CN102084105A - 具有co2封存能力的热力发电设备 - Google Patents

具有co2封存能力的热力发电设备 Download PDF

Info

Publication number
CN102084105A
CN102084105A CN2009801136985A CN200980113698A CN102084105A CN 102084105 A CN102084105 A CN 102084105A CN 2009801136985 A CN2009801136985 A CN 2009801136985A CN 200980113698 A CN200980113698 A CN 200980113698A CN 102084105 A CN102084105 A CN 102084105A
Authority
CN
China
Prior art keywords
gas
combustion gas
combustion
burner
poor
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CN2009801136985A
Other languages
English (en)
Other versions
CN102084105B (zh
Inventor
T·克里斯藤森
H·弗雷斯切尔
K·鲍赛斯
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Sargas AS
Original Assignee
Sargas AS
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Sargas AS filed Critical Sargas AS
Publication of CN102084105A publication Critical patent/CN102084105A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN102084105B publication Critical patent/CN102084105B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1475—Removing carbon dioxide
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J15/00—Arrangements of devices for treating smoke or fumes
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/103—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle with afterburner in exhaust boiler
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
    • F02C6/18—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use using the waste heat of gas-turbine plants outside the plants themselves, e.g. gas-turbine power heat plants
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23G—CREMATION FURNACES; CONSUMING WASTE PRODUCTS BY COMBUSTION
    • F23G7/00—Incinerators or other apparatus for consuming industrial waste, e.g. chemicals
    • F23G7/06—Incinerators or other apparatus for consuming industrial waste, e.g. chemicals of waste gases or noxious gases, e.g. exhaust gases
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2270/00—Control
    • F05D2270/01—Purpose of the control system
    • F05D2270/08—Purpose of the control system to produce clean exhaust gases
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/12—Heat utilisation in combustion or incineration of waste
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • Y02E20/18—Integrated gasification combined cycle [IGCC], e.g. combined with carbon capture and storage [CCS]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/32—Direct CO2 mitigation

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Industrial Gases (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)

Abstract

本发明公开了一种用来将CO2与燃气涡轮机的燃烧气体相分离的方法，该方法包括下列步骤：在涡轮机的中间段处抽取燃烧气体；将抽取的燃烧气体与压缩空气和添加的含碳燃料一起引入到燃烧器中，以在其中引起次级燃烧；冷却来自燃烧器的燃烧气体；将冷却的燃烧气体引入到CO2捕获单元中，以将燃烧气体分离成富CO2气体、和贫CO2气体，该富CO2气体为了存置被抽取；及重新加热贫CO2气体和在中间段处将它重新引入到涡轮机中，并且在它释放到大气中之前使气体进一步膨胀。也描述了一种利用该方法的发电设备。

