WO2024019449A1 - 배기가스로부터 이산화탄소 제거시스템 - Google Patents
배기가스로부터 이산화탄소 제거시스템 Download PDFInfo
- Publication number
- WO2024019449A1 WO2024019449A1 PCT/KR2023/010175 KR2023010175W WO2024019449A1 WO 2024019449 A1 WO2024019449 A1 WO 2024019449A1 KR 2023010175 W KR2023010175 W KR 2023010175W WO 2024019449 A1 WO2024019449 A1 WO 2024019449A1
- Authority
- WO
- WIPO (PCT)
- Prior art keywords
- carbon dioxide
- exhaust gas
- receives
- tank
- clause
- Prior art date
Links
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 161
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 79
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 title claims abstract description 76
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 54
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 41
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 36
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims abstract description 29
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims abstract description 29
- 229910052815 sulfur oxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 26
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 25
- 239000000428 dust Substances 0.000 claims abstract description 23
- XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N sulfur monoxide Chemical class S=O XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 17
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Inorganic materials [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000000701 coagulant Substances 0.000 claims abstract description 6
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 claims abstract description 6
- BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Chemical compound [O-2].[Ca+2] BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 69
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N Nitric oxide Chemical compound O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 45
- 229910052900 illite Inorganic materials 0.000 claims description 16
- VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L nonaaluminum;magnesium;tripotassium;1,3-dioxido-2,4,5-trioxa-1,3-disilabicyclo[1.1.1]pentane;iron(2+);oxygen(2-);fluoride;hydroxide Chemical compound [OH-].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[F-].[Mg+2].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[K+].[K+].[K+].[Fe+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2 VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 16
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 claims description 14
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 12
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 229910021538 borax Inorganic materials 0.000 claims description 9
- UQGFMSUEHSUPRD-UHFFFAOYSA-N disodium;3,7-dioxido-2,4,6,8,9-pentaoxa-1,3,5,7-tetraborabicyclo[3.3.1]nonane Chemical compound [Na+].[Na+].O1B([O-])OB2OB([O-])OB1O2 UQGFMSUEHSUPRD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000004328 sodium tetraborate Substances 0.000 claims description 9
- 235000010339 sodium tetraborate Nutrition 0.000 claims description 9
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 claims description 8
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 claims description 7
- 239000012535 impurity Substances 0.000 abstract description 5
- 239000012295 chemical reaction liquid Substances 0.000 abstract 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 25
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 12
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 12
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 12
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 9
- 238000000034 method Methods 0.000 description 6
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 5
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 230000009920 chelation Effects 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 3
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 3
- TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N disulfur monoxide Inorganic materials O=S=S TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000012717 electrostatic precipitator Substances 0.000 description 3
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 3
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 3
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 239000006228 supernatant Substances 0.000 description 3
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 3
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 2
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 2
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 2
- 238000004868 gas analysis Methods 0.000 description 2
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 238000001745 non-dispersive infrared spectroscopy Methods 0.000 description 2
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- -1 power plants Substances 0.000 description 2
- 229940088417 precipitated calcium carbonate Drugs 0.000 description 2
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 2
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 2
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 2
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L sodium sulphite Substances [Na+].[Na+].[O-]S([O-])=O GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000009628 steelmaking Methods 0.000 description 2
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910018072 Al 2 O 3 Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- AVWNXDIXIYZQGT-UHFFFAOYSA-N S(=O)(=O)=O.S(O)(O)=O Chemical compound S(=O)(=O)=O.S(O)(O)=O AVWNXDIXIYZQGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 238000003556 assay Methods 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 235000011116 calcium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 239000012084 conversion product Substances 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 1
- YGANSGVIUGARFR-UHFFFAOYSA-N dipotassium dioxosilane oxo(oxoalumanyloxy)alumane oxygen(2-) Chemical compound [O--].[K+].[K+].O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O YGANSGVIUGARFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052748 manganese Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 229910052627 muscovite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- CHWRSCGUEQEHOH-UHFFFAOYSA-N potassium oxide Chemical compound [O-2].[K+].[K+] CHWRSCGUEQEHOH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001950 potassium oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 1
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 238000005245 sintering Methods 0.000 description 1
- 235000010265 sodium sulphite Nutrition 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D21/00—Separation of suspended solid particles from liquids by sedimentation
- B01D21/01—Separation of suspended solid particles from liquids by sedimentation using flocculating agents
-
- 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
-
- 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
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
- B01D53/86—Catalytic processes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01F—COMPOUNDS OF THE METALS BERYLLIUM, MAGNESIUM, ALUMINIUM, CALCIUM, STRONTIUM, BARIUM, RADIUM, THORIUM, OR OF THE RARE-EARTH METALS
- C01F11/00—Compounds of calcium, strontium, or barium
- C01F11/18—Carbonates
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
- C02F1/52—Treatment of water, waste water, or sewage by flocculation or precipitation of suspended impurities
-
- 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 that can remove carbon dioxide from exhaust gases of power plants, etc. and provide high purity calcium carbonate.
- the exhaust gas after combustion contains a large amount of CO 2 .
- NOx generation due to the high-temperature combustion process is removed using a denitrification facility (SCR or SNCR), and even excluding the case of relatively expensive LNG power generation, sulfur in the fuel is first removed depending on the type of fossil fuel used as fuel. SOx is generated after combustion due to the components, and dust containing ash and heavy metals is removed with an electrostatic precipitator (EP).
- EP electrostatic precipitator
- the present invention was developed to solve the above problems, and aims to provide a system that can efficiently remove not only sulfur oxides but also carbon dioxide from exhaust gases and produce high-purity calcium carbonate as a result.
- system of the present invention to achieve the above object is a dust collection system that receives exhaust gas discharged from an exhaust gas source and removes dust from the exhaust gas.
- a carbon dioxide absorption tank that receives the exhaust gas that has passed through the dust collector, removes carbon dioxide and sulfur oxides from the exhaust gas by reacting with a carbon dioxide absorbent containing an aqueous sodium hydroxide solution, and discharges treated gas
- a primary sedimentation tank that receives the reaction solution from the carbon dioxide absorption tank and precipitates foreign substances through a coagulation reaction with a coagulant
- secondary precipitation tank that receives the reaction solution from the primary precipitation tank and reacts it with calcium oxide to recover calcium carbonate.
- the front end of the dust collector further includes a nitrogen oxide removal unit that receives exhaust gas discharged from an exhaust gas source, removes nitrogen oxides from the exhaust gas, and discharges the nitrogen oxides.
- the process gas discharged through the carbon dioxide absorption tank is discharged to the outside through a heat exchanger.
