WO2009021658A1 - Gekühlte naoh-rauchgaswäsche vor co2 abtrennung - Google Patents

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Georg Papenheim
Torsten Buddenberg
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Hitachi Power Europe Gmbh
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Definitions

  • the invention is directed to a method for the separation of pollutants from a resulting during the combustion of a fossil fuel in a combustion chamber of a power plant flue gas stream in several process stages, which is subjected to a first process stage in which the flue gas stream is subjected to gas scrubbing with a first chemical absorbent, and a preceding stage of the process in which the flue gas stream is subjected to a flue gas desulphurisation treatment with a calcium-containing chemical absorbent.
  • the invention is directed to an apparatus for the separation of pollutants from a resulting during the combustion of a fossil fuel in a combustion chamber of a power plant flue gas stream in several process stages, comprising a first process stage having a first absorber or flue gas scrubber with supply of a first chemical absorbent, and a process step preceding the first process step comprising a calcium-containing chemical absorbent flue gas desulfurization plant.
  • the invention is also directed to the use of a device for the separation of pollutants from a resulting during the burning of a fossil fuel in a combustion chamber of a power plant flue gas stream in several process stages, the first process stage, the first absorber or flue gas scrubber with feeding a first chemical absorbent, and a preceding stage of the process stage, the a flue gas development plant with calcium-containing chemical Absorbent comprises, for carrying out a method for the separation of pollutants from the resulting during the combustion of the fossil fuel in the combustion chamber of the power plant flue gas stream in several stages.
  • CO 2 content of flue gases of fossil fuel-fired combustion chambers in particular of coal-fired power plants, has come into the focus of discussion. It is planned to design and build so - called CO 2 - free power plants in the future.
  • One way to remove CO 2 from the flue gas is to wash it out in a corresponding flue gas scrubbing from the flue gas, deposit and then optionally liquefied supply a further use.
  • One way to CO 2 capture is to carry out an amine scrubbing, especially with a monoethanolamine solution.
  • the flue gas fed to the amine scrubber must, however, be largely free of SO 2 , SO 3 and dust.
  • a NaOH flue gas scrubbing is also realized at the Hagenholz municipal waste incineration plant in the city of Zurich. There too, a 30% sodium hydroxide solution is circulated to Ringjet nozzles, by means of which the sodium hydroxide solution is fed to the flue gas stream in countercurrent.
  • a two-stage gas scrubbing in which, on the one hand, seawater and, on the other hand, an alkali solution are used as the absorption medium, is known from DE 21 33 481 A.
  • This reference discloses recirculating a sprayed solution in the gas scrubber outside of the gas scrubber where it is fed to a heat exchanger or cooler so that it is returned to the flue gas scrubber in a cooled state.
  • Flue gas desulphurisation in which an alkaline scrubbing liquid is supplied to a flue gas stream in a flue gas scrubber, is also disclosed by EP 0 702 996 A2.
  • the flue gas stream is cooled by means of a heat exchanger disposed within the flue gas scrubber.
  • Flue gas desulphurisation in which the flue gas stream is treated with an alkali solution in a flue gas scrubber, with sodium hydroxide also being used as the alkali source, is likewise known from EP 0 692 298 A1.
  • a generic two-stage process for flue gas cleaning a power plant continues to disclose the DE 103 40 349 Al, the flue gas cleaning is carried out in a first stage desulfurization / flue gas scrubbing by means of a calcium hydroxide or calcium carbonate suspension and in a second stage an amine scrubbing for CO 2 separation ,
  • scrubbing takes place in the flue gas desulphurisation by means of an aqueous calcium hydroxide or calcium carbonate suspension and the CO 2 scrubbing is carried out by means of an amine scrubbing.
  • the invention has for its object to provide a solution that makes it possible to reduce a combustion of fossil fuels, in particular coal, resulting flue gas flow as far as in its pollutant and solids content, that immediately following with sufficient life, a CO 2 capture means a flue gas scrubbing continuously feasible and in the emission control of a power plant, especially coal power plant, can be integrated.
  • this object is achieved in that in the first stage in at least one first absorber or flue gas scrubber a flue gas scrubbing by means of the flue gas stream supplied caustic soda or a sodium hydroxide solution as the first chemical absorbent wherein at least a portion of the sodium hydroxide or sodium hydroxide-containing solution in this first process stage outside the flue gas stream to the location of supply of this chemical absorbent to the flue gas stream, preferably recirculated, and in the course of its return before reaching the place of supply to the flue gas stream outside the flue gas stream is cooled and / or wherein the flue gas stream is cooled within the first absorber or flue gas scrubber by means of a cooler or heat exchanger disposed therein.
  • a spraying or atomizing device in the first absorber or flue gas scrubber in the flue gas flow, a spraying or atomizing device is arranged, the sodium hydroxide solution or a sodium hydroxide solution feeds the flue gas stream as the first absorbent, and outside the first absorber or a flue gas scrubber, a line is arranged, which is in line connection with the interior of the first absorber or flue gas scrubber, characterized in that at least a portion of the first absorbent, preferably in the circulation, is traceable to the spraying or atomizing device, wherein in the conduit and / or in the first absorber or flue gas scrubber in the flue gas flow in the flow direction of the recirculated first absorbent or the flue gas stream in front of the spray or atomizing device, a cooler or heat exchanger is arranged.
  • the sulfur content of the flue gas stream is already reduced to the extent that adhering to the usual process parameters, then remaining dust and residual sulfur oxides or sulfur oxide compounds then by subsequent NaOH scrubbing Can be easily eliminated in absorbers or flue gas scrubbers, which have a common and customary dimension, so do not need to be overly large dimensions and thus do not take up excessive space and shelves.
  • the flue gas desulfurization subsequent NaOH flue gas scrubbing is achieved with cooling the scrubbing liquid and / or the flue gas stream that are absorbed to an acidic components of the gas better and to a greater extent, but on the other hand, the flue gas of the NaOH scrubbing with a relative low exit temperature leaves.
  • This low outlet temperature means that an improved absorption behavior can then be achieved in a CO 2 separation which may then be followed by a further flue gas scrubbing or washing stage.
  • the CO 2 scrubber upstream NaOH wash continues to act in such a way that due to the settable with the sodium hydroxide high pH, the absorption capacity is particularly good.
  • the sodium hydroxide forms only soluble compounds with to be deposited in this absorber or flue gas scrubber flue gas components of the flue gas, so that the washing liquid circuit remains substantially solids-free.
  • the flue gas is cleaned to such an extent that it is largely free of SO 2 , SO 3 and dust after this NaOH scrubbing and furthermore has a temperature which allows the flue gas flow to be immediately followed by one To supply CO 2 separation by means of a further gas scrubbing and to achieve in this further washing stage sufficient for a continuous operation of a coal-fired large power plant operating and idle times.
  • the flue gases have only such a pollutant load which makes it possible subsequently to carry out CO 2 scrubbing, for example with an amine solution, while achieving satisfactory service lives and, in particular, continuous operation of the system with integrated CO 2 - To ensure laundry.
  • a NaOH flue gas scrubbing sodium hydroxide or sodium hydroxide solution
  • the first absorbent sodium hydroxide or sodium hydroxide solution before reuse in the absorber or flue gas scrubber by means of a cooler or heat exchanger is cooled and / or in which the flue gas stream is cooled in the first absorber or flue gas scrubber by means of a cooler or heat exchanger, it is achieved that the supplied flue gas is cooled in the absorber or flue gas scrubber.
  • the cooling causes both the flue gas and the recirculating first absorbent compared to NaOH wash (r) n without corresponding cooling at the time of their reaction are colder with each other.
  • the chemical absorption characteristic of the caustic soda solution or the sodium hydroxide-containing solution is higher at low temperature, acidic components of the gas are absorbed better and more largely by the first absorbent.
  • this also means that the flue gas leaves the first absorber or flue gas scrubber with a lower outlet temperature compared to an uncooled NaOH scrubber.
  • This low outlet temperature means that in a subsequent CO 2 separation by means of a further flue gas scrubbing or washing stage, an improved absorption behavior can be achieved.
  • the flue gas entering the first absorber or flue gas scrubber is generally 100% saturated with water vapor, water is condensed out.
  • the water will condense on the dust and S0 3 aerosol particles present in the flue gas. These particles are so small that they are difficult to separate in a scrubber without condensation.
  • the resulting in the scrubber provided with recorded dust and SO 3 - aerosol particles as condensation nuclei droplets are deposited in the scrubbing liquid which descends in the first absorber and collected in the sump of the absorber.
  • the sodium hydroxide used as the first absorbent can be adjusted in the washing solution or the first absorbent a relatively high pH, which in turn brings a particularly high and good absorption capacity, so that a very low SO 2 content in the first Absorber or flue gas scrubber leaving flue gas stream is adjusted.
  • the sodium hydroxide supplied to the first absorbent be it as a sodium hydroxide solution or as an aqueous solution containing sodium hydroxide, furthermore serves as a neutralizing agent for the acidic gas constituents SO 2 and SO 3 separated in the recirculating first absorbent.
  • NaOH sodium hydroxide
  • SO 2 and SO 3 include HCl and HF, in small quantities but also CO 2 , only soluble compounds, so that the intended washing cycle of solution or liquid consisting of the first absorbent and reaction products formed in the first absorber or flue gas scrubber remains substantially solids-free except for the captured dust particles. It can therefore form no caking due to temperature changes of the washing liquid.
  • the first absorber or flue gas leaving flue gas is largely free of SO 2 , SO 3 and dust and a temperature has it then allows the flue gas stream to be directly fed to a CO 2 separation by means of (further) gas scrubbing, in particular by means of amine scrubbing, and into this additional gas washing stage for continuous operation in particular a coal-fired large power plant to achieve sufficient operating and service life.
  • Cooling of the recirculated first chemical absorbent which is particularly easy to implement, can be achieved by arranging a cooler or heat exchanger in the line guided outside the first absorber and thus cooling the first chemical absorbent.
  • the first absorber or flue gas scrubber may be a spray scrubber, a jet scrubber, a venturi scrubber, or a packed column which is used in the multi-stage, i.e. several process stages comprehensive, flue gas treatment are arranged in a first stage of the process.
  • the invention therefore provides in the development that the flue gas scrubbing in the first process stage in one or more spray scrubber (s) or jet scrubber (s) or Venturi scrubber (s) or one or more packed column (s) is performed.
  • a plurality of first absorber or flue gas scrubber can be arranged in parallel within the first process stage, so that a first part of the flue gas stream of a first scrubber or jet scrubber or Venturi scrubber or a first packed column and a second part of the flue gas stream a third spray scrubber or jet scrubber from the previously divided flue gas stream or Venturi scrubber or a third packed column is supplied.
  • the invention is therefore further distinguished by the fact that the flue gas stream supplied to the first process stage is divided and a first part in the first process stage is split into a first spray scrubber or jet scrubber or Venturi scrubber or a first packed column and a second part in the second process stage in parallel to a third spray scrubber or jet scrubber or Venturi scrubber or a third packed column is supplied.
  • the flue gas cleaning in the first process stage, or the first absorber or flue gas scrubber it is particularly useful if the recirculated first chemical absorbent to a temperature of less than 40 0 C, preferably less than or equal to 35 ° C, in particular to a temperature of approx 3O 0 C is cooled.
  • the flue gas stream is cooled in the first process stage to a temperature of less than or equal 5O 0 C, in particular less than or equal to 45 ° C, preferably a temperature of about 40 0 C becomes.
  • the invention provides that the flue gas stream or the first and the second
  • an amine wash preferably a wash with alkanolamine solution, preferably monoethanolamine (MEA) solution
  • MEA monoethanolamine
  • a potash wash with potassium carbonate solution or an ammonia wash is subjected to aqueous ammonia solution and / or with a solution containing at least two of the above solutions in mixture.
  • the flue gas stream is treated by the invention according to the previous treatment in the first stage process so far, in particular reduced in terms of its pollutant and solids content that he directly this second stage of the process can be supplied and this can then be carried out continuously with necessary for the operation of a large power plant stand and operating times.
  • a second chemical absorbent to be used particularly advantageously in the second process stage expediently contains piperazine.
  • the second chemical absorbent used in the second process stage may also be fed to a regeneration treatment and fed to the flue gas stream in the circuit.
  • the invention therefore further provides that a regenerative second chemical absorbent is used and this is recycled after passing through a regeneration treatment in the second process stage in the flue gas stream or the first part and the second part of the flue gas stream and cooled before being fed into the flue gas stream.
  • the second process stage is advantageously carried out using known types of scrubbers.
  • the invention therefore further provides that the flue gas scrubbing in the second process stage in one or more spray scrubber (s) or jet scrubber (s) or Venturi scrubber (s) or one or more packed column (s) is performed.
  • the second process stage it is also possible in the second process stage to divide the flue gas stream into parallel branches.
  • the invention is characterized in further development, therefore, further characterized in that the second process stage supplied flue gas or Operarauchgasström split and a third part in the second process stage a second spray scrubber or jet scrubber or Venturi scrubber or a second packed column and a fourth part in the second process stage is fed in parallel to a fourth spray scrubber or jet scrubber or Venturi scrubber or a fourth packed column.