Description

具有CO2封存能力的热力发电设备
技术领域
本发明涉及用来捕获CO2的一种方法和一种设备，该方法和设备可以供现有燃气涡轮机发电设备使用。本发明也涉及一种燃气涡轮机发电设备，该燃气涡轮机发电设备包括本发明的CO2捕获、或CO2减少设备。
背景技术
最近几年、或上个十年，由增加矿物燃料燃烧而造成的大气CO2浓度的增大，已经引起严重关注。由CO2浓度增大引起的温室效应的加剧，预期会在今后几十年内引起地球表面的温度显著升高、和对环境的重大影响。
因此，必须采取行动，以稳定在大气中的CO2浓度。人为排放的CO2大部分是采用油、燃气或煤来发电的结果。相应地，已经进行相当大的努力，以开发包括具有CO2捕获能力的热力发电设备。所捕获的CO2可以安全地存置在地质结构中，像例如枯竭的油井或气井中，或者可以用作用来增加油或气生产的压力支撑。
对于CO2捕获的设想主要遵循三条发展路线：
·对来自热力发电设备的排放气体的CO2进行燃烧后或“管端”吸收，
·燃料的燃烧前转化，其中矿物燃料在重整装置中主要转化成氢和CO2。来自重整装置的产品包含在高分压下的CO2，并且这种CO2因此比较容易与将被用作燃料的氢相分离，以及
·氧燃料系统，其中通过空气分离得到的氧气与CO2一起使用，代替通常的空气供给。这种方法从系统中消除N2，并且增大CO2的分压，有利于CO2的分离。
大多努力都是对于CO2的燃烧后吸收而进行的，这归因于如下事实：这种技术最成熟，并且与设备的集成度较小。燃烧后系统可以供现有设备使用。
然而，在来自热力发电设备的排放气体中的CO2的分压非常低，是在把CO2捕获变得经济可接受时的主要问题。吸收器变得很大以至于当前技术难以保证，妨碍在吸收器塔中的吸收剂分布，并因而降低吸收效率。另外，在大多数基于矿物燃料的热力发电设备的排放气体中的残余O2浓度比较高。这引起在CO2捕获系统中所需的有机吸收剂的退化问题，并且依据吸收剂选择性，引起CO2产品的潜在污染。
对于矿物燃料进行燃烧前转化以获得氢是吸引人的，因为转化产品以高CO2浓度被加压。CO2因此比在燃烧后系统中更容易捕获。可以采用常规加压吸收塔。该工艺所存在的缺点包括：用于煤的气化的工艺非常复杂、和需要开发用于氢燃料的燃气涡轮机。
类似于矿物燃料的燃烧前转化，氧燃料系统产生比较高分压的CO2。CO2因此变得比对于燃烧后系统而言更容易捕获。该系统所存在的缺点包括：对于非常大和昂贵的空气分离单元的需要、对于氧气生产的高能量要求以及要求使用CO2而不是氮气来冷却火焰温度的新技术。当CO2替换在运动流体中的氮气时，也需要新的燃气涡轮机。来自氧气生产单元的纯氧气所存在的泄漏和着火的危险，将要求在氧气厂与发电设备之间留有巨大的分隔空间。这种要求增加了所需的总面积，并且尤其将增加离岸(offshore)应用的成本。此外，产生的CO2将包含未燃烧的氧气。这种氧气在例如为了提高油回收率的油田中注入之前，必须与CO2分离。
WO 2004/001301(该文献作为本申请的参考资料被包括于此)涉及一种低CO2排放热力发电设备。CO2从来自在吸收器中的燃烧室的燃烧气体中被吸收，其中，液体吸收剂向燃烧气体逆流流动。这使在CO2中的吸收剂富化(enrich)。富化的吸收剂通过到在重沸器中产生的蒸汽的逆流流动通过在再生塔中的加热和剥离而被再生-该重沸器连接到再生塔的下部部分上，以产生为了存置而从设备输出的CO2气流、和返回到吸收器的再生吸收剂。相对于由氧气和燃料两者在加压燃烧室中的基本完全燃烧产生的动力，CO2的分压被增大，并且要被净化的烟道气的体积流量被减小。这改进了CO2的捕获，这发生在高压力下。然而，WO 2004/001301或者适用于具有用于生产蒸汽的加压燃烧室的热力发电设备，或者适用于新设备。
WO 2005/045316涉及一种用于热力发电设备的净化设备，其中，来自现有热力发电设备的燃烧气体被全部、或大部分用作含氧气体，该含氧气体被引入到按WO 2004/001301的基本原理建造的设备中，以从两个设备都捕获CO2，并且同时增大电力的总生产率。高效率燃气涡轮机用作初级设备。空气首先在初级设备压缩机中被压缩，然后被加热和膨胀到大气压力。次级设备提供附加的电力，并且实现在压力下的CO2捕获。这种技术的主要不足是需要重新压缩来自初级单元的气体。这样的重新压缩要求显著的功，并且引起热效率的损失。
无论如何，对于这样一种系统存在着需要：该系统尽可能与加压CO2捕获相结合地使用高效率、高温度的燃气涡轮机的优点，而不需要重新压缩来自大气压力的气体。
