CN103463934B - 一种从源气体中除去目标气体成分的方法和集成系统 - Google Patents
一种从源气体中除去目标气体成分的方法和集成系统 Download PDFInfo
- Publication number
- CN103463934B CN103463934B CN201310311488.5A CN201310311488A CN103463934B CN 103463934 B CN103463934 B CN 103463934B CN 201310311488 A CN201310311488 A CN 201310311488A CN 103463934 B CN103463934 B CN 103463934B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- gas
- regenerator
- absorption tower
- liquid
- rich solution
- 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.)
- Active
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 101
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 30
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 167
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 102
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 96
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims abstract description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 42
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 37
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 36
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 20
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 9
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 8
- 230000002411 adverse Effects 0.000 claims description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 146
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 63
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 41
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 40
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 40
- 229960004424 carbon dioxide Drugs 0.000 description 23
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 23
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 18
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 17
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 16
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 15
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 14
- 230000008676 import Effects 0.000 description 13
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 11
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 10
- 239000004231 Riboflavin-5-Sodium Phosphate Substances 0.000 description 9
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 9
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 9
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 9
- 238000005261 decarburization Methods 0.000 description 9
- 239000000463 material Substances 0.000 description 9
- 235000011089 carbon dioxide Nutrition 0.000 description 8
- 239000004230 Fast Yellow AB Substances 0.000 description 7
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 7
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000498 cooling water Substances 0.000 description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 6
- 239000004149 tartrazine Substances 0.000 description 6
- 239000004229 Alkannin Substances 0.000 description 5
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 5
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 5
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 5
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 5
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 5
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 5
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 5
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 5
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 5
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 4