  • a further advantageous development and embodiment of the invention consists in that the flue gas flow in the process step preceding the first process stage is subjected to flue gas scrubbing with the calcium-containing chemical absorption medium with the formation of gypsum.
  • the first stage of the process is preceded by the previous stage in which the flue gas is subjected to a flue gas flue gas treatment, the sulfur content, ie in particular the SO 2 - and SO 3 content of the flue gas stream before entering the first absorber or flue gas scrubber of the first process stage so far lowered that in this first stage of the process required for the further treatment of the flue gas in the second process stage most extensive removal of dust, SO 2 and SO 3 can be performed easily and in facilities that have a common and customary dimension, so not overly large dimensions need not be excessive space and footprint. Particularly useful in this case is the use of a gypsum to be transferred calcium-containing chemical absorbent.
  • the first chemical absorbent may also contain reaction products formed in the first absorber or flue gas scrubber.
  • reaction products formed in the first absorber or flue gas scrubber For example, in the flue gas desulfurizing treatment in the preceding Process step to a conventional desulfurization on limestone or calcium-based act under the formation of gypsum.
  • the increased or additional content of sodium in the washing liquor set there by the supply of the first absorbent in the absorber or flue gas scrubber of the preceding process stage in this preceding process stage leads to an improved separation efficiency of the flue gas pollutants in the (third) chemical absorbent used in this process stage.
  • the invention provides in an embodiment that the flue gas scrubbing of the first stage of the process, a water vapor saturated flue gas stream is supplied.
  • Flue gas stream preferably with division into the first and the second part of the flue gas stream, is fed directly to the first process stage. It is also expedient also the pertinent division that the flue gas stream leaving the first process stage, preferably with distribution into the third or fourth part flue gas stream, is fed directly to the second process stage, which the invention also provides.
  • a dust-filtering treatment or the arrangement of a dust filter at least before one of the occurring in the first process stage or the second process stage or the preceding process stage flue gas treatment is advantageous.
  • the invention therefore further provides that all or part of the divided flue gas stream (s) is / are subjected to a dust-filtering treatment preceding at least the first or second or preceding process stage, preferably by means of an electrostatic precipitator.
  • a denitrification treatment preceding or following at least the first or the second or the preceding process stage or a denitrification device is provided.
  • the invention is therefore further characterized in that the entire or parts of the divided flue gas stream (s) is / are subjected to a denitrification treatment preceding or following at least the first or second or preceding process stage, preferably by means of a, in particular catalytic, selective process.
  • the invention makes it possible for a flue gas treatment to be carried out continuously and simultaneously with all three process stages, with a flue gas flow successively first in the preceding, then in the first and finally in the second process stage is treated.
  • a flue gas treatment to be carried out continuously and simultaneously with all three process stages, with a flue gas flow successively first in the preceding, then in the first and finally in the second process stage is treated.
  • Flue gas treatment plant is expediently part of the flue gas treatment, which is subjected to a resulting in a coal-fired large power plant with steam generator flue gas stream.
  • the invention therefore also provides that the process is carried out continuously, in particular during simultaneous operation of the first, second and preceding process stage.
  • FIG. 1 in a schematic representation of a first embodiment of a device according to the invention for carrying out the inventive
  • FIG. 2 shows a schematic representation of a second embodiment of an inventive Apparatus for carrying out the method according to the invention
  • FIG. 3 in a schematic representation of a third embodiment of an inventive
  • Figures 1 to 3 show sections of a flue gas treatment plant, which comprises devices for the separation of pollutants from the flue gas and in the figures
  • Process stage 2 and a preceding process stage 3 and in the representation according to the figure 3 consists of a first process stage 1 and a second process stage 2.
  • the first process stage 1 comprises a first flue gas scrubber 4, which is designed as a packed column.
  • the region of the packed bed 5 provided with fillers is shown as a hatched area.
  • the first flue gas scrubber 4 sodium hydroxide solution or a sodium hydroxide-containing solution via a line 7 is supplied.
  • a part can also be supplied to a circulation line 13, which is indicated by the dashed line.
  • a flue gas stream in the present case a first part 9 of a flue gas stream 31 is supplied to the first flue gas scrubber 4 via a line 8.
  • This first part 9 is created by dividing a flue gas stream 31 leaving a flue gas desulphurisation plant 11 into this first part 9 of the flue gas stream 31 and a second part 10 of the flue gas stream 31.
  • the first flue gas scrubber 4 supplied as the first chemical absorbent 6 Sodium hydroxide or sodium hydroxide-containing solution is supplied from the sump 12, or depending on the embodiment optionally also a quench region, via a line 13 with pump 14 disposed therein above the packed bed 5 spray or atomizing nozzles 15.
  • a cooler or heat exchanger 16 is arranged in the conduit 13.
  • a cooling medium is supplied to the cooler or heat exchanger 16 via a line 17 and is continued therefrom.
  • a mist eliminator 18 is arranged in the first flue gas scrubber 4. In the first flue gas scrubber 4, the supplied first part 9 of the flue gas flow is countercurrent to the first chemical absorbent 6 introduced into the first flue gas scrubber 4 by the spraying or atomizing nozzles 15
  • the flue gas entering the first flue gas scrubber 4 is cooled down so far that the flue gas flow is a temperature of less than 50 0 C, in particular a temperature of about 4O 0 C.
  • the cooler or heat exchanger 16 which the spray or atomizing nozzles 15 supplied first chemical absorbent 6 to such a temperature, namely a temperature of less than 40 0 C, in particular of about 30 0 C, is cooled, that the first flue gas scrubber 4 leaving flue gas 9 'has the desired temperature.
  • the first chemical absorbent 6 supplied via the spray nozzles 15 to the interior of the first flue gas scrubber 4 collects together with the reaction products forming in the first flue gas scrubber 4 and the dust particles adhering to the sprayed droplets formed by condensation in the sump 12 of the first flue gas scrubber 4. From there the first chemical absorbent 6 is recirculated via the line 13, so that sufficiently cooled first chemical absorbent 6 is regularly provided for the flue gas scrubbing in the first flue gas scrubber 4. Except for the cooler or heat exchanger 16, the first flue gas scrubber 4 corresponds to a conventional flue gas scrubber designed as a packed column.
  • flue gas scrubbers such as spray scrubbers or jet scrubbers or Venturi scrubbers can also be used in the first process stage 1. It is only important that a cooling of the supplied and optionally recirculated first chemical absorbent 6 is provided.
  • a cooler 16a can also be arranged within a first flue gas scrubber 4a, so that cooling of the flue gas stream 9 is not directly effected by the supplied or recirculated first chemical absorbent 6, but by means of the arranged inside the first flue gas scrubber 4a cooler or heat exchanger 16a.
  • a cooler 16a can also be arranged within a first flue gas scrubber 4a, so that cooling of the flue gas stream 9 is not directly effected by the supplied or recirculated first chemical absorbent 6, but by means of the arranged inside the first flue gas scrubber 4a cooler or heat exchanger 16a.
  • a cooler 16a can also be arranged within a first flue gas scrubber 4a, so that cooling of the flue gas stream 9 is not directly effected by the supplied or recirculated first chemical absorbent 6, but by means of the arranged inside the first flue gas scrubber 4a cooler or heat exchanger 16a.
  • the pollutants and dust produced during the combustion of fossil fuels, in particular during the combustion of coal, are separated and reduced from the first partial flue gas stream 9 'so that this now directly and directly a treatment for CO 2 capture and Distance in the second process stage 2 can be supplied.
  • the first partial flue gas flow 9 'leading line 19 therefore opens into a second flue gas scrubber 20, in which the partial flue gas stream 9' treated with a second chemical absorbent 21, that is washed.
  • the first partial flue gas stream 9 ' is subjected to amine scrubbing.
  • a potash washing with potassium carbonate solution or an ammonia wash with aqueous ammonia solution is fed to a feed line 22 as the second chemical absorbent 21.
  • MDEA methyldiethanolamine
  • diethanolamine, diisopropylamine and / or diglycolamine can be used as the second chemical absorbent 21.
  • the second chemical absorbent 21 is injected above packed beds 23 in countercurrent to the third partial flue gas flow 9 'and recirculated with the interposition of a regeneration stage 24.
  • a pump 25, a heat exchanger 26 and a radiator 27 are usually arranged in the circulation line 22 .
  • the CO 2 is fed by means of the regeneration device 24 for further use, be it storage or further processing.
  • only exhaust air 29 exits from the regeneration device 24.
  • the amine wash carried out in the second absorber or flue gas scrubber 20 having a mist eliminator 30 in the second process stage 2 is a customary amine wash.
  • a flue gas scrubbing with sodium hydroxide solution or sodium hydroxide solution is used as the first chemical absorbent 6, wherein in this stage 1, a cooling of the guided through this first process stage 1 flue gas stream 31, 9, 10 takes place simultaneously.
  • radiator 16a or heat exchanger in the first absorber 4, 4a, 36 or first flue gas scrubber that comes into direct contact with the flue gas stream or by cooling (radiator 16) the first chemical absorbent 6 that comes in contact with the flue gas stream. reached.
  • FIG. 1 provides a preceding one preceding the first process stage 1
  • This flue gas desulfurization system 11 is the from Combustion chamber of a fossil-fueled, especially coal-fired power plant derived flue gas fed as a flue gas stream 31.
  • a calcium-containing, for example CaCO 3 -containing, solution as the third chemical absorbent 32 is circulated and sprayed, as is usual with such plants. From the flue gas desulfurization 11 wastewater 33 and gypsum 34 are deducted.
  • the flue gas desulfurization 11 is the first flue gas scrubber 4 via a line 35 in connection, so that from the sump 12 of the first flue gas scrubber 4, a portion of the first chemical absorbent 6 and the mixture formed in the sump 12 from the first chemical absorbent 6 and the reaction products the flue gas desulfurization system 11 is supplied and the local third chemical absorbent 32 is added.
  • the flue gas stream leaving the flue gas desulphurisation plant 11 is then divided into the first partial flue gas stream 9 and the second flue gas stream 10.
  • the second flue gas stream 10 parallel to the first sectionrauchgasström 9 also a first process stage 1 with a parallel to the first absorber or flue gas scrubber 4 arranged further first
  • the flue gas exhaust gas stream is then supplied, for example, as the third or fourth flue gas partial stream either the second absorber or flue gas scrubber 20 in the second process stage 2 or a further second flue gas scrubber arranged in parallel thereto.
  • the first flue gas scrubber 4 of the first process stage 1 and the second flue gas scrubber 20 of the second process stage 2 supply and there free of pollutants, in the second process stage CO 2 , as far as possible.
  • a so-called, CO 2 Capture Ready "power plant can be designed, ie it is a Power plant provided with a flue gas treatment that prepares the flue gas so far that, if desired, it can connect directly without further action a flue gas treatment stage, with which CO 2 from the flue gas is still removable.
  • the embodiment according to FIG. 2 differs from the embodiment according to FIG. 1 only in that a jet scrubber 36 is used as the first absorber or flue gas scrubber in which the flue gas stream 9 and the injected first chemical absorbent 6 are used, as is usual with jet scrubbers be conducted in DC.
  • the second absorber or flue gas scrubber of the second process stage 2 is designed as a spray scrubber or spray tower scrubber 37 and no longer as a scrubbing column or packed column 20.
  • the other device elements are identical to the embodiment of FIG. 1, they are also provided with the same reference numerals in FIG. 2.
  • the embodiment according to FIG. 3 differs from the embodiments according to FIGS. 1 and 2 in that only the first process stage 1 and the second process stage 2 are shown there.
  • the preceding (third) process stage 3 is not shown.
  • the first absorber or flue gas scrubber 4a differs from that of Figures 1 and 2 essentially only in that there is a cooler or heat exchanger 16a disposed within the absorber or flue gas scrubber 4a and thus in the first flue gas scrubber or absorber 4a flowing flue gas stream 9 cools.
  • the flue gas desulfurization unit 11 of not shown preceding (third) process stage leading line 35 is formed as a branch of the first absorbent 6 in the circulating line 13a.
  • the device or system according to the invention for treating a flue gas stream with a dust filter such as an electron filter, and a denitrification, in particular a catalytically and selectively acting denitrification be equipped.
  • the dust filter is located in the flow direction of the flue gas stream before the preceding (third) process stage 3 and the denitrification plant is downstream of the second process stage 2 in the flow direction of the flue gas stream.
  • the dust-filtering treatment i. the dust filter
  • the denitrification treatment i. the denitrification device is arranged in front of or behind one of the process stages 1 to 3.
  • the flue gas stream 31 arising in the combustion chamber of a fossil-fueled, in particular coal-fired large-scale power plant for steam generation can be treated in a continuous manner and a treatment for the separation of pollutants and solids, in particular dust, fed.
  • a CO 2 separation can then be connected directly, since in the first process stage 1 the flue gas is treated to such an extent and largely purified of pollutants and dust that, in particular, the service lives and modes of action of an amine wash are no longer adversely affected.
  • HCl, HF, partially CO 2 and also dust and mercury are precipitated with the washing liquid or the first chemical absorbent 6 or the circulating washing liquid.