- the carbon dioxide absorbent includes illite extract.
- One example is characterized in that sodium tetraborate is further included.
- One example is characterized in that water glass is further included.
- One example is that hydrogen peroxide is further included.
- the present invention has the advantage of being able to efficiently operate the system without a desulfurization facility or without a load on the desulfurization facility by using a carbon dioxide absorbent that can simultaneously process carbon dioxide and sulfur oxides.
- the captured carbon dioxide to be recovered as high-purity calcium carbonate without impurities, it has the advantage of being able to be used across industries such as papermaking, construction, and steelmaking without restrictions on demand.
- FIG. 1 is a block diagram showing the system of the present invention
- Figure 2 is a diagram showing the carbon dioxide absorption mechanism of the carbon dioxide absorbent applied to the present invention
- Figure 3 is a graph showing the results of an experiment on the removal of sulfur oxides
- Figure 4 is a graph showing experimental results regarding the removal of carbon dioxide.
- the system 1 of the present invention includes a dust collector 4 that receives exhaust gas discharged from an exhaust gas discharge source 2 and removes dust from the exhaust gas; a carbon dioxide absorption tank (7) that receives the exhaust gas that has passed through the dust collector (4), removes carbon dioxide and sulfur oxides from the exhaust gas by reacting with a carbon dioxide absorbent containing an aqueous sodium hydroxide solution, and discharges treated gas; a primary sedimentation tank (8) that receives the reaction solution from the carbon dioxide absorption tank (7) and precipitates foreign substances through a coagulation reaction with a coagulant; It is characterized in that it includes a secondary precipitation tank (9) that receives the reaction solution from the primary precipitation tank (8) and reacts it with calcium oxide to recover calcium carbonate.
- the front end of the dust collector (4) further includes a nitrogen oxide removal unit (3) that receives exhaust gas discharged from the exhaust gas discharge source (2), removes nitrogen oxides from the exhaust gas, and discharges the nitrogen oxides.
- the emission source 2 is a concept that refers to places and facilities that emit exhaust gas mixed with various pollutants such as power plants, nitrogen oxides, sulfur oxides, and carbon dioxide.
- the nitrogen oxide removal unit 3 is configured to remove nitrogen oxides from the exhaust gas discharged from the emission source 2.
- the nitrogen oxide removal unit 3 removes nitrogen oxides from the exhaust gas by applying various known technologies. In order to discharge it, for example, SCR denitrification technology can be applied.
- the dust collector 4 is a device that receives the exhaust gas that has passed through the nitrogen oxide removal unit 3 and removes dust from the exhaust gas, and removes dust from the exhaust gas by electric dust collection.
- the dust is a concept that includes particulate contaminants, ash, heavy metals, etc.
- the desulfurization unit 5 shown in FIG. 1 is configured to remove sulfur oxides from the exhaust gas, and in the system 1 of the present invention, simultaneous removal of sulfur oxides and carbon dioxide is possible in the carbon dioxide absorption tank 7 described below.
- the desulfurization unit 5 can be selectively bypassed, thereby simplifying the system and controlling the load on the desulfurization unit 5.
- the heat exchanger (6) allows heat exchange while passing the processed gas through the desulfurization unit (5) or the carbon dioxide absorption tank (7).
- the carbon dioxide absorption tank (7) receives the exhaust gas that has passed through the dust collector (4), removes carbon dioxide and sulfur oxides from the exhaust gas by reacting with a carbon dioxide absorbent containing an aqueous sodium hydroxide solution, and returns the exhaust gas to the heat exchanger (6). It corresponds to a configuration that discharges process gas.
- the carbon dioxide absorption tank 7 is capable of allowing exhaust gas without passing through the desulfurization unit 5 to flow in as shown in the drawing by applying a carbon dioxide absorbent that simultaneously removes carbon dioxide and sulfur oxides. Although this has not been done, the reaction can be achieved by introducing exhaust gas that has passed through the desulfurization unit (5).
- the carbon dioxide absorbent is characterized in that it contains an aqueous sodium hydroxide solution and an illite extract.
- the sodium hydroxide aqueous solution is characterized in that mixed gas containing high temperature and high concentration of carbon dioxide and COS (hydrocarbon, O 2 , SOx) can be simultaneously removed. In other words, it absorbs not only sulfur oxides (SOx) but also carbon dioxide from power plant exhaust gases.
- the illite is a mineral found to be buried in large quantities in the Yeongdong region of Korea, expressed as ⁇ K 0.75 [Al 1.75 (Mg ⁇ Fe 2+ ) 0.25 ](Si 3.50 Al 0.50 )O 10 (OH) 2 ⁇ .
- the layer charge is lower than that of muscovite, and the charge is due to the reduction of isomorphic substitution of Al 3+ and Si 4+ of the tetrahedral plate. Some isomorphic substitutions occur in the octahedral plate.
- Illite is non-expandable due to the strong bonding force caused by K+ that exists between layers, and the layer spacing is 10 ⁇ . Therefore, it is a mineral that is extracted from the liquid phase, has a full cationic charge, and is easily converted into a chelation compound. In the present invention, it is appropriate to use micronized illite to facilitate extraction of such metal foreign substances.
- the extract extracted from illite is an extract containing several types of metal oxides such as potassium oxide, and serves as a reaction enhancer by providing minerals that are easily converted into chelation compounds in the liquid phase. That is, in the absorption of carbon dioxide including SOx in the sodium hydroxide aqueous solution, more illite extract is added to increase the absorption efficiency.
- reaction formula of sodium hydroxide of illite extract as a reaction enhancer is as shown below. Only the main components of illite are described, and oxides of other minor components such as Ca, Fe, Mg, Mn, Ti, and P 2 O 5 also contribute greatly to forming a stable metal chelation compound in the liquid phase.
- the illite extract is prepared by adding illite powder to water heated to 40 to 100°C and stirring. That is, it can be obtained by adding illite powder to heated water, stirring to precipitate solids, and separating and filtering the supernatant.
- the present invention provides an example in which the carbon dioxide absorbent further includes sodium tetraborate (Na 2 B 4 O 7 ⁇ 10H 2 O) and water glass (Na 2 SiO 3 ).
- the aqueous sodium hydroxide solution contains sodium tetraborate and water glass in addition to the illite extract. As more sodium tetraborate and water glass are added, the carbon dioxide and the absorbent component react directly, so the reaction rate is much faster and the mass transfer coefficient increases.
- the present invention presents an example in which hydrogen peroxide (H 2 O 2 ) is further added as a reaction-promoting additive.
