＣＯ2生成物ガスの少なくとも一部と該分離したＨ2ガス又はそれから得られたガスの少なくとも一部との間接熱交換を行って加温したＨ2含有ガス及び冷却したＣＯ2生成物ガスを生成させるための熱交換手段、
該燃焼反応器からの該ＣＯ2生成物ガスの少なくとも一部を該熱交換手段に供給するための導管手段、及び、
該分離器からの該分離したＨ2ガス又はそれから得られたガスの少なくとも一部を該熱交換手段に供給するための導管手段、
を含むガス混合物処理装置。
【請求項２３】
発電のためのガスタービン、及び、
前記熱交換手段から加温したＨ2含有ガスを燃料として該ガスタービンに供給するための導管手段、
を更に含む、請求項２２に記載の装置。
【請求項２４】
Ｎ2及びＨ2Ｏからなる群から選択される少なくとも１種の希釈剤流体を前記熱交換手段の上流で前記分離したＨ2ガスに導入してＨ2含有ガスを生成させるための手段を更に含む、請求項２３に記載の装置。
【請求項２５】
前記分離器が圧力スイング吸着システムである、請求項２２に記載の装置。
【請求項２６】
前記分離器がアミンスクラビングシステム又は物理的吸収スクラビングシステムである、請求項２２に記載の装置。
【請求項２７】
前記燃焼反応器がオキシ燃料燃焼反応器であって、当該装置が更に、
Ｏ2から本質的になる酸化剤ガスを該オキシ燃料燃焼反応器に供給するための導管手段、
を含み、且つ該装置が随意に、
前記ＣＯ2生成物ガスの一部を供給物として該オキシ燃料燃焼反応器に再循環させるための導管手段、
を更に含む、請求項２２に記載の装置。
【請求項２８】
前記オキシ燃料燃焼反応器が、発電のための膨張用スチームを生成させるための微粉砕石炭を燃料とするウォーターボイラーである、請求項２７に記載の装置。
【請求項２９】
前記ガス混合物とボイラー給水との間接熱交換を行って、それにより冷却したガス混合物及び予熱したボイラー給水を生成させるための熱交換手段、
前記ガス混合物を該熱交換手段に供給するための導管手段、
該熱交換手段から冷却したガス混合物を前記分離器に供給するための導管手段、
ボイラー給水を該熱交換手段に供給するための導管手段、及び、
該熱交換手段から予熱したボイラー給水を前記ウォーターボイラーに供給するための導管手段、
を更に含む、請求項２８に記載の装置。
【請求項３０】
前記ＣＯ2生成物ガスを水で洗浄して、ＳＯ3を含まない冷却したＣＯ2生成物ガスを生成させるための向流式気−液接触装置、
ＳＯ3を含まない冷却したＣＯ2生成物ガスの圧力を高めるための圧縮機、
該気−液接触装置からＳＯ3を含まない冷却したＣＯ2生成物ガスを該圧縮機に供給するための導管手段、
該ＳＯ3を含まないＣＯ2生成物ガスを、Ｏ2の存在下で、且つＳＯ2を除去しようとする場合はＮＯxの存在下で、ＳＯ2を硫酸に及び／又はＮＯxを硝酸に転化するのに十分な時間、高圧にて水で洗浄するための少なくとも１つの更なる向流式気−液接触装置、
該圧縮機から高圧のＳＯ3を含まないＣＯ2生成物ガスを該気−液接触装置又はそれぞれの気−液接触装置に供給するための導管手段、及び、
硫酸水溶液及び／又は硝酸水溶液を該気−液接触装置又はそれぞれの気−液接触装置に再循環させるための導管手段
を更に含む、請求項２２に記載の装置。
【請求項３１】
ＣＯをＨ2Ｏと反応させ前記ガス混合物中のＨ2の少なくとも一部を生成させるための転化反応器、
ＣＯ及びＨ2Ｏを該転化反応器に供給するための導管手段、及び、
該転化反応器から前記ガス混合物を前記分離器に供給するための導管手段、
を更に含む、請求項２２に記載の装置。
【請求項３２】
炭素質燃料、炭化水素質燃料及びバイオマス燃料からなる群から選択される燃料から前記ＣＯを含む合成ガスを生成させるための、部分酸化反応器及び改質装置からなる群から選択される反応器、及び、
該反応器から前記合成ガスを前記転化反応器に供給するための導管手段、
を更に含む、請求項３１に記載の装置。
【請求項３３】
反応器が、自熱式改質装置（ＡＴＲ）及びガス化装置からなる群から選択される、請求項３２に記載の装置。
【請求項３４】
前記反応器がガス化装置であり、当該装置が更に、
水と前記ガス混合物との間接熱交換を行って加温した水及び冷却したガス混合物を生成させるための熱交換手段、
ガス混合物を該熱交換手段に供給するための導管手段、
該熱交換手段から冷却したガス混合物を前記分離器に供給するための導管手段、
水を該熱交換器に供給するための導管手段、及び
該熱交換器から該加温した水を該ガス化装置に急冷水として供給するための導管手段、
を含む、請求項３３に記載の装置。
【請求項３５】
前記転化反応器において生成されたガス混合物の圧力をできる限り最高の合成ガス生成圧力から、分離したＨ2ガス又はそれから得られたＨ2含有ガスをガスタービンにおいて使用するのに有利である圧力に低下させるための圧力降下タービン、
前記転化反応器からガス混合物を該圧力降下タービンに供給するための導管手段、
水と減圧したガス混合物との間接熱交換を行うための熱交換手段、
該圧力降下タービンから減圧したガス混合物を該熱交換手段に供給するための導管手段、
該圧力降下タービンから冷却したガス混合物を前記分離器に供給するための導管手段、
水を該熱交換手段に供給するための導管手段、及び、
該熱交換手段から加温した水を除去するための導管手段、
を更に含む、請求項３２に記載の装置。
【請求項３６】
発電のための装置であって、
炭素質燃料、炭化水素質燃料、バイオマス燃料及び液体Ｈ2からなる群から選択される燃料からＣＯを含む合成ガスを生成させるための、部分酸化反応器及び改質装置からなる群から選択される反応器、
該ＣＯの少なくとも一部をＨ2Ｏと反応させて、Ｈ2、ＣＯ2を含み、且つ、Ｈ2Ｓ、ＣＯ及びＣＨ4からなる群から選択される少なくとも１種の可燃性ガスを含むガス混合物を生成させるための転化反応器、
該反応器からの合成ガスを該転化反応器に供給するための導管手段、
該ガス混合物からＨ2を分離して、分離したＨ2ガスと該可燃性ガスを含む粗製ＣＯ2ガスとを生成させるために分離器、
該転化反応器から該ガス混合物を該分離器に供給するための導管手段、
Ｏ2から本質的になる過剰の酸化剤ガスを使用し、そして炭素質燃料、炭化水素質燃料及びバイオマス燃料からなる群から選択される少なくとも１種の燃料を随意に使用して、オキシ燃料燃焼法において該粗製ＣＯ2ガス中の該可燃性ガスの少なくとも一部を燃焼させて、熱を発生させ且つ該可燃性ガスの燃焼生成物を含むＣＯ2生成物ガスを生成させるためのオキシ燃料燃焼反応器、
該分離器からの該粗製ＣＯ2ガスを該オキシ燃料燃焼反応器に供給するための導管手段、
該酸化剤ガスを該オキシ燃料燃焼反応器に供給するための導管手段、
該ＣＯ2生成物ガスの一部を供給物として該オキシ燃料燃焼反応器に再循環させるための導管手段、
ＣＯ2生成物ガスと分離したＨ2ガス又はそれから得られたガスとの間接熱交換を行って、加温したタービン燃料ガス及び冷却したＣＯ2生成物ガスを生成させるための熱交換手段、
該燃焼反応器からのＣＯ2生成物ガスを該熱交換手段に供給するための導管手段、
分離したＨ2ガス又はそれから得られたＨ2含有ガスを該熱交換手段に供給するための導管手段、
発電用のガスタービン、及び、
該熱交換手段からの加温したタービン燃料ガスを該ガスタービンに供給するための導管手段、
を含む、発電装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、水素（Ｈ2）、二酸化炭素（ＣＯ2）を含み、且つ、硫化水素（Ｈ2Ｓ）、一酸化炭素（ＣＯ）及びメタン（ＣＨ4）からなる群から選択される少なくとも１種の可燃性ガスを含むガス混合物を処理する方法に関する。本発明は、好ましくは、化石燃料を燃料とする発電所と統合されてＣＯ2及び他の大気汚染物の放出を減らすか又はなくす。関心のある主燃料は石炭であるけれども、本発明はビチューメン、石油コークス及び天然ガスのような他の燃料で発電するのに適用される。
【背景技術】
【０００２】
大気汚染物特にＣＯ2の放出が実質的にゼロで、炭素質と炭化水素質燃料を含めた化石燃料、及びバイオマス燃料から効率的に発電するための改良方法を開発する必要がある。これらのタイプの燃料を用いる発電設備からのＣＯ2の捕捉に関して、次の３つの基本的技法、すなわち、
（ａ）燃焼前の脱炭素、
（ｂ）燃焼後の煙道ガスからのＣＯ2の除去、及び
（ｃ）オキシ燃料燃焼システム、
がある。
【０００３】