因此，本发明的一个目的是提供一种用来从燃气涡轮机捕获CO2的改进方法和设备。本发明的另一个目的是提供一种解决方案，该解决方案适用于现有燃气涡轮机或组合式循环设备的后续安装(post-installation)。
发明内容
根据第一实施例，本发明涉及一种用来从燃气涡轮机的燃烧气体中分离CO2的方法，含碳燃料和被压缩的含氧气体将在燃气涡轮机中燃烧，并且燃烧气体通过涡轮机而被膨胀，在膨胀的燃烧气体被释放到大气中之前在发电机中产生电力，该方法还包括下列步骤：
a)在涡轮机的中间段处抽取燃烧气体，
b)将所抽取的燃烧气体与压缩空气以及添加的含碳燃料一起引入到燃烧器中，以在燃烧器中引起次级燃烧，
c)冷却来自燃烧器的燃烧气体，
d)将冷却的燃烧气体引入到CO2捕获单元中，以将燃烧气体分离成富CO2气体和贫CO2气体，该富CO2气体被抽取以便存置，及
e)重新加热贫CO2气体、并在中间级处将贫CO2气体重新引入到涡轮机中，并且在该气体被释放到大气中之前使该气体进一步膨胀。
从涡轮机的中间级抽取部分地膨胀的气体和将仍然在升高压力下的部分地膨胀的气体引入到用于次级燃烧的燃烧器中，允许在高压力下的燃烧和随后的CO2捕获。另外，所抽取的气体的热和压力能量被至少部分地保存，并且通过贫CO2气体的重新加热和使其通过涡轮机而被膨胀而被使用。
根据一个实施例，上述方法还包括下列步骤：在将步骤a)中所抽取的燃烧气体在步骤b)中引入到燃烧器中之前，冷却在步骤a)中所抽取的燃烧气体。在气体被引入到燃烧器之前冷却气体，降低了在燃烧器中的火焰的温度，因为否则火焰可能变得太热并且产生大量的NOx。另外，高温会导致与设备的元件的材料有关的问题。
在燃烧器中的次级燃烧将质量添加到总气体流量上，以代替从气体的总质量中除去的CO2质量。这种燃烧的进行以及在燃烧器下游的CO2捕获，降低了在气体中的氧气量，并且增加了CO2量，这两者对于捕获过程的效率都是重要的。对CO2贫化气体的重新加热和使气体通过涡轮机而被膨胀，显著地提高了设备的能量效率。
根据第二方面，本发明涉及一种用于发电的设备，该设备包括燃气涡轮机和由燃气涡轮机操作的发电机，其中，设备还包括：气体侧抽出单元，用于从涡轮机的中间段抽取部分地膨胀的气体；燃烧器，用于燃料的次级燃烧，该次级燃烧使用部分地膨胀的气体和作为氧气源的附加空气；用来冷却来自次级燃烧的燃烧气体的一个或多个热交换器；CO2分离单元，用来将冷却的燃烧气体分离成富CO2气体和贫CO2气体，该富CO2气体被进一步处理，并且从设备输出；用来重新加热贫CO2气体的一个或多个热交换器；以及气体返回管线和涡轮机进口单元，用来在涡轮机的中间级处引入被加热的贫CO2气体以便进一步膨胀。
附图说明
图1是根据现有技术的组合式循环气体动力发电设备的原理图，
图2是本发明的一个实施例的原理图，
图3是曲线图，示出了来自根据本发明的设备的净功率输出，其作为相对于总负荷的燃气涡轮机负载的函数，
图4是曲线图，输出了来自根据本发明的设备的净电气效率，其作为相对于总负荷的燃气涡轮机负载的函数，
图5是曲线图，示出了在根据本发明的设备中要被净化的排出气体中的残余氧气，作为相对于总负荷的燃气涡轮机负载的函数，
图6是曲线图，示出了在根据本发明的设备中要被净化的排出气体中的CO2分压，其作为相对于总负荷的燃气涡轮机负载的函数，及
图7是曲线图，示出了在根据本发明的设备中要被净化的排出气体的实际体积，其作为相对于总负荷的燃气涡轮机负载的函数。
具体实施方式
图1示出根据现有技术的组合式循环燃气涡轮机发电设备1。现有技术的设备将被讨论，因为本发明涉及一种用来捕获来自发电设备的CO2的方法和改进，该发电设备基于组合式循环发电设备。术语“燃气涡轮机”在本发明中用于一种单元，该单元包括压缩机2、燃烧室8以及机械地连接到压缩机上的涡轮机4，该涡轮机4最优选地连接在共用轴11上。“涡轮机”用于表示一种膨胀单元，该膨胀单元用来将高温气体的能量转换成转动能量。
术语“含碳燃料”或“燃料”在本发明中用于适于燃气涡轮机的燃料，例如天然气，流体碳氢化合物和氧化碳氢混合物，如甲烷、乙醇等等，在燃气涡轮机的燃烧室中将处于气相；或气化燃料，如气化煤、气化焦、气化有机材料等等。
空气通过空气进口管线3引入到压缩机2中。来自压缩机2的压缩空气经压缩空气管线7引入到燃烧室8中。燃料，像例如天然气，通过气体管线9引入到燃烧室中。来自燃烧室的燃烧气体通过燃烧气体管线10被引导，并且在膨胀气体通过排气管线12释放之前，通过涡轮机4而被膨胀。
如在图中指示的那样，压缩机2、涡轮机4以及用于电力生产的发电机5布置在共用轴11上。
在排气管线12中的排放气体仍然是炽热的，典型地从500至600℃，并且借助于一个或多个热交换器13被冷却，以产生蒸汽和冷却排放气体，该冷却排放气体通过排放出口12′释放到周围。
