CN113631880A - Co2分离和液化系统及方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了诸如可用于化石燃料燃烧发电厂的碳捕捉和封存系统的CO2分离和液化系统。所述CO2分离和液化系统包括：用液态CO2冷却烟道气的第一冷却级；与第一冷却级耦连以压缩冷却的烟道气的压缩级；第二冷却级，其与所述压缩级和所述第一冷却级耦连以用CO2熔化来冷却经压缩的烟道气并将液态CO2提供给第一冷却级；和膨胀级，其与所述第二冷却级耦连以从烟道气提取固态CO2，该固态CO2在第二冷却级熔化以提供液态CO2。

Description

CO2分离和液化系统及方法
相关申请的交叉引用
本发明是2019年3月29日提交的美国临时专利申请NO.62/825,947的非临时申请，并要求该临时申请的优先权，其公开内容通过引用整体并入本文。
技术领域
本发明的实施例涉及CO2分离和液化，更具体地涉及利用废气作为致冷剂来液化CO2并将CO2从废气中分离的CO2捕捉技术。
背景技术
科学界通常认为全球气候变化或全球变暖是源自人类活动的CO2排放的结果。CO2排放的主要来源是用于能源生产的化石燃料的燃烧。为了减缓全球温度的上升，随着我们对能源需求的增加，社会必须减少排放到大气中的CO2量。减少CO2排放的一种方法是捕捉作为化石燃料燃烧发电厂的燃烧副产品而产生的CO2。碳捕捉和储存(CCS)技术从发电厂排放物(称为烟道气)中去除CO2，通常作为液态CO2被泵送并储存在地下以防止大气中CO2排放量增加。有大量研究针对改善碳捕捉的技术，包括利用CCS系统改造现有发电厂的技术。例如，CCS灵活性项目(FLECCS)是一项政府计划，旨在资助碳捕捉和存储(CCS)技术的开发，使发电机能够在高可变性可再生能源(VRE)渗透环境中改善对电网条件的响应。FLECCS对降低资本成本的碳捕捉技术具有重要意义。
不幸的是，现有的碳捕捉和储存(CCS)系统通常具有高资本成本。典型的CCS系统包括传统的胺基碳捕集技术和带有外部冷却或制冷系统的低温碳捕集技术。胺与CO2之间的可逆反应使胺适用于从包括烟道气在内的燃烧后废气中分离CO2。传统的胺基碳捕集技术往往具有高资本成本，是某些低温系统资本成本的4倍或更多。此外，如果不对电厂进行额外的改造，如热能储存(TES)，胺CCS技术可能无法满足FLECCS目标。
其他CCS系统还包括使用外部冷却或制冷循环的低温碳捕捉系统。外部冷却低温碳捕捉利用制冷系统来冷却加压的废气或烟道气。使用外部制冷系统允许在热交换过程中设计较小的温差，从而提高效率。不幸的是，更高的效率是以更高的资本成本为代价的，主要来自更大的热交换器。此外，外部冷却系统需要专门的致冷剂和多个热泵子系统，这会增加系统复杂性、运行挑战性并增加成本。此外，外部冷却的低温碳捕捉通常需要使用具有高全球变暖潜能值的致冷剂。例如，用于此类过程的典型致冷剂是R-14(四氟甲烷)，其100年全球变暖潜能值(GWP)估计超过6,500。这意味着R-14致冷剂回路中非常小的泄漏可以显著降低系统捕捉CO2的效果。
因此，希望有一种CCS系统，该系统通过使用模块化构造来改造现有的化石燃料燃烧发电厂使资本成本最小化。进一步期望具有使用与现有低温系统相比在相对大温差下运行的低成本热交换器的CCS系统，若在低温下运行其还可以适应固体冰和固态CO2的形成。除了废气本身之外不使用化学品或致冷剂的碳捕捉过程将减少环境足迹、运营和维护成本。
发明内容
根据本发明的一个方面，CO2分离和液化系统包括：用液态CO2冷却烟道气的第一冷却级；与第一冷却级耦连以压缩冷却的烟道气的压缩级；第二冷却级，其与所述压缩级和所述第一冷却级耦连以用CO2熔化来冷却经压缩的烟道气并将液态CO2提供给第一冷却级；和膨胀级，其与所述第二冷却级耦连以从烟道气提取固态CO2，该固态CO2在第二冷却级熔化以提供液态CO2。
根据本发明的另一方面，CCS系统包括：用待封存的CO2冷却烟道气的第一冷却级；与所述第一冷却级耦连以压缩已冷却的烟道气的压缩级；第二冷却级，其与所述压缩级耦连以用固态CO2冷却经压缩的烟道气，以及膨胀机，其与所述第二冷却级耦连以从烟道气中提取固态CO2，该膨胀机耦连到所述第一冷却级和所述第二冷却级以提供固态CO2和待封存的CO2。
根据本发明的又一方面，一种运行CO2液化系统的方法，包括：从烟道气发生器中提取烟道气，在第一压缩机中压缩烟道气，在由周围环境冷却的热交换器中冷却烟道气，使用液态CO2冷却来自热交换器的烟道气的第一股流，在第二压缩机中压缩该烟道气，通过熔化固态CO2来冷却烟道气并产生液态CO2，以及膨胀烟道气以提取固态CO2。
根据本发明的又一方面，用于发电厂的CCS系统包括：压缩空气的第一压缩机和耦连到第一压缩机以冷却被压缩空气的第一热交换器，所述第一热交换器由周围环境冷却。该CCS系统还包括耦连到发电厂以接收烟道气并耦连到第一热交换器以接收空气的第一冷却级，第一冷却级用液态CO2冷却烟道气和空气。该CCS系统还包括耦连到第一冷却级以接收并压缩空气的第二压缩机，耦连到第二压缩机以接收并冷却空气的第二冷却级，该第二冷却级耦连到第一冷却级以冷却并提取来自烟道气的CO2，并提供液态CO2，以及膨胀级，其耦连到第二冷却级以膨胀空气并将膨胀的空气提供给第二冷却级以冷却烟道气。