- reaction equation of sodium tetraborate and hydrogen peroxide in aqueous sodium hydroxide solution is as follows.
- the primary sedimentation tank (8) receives the reaction solution from the carbon dioxide absorption tank (7) and precipitates foreign substances through a coagulation reaction with a coagulant, thereby removing foreign substances such as heavy metals, ash, and SS from the reaction solution by coagulation. This is to increase the purity of calcium carbonate obtained in the secondary precipitation tank 9 at the rear, and although not shown in the drawing, it is intended to ensure that a regenerated carbon dioxide absorbent without impurities is regenerated when regenerating the reaction solution.
- the type of coagulant is not limited, and for example, calcium hydroxide (Ca(OH) 2 ) may be applied.
- the secondary precipitation tank (9) receives the reaction solution from the primary precipitation tank (8) and reacts it with calcium oxide to recover calcium carbonate.
- the reaction solution from which foreign substances as well as captured carbon dioxide are removed as it passes through the first sedimentation tank 8 and the second sedimentation tank 9 can be reused as a regenerated carbon dioxide absorbent.
- the cost of the carbon dioxide absorbent provided according to the present invention is that it has a mechanism for recovering the absorption power by precipitating it again as calcium carbonate after the chemical absorption reaction of carbon dioxide, and although not shown in the drawing, a small amount of carbon dioxide absorbent is used in the pipe and absorption tower through the circulation system.
- the temperature of the filtrate is maintained above 60°C after calcium carbonate precipitation due to the dilution heat generated when CaO is added in the secondary precipitation tank 9, so an exothermic reaction develops with almost no loss of heat energy.
- calcium carbonate has almost no solubility in alkaline water even at high temperatures above 60°C, and it only affects the size and crystal form of the precipitate depending on the temperature.
- a portion of the calcium carbonate obtained in the secondary precipitation tank 9 can be sent to the desulfurization unit 5 and used to remove sulfur oxides.
- the calcium carbonate obtained in this way Because it has a very high purity without impurities, it can be used on its own without restrictions across industries such as papermaking, construction, and steelmaking, and it can be recycled as resources by producing high-purity carbon dioxide and slaked lime through the sintering process.
- pure calcium carbonate like this is a pollution-free resource that is not affected by the natural world and can at least be used for reclaiming abandoned mines.
- the system (1) of the present invention does not directly collect carbon dioxide and then store or recycle it. It does not require large-scale facilities, generates little or no wastewater, and quickly produces calcium carbonate of very low solubility through a 1:1 reaction with carbonic acid. As the entire amount is deposited at a rapid rate, heat energy is obtained through the exothermic reaction of calcium carbonate, rather than reducing conversion energy costs in a small-scale sedimentation tank. Although not shown in the drawing, operating costs such as additional chemical costs are expected to be minimized through the circulation of carbon dioxide absorbents with restored performance. It is done. As a conversion product, high purity precipitated calcium carbonate can be expected to have high added value in terms of market size and price.
- 1,350 g of yellow illite ground to 1,000 mesh was added to 15 L of RO water heated to 60°C and stirred for 30 minutes. Next, add 150g of sodium tetraborate and stir for 10 minutes to dissolve it well (temperature drop of about 10°C), then slowly add 300g of sodium hydroxide and stir. When the temperature of the reaction solution reaches 70°C due to the heat of dilution, add 300g of water glass and stir for 1 hour. It was stirred.
- reaction solution naturally decreased and was stirred until it reached room temperature. Stirring was stopped at room temperature, left to stand overnight, and the supernatant was filtered to prepare an adsorbent.
- NOVA 9K (MRU Emission Monitoring System, Germany) was used, and the sensor, measurement range, and resolution for each measurement target are as shown below.
- Electrochemical sensor Electrochemical sensor
- NDIR Non-dispersive infrared sensor
- Ignition coal was put into the Meseta Harry wood stove and ignited, and after 5 minutes, 1kg of lignite was added to start combustion. After about 15 minutes, 100 g of the liquid desulfurization catalyst prepared in Example 1 was evenly sprayed with 3 kg of lignite, and combustion began in earnest.
- the experimental results are shown in FIG. 3.
- the first downward curve on the graph indicates that CO 2 is being reduced due to the injection of Example 2, and the rising curve while CO 2 is being reduced is when the lid of the reactor is opened to allow outside air.
- a regenerated absorbent obtained by regenerating the previously used absorbent of Example 2 although not mentioned in the present invention, was added. As a result, it can be seen that CO 2 was reduced again.
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Geology (AREA)
- Hydrology & Water Resources (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
Abstract
본 발명은 배기가스 배출원에서 배출되는 배기가스를 유입받아 배기가스로부터 더스트을 제거하는 집진장치; 상기 집진장치를 통과한 배기가스를 유입받아 수산화나트륨 수용액을 포함하는 이산화탄소 흡수제와 반응에 의해 배기가스로부터 이산화탄소 및 황산화물을 제거하고 처리가스를 배출하는 이산화탄소 흡수조; 상기 이산화탄소 흡수조로부터 반응액을 유입받아 응집제와 응집반응에 의해 이물질을 침전시키는 1차 침전조; 상기 1차 침전조로부터 반응액을 유입받아 산화칼슘과 반응시켜 탄산칼슘을 회수하는 2차 침전조;를 포함하는 것을 특징으로 하는 배기가스로부터 이산화탄소 제거시스템에 관한 것이다.
Description
본 발명은 발전소 등의 배기가스로부터 이산화탄소를 제거하고 고순도의 탄산칼슘을 제공할 수 있는 시스템에 관한 것이다.
화석연료를 사용하는 발전소 등에서는 연소후 배가스에 대량의 CO2가 포함되어 있다. 이때 고온의 연소과정으로 인한 NOx 발생은 탈질설비(SCR or SNCR)로써 제거하고 있으며, 또한 상대적으로 값비싼 LNG 발전의 경우는 제외하더라도, 우선 연료로 사용하는 화석연료의 종류에 따라 연료중의 황 성분으로 인해 연소후 SOx가 발생하고, Ash 및 중금속을 포함하는 Dust는 전기집진장치(EP)에서 제거하고 있다.
SOx의 대기중 배출 억제를 위해 대규모 탈황 설비(FGD)를 운용하고 있으며, 거대한 흡수탑으로부터 석회석을 흡수제로 이용하여 황성분을 CaSO4의 형태로 제거하고 있다. 이러한 배가스 중에는 발생되어 제거되는 SOx의 100배가 넘는 CO2(366ton/hr, 500MWH 발전소 1기 기준)를 포함하고 있는데 그대로 대기중으로 배출하고 있는 실정이다.(260만ton/년, 366*24시간*300일 기준)
이와 같은 거대한 량의 CO2를 제거 또는 저감하기 위해서는 석회석과 같은 흡수제 방식으로는 시설 및 운전이 규모에서부터 불가능 할 것이고 폐수발생 역시 막대할 것으로 예측된다.