本発明は、燃焼前の脱炭素の分野におけるものである。燃焼前の脱炭素では、燃料を純酸素（Ｏ2）と反応させ、そして部分酸化反応によってＨ2及びＣＯから主としてなる合成ガス混合物に転化させる。このＣＯは、水（Ｈ2Ｏ）との接触転化反応によってＨ2及びＣＯ2に転化され得る。これらのＣＯ2とＨ2は分離され、そしてＨ2は電力を発生させるガスタービン複合サイクル発電システムにおいて燃焼される。転化工程後にＨ2Ｓとして存在する燃料の硫黄分は、処分するためＣＯ2から分離されねばならず、またＨ2Ｓ又はＳＯ2のどちらかとして大気に排出されてはならない。かくして、ＣＯ2及びＨ2Ｓは、燃焼に先だってＨ2から分離されねばならない。ＣＯ2は、通常、貯蔵場所への移送のためにパイプライン圧（約１００バールから約２５０バール）に圧縮される。
【０００４】
以前の研究から、典型的には、燃焼前脱炭素をＣＯ2捕捉を伴う石炭からの発電に適用して、この燃料の低発熱量（「ＬＨＶ」）を基準として約３６％から４０％の発電効率が得られることが示された。
【０００５】
最初に燃料を高温でのＯ2との反応によってＨ2、ＣＯ、ＣＯ2、Ｈ2Ｏ、Ｈ2Ｓ、硫化カルボニル（ＣＯＳ）、二硫化炭素（ＣＳ2）、ＣＨ4及び他の小量不純物を含む粗製合成ガス混合物に転化させる部分酸化技術を用いて、炭素質又は炭化水素質燃料（石油コークス、ビチューメン、天然ガス、及び特に石炭のような）から、Ｈ2ガスを生成することができる。
【０００６】
粗製合成ガスは通常冷却され、そして特に石炭をガス化する場合、灰がそれから除去される。冷却工程と灰除去工程は、ガスを水で洗浄することにより同時に行うことができる。あるいはまた、ガスを熱交換器において冷却し、そして熱を回収して例えば高圧スチームを生じさせることができる。この場合、灰の大部分はガス化装置から溶融状態で除去され、そして残りのフライアッシュは熱回収後の濾過により除去される。どちらにしても、生じた冷却ガスは次いで通常は硫黄に耐性のある転化触媒を通過させて（場合により、中間段の冷却を伴う多段システムにおいて又は内部冷却を伴う単段反応器を用いて）、ＣＯをスチームでもってＨ2及びＣＯ2に転化させる。同時にＣＯＳ及びＣＳ2がＨ2Ｓ及びＣＯ2に転化される。
【０００７】
その後、最新の技術を利用して、通常はガスを、費用がかかり且つ操作中かなりのユーティリティー消費を必要とする物理的溶媒吸収プロセスを通すことによって、Ｈ2からＨ2Ｓ及びＣＯ2を選択的に分離する。
【０００８】
本発明者は、Ｈ2からのＨ2Ｓ及びＣＯ2の非選択的分離は、特にそのプロセスが発電用ガスタービンと統合される場合、既存の選択的分離技術に勝る利点を与えることを発見した。
【０００９】
ヨーロッパ特許出願公開第０２６２８９４号明細書（Ｌｅｒｎｅｒら、１９８８年４月６日公開）は、例えばスチーム−メタン改質装置からの流出物から、別々のＣＯ2生成物及びＨ2生成物の富化流れを同時に製造するための方法を開示する。分離のために圧力スイング吸着（ＰＳＡ）装置を用いて富化水素の一次流を作り、この一次流は液化されることがある。ＣＯ2及び可燃性ガス（ＣＯ、ＣＨ4及びＨ2を含めて）を含むところのＨ2−ＰＳＡからのパージ流を燃焼させて、ＣＯ2を生じさせ、そして、例えばＨ2の液化で利用することのできる、電気を生じさせる。Ｈ2−ＰＳＡのパージは、内燃機関、ガスタービン、又は発電に使用できる他の燃焼装置において、純酸素又は富化酸素の存在下で燃焼させる。燃焼器からの排気ガスは一般的には冷却されて、水蒸気を凝縮させ（これはその後除去される）、そして好ましくは、排気ガスの一部は燃焼器で得られる最高温度を制御するための供給物として燃焼器に再循環される。燃焼排気からの廃熱回収を利用してスチームを発生させてもよいことが、更に開示されている。ヨーロッパ特許出願公開第０２６２８９４号明細書は、ＰＳＡパージガスを燃焼させるために内燃機関を使用することを例示する。
【００１０】
【特許文献１】ヨーロッパ特許出願公開第０２６２８９４号明細書
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【００１１】
本発明の好ましい態様の目的は、炭素質もしくは炭化水素質燃料又はバイオマスの部分酸化又は改質から得られる合成ガスを、純Ｈ2ガス及び純ＣＯ2ガスに、そして一部の態様においては一次燃料からの硫黄を含有する別個の流れに分離する、より低コストで高効率の改良方法を提供することである。
【００１２】
統合ガス化複合サイクル（ＩＧＣＣ）システムを使用して、石炭のような炭素質燃料から電力のようなエネルギーを発生させることができる。燃料はガス化されてＣＯとＨ2の合成ガス混合物を生成し、そしてこの混合物はＨ2Ｏの存在下での接触転化反応でもって転化されてＨ2及びＣＯ2を生成する。燃料中に存在する硫黄はＨ2Ｓと、小量のＣＯＳ及びＣＳ2に転化される。ＣＯ2及び存在するならばＨ2Ｓからの分離後、Ｈ2は、電力を発生させるためガスタービンにおいて燃料として用いられる。石炭を燃料とする発電所においてオキシ燃料ボイラー用ボイラー給水を予熱するために、ガスタービン排気から熱を回収することが当該技術において知られている。
【００１３】
本発明の好ましい態様の更なる目的は、複合システムにおいて一緒に統合される場合に、複合システムの構成機器間の更なる熱統合を行うことにより複合システムの総合効率が改善されるように、オキシ燃料を燃料とするボイラーのみならずＩＧＣＣシステムの効率も改善することである。
【００１４】
通常のオキシ燃料燃焼システムは、典型的には３００℃から３５０℃の温度の、高温煙道ガスの再循環を利用する。加えて、生成される正味の煙道ガスの量は、漏入空気及び酸素供給物中の窒素／アルゴンを除いてボイラーシステムに窒素及びアルゴンが存在しないため、通常の発電所ボイラーと比べて低減される。これらの結果は両方とも、脱気に先立つ復水の加熱及びスチーム送出圧への復水の昇圧に続くボイラー給水の加熱のために利用可能な低グレードの熱の量を低減する。酸素プラントの空気圧縮機のためと、ＣＯ2圧縮機のために、断熱圧縮を利用して、高温の圧縮空気及びＣＯ2が復水及びボイラー給水へ伝熱するようにすることが提案された（“Ｏｘｙ−Ｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎ  Ｐｒｏｃｅｓｓｅｓ  Ｆｏｒ  ＣＯ2   Ｃａｐｔｕｒｅ  Ｆｒｏｍ  Ａｄｖａｎｃｅｄ  Ｓｕｐｅｒ−Ｃｒｉｔｉｃａｌ  ＰＦ  ａｎｄ  ＮＧＣＣ  Ｐｏｗｅｒ  Ｐｌａｎｔｓ”，  Ｄｉｌｌｏｎ  ｅｔ  ａｌ，  Ｐｒｏｃｅｅｄｉｎｇ  ｏｎ  ｔｈｅ  ７th  Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ  Ｃｏｎｆｅｒｅｎｃｅ  ｏｎ  Ｇｒｅｅｎｈｏｕｓｅ  Ｇａｓ  Ｃｏｎｔｒｏｌ  Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓ，  ２００４年９月，カナダ国バンクーバー）。これは依然として、スチームエネルギーサイクル又は何らかの他の手段から抽気される中圧スチームを用いることにより補われねばならない不足分を残す。
【００１５】
本発明の好ましい態様の目的は、石炭ガス化とオキシ燃料燃焼システムとを結合することによりボイラー給水及び復水を予熱する追加的手段を提供することである。
【００１６】
最も広く用いられている石炭ガス化方法の一つは、部分酸化した石炭を水との直接接触により１４００℃超の温度から、一般的には２４０〜２７０℃の温度まで、急冷する方法である。ガスはガス化装置の底にある部分において急冷され、そしてこれは、ガスを冷却するのみならず、石炭から灰の大部分を洗い流す。このガスは次いで、それを清浄にしそして更に冷却するため、スクラビングされる。予熱した水を利用して、６０バールの典型的運転圧において６０〜８０容量％の範囲であることができる急冷ガスの水含有率を増加させることができる。最大限予熱した急冷水の場合の水の高含有率は、最大の転化率と最小の温度上昇でＣＯ及び水蒸気のＣＯ2及びＨ2への転化に有利に働く。
【００１７】
本発明の好ましい態様の目的は、ガス化装置をそのできる限り最大の圧力で、石炭とともに及び、好ましくは最小の温度上昇で転化反応器でのＣＯのＨ2への転化率を最良にするため、典型的には沸点の２０℃以内の最高温度まで予熱した急冷水とともに、用いることである。
【００１８】
本発明の好ましい態様の目的は、急冷水の予熱と運転圧を最大にすることにより、圧力降下システムからのエネルギー回収を増加することである。
【００１９】
急冷水の加熱の最大化は、転化反応からのＨ2リッチ生成物ガスとともに存在するスチームを最大にする。これはシステムの圧力の最大化と一緒に、転化に続く圧力降下タービンで得られるエネルギーの最大化を可能にする。ガス圧は、下流のシステムにおける圧力損失を考慮して、ＣＯ2及びＨ2Ｓの除去後にガスタービンにおいて燃料として用いようとするＨ2リッチガスにとって好適な圧力を与える値に低下される。ＣＯ転化後に出力タービンを使用することは、発熱ＣＯ転化反応において放出された熱を非常に高い効率でエネルギーに変換するのを可能にする。