  • the first process stage 1 and, if appropriate, the second process stage 2 and the preceding (third) process stage 3 as well as the optionally a dust filter and a Entstickungsstrom exhibiting other devices and systems are suitable for the treatment of any resulting in the combustion of exhaust gases, so can power plants, steel works or facilities downstream of the fertilizer production or integrated into such.
  • the first process stage 1 flue gas leaving has a pressure of about 1 bar, a temperature of less than or equal to 5O 0 C, an SO 2 content of less than 10 ppm and a dust loading of less than or equal to 10 mg / m 3.
  • a flue gas stream 31 of about 1,800,000 m 3 / h [N. tr.] Is from an 800 MW hard coal boiler with a temperature of 120 0 C and with an SO x content of 3600 mg / m 3 [N. tr.], HF of 13 mg / m 3 [N. tr.] And to dust of 20 mg / m 3 [N. tr.] and one Composition of CO 2 14%, H 2 O 8.5%, O 2 4%, Ar 0.9% and balance N 2 a limestone washing process in a flue gas desulfurization 11 supplied.
  • SO 2 , SO 3 , HCL, HF and dust are separated.
  • the flue gas stream 9, 10 a temperature of about 50 0 C and levels of SOx (SO 2 and SO 3 ) of about 100 mg / m 3 [N.tr.], HCL of ⁇ 5mg / m 3 N.tr.], To HF of ⁇ 1 mg / m 3 [N.tr.] and to dust of ⁇ 10 mg / m 3 [N.tr.].
  • SOx SO 2 and SO 3
  • the flue gas stream 9, 10 is supplied in a first process stage 1 NaOH scrubbing in the first absorber or flue gas scrubber 4, 4a, 36, which may be listed as packed column (s), spray scrubber, jet scrubber or Venturi scrubber , Whose circulating solution (first chemical absorbent 6) is cooled to about 30 0 C.
  • the circulating amount of the first chemical absorbent 6 is about 6,000 m 3 / h in total. It is a cooling water flow of about 1,300 m 3 / h at 25 ° C flow temperature required.
  • NaOH consumption is about 230 kg.
  • this first absorber or flue gas scrubber 4, 4a, 36 the content of
  • the exiting flue gas stream 9 has a temperature of about 40 0 C, and a content of SO x of ⁇ 5 mg / m 3 [N. tr.], to HCL of ⁇ 1 mg / m 3 [N. tr.], HF of ⁇ lmg / m 3 and dust of ⁇ 1 mg / m 3 [N. tr.].
  • the discharge 35 of this process of about 70m 3 / h is fed to the flue gas desulfurization system 11.
  • the process in the present example is subdivided into two parallel strands 9, 10, so that there are two packed columns of about 14 m diameter, each of which is operated in countercurrent.
  • the flue gas streams two in countercurrent as packed columns (instead of packed columns, other reactor types can be used, eg steel scrubber, Venturi scrubber or Sprühturmabsorber) operated second absorbers or flue gas scrubbers 20 of 14 m Diameter for CO 2 fed. These are operated with an aqueous monoethanolamine solution 21 of about 28% by weight of MEA (about 7 moles of MEA per liter of solution) as the second chemical absorbent.
  • piperazine may be added to this solution for activation, or a piperazine-activated K 2 CO 3 solution in a molar ratio of 1: 2 is used (eg 5 mol / l K 2 CO 3 , 2.5 mol / l piperazine in water ).
  • a total circulating volume of about 6,700 m 3 / h MEA solution is required, if one assumes a loading difference of the absorbent of about 50%, which is set in the associated regeneration device 24.
  • the regenerated MEA solution stream 22 may additionally be cooled 22, 27 to determine the possible loading to increase the solution.
  • the circulating flow is continuously driven through a heat exchanger 26 for regeneration and recirculation.
  • the recovered in the regeneration of CO 2 is compressed and liquefied (about 494 t / h) and can be used for landfill or other purposes.

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Abstract

Bei einem Verfahren zur Abtrennung von Schadstoffen aus einem bei der Verfeuerung eines fossilen Brennstoffs, in einer Brennkammer eines Kraftwerkes entstehenden Rauchgasstrom (31) in mehreren Verfahrensstufen (1, 2, 3), die eine erste Verfahrenstufe (1), in welcher der Rauchgasstrom (31, 9, 10) einer Gaswäsche mit einem ersten chemischen Absorptionsmittel (6) unterworfen wird, und eine der ersten Verfahrensstufe (1) vorhergehende Verfahrensstufe (3), in welcher der Rauchgasstrom (31) einer Rauchgasentschwefelungsbehandlung (11) mit einem kalziumhaltigen chemischen Absorptionsmittel (32) unterworfen wird, umfassen, soll eine Lösung geschaffen werden, die es ermöglicht, einen bei der Verbrennung fossiler Brennstoffe, insbesondere Kohle, entstehenden Rauchgasstrom soweit in seinem Schadstoff- und Feststoffgehalt zu reduzieren, dass unmittelbar nachfolgend mit ausreichender Standzeit eine CO2-Abscheidung mittels einer Rauchgaswäsche kontinuierlich durchführbar und in die Abgasreinigung eines Kraftwerkes, insbesondere Kohlekraftwerks, integrierbar ist. Dies wird dadurch erreicht, dass in der ersten Verfahrensstufe (1) in mindestens einem ersten Absorber (4, 4a, 36) oder Rauchgaswäscher eine Rauchgaswäsche mittels dem Rauchgasstrom (31, 9, 10) zugeführter Natronlauge oder einer natriumhydroxidhaltigen Lösung als dem ersten chemischen Absorptionsmittel (6) durchgeführt wird, wobei zumindest ein Teil der Natronlauge oder natriumhydroxidhaltigen Lösung in dieser ersten Verfahrensstufe (1) außerhalb des Rauchgasstromes (31, 9, 10) zum Ort der Zuführung dieses chemischen Absorptionsmittels (6) zum Rauchgasstrom (31, 9, 10), vorzugsweise im Kreislauf, rückgeführt (13) und im Verlauf seiner Rückführung (13) vor Erreichen des Ortes der Zuführung zum Rauchgasstrom (31, 9, 10) außerhalb des Rauchgasstromes (31, 9, 10) gekühlt (16) wird und/oder wobei der Rauchgasstrom (31, 9, 10) innerhalb des ersten Absorbers (4, 4a, 36) oder Rauchgaswäschers mittels eines darin angeordneten Kühlers oder Wärmetauschers gekühlt wird.

Description

GEKÜHLTE NAOH-RAUCHGASWASCHE VOR CO2 ABTRENNUNG
Die Erfindung richtet sich auf ein Verfahren zur Abtrennung von Schadstoffen aus einem bei der Verfeuerung eines fossilen Brennstoffs in einer Brennkammer eines Kraftwerkes entstehenden Rauchgasstrom in mehreren Verfahrensstufen, die eine erste Verfahrensstufe, in welcher der Rauchgasstrom einer Gaswäsche mit einem ersten chemischen Absorptionsmittel unterworfen wird, und eine der ersten Verfahrensstufe vorhergehende Verfahrensstufe, in welcher der Rauchgasstrom einer Rauchgasentschwefelungsbehandlung mit einem kalzium- haltigen chemischen Absorptionsmittel unterworfen wird, umfassen. Weiterhin richtet sich die Erfindung auf eine Vorrichtung zur Abtrennung von Schadstoffen aus einem bei der Verfeuerung eines fossilen Brennstoffes in einer Brennkammer eines Kraftwerkes entstehenden Rauchgasstrom in mehreren Verfahrensstufen, die eine erste Verfahrensstufe, die einen ersten Absorber oder Rauchgaswäscher mit Zuführung eines ersten chemischen Absorptionsmittels aufweist, und eine der ersten Verfahrensstufe vorhergehende Verfahrensstufe, die eine Rauchgasentschwefelungsanlage mit kalziumhaltigem chemischem Absorptionsmittel aufweist, umfassen.
Schließlich richtet sich die Erfindung auch auf die Verwendung einer Vorrichtung zur Abtrennung von Schadstoffen aus einem bei der Verfeuerung eines, fossilen Brennstoffes in einer Brennkammer eines Kraftwerkes entstehenden Rauchgasstrom in mehreren Verfahrensstufen, die eine erste Verfahrensstufe, die einen ersten Absorber oder Rauchgaswäscher mit Zuführung eines ersten chemischen Absorptionsmittels aufweist, und eine der ersten Verfahrensstufe vorhergehende Verfahrensstufe, die eine Rauchgasentwicklungsanlage mit kalziumhaltigem chemischem Absorptionsmittel aufweist, umfassen, zur Durchführung eines Verfahrens zur Abtrennung von Schadstoffen aus den bei der Verfeuerung des fossilen Brennstoffes in der Brennkammer des Kraftwerkes entstehenden Rauchgasstrom in mehreren Verfahrensstufen.
Im Rahmen der Umweltdiskussion ist die CO2-Haltigkeit von Rauchgasen fossil befeuerter Brennkammern, insbesondere von Kohlekraftwerken, in den Fokus der Diskussion geraten. Es ist geplant, zukünftig sogenannte CO2- freie Kraftwerke zu konzipieren und zu bauen. Eine Möglichkeit CO2 aus dem Rauchgas zu entfernen besteht dabei darin, es in einer entsprechenden Rauchgaswäsche aus dem Rauchgas herauszuwaschen, abzuscheiden und dann gegebenenfalls verflüssigt einer weiteren Verwendung zuzuführen. Eine Möglichkeit zur CO2-Abscheidung besteht darin, eine Aminwäsche, insbesondere mit einer Monoethanolamin-Lösung, durchzuführen. Um eine solche Aminwäsche unter Betriebsbedingungen in der Praxis mit ausreichenden Standzeiten und akzeptablen Betriebszeiten, sowie möglichst auch kontinuierlich, betreiben zu können, muss das der Aminwäsche zugeführte Rauchgas aber weitgehend frei sein von SO2, SO3 und Staub.
In einem Aufsatz ,,CO2-Abtrennung im Kraftwerk" in VGB PowerTech 4/2006 ist daher angegeben, dass für die Nachrüstung von Kraftwerken mit einer Aminwäsche gegebenenfalls die Abscheideleistung vorhandener Rauchgasentschwefelungsanlagen verbessert werden müsste, was unter Umständen eine Vergrößerung des Absorbers oder die Einrichtung eines zusätzlichen Absorbers einschließlich der zugehörigen Nebenanlagen erforderlich machen würde.
Aus der Praxis ist es weiterhin im Zusammenhang mit der von der Energieversorgung Offenbach AG betriebenen Müllverbrennungsanlage bekannt, das dort entstehende Rauchgas einer Rauchgaswäsche zu unterwerfen, wobei durch die Eindüsung von verdünnter Natronlauge im Gegenstrom zum Rauchgas eine SO2-Abscheidung sowie eine Restabscheidung von HCl, HF und Staub erreicht wird. In diesem Absorber oder Rauchgaswäscher wird außerhalb des Absorbers in einer Leitung das verwendete Absorptionsmittel im Kreislauf zu der innerhalb des Absorbers angeordneten Sprüh- oder Zerstäubungsvorrichtung rückgeführt. Zur Durchführung einer CO2-Abscheidung ist diese Rauchgaswäsche nicht vorgesehen. Auch steht sie nicht im Zusammenhang mit einer anderen Maßnahme zur CO2-Abscheidung . Der NaOH-Wäsche folgt lediglich noch eine Entstickungsanlage .
Eine NaOH-Rauchgaswäsche ist auch beim Kehrichtsheizkraftwerk Hagenholz der Stadt Zürich realisiert. Auch dort wird eine 30%ige Natronlauge im Kreislauf zu Ringjet-Düsen geführt, mittels welcher die Natronlauge dem Rauchgasstrom im Gegenstrom zugeführt wird.
Eine zweistufige Gaswäsche, bei welcher als Absorptionsmittel einerseits Seewasser und andererseits eine Alkalilösung Verwendung finden, ist aus der DE 21 33 481 A bekannt. Diese Entgegenhaltung offenbart eine im Gaswäscher versprühte Lösung außerhalb des Gaswäschers zu rezirkulieren und dort einem Wärmetauscher oder Kühler zuzuführen, so dass sie gekühlt in den Rauchgaswäscher zurückgeführt wird.
Eine Rauchgasentschwefelung, bei welcher eine Alkali - Waschflüssigkeit einem Rauchgasstrom in einem Rauchgaswäscher zugeführt wird, offenbart auch die EP 0 702 996 A2. Hier wird der Rauchgasstrom mittels eines innerhalb des Rauchgaswäschers angeordneten Wärmetauschers gekühlt . Eine Rauchgasentschwefelung, bei welcher der Rauchgasstrom in einem Rauchgaswäscher mit einer Alkali -Lösung behandelt wird, wobei als Alkaliquelle auch Natriumhydroxid Verwendung findet, ist ebenfalls aus der EP 0 692 298 Al bekannt.