따라서 경제성과 규모에서 실현 가능한 시설로부터 이산화탄소에 대해 우수한 흡착능과 저비용의 CO2 탈기 또는 수월한 형태의 자원 전환이 가능한 흡착제 개발이 요구되어지며, 또한 흡착제의 순환 시스템이 가능 하도록 하여 추가 약제비를 최소화 하고 폐수 발생을 억제하는 것이 바람직하다.
이러한 CO2자원 순환 시스템은 연료중 포함되어 있는 각종 성분들에 의해 EP에서 대부분 제거한다 하여도 배가스 중에는 중금속을 포함하는 Dust나 황산화물로 오염되어 있고, 따라서 포집한 이산화탄소의 자원 전환을 꾀할 때 각종 불순물들이 제거될 수 있도록 순도 문제를 해결해야 한다.
본 발명의 배경이 되는 기술은 특허문헌 대한민국 특허등록 제10-1415865호에 개시되어 있다.
본 발명은 상기와 같은 문제점을 해결하기 위해 안출된 것으로, 배기가스 중 황산화물은 물론 이산화탄소도 효율적으로 제거가 가능하며 고순도의 탄산칼슘이 결과물로 도출될 수 있는 시스템을 제공하고자 함이다.
상기와 같은 목적을 달성하기 위한 본 발명에 따른 배기가스로부터 이산화탄소 제거시스템(이하, “본 발명의 시스템”이라함)은, 배기가스 배출원에서 배출되는 배기가스를 유입받아 배기가스로부터 더스트을 제거하는 집진장치; 상기 집진장치를 통과한 배기가스를 유입받아 수산화나트륨 수용액을 포함하는 이산화탄소 흡수제와 반응에 의해 배기가스로부터 이산화탄소 및 황산화물을 제거하고 처리가스를 배출하는 이산화탄소 흡수조; 상기 이산화탄소 흡수조로부터 반응액을 유입받아 응집제와 응집반응에 의해 이물질을 침전시키는 1차 침전조; 상기 1차 침전조로부터 반응액을 유입받아 산화칼슘과 반응시켜 탄산칼슘을 회수하는 2차 침전조;를 포함하는 것을 특징으로 한다.
하나의 예로 상기 집진장치 전단에는 배기가스 배출원에서 배출되는 배기가스를 유입받아 배기가스로부터 질소산화물을 제거하여 배출하는 질소산화물 제거부가 더 포함되는 것을 특징으로 한다.
하나의 예로 상기 이산화탄소 흡수조를 통해 배출되는 처리가스는 열교환기를 거쳐 외부로 배출됨을 특징으로 한다.
하나의 예로 상기 이산화탄소 흡수제에는 일라이트 추출물이 포함되는 것을 특징으로 한다.
하나의 예로 사붕산나트륨이 더 포함되는 것을 특징으로 한다.
하나의 예로 물유리가 더 포함되는 것을 특징으로 한다.
하나의 예로 과산화수소가 더 포함되는 것을 특징으로 한다.
앞서 설명한 바와 같이, 본 발명은 이산화탄소 및 황산화물을 동시에 처리할 수 있는 이산화탄소 흡수제를 사용하여 탈황설비 없이 또는 탈황설비에 부하없이 효율적으로 시스템을 운용할 수 있는 장점이 있다.
또한 포집된 이산화탄소를 불순물이 없는 고순도의 탄산칼슘으로 회수할 수 있도록 함으로써 그 자체로도 제지, 건설, 제강 등 산업 전반에 걸쳐 수요처의 제한 없이 사용할 수 있는 장점이 있다.
도 1은 본 발명의 시스템을 나타내는 블록도이고,
도 2는 본 발명에 적용되는 이산화탄소 흡수제의 이산화탄소 흡수 메커니즘을 나타내는 그림이고,
도 3은 황산화물의 제거에 관한 실험결과를 나타내는 그래프이고,
도 4는 이산화탄소의 제거에 관한 실험결과를 나타내는 그래프이다.
아래에서는 본 발명에 따른 양호한 실시 예를 상세히 설명한다.
본 발명의 시스템(1)은 도 1에서 보는 바와 같이 배기가스 배출원(2)에서 배출되는 배기가스를 유입받아 배기가스로부터 더스트을 제거하는 집진장치(4); 상기 집진장치(4)를 통과한 배기가스를 유입받아 수산화나트륨 수용액을 포함하는 이산화탄소 흡수제와 반응에 의해 배기가스로부터 이산화탄소 및 황산화물을 제거하고 처리가스를 배출하는 이산화탄소 흡수조(7); 상기 이산화탄소 흡수조(7)로부터 반응액을 유입받아 응집제와 응집반응에 의해 이물질을 침전시키는 1차 침전조(8); 상기 1차 침전조(8)로부터 반응액을 유입받아 산화칼슘과 반응시켜 탄산칼슘을 회수하는 2차 침전조(9);를 포함하는 것을 특징으로 한다.
이에 더하여 상기 집진장치(4) 전단에는 배기가스 배출원(2)에서 배출되는 배기가스를 유입받아 배기가스로부터 질소산화물을 제거하여 배출하는 질소산화물 제거부(3)가 더 포함되는 것을 특징으로 한다.
상기 배출원(2)은 발전소 등으로 각종 오염물질로서 질소산화물, 황산화물, 이산화탄소가 혼합된 배기가스를 배출하는 장소, 설비 등을 통칭하는 개념이다.
상기 질소산화물 제거부(3)는 배출원(2)에서 배출되는 배기가스로부터 질소산화물을 제거토록 하는 구성으로 상기 질소산화물 제거부(3)에서는 다양한 공지기술의 적용에 의해 배기가스로부터 질소산화물을 제거하여 배출토록 하는 바, 예로 SCR탈질기술이 적용될 수 있다.
상기 집진장치(4)는 상기 질소산화물 제거부(3)를 통과한 배기가스를 유입받아 배기가스로부터 더스트을 제거하는 장치로서 전기집진에 의해 배기가스에서 더스트이 제거되도록 하는 것이다. 상기 더스트는 입자성 오염물질, ash, 중금속 등을 포함하는 개념이다.