【００２０】
本発明の好ましい態様の更なる目的は、ボイラー給水及びオキシ燃料ボイラーからの復水を予熱するため、そしてまたＨ2にＣＯ2を加えた冷却された流れからの再循環復水である急冷水を加熱するため、合成ガスのスチーム分が効率的に用いられるように、オキシ燃料ボイラーと統合された水の急冷を用いる単純な低コストの実績のある石炭ガス化システムの使用を可能にすることである。
【課題を解決するための手段】
【００２１】
本発明は、Ｈ2、ＣＯ2を含み、且つ、Ｈ2Ｓ、ＣＯ及びＣＨ4からなる群から選択される少なくとも１種の可燃性ガスを含むガス混合物を処理する方法を提供する。この方法は、
該ガス混合物からＨ2を分離して、分離したＨ2ガスと、該可燃性ガスを含む粗製ＣＯ2ガスとを製造すること、
該粗製ＣＯ2ガスの少なくとも一部分中の該可燃性ガスの少なくとも一部をＯ2の存在下で燃焼させて、熱と、該可燃性ガスの燃焼生成物を含むＣＯ2生成物ガスを生成させること、及び、
該分離したＨ2ガス又はそれから得られたガスの少なくとも一部との間接熱交換により該ＣＯ2生成物ガスの少なくとも一部からの熱の少なくとも一部を回収して、加温したＨ2含有ガス及び冷却したＣＯ2生成物ガスを製造すること、
を含む。
【００２２】
本発明はまた、上記の方法を実施するための装置も提供する。これに関して言えば、該装置は、
該ガス混合物からＨ2を分離して分離したＨ2ガスと、該可燃性ガスを含む粗製ＣＯ2ガスとを製造するための分離器、
該粗製ＣＯ2ガスの少なくとも一部分中の該可燃性ガスの少なくとも一部をＯ2の存在下で燃焼させて熱と、該可燃性ガスの燃焼生成物を含むＣＯ2生成物ガスを生成するための燃焼反応器、
該分離器から粗製ＣＯ2ガスの少なくとも一部を該燃焼反応器に供給するための導管手段、
該ＣＯ2生成物ガスの少なくとも一部と該分離したＨ2ガス又はそれから得られたガスの少なくとも一部との間接熱交換を行って加温したＨ2含有ガス及び冷却したＣＯ2生成物ガスを生成するための熱交換手段、
該燃焼反応器からＣＯ2生成物ガスの少なくとも一部を該熱交換手段に供給するための導管手段、及び、
該分離器からの該分離したＨ2ガス又はそれから得られたガスの少なくとも一部を該熱交換手段に供給するための導管手段、
を含む。
【００２３】
以下に提示するのは、本発明の現時点で好ましい態様の、一例としてのみの及び添付図面に関しての説明である。
【発明を実施するための最良の形態】
【００２４】
本発明の第１の側面によれば、Ｈ2、ＣＯ2を含み、且つ、Ｈ2Ｓ、ＣＯ及びＣＨ4からなる群から選択される少なくとも１種の可燃性ガスを含むガス混合物を処理する方法であって、
該ガス混合物からＨ2を分離して、分離したＨ2ガスと、該可燃性ガスを含む粗製ＣＯ2ガスとを製造すること、
該粗製ＣＯ2ガスの少なくとも一部分中の該可燃性ガスの少なくとも一部をＯ2の存在下で燃焼させて、熱と、該可燃性ガスの燃焼生成物を含むＣＯ2生成物ガスとを生成させること、及び、
該分離したＨ2ガス又はそれから得られたガスの少なくとも一部との間接熱交換により該ＣＯ2生成物ガスの少なくとも一部から熱の少なくとも一部を回収して、加温したＨ2含有ガス及び冷却したＣＯ2生成物ガスを製造すること、
を含む方法が提供される。
【００２５】
本方法は、Ｈ2、ＣＯ2を含み、且つ、ＣＯ、Ｈ2Ｓ及びＣＨ4から選択される少なくとも１種の可燃性ガスを含むあらゆるガス混合物の処理に適用される。しかしながら、この方法は特に、炭素質もしくは炭化水素質燃料又はバイオマス燃料の部分酸化（又は改質）に由来するガス混合物の処理に適用される。これらの態様において、粗製ＣＯ2ガスの組成は、用いられる燃料、部分酸化のための条件及び分離の有効度を含めて、多数の因子に依存する。
【００２６】
ＣＯが可燃性ガスとして粗製ＣＯ2ガス中に存在する場合は、ＣＯ2生成物ガスは、更なるＣＯ2を燃焼生成物として含む。ＣＨ4が可燃性ガスとして粗製ＣＯ2ガス中に存在する場合は、ＣＯ2生成物ガスは、Ｈ2Ｏ及び更なるＣＯ2を燃焼生成物として含む。Ｈ2Ｓが可燃性ガスとして粗製ＣＯ2ガス中に存在する場合は、ＣＯ2生成物ガスは、ＳＯ2及びＨ2Ｏを燃焼生成物として含む。加えて、分離が完全には有効でない場合は、いくらかのＨ2（これも可燃性である）も粗製ＣＯ2ガス中に存在する。Ｈ2が粗製ＣＯ2中に存在する場合は、ＣＯ2生成物ガスは、Ｈ2Ｏを燃焼生成物として含む。
【００２７】
本方法の燃焼工程は熱を発生し、そしてこの熱の少なくとも一部は分離したＨ2ガス又はそれから得られたガスの少なくとも一部との間接熱交換により回収される。それゆえ、ＣＯ2生成物ガスは伝熱媒体として用いられる。ＣＯ2生成物ガスは通常、低い圧力、例えば約１バールから約２バール、典型的には約１．３バールを有する。通常、ＣＯ2生成物ガスは、一般的には残留の過剰Ｏ2と一緒、及び燃料が硫黄を含有していたならば硫黄、ＳＯ2／ＳＯ3と一緒に、ＣＯ2とＨ2Ｏから本質的になる。
【００２８】
好ましくは、本方法はガスタービンを用いる発電のためのプロセスと統合され、そして特に本方法は、好ましくはガスタービン複合サイクルシステムと統合される。好ましくは、本方法は更に、加温したＨ2含有ガスの少なくとも一部を燃料として発電用ガスタービンに供給することを含む。タービン燃料ガス中に窒素（Ｎ2）か又はＨ2Ｏのどちらかを導入することにより、ガスタービンによって発生される電力を増加させることができる（及びガスタービンからのＮＯx放出レベルを低減することができる）。そのような態様においては、本方法は更に、
Ｎ2及びＨ2Ｏからなる群から選択される少なくとも１種の希釈剤流体を分離したＨ2ガスに導入して、Ｈ2含有ガスを生成させること、及び、
このＨ2含有ガスを熱回収のために用いること、
を含むことができる。例えば、導入されるＮ2の量は、ＮＯx放出レベルを制御するため及び最大ガスタービン出力を生じるために注意深く決定される。典型的には、約４０ｖｏｌ％から約６０ｖｏｌ％のＮ2を含有するタービン燃料ガス流を生じさせるのに十分なＮ2を、分離したＨ2ガスに添加する。
【００２９】
ガス混合物は、粗製ＣＯ2ガスを不純Ｈ2から分離するために非選択的に処理される。Ｈ2は、任意の適当な技術によって分離することができる。例として、Ｈ2はガス混合物から、例えばＭＤＥＡ装置での、アミンスクラビング法により、又は同様な化学的もしくは物理的吸収法により、分離することができる。そのような溶媒を基礎とする方法では、ＣＯ2及びＨ2Ｓは、ほんの小量の他のガス成分（例えば、Ｈ2や、ＣＯ及びＣＨ4のような可燃性成分や、いくらかのより小量の不純物）と一緒に、化学的又は物理的な溶媒により吸収される。しかしながら、炭素含有可燃性成分（例えばＣＯ及びＣＨ4）の大部分は、Ｈ2リッチガスである分離したＨ2ガス中に残存する。ガスタービンにおけるこの分離したＨ2ガスの燃焼は、炭素含有可燃性成分から得られたＣＯ2の不所望の放出をもたらすことになる。それゆえ、可燃性炭素含有成分がＣＯ2及びＨ2ＳとともにＨ2ガスから分離されて、実質的に純粋な分離したＨ2ガスが残される、ということが好ましい。
【００３０】
Ｈ2は好ましくは、圧力スイング吸着（ＰＳＡ）法により、典型的には多床型圧力スイング吸着システムのようなＰＳＡシステムを用いて、ガス混合物から分離される。ＰＳＡは一般的に、約９９．９９９ｍｏｌ％の純度にて、約８５ｍｏｌ％から約９０ｍｏｌ％の水素回収率を達成することが可能である。粗製ＣＯ2ガスはいくらかの未回収Ｈ2を含有しており、そしてまたＣＨ4及びＣＯを含有することもある。Ｈ2Ｓが粗製ＣＯ2ガス中に存在する場合、それはＰＳＡシステムに供給されるガス混合物の総燃焼エネルギーのうちの少なからぬ割合を供給しよう。これは、６ｗｔ％の硫黄を含有する石油コークスのような、高硫黄含有量の燃料を用いる態様に特に当てはまる。
【００３１】
非選択的分離のために単純で低コストのＰＳＡ法を使用するのを可能にするために、好ましい態様では、低圧のＰＳＡ廃ガス流の熱含量を、下流のガスタービン複合サイクル発電システムにおいて効率的に利用する。加えて、ＣＯ2及び硫黄化合物を、別々に処分するためこの廃ガス流から選択的に分離する。これらの二つの目的は、廃ガスを過剰の純Ｏ2で燃焼させることにより達成することができ、この場合、燃焼生成物はＨ2Ｏ、ＣＯ2、ＳＯ2、ＳＯ3、及び過剰のＯ2である。オキシ燃料の燃焼は、ワンススルー式でか又は燃焼温度を調節するため冷却した煙道ガスを再循環して行うことができる。ＣＯ2は、乾燥しそしてパイプライン圧に圧縮することができる。ＳＯ2及び過剰Ｏ2は、圧縮シーケンス中に適用されるプロセスによりＣＯ2から除去することができる。