Ein gattungsgemäßes zweistufiges Verfahren zur Rauchgasreinigung eines Kraftwerkes offenbart weiterhin die DE 103 40 349 Al, wobei die Rauchgasreinigung in einer ersten Stufe einer Entschwefelung/Rauchgaswäsche mittels einer Kalziumhydroxid- oder Kalziumcarbonatsuspension erfolgt und in einer zweiten Stufe eine Amin-Wäsche zur CO2-Abscheidung erfolgt. Bei der hier beschriebenen Behandlung des Rauchgasströmes eines fossil geförderten Kraftwerkes in einem Rauchgasentschwefelungsschritt mit nachgeschalteter CO2- Wäsche erfolgt in der Rauchgasentschwefelung eine Wäsche mittels einer wässrigen Kalziumhydroxid- oder Kalziumcarbonatsuspension und wird die CO2-Wäsche mittels einer Amin-Wäsche durchgeführt.
Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, eine Lösung zu schaffen, die es ermöglicht, einen bei der Verbrennung fossiler Brennstoffe, insbesondere Kohle, entstehenden Rauchgasstrom soweit in seinem Schadstoff- und Feststoffgehalt zu reduzieren, dass unmittelbar nachfolgend mit ausreichender Standzeit eine CO2 -Abscheidung mittels einer Rauchgaswäsche kontinuierlich durchführbar und in die Abgasreinigung eines Kraftwerks, insbesondere Kohlekraftwerks, integrierbar ist.
Bei einem Verfahren der eingangs bezeichneten Art wird diese Aufgabe erfindungsgemäß dadurch gelöst, dass in der ersten Verfahrensstufe in mindestens einem ersten Absorber oder Rauchgaswäscher eine Rauchgaswäsche mittels dem Rauchgasstrom zugeführter Natronlauge oder einer natriumhydroxidhaltigen Lösung als dem ersten chemischen Absorptionsmittel durchgeführt wird, wobei zumindest ein Teil der Natronlauge oder natriumhydroxidhaltigen Lösung in dieser ersten Verfahrensstufe außerhalb des Rauchgasstromes zum Ort der Zuführung dieses chemischen Absorptionsmittels zum Rauchgasstrom, vorzugsweise im Kreislauf, rückgeführt und im Verlauf seiner Rückführung vor Erreichen des Ortes der Zuführung zum Rauchgasstrom außerhalb des Rauchgasstromes gekühlt wird und/oder wobei der Rauchgasstrom innerhalb des ersten Absorbers oder Rauchgaswäschers mittels eines darin angeordneten Kühlers oder Wärmetauschers gekühlt wird.
Ebenso wird die vorstehende Aufgabe bei einer Vorrichtung der eingangs bezeichneten Art dadurch gelöst, dass im ersten Absorber oder Rauchgaswäscher im Rauchgasstrom eine Sprüh- oder Zerstäubungsvorrichtung angeordnet ist, die Natronlauge oder eine natriumhydroxidhaltige Lösung dem Rauchgasstrom als das erste Absorptionsmittel zuführt, und außerhalb des ersten Absorbers oder Rauchgaswäschers eine Leitung angeordnet ist, die mit dem Innenraum des ersten Absorbers oder Rauchgaswäschers derart in Leitungsverbindung steht, dass dadurch zumindest ein Teil des ersten Absorptionsmittels, vorzugsweise im Kreislauf, zu der Sprüh- oder Zerstäubungsvorrichtung rückführbar ist, wobei in der Leitung und/oder im ersten Absorber oder Rauchgaswäscher im Rauchgasstrom in Strömungsrichtung des rückgeführten ersten Absorptionsmittels oder des Rauchgasstromes vor der Sprühoder Zerstäubungsvorrichtung ein Kühler oder Wärmetauscher angeordnet ist .
Schließlich wird die vorstehende Aufgabe auch durch die Verwendung einer Vorrichtung nach einem der Ansprüche 19 bis 25 zur Durchführung des Verfahrens nach einem der Ansprüche 1 bis 18 gelöst. Vorteilhafte Weiterbildungen und zweckmäßige Ausgestaltungen der Erfindung ergeben sich aus den jeweiligen Unteransprüchen .
Aufgrund der zweistufigen Vorgehensweise bei der erfindungsgemäßen Vorrichtung und dem erfindungsgemäßen Verfahren wird in der ersten Rauchgasentschwefelungsbehandlungsstufe auf Kalziumbasis der Schwefelgehalt des Rauchgasstromes bei Einhaltung üblicher Verfahrensparameter bereits soweit abgesenkt, dass mittels der nachfolgenden, anschließenden NaOH-Wäsche darin noch verbliebener Staub und verbliebene Schwefeloxide oder Schwefeloxidverbindungen dann problemlos in Absorbern oder Rauchgaswäschern beseitigt werden können, die eine übliche und gebräuchliche Dimension aufweisen, also nicht übermäßig groß dimensioniert zu sein brauchen und damit nicht übermäßigen Platz und Stellflächen beanspruchen. Weiterhin wird durch die der Rauchgasentschwefelungsstufe nachfolgende NaOH-Rauchgaswäsche mit Kühlung der Waschflüssigkeit und/oder des Rauchgasstromes erreicht, dass zum einen saure Bestandteile des Gases besser und in höherem Maße absorbiert werden, dass zum anderen aber auch das Rauchgas der NaOH- Wäsche mit einer relativ niedrigen Austrittstemperatur verlässt . Diese niedrige Ausgangstemperatur führt dazu, dass bei einer dann gegebenenfalls nachfolgenden CO2-Abscheidung mittels einer weiteren Rauchgaswäsche oder Waschstufe dort ein verbessertes Absorptionsverhalten erzielbar ist. Hierbei wirkt die der CO2-Wäsche vorgeschaltete NaOH-Wäsche weiterhin derart, dass aufgrund des mit dem Natriumhydroxid einstellbaren hohen pH-Wertes das Absorptionsvermögen besonders gut ist. Weiterhin bildet das Natriumhydroxid mit in diesem Absorber oder Rauchgaswäscher abzuscheidenden Rauchgasbestandteilen des Rauchgases nur lösliche Verbindungen, so dass der Waschflüssigkeitskreislauf im Wesentlichen feststofffrei bleibt. Durch die erfindungsgemäße Kombination einer Rauchgasentschwefelungsstufe auf Kalziumbasis mit nachfolgender NaOH-Wäsche wird das Rauchgas soweit gereinigt, dass es nach dieser NaOH-Wäsche weitgehend frei ist von SO2, SO3 und Staub und darüber hinaus eine Temperatur aufweist, die es ermöglicht, den Rauchgasstrom anschließend unmittelbar einer CO2-Abscheidung mittels einer weiteren Gaswäsche zuzuführen und in dieser weiteren Waschstufe die für einen kontinuierlichen Betrieb eines kohlebefeuerten Großkraftwerkes ausreichenden Betriebs- und Standzeiten zu erzielen. Die Rauchgase weisen nach den erfindungsgemäßen zweistufigen Rauchgasbehandlungsstufen nur noch eine solche Schadstoffbelastung auf, die es ermöglicht, anschließend CO2-Wäschen, beispielsweise mit einer Amin- Lösung, durchzuführen und dabei zufriedenstellende Standzeiten zu erzielen und insbesondere einen kontinuierlichen Betrieb der Anlage mit integrierter CO2- Wäsche zu gewährleisten. Mit der erfindungsgemäßen zweistufigen Rauchgasbehandlung vor einer gegebenenfalls vorhandenen Cθ2-Wäsche wird nun nicht der Weg beschritten, lediglich eine Vergrößerung, insbesondere Verdopplung, vorhandener Anlagen vorzusehen, um für die CO2-Wäsche entsprechend niedrig schadstoffbelasteten Rauchgasstrom zu erzielen, sondern es wird konzeptionell ein anderer Weg, nämlich die Aufteilung der Rauchgasbehandlung in zwei unterschiedliche, separate Rauchgasbehandlungsstufen zur Aufbereitung des RauchgasStromes für eine nachfolgende oder integrierte CO2-Wäsche beschritten. Hierdurch wird die Möglichkeit geschaffen, auch bereits heutzutage konzipierte Kraftwerke für eine nachfolgende CO2 -Wäsche nachrüstbar zu gestalten oder aber auch bereits bestehende Kraftwerke mit einer solchen CO2-Wäsche nachzurüsten, die zum einen in die Platzverhältnisse der bestehenden Anlagen eingepasst zu realisieren ist und zum anderen den Rauchgasstrom soweit aufbereitet, dass er anschließend problemlos einer CO2 -Wäsche zugeführt werden kann. Dadurch, dass im Verlauf und auf dem Wege der Reinigung des Rauchgasstromes eine NaOH-Rauchgaswäsche (Natronlauge oder natriumhydroxidhaltige Lösung) angeordnet ist und durchgeführt wird, bei welcher das erste Absorptionsmittel Natronlauge oder natriumhydroxidhaltige Lösung vor seiner Wiederverwendung im Absorber oder Rauchgaswäscher mittels eines Kühlers oder Wärmetauschers gekühlt wird und/oder bei welcher der Rauchgasstrom in dem ersten Absorber oder Rauchgaswäscher mittels eines Kühlers oder Wärmetauschers gekühlt wird, wird erreicht, dass das zugeführte Rauchgas in dem Absorber oder Rauchgaswäscher gekühlt wird. Die Kühlung führt dazu, dass sowohl das Rauchgas als auch das rezirkulierende erste Absorptionsmittel im Vergleich zu NaOH- Wäsche (r)n ohne entsprechende Kühlung zum Zeitpunkt ihrer Reaktion miteinander kälter sind. Dies führt dazu, da das chemische Absorptionsverhalten der Natronlauge oder der natriumhydroxidhaltigen Lösung bei niedriger Temperatur höher ist, dass saure Bestandteile des Gases besser und in höherem Maße von dem ersten Absorptionsmittel absorbiert werden. Dies führt aber auch dazu, dass das Rauchgas den ersten Absorber oder Rauchgaswäscher mit einer im Vergleich zu einer ungekühlten NaOH-Wäsche niedrigeren Austrittstemperatur verlässt . Diese niedrige Ausgangstemperatur führt dazu, dass bei einer nachfolgenden CO2-Abscheidung mittels einer weiteren Rauchgaswäsche oder Waschstufe ein verbessertes Absorptionsverhalten erzielbar ist. Da das in den ersten Absorber oder Rauchgaswäscher eintretende Rauchgas in der Regel zu 100% wasserdampfgesättigt ist, wird Wasser auskondensiert. Das Wasser wird an den im Rauchgas vorhandenen Staub- und S03-Aerosolpartikeln kondensieren. Diese Partikel sind so klein, dass sie in einem Wäscher ohne Kondensation nur schwerlich abgeschieden werden. Die in dem Wäscher entstehenden, mit aufgenommenen Staub- und SO3- Aerosolpartikeln als Kondensationskeimen versehenen Tröpfchen werden in der im ersten Absorber niedergehenden und im Sumpf des Absorbers gesammelten Waschflüssigkeit abgeschieden. Mittels des als erstem Absorptionsmittel verwendeten Natriumhydroxids kann in der Waschlösung bzw. dem ersten Absorptionsmittel ein relativ hoher pH-Wert eingestellt werden, was wiederum ein besonders hohes und gutes Absorptionsvermögen mit sich bringt, so dass ein sehr geringer SO2-Gehalt in dem den ersten Absorber oder Rauchgaswäscher verlassenden Rauchgasstrom eingestellt wird. Das dem ersten Absorptionsmittel zugeführte Natriumhydroxid, sei es als Natronlauge oder als wässrige, natriumhydroxidhaltige Lösung, dient weiterhin als Neutralisationsmittel für die in dem rezirkulierenden ersten Absorptionsmittel abgeschiedenen sauren Gasbestandteilen SO2 und SO3. Weiterhin bildet das Natriumhydroxid (NaOH) mit den in diesem ersten Absorber oder Rauchgaswäscher abgeschiedenen Schadgasen, zu denen neben SO2 und SO3 auch HCl und HF, in geringen Mengen aber auch CO2 gehören, nur lösliche Verbindungen, so dass der vorgesehene Waschkreislauf der aus dem ersten Absorptionsmittel und in dem ersten Absorber oder Rauchgaswäscher gebildeten Reaktionsprodukten bestehenden Lösung oder Flüssigkeit bis auf die eingefangenen Staubpartikel im Wesentlichen feststofffrei bleibt. Es können sich daher keine Anbackungen aufgrund von Temperaturänderungen der Waschflüssigkeit bilden.
Insgesamt wird durch die aufgrund der Kühlung erreichte tiefere Temperatur des den ersten Absorber verlassenden Rauchgases und die Verwendung eines natriumhydroxidhaltigen Absorptionsmittels erreicht, dass das den ersten Absorber oder Rauchgaswäscher verlassende Rauchgas weitgehend frei ist von SO2, SO3 und Staub sowie eine Temperatur aufweist, die es ermöglicht, den Rauchgasstrom anschließend unmittelbar einer CO2-Abscheidung mittels einer (weiteren) Gaswäsche, insbesondere mittels einer Aminwäsche, zuzuführen und in dieser weiteren Gaswaschstufe für einen kontinuierlichen Betrieb insbesondere eines kohlebefeuerten Großkraftwerkes ausreichende Betriebs- und Standzeiten zu erzielen.