도 1에서 도시된 탈황부(5)는 배기가스로부터 황산화물을 제거토록 하는 구성으로 본 발명의 시스템(1)에 있어서는 이하에서 설명하는 이산화탄소 흡수조(7)에서 황산화물과 이산화탄소의 동시 제거가 가능한 이산화탄소 흡수제를 사용함에 따라 상기 탈황부(5)를 선택적으로 바이패스 시킬 수 있어 시스템의 간소화 및 탈황부(5)의 부하를 제어할 수 있게 되는 것이다.
이러한 탈황부(5)에서 황산화물의 제거는 다양한 공지기술이 존재하므로 그 상세 설명은 생략한다.
상기 열교환기(6)는 탈황부(5)를 거치거나 이산화탄소 흡수조(7)를 거친 처리가스를 통과시키면서 열교환이 이루어지도록 하는 것으로 상기 열교환기(6)의 경우도 다양한 공지 기술이 존재하는 바, 그 상세 설명은 생략한다.
상기 이산화탄소 흡수조(7)는 상기 집진장치(4)를 통과한 배기가스를 유입받아 수산화나트륨 수용액을 포함하는 이산화탄소 흡수제와 반응에 의해 배기가스로부터 이산화탄소 및 황산화물을 제거하고 상기 열교환기(6)로 처리가스를 배출하는 구성에 해당한다.
상기 이산화탄소 흡수조(7)는 상기에서 언급한 바와 같이 이산화탄소와 황산화물을 동시에 제거하는 이산화탄소 흡수제를 적용함에 따라 상기 탈황부(5)를 거치지 않은 배기가스가 유입되도록 할 수 있는 것은 물론 도면에 도시된 바는 없으나 탈황부(5)를 거친 배기가스를 유입하여 반응이 이루어지도록 할 수 있다.
상기 이산화탄소 흡수제는 수산화나트륨 수용액, 일라이트 추출물을 포함하는 것을 특징으로 한다.
상기 수산화나트륨 수용액은 고온, 고농도의 이산화탄소 및 COS(탄화수소, O2, SOx)가 포함된 혼합 가스도 동시에 제거될 수 있도록 하는 점에 특징이 있다. 즉 발전소 배기가스 등에서 황산화물(SOx)은 물론 이산화탄소도 동시에 흡수되도록 하는 것이다.
상기 수산화나트륨 수용액이 황산화물과 이산화탄소를 제거하는 원리는 하기 반응식과 같다. 즉, 삼산화황(아황산)과 이산화황은 하기에서 보는 바와 같이 각각 수산화나트륨과 반응하여 무수 황산나트륨과 아황산나트륨으로 추출됨으로써 제거된다.
그리고 이산화탄소는 하기 반응식과 같이 수산화나트륨과 반응하여 탄산나트륨을 생성함으로써 제거된다. 또한 생성된 탄산나트륨은 여분의 황산화물과 반응하여 황산화물 제거 효과를 더 증대시킬 수 있고, 아울러 생산되는 이산화탄소는 수산화나트륨에 의하여 제거되게 된다.
1) 2NaOH + SO3 = Na2SO4 + H2O
2) 2NaOH + SO2 = Na2SO3 + H2O
3) 2NaOH + CO2 = Na2CO3 + H2O
4) NaOH + CO2 = NaHCO3
상기 일라이트는 {K0.75[Al1.75(Mg·Fe2＋)0.25](Si3.50Al0.50)O10(OH)2}로 표현되는 대한민국 영동지방에서 대량으로 매장되어 있는 것이 밝혀진 광물이다. 백운모에 비하여 층전하가 낮고, 그 전하는 4면체판의 Al3＋과 Si4＋의 동형치환감소에 기인한다. 8면체판에서 약간의 동형치환이 일어난다.
일라이트는 층간에 존재하는 K＋에 의한 강한 결합력으로 비팽창성이며 층간격은 10Å이다. 따라서 액상에서 추출되어 전체 양이온 전하를 띠게 되고 킬레이션 결합 화합물로 변환되기 쉬운 광물이며 본 발명에서는 이런 금속 이물을 추출하기 용이하도록 미분화 일라이트를 사용하는 것이 타당하다.
이러한 일라이트로부터 추출한 추출물은 산화칼륨 등 여러 종의 금속 산화물이 포함된 추출액으로서 액상에서 킬레이션 결합화합물로 변환되기 쉬운 광물을 제공하여 반응 증진제로 작용하게 되는 것이다. 즉 상기 수산화나트륨 수용액의 SOx를 포함하는 이산화탄소 흡수에 있어 일라이트 추출물이 더 첨가되어 흡수효율을 높게 하는 것이다.
반응 증진제로써 일라이트 추출액의 수산화나트륨과 반응식은 하기에서 보는 바와 같다. 일라이트의 주요성분에 대해서만 기재하였고 그외 Ca, Fe, Mg, Mn, Ti 및 P2O5와 같은 미량 성분들의 산화물들도 액상에서 안정한 금속 킬레이션 화합물을 형성하는데 높은 기여를 한다.
1) 2NaOH + SiO2 = Na2O.SiO2 + H2O
2) 2NaOH + K2O = Na2O + 2KOH
3) Na2O + Al2O3 + H2O = 2NaAlO2 + H2O
상기 일라이트 추출물은 일라이트 분말을 40 내지 100℃로 가열된 물에 첨가하고 교반하여 제조되는 것을 특징으로 한다. 즉 가열된 물에 일라이트 분말을 첨가하여 교반하면서 고형물을 침전시키고 상등액을 분리 및 여과하여 수득할 수 있는 것이다.
이에 더하여 본 발명에서는 상기 이산화탄소 흡수제에 사붕산나트륨(Na2B4O7·10H2O) 및 물유리(Na2SiO3)가 더 포함되는 예를 제시한다.
수산화나트륨 수용액에 일라이트 추출물에 더하여 사붕산나트륨 및 물유리가 더 포함되도록 하는 것이다. 이렇게 사붕산나트륨 및 물유리가 더 첨가되어 이산화탄소와 흡수제 성분이 직접적으로 반응하기 때문에 반응속도가 훨씬 빠르고 물질 이동 계수도 커지게 된다.
더욱이 사붕산나트륨 및 물유리는 점도가 높기 때문에 흡수된 기체상태의 이산화탄소가 빠져나가지 못하고 액체상태로 빠르게 녹아들어가면서 탄산으로 반응하게 되어 이산화탄소 흡수율을 배가시키도록 하는 것이다.
이에 더하여 본 발명에서는 반응촉진형 첨가제로 과산화수소(H2O2)가 더 첨가된 예를 제시하고 있다.
수산화나트륨 수용액에서 사붕산나트륨 및 과산화수소의 반응식은 하기와 같다.