【００３２】
ＰＳＡ低圧廃ガス流のオキシ燃料燃焼により発した熱は、好ましくは、ガスタービン燃料ガスを最大許容温度に加熱するために用いられる。ガスタービン燃焼温度（及びかくして放出されるガスタービンからのＮＯxのレベル）を低下させガスタービン出力を増加するために、Ｎ2を分離したＨ2ガスと混合してもよい。このようにして、ＰＳＡ廃ガスにおける燃焼熱エネルギーの大部分が、Ｈ2燃料の燃焼からの熱と同じ総合効率にて、ガスタービンにおいて一次エネルギーとして用いられる。空気分離装置（ＡＳＵ）がガス化装置及びオキシ燃料燃焼のための酸素を供給する態様では、該Ｎ2はＡＳＵにより同時生成され得る。
【００３３】
工業用ガスタービンに燃料供給するために分離Ｈ2が用いられる場合、ＰＳＡ多床型システムは、約１０バールから約１００バールの圧力範囲にわたって、好ましくは２５バールから約３５バールの範囲にて運転することができる。石油留分を水素処理するためにＨ2が必要とされる場合、Ｈ2の圧縮負荷を減らすか又はなくすために、運転圧はできる限り高くすべきである。この高圧要件はまた、将来の輸送機関の燃料供給要件のためにＨ2が必要とされる場合にも当てはまろう。
【００３４】
粗製ＣＯ2ガス中の可燃性ガスは、いかなる適当な燃焼法で燃焼させてもよい。しかしながら、好ましくは、粗製ＣＯ2ガス中の可燃性ガスは、Ｏ2から本質的になる過剰の酸化剤ガス及び随意に再循環ＣＯ2生成物ガスを用いて、オキシ燃料燃焼法でもって燃焼される。ガス混合物が石炭のような炭素質燃料から生成される場合は、ＣＯ2生成物ガスは更に、いくらかの過剰の燃焼Ｏ2と一緒にＣＯ2、Ｈ2Ｏ、ＳＯ2及びＳＯ3を含む。
【００３５】
炭素質燃料、炭化水素質燃料及びバイオマス燃料からなる群から選択される燃料は、オキシ燃料燃焼法で燃焼させることができる。その場合には、粗製ＣＯ2ガス中の可燃性ガスは、オキシ燃料を燃料とするウォーターボイラーにおける「オーバーフュエル」として用いられる。好ましいオキシ燃料燃焼法の例は、発電所における微粉砕石炭を燃料とするウォーターボイラーである。かくして、好ましい態様において、部分酸化又は改質のようなプロセスによる炭素質燃料、炭化水素質燃料又はバイオマス燃料のような一次燃料の処理から生じるガス混合物は、実質的に純粋なＨ2を分離するべき分離プロセスに付されるならば、更にＨ2Ｓ、ＣＯ及びＣＨ4を含有する粗製ＣＯ2流をもたらし、この流れは発電所における微粉砕石炭を燃料とするボイラーにおいて追加の燃料ガスの燃焼用流れとして燃焼させることができる。このボイラーがオキシ燃料燃焼のために改造されているならば、ＣＯ2及びＳＯx燃焼生成物は処分のために捕捉される。
【００３６】
本方法は、オキシ燃料燃焼法が電力を発生させるために膨張用スチームを生成させるウォーターボイラーにおける炭素質燃料、例えば微粉砕石炭の燃焼である態様に、特に適用される。これらの態様において、本方法は更に、
ガス混合物との間接熱交換によりボイラー給水を予熱して、冷却したガス混合物及び予熱したボイラー給水を生成させること、及び、
該予熱ボイラー給水の少なくとも一部をウォーターボイラーに供給して発電用スチームを生成させること、
を含むことができる。かくして、この方法は、複合サイクル発電システムと更に統合することができる。好ましい態様において、該ガス混合物は、ＣＯ転化と圧力降下タービンにおける随意的なエネルギー回収をしてから得られる。
【００３７】
好ましい態様は、ガスタービンから電力を発生させるＩＧＣＣシステムと統合された、発電用スチームを生成させるオキシ燃料を燃料とするウォーターボイラー（例えば、微粉砕石炭を燃料とする発電所におけるような）を含む。かかる態様は、オキシ燃料を燃料とするウォーターボイラーとＩＧＣＣシステムとのより効率的な熱的統合を可能にし、しかして微粉砕石炭を燃料とする発電所においてボイラー給水及び復水を予熱するのに必要とされるスチームをより少なくすることになる。微粉砕石炭を燃料とするボイラーに関連したガスタービンの出力に依存して、ガスタービンからの排気を、ボイラー給水を予熱するためにそしてまた高圧スチームを生成させるために使用することができる。別個のスチームタービン及び関連装置は必要とされない。スチームシステムの全ては、ＩＧＣＣシステム及びＰＦ石炭燃料ボイラーの両方に共通となる。これにより、より高い効率が達成可能であり、また資本経費が低減される。
【００３８】
本発明は、ＩＧＣＣシステムと統合された、合成ガスを生成する部分酸化反応器又は改質装置とともに用いることができる。合成ガス中のＣＯは、通常、転化触媒上でのＨ2Ｏとの反応により転化されてＨ2及びＣＯ2を生成する。Ｈ2はＣＯ2から分離され、そして次いで発電するためにガスタービンの燃焼室に燃料として供給される。
【００３９】
石炭系ＩＧＣＣと微粉砕石炭系オキシ燃料ボイラーにおける石炭の燃焼との組み合わせを含む統合プロセスは、別々に用いられる現在最良の方法のどちらと比べても、発電の総合効率をかなり増加させる。加えて、ＣＯ2の捕捉を伴う発電設備の資本経費は、別々に用いられる現在最良の二つの方法のどちらと比べてもかなり低減される。
【００４０】
本発明の一つの格別な利点は、有害であり得る微量成分の少なくとも一部（そして通常全部）が酸化され、そして可溶性又は不活性形態に転化されることであり、この形態のものは下流で、しばしば該有害微量成分それら自体より容易に、除去することができる。
【００４１】
ＣＯ2生成物ガスは、多数の汚染物を含み得る。これらの汚染物の正体及び量は、ガス混合物を生成させるために用いられた燃料の特質、燃焼工程の条件、及び分離の有効度に依存する。例えば、燃料として石炭を使用するとＨ2Ｓが生成され、これは燃焼するとＳＯ2及びＳＯ3（あるいはＳＯx）を生成する。燃焼工程における過剰Ｏ2は、汚染物としてのＯ2になることがある。加えて、燃焼において用いられるＯ2中の不純物に由来するＮ2及びＡｒもまた、ＣＯ2生成物ガス中に汚染物として存在することがある。しかしながら、オキシ燃料燃焼法を使用することの一つの利点は、Ｏ2供給物とともにそしてまた空気がプロセスに漏入する結果として存在する量以外は、Ｎ2及びＡｒがそのプロセスから大部分排除されることである。Ｎ2及びＡｒ成分は、「不活性」成分と称される。
【００４２】
ＣＯ2生成物ガスがＳＯ2、ＳＯ3及びＮＯxからなる群から選択される１種又はそれ以上の汚染物を含む場合、本方法は更に、
ＣＯ2生成物ガスを水で洗浄して、ＳＯ3を含まない冷却したＣＯ2生成物ガスを生じさせること、
該ＳＯ3を含まない冷却したＣＯ2生成物ガスを、Ｏ2及び水、そしてＳＯ2を除去使用とする場合はＮＯx、の存在下で、ＳＯ2を硫酸に及び／又はＮＯxを硝酸に転化するのに十分な時間、高圧に維持すること、及び、
該ＳＯ3を含まない冷却したＣＯ2生成物ガスから硫酸及び／又は硝酸を分離して、ＳＯxを含まないＮＯxリーンのＣＯ2ガスを生成させること、
により、ＣＯ2生成物ガスから該汚染物の少なくとも一部を除去することを含むことができる。
【００４３】
「ＳＯ3を含まない」又は「ＳＯxを含まない」に関して用語「含まない」とは、少なくとも実質的に全て（そして通常は本質的に全て又は好ましくは全て）のＳＯ3又はＳＯxが除去されていることを意味する。
【００４４】
ＳＯxを含まないＮＯxリーンのＣＯ2ガスの少なくとも一部は、次いで乾燥し、必要ならば「不活性」成分を除去するために精製し、そして約８０バールから約２５０バールのパイプライン圧に圧縮することができる。
【００４５】
一般的には、ＳＯx汚染物の少なくとも実質的に全て（そして通常全て）と、ＮＯxの大部分、通常約９０％、が除去される。
【００４６】
ＣＯ2生成物ガスは、通常、約１バールから約２バール、例えば典型的には１．３バールの圧力で製造され、そして高い圧力に圧縮することができる。高い圧力は、通常少なくとも約３バール、そして好ましくは約１０バールから約５０バールである。好ましい態様では、ＳＯ2及びＮＯxの除去は、ガスが圧縮機の中間冷却器又は後段冷却器において冷却されるＣＯ2圧縮系列装置内の段階（ステージ）にて行われる。圧縮の少なくとも一部は、好ましくは断熱的である。
【００４７】
ＣＯ2生成物ガスの圧力が高められた後にガス成分と液体の水との十分な接触時間があるならば、ＳＯ2はＨ2ＳＯ4として除去され、ＮＯ及びＮＯ2はＨＮＯ3として除去される。接触時間（又は「ホールドアップ」）が、ＳＯ2のＨ2ＳＯ4への及びＮＯxのＨＮＯ3への転化度を決定する。６０秒以下の総「ホールドアップ」時間が、通常、ＳＯ2／ＮＯxの最大転化のために十分なものである。
【００４８】