在热交换器13中产生的蒸汽在蒸汽管线14中被引导到蒸汽涡轮机15中，在该处蒸汽膨胀。发电机16连接到蒸汽涡轮机上，用于电力的生产。
已膨胀的蒸汽在膨胀蒸汽管线17中被引导，在冷却器18上适当地采用水而被冷却，以使蒸汽冷凝。冷凝物借助于泵19通过水管线20被泵送，并且被重新引入到热交换器13中。
典型地，来自组合式循环发电设备的电力的约75至80％在由涡轮机4操作的发电机5中产生，而其余部分在由蒸汽涡轮机15操作的发电机16中产生。
图2示出根据本发明的设备，该设备包括改进的组合式循环燃气涡轮机部分A和CO2减少部分B。
使用与用于图1的相同附图标记，指示与参照图1描述的部分相对应的部分。
涡轮机4总体上包括高压涡轮机4′和低压涡轮机4″。根据本发明，部分地膨胀的燃烧气体在膨胀的中间级(intermediate level)处、适当地在高压涡轮机4′与低压涡轮机4″之间，从涡轮机抽取到气体抽取管线20中。气体侧抽出单元21优选地插入在轴11处，在高压涡轮机之后，以促进部分地膨胀的气体的抽取。在气体抽取点处的压力例如在从6至16巴绝对压力(bara)的范围中，如10至14巴绝对压力。
在管线20中的部分地膨胀的气体与被加压和加热的空气相组合，并被引入到冷却室中，在该处，组合的气体通过在初级冷却室23中的加热管22中加热蒸汽和/或产生蒸汽而被冷却。进入冷却室的气体混合物具有约1000℃的温度，并且在其中冷却到约400至500℃的温度。在冷却室23中的经组合并被冷却的气体然后经燃烧器25引入到次级冷却室24中，在燃烧器25处，组合的气体与通过次级燃料管线26引入的燃料气体相混合。空气通过空气供给管线52进入，并且在借助于马达54操作的压缩机53中被压缩。
压缩空气通过管线55和55a供给，并且在流到用于燃烧目的的次级燃料器之前，用来保护管子20和39和使压力容器50冷却。空气的一部分通过管线55b供给，并且直接通到燃烧器25。来自压缩机53的空气的总量相对于在管线34中抽取的被捕获CO2而被调节，从而通过管线39到燃气涡轮机的气体体积流量，与从燃气涡轮机通过管线20抽取的气体体积流量相同或非常接近。引入到次级燃烧器中的燃料被调节，从而在次级冷却室24中的燃烧，对于氧气和燃料而言，都基本上是完全的。
在次级冷却室中的燃烧气体通过加热在气体加热管27中的气体和通过对来自在过热管28中的加热管22的蒸汽的过加热(overheating)而被冷却。加热管22通过管线14a连接到过热管28上。在过热管28中的过热蒸汽通过管线14b抽取，并且引入到蒸汽涡轮机15中以产生电能，被冷凝并返回到热交换器13，如以上参照图1描述的那样。
来自次级冷却室24的排出气体通过排气管线29被抽取，并且在热交换组件30中被冷却。优选地，SCR(选择性催化还原单元)或SNCR(选择性无催化还原单元)31设置在热交换组件30中，以从排出气体中除去NOx。
来自热交换组件30的被冷却气体通过管线32被抽取，并被引入到CO2分离单元33中。CO2分离单元33是根据现有技术状态的标准单元，如在WO 00/57990中描述的分离单元，在该处，在含CO2气体中的CO2通过对于在吸收器中的液体吸收剂的逆流流动而被吸收，以产生通过管线35抽取的贫CO2流。载有CO2的吸收剂此后被再生，以产生CO2流和再生吸收剂，该CO2流被干燥和压缩，并且通过管线34抽取以便从设备输出，再生吸收剂返回到吸收器。吸收剂可以是任何常规使用的吸收剂，如氨、氨基酸、碳酸盐等等的含水溶液。CO2捕获单元也可以包括在CO2捕获单元上游的气体洗涤和直接接触气体冷却器。
加压罩盖41优选地覆盖高压和高温管线20、39。围绕管线20和39的罩盖使用来自从压缩空气管线55分支的支路管线55a的空气而被加压。罩盖减小了跨过热的内部管壁的压差，因而减小了壁厚并降低了在温度瞬变期间开裂的可能性。来自罩盖41内部的加热空气从罩盖41通过管线42引导到罩盖50。
如有必要，用于在次级燃烧室中的燃烧的附加空气可以通过从压缩空气管线55分支的第二支路管线55b引入，以将附加的空气输送到燃烧器25。这种附加的空气具有比在管线20中的空气更高的含氧量，并且将稳定在燃烧器25的一个或多个中的火焰。
在管线35中的贫CO2流在由马达37操作的一个或多个压缩机36中被压缩，并且此后在热交换组件30中向着通过管线29引入的温热气体而被加热。被加热的贫CO2流通过导向到气体加热管27的管线38而离开热交换组件，在该气体加热管27处，气体由来自燃烧器25的燃烧气体加热。贫CO2气体离开气体加热管27，并被引入到气体返回管线39中，该气体返回管线39连接到涡轮机进口装置40上，该涡轮机进口装置40布置在轴11上。引入到进口装置40的气体然后通过低压涡轮机4″而被膨胀，并被释放到排气管线12中，如参照图1描述的那样。