1) Na2B4O7 + H2O = Na2O + 2B2O3
2) 2NaOH + H2O2 = Na2O + H2O + 0.5O2
따라서 이산화탄소 흡수 메커니즘은 도 1 및 하기 반응식과 같다.
1) CO2(g) + CO2(aq) + Na2O + 2OH- = CO2(g) + CO3-- + 2NaOH = CO2(aq) + CO3--
2) CO3-- + H2O + CO2(aq) = 2HCO3-
3) CO2(aq) + OH- = HCO3-
4) HCO3- + OH- = CO3-- + H2O
상기 1차 침전조(8)는 상기 이산화탄소 흡수조(7)로부터 반응액을 유입받아 응집제와 응집반응에 의해 이물질을 침전시키는 구성으로 반응액으로부터 중금속, ash, SS 등 이물질이 응집에 의해 제거되도록 함으로써 후단의 2차 침전조(9)에서 수득되는 탄산칼슘의 순도를 높이도록 하는 것이며, 도면에 도시된 바는 없으나 반응액을 재생시 불순물이 없는 재생 이산화탄소 흡수제가 재생되도록 하기 위한 것이다.
상기 응집제는 그 종류를 한정하지 않으며, 예로 수산화칼슘(Ca(OH)2)이 적용될 수 있다.
상기 2차 침전조(9)는 상기 1차 침전조(8)로부터 반응액을 유입받아 산화칼슘과 반응시켜 탄산칼슘을 회수하는 구성에 해당한다.
상기 2차 침전조(9)에서 반응액에서 탄산으로 존재하는 포집된 이산화탄소의 당량수에 맞춰 CaO를 투입함으로써 유용한 자원인 고순도 고부가가치 침강성 탄산칼슘이 제조되도록 하는 것이다. 또한 이렇게 1차 침전조(8) 및 2차 침전조(9)를 거치면서 이물질은 물론 포집된 이산화탄소가 제거된 반응액은 재생 이산화탄소 흡수제로 재이용이 가능하게 되는 것이다.
이산화탄소 저감목적을 달성하기 위해서도 추가 시설의 규모나 흡수제와 같은 비용 및 운전 편의성을 고려해야 되며 투입되는 에너지 비용도 중요한 항목 중의 하나이다. 따라서 본 발명에 따르면 제공된 이산화탄소 흡수제의 비용은 이산화탄소의 화학흡수 반응 후 다시 탄산칼슘으로 침전시켜 흡수력을 회복시키는 메커니즘을 가지면서, 도면에 도시된 바는 없으나 순환 시스템을 통해 배관 및 흡수탑에서의 약간의 손실 외에는 없게 되고, 상기 2차 침전조(9)에서 CaO 투입시 발생하는 희석열에 의해 탄산칼슘 침전 후 여액의 온도가 60℃ 이상으로 유지되는 등 열에너지 손실도 거의 없이 오히려 발열반응이 전개된다. 물론 탄산칼슘은 60℃ 이상의 고온에서도 알카리성 물에 대한 용해도가 거의 없고, 다만 온도에 따르는 침전물의 Size나 결정형에 영향을 줄 뿐이다.
도면에 도시된 바는 없으나 상기 2차 침전조(9)에서 수득한 탄산칼슘의 일부분은 상기 탈황부(5)에 보내 황산화물 제거에 사용할 수 있으며, 고부가가치 침강형 제품 외에도, 이렇게 수득한 탄산칼슘이 매우 높은 불순물이 없는 순도를 가지므로 그 자체로도 제지, 건설, 제강 등 산업 전반에 걸쳐 수요처의 제한 없이 사용할 수 있고, 소결과정을 통해 고순도의 이산화탄소와 소석회를 제조하여 자원 재활용 할 수 있다. 또한 이와 같은 순수한 탄산칼슘은 자연계의 영향이 없는 오염없는 자원으로써 최소한 폐광 매립 등에 활용 할 수도 있다.
또한 본 발명의 시스템(1)은 이산화탄소를 직접 포집 후 저장이나 재활용 하는 것도 아닌, 대규모 시설도 불필요하면서 폐수발생이 없거나 요인이 적고, 탄산과 1:1 반응에 의해 매우 낮은 용해도의 탄산칼슘이 빠른 속도로 전량 침전됨으로써 작은 규모의 침전조에서 전환 에너지 비용도 오히려 탄산칼슘 발열반응으로 열에너지가 획득되며, 도면에 도시된 바는 없으나 성능을 회복한 이산화탄소 흡수제의 순환으로 추가적인 약제비 등 운전 경비도 최소화가 예상되어진다. 역시 전환 산물로써 고순도의 침강형 탄산칼슘은 시장 규모와 가격 등에도 높은 부가가치를 예상해볼 수 있다.
이하 실험 예에 의거 상기 이산화탄소 흡수제의 바람직한 실시 예를 설명한다.
[실시예 1]
1,000Mesh로 분쇄된 Yellow상의 일라이트 1,350g을 60℃로 가열된 RO수 15L에 투입하여 30분간 교반하였다. 그 다음 사붕산나트륨 150g을 투입하여 10분간 교반하여 잘 녹인 후(약 10℃ 온도 강하) 수산화나트륨 300g을 천천히 투입 교반하여 희석열에 의해 반응액 온도가 70℃가되면 물유리 300g을 투입하고 1시간동안 교반하였다.
반응액 온도가 자연 강하되어 상온이 될때까지 교반하여 주었다. 상온에서 교반을 멈추고 overnight 정치하여 상등액을 여과하여 흡착제를 제조하였다.
[실시예 2]
325Mesh로 분쇄된 Yellow상의 일라이트 540g을 60℃로 가열된 RO수 6L에 넣어 30분간 교반하였다. 사붕산나트륨 300g을 투입하고 30분간 교반하여 (반응액 약 20℃ 온도강하) 자연상태에서 반응액 온도가 40℃이하가 되었을 때 수산화나트륨900g을 천천히 투입 교반하여 희석열에 의해 반응액 온도가 80℃가되면 물유리 300g을 투입하고 1시간동안 교반하였다.
반응액온도가 자연 강하되어 60℃아래로 떨어지고 난 다음 과산화수소 90g을 투입한 뒤 반응액이 상온이 될때까지 교반하여 주었다. 상온에서 교반을 멈추고 overnight 정치하여 상등액을 여과하여 흡착제를 제조하였다.
<배기가스 분석장비>
NOVA 9K(MRU Emission Monitoring System, Germany)를 사용하였고, 각 측정 대상에 대한 센서, 측정범위 및 분해능은 하기에서 보는 바와 같다.