カラム又はスクラバー塔のような向流式の気−液接触装置が、水とＳＯxとのそして次にＮＯxとの親密な混合を可能にして当該ガスからこれらの成分を連続的に除去し、それにより、少なくとも実質的に全てのＳＯxがＮＯxの大部分と一緒に除去されるまで、反応を進行し得るようにする。かかる装置は、転化のための所要接触時間を与えるのに適している。ＨＮＯ2又はＨＮＯ3は、ＳＯ2の全てが消費されるまで形成されない。
【００４９】
転化のために必要とされるＯ2を加えてもよいが、ある量のＯ2は、通常、例えばオキシ燃料燃焼法において用いられた過剰のＯ2から、いずれにしてもＣＯ2中に存在する。水は、例えば燃焼プロセスにおいて生成された、ＣＯ2中に通常存在している。いずれにしても、水は洗浄中に添加される。
【００５０】
ＣＯ2生成物ガスは、通常、スクラバーのような向流式気−液接触装置においてＳＯ3を除去するために洗浄される。ＳＯ3を含まない冷却したＣＯ2生成物ガスは、通常、ＳＯxを含まないＮＯxリーンＣＯ2ガス並びに硫酸水溶液及び／又は硝酸水溶液を生成させるために、少なくとも１つの更なる向流式気−液接触装置において水で洗浄される。それらの酸水溶液は、通常希薄である。それらの水溶液又は各水溶液の少なくとも一部は、好ましくは、当該気−液接触装置又は各気−液接触装置に再循環される。接触装置がカラム又はスクラバー塔である場合、溶液はカラム又は塔の上部に再循環される。当該水溶液又は各水溶液の再循環部分は、通常、より高い圧力へ昇圧されて昇圧溶液にされ、次いでそれは冷却されてから再循環される。
【００５１】
ＳＯ3を含まない冷却したＣＯ2生成物ガスがＳＯ2及びＮＯxを含む好ましい態様においては、本方法は、第１の高圧にてＳＯ2を硫酸に転化し、そして第１の高圧より高い第２の高圧にてＮＯxを硝酸に転化することを含む。ＮＯxの一部は、第１の高圧にて硝酸に転化され得る。例えば、ＳＯ2供給物濃度が十分に低いならば、第１の高圧にて硫酸より多くの硝酸が生成されることがある。
【００５２】
かくして、好ましい態様において、本方法は通常、
向流式気−液接触装置においてＣＯ2生成物ガスを水で洗浄して、ＳＯ3を含まない冷却したＣＯ2生成物ガスを生成させること、
該ＳＯ3を含まない冷却ＣＯ2生成物ガスの少なくとも一部を第１の高圧に圧縮すること、
第１の更なる向流式気−液接触装置において第１の高圧にてＳＯ3を含まないＣＯ2生成物ガスを水で洗浄して、ＳＯxを含まないＣＯ2ガス及び硫酸水溶液を生成させること、
該ＳＯxを含まない二酸化炭素ガスの少なくとも一部を第２の高圧に圧縮すること、及び、
第２の更なる向流式気−液接触装置において第２の高圧にてこのＳＯxを含まない二酸化炭素ガスの少なくとも一部を水で洗浄して、ＳＯxを含まないＮＯxリーン二酸化炭素ガス及び硝酸水溶液を生成させること、
を含む。硫酸水溶液の少なくとも一部は、通常、随意に昇圧及び／又は冷却後に、第１の気−液接触装置に再循環される。硝酸水溶液の少なくとも一部は、通常、随意に昇圧及び／又は冷却後に、第２の気−液接触装置に再循環される。硝酸はＮＯ及びＮＯ2を生成するように反応させることができ、そしてこれらは粗製ＣＯ2ガス中のＮＯxレベルが低いか又は存在しない態様においては再循環することができる。
【００５３】
第１の高圧は通常約１０バールから約２０バールであり、好ましくは約１５バールである。ＳＯ3を含まない冷却ＣＯ2生成物ガスが第１の高圧に圧縮される場合、かかる圧縮は好ましくは断熱的であり、通常は発電システムへの熱回収を伴う。
【００５４】
第２の高圧は通常約２５バールから約３５バールであり、好ましくは約３０バールである。
【００５５】
気−液接触装置における該当するＣＯ2ガスの水との接触時間は、滞留時間として知られている。ＳＯ3を含まないＣＯ2生成物ガスは、好ましくは、第１の更なる気−液接触装置において約２秒から約２０秒の滞留時間を有する。ＳＯxを含まないＣＯ2ガスは、好ましくは、第２の更なる気−液接触装置において約２秒から約２０秒の滞留時間を有する。
【００５６】
本発明の好ましい態様の利点の一つは、本方法が３００ｐｐｍくらいの低いＮＯxの濃度でもってうまく働くことである。ＣＯ2生成物ガス中のＮＯxの濃度は、好ましくは、約３００ｐｐｍから約１０，０００ｐｐｍである。ＣＯ2生成物ガスが汚染物としてＮＯxを含まない態様では、本方法は更に、ＳＯ2を硫酸に転化するのに必要とされるＮＯxの少なくとも最小量を該ＣＯ2に添加することを含む。これらの態様において、添加されるＮＯxの量は、好ましくは、約３００ｐｐｍから約１０，０００ｐｐｍである。
【００５７】
ＣＯ2生成物ガスから分離されたＨＮＯ3は、その後、ＮＯ及びＮＯ2に転化してシステムに再循環して戻すことができる。
【００５８】
ＳＯ2を硫酸に及び／又はＮＯxを硝酸に転化するためにＣＯ2生成物ガスが前記高圧に維持される温度は、通常約８０℃以下であり、好ましくは約５０℃以下である。好ましい態様では、該温度は約０℃より低くなく、好ましくは約０℃から５０℃である。最も好ましくは、該温度は周囲温度付近、例えば約３０℃である。
【００５９】
ＳＯxを含まないＮＯxリーンＣＯ2ガス（又は除去すべきＳＯx／ＮＯxがない場合はＣＯ2生成物ガス）は、次いで、地層中に貯蔵してもよく又は増進石油回収に利用してもよい。好ましい態様において、該ガスは乾燥剤乾燥器において乾燥され、次いでＯ2、Ｎ2及びＡｒのような「不活性種」が気相で除去されるその三重点に近い温度に冷却される。この方法は、供給物ガス圧を約２０バールから約４０バールの範囲の適切な高レベルに設定することにより、不活性物ガス流でのＣＯ2損失を最小にするのを可能にする。適当な「不活性種」除去方法は、“Ｏｘｙｆｕｅｌ  ｃｏｎｖｅｒｓｉｏｎ  ｏｆ  ｈｅａｔｅｒｓ  ａｎｄ  ｂｏｉｌｅｒｓ  ｆｏｒ  ＣＯ2  ｃａｐｔｕｒｅ”という題目の論文（Ｗｉｌｋｉｎｓｏｎ  ｅｔ  ａｌ，  Ｓｅｃｏｎｄ  Ｎａｔｉｏｎａｌ  Ｃｏｎｆｅｒｅｎｃｅ  ｏｎ  Ｃａｒｂｏｎ  Ｓｅｑｕｅｓｔｒａｔｉｏｎ，  Ｍａｙ  ５th−８th  ２００３，  Ｗａｓｈｉｎｇｔｏｎ  ＤＣ）に記載されており、その開示は参照によりここに組み込まれる。この方法は、約９５ｍｏｌ％から約９８ｍｏｌ％のＣＯ2純度と約９０ｍｏｌ％から約９５ｍｏｌ％のＣＯ2回収率をもたらす。
【００６０】
過剰Ｏ2をＳＯxを含まないＮＯxリーンＣＯ2ガスから除去することが必要とされる場合（例えば、ＣＯ2を増進石油回収のために使用しようとする場合）は、Ｏ2をＨ2Ｏに転化するために、圧縮ＣＯ2を適当な量のＨ2と混合しそして白金又はパラジウム触媒を通過させることができる。この工程は、ＳＯx／ＮＯx除去工程の下流で且つＣＯ2乾燥工程の直ぐ上流で行われる。この接触転化は、一般的には、約２０バールから約４０バールの圧力にて行われる。
【００６１】
ＰＳＡのオフガスから純ＣＯ2を分離することに関連する更なる態様は、上記のＷｉｌｋｉｎｓｏｎの参考文献に記載された「不活性種」の分離を使用すること、並びに不活性種ガス流（それは典型的には約２５ｍｏｌ％ＣＯ2、４０ｍｏｌ％Ｈ2、１５ｍｏｌ％ＣＯからなり、そして残部はＯ2、Ｎ2及びＡｒで構成されており、また典型的には約２０バールから約３０バールの圧力にある）を取り出しそしてより回収可能なＨ2を分離するためこのガス流を処理することを必要とする。このガスは最初に約３００℃に加熱し、スチームを添加し、そして転化触媒を通過させてＣＯ及び水をＣＯ2及びＨ2に転化させる。Ｈ2リッチガスを次いで第２のＰＳＡを通して、第２ＰＳＡで第２の量の純Ｈ2を分離して低圧ＣＯ2リッチの廃ガス流を残し、そしてこの廃ガス流はワンススルー式に純Ｏ2でもって燃焼させてガスタービンへの供給物を予熱するための熱を生じさせることができる。
【００６２】
オキシ燃料燃焼プロセスが燃料として石炭を用いる場合、典型的石炭組成に基づくと、水銀がＣＯ2生成物ガス中に存在する。本発明のこれらの態様の更なる利点は、硝酸が生成されるので、ＣＯ2生成物ガス中に存在する元素状水銀又は水銀化合物もまた除去されることである。と言うのは、気相の元素状水銀は硝酸第二水銀に転化され、そして水銀化合物は硝酸と容易に反応するからである。該プロセスにおける典型的硝酸濃度は、反応又は溶解のどちらかによりＣＯ2流から全ての水銀を除去するのに十分である。
【００６３】
Ｈ2含有ガスは好ましくはガスタービンの燃焼器において燃料として用いられるけれども、Ｈ2含有ガスの少なくとも一部は、石油留分の水素処理又は脱硫及びアンモニアの製造のような化学的プロセスのために用いることができ、あるいは液体水素を製造するために液化することができる。
【００６４】