Eine besonders einfach zu realisierende Kühlung des rückgeführten ersten chemischen Absorptionsmittels lässt sich dadurch erreichen, dass in der außerhalb des ersten Absorbers geführten Leitung ein Kühler oder Wärmetauscher angeordnet ist und damit das erste chemische Absorptionsmittel gekühlt wird.
Bei dem ersten Absorber oder Rauchgaswäscher kann es sich um einen Sprühwäscher, einen Strahlwäscher, einen Venturiwäscher oder eine Füllkörperkolonne handeln, der/die bei der mehrstufigen, d.h. mehrere Verfahrensstufen umfassenden, Rauchgasbehandlung in einer ersten Verfahrensstufe angeordnet sind. Die Erfindung sieht daher in der Weiterbildung vor, dass die Rauchgaswäsche in der ersten Verfahrensstufe in einem oder mehreren Sprühwäscher (n) oder Strahlwäscher (n) oder Venturiwäscher (n) oder einer oder mehreren Füllkörperkolonne (n) durchgeführt wird.
Hierbei können innerhalb dieser ersten Verfahrensstufe mehrere erste Absorber oder Rauchgaswäscher parallel angeordnet sein, so dass von dem zuvor aufgeteilten Rauchgasstrom parallel ein erster Teil des Rauchgasstromes einem ersten Sprühwäscher oder Strahlwäscher oder Venturiwäscher oder einer ersten Füllkörperkolonne und ein zweiter Teil des Rauchgasstromes einem dritten Sprühwäscher oder Strahlwäscher oder Venturiwäscher oder einer dritten Füllkörperkolonne zugeführt wird. Die Erfindung zeichnet sich daher weiterhin dadurch aus, dass der der ersten Verfahrensstufe zugeführte Rauchgasstrom aufgeteilt und ein erster Teil in der ersten Verfahrensstufe einem ersten Sprühwäscher oder Strahlwäscher oder Venturi -Wäscher oder einer ersten Füllkörperkolonne und ein zweiter Teil in der zweiten Verfahrensstufe parallel einem dritten Sprühwäscher oder Strahlwäscher oder Venturiwäscher oder einer dritten Füllkörperkolonne zugeführt wird.
Für die Durchführung der Rauchgasreinigung in der ersten Verfahrensstufe, bzw. dem ersten Absorber oder Rauchgaswäscher ist es besonders zweckmäßig, wenn das rückgeführte erste chemische Absorptionsmittel auf eine Temperatur von kleiner 400C, vorzugsweise kleiner gleich 35°C, insbesondere auf eine Temperatur von ca. 3O0C gekühlt wird. Für die Weiterbehandlung des die ersten Verfahrensstufe verlassenden RauchgasStromes ist es zweckmäßig und von Vorteil, wenn der Rauchgasstrom in der ersten Verfahrensstufe auf eine Temperatur von kleiner gleich 5O0C, insbesondere kleiner gleich 45°C, vorzugsweise eine Temperatur von ca. 400C gekühlt wird.
In besonders vorteilhafter Weiterbildung sieht die Erfindung vor, dass der Rauchgasstrom oder der erste und der zweite
Teil des Rauchgasstromes in einer der ersten Verfahrensstufe nachfolgenden zweiten Verfahrensstufe einer Behandlung mit einem zur ersten Verfahrensstufe unterschiedlichen, zweiten chemischen Absorptionsmittel, insbesondere einer Aminwäsche, vorzugsweise einer Wäsche mit Alkanolaminlösung, bevorzugt Monoethanolamin (MEA) -Lösung, oder einer Pottaschewäsche mit Kaliumkarbonatlösung oder einer Ammoniakwäsche mit wässriger Ammoniaklösung und/oder mit einer mindestens zwei der vorstehenden Lösungen in Mischung enthaltenden Lösung unterworfen wird/werden. Für die Durchführung einer CO2-
Abscheidung in dieser nachfolgenden zweiten Verfahrensstufe ist der Rauchgasstrom durch die erfindungsgemäß vorhergehende Behandlung in der ersten Verfahrensstufe soweit aufbereitet, insbesondere bezüglich seines Schadstoff- und Feststoffgehaltes reduziert, dass er unmittelbar dieser zweiten Verfahrensstufe zugeführt werden kann und diese dann auch kontinuierlich mit für den Betrieb eines Großkraftwerkes notwendigen Stand- und Betriebszeiten durchgeführt werden kann.
Ein in der zweiten Verfahrensstufe besonders vorteilhaft zu verwendendes zweites chemisches Absorptionsmittel enthält zweckmäßigerweise Piperazin. Weiterhin kann das in der zweiten Verfahrensstufe verwendete zweite chemische Absorptionsmittel gewünschtenfalls auch einer Regenerationsbehandlung zugeführt und im Kreislauf dem Rauchgasstrom zugeführt werden. Die Erfindung sieht daher weiterhin vor, dass ein regeneratives zweites chemisches Absorptionsmittel verwendet wird und dieses nach Durchlaufen einer Regenerationsbehandlung in der zweiten Verfahrensstufe in den Rauchgasstrom oder den ersten Teil und den zweiten Teil des Rauchgasstromes rückgeführt und vor Zuführung in den Rauchgasstrom gekühlt wird.
Auch die zweite Verfahrensstufe wird vorteilhafter Weise unter Verwendung bekannter Wäschertypen durchgeführt . Die Erfindung sieht daher weiterhin vor, dass die Rauchgaswäsche in der zweiten Verfahrensstufe in einem oder mehreren Sprühwäscher (n) oder Strahlwäscher (n) oder Venturiwäscher (n) oder einer oder mehreren Füllkörperkolonne (n) durchgeführt wird.
Weiterhin ist es auch in der zweiten Verfahrensstufe möglich, den Rauchgasstrom in parallele Zweige aufzuteilen. Die Erfindung zeichnet sich in Weiterbildung daher weiterhin dadurch aus, dass der der zweiten Verfahrensstufe zugeführte Rauchgasstrom oder Teilrauchgasström aufgeteilt und ein dritter Teil in der zweiten Verfahrensstufe einem zweiten Sprühwäscher oder Strahlwäscher oder Venturiwäscher oder einer zweiten Füllkörperkolonne und ein vierter Teil in der zweiten Verfahrensstufe parallel einem vierten Sprühwäscher oder Strahlwäscher oder Venturiwäscher oder einer vierten Füllkörperkolonne zugeführt wird.
Eine weitere vorteilhafte Weiterbildung und Ausgestaltung der Erfindung besteht darin, dass der Rauchgasström in der der ersten Verfahrensstufe vorhergehenden Verfahrensstufe eine Rauchgaswäsche mit den kalziumhaltigen chemischen Absorptionsmittel unter der Bildung von Gips unterworfen wird. Dadurch, dass der ersten Verfahrensstufe die vorhergehende Verfahrensstufe vorgeschaltet ist, in der der Rauchgasstrom einer Rauchgasentschwefelungsbehandlung unterworfen wird, wird der Schwefelgehalt, d.h. insbesondere der SO2- und SO3-Gehalt des RauchgasStromes vor Eintritt in den ersten Absorber oder Rauchgaswäscher der ersten Verfahrensstufe soweit abgesenkt, dass in dieser ersten Verfahrensstufe die für die weitere Behandlung des Rauchgases in der zweiten Verfahrensstufe notwendige weitestgehende Beseitigung von Staub, SO2 und SO3 problemlos und in Anlagen durchgeführt werden kann, die eine übliche und gebräuchliche Dimension aufweisen, also nicht übermäßig groß dimensioniert zu sein brauchen und damit nicht übermäßigen Platz und Stellfläche beanspruchen. Besonders zweckmäßig ist hierbei die Verwendung eines in Gips zu überführenden kalziumhaltigen chemischen Absorptionsmittels.
Hierbei kann es in zweckmäßiger Ausgestaltung der Erfindung vorgesehen sein, dass ein Teil des in der ersten Verfahrensstufe verwendeten ersten chemischen Absorptionsmittels dem (dritten) chemischen Absorptionsmittel in der vorhergehenden Verfahrensstufe zugemischt wird. Hierbei kann das erste chemische Absorptionsmittel auch im ersten Absorber oder Rauchgaswäscher entstehende Reaktionsprodukte enthalten. Beispielsweise kann es sich bei der Rauchgasentschwefelungsbehandlung in der vorhergehenden Verfahrensstufe um eine übliche Entschwefelung auf Kalkstein bzw. Kalziumbasis unter der Entstehung von Gips handeln. Durch diese Maßnahme wird ein Teil der in der ersten Verfahrensstufe im ersten Absorber oder Rauchgaswäscher entstehenden Waschflüssigkeit in den (chemischen) Absorber oder Rauchgaswäscher der vorhergehenden Verfahrensstufe gegeben und somit zumindest ein Teil des in der ersten Verfahrensstufe entstandenen Natriumsulfates, des mit Staub beladenen kondensierten Wassers und der weiteren Reaktionsprodukte in den (dritten) Absorber der vorhergehenden Verfahrensstufe abgegeben. In dem Absorber oder Rauchgaswäscher der vorhergehenden Verfahrensstufe kommt es dann, soweit diese (r) auf einer Kalziumbasis arbeitet, zu einer Umwandlung/Umfällung des zugeführten Natriumsulfats mit dem dort sich bildenden Kalziumchlorid zu Gips und Natriumchlorid. Der durch die Zuführung des ersten Absorptionsmittels in dem Absorber oder Rauchgaswäscher der vorhergehenden Verfahrensstufe dort eingestellte erhöhte oder zusätzliche Gehalt an Natrium in der dortigen Waschflüssigkeit führt in dieser vorhergehenden Verfahrensstufe zu einem verbesserten Abscheidegrad der Rauchgassschadstoffe in dem in dieser Verfahrensstufe verwendeten (dritten) chemischen Absorptionsmittel.
Weiterhin sieht die Erfindung in Ausgestaltung vor, dass der Rauchgaswäsche der ersten Verfahrensstufe ein wasserdampfgesättigter Rauchgasstrom zugeführt wird.
Für die Erreichung eines vorteilhaft niedrigen Beladungsgrades des RauchgasStromes mit Schadstoffen ist es gemäß Weiterbildung der Erfindung ferner von Vorteil, wenn der die vorhergehende Verfahrensstufe verlassende
Rauchgasstrom, vorzugsweise unter Aufteilung in den ersten und den zweiten Teil des Rauchgasstromes, direkt der ersten Verfahrensstufe zugeführt wird. Zweckmäßig ist weiterhin auch die dahingehende Aufteilung, dass der die erste Verfahrensstufe verlassende Rauchgasstrom, vorzugsweise unter Aufteilung in den dritten oder vierten Teil Rauchgasstrom, direkt der zweiten Verfahrensstufe zugeführt wird, was die Erfindung ebenfalls vorsieht.
Darüber hinaus ist eine staubfilternde Behandlung oder die Anordnung eines Staubfilters zumindest vor einer der in der ersten Verfahrenstufe oder der zweiten Verfahrenstufe oder der vorhergehenden Verfahrenstufe stattfindenden Rauchgasbehandlung von Vorteil. Die Erfindung sieht daher weiterhin vor, dass der gesamte oder Teile des geteilten Rauchgasstrom (es) jeweils einer zumindest der ersten oder zweiten oder vorhergehenden Verfahrensstufe vorhergehenden staubfilternden Behandlung, vorzugsweise mittels eines Elektrofilters, unterworfen wird/werden.
Ebenso ist es zweckmäßig und von Vorteil, wenn eine zumindest der ersten oder der zweiten oder der vorhergehenden Verfahrenstufe vorhergehende oder nachfolgende Entstickungsbehandlung oder eine Entstickungsvorrichtung vorgesehen ist. Die Erfindung zeichnet sich daher weiterhin dadurch aus, dass der gesamte oder Teile des aufgeteilten Rauchgasstrom (es) jeweils einer zumindest der ersten oder zweiten oder vorhergehenden Verfahrensstufe vorhergehenden oder nachfolgenden Entstickungsbehandlung, vorzugsweise mittels eines, insbesondere katalytischen, selektiven Verfahrens, unterworfen wird/werden.
Insbesondere ermöglicht es die Erfindung, dass kontinuierlich und gleichzeitig eine Rauchgasbehandlung mit allen drei Verfahrensstufen durchgeführt und dabei ein Rauchgasstrom nacheinander zunächst in der vorhergehenden, dann in der ersten und schließlich in der zweiten Verfahrensstufe behandelt wird. Eine solche die erste, die zweite und die vorhergehende Verfahrensstufe umfassende
Rauchgasbehandlungsanlage ist zweckmäßigerweise Bestandteil der Rauchgasbehandlung, der ein bei einem kohlebefeuerten Großkraftwerk mit Dampferzeuger entstehender Rauchgasstrom unterworfen wird. Die Erfindung sieht daher auch vor, dass das Verfahren kontinuierlich, insbesondere bei gleichzeitigem Betrieb von erster, zweiter und vorhergehender Verfahrensstufe durchgeführt wird.