分别在管线20、39上的关闭阀45、46以及带有短路阀44的短路管线43被优选地提供，用以关闭管线20和39并且允许来自气体侧抽出单元21的流动在有必要的情况下直接流到气体进口装置40中。
为了正确地平衡涡轮机，通过管线20离开高压涡轮机4′的气体的压力、温度及流量，应该大体上与进入低压涡轮机4″的气体的压力、温度及流量相同。在次级冷却室24中的燃烧将使总气体的温度增高，并且特别是使得在管线38中的贫CO2流的温度增高，并且将质量增加到总气体上，以至少部分地补偿由于去除CO2所造成的质量损失。另外，热量被增加到蒸汽循环上，使得与根据图1的例示性组合式循环设备相比，能够增加来自设备的电力产能。
表1示出对于根据图1的产生约500MW电力的典型组合式循环设备，除产生或消耗的电能之外的典型温度、质量流量及压力。
表1
  部分号   温度℃   质量流量，kg/s   绝对压力，巴   产生/消耗电功率，MW
  3   20   869   1
  5   390
  9   18.3
  10   1343   887.3   30
  12   520   887.3   1.04
  12′   88   887.2   1
  14   500   165
  16   110
表2示出基于在表1中表明的组合式循环设备，对于根据本发明的具有CO2捕获能力的典型设备，除产生或消耗的电能之外的典型温度、质量流量及压力。
表2
  部分号   温度℃   质量流量，kg/s   绝对压力，巴   产生/消耗电功率，MW
  3   20   869   1
  5   390
  9   18.3
  10   1343   887.3   30
  12   520   834.3   1.04
  12′   88   834.3   1
  14b   565   165
  16   828
  20   1013   887.3   10
  26   31
  52   51
  34   135
  39   13   834.3   10
  37   -13
  54   -17
  33   -84
图3至7示出的是参照图2所描述的根据本发明的设备(用实线连接的填充圆圈)，并且根据图1的比较例对于标准组合式循环设备关于78％燃气涡轮机负载和22％蒸汽涡轮机负载进行(实心方块)。
图3示出来自根据图2的设备的净电功率，作为燃气涡轮机负载的函数，该设备包括CO2捕获和压缩。图3表明，净电功率输出随着在燃气涡轮机上的相对负载增大而减小。在用于包括CO2捕获的本系统的实线与比较例之间的差别是用于CO2捕获的电输出成本。来自燃气涡轮机的电力的生产是恒定的，而来自蒸汽涡轮机的生产增大。增大的电力生产改进了设备的生产寿命和经济性。
图4对于根据本发明的设备表明净电气效率，作为燃气涡轮机和蒸汽涡轮机的相对负载的函数，该燃气涡轮机和蒸汽涡轮机包括CO2捕获。在代表本发明的实线与比较例之间的差别是用于CO2捕获的成本。曲线也表明，净电气效率随着蒸汽涡轮机的相对负载减小而减小，因为该工艺中的蒸汽涡轮机部分比燃气涡轮机部分效率低。
图5示出的是在燃气涡轮机和蒸汽涡轮机上的相对负载对于在排出气体或待由CO2捕获处理的气体中的残余氧气含量的影响。曲线清楚地表明，氧气浓度随增大蒸汽涡轮机负载而减小。对于捕获CO2的质量，低O2浓度是有利的。在待被净化的气体中存在的氧气将被部分地捕获，并且将污染CO2。具有太高氧气浓度的CO2在存置之前必须进一步净化，该净化是一种把成本添加到上述工艺上的工艺。
图6示出在捕获点处(即在用于本发明的管线32中、和用于比较例的管线12′的排出气体中)的CO2的分压。蒸汽涡轮机负载越高，CO2的分压越高。在低蒸汽涡轮机负载下、在本发明的设备和比较例中的CO2分压之间的差别，归因于与在管线12′中的1巴绝对压力相比，在管线32中的燃烧气体中的较高总压力(约10巴绝对压力)。较高的分压改进了CO2捕获，并且除了允许使用低能量吸收剂(像例如碳酸盐)的之外，还能够实现大规模产业化捕获单元的使用。
图7示出在根据本发明和比较例的设备中要被净化的排出气体的总体积。总体积的差是压力差的结果(1巴绝对压力相对于10巴绝对压力)。较小体积意味着，工艺设备可以消耗空间较小，并且使得有可能制造较紧凑的设备，并由此降低捕获设备成本。