本方法は、好ましくは更に、転化反応においてＣＯをＨ2Ｏと反応させることにより熱を生じさせることとガス混合物中のＨ2の少なくとも一部を生成させることを含む。転化反応は、通常触媒の作用で行われる。ガス混合物が硫黄含有ガスを含む場合、転化触媒は硫黄耐性でなければならない。ＣＯＳ又はＣＳ2は、Ｈ2Ｓ及びＣＯ2に同時に転化される。
【００６５】
ＣＯ＋Ｈ2Ｏの転化反応において発生された熱の少なくとも一部は、ボイラー給水を予熱するために用いることができる。ガス混合物の圧力は、ボイラー給水での冷却に先だって、高温ガス膨張器でエネルギー回収して低下させることができる。
【００６６】
ＣＯの少なくとも一部は、炭素質燃料、炭化水素質燃料及びバイオマス燃料からなる群から選択される燃料を部分酸化又は改質することにより、Ｈ2とともに合成ガス混合物として生成することができる。例えば、炭化水素質燃料（例として天然ガス）は、合成ガスを生成させるために、Ｏ2の存在下で（例えば、空気中、純Ｏ2中又は不純Ｏ2中で）部分酸化することができる。この例において、生成された合成ガスは通常ＣＨ4も含む。
【００６７】
別の例においては、炭素質燃料（例として石炭）を、ＣＯとＨ2を含む合成ガス混合物を生成させるためにガス化させることができる。このガス化は発熱的であり、従って発生した熱の少なくとも一部は好ましくは回収される。後者の態様において、本方法は更に、水をガス混合物との間接熱交換により加温後にこの水を用いて、ガス化の急冷を行うことを含むことができる。この急冷水の少なくとも一部は、ガス混合物から凝縮されそして分離された後に加温してもよい。かくして、本方法は、ＩＧＣＣシステムとなお更に統合することができる。
【００６８】
炭素質燃料のガス化によりＣＯをＨ2とともに合成ガス混合物として生成させる態様においては、ガスタービン用燃料を生成させるためにＩＧＣＣシステムを用いて、それにより更なる熱的統合を可能にすることができる。一つの利点は、オキシ燃料微粉砕燃料石炭を燃料とする発電所からのボイラー給水及び復水を予熱するために、ガスタービンからの廃熱を利用できることである。スチームは、ガスタービン排気熱回収システムにおいてほとんど又は全く発生させる必要はない。ガスタービンを備えた別個のスチームタービン動力システムは存在しなくなる。
【００６９】
ガス混合物をできる限り最高の合成ガス生成圧力にて転化反応から生成させる態様では、本方法は好ましくは更に、ガス混合物の圧力を、分離したＨ2ガス又はそれから得られたＨ2含有ガスをガスタービンにおいて使用するのに有利な圧力に低下させることを含む。この減圧したガス混合物は、通常、分離前に間接熱交換によりボイラー給水を予熱するのに用いられる。
【００７０】
好ましい態様において、本方法は、
炭素質燃料、炭化水素質燃料及びバイオマス燃料からなる群から選択される燃料を部分酸化又は改質して、合成ガスを製造すること、
転化反応でもって該合成ガス中のＣＯの少なくとも一部をＨ2Ｏと反応させて、Ｈ2、ＣＯ2を含み、且つ、Ｈ2Ｓ、ＣＯ及びＣＨ4からなる群から選択される少なくとも１種の可燃性ガスを含むガス混合物を生成させること、
該ガス混合物からＨ2を分離して、分離したＨ2ガス及び該可燃性ガスを含む粗製ＣＯ2ガスを生成させること、
Ｏ2から本質的になる過剰の酸化剤ガス、そして随意に、炭素質燃料、炭化水素質燃料及びバイオマス燃料からなる群から選択される少なくとも１種の燃料を用いて、オキシ燃料燃焼プロセスにおいて該粗製ＣＯ2ガス中の該可燃性ガスの少なくとも一部を燃焼させて、熱を生じさせ且つ該可燃性ガスの燃焼生成物を含むＣＯ2生成物ガスを生成させること、
該ＣＯ2生成物ガスの一部を供給物として該オキシ燃料燃焼プロセスに再循環させること、
該分離したＨ2ガスであってＮ2及びＨ2Ｏからなる群から選択される少なくとも１種の更なるガスを随意に含む分離Ｈ2ガスの少なくとも一部との間接熱交換により、該ＣＯ2生成物ガスの少なくとも一部からの熱の少なくとも一部を回収して、加温したタービン燃料ガス及び冷却したＣＯ2生成物ガスを生成させること、及び、
加温したタービン燃料ガスを発電用ガスタービンに供給すること、
を含む。合成ガスは、好ましくは、石炭のガス化により又は天然ガスの部分酸化（又は改質）により生成される。
【００７１】
燃焼前脱炭素と微粉砕石炭を燃料とするウォーターボイラー発電所との組み合わせは、この複合システムの熱効率をそれらの二つのシステムを別々に運転するのと比べて約３６％から４０％超（ＬＨＶ）増加させることになり、そしてまたオキシ燃料のみ又はＩＧＣＣのみのどちらかに基づくシステムと比べて該複合システムについての総資本経費をより少なくすることができる。
【００７２】
本発明の第１の側面の更なる随意的特徴は、次のもの、すなわち、
・いくらかの生成物Ｈ2をＣＯ2生成物ガス中の過剰Ｏ2の存在下で触媒燃焼させて、該過剰Ｏ2を除去すること、及び、
・粗製ＣＯ2ガスの燃焼が合成ガス発生フローシート内で十分な加熱能力を与えない場合、燃焼器において天然ガスを追加の燃料として用いて更なる加熱能力を生じさせること、
を包含する。燃焼器内の温度を制御するために、燃焼器煙道ガスの一部を燃焼器に再循環させることが必要なことがある。
【００７３】
本発明の第２の側面によれば、Ｈ2、ＣＯ2を含み、且つ、Ｈ2Ｓ、ＣＯ及びＣＨ4からなる群から選択される少なくとも１種の可燃性ガスを含むガス混合物を処理するための装置であって、
該ガス混合物からＨ2を分離して、分離したＨ2ガス及び該可燃性ガスを含む粗製ＣＯ2ガスを生成させるための分離器、
該粗製ＣＯ2ガスの少なくとも一部分中の該可燃性ガスの少なくとも一部をＯ2の存在下で燃焼させて熱を生じさせ且つ該可燃性ガスの燃焼生成物を含むＣＯ2生成物ガスを生成させるための燃焼反応器、
該分離器からの粗製ＣＯ2ガスの少なくとも一部を該燃焼反応器に供給するための導管手段、
該ＣＯ2生成物ガスの少なくとも一部と該分離したＨ2ガス又はそれから得られたガスの少なくとも一部との間接熱交換を行って加温したＨ2含有ガス及び冷却したＣＯ2生成物ガスを生成させるための熱交換手段、
該燃焼反応器からのＣＯ2生成物ガスの少なくとも一部を該熱交換手段に供給するための導管手段、及び、
該分離器からの分離したＨ2ガス又はそれから得られたガスの少なくとも一部を該熱交換手段に供給するための導管手段、
を含む装置が提供される。
【００７４】
本装置は、先に検討した方法の好ましい特徴の実行可能な任意の組合わせを実施するように適応させ及び／又は構成することができる。
【００７５】
いずれの適当な熱交換手段を用いてもよい。適当な熱交換手段の例は、プレートフィン熱交換器のような熱交換器である。適当な熱交換手段の別の例は、燃焼反応器内の熱交換域である。
【００７６】
本装置は更に、
発電するためのガスタービン、及び、
熱交換手段から加温したＨ2含有ガスを燃料として該ガスタービンに供給するための導管手段、
を含むことができる。これらの態様において、本装置は更に、分離したＨ2ガスにＮ2及びＨ2Ｏからなる群から選択される少なくとも１種の希釈剤流体を熱交換手段の上流で導入してＨ2含有ガスを生成させるための手段を含むことができる。適当な手段は、分離したＨ2ガスを熱交換手段に供給する導管手段と流体連通する更なる導管手段及び導管連結部又はマニホールドを含むことができる。Ｎ2及び／又はＨ2Ｏの流量は、弁システムのような流量制御器を用いて制御することができる。
【００７７】
分離器は、アミンスクラビングシステム（例えばＭＤＥＡ装置を用いる）又は任意の同様な化学的もしくは物理的吸収プロセスのためのシステムであることができる。しかしながら、好ましい態様では、分離器は、多床型圧力スイング吸着器のようなＰＳＡシステムである。
【００７８】
燃焼反応器は、好ましくはオキシ燃料燃焼反応器である。そのような態様では、本装置は更に、
Ｏ2から本質的になる酸化剤ガスをオキシ燃料燃焼反応器に供給するための導管手段、
を含み、また本装置は随意に、
ＣＯ2生成物ガスの一部を供給物としてオキシ燃料燃焼反応器に再循環させるための導管手段、
を更に含む。
【００７９】
オキシ燃料燃焼反応器は、好ましくは、発電するために膨張用スチームを生成させるための微粉砕石炭を燃料とするウォーターボイラーである。これらの態様では、本装置は更に、
ガス混合物とボイラー給水との間接熱交換を行って、それにより冷却したガス混合物と予熱したボイラー給水を生成させるための熱交換手段、
該ガス混合物を該熱交換手段に供給するための導管手段、
該熱交換手段からの冷却したガス混合物を該分離器に供給するための導管手段、
ボイラー給水を該熱交換手段に供給するための導管手段、及び、
該熱交換手段からの予熱したボイラー給水をウォーターボイラーに供給するための導管手段、
を含むことができる。
【００８０】