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229940043237 diethanolamine Drugs 0.000 description 4
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 3
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 3
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000006210 lotion Substances 0.000 description 3
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 3
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 3
- KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-M Carbamate Chemical compound NC([O-])=O KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 2
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 2
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 238000005342 ion exchange Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 2
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 2
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N Piperazine Chemical compound C1CNCCN1 GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 240000008042 Zea mays Species 0.000 description 1
- 235000005824 Zea mays ssp. parviglumis Nutrition 0.000 description 1
- 235000002017 Zea mays subsp mays Nutrition 0.000 description 1
- 239000011358 absorbing material Substances 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- -1 amino-acid salt Chemical class 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 238000005842 biochemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 238000002144 chemical decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003034 coal gas Substances 0.000 description 1
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 235000005822 corn Nutrition 0.000 description 1
- 238000005262 decarbonization Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000000593 degrading effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 238000000909 electrodialysis Methods 0.000 description 1
- 238000004134 energy conservation Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000007701 flash-distillation Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 description 1
- 159000000011 group IA salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000001802 infusion Methods 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000011859 microparticle Substances 0.000 description 1
- 239000003595 mist Substances 0.000 description 1
- 239000011259 mixed solution Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 238000005504 petroleum refining Methods 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 1
- 150000003141 primary amines Chemical class 0.000 description 1
- 239000004172 quinoline yellow Substances 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000012827 research and development Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000002151 riboflavin Substances 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 150000003335 secondary amines Chemical class 0.000 description 1
- 229910052711 selenium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011669 selenium Substances 0.000 description 1
- 239000000779 smoke Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 230000002459 sustained effect Effects 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 description 1
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Treating Waste Gases (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
Abstract
提供一种用于从源气体中除去目标气体成分的方法，其包括：a）包含目标气体成分的源气体流经吸收塔，在其内部进行气体吸收，吸收后的贫气体进入水洗塔，b）水洗塔的循环的过量水循环使用，c）来自吸收塔底部的富液在贫-富液热交换器与来自再生塔底流出的贫液进行热交换后进入到再生塔的顶部，d）富液被上升的水蒸气汽提，得到的贫液从再生塔底部离开，供至吸收塔，e）包含目标气体的汽提蒸气混合物从再生塔的顶部离开，水蒸气在气液分离器中冷凝，目标气体离开气液分离器被转移到储存部，f）来自气液分离器的冷凝物被再次引入到吸收塔或水洗塔顶部。还提供一种用于从源气体中除去目标气体成分的集成系统。
Description
技术领域
本申请涉及一种从源气体中除去目标气体成分的方法和集成系统。更具体的，涉及一种从电厂废气中除去和捕集二氧化碳的方法和装置。
背景技术
二氧化碳作为一种温室气体，其在大气中的日益增长被认为已直接导致了全球的气候变化。而化石燃料燃烧发电过程产生的二氧化碳是导致大气中二氧化碳浓度升高的主要原因。目前世界上超过85%的能源需求都来自于化石燃料，因为它的能源生产技术可靠、成本低、适用性强且能量密度高。
据悉，未来20年化石燃料的消耗将增加27%。因此,国际社会应对环境危机的一个主要努力方向就是在确保维持全球经济增长的同时减少二氧化碳的排放。为应对这一重大挑战，从燃料燃烧源控制二氧化碳排放的技术正日益受到关注。
要减少世界范围内二氧化碳的排放，且同时满足化石燃料等能源需求，意味着碳捕捉及封存(CCS)技术是十分需要的。随着技术的发展，立法部门将要求新工厂准备进行碳捕集，且在一个确定的日期，需装备新CCS设备。一旦CCS技术被全面证明是可行的，现有工厂的CCS设备极有可能需要被翻新。排污权交易和CO2捕捉也将成为在现有的和新的工厂安装CCS设备最主要的驱动力。
目前有三种主要捕集方式可以用于电厂CO2捕集，分别是燃烧前捕集、燃烧后捕集和富氧燃烧。
燃烧前捕集主要应用在IGCC系统中，其将煤高压富氧气化变成煤气，在经过水煤气变换后产生CO2和H2，其中气体压力和CO2浓度都很高，很容易对CO2进行捕集。该技术的优点是捕集系统小、能耗低，在效率以及对污染物的控制方面有很大的潜力，因此受到广泛关注。然而，IGCC发电技术仍面临着投资成本太高、可靠性还有待提高等问题。
富氧燃烧采用传统燃煤电站的技术流程，但通过制氧技术，从空气中分离出氧气，采用高浓度的氧气与抽回的部分烟道气的混合气体来替代空气，这样得到的烟气中有高浓度的CO2气体，可以直接进行处理和封存。该技术路线面临的最大难题是制氧技术的投资和能耗太高，现在还没找到一种廉价低耗的能动技术。
燃烧后捕集即在燃烧排放的烟气中捕集CO2，燃烧后捕集技术适用于任何一种火力发电厂，可以应用于新电厂也可以对原有电厂升级改造。此项技术也相对成熟，是未来减排市场中最具潜力的技术。
燃烧后捕集二氧化碳技术，是最适合的从燃料发电厂捕集二氧化碳的商业化技术，目前在天然气加工和炼油工业中已有极好的应用。然而，现有捕集工艺的电效率较低，结果是由于实质性的抽汽需要提供再生所需溶剂的热量导致汽轮机功率下降。通过尾气中的O2、SOx、NOx和微颗粒等的溶剂化学降解和热再生工艺中的溶剂热降解会增加溶剂填装成本并降低电厂的安全性。且溶蚀会带来无预期的停工、生产损失并缩短设备的使用寿命，它对电厂的经济效益有直接的影响。为了使燃烧后捕集技术在不同规模的电厂中得到商业化应用，还需要开发高可靠性、低投入和低运营成本的燃烧后捕集技术。
发明内容
发明要解决的问题
本发明旨在解决现有的燃烧后捕集CO2技术存在的物料、能源利用率低、安全性、运行成本有待提高的问题，提供一种二氧化碳捕集全过程集成系统、使用该系统捕集二氧化碳的方法。通过该捕集系统和捕集方法，在发电厂原有的捕集设备的基础上无需经过大量的系统升级改造，就可获得可靠性高、投入低、运营成本极大降低的二氧化碳捕集技术。
用于解决问题的方案
本发明人通过研究原料气的条件、不同吸收溶剂、蒸气和吸收液进料量、体系物料循环速度等对系统的影响，从能源利用和降低操作成本的角度出发，对系统的动力学、热力学进行优化，获得了最佳的二氧化碳捕集方案。
更具体的，本发明如下，通过以下方案来解决发明要解决的技术问题：
（1）一种用于从源气体中除去目标气体成分的方法，所述方法包括：
a）包含目标气体成分的源气体流经吸收塔，在其内部的填充床中与逆流的吸收液流混合，进行气体吸收，吸收后的贫气体从吸收塔的顶部离开，进入水洗塔循环洗涤和除沫，之后离开系统，
b）水洗塔的循环的过量水一部分循环至水洗塔顶部使用，
c）来自吸收器底部的富液被泵送至贫-富液热交换器，与来自再生塔底流出的贫液进行热交换，富液在其中被加热，然后进入到再生塔的顶部，
d）在再生塔中，富液被上升的水蒸气汽提，得到的贫液从再生塔底部离开，经贫-富液热交换器被冷却后供至吸收塔顶部作吸收液，
e）包含目标气体的汽提蒸气混合物从再生塔的顶部离开，经过冷凝器，其中大部分水蒸气在气液分离器中冷凝，剩余的目标气体和水蒸气离开气液分离器，冷凝水经水洗被循环回系统中，目标气体被转移到储存部，
f）来自气液分离器的冷凝物被再次引入到吸收塔或水洗塔顶部。
（2）根据上述（1）所述的方法，其特征在于，所述步骤c）是将来自吸收器底部的富液分流成两股，其中部分单独去往再生塔，部分与再生塔顶排出的蒸气混合物热交换后进入再生塔。
（3）根据上述（1）或（2）所述的方法，其特征在于，来自吸收塔底部的富液在进入再生塔以前，与来自再生塔底部的贫液进行两次以上的热交换，和/或与再生塔顶排出的蒸气混合物进行热交换。
（4）根据上述（1）～（3）任一项所述的方法，其特征在于，水洗塔的循环的过量水的另一部分与来自吸收塔底的小部分富液汇集后流入再生塔顶部。
（5）根据上述（1）～（3）任一项所述的方法，其特征在于，水洗塔的循环的过量水的另一部分被引入到吸收塔中作为吸收液。
（6）根据上述（1）～（3）任一项所述的方法，其特征在于，来自再生塔底部的贫液与来自气液分离器的冷凝物、来自水洗塔的部分水洗后液体结合，被泵回到吸收塔作吸收液。
（7）根据上述（2）所述的方法，其特征在于，富液的分流比为70：30～95：5。
（8）根据上述（1）或（2）所述的方法，其特征在于，还包括用于供给再生塔蒸气的再沸器，所述再沸器从富液分离目标气体并形成目标气体的塔顶蒸气流和水。
（9）使用上述（1）～（8）任一项的方法捕集目标气体的集成系统，其特征在于，该集成系统包括用于执行所述方法步骤的工艺流程装置，所述工艺流程装置包括进行目标气体吸收的吸收塔、对贫气体进行水洗的水洗塔、热交换器、用于汽提的再生塔、气液分离器、分流器。
本发明中，优选所述目标气体是酸性气体，更优选目标气体为CO2。所述源气体优选为火力发电厂燃烧后的烟气。
发明的效果
申请人结合其在北京低碳清洁能源研究所研究、开发燃烧后二氧化碳捕集技术的经验，通过大量的实验室研究，对现有的传统型CO2捕集工艺中的物料分配和换热单元进行重新的工艺设计，从而得到物料使用率、能耗均得到明显优化的CO2的捕集技术。结果表明，使用本发明的二氧化碳捕集技术可使捕集能耗降低至2.4GJ/每吨CO2，比传统型CO2捕集工艺降低蒸气消耗量18%左右，冷却水流量降低17%左右，电耗仅增加3.6%，综合考虑，CO2捕集成本大幅降低。
附图说明
图1是表示传统型燃烧后CO2捕集工艺的简易流程图
图2是表示传统型燃烧后CO2捕集工艺的流程图。
图3是表示本发明的富液分流型CO2捕集工艺的流程图。
图4是表示本发明的富液多级换热型CO2捕集工艺的流程图。
图5是表示本发明的交叉换热型CO2捕集工艺的流程图。
具体实施方式
本发明为采用化学吸收法捕集燃烧后的烟气中的CO2的全过程捕集系统。该法基于烟气中CO2分压低的特性，脱除CO2的实质是利用碱性吸收剂溶液与烟气中的CO2接触并发生化学反应，形成不稳定的盐类，而盐类在一定的条件下（加热或闪蒸等）会逆向分解释放出CO2而再生，从而达到将CO2从烟气中分离脱除。
吸收溶剂的选择是燃烧后二氧化碳捕集技术的核心，吸收溶剂的选择依据循低能耗低、高吸收率、高吸收负荷的原则，同时也要考虑吸收溶剂的稳定性、低腐蚀性和环保性。化学吸收法是利用CO2溶于水显弱酸性的特点，采用碱性溶液进行酸碱化学反应，然后借助逆反应实现溶剂/CO2再生。可在本发明中使用的CO2吸收剂有醇胺溶液、强碱溶液、热苛性钾溶液等。考虑碱性盐溶液的高再生能耗和严重的腐蚀性，优选使用醇胺溶液，包括伯胺、仲胺、叔胺、空间位阻胺、对二氮己环、氨基酸盐，更优选单乙醇胺（MEA）与二乙醇胺（DEA）、甲基二乙醇胺（MDEA）。
使用醇胺溶液吸收CO2的反应机理如下：
碳酸氢盐的形成：
氨基甲酸酯形成：
氨基甲酸酯可逆反应