Claims (14)

1.一种用来从燃气涡轮机的燃烧气体中分离CO2的方法，含碳燃料和被压缩的含氧气体在所述燃气涡轮机中燃烧，并且燃烧气体通过涡轮机而被膨胀，在膨胀的燃烧气体被释放到大气中之前在发电机中产生电力，其特征在于，所述方法还包括下列步骤：
a)在所述涡轮机的中间段处抽取燃烧气体，
b)将所抽取的燃烧气体与压缩空气以及添加的含碳燃料一起引入到燃烧器中，以在燃烧器中引起次级燃烧，
c)冷却来自燃烧器的燃烧气体，
d)将冷却的燃烧气体引入到CO2捕获单元中，以将燃烧气体分离成富CO2气体和贫CO2气体，该富CO2气体被抽取以便存置，及
e)重新加热贫CO2气体、并在中间级处将贫CO2气体重新引入到所述涡轮机中，并且在将贫CO2气体释放到大气中之前使贫CO2气体进一步膨胀。
2.根据权利要求1所述的方法，还包括下列步骤：在将步骤a)中所抽取的燃烧气体在步骤b)中引入到燃烧器中之前，冷却在步骤a)中所抽取的燃烧气体。
3.根据权利要求1或2所述的方法，其中，来自所述燃烧器的燃烧气体通过在冷却室中的冷却管中产生蒸汽而被冷却。
4.根据权利要求3所述的方法，其中，在冷却燃烧室时产生的蒸汽通过蒸汽涡轮机而膨胀，以产生电能。
5.根据上述权利要求中的任一项所述的方法，其中，在贫CO2气体被引入到涡轮机之前，贫CO2气体通过与要被引入到CO2捕获单元中的燃烧气体进行热交换而被加热。
6.根据上述权利要求中的任一项所述的方法，其中，被引入到燃烧器中的添加的含碳燃料和空气被调节，以在燃烧器中产生基本以化学计量的燃烧。
7.根据上述权利要求中的任一项所述的方法，其中，所述含碳燃料是油或天然气。
8.根据上述权利要求中的任一项所述的方法，其中，被引入到所述燃烧器中的所述天然气和空气被调节，从而在中间段处被引入到所述涡轮机的贫CO2气体的质量流量与在中间级处从所述涡轮机抽取的气体的质量流量大体相等。
9.一种用于发电的设备，该设备包括燃气涡轮机(2、8、4)和由所述燃气涡轮机操作的发电机(5)，其中，所述设备还包括：气体侧抽出单元(21)，用于从涡轮机(4′)的中间段抽取部分地膨胀的气体；燃烧器(25)，用于燃料的次级燃烧，该次级燃烧使用所述部分地膨胀的气体和作为氧气源的附加空气；用来冷却来自所述次级燃烧的燃烧气体的一个或多个热交换器(28、30)；CO2分离单元(33)，用来将被冷却的燃烧气体分离成富CO2气体和贫CO2气体，该富CO2气体被进一步处理，并且从所述设备输出；用来对贫CO2气体进行重新加热的一个或多个热交换器(30、27)；以及气体返回管线(39)和涡轮机进口单元(40)，用来在涡轮机(4″)的中间级处引入被加热的贫CO2气体以便进一步膨胀。
10.根据权利要求9所述的设备，其中，所述设备还包括用来对所述部分地膨胀的气体进行冷却的冷却室(23)，该冷却室(23)布置在所述涡轮机4′的中间段与所述燃烧器(25)之间。
11.根据权利要求9或10所述的设备，其中，所述设备还包括在燃烧气体被引入到所述分离单元之前用来采用离开分离单元(33)的贫CO2气体来冷却离开次级燃烧的气体的热交换器(30)。
12.根据权利要求9至11任一项所述的设备，其中，在次级冷却室(24)中设有过热管(28)，该次级冷却室(24)通过在所述分离单元(33)上游的管内产生蒸汽和/或使蒸汽过热，用来冷却来自所述燃烧器(25)的燃烧气体。
13.根据权利要求9至12任一项所述的设备，其中，在初级冷却室(23)中设有加热管(22)，该初级冷却室(23)通过在所述加热管内产生蒸汽，用来在引入到所述燃烧器(25)中之前对部分地膨胀的气体进行冷却。
14.根据权利要求9至13任一项所述的设备，其中，在所述次级冷却室中设有气体加热管(27)，以采用来自所述燃烧器(25)的燃烧气体来加热离开所述热交换器(30)的贫CO2气体。
CN200980113698.5A 2008-02-28 2009-02-26 具有co2封存能力的热力发电设备 Active CN102084105B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20081051 2008-02-28
NO20081051A NO328975B1 (no) 2008-02-28 2008-02-28 Gasskraftverk med CO2-rensing
PCT/NO2009/000066 WO2009108065A2 (en) 2008-02-28 2009-02-26 Thermal power plant with co2 sequestration