ガスタービン及びボイラーサイズの選定により、オキシ燃料ボイラーにより必要とされるボイラー給水の大部分を加熱して、それによりオキシ燃料スチームタービンシステムからスチームを抽気する必要性を減じることが可能であり、あるいはその必要をなくすことさえ可能である。
【００８１】
本装置は更に、ＣＯ2生成物ガスから汚染物を除去するための任意の適当な手段を含むことができる。ＳＯ2、ＳＯ3及びＮＯxからなる群から選択される１種以上の汚染物を除去しようとする場合、本装置は更に、
ＣＯ2生成物ガスを水で洗浄して、ＳＯ3を含まない冷却したＣＯ2生成物ガスを生成させるための向流式気−液接触装置、
ＳＯ3を含まない冷却したＣＯ2生成物ガスの圧力を高めるための圧縮機、
該気−液接触装置からのＳＯ3を含まない冷却ＣＯ2生成物ガスを該圧縮機に供給するための導管手段、
該ＳＯ3を含まないＣＯ2生成物ガスを、Ｏ2の存在下で、及びＳＯ2を除去すべき場合はＮＯxの存在下で、ＳＯ2を硫酸に及び／又はＮＯxを硝酸に転化するのに十分な時間、高圧の水で洗浄するための少なくとも１つの更なる向流式気−液接触装置、
該圧縮機からの高圧のＳＯ3を含まないＣＯ2生成物ガスを当該気−液接触装置又はそれぞれの気−液接触装置に供給するための導管手段、及び、
硫酸水溶液及び／又は硝酸水溶液を当該気−液接触装置又はそれぞれの気−液接触装置に再循環させるための導管手段、
を含むことができる。
【００８２】
好ましい態様では、本装置は、
ＣＯ2生成物ガスを水で洗浄して、ＳＯ3を含まない冷却したＣＯ2生成物ガスを生成させるための向流式気−液接触装置、
該ＳＯ3を含まない冷却ＣＯ2生成物ガスの圧力を第１の高圧に高めるための第１圧縮機、
該気−液接触装置からのＳＯ3を含まない冷却ＣＯ2生成物ガスを第１圧縮機に供給するための導管手段、
該ＳＯ3を含まないＣＯ2生成物ガスを、ＳＯxを含まないＣＯ2ガス及び硫酸水溶液を生成させるのに十分な時間、第１の高圧の水で洗浄するための第１の更なる向流式気−液接触装置、
第１圧縮機からの第１の高圧のＳＯ3を含まないＣＯ2生成物ガスを第１の更なる気−液接触装置に供給するための導管手段、
硫酸水溶液を第１の更なる気−液接触カラムに再循環させるための導管手段、
該ＳＯxを含まないＣＯ2ガスの少なくとも一部を第１の高圧より高い第２の高圧に圧縮するための第２圧縮機、
該ＳＯxを含まないＣＯ2ガスを、ＳＯxを含まないＮＯxリーンＣＯ2ガス及び硝酸水溶液を生成させるのに十分な時間、第２の高圧の水で洗浄するための第２の更なる向流式気−液接触装置、
第２圧縮機からの第２の高圧のＳＯxを含まないＣＯ2ガスを第２の更なる気−液接触装置に供給するための導管手段、及び、
硝酸水溶液を第２の気−液接触装置に再循環させるための導管手段、
を含む。これらの態様では、第１及び第２圧縮機は、ＣＯ2圧縮系列装置の段階（ステージ）であることができる。
【００８３】
ガス混合物中のＨ2を生成させるためには、任意の適当な装置を用いることができる。しかしながら、本装置は好ましくは、
ＣＯをＨ2Ｏと反応させてガス混合物中のＨ2の少なくとも一部を生成させるための転化反応器、
該転化反応器にＣＯを供給し、そして別個に又は合流した流れとしてＨ2Ｏを供給するための導管手段、及び
該転化反応器からガス混合物を分離器に供給するための導管手段、
を更に含む。ＣＯの転化を利用してＨ2を生成させる際の一つの利点は、反応が発熱であり、従って、例えばウォーターボイラー用の給水及び／又は微粉砕燃料石炭を燃料とするウォーターボイラーの対流区域からの復水を予熱することにより、更なる熱が回収のために利用できることである。
【００８４】
これらの態様において、本装置は更に、
炭素質燃料、炭化水素質燃料及びバイオマス燃料からなる群から選択される燃料からＣＯを含む合成ガスを生成させるための、部分酸化反応器及び改質装置からなる群から選択される反応器、及び、
該反応器からのＣＯを転化反応器に供給するための導管手段、
を含むことができる。
【００８５】
該反応器は、自熱式改質装置（ＡＴＲ）、又はガス化装置であることができる。反応器がガス化装置である場合、本装置は更に、
水とガス混合物との間接熱交換を行って加温した水と冷却したガス混合物を生成させるための熱交換手段、
ガス混合物を該熱交換手段に供給するための導管手段、
該熱交換手段からの冷却したガス混合物を分離器に供給するための導管手段、
水を該熱交換器に供給するための導管手段、及び、
該熱交換器からの加温した水を該ガス化装置に急冷水として供給するための導管手段、
を含むことができる。
【００８６】
本装置は更に、
転化反応器において生成されたガス混合物の圧力をできる限り最高の合成ガス生成圧から、分離したＨ2ガス又はそれから得られたＨ2含有ガスをガスタービンにおいて使用するのに有利である圧力に低下させるための圧力降下タービン、
該転化反応器からのガス混合物を該圧力降下タービンに供給するための導管手段、及び、
該圧力降下タービンからの減圧したガス混合物を分離器に供給するための導管手段、
を含むことができる。本装置は、通常更に、水と減圧したガス混合物との間接熱交換を該分離器の上流で行うための熱交換手段を含む。その場合、それに代わる態様として、本装置は、
該圧力降下タービンからの減圧したガス混合物を該熱交換手段に供給するための導管手段、
該圧力降下タービンからの冷却したガス混合物を該分離器に供給するための導管手段、
水を該熱交換手段に供給するための導管手段、及び、
該熱交換手段から加温した水を除去するための導管手段、
を含む。この加温した水は、本方法における他のところにて、例えばガス化反応を急冷するために、用いることができる。
【００８７】
圧力降下タービンは、エネルギーを生成するタービンであることができる。
【００８８】
好ましい態様において、本装置は、
炭素質燃料、炭化水素質燃料及びバイオマス燃料Ｈ2からなる群から選択される燃料からＣＯを含む合成ガスを生成させるための、部分酸化反応器及び改質装置からなる群から選択される反応器、
該ＣＯの少なくとも一部をＨ2Ｏと反応させて、Ｈ2、ＣＯ2を含み、且つ、Ｈ2Ｓ、ＣＯ及びＣＨ4からなる群から選択される少なくとも１種の可燃性ガスを含むガス混合物を生成させるための転化反応器、
該反応器からの合成ガスを該転化反応器に供給するための導管手段、
該ガス混合物からＨ2を分離して、分離したＨ2ガスと該可燃性ガスを含む粗製ＣＯ2ガスとを生成させるために分離器、
該転化反応器からのガス混合物を該分離器に供給するための導管手段、
Ｏ2から本質的になる過剰の酸化剤ガスを使用し、そして炭素質燃料、炭化水素質燃料及びバイオマス燃料からなる群から選択される少なくとも１種の燃料を随意に使用して、オキシ燃料燃焼法において該粗製ＣＯ2ガス中の該可燃性ガスの少なくとも一部を燃焼させて、熱を発生させそして該可燃性ガスの燃焼生成物を含むＣＯ2生成物ガスを生成させるためのオキシ燃料燃焼反応器、
該分離器からの粗製ＣＯ2ガスを該オキシ燃料燃焼反応器に供給するための導管手段、
該酸化剤ガスを該オキシ燃料燃焼反応器に供給するための導管手段、
該ＣＯ2生成物ガスの一部を供給物として該オキシ燃料燃焼反応器に再循環させるための導管手段、
ＣＯ2生成物ガスと分離したＨ2ガス又はそれから得られたガスとの間接熱交換を行って、加温したタービン燃料ガス及び冷却したＣＯ2生成物ガスを生成させるための熱交換手段、
該燃焼反応器からのＣＯ2生成物ガスを該熱交換手段に供給するための導管手段、
該分離器からの分離したＨ2ガスを該熱交換手段に供給するための導管手段、
発電するためのガスタービン、及び、
該熱交換手段からの加温したタービン燃料ガスを該ガスタービンに供給するための導管手段、
を含む。
【００８９】
図１を参照すると、Ｈ2、ＣＯ2を含み、且つ、Ｈ2Ｓ、ＣＯ及びＣＨ4からなる群から選択される少なくとも１種の可燃性ガスを含むガス混合物の流れ２を分離器４に供給し、該分離器で該ガス混合物を、分離したＨ2ガスと該可燃性ガスを含む粗製ＣＯ2ガスとに分離する。
【００９０】
粗製ＣＯ2ガスの流れ８は燃焼反応器１０に供給して、そこでそれを反応器１０に流れ１２の少なくとも１つの成分として供給されるＯ2の存在下で燃焼させて、熱を生じさせ、且つ可燃性ガスの燃焼生成物を含むＣＯ2生成物ガスを生成させる。随意に、炭素質もしくは炭化水素質燃料又はバイオマス燃料の流れ１４も、燃焼のために反応器１０に供給される。
【００９１】
ＣＯ2生成物ガスの流れ１６を反応器１０から取り出し、そして熱交換器１８に供給する。分離したＨ2ガスの流れ６を分離器４から熱交換器１８に供給し、そこでそれは間接熱交換によりＣＯ2生成物ガスから熱を回収して、加温したＨ2ガスの流れ２０及び冷却したＣＯ2生成物ガスの流れ２２が生成される。
【００９２】
図１に図示した態様の一部の例において、加温したＨ2ガスの流れ２０は、ガスタービン（図示せず）において燃料として用いられる。これらの例において、希釈剤ガス（Ｎ2又はＨ2Ｏ）の流れ２４を、熱交換器１８における加熱に先だって流れ６に添加してもよい。
【００９３】
図２を参照すると、ＡＴＲ（図示せず）で合成ガスを生成し、そしてこれが転化反応器（図示せず）に供給され、そこで合成ガス中のＣＯが触媒を通過してＨ2Ｏと反応して、ＣＯ2及び更なるＨ2を生成させる。このガス混合物（主としてＨ2及びＣＯ2を含む）を４０℃に冷却（図示せず）し、そして凝縮水を除去（図示せず）する。冷却した乾燥ガス混合物の流れ２０２がＨ2−ＰＳＡ２０４に供給され、そこでそれは高純度（９９ｍｏｌ％超、そして通常は９９．９９９ｍｏｌ％超）の分離したＨ2ガスと粗製ＣＯ2ガス（「オフガス」）とに分離される。分離したＨ2ガスは流れ２０２のガス混合物中のＨ2の少なくとも９０ｍｏｌ％を含有し、粗製ＣＯ2ガスは残りのＨ2と一緒に残りの成分を含有する。
【００９４】
粗製ＣＯ2ガスの流れ２０８はオキシ燃料燃焼器２１０に供給され、そこでそれは純Ｏ2の流れ２１２でもって燃焼されて、熱を生じさせ、且ついくらかの「不活性種」及び過剰Ｏ2と一緒にＣＯ2及びＨ2Ｏから大部分がなるＣＯ2生成物ガスを生成させる。
【００９５】
有利には、燃焼において生じた熱の少なくとも一部は回収される。これに関して、分離したＨ2ガスの流れ２０６は、燃焼器２１０において生成された高温のＣＯ2生成物ガスとの間接熱交換により加熱される。図２に図示された態様において、分離したＨ2ガスは、ガスタービン燃料として用いられるものである。かくして、Ｏ2を燃焼器２１０に供給する酸素プラント（図示せず）から取られたＮ2の流れ２２６を圧縮機２２８で約２３バール（絶対圧）に圧縮して、圧縮Ｎ2の流れ２２４を生成させる。分離したＨ2ガスはこの圧縮Ｎ2の温度に近い温度に加熱され、そして次に圧縮Ｎ2の流れ２２４を加温するＨ2ガスの流れ２０６と混合して、得られた合流した流れを燃焼器２１０において約３５０℃に加熱して、ガスタービン（図示せず）用の予熱したＨ2リッチ燃料の流れ２２０を生成させる。
【００９６】
燃焼からの過剰の熱は、フローシート内の他の流れを加熱することにより回収することができる。例えば、ＡＴＲ（図示せず）への天然ガス供給物を高温ＣＯ2生成物ガスとの間接熱交換により予熱してもよい。しかしながら、この事例では、ガスタービン（図示せず）の熱回収システム（図示せず）におけるスチームシステム（図示せず）と統合するために、１５０バールのスチームが発生される。スチーム発生工程の図示は、図２では簡略化されている。これに関しては、水の流れ２３０をＣＯ2生成物ガスとの間接熱交換により加熱して、過熱スチームの流れ２３２が生成される。実際には、脱気器のような他の装置（図示せず）が必要とされるが、しかし総合的な熱及び物質収支を大きく変化させはしない。
【００９７】
燃焼器２１０は、ＣＯ2生成物ガスの純度を低下させる空気の進入を防止するために、気密になるように設計される。熱交換域の大きさを小さくするために、燃焼器２１０を例えば約１から約５バール（絶対圧）のような高圧にて運転することが望ましいこともある。これによりＰＳＡからの「オフガス」を圧縮すること及びより高圧のＯ2を用いることが必要とされることになるが、しかしその場合、下流（例えば、圧縮機２４４において（下記参照））で必要とされる圧縮はより少なくなる。
【００９８】
冷却したＣＯ2生成物ガスの流れ２２２は燃焼器２１０を出て、熱交換器２３４において冷却水（図示せず）で更に冷却されて、更に冷却したＣＯ2生成物ガスの流れ２３６が生成される。流れ２３６は第１分離器２３８に供給されて、該ＣＯ2生成物ガスから凝縮水が分離される。凝縮水は流れ２４０として除去される。ＣＯ2生成物ガスの流れ２４２は中間冷却される多段圧縮機２４４に供給され、そこで約３０バール（ゲージ圧）の圧力に圧縮される。段間での冷却中に凝縮した水は、流れ２４６として除去される。圧縮したＣＯ2生成物ガスの流れ２４８は第２分離器２５０に供給され、そこで更なる凝縮水が流れ２５２として除去される。
【００９９】
３０バールのＣＯ2の流れ２５４は、次いで多床式乾燥剤乾燥器２５６に供給され、そこで乾燥されて乾燥したＣＯ2生成物ガスの流れ２５８を生成させ、そしてそれはパイプライン輸送のためにＣＯ2圧縮系列装置（図示せず）において更に圧縮される。この乾燥剤乾燥器２５６からは、水が流れ２６０として除去される。
【０１００】
図２に図示した態様の別の構成では、合成ガスは石炭のガス化により製造される。この構成では、冷却したＣＯ2生成物ガスの流れ２２２はＳＯx汚染物を含む。ＳＯ3は、ＣＯ2生成物ガスを水で洗浄することにより除去される。この洗浄工程には、ＣＯ2生成物ガスを更に冷却するという追加の利点がある。ＳＯ2（及びＮＯx）汚染物は、圧縮の中間段階（図示せず）において上記の関連した方法により除去される。
【実施例】
【０１０１】
本発明に関して３つのコンピューターシミュレーションを行った。各シミュレーションは、概して図２に図示されたフローシートに基づいていた。しかしながら、各シミュレーションは、下記の点においてその他の二つと相違する。コンピューターシミュレーションの結果は、表ＩからＩＩＩに提示される熱及び物質収支の情報の形で与えられる。
【０１０２】
〔実施例１〕
実施例１では、コンピューターで、図２に図示された方法の、合成ガスをＡＴＲ（図示せず）において天然ガスから製造する配置構成をシミュレートした。この合成ガスは、純粋（１００ｍｏｌ％）Ｈ2を９０ｍｏｌ％回収率で製造するように運転しているＨ2−ＰＳＡ２０４に流れ２０２として供給する前に、４０℃に冷却され、そして凝縮水は除去される。
【０１０３】
実施例１におけるシミュレーションの結果は表Ｉに提示される。
【０１０４】
【表１】
2007254270.tif 000003
【０１０５】
〔実施例２〕
実施例２においてシミュレートした方法の構成は、Ｈ2−ＰＳＡ２０４をこの用途向けに最適化する以外は、実施例１においてシミュレートしたものと同一である。Ｈ2回収率は上昇し（９２ｍｏｌ％に）、その純度はＨ2とともにいくらかの不純物を通過させるようにＰＳＡを設計することにより低下している。これはより小さいＰＳＡの利用を可能にし、そしてまた、不活性種が水素とともに通過し得るようにすることでもって、より高い純度のＣＯ2が生成されるという意外な利点をもたらす。
【０１０６】
実施例２におけるシミュレーションの結果は表ＩＩに提示される。
【０１０７】
【表２】
2007254270.tif 000004
【０１０８】
〔実施例３〕
実施例３では、コンピューターで、図２に図示した方法の別の構成をシミュレートした。この別の構成において、合成ガスは、ガス化装置（図示せず）において石炭のガス化から生成される。実施例１及び２におけるように、合成ガスをＨ2−ＰＳＡ２０４に流れ２０２として供給する前に４０℃に冷却し、凝縮水を除去する。ＰＳＡは、９０ｍｏｌ％回収率で純粋（１００ｍｏｌ％）Ｈ2を製造するように運転している。
【０１０９】
この合成ガスは、燃焼してＳＯ2を生成するＨ2Ｓを含有しており、そしてこのＳＯ2はＮＯxの添加により圧縮システムにおいて硫酸として除去することができる。
【０１１０】
実施例３のシミュレーションの結果は表ＩＩＩに提示される。
【０１１１】
【表３】
2007254270.tif 000005
【０１１２】
通常のガス化装置の低温ガス効率は約７１％である。本発明のこの態様では、転化反応器から生成されたガスは、石炭中の全ての硫黄を主としてＨ2Ｓとして含む。ＣＯＳ又はＣＳ2はＨ2Ｓに転化される。このＨ2Ｓを燃焼させてＨ2Ｏ及びＳＯ2にすることにより、低温ガス効率を思いがけないことに７１％から７２．４％（典型的な６％硫黄の石油コークスのガス化を基準として）に増加させることができる。
【０１１３】
本明細書の全体を通して、ある機能を実行するための手段に関しての用語「手段」は、その機能を実施するために適応及び／又は構成された少なくとも１つの装置を指すことを意図するものである。
【０１１４】
本発明は好ましい態様に関して先に説明した詳細に限定されず、特許請求の範囲に明記された本発明の精神及び範囲から逸脱することなく数多くの改変及び変形を行うことができる、ということが理解される。
【図面の簡単な説明】
【０１１５】
【図１】本発明の第１の好ましい態様の概略図である。
【図２】本発明の第２の好ましい態様の概略図である。
【図１】
2007254270.tif 000006
【図２】
2007254270.tif 000007
【外国語明細書】
2007254270000001.pdf