Mit den erfindungsgemäßen Ausgestaltungen und Weiterbildungen der Vorrichtung entsprechend den abhängigen Unteransprüchen lassen sich die gleichen Vorteile erzielen, wie sie vorstehend zu den jeweils korrespondierenden Verfahrensansprüchen angegeben sind.
Gleiches gilt für den Verwendungsanspruch.
Es versteht sich, dass die vorstehend genannten und nachstehend noch zu erläuternden Merkmale nicht nur in der jeweils angegebenen Kombination, sondern auch in anderen Kombinationen verwendbar sind. Der Rahmen der Erfindung ist nur durch die Ansprüche definiert.
Die Erfindung ist nachstehend anhand einer Zeichnung beispielhaft näher erläutert. Diese zeigt in
Fig. 1 in schematischer Darstellung ein erstes Ausführungsbeispiel einer erfindungsgemäßen Vorrichtung zur Durchführung des erfindungsgemäßen
Verfahrens,
Fig. 2 in schematischer Darstellung ein zweites Ausführungsbeispiel einer erfindungsgemäßen Vorrichtung zur Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens und in
Fig. 3 in schematischer Darstellung ein drittes Ausführungsbeispiel einer erfindungsgemäßen
Vorrichtung zur Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens .
Die Figuren 1 bis 3 zeigen Teilbereiche einer Rauchgasbehandlungsanlage, die Vorrichtungen zur Abtrennung von Schadstoffen aus dem Rauchgas umfasst und in den Figuren
1 und 2 aus einer ersten Verfahrensstufe 1, einer zweiten
Verfahrensstufe 2 und einer vorhergehenden Verfahrensstufe 3 und bei der Darstellung nach der Figur 3 aus einer ersten Verfahrensstufe 1 und einer zweiten Verfahrensstufe 2 besteht .
Bei der Ausführungsform nach der Figur 1 umfasst die erste Verfahrensstufe 1 einen ersten Rauchgaswäscher 4, der als Füllkörperkolonne ausgebildet ist. Der mit Füllkörpern versehene Bereich der Füllkörperschüttung 5 ist als schraffierter Bereich dargestellt. Als ein erstes, chemisches Absorptionsmittel 6 wird dem ersten Rauchgaswäscher 4 Natronlauge oder eine natriumhydroxidhaltige Lösung über eine Leitung 7 zugeführt. Ein Teil kann aber auch einer Kreislaufleitung 13 zugeführt werden, was durch die gestrichelte Linie angedeutet ist. Ebenso wird dem ersten Rauchgaswäscher 4 über eine Leitung 8 ein Rauchgasstrom, im vorliegenden Fall ein erster Teil 9 eines Rauchgasstromes 31 zugeführt. Dieser erste Teil 9 ist durch Aufteilung eines eine Rauchgasentschwefelungsanlage 11 verlassenden Rauchgasstromes 31 in diesen ersten Teil 9 des RauchgasStromes 31 und einem zweiten Teil 10 des RauchgasStromes 31 entstanden. Die dem ersten Rauchgaswäscher 4 als erstes chemisches Absorptionsmittel 6 zugeführte Natronlauge oder natriumhydroxidhaltige Lösung wird vom Sumpf 12, oder je nach Ausführungsform gegebenenfalls auch einem Quenchbereich, über eine Leitung 13 mit darin angeordneter Pumpe 14 oberhalb der Füllkörperschüttung 5 angeordneten Sprüh- oder Zerstäubungsdüsen 15 zugeführt. In Strömungsrichtung des ersten chemischen Absorptionsmittels 6 vor den Sprüh- oder Zerstäubungsdüsen 15 ist ein Kühler oder Wärmetauscher 16 in der Leitung 13 angeordnet. Über eine Leitung 17 wird dem Kühler oder Wärmetauscher 16 ein Kühlmedium zu- und von diesem wieder fortgeführt. Oberhalb der Sprüh- oder Zerstäubungsdüsen 15 ist in dem ersten Rauchgaswäscher 4 ein Tropfenabscheider 18 angeordnet. In dem ersten Rauchgaswäscher 4 wird der zugeführte erste Teil 9 des Rauchgasströmes im Gegenstrom zu dem durch die Sprüh- oder Zerstäubungsdüsen 15 in den ersten Rauchgaswäscher 4 eingebrachten ersten chemischen Absorptionsmittel 6
(Natronlauge oder natriumhydroxidhaltige Lösung) durch die
Füllkörperschüttung 5 zu den Sprüh- oder Zerstäubungsdüsen 15 geführt und den üblichen Mechanismen einer Rauchgaswäsche unterworfen. Nach Durchströmen des Tropfenabscheiders 18 verlässt der erste Teil 9 des Rauchgasstromes dann den ersten Rauchgaswäscher 4. Aufgrund der im ersten Rauchgaswäscher 4 erfolgten Befreiung von SO2, SO3, weiteren sauren Gasbestandteilen sowie Staub tritt dann aus dem ersten Rauchgaswäscher 4 ein erster Teil -Rauchgasstrom aus, der als in der ersten Verfahrensstufe 1 gereinigter Rauchgasteilstrom 9' der zweiten Verfahrensstufe 2 zugeführt wird. Damit der den ersten Rauchgaswäscher 4 verlassende gereinigte erste Teil -Rauchgasstrom 9' ausreichend Schadstoff- und feststofffrei ist, wird das in den ersten Rauchgaswäscher 4 eintretende Rauchgas soweit herabgekühlt, dass der Rauchgasstrom eine Temperatur von kleiner 500C, insbesondere eine Temperatur von ca. 4O0C aufweist. Dies wird dadurch erreicht, dass mittels des Kühlers oder Wärmetauschers 16 das den Sprüh- oder Zerstäubungsdüsen 15 zugeführte erste chemische Absorptionsmittel 6 auf eine solche Temperatur, nämlich eine Temperatur von kleiner 400C, insbesondere von ca. 300C, gekühlt wird, dass das den ersten Rauchgaswäscher 4 verlassende Rauchgas 9' die gewünschte Temperatur aufweist. Das über die Sprühdüsen 15 dem Innenraum des ersten Rauchgaswäschers 4 zugeführte erste chemische Absorptionsmittel 6 sammelt sich zusammen mit den sich im ersten Rauchgaswäscher 4 bildenden Reaktionsprodukten und den an den versprühten und durch Kondensation gebildeten Wassertropfen anhaftenden Staubpartikeln im Sumpf 12 des ersten Rauchgaswäschers 4. Von dort wird das erste chemische Absorptionsmittel 6 über die Leitung 13 im Kreislauf geführt, so dass regelmäßig ausreichend gekühltes erstes chemisches Absorptionsmittel 6 für die Rauchgaswäsche im ersten Rauchgaswäscher 4 zur Verfügung gestellt wird. Bis auf den Kühler oder Wärmetauscher 16 entspricht der erste Rauchgaswäscher 4 einem üblichen als Füllkörperkolonne ausgebildeten Rauchgaswäscher. Anstelle dieses Typs können in der ersten Verfahrensstufe 1 aber auch andere Rauchgaswäschertypen wie Sprühwäscher oder Strahlwäscher oder Venturiwäscher Verwendung finden. Wichtig ist lediglich, dass eine Kühlung des zugeführten und gegebenenfalls rezirkulierten ersten chemischen Absorptionsmittels 6 vorgesehen ist .
Wie aus der Ausführungsform nach Fig. 3 ersichtlich ist, kann anstelle des in der Leitung 13 angeordneten Kühlers 16 aber auch ein Kühler 16a innerhalb eines ersten Rauchgaswäschers 4a angeordnet sein, so dass hier eine Kühlung des Rauchgasstromes 9 nicht unmittelbar durch das zugeführte oder rezirkulierte erste chemische Absorptionsmittel 6, sondern mittels des innerhalb des ersten Rauchgaswäschers 4a angeordneten Kühlers oder Wärmetauschers 16a erfolgt . Natürlich ist auch eine Kombination von innen angeordnetem Kühler oder Wärmetauscher 16a und in einer Zuführleitung 13, 13a angeordnetem Kühler 16 möglich.
Nach Durchlaufen der ersten Verfahrensstufe 1 sind aus dem ersten Teilrauchgasstrom 9' die bei der Verbrennung von fossilen Brennstoffen, insbesondere bei der Verbrennung von Kohle entstehenden Schadstoffe und Staub soweit abgetrennt und reduziert, dass dieser nun unmittelbar und direkt einer Behandlung zur CO2-Abscheidung und Entfernung in der zweiten Verfahrensstufe 2 zugeführt werden kann. Die den ersten Teilrauchgasstrom 9' führende Leitung 19 mündet daher in einen zweiten Rauchgaswäscher 20 ein, in welchem der Teilrauchgasstrom 9' mit einem zweiten chemischen Absorptionsmittel 21 behandelt, d.h. gewaschen wird. In dem zweiten Absorber oder Rauchgaswäscher 20 wird der erste Teilrauchgasstrom 9' einer Aminwäsche unterzogen. Es ist aber auch möglich, an dieser Stelle eine Pottaschewäsche mit Kaliumkarbonatlösung oder eine Ammoniakwäsche mit wässriger Ammoniaklösung durchzuführen. In der zweiten Verfahrensstufe wird als zweites chemisches Absorptionsmittel 21 eine Monoethanolamin (MEA) -Lösung einer Zuführleitung 22 zugeführt. Anstelle des Monoethanolamin oder in Mischung damit kann aber auch Methyldiethanolamin (MDEA) , Diethanolamin, Diisopropylamin und/oder Diglykolamin als zweites chemisches Absorptionsmittel 21 eingesetzt werden. Wie von üblichen Aminwäschen her bekannt, wird in dem zweiten Absorber oder Rauchgaswäscher 20 das zweite chemische Absorptionsmittel 21 oberhalb von Füllkörperschüttungen 23 im Gegenstrom zum dritten Teilrauchgasstrom 9' eingedüst sowie unter Zwischenschaltung einer Regenerationsstufe 24 im Kreislauf geführt. In der Kreislaufleitung 22 sind üblicherweise eine Pumpe 25, ein Wärmetauscher 26 und ein Kühler 27 angeordnet. Der den zweiten Absorber oder Rauchgaswäscher 20 verlassende Rauchgasstrom 9'' ist nach Durchlaufen des zweiten Rauchgaswäschers 20 CO2- frei und kann als CO2-freies Abgas mithilfe eines Rauchzuges 28 in die Atmosphäre abgegeben werden. Das CO2 wird mithilfe der Regenerationseinrichtung 24 einer weiteren Verwendung, sei es Lagerung oder Weiterverarbeitung, zugeführt. Im übrigen tritt aus der Regenerationseinrichtung 24 lediglich Abluft 29 aus. Bei der in dem einen Tropfenabscheider 30 aufweisenden zweiten Absorber oder Rauchgaswäscher 20 in der zweiten Verfahrensstufe 2 durchgeführten Aminwäsche handelt es sich um eine übliche Aminwäsche. Um diese aber mit ausreichenden Betriebs- und Standzeiten als Bestandteil einer Rauchgasbehandlung für das insbesondere bei fossil befeuerten, speziell kohlebefeuerten, Großkraftwerken entstehende Rauchgas einsetzen zu können, ist das dieser zweiten Verfahrensstufe zugeführte Rauchgas in der ersten Verfahrensstufe 1 erfindungsgemäß weitestgehend von die Rauchgaswäsche in der zweiten Verfahrensstufe 2 beeinträchtigenden Schad- und Feststoffen befreit worden. Hierzu wird erfindungsgemäß eine Rauchgaswäsche mit Natronlauge oder natriumhydroxidhaltiger Lösung als erstem chemischen Absorptionsmittel 6 eingesetzt, wobei in dieser Stufe 1 gleichzeitig eine Kühlung des durch diese erste Verfahrensstufe 1 geführten Rauchgasstromes 31, 9, 10 erfolgt. Dies wird durch Einbau eines Kühlers 16a oder Wärmetauschers im ersten Absorber 4, 4a, 36 oder ersten Rauchgaswäscher, der in direktem Kontakt mit dem Rauchgasstrom tritt oder durch Kühlung (Kühler 16) des ersten chemischen Absorptionsmittels 6, das mit dem Rauchgasstrom in Kontakt tritt, erreicht.
Weiterhin sieht die Ausführungsform gemäß Fig. 1 eine der ersten Verfahrensstufe 1 vorgeschaltete vorhergehende
(dritte) Verfahrensstufe 3 vor, in welcher die
Rauchgasentschwefelungsanlage 11 mit einem dritten
(chemischen) Absorber oder Rauchgaswäscher angeordnet ist. Dieser Rauchgasentschwefelungsanlage 11 wird das aus der Brennkammer eines fossil befeuerten, insbesondere kohlebefeuerten Kraftwerkes stammende Rauchgas als Rauchgasstrom 31 zugeleitet. In der RauchgasentSchwefelungsanlage 11 wird wie bei derartigen Anlagen üblich eine kalziumhaltige, beispielsweise CaCO3- haltige, Lösung als drittes chemisches Absorptionsmittel 32 im Kreislauf geführt und versprüht. Aus der Rauchgasentschwefelungsanlage 11 werden Abwasser 33 und Gips 34 abgezogen. Mit der Rauchgasentschwefelungsanlage 11 steht der erste Rauchgaswäscher 4 über eine Leitung 35 in Verbindung, so dass aus dem Sumpf 12 des ersten Rauchgaswäschers 4 ein Teil des ersten chemischen Absorptionsmittels 6 bzw. des im Sumpf 12 aus dem ersten chemischen Absorptionsmittel 6 und den Reaktionsprodukten gebildeten Gemisches der Rauchgasentschwefelungsanlage 11 zugeführt und dem dortigen dritten chemischen Absorptionsmittel 32 zugemischt wird.
Der die Rauchgasentschwefelungsanlage 11 verlassende Rauchgasstrom wird danach in den ersten Teilrauchgasstrom 9 und den zweiten Rauchgasstrom 10 aufgeteilt. In nicht dargestellter Weise durchströmt dann der zweite Rauchgasstrom 10 parallel zum ersten Teilrauchgasström 9 ebenfalls eine erste Verfahrensstufe 1 mit einem parallel zum ersten Absorber oder Rauchgaswäscher 4 angeordneten weiteren ersten
Absorber oder Rauchgaswäscher, dessen Rauchgasabgasstrom dann beispielsweise als dritter oder vierter Rauchgasteilstrom entweder dem zweiten Absorber oder Rauchgaswäscher 20 in der zweiten Verfahrensstufe 2 zugeführt oder einem parallel dazu angeordneten weiteren zweiten Rauchgaswäscher zugeführt wird.
Je nach Menge und Anfall des Rauchgases ist es aber auch möglich, auf die Aufteilung in ersten Teilstrom 9 und zweiten Teilstrom 10 zu verzichten und das gesamte aus der Rauchgasentschwefelungsanlage 11 austretende Rauchgas 31 dem ersten Rauchgaswäscher 4 der ersten Verfahrensstufe 1 und dem zweiten Rauchgaswäscher 20 der zweiten Verfahrensstufe 2 zuzuführen und dort von Schadstoffen, in der zweiten Verfahrensstufe CO2, weitestgehend zu befreien.
Mithilfe der in der ersten Verfahrensstufe 1 vorgesehenen Rauchgaswäsche mit Kühlung des Rauchgasstromes auf eine Temperatur von kleiner gleich 5O0C, insbesondere ca. 400C, lässt sich auch ein sogenanntes ,,CO2 Capture Ready"-Kraftwerk konzipieren, d.h. es wird ein Kraftwerk mit einer Rauchgasbehandlung vorgesehen, die das Rauchgas soweit vorbereitet, dass gewünschtenfalls daran unmittelbar ohne weitere Maßnahmen eine Rauchgasbehandlungsstufe anschließen kann, mit welcher CO2 aus dem Rauchgas auch noch entfernbar ist.
Die Ausführungsform nach der Fig. 2 unterscheidet sich von der Ausführungsform nach der Fig. 1 lediglich dadurch, dass als erster Absorber oder Rauchgaswäscher ein Strahlwäscher 36 Verwendung findet, bei welchem - wie bei Strahlwäschern üblich - der Rauchgasstrom 9 und das eingedüste erste chemischen Absorptionsmittel 6 im Gleichstrom geführt werden. Der weitere Unterschied besteht darin, dass der zweite Absorber oder Rauchgaswäscher der zweiten Verfahrensstufe 2 als Sprühwäscher oder Sprühturmwäscher 37 und nicht mehr als Waschkolonne oder Füllkörperkolonne 20 ausgebildet ist. Da im Übrigen die weiteren Vorrichtungselemente zur Ausführungsform nach Fig. 1 identisch sind, sind diese mit denselben Bezugszeichen auch in Fig. 2 versehen.
Die Ausführungsform nach der Fig. 3 unterscheidet sich von den Ausführungsformen nach der Fig. 1 und 2 dadurch, dass dort lediglich die erste Verfahrensstufe 1 und die zweite Verfahrensstufe 2 dargestellt sind. Die vorhergehende (dritte) Verfahrensstufe 3 ist nicht dargestellt. Während die zweite Verfahrensstufe 2 als Aminwäsche wie bei der Ausführungsform nach der Fig. 1 ausgelegt ist, unterscheidet sich der erste Absorber oder Rauchgaswäscher 4a von dem der Figuren 1 und 2 im Wesentlichen lediglich dadurch, dass dort ein Kühler oder Wärmetauscher 16a innerhalb des Absorbers oder Rauchgaswäschers 4a angeordnet ist und somit den im ersten Rauchgaswäscher oder Absorber 4a strömenden Rauchgasstrom 9 kühlt. Ferner ist die zur RauchgasentSchwefelungsanlage 11 der nicht dargestellten vorhergehenden (dritten) Verfahrensstufe führende Leitung 35 als Abzweigung von der das erste Absorptionsmittel 6 im Kreislauf führenden Leitung 13a ausgebildet.
In nicht dargestellter Weise kann die erfindungsgemäße Vorrichtung bzw. Anlage zur Behandlung eines Rauchgasstromes mit einem Staubfilter, beispielsweise einem Elektronassfilter, sowie einer Entstickungsvorrichtung, insbesondere einer katalytisch und selektiv wirkenden Entstickungseinrichtung, ausgestattet sein. Vorzugsweise befindet sich der Staubfilter in Strömungsrichtung des Rauchgasstromes vor der vorhergehenden (dritten) Verfahrensstufe 3 und befindet sich die Entstickungsanlage in Strömungsrichtung des Rauchgasstromes hinter der zweiten Verfahrensstufe 2. Grundsätzlich ist es aber möglich, dass die staubfilternde Behandlung, d.h. der Staubfilter, vor einer der Verfahrenstufen 1 bis 3 und die Entstickungsbehandlung, d.h. die Entstickungsvorrichtung, vor oder hinter einer der Verfahrensstufen 1 bis 3 angeordnet ist.
Mittels der ersten Verfahrensstufe 1 sowie der vorgeschalteten Rauchgasentschwefelungsanlage 11 und zugeordneten Staubfiltern und Entstickungsanlagen ist der in der Brennkammer eines fossil befeuerten, insbesondere kohlebefeuerten Großkraftwerks zur Dampferzeugung anfallende Rauchgasstrom 31 in kontinuierlicher Fahrweise behandelbar und einer Behandlung zur Abtrennung von Schadstoffen und Feststoffen, insbesondere Staub, zuführbar. Ebenso kann dann in kontinuierlicher Fahrweise anschließend eine CO2- Abtrennung unmittelbar anschließen, da in der ersten Verfahrensstufe 1 das Rauchgas soweit aufbereitet und weitestgehend von Schadstoffen und Staub gereinigt wird, dass damit insbesondere die Standzeiten und Wirkungsweisen einer Aminwäsche nicht mehr negativ beeinträchtigt werden. Neben den Bestandteilen SO2 und SO3 wird in der ersten Verfahrensstufe 1 auch HCl, HF, teilweise CO2 sowie Staub und Quecksilber mit der Waschflüssigkeit bzw. dem ersten chemischen Absorptionsmittel 6 bzw. der im Kreislauf geführten Waschflüssigkeit abgeschieden.
Die erste Verfahrensstufe 1 sowie gegebenenfalls die zweite Verfahrensstufe 2 und die vorhergehende (dritte) Verfahrensstufe 3 sowie die gewünschtenfalls einen Staubfilter und eine Entstickungsanlage aufweisenden weiteren Vorrichtungen und Anlagen eignen sich für die Behandlung jedweder bei der Verbrennung entstehender Abgase, können also Kraftwerken, Hüttenwerksanlagen oder Anlagen zur Düngemittelherstellung nachgeschaltet oder in solche integriert sein.
Das die erste Verfahrensstufe 1 verlassende Rauchgas weist insbesondere einen Druck von ungefähr 1 bar, eine Temperatur von kleiner gleich 5O0C, einen SO2-Gehalt von kleiner 10 ppm sowie eine Staubbelastung von kleiner gleich 10 mg/m3 auf.
Ein beispielhafter Verfahrensablauf sieht wie folgt aus:
Ein Rauchgasstrom 31 von ca. 1.800.000 m3/h [N. tr.] wird von einem 800 MW Steinkohlekessel mit einer Temperatur von 1200C und mit einem Gehalt an SOx von 3600 mg/m3 [N. tr.], an HF von 13 mg/m3 [N. tr.] und an Staub von 20 mg/m3 [N. tr.] und einer Zusammensetzung aus CO2 14%, H2O 8,5 %, O2 4%, Ar 0,9% und Rest N2 einem Kalksteinwaschprozess in einer Rauchgasentschwefelungsanlage 11 zugeführt. Hier werden SO2, SO3, HCL, HF und Staub abgeschieden. Danach weist der Rauchgasstrom 9, 10 eine Temperatur von ca. 500C und Gehalte an SOx (SO2 und SO3) von ca. 100 mg/m3 [N.tr.] , an HCL von < 5mg/m3 [N.tr.], an HF von < 1 mg/m3 [N.tr.] und an Staub von < 10 mg/m3 [N.tr.] auf. In der Rauchgasentschwefelungsanlage 11 werden in einem offenen Sprühabsorber pro Stunde ca. 40.000 m3 Waschflüssigkeit (Dichte ca. 1,15 kg/m3, CaO3 ca. 2,3 % der Feststoffe, Verbrauch: CaO3/S = ca. 1,03) umgewälzt. Von dieser Suspension werden ca. 90 m3/h zur Gipsentwässerung 34 ausgeschleust, wovon ca. 10 m3 als Abwasser 33 ausgeschleust werden. Wasser verdampft in Absorbern 11, so dass in Summe ein Prozesswasserverbrauch von 90 m3/h entsteht. Dieser wird zum Teil durch frisches Prozesswasser aufgefüllt, teils aus der Abflut nachgeschalteter Anlagen befriedigt. Ein solcher Sprühabsorber 11 weist einen Durchmesser vom ca. 15 m und ein Sumpfvolumen von ca. 3.500 m3 auf.
Nach dieser vorhergehenden (dritten) Verfahrensstufe 3 wird der Rauchgasstrom 9, 10 in einer ersten Verfahrensstufe 1 einer NaOH-Wäsche im ersten Absorber oder Rauchgaswäscher 4, 4a, 36 zugeführt, der als Füllkörperkolonne (n) , Sprühwäscher, Strahlwäscher oder Venturiwäscher angeführt sein kann, wobei dessen Umlauflösung (erstes chemisches Absorptionsmittel 6) auf ca. 300C gekühlt wird.
Die Umlaufmenge am ersten chemischen Absorptionsmittel 6 beträgt gesamt ca. 6.000 m3/h. Es wird ein Kühlwasserstrom von ca. 1.300 m3/h bei 25 °C Vorlauftemperatur benötigt. Der
NaOH-Verbrauch beträgt ca. 230 kg. In diesem ersten Absorber oder Rauchgaswäscher 4, 4a, 36 wird der Gehalt an
Schadstoffen weiter vermindert. Der austretende Rauchgasstrom 9' weist eine Temperatur von ca. 400C, und einen Gehalt an SOx von < 5 mg/m3 [N. tr.], an HCL von << 1 mg/m3 [N. tr.], an HF von <<lmg/m3 und an Staub von <1 mg/m3 [N. tr.] auf. Die Abflut 35 dieses Prozesses von ca. 70m3/h wird der Rauchgasentschwefelungsanlage 11 zugeführt. Beim Einsatz von Füllkörperkolonnen als erstem Absorber oder Rauchgaswäscher 4, 4a, 36 wird der Prozess im vorliegenden Beispiel in zwei parallel geführte Stränge 9, 10 unterteilt, so dass zwei Füllkörperkolonnen von ca. 14 m Durchmesser vorhanden sind, die jeweils im Gegenstrom betrieben werden.
Nach dieser ersten Verfahrensstufe 1 werden in einer zweiten Verfahrensstufe 2 ebenfalls in zwei parallel geführten Strängen die Rauchgasströme zwei im Gegenstrom als Füllkörperkolonnen (anstatt Füllkörperkolonnen können auch andere Reaktortypen verwendet werden, z.B. Stahlwäscher, Venturiwäscher oder Sprühturmabsorber) betriebenen zweiten Absorbern oder Rauchgaswäschern 20 von 14 m Durchmesser zur CO2- Abscheidung zugeleitet. Diese werden mit einer wässrigen Monoethanolaminlösung 21 von ca. 28 Gew.-% MEA (ca. 7 Mol MEA pro Liter Lösung) als zweitem chemischen Absorptionsmittel betrieben. Dieser Lösung können zur Aktivierung auch andere Stoffe wie Piperazin zugemischt sein, oder es wird eine piperazinaktivierte K2CO3 -Lösung im Molverhältnis 1 zu 2 verwendet (z.B. 5 Mol/l K2CO3, 2,5 Mol/l Piperanzin in Wasser) . Um in dieser Verfahrensstufe 2 eine Abscheidung von ca. 90% des im Rauchgas enthaltenen CO2 zu erreichen, wird eine Gesamtumlaufmenge von ca. 6.700 m3/h MEA-Lösung benötigt, wenn man eine Beladungsdifferenz des Absorbens von ca. 50% voraussetzt, die in der zugehörigen Regenerationseinrichtung 24 eingestellt wird.
In der zweiten Verfahrensstufe 2 können unterschiedliche
Strategien gefahren werden, um den Energieverbrauch zu minimieren. Der regenerierte MEA-Lösungsstrom 22 kann zusätzlich gekühlt 22, 27 werden, um die mögliche Beladung der Lösung zu erhöhen. Der Umlaufström wird kontinuierlich über einen Wärmetauscher 26 zur Regeneration und zur Rezirkulation gefahren. Das in der Regeneration gewonnene CO2 wird verdichtet und verflüssigt (ca. 494 t/h) und kann der Deponierung oder anderen Zwecken zugeführt werden.
So entsteht ein Reingas 9'' von ca. 1.575.000 mg/m3 [N. tr.] nach einem 800 MW Steinkohlekessel, das eine Temperatur von < 5O0C und Gehalte an SOx von << 5 mg/m3 [N. tr.], an HCL von <<1 mg/m3 [N. tr.], an HF von <<1 mg/m3 [N. tr.] und an Staub von <<1 mg/m3 [N. tr.] sowie eine Zusammensetzung aus CO2 1,4 %, H2O 10 %, O2 4%, Ar 0,9 % und einem restlichen Anteil N2 aufweist .

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zur Abtrennung von Schadstoffen aus einem bei der Verfeuerung eines fossilen Brennstoffs in einer Brennkammer eines Kraftwerkes entstehenden Rauchgasstrom (31) in mehreren Verfahrensstufen (1, 2, 3), die eine erste Verfahrenstufe (1) , in welcher der Rauchgasstrom (31, 9, 10) einer Gaswäsche mit einem ersten chemischen
Absorptionsmittel (6) unterworfen wird, und eine der ersten Verfahrensstufe (1) vorhergehende Verfahrensstufe
(3) , in welcher der Rauchgasstrom (31) einer
RauchgasentSchwefelungsbehandlung (11) mit einem kalziumhaltigen chemischen Absorptionsmittel (32) unterworfen wird, umfassen, dadurch gekennzeichnet, dass in der ersten Verfahrensstufe (1) in mindestens einem ersten Absorber (4, 4a, 36) oder Rauchgaswäscher eine Rauchgaswäsche mittels dem Rauchgasstrom (31, 9, 10) zugeführter Natronlauge oder einer natriumhydroxidhaltigen Lösung als dem ersten chemischen Absorptionsmittel (6) durchgeführt wird, wobei zumindest ein Teil der Natronlauge oder natriumhydroxidhaltigen Lösung in dieser ersten Verfahrensstufe (1) außerhalb des Rauchgasstromes (31, 9, 10) zum Ort der Zuführung dieses chemischen Absorptionsmittels (6) zum Rauchgasstrom (31, 9, 10), vorzugsweise im Kreislauf, rückgeführt (13) und im Verlauf seiner Rückführung (13) vor Erreichen des Ortes der Zuführung zum Rauchgasstrom (31, 9, 10) außerhalb des Rauchgasstromes (31, 9, 10) gekühlt (16) wird und/oder wobei der Rauchgasstrom (31, 9, 10) innerhalb des ersten Absorbers (4, 4a, 36) oder Rauchgaswäschers mittels eines darin angeordneten Kühlers oder Wärmetauschers gekühlt wird.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die Rauchgaswäsche in der ersten Verfahrensstufe (1) in einem oder mehreren Sprühwäscher (n) (4a) oder Strahlwäscher (n) (36) oder Venturiwäscher (n) oder einer oder mehreren Füllkörperkolonne (n) (4) durchgeführt wird.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass der der ersten Verfahrensstufe (1) zugeführte Rauchgasstrom (31) aufgeteilt und ein erster Teil (9) in der ersten Verfahrensstufe (1) einem ersten Sprühwäscher (4a) oder Strahlwäscher (36) oder Venturiwäscher oder einer ersten Füllkörperkolonne (4) und ein zweiter Teil (10) in der ersten Verfahrensstufe (1) parallel einem dritten Sprühwäscher oder Strahlwäscher oder Venturiwäscher oder einer dritten Füllkörperkolonne zugeführt wird.
4. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass das in der ersten
Verfahrensstufe (1) rückgeführte erste chemische Absorptionsmittel (6) auf eine Temperatur von ≤ 40 0C, vorzugsweise von ≤ 35 °C, gekühlt wird.
5. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der Rauchgasstrom (31) oder jeder der Teilströme (9, 10) in der Rauchgaswäsche der ersten Verfahrensstufe (1) auf eine Temperatur von ≤ 50 0C, insbesondere von ≤ 45 0C, gekühlt wird.
6. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der Rauchgasstrom (31) oder der erste (9) und der zweite Teil (10) des Rauchgasstromes (31) in einer der ersten Verfahrensstufe (1) nachfolgenden zweiten Verfahrensstufe (2) einer Behandlung mit einem zur ersten Verfahrensstufe unterschiedlichen, zweiten chemischen Absorptionsmittel
(21) , insbesondere einer Aminwäsche, vorzugsweise einer
Wäsche mit Alkanolaminlösung, bevorzugt Monoethanolamin (MEA) -Lösung (21) , oder einer Pottaschewäsche mit
Kaliumkarbonatlösung oder einer Ammoniakwäsche mit wässriger Ammoniaklösung und/oder mit einer mindestens zwei der vorstehenden Lösungen in Mischung enthaltenden
Lösung unterworfen wird/werden.
7. Verfahren nach Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, dass ein piperazinhaltiges zweites chemisches Absorptionsmittel verwendet wird.
8. Verfahren nach Anspruch 6 oder I1 dadurch gekennzeichnet, dass ein regeneratives zweites chemisches Absorptionsmittel (21) verwendet wird und dieses nach Durchlaufen einer Regenerationsbehandlung (24) in der zweiten Verfahrensstufe (2) in den Rauchgasstrom (31) oder den ersten Teil (9, 9') und den zweiten Teil des Rauchgasstromes rückgeführt und vor Zuführung in den Rauchgasstrom (31, 9') gekühlt (27) wird.
9. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Rauchgaswäsche in der zweiten Verfahrensstufe (2) in einem oder mehreren Sprühwäscher (n) oder StrahlWäscher (n) oder Venturiwäscher (n) oder einer oder mehreren Füllkörperkolonne (n) (37) durchgeführt wird.
10. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der der zweiten
Verfahrensstufe (2) zugeführte Rauchgasstrom (31) oder Teilrauchgasstrom (9') aufgeteilt und ein dritter Teil in der zweiten Verfahrensstufe (2) einem zweiten Sprühwäscher (20) oder Strahlwäscher oder Venturiwäscher oder einer zweiten Füllkörperkolonne (37) und ein vierter Teil in der zweiten Verfahrensstufe (2) parallel einem vierten Sprühwäscher oder Strahlwäscher oder Venturiwäscher oder einer vierten Füllkörperkolonne zugeführt wird.
11. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der Rauchgasstrom (31) in der der ersten Verfahrensstufe (1) vorhergehenden Verfahrensstufe (3) einer Rauchgaswäsche mit dem kalziumhaltigen chemischen Absorptionsmittel (32) unter Bildung von Gips (34) unterworfen wird.
12. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der Rauchgaswäsche der ersten Verfahrensstufe (1) ein wasserdampfgesättigter Rauchgasstrom (31, 9, 10) zugeführt wird.
13. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass ein Teil des in der ersten Verfahrensstufe (1) verwendeten ersten chemischen Absorptionsmittels (6) dem chemischen Absorptionsmittel (32) in der vorhergehenden Verfahrensstufe (3) zugemischt wird.
14. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der die vorhergehende Verfahrensstufe (3) verlassende Rauchgasstrom (31) , vorzugsweise unter Aufteilung in den ersten (9) und den zweiten Teil (10) des Rauchgasstromes, direkt der ersten Verfahrensstufe (1) zugeführt wird.
15. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der die erste Verfahrenstufe (1) verlassende Rauchgasstrom (9'), vorzugsweise unter Aufteilung in den dritten oder vierten Teilrauchgasstrom, direkt der zweiten Verfahrensstufe (2) zugeführt wird.
16. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der gesamte oder Teile des geteilten Rauchgasstrom (es) (31, 9, 10, 9') jeweils einer zumindest der ersten oder zweiten oder vorhergehenden Verfahrensstufe (1, 2, 3) vorhergehenden staubfilternden Behandlung, vorzugsweise mittels eines Elektrofilters, unterworfen wird/werden.
17. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der gesamte oder Teile des aufgeteilten Rauchgasstrom (es) (31, 9, 10, 9') jeweils einer zumindest der ersten oder zweiten oder vorhergehenden Verfahrensstufe (1, 2, 3) vorhergehenden oder nachfolgenden Entstickungsbehandlung, vorzugsweise mittels eines, insbesondere katalytischen, selektiven Verfahrens, unterworfen wird/werden.
18. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass das Verfahren kontinuierlich, insbesondere bei gleichzeitigem Betrieb von erster, zweiter und vorhergehender Verfahrensstufe
(1, 2, 3) durchgeführt wird.
19. Vorrichtung zur Abtrennung von Schadstoffen aus einem bei der Verfeuerung eines fossilen Brennstoffes in einer Brennkammer eines Kraftwerkes entstehenden Rauchgasstrom (31) in mehreren Verfahrensstufen (1, 2, 3), die eine erste Verfahrensstufe (1), die einen ersten Absorber (4, 4a, 36) oder Rauchgaswäscher mit Zuführung eines ersten chemischen Absorptionsmittels (6) aufweist, und eine der ersten Verfahrensstufe (1) vorhergehende Verfahrensstufe (3), die eine Rauchgasentschwefelungsanlage (11) mit kalziumhaltigern chemischem Absorptionsmittel (32) aufweist, umfassen, dadurch gekennzeichnet, dass im ersten Absorber (4, 4a, 36) oder Rauchgaswäscher im Rauchgasstrom (31, 9, 10) eine Sprüh- oder Zerstäubungsvorrichtung (15) angeordnet ist, die Natronlauge oder eine natriumhydroxidhaltige Lösung (6) dem Rauchgasstrom (31, 9, 10) als das erste Absorptionsmittel (6) zuführt, und außerhalb des ersten Absorbers (4, 4a, 36) oder Rauchgaswäschers eine Leitung (13) angeordnet ist, die mit dem Innenraum des ersten Absorbers (4, 4a, 36) oder Rauchgaswäschers derart in Leitungsverbindung steht, dass dadurch zumindest ein Teil des ersten Absorptionsmittels (6) , vorzugsweise im Kreislauf, zu der Sprüh- oder Zerstäubungsvorrichtung (15) rückführbar ist, wobei in der Leitung (13) und/oder im ersten Absorber (4, 4a, 36) oder Rauchgaswäscher im Rauchgasstrom (31, 9, 10) in Strömungsrichtung des rückgeführten ersten Absorptionsmittels (6) oder des Rauchgasstromes (31, 9, 10) vor der Sprüh- oder Zerstäubungsvorrichtung (15) ein Kühler (16, 16a) oder Wärmetauscher angeordnet ist.
20. Vorrichtung nach Anspruch 19, dadurch gekennzeichnet, dass in der Leitung (13) ein Kühler (16) oder Wärmetauscher angeordnet ist
21. Vorrichtung nach Anspruch 19 oder 20, dadurch gekennzeichnet, dass die Vorrichtung zwei parallel geschaltete erste Absorber (4, 4a, 36) oder Rauchgaswäscher aufweist.
22. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 19 bis 21, dadurch gekennzeichnet, dass der oder die erste (n) Absorber (4, 4a, 36) als Sprühwäscher oder Strahlwäscher oder Venturiwäscher oder Füllkörperkolonne ausgebildet ist/sind.
23. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 19 bis 22, dadurch gekennzeichnet, dass die Vorrichtung mindestens einen dem ersten Absorber (4, 4a,- 36) oder Rauchgaswäscher nachgeschalteten zweiten Absorber (20, 37) oder Rauchgaswäscher mit Mitteln zur Rauchgaswäsche aufweist, in welchem dem Rauchgasstrom (31, 9, 10, 9') ein zweites, zum ersten Absorptionsmittel (6) unterschiedliches Absorptionsmittel (21) , insbesondere eine Alkanolaminlösung, insbesondere eine Monoethanolamin (MEA) -Lösung, oder eine Kaliumcarbonatlösung oder eine wässrige Ammoniaklösung zuführbar ist.
24. Vorrichtung nach einem der Ansprüchen 19-23, dadurch gekennzeichnet, dass dem zweiten Absorber (20, 37) oder Rauchgaswäscher eine Absorptionsmittelregenerations- einheit (24) zugeordnet ist.
25. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 21-24, dadurch gekennzeichnet, dass die Vorrichtung einen Staubfilter und/oder eine Entstickungsvorrichtung umfasst.
26. Verwendung einer Vorrichtung nach einem der Ansprüche 19-25 zur Durchführung des Verfahrens nach einem der Ansprüche 1-18.
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