上式（3）～（5）中，R表示-H或-亚烷基-OH，R’表示-H或-亚烷基-OH，两者不同时为氢。这些反应都是可逆的，随着温度、溶液表面上二氧化碳的分压的变化，其平衡可向左或右边移动。醇胺溶液吸收二氧化碳反应为放热反应，当温度较低时，反应向正反应方向进行，反之则向逆反应方向进行。
传统的燃烧后二氧化碳捕集系统的工艺流程可参考图1所示。脱碳系统安装在脱硫（FGD）系统之后，脱硫后的烟气在风机作用下，经过脱水冷却后由吸收塔储液槽液面之上进入吸收塔，烟气自下而上流动，与从上部入塔的吸收液形成逆流接触，使CO2被吸收液吸收而得以脱除。净化后的脱碳烟气从塔顶排出。由于吸收液具有较高的蒸气压，为了减少吸收液随烟气带出而造成的吸收液损失和大气污染，在吸收塔顶部设置循环洗涤和除雾装置。吸收塔中部为气液接触部分，这部分主要通过填料来强化气液接触，加强吸收液对CO2的吸收，塔内一般布置气液分布器，使吸收液能够均匀地进入填料。吸收塔底为吸收液储槽，吸收了CO2的富液被储存在该区域，并通过富液泵抽至再生塔。为减少富液再生时蒸气的消耗量，利用再生后的贫液的余热对富液进行加热，同时也达到冷却再生溶液的目的。富液从再生塔上部进入，通过汽提解吸部分CO2，然后进入再沸器，使其中的CO2进一步解吸。解吸了CO2后的贫液由再生塔底流出，经换热后用泵送至水冷器，冷却后进入吸收塔。吸收液往返循环构成连续吸收和解吸CO2的工艺过程。从再生塔出来的CO2及蒸气混合物通过冷却器冷凝，经由气液分离器气液分离，冷凝水通过回流返回系统，分离出的CO2气体进入后续的压缩处理程序。为保持吸收液的清洁，部分贫液可经过滤器过滤。为处理系统的降解产物降低吸收液损耗，还可设置吸收液回收加热装置。
这里需要说明的是，在本发明中，如无特别说明，“富液”、“富溶剂”可互换使用，它们是指吸收了大量目标的CO2气体的液体。“贫液”、“贫溶剂”可以互换使用，它们是指解析了大部分或全部CO2气体的液体。“贫气体”是指被吸收液吸收过目标气体后的气体。
上述传统型的燃烧后二氧化碳捕集系统中，主要的能耗来自于生产供给再生塔的汽提蒸气的能耗，其中汽提后的蒸气混合物夹带热量排出再生塔，以及被解析了CO2气体的贫液也需要冷却后才能供给到吸收塔，其中存在的大量的热量浪费。因此，需要对其工艺流程进行改进，以利用其中的被白白消耗的能量和物料，以达到最大化地利用能源，获得高度可靠性高、较少投入低、运营成本极大降低的二氧化碳捕集系统。
本发明人通过不断的工艺化实验，主要考察了原料气的条件、不同吸收溶剂、蒸气和吸收液进料量、体系物料循环速度等对系统的影响，从能源利用和降低操作成本的角度出发，对系统的动力学、热力学进行优化，获得了最佳的二氧化碳捕集方案。本发明的二氧化碳捕集系统主要利用多级换热工艺，使系统热量能够综合利用，极大地降低系统能耗；并采用尾气洗涤、气液分离等系统，充分回收尾气中的溶液；并保持整个捕集系统的水量平衡，降低溶液和水的消耗，从而解决现有的燃烧后CO2捕集的高能耗和高费用的问题。
本发明的二氧化碳捕集系统主要通过以下装置来实现。
吸收塔和再生塔
吸收塔和再生塔是捕集系统的关键设备，属于汽液传质设备，占总设备成本的50%以上。本发明的吸收塔和再生塔可以利用现有已知的工业装置，特别是无需对现有电厂中燃烧后气体净化装置作根本的改造，可以原样利用，能极大的降低工厂使用本发明方法的成本。其中吸收塔可以使用气体以气泡形态分散在液相中的板式塔、鼓泡吸收塔、搅拌鼓泡吸收塔；或者液体以液滴状分散在气相中的喷射器、文氏管、喷雾塔；或者液体以膜状运动与气相进行接触的填料吸收塔和降膜吸收塔。在吸收塔内气液两相的流动方式可以逆流也可并流。优选逆流方式，即吸收剂以塔顶加入自上而下流动，与从下向上流动的源气体接触，吸收了待吸收物质的液体从塔底排出，净化后的气体从塔顶排出。
吸收液的流量可控制在60～90m3/h，温度为室温～40℃，所用吸收液为醇胺溶液，优选一乙醇胺（MEA），二乙醇胺（DEA），一乙醇胺和甲基二乙醇胺的混合溶液。
再生塔是将吸收了CO2的富溶剂通过高温蒸气使CO2在其中解析的装置。引入再生塔中进行汽提的低压蒸气流量可控制在20～30吨/小时，温度为130～140℃。
再沸器
再沸器是本发明捕集工艺系统中溶剂再生的关键设备，具有供热、产生蒸气（以降低CO2分压）和使残余CO2进一步从溶液中解吸等多项功能。再沸器是一个能够交换热量、同时又有汽化空间的一种特殊热交换器。在再沸器中的物料液位和再生塔液位在同一高度。从再生塔底提供液相进入到再沸器中，使在再沸器中有25～30%的液相被汽化。被汽化的两相流被送回到再生塔中，返回塔中的气相组分向上通过填料，而液相组分掉回到塔底。物料在再沸器中受热膨胀至汽化、密度变小，从而离开汽化空间，顺利地返回到再生塔里，返回塔中的气液两相，气相向上通过填料层，而液相受到重力作用掉落到塔底。由于静压差的作用，塔底会不断地补充被蒸发掉的那部分液位。
在再沸器中低压蒸气条件为20～25吨/小时流量、130～140℃，该低压蒸汽与再生塔底富液进行热交换，交换后的富液温度从100℃左右被加热到120℃左右，CO2被解析出来，解析CO2后的的贫液流量为70～90m3/h，温度为120℃左右。
换热系统
本发明主要通过在现有的CO2捕集工艺系统中合理地设置多级热交换器，从而充分有效地利用体系运行中的热量，降低能耗。虽然降低能耗是在目前节能减排的整体环境中的一个必然要求，但是如何有效利用体系能量以及兼顾体系的物料平衡是在工艺流程设计中较难解决的问题，需要通过大量的实践才能获得一种各方面都较为合理有效地工艺流程。
本发明使用的热交换器是工艺流程中常用的液液热交换器、气液热交换器。其通过在CO2捕集系统中布置多台换热设备，包括贫富液热交换器、再生液冷却器、贫液冷却器来充分利用捕集系统中的热量。其中最为重要的是设置贫富液热交换器，其利用来自再生塔底的贫液的余热对来自吸收塔底的低温富液进行加热，同时也达到冷却再生溶液的目的，以达到减少富液再生的蒸气消耗量。在设置一级贫富液热交换器的情况下，富液流被从45～60℃加热到100～110℃左右的范围（此时的富液流温度较接近汽提温度），贫液流从110～120℃冷却到90～100℃左右的范围，此时贫液流的温度仍较高，可根据需要再设置多级热交换器使其接近供入吸收塔的吸收液的温度（室温～40℃）。
基于来自再生塔底的贫液与来自吸收塔底的富液的温差较大，可设置多级贫富液热交换器，使换热后的贫液温度接近吸收塔顶导入的吸收液的温度，以及换热后富液温度接近但低于汽提的温度。
此外，还可以在再生塔顶部后设置热交换器，用于将部分富液流与再生塔顶排出的蒸气混合物进行热交换器，利用高温蒸气加热富液流后导入再生塔，同时也冷却蒸气混合物。
水洗塔
水洗塔为用于对吸收塔顶排出的净化烟气进行除沫的装置。由于吸收液具有较高的蒸气压，为了减少吸收液随烟气带出而造成吸收液损失和大气污染，水洗塔可以兼具循环洗涤和除雾、除沫的功能。同时，水洗塔中使用的水洗液通常为清洁水，其可以循环使用，也可以分离出一部分供至吸收塔作为吸收液或与富液流的一部分汇集后供至再生塔顶，该分流出来的一部分水洗液可以用来调节整个系统内的物流分配。
气液分离器
在再生塔顶部之后可设置气液分离器。气液分离器主要是将再生塔顶部产生的高温蒸气混合物降温，使水冷凝下来，与CO2气体分离。
溶液再回收装置
在回收CO2过程中，吸收溶剂中的O2、SOX、NOX等易于发生化学降解，也易发生热降解。溶液生产循环一段时间后，会产生一定量的热稳定性盐，影响溶液的吸收能力。为了降低降解而引起的溶剂损耗，可在本发明的CO2捕集系统中布置若干个溶剂回收再生装置，间歇性投入运行，从而将降解产物分解，溶剂回收利用。不可再生的降解产物从再生装置放出进行无害化处理。溶液再回收技术主要使用加热法(thermalreclaiming)、离子交换法(ionexchange)以及电渗析法(electrodialysis)，可根据不同溶液、不同降解机理采用不同再回收方法。
溶液过滤装置
为了使设备长期、高效、无故障地运行，必须保持溶剂的清洁。在长期的运行过程后，由于烟气的飞灰成分、设备腐蚀物、溶剂降解产物的累积，装置内不可避免会产生杂质，从而引起溶液发泡及腐蚀，因此，还可以在溶剂进入吸收塔的贫液管路的旁路上设置活性炭过滤器进行过滤。同时，根据溶液分析得到的污染程度，调整溶液通过过滤器的比例，来保持溶液的清洁。
装置水平衡系统
由于在再生塔内解吸后的CO2温度在100℃左右，携带了大量饱和水，还有极低浓度的吸收溶液，为了回收部分水分和溶液，维持系统水平衡及溶液浓度稳定，可以在再生塔后布置冷凝器和气液分离器。从气液分离器分离出的液态水经回流补液泵输送到再生塔顶部喷淋，能够降低塔顶温度，保证再生塔内温度梯度，同时也维持系统水平衡。
本发明通过具有上述装置的CO2捕集系统，特别是通过优化设计的换热系统，能极大地减少CO2捕集中的能量损耗，并能充分地利用现有的物料，CO2捕集成本大幅降低。
下面通过实施例、比较例对本发明进行具体说明。本领域技术人员可以理解本发明可以在说明的具体实例的基础上进行适当的组合、变形，这些实施例并不对本发明的保护范围构成任何限制。
实施例1（富液分流型）
下面参照图3来说明使用本发明优化后的CO2捕集工艺系统进行CO2捕集的工艺步骤。该捕集工艺可以应用于火力发电厂燃烧排放的烟气中的CO2捕集。该来自烟气的原料气温度为50℃，原料气压力为0.03MPa，原料气组成为：CO2为51.95v/v%，H2为19.74v/v%，CO为9.71v/v%，CH4为16.09v/v%，H2O为0.87v/v%，N2为1.64v/v%，均是以体积百分含量计。进入吸收塔的烟气流量为5000Nm3/h。
在风机的作用下，上述原料气（也称为烟气）经脱水冷却后（温度35℃）由吸收塔储液槽液面之上进入吸收塔C101，自下而上流动。从吸收塔C101上部供入吸收液（流量76m3/h、温度40℃、成分组成：CO2负载量为0.21mol/mol的30wt%单乙醇胺溶液），与上升的烟气形成逆流接触，使CO2得以脱除。净化后的脱碳烟气从塔顶排出，进入水洗塔C101a进行除沫，除沫后的净化气排空。
吸收塔C101中部为气液接触部分，这部分主要通过填料来强化气液接触，加强吸收液对CO2的吸收，塔内布置气液分布器，使吸收液能够均匀地进入填料。塔底为吸收液储槽，吸收了CO2的液体（称为富液）被储存在该区域，并通过泵P101将富液泵至再生塔C102。吸收过程持续20分钟。
富液流A109（流量78m3/h、58℃，CO2负载量为0.49mol/mol）在分流器SPLT-100处分流，其中90%的液流去往再生塔C102，10%的液流去往热交换器E106与再生塔顶排出的CO2与蒸气混合物进行热交换后，至温度为88℃，进入再生塔C102。
去往再生塔C102的富液流A110在热交换器E102与再生塔底流出的贫液（CO2被解吸后的吸收液）进行热交换，利用再生后的贫液（120℃）的余热对富液进行加热，以减少富液再生时的蒸气消耗量，同时也达到冷却再生贫液（至95℃）的目的。热交换后的贫液经水冷器E101冷却到40℃后泵入吸收塔C101中，循环作为吸收液。吸收液往返循环构成连续吸收和解析CO2的工艺过程。热交换后的富液（108℃）从再生塔上部进入，通过汽提解吸部分CO2，再在再沸器E105进行再沸，使其中的CO2进一步解吸。汽提是通过向再生塔C102引入低压蒸气（135℃，22.9吨/小时）来进行的。
从再生塔顶排出的CO2及蒸气混合物（温度122℃、流量4.32吨/小时）在热交换器E106与液流A113（10%的富液流A112+来自水洗塔的水洗液AW109）进行热交换使温度达到106℃，然后导入到热交换器E104水冷，温度进一步降低到85℃，接着导入到气液分离器V102中，进行气液分离。分离出的CO2气体进入后续的压缩处理程序，分离得到的液体（温度55℃）经泵P104、分流器MIX-101、水冷器E103（40℃）导入水洗塔C101a。
由于吸收液具有较高的蒸气压，为减少吸收液随烟气带出而造成吸收液损失和造成大气污染，从吸收塔顶排出的烟气进入水洗塔进行循环洗涤和除沫。水洗塔C101a的除沫过程为：将CO2气液分离器V102分离得到的液体水经泵P104、分流器MIX-101与外部供水在水冷器E103中热交换（得到水流的温度40℃、流量5.32吨/小时），然后供入水洗塔C101a，对脱碳烟气进行水洗，洗后的液体水经泵P103，部分（85%）与来自气液分离器V102的水汇集后循环至水洗塔C101a，部分（比例15%）与来自吸收塔C101的第2股富液流a112（10%）汇集后进入热交换器E106。
在再生塔底将低压蒸气LP102（低压蒸气135℃，22.9吨/小时）经再沸器E105与再生塔底富液换热后，富液被加热到122℃，CO2气体被解析出来，经由再生塔顶排出，解析CO2后的贫液（流量76m3/h、122℃）经由再生塔底排出。
实施例2（富液多级换热型）
下面参照图4来说明使用本发明的富液多级换热型CO2捕集工艺系统进行CO2捕集的工艺步骤。在图4中，从吸收塔C101底流出的富液先由第一级贫富液热交换器E102加热到一定温度，被加热的富液经第二级热交换器E106被再生塔顶排放的CO2气体加热，富液继续经第三级热交换器XCHG-102被再生塔底流出的贫液加热，最后由再生塔顶部流进。该过程不仅充分预热富液，节能了再生蒸气量，同时也冷却了贫液，进一步节省了冷却水用量。
具体过程如下：
采用与实施例1一样组成的烟气（温度和压力也与实施例1相同），在风机的作用下，上述原料气经脱水冷却后（温度35℃）由吸收塔储液槽液面之上进入吸收塔C101，自下而上流动。从吸收塔C101上部供入吸收液（流量76m3/h、温度40℃、成分组成：CO2负载量为0.21mol/mol的30wt%单乙醇胺溶液），与上升的烟气形成逆流接触，使CO2得以脱除。净化后的脱碳烟气从塔顶排出，进入水洗塔C101a进行除沫，除沫后的净化气排空。
吸收塔C101中部为气液接触部分，结构和作用与实施例1的吸收塔相同。吸收了CO2的富液被储存在塔底的吸收液储槽，接着通过泵P101将富液泵至再生塔C102。吸收过程持续20分钟。
去往再生塔C102的富液流A109（流量78m3/h、58℃，CO2负载量为0.49mol/mol的溶剂）在热交换器E102与再生塔底流出的贫液进行第一级贫富液热交换，利用再生后的贫液的余热对富液进行加热至77℃，以减少富液再生时的蒸气消耗量，同时也达到冷却再生贫液（至63℃）的目的。热交换后的贫液经水冷器XCHG-101冷却到40℃后，与来自气液分离器V102分离CO2后的液体水、来自水洗塔C101a的部分（比例84:5:11）循环的过量水在分流器MIX-100处汇集后，泵入吸收塔C101中，循环作为吸收液。吸收液往返循环构成连续吸收和解析CO2的工艺过程。第一级热交换后的富液（98℃）在热交换器E106处与再生塔顶排出的CO2（123℃）进行第二级热交换，从而加热富液至90℃，然后富液继续在热交换器XCHG-102处与再生塔底流出的贫液A117（123℃）进行第三级热交换，被加热到109℃后从再生塔上部进入，通过汽提解吸部分CO2，再在再沸器E105进行再沸，使其中的CO2进一步解吸。汽提是通过向再生塔C102引入低压蒸气（135℃，23.1吨/小时）来进行的。
从再生塔顶排出的CO2及蒸气混合物（温度123℃、流量4.32吨/小时）在热交换器E106与富液进行热交换使温度达到92℃，然后导入到水冷器XCHG-103水冷，温度进一步降低到85℃，接着导入到气液分离器V102中，进行气液分离。分离出的CO2气体进入后续的压缩处理程序，分离得到的液体（温度55℃）在分流器MIX-100与贫液流、水洗塔洗后液流汇集。
从吸收塔顶排出的烟气进入水洗塔进行循环洗涤和除沫。水洗塔C101a的除沫过程为：将温度为40℃、流量5.32吨/小时水流供入水洗塔C101a，对脱碳烟气进行水洗，洗后的液体水经泵P103，部分（11%）与来自气液分离器V102的水、贫液汇集后循环至吸收塔C101，部分（比例5%）经水冷器E103水冷至40℃后再次导入水洗塔C101a中。
在再生塔底将低压蒸气LP102（低压蒸气135℃，23.1吨/小时）经再沸器E105与再生塔底富液换热后，富液被加热到122℃，CO2气体被解析出来，经由再生塔顶排出，解析CO2后的贫液（流量76m3/h、122℃）经由再生塔底排出。
实施例3（交叉换热型）
下面参照图5来说明使用本发明的交叉换热型CO2捕集工艺系统进行CO2捕集的工艺步骤。在图5中，从吸收塔底流出的富液先由第一级贫富液热交换后分流，一部分流经第二级贫富液热交换器与高温贫液进行热量交换，其余经由热交换器与再生塔顶产品气体进行换热。
具体过程如下：
采用与实施例1一样组成的烟气（温度和压力也与实施例1相同），在风机的作用下，上述原料气经脱水冷却后（温度35℃）由吸收塔储液槽液面之上进入吸收塔C101，自下而上流动。从吸收塔C101上部供入吸收液（流量76m3/h、温度40℃、成分组成：CO2负载量为0.21mol/mol的30wt%单乙醇胺溶液），与上升的烟气形成逆流接触，使CO2得以脱除。净化后的脱碳烟气从塔顶排出，进入水洗塔C101a进行除沫，除沫后的净化气排空。
吸收塔C101中部为气液接触部分，结构和作用与实施例1的吸收塔相同。吸收了CO2的富液被储存在塔底的吸收液储槽，接着通过泵P101将富液泵至再生塔C102。吸收过程持续20分钟。
去往再生塔C102的富液流A109（流量78m3/h、58℃，CO2负载量为0.49mol/mol的溶剂）在热交换器E102与再生塔底流出的贫液进行第一级贫富液热交换，利用再生后的贫液的余热对富液进行加热至75℃，以减少富液再生时的蒸气消耗量，同时也达到冷却再生贫液（至63℃）的目的。热交换后的贫液经水冷器XCHG-101冷却到40℃后，与来自气液分离器V102分离CO2后的液体水、来自水洗塔C101a的部分（比例5%）循环的过量水在分流器MIX-100处汇集后，泵入吸收塔C101中，循环作为吸收液。吸收液往返循环构成连续吸收和解析CO2的工艺过程。第一级热交换后的富液（75℃）在分流器SPLT-100处分流，其中88%的液流去往再生塔C102，12%的液流去往热交换器E106与再生塔顶排出的CO2与蒸气混合物进行热交换，至温度为91℃，导入再生塔C102上部。从分流器SPLT-100处分流的88%的液流在热交换器XCHG-102处与来自再生塔底的高温贫液（122℃）进行第二级贫富液热交换，交换后的富液温度112℃，贫液温度93℃，将此时的富液导入再生塔C102的上部。接着通过汽提解吸部分CO2，再在再沸器E105进行再沸，使其中的CO2进一步解吸。汽提是通过向再生塔C102引入低压蒸气（135℃，22.6吨/小时）来进行的。
从再生塔顶排出的CO2及蒸气混合物（温度122℃、流量4.32吨/小时）在热交换器E106与富液进行热交换使温度达到104℃，然后导入到水冷器XCHG-103水冷，温度进一步降低到85℃，接着导入到气液分离器V102中，进行气液分离。分离出的CO2气体进入后续的压缩处理程序，分离得到的液体（温度55℃）在分流器MIX-100与贫液流、水洗塔洗后液流汇集后，导入吸收塔C101中。
从吸收塔顶排出的烟气进入水洗塔进行循环洗涤和除沫。水洗塔C101a的除沫过程为：将温度为40℃、流量5.32吨/小时水流供入水洗塔C101a，对脱碳烟气进行水洗，洗后的液体水经泵P103，部分（11%）与来自气液分离器V102的水、贫液汇集后循环至吸收塔C101，部分（比例5%）经水冷器E103水冷至40℃后再次导入水洗塔C101a中。
在再生塔底将低压蒸气LP102（低压蒸气135℃，22.6吨/小时）经再沸器E105与再生塔底富液换热后，富液被加热到122℃，CO2气体被解析出来，经由再生塔顶排出，解析CO2后的贫液（流量76m3/h、122℃）经由再生塔底排出。
实施例4（富液分流型）
除了所使用的吸收液溶剂替换成包含单乙醇胺（30wt%）和甲基二乙醇胺（28wt%）的混合水溶液以外，其他工艺流程和条件与实施例1相同，进行二氧化碳的捕集。所得的蒸气消耗量结果示于之后的表1中。
对比例1（传统捕集型）
下面参照图2来说明使用传统的CO2捕集工艺系统进行CO2捕集的工艺步骤。在图2中，为了减少富液再生时蒸气的消耗量，也通过贫富液热交换器E102利用再生后的贫液的余热对富液进行加热，同时也达到冷却再生溶液的目的。其与本申请实施例1的区别主要是未设置将富液分流的分流装置SPLT-100、将气液分离器获得的液体水经热交换后供入水洗塔的工艺路线、将来自水洗塔的部分洗后液体与来自吸收塔的第2股液流汇集进入热交换器的工艺路线。
采用与实施例1一样组成的烟气（温度和压力也与实施例1相同），在风机的作用下，上述烟气经脱水冷却后（温度35℃）由吸收塔储液槽液面之上进入吸收塔C101，自下而上流动。从吸收塔C101上部供入吸收液（流量76m3/h、温度40℃、成分组成：CO2负载量为0.21mol/mol的30wt%单乙醇胺溶液），与上升的烟气形成逆流接触，使CO2得以脱除。净化后的脱碳烟气从塔顶排出，进入水洗塔C101a进行除沫，除沫后的净化气排空。
吸收塔C101中部为气液接触部分，结构和作用与实施例1的吸收塔相同。吸收了CO2的富液被储存在塔底的吸收液储槽，并通过泵P101将富液泵至再生塔C102。吸收过程持续20分钟。
富液流A109（流量78m3/h、58℃，CO2负载量为0.49mol/mol的溶剂）去往再生塔C102，在热交换器E102与再生塔底流出的贫液（CO2被解吸后的吸收液）进行热交换，利用再生后的贫液的余热将富液加热到120℃，再生贫液冷却到95℃。热交换后的贫液经水冷器XCHG-101冷却到40℃后泵回到吸收塔C101中，循环作为吸收液。热交换后的富液（108℃）从再生塔C102上部进入，通过汽提解吸部分CO2，再经过再沸，使其中的CO2进一步解吸。汽提是通过向再生塔C102引入低压蒸气（135℃，22.9吨/小时）来进行的。
从再生塔顶排出的CO2及蒸气混合物（温度122℃、流量4.32吨/小时）导入到热交换器E106进行水冷，温度降低到85℃，接着导入到气液分离器V102中，进行气液分离。分离出的CO2气体进入后续的压缩处理程序，分离得到的液体（温度55℃）经导回再生塔中。
从吸收塔顶排出的烟气进入水洗塔C101a进行循环洗涤和除沫。水洗塔的除沫过程为：将温度40℃、流量5.32吨/小时的水流供入水洗塔，对脱碳烟气进行水洗，洗后的液体水经泵P103泵至水冷器E103处，经水冷至40℃后再次导入水洗塔。
在再生塔底将低压蒸气231（低压蒸气135℃，22.9吨/小时）经再沸器E105与再生塔底富液换热后，富液被加热到122℃，CO2气体被解析出来，经由再生塔顶排出，解析CO2后的贫液（流量76m3/h、122℃）经由再生塔底排出。
将上述实施例、对比例中所采用的冷却水流量、耗电量、蒸气消耗量进行统计。统计的方法为测量一个完整的工艺流程（吸收多少立方的烟气或者进行多少时间的吸收）中冷却水的总使用量、电机（泵）耗电量、再生塔底低压蒸气的供给量。将统计的结果分别列于下表1～3中。
表1：不同优化过程蒸气能耗的对比
表2：不同优化过程对冷却水流量的对比
表3：不同优化过程对风机和泵电耗的对比
从表1可以看出，本发明的实施例1～3所采用的三种优化的CO2捕集工艺与传统型的CO2捕集工艺相比，对溶液再生蒸气的消耗有大幅的降低，最高可达17.28%（实施例3）。而从表2来看，本发明的实施例1～3所采用的三种优化的CO2捕集工艺与传统型的CO2捕集工艺相比，冷却水流量也有大幅的降低，最高可达17%（实施例3）。而从表3来看，本发明的实施例1～3所采用的三种优化的CO2捕集工艺由于通过多级和分流换热等更为复杂的系统，电耗略有提高，以设计最为复杂的交叉换热型的电耗为最高。不过综合考虑，该三种CO2捕集工艺对系统的总能耗、物耗进行了优化，降低了CO2捕集成本。
产业上的可利用性
本发明的CO2捕集技术通过研发先进高效的复合型CO2吸收溶剂、以及通过开发出新型热量和动力综合利用优化系统，能够解决CO2捕集的高能耗和高费用问题，在能源利用和降低操作成本方面相比传统的燃烧后CO2捕集技术有着卓越的效果。
Claims (7)
1.一种用于从源气体中除去目标气体成分的方法，所述方法包括：
a)包含目标气体成分的源气体流经吸收塔，在其内部的填充床中与逆流的吸收液流混合，进行气体吸收，吸收后的贫气体从吸收塔的顶部离开，进入水洗塔循环洗涤和除沫，之后离开系统，
b)水洗塔的循环的过量水一部分循环至水洗塔顶部使用，
c)来自吸收塔底部的富液被泵送至贫-富液热交换器，与来自再生塔底流出的贫液进行热交换，富液在其中被加热，然后进入到再生塔的顶部，
d)在再生塔中，富液被上升的水蒸气汽提，得到的贫液从再生塔底部离开，经贫-富液热交换器被冷却后供至吸收塔顶部作吸收液，
e)包含目标气体的汽提蒸气混合物从再生塔的顶部离开，经过冷凝器，其中大部分水蒸气在气液分离器中冷凝，剩余的目标气体和水蒸气离开气液分离器，冷凝水经水洗被循环回系统中，目标气体被转移到储存部，
f)来自气液分离器的冷凝物被再次引入到吸收塔或水洗塔顶部，
其中，所述步骤c)是将来自吸收器底部的富液分流成两股，其中部分单独去往再生塔，部分与再生塔顶排出的蒸气混合物热交换后进入再生塔，富液的分流比为70：30～95：5。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，来自吸收塔底部的富液在进入再生塔以前，与来自再生塔底部的贫液进行两次以上的热交换，和/或与再生塔顶排出的蒸气混合物进行热交换。
3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，水洗塔的循环的过量水的另一部分与来自吸收塔底的小部分富液汇集后流入再生塔顶部。
4.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，水洗塔的循环的过量水的另一部分被引入到吸收塔中作为吸收液。
5.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，来自再生塔底部的贫液与来自气液分离器的冷凝物、来自水洗塔的部分水洗后液体结合，被泵回到吸收塔作吸收液。
6.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，还包括用于供给再生塔蒸气的再沸器，所述再沸器从富液分离目标气体并形成目标气体的塔顶蒸气流和水。
7.使用权利要求1～6的任一项的方法捕集目标气体的集成系统，其特征在于，该集成系统包括用于执行所述方法步骤的工艺流程装置，所述工艺流程装置包括进行目标气体吸收的吸收塔、对贫气体进行水洗的水洗塔、热交换器、用于汽提的再生塔、气液分离器、分流器。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201310311488.5A CN103463934B (zh) | 2013-07-23 | 2013-07-23 | 一种从源气体中除去目标气体成分的方法和集成系统 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201310311488.5A CN103463934B (zh) | 2013-07-23 | 2013-07-23 | 一种从源气体中除去目标气体成分的方法和集成系统 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN103463934A CN103463934A (zh) | 2013-12-25 |
| CN103463934B true CN103463934B (zh) | 2016-01-06 |
Family
ID=49789107
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201310311488.5A Active CN103463934B (zh) | 2013-07-23 | 2013-07-23 | 一种从源气体中除去目标气体成分的方法和集成系统 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN103463934B (zh) |
Families Citing this family (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP3031511B1 (en) * | 2014-12-11 | 2018-03-07 | Union Engineering A/S | Method for energy efficient recovery of carbon dioxide from an absorbent |
| CN104535723B (zh) * | 2014-12-25 | 2017-02-22 | 华能国际电力股份有限公司 | 一种变工况稠浆型二氧化碳捕集工艺测试系统 |
| WO2017027953A1 (en) * | 2015-08-20 | 2017-02-23 | Eco-Tec Ltd. | Process for stripping carbamate from ion exchange resin |
| CN105148683B (zh) * | 2015-08-21 | 2017-05-31 | 马鞍山艺诚机电有限公司 | 烟气中so2净化的负压多级嵌套吸收‑解析的柠檬酸盐工艺 |
| CN105251315B (zh) * | 2015-08-21 | 2017-05-31 | 马鞍山艺诚机电有限公司 | 烟气中so2净化的多级吸收‑解析的柠檬酸盐工艺 |
| CN105056711B (zh) * | 2015-08-21 | 2017-05-31 | 马鞍山艺诚机电有限公司 | 烟气中so2净化的多级嵌套吸收‑解析的柠檬酸盐工艺 |
| CN107149865A (zh) * | 2017-05-24 | 2017-09-12 | 华中农业大学 | 基于水蒸气传质强化余热回收的co2化学吸收系统与方法 |
| CN109701360B (zh) * | 2017-10-26 | 2022-07-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 低碳烯烃与醋酸共氧化产品气中二氧化碳的脱除与利用装置与方法 |
| CN108568192A (zh) * | 2018-04-25 | 2018-09-25 | 青岛海山减碳环保科技有限公司 | 一种二氧化碳优化捕集工艺 |
| CN108404612A (zh) * | 2018-04-25 | 2018-08-17 | 青岛海山减碳环保科技有限公司 | 一种富液多级换热型二氧化碳捕集系统及工艺 |
| CN108744893B (zh) * | 2018-07-12 | 2024-02-27 | 华中农业大学 | 基于热管强化热回收的co2化学吸收系统与方法 |
| CN112387071A (zh) * | 2019-08-16 | 2021-02-23 | 国家能源投资集团有限责任公司 | Co2捕集方法和装置 |
| JP7332404B2 (ja) * | 2019-09-12 | 2023-08-23 | 株式会社東芝 | 二酸化炭素回収システムおよびその運転方法 |
| CN113181743B (zh) * | 2021-05-21 | 2022-12-23 | 中国纺织科学研究院有限公司 | 处理粘胶纤维生产废气中二硫化碳的方法 |
| CN113828120A (zh) * | 2021-11-01 | 2021-12-24 | 中国船舶重工集团公司第七一一研究所 | 一种低能耗船舶柴油机烟气co2捕集系统 |
| CN115212709A (zh) * | 2022-07-16 | 2022-10-21 | 碳索(杭州)能源环境科技有限公司 | 一种化学法烟气二氧化碳捕集系统及其捕集方法 |
-
2013
- 2013-07-23 CN CN201310311488.5A patent/CN103463934B/zh active Active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| "醇胺吸收法烟气脱碳工艺流程的改进与优化模拟";奚飞等;《化工进展》;20121231;第236-239页 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN103463934A (zh) | 2013-12-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN103463934B (zh) | 一种从源气体中除去目标气体成分的方法和集成系统 | |
| EP2796183B1 (en) | Method for capturing carbon dioxide in power station flue gas and device therefor | |
| KR101474929B1 (ko) | 가스 흐름으로부터 가스 성분을 회수하기 위한 방법 및 흡착 조성물 | |
| EP2200731B1 (en) | Improved method for regeneration of absorbent | |
| AU2010223425B2 (en) | Method and plant for amine emission control | |
| CN101835524B (zh) | 从原料气中除去二氧化碳 | |
| US7901488B2 (en) | Regeneration of an aqueous solution from an acid gas absorption process by matrix stripping | |
| CN201244430Y (zh) | 燃煤电厂烟气中二氧化碳捕集装置 | |
| CN109126392B (zh) | 一种采用离子液体进行烟气中co2捕集的装置及工艺 | |
| Jiang et al. | Piperazine-promoted aqueous-ammonia-based CO2 capture: Process optimisation and modification | |
| CN101314102A (zh) | 燃煤电厂烟气中二氧化碳捕集方法和装置 | |
| CN103189126B (zh) | 从氨基co2吸收剂溶液去除非挥发物 | |
| US20210220771A1 (en) | Post-combustion co2 capture with heat recovery and integration | |
| EP1551532A2 (en) | Improved split flow process and apparatus | |
| KR20120112604A (ko) | 포집 매질의 재생방법 | |
| US20160166976A1 (en) | Split line system, method and process for co2 recovery | |
| CN202387354U (zh) | 一种高效低能耗捕集电站烟气中二氧化碳的设备 | |
| CN102695553A (zh) | 基于醇的气体汽提方法 | |
| CN212166984U (zh) | Co2捕集系统 | |
| EP2668994A1 (en) | Integrated CO2 phase changing absorbent for CO2 separation system | |
| CN108404612A (zh) | 一种富液多级换热型二氧化碳捕集系统及工艺 | |
| CN115634561A (zh) | 火电厂二氧化碳捕集洗涤装置及方法 | |
| US8940261B2 (en) | Contaminant-tolerant solvent and stripping chemical and process for using same for carbon capture from combustion gases | |
| WO2013081460A1 (en) | Method for depleting an exhaust gas stream in gaseous acid | |
| CN115445423A (zh) | 氨法脱碳装置及其运行方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C53 | Correction of patent for invention or patent application | ||
| CB03 | Change of inventor or designer information |
Inventor after: Wang Baodong Inventor after: Sun Qi Inventor after: Ma Tongsuo Inventor before: Wang Baodong Inventor before: Sun Qi |
|
| COR | Change of bibliographic data |
Free format text: CORRECT: INVENTOR; FROM: WANG BAODONG SUN QI TO: WANG BAODONG SUN QI MA TONGSUO |
|
| C41 | Transfer of patent application or patent right or utility model | ||
| TA01 | Transfer of patent application right |
Effective date of registration: 20151111 Address after: 100081 Beijing Institute of South Road, Haidian District, North building, No. 115, No. 80 Applicant after: Wang Baodong Applicant after: Sun Qi Applicant after: Zuo Renliang Applicant after: Changzhou Bao Bao energy-saving environmental protection technology Co., Ltd. Address before: 100081 Beijing Institute of South Road, Haidian District, North building, No. 115, No. 80 Applicant before: Wang Baodong Applicant before: Sun Qi |
|
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| CB03 | Change of inventor or designer information | ||
| CB03 | Change of inventor or designer information |
Inventor after: Wang Baodong Inventor after: Sun Qi Inventor after: Mao Weibin Inventor before: Wang Baodong Inventor before: Sun Qi Inventor before: Ma Tongsuo |
|
| TR01 | Transfer of patent right | ||
| TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20170420 Address after: 266000 Qingdao, Shandong, Huangdao, Emei Mountain Road, No. 396, Optics Valley, software park, building 301, 51 Patentee after: Qingdao seamount carbon environmental protection technology Co., Ltd. Address before: 100081 Beijing Institute of South Road, Haidian District, North building, No. 115, No. 80 Co-patentee before: Sun Qi Patentee before: Wang Baodong Co-patentee before: Zuo Renliang Co-patentee before: Changzhou Bao Bao energy-saving environmental protection technology Co., Ltd. |