- O2(E.C) : 0 ~ 21 Vol% / 0.2%
- CO2(NDIR) : 0 ~ 40 Vol% / 0.3%
- SO2(E.C) : 0 ~ 2,000 ppm / 5ppm
* E.C : 전기화학식 센서, NDIR : 비분산적외선 센서
<배기가스 분석방법>
-. SO2 분석
메세타 해리 화목난로에 착화탄을 넣고 점화한 뒤 5분후 갈탄을 1Kg 올려 연소를 시작하였다. 약 15분이 지난 뒤 실시예 1에서 제조한 액상형 탈황촉매 100g 을 고르게 분사 받은 갈탄 3Kg을 더 올리고 본격적으로 연소를 시작하였다.
연통으로 배기되는 배가스 중의 일부를 흡입하기 위해 연통 중간부에 구멍을 뚫고 실리콘 호스를 연결한 뒤 실리콘으로 틈새를 완전 밀폐하고 다이아프램 펌프를 통해 배가스를 흡입하여 플로우메터를 35L/분으로 조정하고 실험장치 중 반응조에 가스트랩 어뎁터의 In-Let 관으로 불어넣어 주었다. 가스트랩 어뎁터의 Out-Let 관으로 배출되는 배가스를 NOVA 9K에 연결해 주고 SO2의 량을 측정하였다.
-. CO2 분석
N2 Bombe와 Heating 장치가 부착된 CO2 Bombe를 준비한 뒤 각각 N2 30L/분, CO2 5L/분으로 Flow Meter를 조정하여 Y자 어뎁터를 통해 기체를 혼합하여 가스트랩 어뎁터의 In-Let 관을 통해 반응조에 불어 넣어 주었다. 가스트랩 어뎁터의 Out-Let 에서 CO2 농도를 측정하고, 다시 실시예 2에서 제조한 CO2 화학흡착제 1L를 Dropping Funnel을 통해 반응조에 투입한 뒤 CO2 농도를 측정하였다.
<실험예 1> SOx 제거능 측정
화목난로에서 갈탄 연소후 상기 실험장치를 통해 배가스중 SOx 발생량을 측정하고 SOx 저감량을 측정하였다.
실험결과가 도 2에 도시되고 있는 바, 그래프에서 보는 바와 같이 개략 37분에서 91분까지 실시예 1의 흡수제의 작용에 의해 SOx 저감능이 발현됨을 알 수 있다.
<실험예 2> CO2 제거능 측정
상기 실험장치에서 N2 Bombe 와 CO2 Bombe를 통해 14% CO2 Gas를 주 Reactor에 투입되도록 맞춘뒤 실시예 2에서 제조한 CO2 화학흡수제 1L를 넣고 투입되는 Gas를 통과하도록 한 뒤 CO2 저감량을 측정하였다.
실험결과가 도 3에 도시되고 있는 바, 그래프상에 첫 번째 하강곡선이 실시예 2가 주입되어 CO2가 저감되고 있는 것을 나타내고 CO2의 저감이 이루어지던 중 상승곡선은 반응기의 뚜껑을 열어 외기가 유입되도록 함으로써 CO2가 상승되도록 한 뒤에 본 발명에서 언급한 바는 없으나 기 사용된 실시예 2의 흡수제를 재생한 재생 흡수제를 투입한 결과 다시 CO2의 저감이 이루어짐을 알 수 있다.
<실험예 3> CaCO3 제조 및 CO2 흡수제의 재생
실험예 2에서 CO2를 흡수한 흡수제 1L(용액 온도 32℃)를 2L Beaker에 옮기고 교반해 주면서 CaO(assay 90%) 62.16g을 투입하였다.(용액 온도 62℃로 상승) 투입과 동시에 흰색 고체가 석출되면서 회갈색의 CaO 입자가 빠르게 녹아들어간 뒤 고체를 여과하고 열풍건조하여 흰색의 CaCO3 100.1g 을 얻었다. 여액은 다시 실험예 2의 CO2 흡수 재생액으로 사용하였다.
이상과 같이 본 발명은 비록 한정된 실시예와 도면에 의해 설명되었으나, 본 발명은 상기 실시예에 한정되지 않음은 물론이며, 본 발명이 속하는 분야에서 통상의 기술적 지식을 가진 자에 의해 상기 기재된 내용으로부터 다양한 수정 및 변형이 가능할 수 있음은 물론이다.
Claims (7)
- 배기가스 배출원에서 배출되는 배기가스를 유입받아 배기가스로부터 더스트을 제거하는 집진장치;상기 집진장치를 통과한 배기가스를 유입받아 수산화나트륨 수용액을 포함하는 이산화탄소 흡수제와 반응에 의해 배기가스로부터 이산화탄소 및 황산화물을 제거하고 처리가스를 배출하는 이산화탄소 흡수조;상기 이산화탄소 흡수조로부터 반응액을 유입받아 응집제와 응집반응에 의해 이물질을 침전시키는 1차 침전조;상기 1차 침전조로부터 반응액을 유입받아 산화칼슘과 반응시켜 탄산칼슘을 회수하는 2차 침전조;를 포함하는 것을 특징으로 하는 배기가스로부터 이산화탄소 제거시스템.
- 제 1항에 있어서,상기 집진장치 전단에는 배기가스 배출원에서 배출되는 배기가스를 유입받아 배기가스로부터 질소산화물을 제거하여 배출하는 질소산화물 제거부가 더 포함되는 것을 특징으로 하는 배기가스로부터 이산화탄소 제거시스템.
- 제 1항에 있어서,상기 이산화탄소 흡수조를 통해 배출되는 처리가스는 열교환기를 거쳐 외부로 배출됨을 특징으로 하는 배기가스로부터 이산화탄소 제거시스템.
- 제 1항에 있어서,상기 이산화탄소 흡수제에는 일라이트 추출물이 포함되는 것을 특징으로 하는 배기가스로부터 이산화탄소 제거시스템.
- 제 4항에 있어서,사붕산나트륨이 더 포함되는 것을 특징으로 하는 배기가스로부터 이산화탄소 제거시스템.
- 제 5항에 있어서,물유리가 더 포함되는 것을 특징으로 하는 배기가스로부터 이산화탄소 제거시스템.