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN102084105A true CN102084105A (zh) 2011-06-01
CN102084105B CN102084105B (zh) 2014-05-14

Family

ID=41016621

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN200980113698.5A Active CN102084105B (zh) 2008-02-28 2009-02-26 具有co2封存能力的热力发电设备

Country Status (9)

Country Link
US (1) US20110094237A1 (zh)
EP (1) EP2300129B1 (zh)
KR (1) KR101586105B1 (zh)
CN (1) CN102084105B (zh)
CA (1) CA2717051C (zh)
DK (1) DK2300129T3 (zh)
HK (1) HK1158289A1 (zh)
NO (1) NO328975B1 (zh)
WO (1) WO2009108065A2 (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104254673A (zh) * 2012-03-21 2014-12-31 阿尔斯通技术有限公司 联合循环发电设备

Families Citing this family (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8171718B2 (en) * 2009-10-05 2012-05-08 General Electric Company Methods and systems involving carbon sequestration and engines
BR112013002035A2 (pt) * 2010-07-28 2016-05-31 Sargas As turbo-reator com captura de carbono
ES2551865T3 (es) 2011-02-01 2015-11-24 Alstom Technology Ltd Aparato y sistema para reducción de NOx en gas de combustión húmedo
EP2706211A1 (de) * 2012-09-10 2014-03-12 Siemens Aktiengesellschaft Gasturbinenanlage mit Nachverbrennungseinrichtung zur CO2-Abscheidung
WO2014202385A1 (de) * 2013-06-17 2014-12-24 Siemens Aktiengesellschaft Gasturbinenanlage und verfahren zum betrieb einer solchen gasturbinenanlage
CN103499980A (zh) * 2013-09-11 2014-01-08 绥中泰德尔自控设备有限公司 一种静态平衡阀无线网络调试装置
WO2024054119A1 (en) 2022-09-06 2024-03-14 Capsol Technologies As Carbon capture for gas turbines

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4899544A (en) * 1987-08-13 1990-02-13 Boyd Randall T Cogeneration/CO2 production process and plant
WO2004001301A2 (en) * 2002-06-21 2003-12-31 Sargas As Low emission thermal plant
WO2006107209A1 (en) * 2005-04-05 2006-10-12 Sargas As Low co2 thermal powerplant
CN1898499A (zh) * 2003-12-23 2007-01-17 阿尔斯通技术有限公司 连续燃烧和co2排放减少的热电设备以及操作此类型设备的方法
US20070125063A1 (en) * 2005-12-07 2007-06-07 General Electric Company Integrated combustor-heat exchanger and systems for power generation using the same

Family Cites Families (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4498289A (en) * 1982-12-27 1985-02-12 Ian Osgerby Carbon dioxide power cycle
CA2198252C (en) * 1994-08-25 2005-05-10 Rudi Beichel Reduced pollution power generation system and gas generator therefore
US6170264B1 (en) * 1997-09-22 2001-01-09 Clean Energy Systems, Inc. Hydrocarbon combustion power generation system with CO2 sequestration
FR2852358B1 (fr) * 2003-03-13 2006-06-09 Procede et un dispositif de cogeneration par turbine a gaz avec chambre de postcombustion
US7574855B2 (en) * 2005-08-10 2009-08-18 Alstom Technology Ltd. Method for operating a gas turbine and a gas turbine for implementing the method

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4899544A (en) * 1987-08-13 1990-02-13 Boyd Randall T Cogeneration/CO2 production process and plant
WO2004001301A2 (en) * 2002-06-21 2003-12-31 Sargas As Low emission thermal plant
CN1898499A (zh) * 2003-12-23 2007-01-17 阿尔斯通技术有限公司 连续燃烧和co2排放减少的热电设备以及操作此类型设备的方法
WO2006107209A1 (en) * 2005-04-05 2006-10-12 Sargas As Low co2 thermal powerplant
US20070125063A1 (en) * 2005-12-07 2007-06-07 General Electric Company Integrated combustor-heat exchanger and systems for power generation using the same

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104254673A (zh) * 2012-03-21 2014-12-31 阿尔斯通技术有限公司 联合循环发电设备

Also Published As

Publication number Publication date
CA2717051A1 (en) 2009-09-03
EP2300129B1 (en) 2012-09-05
NO20081051L (no) 2009-08-31
KR20100138975A (ko) 2010-12-31
HK1158289A1 (zh) 2012-07-13
WO2009108065A2 (en) 2009-09-03
WO2009108065A3 (en) 2011-06-03
CN102084105B (zh) 2014-05-14
NO328975B1 (no) 2010-07-05
DK2300129T3 (da) 2012-12-03
EP2300129A2 (en) 2011-03-30
US20110094237A1 (en) 2011-04-28
CA2717051C (en) 2016-04-12
KR101586105B1 (ko) 2016-01-22

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN102084105B (zh) 具有co2封存能力的热力发电设备
RU2456060C2 (ru) Регенерация поглотителя отбираемым сжатым верхним потоком для обеспечения тепла
CN101187338B (zh) 具有二氧化碳隔离的发电系统和方法
US8156725B2 (en) CO2 capture during compressed air energy storage
CN102015072B (zh) 发电方法
RU2454269C2 (ru) Регенерация поглотителя обедненным раствором, подвергнутым мгновенному испарению, и интеграция тепла
EA038310B1 (ru) Способ выработки энергии
JP2013533426A (ja) 炭素捕捉を有するジェットエンジン
AU2007276694A1 (en) CO2 capture using solar thermal energy
CN103272467B (zh) 一种改进的热集成的燃煤电站脱碳系统及脱碳方法
CN107148398A (zh) 从气态混合物中分离产物气体的方法
Guo et al. A new heat supply strategy for CO2 capture process based on the heat recovery from turbine exhaust steam in a coal-fired power plant
CN110159370B (zh) 一种带捕碳装置的燃煤发电系统及方法
Cau et al. Performance evaluation of high-sulphur coal-fired USC plant integrated with SNOX and CO2 capture sections
CN102305109A (zh) 一种富氧-煤气化烟气再热联合循环动力系统
WO2014207035A1 (en) Method and plant for capturing co2
US9157369B2 (en) Waste heat utilization for energy efficient carbon capture
US20140041394A1 (en) Integration of power generation and post combustion capture plants
Mathieu Mitigation of CO 2 emissions using low and near zero CO 2 emission power plants
CN210768960U (zh) 带捕碳装置的燃煤发电系统
CN102337937B (zh) 一种煤整体气化烟气再热联合循环动力系统
Bram et al. Exergy analysis and design of mixed CO2/steam gas turbine cycles
CN103906557A (zh) 用于从烟道气体中去除二氧化碳的方法和系统
Mathieu Near zero emission power plants as future CO 2 control technologies
Littau et al. CO2 capture during compressed air energy storage

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
REG Reference to a national code

Ref country code: HK

Ref legal event code: DE

Ref document number: 1158289

Country of ref document: HK

C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant
REG Reference to a national code

Ref country code: HK

Ref legal event code: GR

Ref document number: 1158289

Country of ref document: HK

ASS Succession or assignment of patent right

Owner name: CO2 CAPSOL A/S

Free format text: FORMER OWNER: FLEISCHER + CO. AS

Effective date: 20150611

C41 Transfer of patent application or patent right or utility model
TR01 Transfer of patent right

Effective date of registration: 20150611

Address after: Oslo

Patentee after: SARGAS AS

Address before: Oslo

Patentee before: Sargas AS