根据以下详细描述和附图，各种其他特征和优点将变得显而易见。
附图说明
附图图示了目前考虑用于实施本发明的优选实施例。
在附图中：
图1是根据本发明的一个实施例的耦连到联合循环发电厂和热能存储系统的具有级间加温膨胀(interwarming expansion)的CO2分离和液化系统的过程图。
图2是根据本发明的一个实施例的耦连到联合循环发电厂和热能存储系统的具有结霜膨胀(frosting expansion)的CO2分离和液化系统的过程图。
图3是根据本发明的一个实施例的具有级间加温膨胀的CO2分离和液化系统的过程图。
图4是根据本发明的一个实施例的具有空气布雷顿冷却的CO2分离和液化系统的过程图。
图5是根据本发明的一个实施例的具有结霜膨胀的CO2分离和液化系统的过程图。
图6是根据本发明的一个实施例，在CO2分离和液化系统中使用的热交换器的壁上积聚的CO2的曲线图。
具体实施方式
本发明的运行环境是针对用于来自化石燃料燃烧的废气的CO2分离和液化系统进行描述的。然而，本领域技术人员将理解，本发明同样适用于从其他碳气流中分离和液化CO2。虽然将针对用于燃烧化石燃料的发电厂的碳捕捉和封存系统来描述本发明的实施例，但是本发明的实施例同样适用于用于其他工业过程的CO2分离和液化。
参照图1，根据本发明的实施例，示出了具有级间加温膨胀的CO2分离和液化系统20。CO2分离和液化系统20被示为耦连到联合循环发电厂22，该联合循环发电厂22包括天然气发电厂24、煤蒸汽动力厂26和热能储存(TES)系统28。天然气发电厂24燃烧化石燃料(例如天然气)产生电力并且可以通过其废气或烟道气将热量排出到TES系统28。TES系统28耦连到煤蒸汽动力厂26以预热蒸汽动力厂中使用的水。煤蒸汽动力厂26燃烧化石燃料(例如煤)以产生电力并且可以通过其烟道气将热量排放到TES系统28。
热能储存系统，例如TES系统28，可以包括允许储存来自工业过程的过量热能以备后用的多种储存技术。热能储存可用于平衡白天和夜间之间或其他高可变能量需求时期的能量需求。例如于2015年10月21日提交并于2018年8月21日作为美国专利No.10,054,373号公布的美国专利申请序列NO.14/919,535公开了一种热俘获、储存和交换设备，其公开的内容通过引用整体并入本文。该设备包括接收热源流体的流体流的至少一个热交换和储存(TXES)阵列，以及至少一个可与TXES阵列一起运行的热发动机，其从TXES阵列提取热量并将其转化为机械能。
在优选实施例中，CO2分离和液化系统20可以直接或经由TES系统28间接地从天然气发电厂24和/或煤蒸汽动力厂26接收烟道气。CO2分离和液化系统20可以通过压缩、冷却然后膨胀烟道气以进一步降低其温度来利用烟道气作为自动致冷剂，使得来自烟道气的CO2结霜(例如，从气态变为固态)。由于CO2处于固相，于是它可以与其余的烟道气分离，转化为液态或过热状态，并被引导到地下进行封存。因此，CO2分离和液化系统20可以为联合循环发电厂22提供低温碳捕捉和封存(CCS)系统30。
CCS系统30的一个关键好处是它相对简单，因此资本成本非常低，但保持与其他碳封存系统效率上的竞争力。与要求高度复杂的制冷系统的其他低温碳捕捉和封存系统相比，CCS系统30可以使用烟道气作为唯一的致冷剂。这种方法的简单性为非常低的资本成本CCS系统提供了潜力，同时实现可接受的效率。
图1示出了CCS系统30首先在预冷却器32中冷却从TES系统28接收的烟道气以冷凝出水和酸，并使未来的压缩功最小化。此时，如果天然气发电厂24在使用中，则一些烟道气可再循环回到天然气发电厂24。未再循环的烟道气然后可被引导至一个或多个压缩机34，如果压缩热烟道气则通常称为热压缩机。在此级，烟道气可表现为类似空气的气体，因此在热压缩机中经历蒸汽压缩。在一个或多个压缩机34的每一个中压缩之后，烟道气在一个或多个压缩后热交换器36中进一步冷却。每个压缩后热交换器36优选地由周围环境冷却，并且更多水/酸被去除。在一个实施例中，压缩后热交换器36可以由来自周围环境的水冷却。图1示出了烟道气在三级热压缩机34和压缩后热交换器36中压缩和冷却。
接下来，烟道气优选进入烟道分流部38，其将烟道气分离成第一股流40和第二股流42并将每一股流引导至第一冷却级43，该第一冷却级包括两个平行的同流换热冷却过程。烟道气的第一股流40通过第一多个串联连接的热交换器44使用液体和/或超临界CO2冷却。烟道气的第二股流42通过第二多个串联连接的热交换器46使用N2冷却。将在下面更详细地描述，在封存CO2之前，可以使用从烟道气中提取的CO2来冷却烟道气的第一股流40。在提取CO2之后，可以使用来自烟道气的N2来冷却烟道气的第二股流42。即，烟道气的第二股流42可在其排出到大气之前使用环境(或接近环境)压力、富氮烟道气冷却。因此，第一股流40从提取的CO2回收冷却潜力，而第二股流42从富氮烟道气回收冷却潜力。
第一多个串联连接的热交换器44和第二多个串联连接的热交换器46(即，CO2和N2冷却器)每个优选地包括串联的三组相同的热交换器，尽管每个可以具有2、4或任何合适数量的热交换器。每个串联中的第一热交换器48(a)、48(b)优选地将烟道气冷却至刚好高于水的冰点的温度，这允许进一步从烟道气中去除水。每个串联中的第二热交换器50(a)、50(b)优选地将烟道气冷却至水开始在热交换器壁上结冰的温度。每个串联中的第三热交换器52(a)、52(b)优选地进一步冷却烟道气以从烟道气中去除额外的水和冰(例如，在一些实施例中达到接近220K)。额外的冰将会在第三热交换器52(a)、52(b)中的每一个上积聚，尽管其速度比第二热交换器50(a)、50(b)中的要慢，因为烟道气包含较少的水。
应当认识到，在第一多个串联连接的热交换器44和第二多个串联连接的热交换器46中积聚的冰应该定期去除，以防止其中的堵塞和不良的传热性能。为了去除积冰，第一多个串联连接的热交换器44和第二多个串联连接的热交换器46可以在每个相应的串联内定期交换，使得带有积冰的热交换器可以与高于水的冰点的CO2或富氮烟道流交换热量，从而迫使冰熔化。交换第一多个串联连接的热交换器44和第二多个串联连接的热交换器46允许先前在将要再生的水的冰点以下运行的热交换器，由于有水、SOx和其他冷凝物从其中排出。在44和46中的热交换器之后的烟道气中可能仍然有水，因此这种设备可能需要很少用的再生步骤，使这些单元的温度高于水的三相点以熔化积聚的冰。另一种处理水冰积聚的方法是在烟道气温度低于水的三相点之前安装脱水系统，这可以减少对这些热交换器再生过程的需求。
交换第一多个串联连接的热交换器44和第二多个串联连接的热交换器46可以包括通过将沿着烟道气(例如CO2流和富氮烟道流)的较冷部分工作的一个或多个热交换器移动到较热的部分来重新排序/重新布置它们各自串联中的热交换器，反之亦然，而不是通过更换结冰的热交换器以使它一旦从串联中取出就可以解冻。相比之下，传统的热交换器除冰方法可能需要关闭它们，将冷却运行中的一个换掉以解冻或以某种形式增加热量以熔化积冰。本发明的实施例通过降低与添加热量或从冷却运行移除热交换器相关联的成本来提供优于其他系统的能量益处。此外，本发明可以包括控制阀(未示出)，其包括在效率开始下降时定时交换串联热交换器的控制器，其可以优化串联的性能。
如图1所示，烟道气的第一股流40和第二股流42进入烟道混合器54，其将流合并以进入压缩级56和第二冷却级58。压缩级56可包括串联的第一压缩机60和第二压缩机62以压缩来自第一冷却级43的烟道气。第二冷却级58可以包括串联在第一压缩机60和第二压缩机62之间的第一热交换器64，以及位于第二压缩机62的下游的第二热交换器66。第一压缩机60和第二压缩机62可以称为冷压缩机，因为它们位于第一冷却级43的下游。第一压缩机60和第二压缩机62可以对以类似空气的状态存在的烟道气进行蒸汽压缩。
烟道气的第一股流40和第二股流42可以在低于水的冰点的温度下(例如，在一些实施例中为大约220K)离开第三热交换器52(a)、52(b)并且在被第一压缩机60压缩(例如在一些实施例中压缩到大约8.4巴，其中烟道气包含按体积计大约15％的CO2)之前混合在一起。然后烟道气可以进入第一热交换器64，在那里它优选地由接近CO2熔点的高质量流量液态CO2冷却。然后烟道气可以被第二压缩机62压缩(例如在一些实施例中压缩到大约12.2巴)。烟道气然后可以进入第二热交换器66，在那里它再次被接近CO2熔点的高质量流量液态CO2冷却。在一些实施例中，在被第一压缩机60和第二压缩机62压缩之后的烟道气压力下，CO2在大约216-217K范围内的温度下熔化/冻结，因此第一热交换器64和/或第二热交换器66优选地将烟道气冷却至刚好高于CO2的冰点或在大约218-235K的范围内的温度。
第一热交换器64和第二热交换器66的冷却潜力来自从烟道气中提取的固态CO2的熔化能(下面描述)。与现有低温CCS系统相比，第二冷却级58的第一压缩机60和第二压缩机62提供显著的效率改进。第一压缩机60和第二压缩机62允许CO2分离和液化系统20回收接近熔点(例如，在一些实施例中接近220K)的固态CO2的熔化能量，同时利用烟道气作为唯一的致冷剂。相比之下，其他低温概念需要外部制冷系统，其显著增加了复杂性和成本。外部制冷循环还需要额外的能量来运行循环，利用本发明的实施例可以避免该成本。
在离开第二冷却级58之后，烟道气可以进入霜前热交换器68，其将烟道气冷却至刚好高于CO2开始结霜(凝华)的温度。接下来，烟道气可以进入膨胀级69，该膨胀级69可以包括多个热交换器70，随后是多个膨胀机72，但是本发明的实施例可以包括具有单个热交换器和/或膨胀机的其他布置。多个热交换器70包括第一结霜热交换器74，以将烟道气优选地冷却至烟道气在热交换器的壁上结霜的温度(例如，在一些实施例中至大约200K)。图1示出了多个热交换器70还包括第二结霜热交换器76、第三结霜热交换器78和第四结霜热交换器80以从烟道气中提取额外的CO2。霜前热交换器68和多个热交换器70中的每一个可使用环境压力、富氮烟道气作为冷却剂。即，使用从多个膨胀机72的回收的富氮烟道气在多个热交换器70中将烟道气冷却到CO2开始在热交换器管壁上结霜的点。
接着，烟道气优选在多个膨胀机72中膨胀降低温度以向多个热交换器70中的每一个提供冷却剂。图1示出多个膨胀机72包括第一膨胀机82、第二膨胀机84，第三膨胀机86和第四膨胀机88。第一膨胀机82可以降低从第四结霜热交换器80接收的烟道气的温度以将冷却剂提供回到第四结霜热交换器80。烟道气在第四结霜热交换器80中被加热之后第二膨胀机84可以降低从第一膨胀机82接收的烟道气的温度以向第三结霜热交换器78等提供冷却剂，等等。因此，膨胀级69可以包括多个串联连接以从烟道气中提取固态CO2的热交换器70，以及串联连接在多个热交换器下游的多个膨胀机72，每个热交换器耦连到单独的一个膨胀机以接收烟道气作为致冷剂。膨胀和再加热过程在膨胀级69中总共发生四个膨胀步骤，但可以发生任何数量的合适膨胀步骤。在最后的膨胀步骤之后，富氮烟道流被送去冷却第二多个串联连接的热交换器46(例如，N2冷却器)，其优选地在富氮烟道流被释放到环境之前将其加热到接近环境温度。
关于热交换器70和膨胀级69的运行，应注意‐在烟道气离开多个热交换器70之后‐足够的CO2已经被去除，使得CO2在烟道气被稀释到对膨胀过程的影响可以忽略不计。即，通过首先在热交换器70中取出几乎所有的CO2来避免在由膨胀级69执行的膨胀过程期间固态CO2的形成/积聚。例如，大约97％的CO2可以在烟道气进入膨胀级69之前通过热交换器70的运行从烟道气中除去。
在结霜热交换器74、76、78、80上形成的固态CO2可以在封存或用于其他工业应用之前被去除以用于冷却第一冷却级43和第二冷却级58中的热交换器。为了从结霜热交换器74、76、78、80中去除固态CO2，一个或多个结霜热交换器可以运行回收模式90，而其他热交换器保持在线。回收过程可涉及使液态CO2(例如在一些实施例中以大约12巴)循环通过相应的结霜热交换器以熔化来自热交换器壁的固态CO2(下文进一步描述)。
在回收模式90中使用的液态CO2可以存储在液态CO2储存器92中。来自液态CO2储存器92的液态CO2循环通过相应的结霜热交换器74、76、78、80，以熔化掉在热交换器的壁上形成的固态CO2，其被添加到液态CO2储存器92中。多个热交换器70优选地包括足以允许一个或多个热交换器运行回收模式90而其他热交换器保持在线的额外容量.
液态CO2储存器92中的液体也用作第一冷却级43和第二冷却级58中的致冷剂。泵94可将液态CO2从液态CO2储存器92泵送到第一阀96，该第一阀96将一些液态CO2引导至在回收模式90中的热交换器并将其余液态CO2引导至第二冷却级58。接下来，可使用第二阀98将一些液态CO2引导至第一热交换器64并将其余的液态CO2引导至第二热交换器66。来自第一热交换器64和第二热交换器66的液态CO2在第三阀100(也称为混合阀)合并，其引导一些液态CO2返回液态CO2储存器92，其余的液态CO2引导到第二泵102。第二泵102将液态CO2泵送到第一多个串联连接的热交换器44，其随后可以优选地作为用于封存或其他工业用途的液体或超临界流体进入CO2管道104。
在回收模式90期间，从第二冷却级58返回到液态CO2储存器92的液态CO2可以通过固态CO2的熔化能量冷却。因此，第二冷却级58可以包括冷却回路105，该冷却回路105包括一个或多个热交换器64、66以使用液态CO2冷却压缩烟道气，并且液态CO2储存器92使用固态CO2(例如CO2熔化)冷却从一个或多个热交换器排出的液态CO2。
如上所述，固态CO2积聚在结霜热交换器74、76、78、80的壁上，这会减少流动分布和热传递。为了促进CO2积聚的均匀分布，结霜热交换器74、76、78、80可以使用单程错流构造，具有包含凝华流体的短路径长度的热交换器管。此外，当CO2在某些区域积聚时，它会造成流动阻塞，减缓这些区域中CO2的额外积聚，从而促进固态CO2遍及热交换器的均匀分布。由于沿管长度的温度梯度受到限制，较短的路径长度还促进了在凝华流体方向上的流动和CO2积累的重新分布。此外，热交换器管内的大流动面积允许在必须执行回收模式90(CO2熔化)之前较长时间的CO2积累。
如上所述，CO2分离和液化系统20周期性地从结霜热交换器74、76、78、80中除去固态CO2以确保热交换器的一致和足够的性能并从烟道流中除去CO2。如此，回收模式90使用来自液态CO2储存器92的液态CO2周期性地将固态CO2从热交换器壁熔化。结霜热交换器74、76、78、80可被分组为一组一个或一组多个热交换器，其允许至少一组在线而其余组处于回收模式90(例如熔化过程)，然后允许将不同组定期交换进/出熔化过程以用于CO2分离和液化系统20的连续运行。
使用回收模式90的结霜热交换器74、76、78、80的熔化过程包括确定预定量的CO2是否已经形成于第一组热交换器的壁上的第一步。第一步通过运行阀(未示出)继续以打开流至先前处于回收模式90的第二组结霜热交换器的烟道气流，然后运行阀以关闭流到第一组结霜热交换器的烟道气流。在第一步期间，将在第一组热交换器的壁上形成固态CO2，其还将包含加压的烟道气(例如，在一些实施例中为约12巴)。
第二步涉及运行阀以打开通往第一组热交换器的液态CO2，其中所述液态CO2从第一热交换器64、第二热交换器66或液态CO2储存器92提供。液态CO2将把烟道气推出第一组结霜热交换器并进入液态CO2储存器92，在那里它可以通过减压阀周期性地排出。液态CO2还从第一组结霜热交换器中剥离(即熔化)固态CO2，吸收其冷却潜力(即，冷/熔化能)并将其转移到液态CO2储存器92。液态CO2的质量流量足够高以防止第一组结霜热交换器内的额外冻结。
在回收模式90中从第一组热交换器中除去固态CO2之后，该过程在第三步继续，在第三步中将烟道气吸入第一组热交换器以使液态CO2移动。第一组结霜热交换器现在清除了固态CO2并用烟道气适当加压。需要时，可以运行上述阀以更换另一组结霜热交换器。
参照图2，图2示出了根据本发明的实施例的具有结霜膨胀的CO2分离和液化系统的过程图。CO2分离和液化系统20被示出耦连到联合循环发电厂22，联合循环发电厂22包括天然气发电厂24、煤蒸汽发电站26和TES系统28，从而提供用于联合循环发电厂22的CCS系统30。
图2示出了CCS系统30，其包括用待封存的CO2冷却烟道气的第一冷却级43，以及耦连到第一冷却级以压缩被冷却的烟道气的压缩级56。第二冷却级58可耦连到压缩级56以用固态CO2冷却被压缩的烟道气，以及膨胀机106，也称为结霜膨胀机，可耦连到第二冷却级以从烟道气中提取固态CO2。膨胀机106优选地耦连到第一冷却级43和第二冷却级58以提供固态CO2和待封存的CO2。图2的实施例与图1的实施例共享许多元素，并且关于这些元素的描述参见图1。
在图2的实施例中，在烟道气在霜前热交换器68中冷却之后，烟道流在第一结霜热交换器74中进一步冷却到CO2开始在第一结霜热交换器74的壁上结霜的点。然后烟道气进入膨胀机106并且优选膨胀到接近大气压。在膨胀过程中，更多的CO2将固体化(即，结霜)，其可以使用固态CO2过滤器108(也称为袋滤室)从烟道气中过滤。然后可使用气闸110对固态CO2加压并压入液态CO2储存器92，气闸110可包括固体压缩机。压入液态CO2储存器92中的固态CO2冷却从第二冷却级58接收的液态CO2，从而回收其熔化能量。
在结霜膨胀机106中去除CO2后，烟道气可以达到只有原始CO2的3％，在该实施例中，原始CO2保持蒸汽形式。剩余的富氮烟道流然后可以在被排放到大气之前用作第一结霜热交换器74、霜前热交换器68和随后的多个串联连接的第二热交换器46中的致冷剂。如上面关于图1所描述的，第一结霜热交换器74可以周期性地用替换物更换，因此它可进入回收模式90。以附加结霜热交换器形式的额外容量允许第一结霜热交换器74进入回收模式90而无需使CO2分离和液化系统20离线。
结霜膨胀机106可以包括膨胀涡轮机以产生用于驱动压缩机或发电机的功，并且可以减少热交换器的传热面积，从而降低资本成本。应认识到，包含膨胀机106的缺点可包括固态CO2堆积、固态CO2颗粒的侵蚀、高过冷要求以便使CO2成核并保持高效率，但此类缺点可被减轻。
在膨胀机106的壁上堆积的固态CO2会堵塞膨胀机或导致涡轮叶片的平衡问题。CO2积累可以通过两种主要机制发生：在膨胀过程中CO2冷却时异相成核，以及当CO2颗粒流过膨胀机时由于撞击粘在膨胀机上。这两个问题都可以通过加热涡轮壁或使用微通道沿壁提供惰性气体以进行保护来克服。此外，可以使用特殊涂层来增加壁上异相成核的活化能和/或防止撞击的固态CO2的粘附。
另外，来自固态CO2颗粒对膨胀机106的冲击会导致侵蚀。通过采用三种不同的策略，可以最大限度地减少涡轮叶片侵蚀。首先，可以通过用高维氏硬度涂层(包括WC-10Co-4Cr碳化钨钴铬合金)涂覆转子叶片来减少侵蚀。这种涂层具有很高的抗侵蚀性，通常用于保护渣浆泵和涡轮叶片免受侵蚀。其次，可以通过降低冲击速度来实现将冲击压力降至低于受冲击材料屈服强度的程度来减少侵蚀。第三，可以通过减小颗粒撞击角来最小化侵蚀，因为当撞击角与撞击表面成90°时，通常会产生最高的撞击力。
膨胀机106中来自烟道气的CO2成核可能需要增加CO2的过冷度。然而，由于需要对烟道气进行大量过压以驱动成核，因此增加的过冷要求会降低CO2分离和液化系统20的效率。默认策略包括在膨胀机106的入口处用液态CO2喷雾、非CO2液体接触流体喷雾、固态CO2粉尘或非CO2粉尘颗粒对烟道气引晶(seeding)。
关于CCS系统30，已经在ChemCAD软件中使用来自NETL案例B31A天然气联合循环发电厂的烟道气模拟了CCS系统30。资本成本估算是利用细化的设计过程进行的，考虑到所有材料和制造步骤。下面的表1示出了与CCS系统30相关的关键性能参数。捕捉效率超过97％，捕捉CO2的成本仅为29美元/吨。该成本包括安装资本成本、电力消耗、运营和维护成本以及发电厂的容量损失。表2给出了用于获得CCS系统30性能参数的关键假设。29美元/MWh的相对较低的电价是可能的，因为CCS系统30可以安装在传统发电厂中以利用其低成本能源。因为CCS系统30将生产几乎纯CO2的商品，该商品可以出售以获取收入，假设容量因数为90％。商品因素加上以基本负荷运行发电厂的性能和维护成本优势，产生了如此高的容量因素假设。
表1：天然气联合循环发电厂的CCS系统关键性能参数。
捕捉CO2(无TS&M)的总$/吨 [$/吨] $29
资本成本 [$/吨] $7.3
能源损耗 [$/吨] $15
资本损失 [$/吨] $3.1
O&M [$/吨] $3.6
能源损耗 [kWH/t] 517
由于CCS相关的天然气联合循环功率降低 22％
CO2捕捉％ 97％
表2：CCS系统关键假设。
能源平均电价 [$/MWh] $29.00
电厂容量付费 [$/kW/yr] $50.00
电厂容量系数 0.9
CCS系统30的天然气联合循环发电厂的成本能源损耗可以是大约0.517MWh/吨(或例如小于0.525或0.550MWh/吨)，在这种情况下这导致新的天然气联合循环发电厂22％的能源生产损失。
CCS系统30的好处包括使用蒸气压缩、膨胀和热交换的简单、低风险的系统，最终的好处是低资本成本CCS系统。对于如此低的资本成本，能源损耗在可接受的范围内。冷压缩技术(例如，使用第一压缩机60和第二压缩机62)比如果CCS系统仅使用热压缩更有效，从而减少运行CCS系统30所需的能量输入。
参照图3，图3示出了根据本发明的一个实施例的具有级间加温膨胀的CO2分离和液化的简化过程图，例如将由图1的CO2分离和液化系统进行。该CO2分离和液化过程可以避免膨胀期间CO2的任何显著凝华(例如，以防止膨胀机的侵蚀和堵塞)。CO2分离和液化过程通过迫使结霜在一个或多个换热式冷热交换器112中发生并在膨胀期间执行级间加温过程来防止膨胀机111中结霜。级间过程包括使一些烟道气膨胀并将膨胀的冷却烟道气送回至换热式冷热交换器112(其加热烟道气)，然后使气体进一步膨胀，将其返回到(多个)热交换器以在膨胀之前进一步对进入的烟道气进行加热和预冷。
参照图4，图4示出了根据本发明的实施例的使用空气布雷顿冷却循环的CO2分离和液化的简化过程图。空气布雷顿冷却循环优选使用以空气作为工作流体的级间加温膨胀，与图3的级间加温膨胀过程中的烟道气作为工作流体形成对比。回到图4，空气布雷顿冷却循环将烟道气与膨胀冷却步骤分离。
CO2分离和液化系统20可以在第一热交换器150接收和冷却烟道气，优选地由周围环境冷却。该系统还可以在第一压缩机152接收和压缩来自周围环境的空气。来自第一压缩机152的空气可以在第二热交换器154中被冷却，优选地被周围环境冷却。来自第一热交换器150的烟道气和来自第二热交换器154的空气在第一冷却级156中用液态CO2、冷的富氮烟道气和冷空气冷却。来自第一冷却级156的空气在第二压缩机158中压缩，然后在第二冷却级160中冷却。第二冷却级160与膨胀机162一起运行以在膨胀期间执行级间加温过程，参见之前关于图3(和图1)更详细的描述。
回到图4，来自第一冷却级156的烟道气在第二冷却级160中进一步冷却以提取固体或液态CO2，其中第二冷却级160中的烟道气被膨胀的空气冷却。提取的固体或液体CO2的冷却潜力在冷却回路中被回收，该冷却回路将液态CO2作为致冷剂提供给第一冷却级156，但可以在第二冷却级160内回收冷却潜力。在CO2提取之后，富氮烟道流和来自第二冷却级160的空气也被用作第一冷却级156的致冷剂。在第一冷却级156之后，空气和富氮烟道流可以排放到大气中，而提取的CO2可用于工业过程或封存。
因此，可以使用由膨胀的空气产生的冷却潜力来冷却烟道气，而不是通过使烟道气膨胀并使用烟道气作为唯一的致冷剂源。此外，第一或第二冷却级156、160中的任一个可以包括一个或多个热交换器。由于烟道气从膨胀步骤分离，加压或未加压的烟道气可以在CO2分离和液化系统20中冷却。具有加压烟道气的系统除了图4所示的压缩机和膨胀机之外还可以包括用于烟道气的多个压缩机或多个膨胀机。
此外，第二冷却级160可以包括热能存储设备，其存储来自膨胀空气的冷却潜力。如果第二冷却级160包括热能存储设备，空气布雷顿冷却循环可以独立于烟道气的时间表运行，膨胀空气的冷却潜力被储存以备将来在可得到烟道气时使用。因此，当空气布雷顿循环不运行时，可以冷却烟道气以提取固体或液态CO2。例如，当电价低且循环运行成本较低时，热能存储设备可以存储来自空气布雷顿循环的制冷潜力，然后在高电价期间需要时使用存储的冷却能力。
参照图5，图5示出了根据本发明的一个实施例的具有结霜膨胀的CO2分离和液化的简化过程图，例如将由图2的CO2分离和液化系统执行。CO2分离和液化过程可以包括从烟道气发生器114提取烟道气和在由周围环境冷却的第一热交换器116中冷却来自烟道气发生器的烟道气。然后烟道气可由第一压缩机118压缩并由通过周围环境冷却的第二热交换器120冷却。CO2分离和液化过程可以包括在第三热交换器122中使用液态CO2冷却来自第二热交换器120的烟道气的第一股流并且在第二压缩机124中压缩烟道气。该过程还可以包括在第四热交换器126中通过熔化固态CO2来冷却烟道气并产生液态CO2，以及在一个或多个膨胀机128中使烟道气膨胀以提取固态CO2。第一热交换器116和第二热交换器120中的任一个可以是由来自周围环境的水冷却的水冷式热交换器。
CO2分离和液化过程可以进一步包括在第四热交换器126中通过熔化固态CO2来冷却烟道气并产生液态CO2之后在霜前热交换器68(图1)和第一结霜热交换器74(图1)中冷却烟道气。该过程还可包括将第一结霜热交换器74(图1)与第二结霜热交换器交换以继续冷却烟道气，并使液态CO2流过第一结霜热交换器以熔化固态CO2。
参考图6，图6示出了在根据本发明的一个实施例的CO2分离和液化系统中使用的热交换器(例如结霜热交换器74、76、78、80中的任一个)壁上模拟CO2堆积的曲线图。即，图6是进入模拟的4.2362小时内沿着不同排(180、182、184、186、188)的管(每个具有2英寸的直径)长度在热交换器管壁上以英寸为单位累积的固态CO2厚度的曲线图。可以看出，热交换器设计能够实现固态CO2堆积的相对均匀分布。
有利地，本发明的实施例因此提供了可用于改进碳捕捉和封存的CO2分离和液化系统。此外，公开了用于实施碳捕捉和封存(CCS)系统的新的和新颖的过程和技术。该CCS系统可以使用烟道气作为唯一的致冷剂，同时压缩分成热部分和冷部分。在热压缩之后，烟道气可以被周围环境冷却，然后使用再循环的烟道气和液态CO2进行冷却。在冷压缩之后，烟道气可以被液态CO2冷却，该液态CO2已经通过回收固态CO2的熔化能量而冷却。由于较低的资本成本和提高的效率，CCS系统还表现出显著的成本优势。
因此，根据本发明的一个实施例，CO2分离和液化系统包括用液态CO2冷却烟道气的第一冷却级；与第一冷却级耦连以压缩冷却的烟道气的压缩级；与压缩级和第一冷却级耦连的第二冷却级，以用CO2熔化来冷却经压缩的烟道气并将液态CO2提供给第一冷却级；以及与第二冷却级耦连的膨胀级，以从烟道气提取固态CO2，该固态CO2在第二冷却级熔化以提供液态CO2。
根据本发明的另一个实施例，碳捕捉和封存(CCS)系统包括：用待封存的CO2冷却烟道气的第一冷却级；与所述第一冷却级耦连以压缩已冷却的烟道气的压缩级；与所述压缩级耦连的第二冷却级，以用固态CO2冷却经压缩的烟道气；以及与所述第二冷却级耦连的膨胀机，以从烟道气中提取固态CO2，该膨胀机耦连到所述第一冷却级和所述第二冷却级以提供固态CO2和待封存的CO2。
根据本发明的又一个实施例，一种运行CO2液化系统的方法包括:从烟道气发生器中提取烟道气；在第一压缩机中压缩烟道气；在由周围环境冷却的热交换器中冷却烟道气；使用液态CO2冷却来自热交换器的烟道气的第一股流；在第二压缩机中压缩烟道气；通过熔化固态CO2来冷却烟道气并产生液态CO2；以及膨胀烟道气以提取固态CO2。
根据本发明的又一个实施例，一种用于发电厂的CCS系统包括:压缩空气的第一压缩机和耦连到第一压缩机以冷却被压缩空气的第一热交换器，所述第一热交换器由周围环境冷却环境。该CCS系统还包括耦连到发电厂以接收烟道气并耦连到第一热交换器以接收空气的第一冷却级，该第一冷却级用液态CO2冷却烟道气和空气。该CCS系统还包括耦连到第一冷却级以接收并压缩空气的第二压缩机，耦连到第二压缩机以接收并冷却空气的第二冷却级，该第二冷却级耦连到第一冷却级以冷却并提取来自烟道气的CO2，并提供液态CO2，以及耦连到第二冷却级的膨胀级，以膨胀空气并将膨胀的空气提供给第二冷却级以冷却烟道气。
该书面描述用示例来公开本发明，包括最佳模式，并且还使本领域的任何技术人员能够实践本发明，包括制造和利用任何设备或系统以及执行所包含的任何方法。本发明的专利保护范围由权利要求限定，并且可以包括本领域技术人员所想到的其他示例。如果这些其他示例具有与权利要求的字面语言没有区别的结构要素，或者如果它们包括与权利要求的字面语言没有实质性差异的等效结构要素，则这些其他示例确定为被包含在权利要求的范围内。

Claims (23)

1.一种CO2分离和液化系统，包括：
用液态CO2冷却烟道气的第一冷却级；
与第一冷却级耦连以压缩冷却的烟道气的压缩级；
与所述压缩级和所述第一冷却级耦连的第二冷却级，以用CO2熔化来冷却经压缩的烟道气并将液态CO2提供给第一冷却级；和
与所述第二冷却级耦连的膨胀级，以从烟道气提取固态CO2，该固态CO2在第二冷却级熔化以提供液态CO2。
2. 根据权利要求1所述的CO2分离和液化系统，其中还包括：
位于第一冷却级上游的压缩机；和
热交换器，其由周围环境冷却，并串联连接在所述压缩机和所述第一冷却级之间。
3.根据权利要求1所述的CO2分离和液化系统，其中所述第一冷却级用由所述固态CO2提取产生的富N2烟道流冷却所述烟道气。
4. 根据权利要求1所述的CO2分离和液化系统，其中所述膨胀级包括：
串联的多个热交换器，以从烟道气中提取固态CO2；和
串联且耦连在多个热交换器的下游的多个膨胀机；
其中每个所述热交换器耦连到单独的一个所述膨胀机以接收烟道气作为致冷剂。
5.根据权利要求4所述的CO2分离和液化系统，其中所述多个热交换器从烟道气中去除几乎所有的CO2，以便稀释留在所述烟道气中的一定量的CO2并由此防止在所述多个膨胀机中形成固态CO2。
6.根据权利要求1所述的CO2分离和液化系统，其中所述膨胀级包括：
用于固化烟道气中的CO2的结霜膨胀机，
与所述结霜膨胀机耦连的固态CO2过滤器，以从烟道气中去除固态CO2，以及
与所述固态CO2过滤器耦连的气闸，以对固态CO2加压为了输送到所述第二冷却级。
7.根据权利要求1所述的CO2分离和液化系统，其中还包括串联连接在所述压缩级和所述膨胀级之间的霜前热交换器和结霜热交换器，所述霜前热交换器和所述结霜热交换器由从中提取固态CO2之后的烟道气的冷却。
8.一种碳捕捉和封存（CCS）系统，包括：
用待封存的CO2冷却烟道气的第一冷却级；
与所述第一冷却级耦连以压缩已冷却的烟道气的压缩级；
与所述压缩级耦连的第二冷却级，以用固态CO2冷却经压缩的烟道气；以及
与所述第二冷却级耦连的膨胀机，以从烟道气中提取固态CO2，该膨胀机耦连到所述第一冷却级和所述第二冷却级以提供固态CO2和待封存的CO2。
9.根据权利要求8所述的CCS系统，其中在所述第一冷却级冷却的烟道气接收自排放CO2的化石燃料发电厂或工业过程。
10.根据权利要求8所述的CCS系统，其中所述第一冷却级包括两个或更多个串联的热交换器以用待封存的CO2冷却烟道气。
11. 根据权利要求8所述的CCS系统，其中所述第二冷却级包括冷却回路，该冷却回路包括：
用液态CO2冷却压缩的烟道气的一个或多个热交换器，和
液态CO2储存器，以使用固态CO2冷却从一个或多个热交换器排出的液态CO2。
12.根据权利要求11所述的CCS系统，其中所述压缩级包括串联的第一压缩机和第二压缩机以压缩来自所述第一冷却级的烟道气；并且
其中一个或多个热交换器包括：
串联在第一和第二压缩机之间的第一热交换器，和
位于第二压缩机下游的第二热交换器。
13.根据权利要求8所述的CCS系统，其中所述第一冷却级接收来自天然气联合循环发电厂的烟道气；
再者其中所述CCS系统的成本能源损耗大体为0.517MWh/吨。
14.一种运行CO2液化系统的方法，包括以下步骤：
从烟道气发生器中提取烟道气；
在第一压缩机中压缩烟道气；
在由周围环境冷却的热交换器中冷却烟道气；
利用液态CO2冷却来自热交换器的烟道气的第一股流；
在第二压缩机中压缩烟道气；
通过熔化固态CO2来冷却烟道气并产生液态CO2；以及
在膨胀级中膨胀所述烟道气以提取固态CO2。
15.根据权利要求14所述的方法，其中所述热交换器是由来自周围环境的水冷却的水冷式热交换器。
16. 根据权利要求14所述的方法，其中还包括：
在提取固态CO2之后，利用来自烟道气的N2冷却来自热交换器的烟道气的第二股流；和
合并烟道气的第一股流和第二股流以将合并的流提供给第二压缩机。
17.根据权利要求16所述的方法，其中由第一多个串联连接的热交换器使用液态CO2冷却所述烟道气的第一股流，并且其中由第二多个串联连接的热交换器使用N2冷却所述烟道气的第二股流；并且
进一步包括重新排序第一或第二多个串联连接的热交换器以从中去除冰。
18.根据权利要求14所述的方法，其中还包括在通过熔化固态CO2来冷却烟道气并产生液态CO2之后在霜前热交换器和第一结霜热交换器中冷却烟道气。
19.根据权利要求18所述的方法，其中还包括：
将第一结霜热交换器与第二结霜热交换器交换以冷却烟道气，以及
使液态CO2流过第一结霜热交换器以熔化固态CO2。
20.一种用于发电厂的碳捕捉和封存CCS系统，包括：
用于压缩空气的第一压缩机；
耦连到所述第一压缩机以冷却被压缩的空气的第一热交换器，该第一热交换器由周围环境冷却；
第一冷却级，其耦连到所述发电厂以接收烟道气并耦连到所述第一热交换器以接收空气，所述第一冷却级用液态CO2冷却烟道气和空气；
耦连到所述第一冷却级以接收并压缩空气的第二压缩机；
第二冷却级，其耦连到所述第二压缩机以接收并冷却空气，所述第二冷却级耦连到第一冷却级以从所述烟道气中冷却并提取CO2并提供液态CO2；和
膨胀级，其耦连到所述第二冷却级以膨胀空气并将膨胀的空气提供给所述第二冷却级以冷却烟道气。
21.根据权利要求20所述的CCS系统，其中所述第二冷却级从提取的CO2中回收冷却潜力以冷却空气。
22.根据权利要求20所述的CCS系统，其中所述第一冷却级由均从所述第二冷却级接收的空气和烟道气冷却。
23.根据权利要求20所述的CCS系统，其中所述第二冷却级包括热能储存设备以独立于所述膨胀级的运行从所述烟道气中提取CO2。
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