- 제 6항에 있어서,과산화수소가 더 포함되는 것을 특징으로 하는 배기가스로부터 이산화탄소 제거시스템.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| KR1020220089156A KR102556853B1 (ko) | 2022-07-19 | 2022-07-19 | 배기가스로부터 이산화탄소 제거시스템 |
| KR10-2022-0089156 | 2022-07-19 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| WO2024019449A1 true WO2024019449A1 (ko) | 2024-01-25 |
Family
ID=87425645
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PCT/KR2023/010175 WO2024019449A1 (ko) | 2022-07-19 | 2023-07-17 | 배기가스로부터 이산화탄소 제거시스템 |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| KR (1) | KR102556853B1 (ko) |
| WO (1) | WO2024019449A1 (ko) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| KR102692496B1 (ko) | 2024-02-19 | 2024-08-08 | 주식회사 에덴산업 | 건물내 발생되는 이산화탄소 및 유해가스 포집용 스마트 덕트 시스템 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| KR101076140B1 (ko) * | 2011-03-28 | 2011-10-21 | 정훈 | 액상 수산화칼슘과 이산화탄소가 반응하여 생성된 경질탄산칼슘을 이용하여 배기가스중에 황성분을 제거하는 장치 |
| JP2017039105A (ja) * | 2015-08-21 | 2017-02-23 | 株式会社神戸製鋼所 | ガス処理システム及びガス処理方法 |
| JP2018501082A (ja) * | 2014-10-28 | 2018-01-18 | インターサージカル アクチェンゲゼルシャフト | 化学吸収剤 |
| KR101864999B1 (ko) * | 2017-09-18 | 2018-06-05 | 이철 | 탈황용 촉매, 이의 제조 방법 및 이를 이용한 탈황 방법 |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| KR100487144B1 (ko) * | 2000-07-31 | 2005-05-03 | 쇼와 덴코 가부시키가이샤 | 연소 배기 가스의 처리 방법 및 처리 장치 |
| KR100934551B1 (ko) * | 2007-11-30 | 2009-12-29 | 김병준 | 황산화물 및 이산화탄소 제거 방법 |
| KR101937801B1 (ko) * | 2012-12-24 | 2019-04-11 | 재단법인 포항산업과학연구원 | 배기가스로부터 이산화탄소 및 황산화물을 제거하는 방법 및 제거 장치 |
| KR101415865B1 (ko) | 2013-04-01 | 2014-07-09 | 한국과학기술연구원 | 고분자에 지지된 아민 기반 신규 이산화황 및 아황산 흡수제 |
| KR101322370B1 (ko) * | 2013-04-08 | 2013-10-29 | 극동환경화학 주식회사 | 연소 부산물과 흡수액을 이용한 배출가스 이산화탄소 포집장치 및 방법 |
| JP6998174B2 (ja) * | 2017-10-20 | 2022-01-18 | 三菱重工エンジニアリング株式会社 | 酸性ガス除去装置及び酸性ガス除去方法 |
-
2022
- 2022-07-19 KR KR1020220089156A patent/KR102556853B1/ko active IP Right Grant
-
2023
- 2023-07-17 WO PCT/KR2023/010175 patent/WO2024019449A1/ko unknown
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| KR101076140B1 (ko) * | 2011-03-28 | 2011-10-21 | 정훈 | 액상 수산화칼슘과 이산화탄소가 반응하여 생성된 경질탄산칼슘을 이용하여 배기가스중에 황성분을 제거하는 장치 |
| JP2018501082A (ja) * | 2014-10-28 | 2018-01-18 | インターサージカル アクチェンゲゼルシャフト | 化学吸収剤 |
| JP2017039105A (ja) * | 2015-08-21 | 2017-02-23 | 株式会社神戸製鋼所 | ガス処理システム及びガス処理方法 |
| KR101864999B1 (ko) * | 2017-09-18 | 2018-06-05 | 이철 | 탈황용 촉매, 이의 제조 방법 및 이를 이용한 탈황 방법 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| JEON PIL RIP, CHOI JIWON, YUN TAE SUP, LEE CHANG-HA: "Sorption equilibrium and kinetics of CO2 on clay minerals from subcritical to supercritical conditions: CO2 sequestration at nanoscale interfaces", CHEMICAL ENGENEERING JOURNAL, ELSEVIER, AMSTERDAM, NL, vol. 255, 1 November 2014 (2014-11-01), AMSTERDAM, NL , pages 705 - 715, XP093130313, ISSN: 1385-8947, DOI: 10.1016/j.cej.2014.06.090 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| KR102556853B1 (ko) | 2023-07-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP0507422B1 (en) | Gasification-combined power plant | |
| WO2004076033A1 (ja) | 燃焼排ガス中の二酸化炭素の吸収固定化方法 | |
| CN110124507B (zh) | 一种多污染物烟气清洁处理的方法及其装置 | |
| WO2024019449A1 (ko) | 배기가스로부터 이산화탄소 제거시스템 | |
| US6018090A (en) | Process and plant for the thermal treatment of waste material | |
| ES2606067T3 (es) | Procedimiento para purificar un flujo de humos de combustión de una planta de producción de clínker y equipo relacionado | |
| JPS6323480B2 (ko) | ||
| CN210523360U (zh) | 一种废盐资源化处理用处理系统 | |
| CN112811454A (zh) | 一种锅炉含硫烟气和飞灰综合利用的系统和方法 | |
| CN111780124A (zh) | 一种高卤素危险废物焚烧系统及方法 | |
| CN114349026A (zh) | 一种高危废盐的处理工艺 | |
| CN112212335A (zh) | 一种危险废物焚烧工艺及系统 | |
| WO2024019288A1 (ko) | 화석연료 연소전 첨가형 연소조연제 및 탈황촉매 제조방법 | |
| WO2020124655A1 (zh) | 硫/硝酸盐铁-炭还原制备硫磺并回收脱硫/硝剂的工艺 | |
| CN114733888A (zh) | 一种用于综合利用二次铝灰的方法及系统 | |
| WO2024019447A1 (ko) | 이산화탄소 흡수제 | |
| WO2024019448A1 (ko) | 자원순환 시스템 | |
| CN211770757U (zh) | 一种活性炭解吸用热风炉的尾气净化及余热利用装置 | |
| CN210523361U (zh) | 一种废盐资源化处理处置系统 | |
| WO2023234462A1 (ko) | 황산나트륨을 이용한 중조 및 석고의 제조방법 | |
| WO2023043005A1 (ko) | 이산화탄소 포집 변환 촉매 | |
| WO2023140440A1 (ko) | 시멘트 제조 설비용 이산화탄소 포집 및 탄소자원화 시스템 | |
| WO2023043004A1 (ko) | 이산화탄소 포집 변환 촉매의 제조방법 | |
| WO2024019446A1 (ko) | 이산화탄소 흡수제 및 탈황촉매 제조방법 | |
| WO2024128745A1 (ko) | 청정 수소의 제조방법 |
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: 23843298 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |