CN117654214A - 一种适用于燃煤电厂烟气co2捕获的系统和工艺 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种燃煤电厂烟气二氧化碳(CO2)捕获的系统和工艺，所述系统包括吸收塔、再生塔、闪蒸罐、贫富液换热器、烟气换热器、冷凝器、富液升压泵及烟气热耦合系统等装置：经过脱硫脱硝及除尘以后的电厂烟气进入吸收塔，烟气中的二氧化碳(CO2)被吸收至吸收剂中；饱和后的吸收剂进入再生塔分解出二氧化碳(CO2)；吸收塔顶部出口净化后烟气直接排入烟囱。本发明脱碳系统与锅炉烟风系统深度耦合，通过温度匹配，可作为较高温度富液的加热源，取消了常规脱碳系统中的再沸器，可以更加高效地利用烟气余热，解决限制碳捕集技术推广应用的最大障碍“吸收剂再生过程耗能高”问题，降低电厂脱碳成本，提高经济性。
Description
技术领域
本发明属于CO2捕获技术领域，具体涉及一种适用于燃煤电厂烟气CO2捕获的系统和工艺。
背景技术
瞄准当前碳减排国际前沿，温室气体CO2的减排得到了世界各国政府的认可，同时随着全球气候变暖的日益加剧，极端天气也给中国造成了巨大的损失，低碳发展是我国应对气候变化的自身需求。因此，开展对燃煤电厂烟气CO2的治理工作意义重大。
实现二氧化碳减排的主要途径包括以下三个方面：1)提高能源利用效率，节约能源；2)开发新能源和清洁能源，降低化石燃料的比例；3)二氧化碳的捕获和封存技术(简称CCS)。在我国能源利用结构和能源利用效率难以发生本质改变的时候，CCS技术在未来很长时间内是二氧化碳减排最为有效、经济可行的方式。在CCS技术中，主要包括CO2捕集、CO2运输和CO2封存三部分，其中，捕集部分的成本占到整个技术75-80％，因此CO2捕集技术的研究和开发是CCS技术发展的重要方面。
CO2捕集主要有三条技术路线：燃烧前脱碳、富氧燃烧以及燃烧后捕获。燃烧前脱碳技术主要针对整体煤气化联合循环(IGCC)电站，通过采用煤气化及重整技术将燃煤转化成H2和CO2的混合气，其中CO2体积浓度可高达45％，可采用物理方法直接分离出CO2进行后续压缩过程；富氧燃烧技术通过采用高浓度氧气替代空气参与燃烧过程，可得到高CO2浓度的烟气(高达95％)，从而可以对烟气进行直接压缩处理。然而由于相关技术的不成熟，使得燃烧前脱碳与富氧燃烧技术尚未得到广泛应用，而燃烧后捕获路线针对烟气中低浓度的CO2进行捕集与分离，对现有设备系统的改造较小，只需要在现有烟气处理系统后增加CO2捕集装置，因此被认为近阶段最有希望实现的烟气中CO2分离回收的技术路线。
燃烧后CO2捕集路线下存在多种CO2捕集工艺，包括吸附分离法、膜分离法、低温分离法、物理吸收法和化学吸收法等。结合各捕集工艺的技术特点可以看到待处理烟气中的CO2浓度是选择捕集工艺的关键指标。燃煤电厂烟气中的CO2浓度较低，因而化学吸收法具有独特的优势，被认为是最具有应用前景的CO2捕集工艺。
化学吸收法指的是釆用碱性化学吸收剂，通过化学反应吸收烟气中的CO2，形成不稳定的盐。该盐可以在一定温度压力条件下逆向分解释放CO2，从而达到脱除烟气中CO2的目的。目前，该技术在CO2脱除技术中应用最为广泛，全世界90％的应用都是采用化学吸收法，但一直以来“吸收剂再生过程能耗高”问题限制了其大规模推广应用。常规化学吸收脱碳工艺再生塔底部设置再沸器，吸收剂再生过程中需要消耗大量的蒸汽对再沸器进行加热，而这部分蒸汽通常为做功能力较强的抽汽，以某600MW燃煤电站为例，加装CCS装置后，净发电效率由41％降至28％，主要是再沸器加热过程耗费的抽汽降低了汽轮机的出力。因此，开发再生热源，实现脱碳系统与电厂相关系统深度耦合，以及创新捕集装置和工艺，是大规模推广化学吸收脱碳技术，实现CO2减排的关键。
发明内容
为解决上述问题，本发明提供一种能实现燃煤电厂烟气二氧化碳(CO2)捕获的系统和工艺，能实现燃煤电厂烟气CO2捕获及脱碳系统与锅炉烟风系统深度耦合。
在第一方面，本发明提供一种能实现燃煤电厂烟气CO2捕获的系统，所述系统包括：吸收塔(1)、再生塔(17)、闪蒸罐(13)、贫富液换热器(7)、烟气换热器(8)、冷凝器(39)、富液升压泵(6)、气水分离器(23)、一次风机(36)、一次风暖风器(35)、送风机(37)及二次风暖风器(38)；吸收塔(1)连接脱硫装置(29)、烟囱(28)及贫富液换热器(7)；烟气换热器(8)连接贫富液换热器(7)、闪蒸罐(13)及空预器(32)进出口烟道；再生塔(17)连接闪蒸罐(13)、一次风暖风器(35)及二次风暖风器(38)。
进一步地，所述吸收塔(1)为填料塔，其中吸收剂活性成分为一乙醇胺(MEA)、2-氨基-2-甲基-1-丙醇胺(AMP)、N-甲基二乙醇胺(MDEA)、氨基乙基乙醇胺(AEEA)、哌嗪(PZ)、N,N-二甲基环己胺(DMCA)、二仲丁胺(DSBA)、N-甲基环己胺(MCA)等物质中的一种或多种，质量浓度控制在30％-50％；吸收剂与烟气中CO2质量比控制在10-18，塔内烟气流速控制在填料塔泛点气速的30％-50％。优选地，使得吸收塔(1)中，烟气中80％-95％体积分数的CO2被吸收脱除。
进一步地，所述再生塔(17)为填料塔，高径比控制在5-10，操作压力1.2-3bar，不设置再沸器，仅塔顶设置冷凝器，以控制塔顶高温CO2气流夹带的水蒸气量；优选地，再生塔入口富液温度为110-120℃，出口CO2气流温度控制在100-110℃。
进一步地，所述闪蒸罐(13)的压力与再生塔(17)操作压力相同，温度根据烟气CO2脱除率要求调整。
进一步地，所述富液升压泵(6)出口压力高于闪蒸罐(13)工作压力1.5-2bar，以控制贫富液换热器(7)及烟气换热器(8)中的含气量小于3％，保证换热器运行安全。
进一步地，所述冷凝器(39)出口低温贫液温度为30-40℃，以保证吸收塔(1)中吸收剂吸收CO2的传质推动力和吸收容量。
进一步地，所述气水分离器(23)底部出口的冷凝水通过富液升压泵(22)加压后排入再生塔(17)，以减少系统补水量，降低运行成本。
进一步地，所述烟气换热器(8)的热源为锅炉省煤器出口的部分高温烟气，流量为总烟气量的30-40％，具体流量通过挡板门(34)进行调节。
进一步地，所述一次风暖风器(35)及二次风暖风器(38)的热源为再生塔(17)顶部出口的高温CO2气流，通过回收其携带水蒸汽的汽化潜热及气流的显热对一次风机(36)及送风机(37)鼓入的冷空气进行预热。
进一步地，所述脱硫装置(29)出口烟气CO2体积含量为8％-15％。
本系统中，脱碳系统与锅炉烟风系统深度耦合，锅炉省煤器(33)出口的高温烟气一部分进入空预器，另一部分进入脱碳系统的烟气换热器。通过调节挡板门(34)进行流量分配，保证空预器及烟气换热器出口温度均保持在130-140℃。
在第二方面，本发明提供一种能实现燃煤电厂烟气二氧化碳(CO2)捕获的工艺，优选为一种能实现燃煤电厂烟气CO2捕获及脱碳系统与锅炉烟风系统深度耦合的工艺；其包括如下步骤：
1)脱硫装置(29)出口烟气进入吸收塔(1)，烟气和吸收剂在吸收塔(1)内发生化学反应，二氧化碳(CO2)被吸收至吸收剂中，净化后的烟气由吸收塔顶部出口(2)排入烟囱(28)；
2)吸收塔(1)底部出口的饱和后的吸收剂经过富液升压泵(6)加压、贫富液换热器(7)吸热升温、烟气换热器(8)进一步吸热升温、闪蒸罐(13)绝热降压闪蒸形成气液两相后进入再生塔通过气液逆流接触进一步解析CO2，夹带部分水蒸气的CO2高温气流通过再生塔顶部出口(20)排出，经过暖风器(35，38)降温，气水分离器(23)分离冷凝水后，通过气水分离器顶部出口(25)排入CO2储运系统；
3)再生塔(17)底部出口再生后的吸收剂经过贫富液换热器(7)放热降温、混合器(40)补充吸收剂及水、冷凝器(39)进一步冷却至适宜温度后由吸收塔顶部入口(3)进入吸收塔，实现吸收剂的循环利用。
进一步地，吸收剂活性成分为一乙醇胺(MEA)、2-氨基-2-甲基-1-丙醇胺(AMP)、N-甲基二乙醇胺(MDEA)、氨基乙基乙醇胺(AEEA)、哌嗪(PZ)、N,N-二甲基环己胺(DMCA)、二仲丁胺(DSBA)、N-甲基环己胺(MCA)等物质中的一种或多种，质量浓度控制在30％-50％；吸收剂与烟气中CO2质量比控制在10-18，塔内烟气流速控制在填料塔泛点气速的30％-50％。优选地，使得吸收塔(1)中，烟气中80％-95％体积分数的CO2被吸收脱除。
本发明的有益效果：本发明提供的适用于燃煤电厂烟气的CO2捕获工艺实现了脱碳系统与锅炉烟风系统深度耦合，利用锅炉省煤器出口高温烟气的余热作为吸收剂再生热源，同时通过回收再生塔顶部出口高温CO2气流携带的水蒸汽潜热及气流的显热对一次风机及送风机鼓入的冷空气进行预热。空预器中烟气与空气的换热量小于常规方案，可以减小空预器的体积，节约初投资，同时由于进入空预器前的冷空气已通过暖风器吸收了CO2气流冷凝释放的热量，空气的总吸热量与常规方案全烟气空预器的吸热量可保持基本不变，耦合系统不降低空预器出口热空气温度，不影响锅炉效率。另外，本发明取消了常规脱碳系统中的再沸器，通过对烟气余热、CO2气流显热及其携带水蒸汽潜热的高效利用，解决了限制碳捕集技术推广应用的最大障碍“吸收剂再生过程耗能高”问题，降低电厂脱碳成本，提高经济性。本工艺能为燃煤电厂提供准确的烟气CO2捕获的工艺布置方案和运行参数，流程简单，可靠性好，运行稳定，降低了碳捕集成本。
附图说明
图1是本发明优选实施方式的CO2捕获系统的结构示意图；
附图标记：1-吸收塔，2-吸收塔烟气出口，3-吸收塔贫液入口，4-吸收塔烟气入口，5-吸收塔富液出口，6-富液升压泵，7-贫富液换热器，8-烟气换热器，9-冷烟气出口，10-冷吸收剂入口，11-热烟气入口，12-热吸收剂出口，13-闪蒸罐，14-闪蒸罐入口，15-闪蒸罐气体出口，16-闪蒸罐液体出口，17-再生塔，18-再生塔液体入口，19-再生塔气体入口，20-塔顶CO2气流出口，21-再生塔贫液出口，22-分离水升压泵，23-气水分离器，24-CO2气流入口，25-CO2气流出口，26-分离水出口，27-CO2储运系统，28-烟囱，29-脱硫装置，30-引风机，31-除尘器，32-空预器，33-锅炉省煤器，34-挡板门，35-一次风暖风器，36-一次风机，37-送风机，38-二次风暖风器，39-冷凝器，40-混合器。
具体实施方式
如图1所示，一种能实现燃煤电厂烟气CO2捕获的系统，优选为一种能实现燃煤电厂烟气CO2捕获及脱碳系统与锅炉烟风系统深度耦合的系统，其包括吸收塔1、再生塔17、闪蒸罐13、贫富液换热器7、烟气换热器8、冷凝器39、富液升压泵6、气水分离器23、一次风机36、一次风暖风器35、送风机37及二次风暖风器38；吸收塔1连接脱硫装置29、烟囱28及贫富液换热器7，脱硫装置29出口的烟气在吸收塔1内与吸收剂发生化学反应脱除CO2后排入烟囱28，吸收塔1下部出口富液通过富液升压泵6加压后进入贫富液换热器7吸收热量；烟气换热器8连接贫富液换热器7、闪蒸罐13及空预器32进出口烟道，贫富液换热器7出口富液利用空预器旁路烟气余热进一步加热后排入闪蒸罐13进行气液分离，烟气换热器8出口低温烟气与空预器32出口烟气混合后进入除尘器31；再生塔17连接闪蒸罐13、一次风暖风器35及二次风暖风器38，闪蒸罐13出口的气体及液体分别由底部和顶部进入再生塔17，通过气液逆流接触进一步解析CO2，再生塔17底部出口贫液进入贫富液换热器7冷却放热，顶部出口夹带着水蒸气的高温CO2气体进入一次风暖风器35及二次风暖风器38预热冷空气，暖风器出口的低温CO2气体进入气水分离器23分离冷凝水后排至CO2储运系统。
如图1所示，所述吸收塔1为填料塔，其中吸收剂活性成分为一乙醇胺(MEA)、2-氨基-2-甲基-1-丙醇胺(AMP)、N-甲基二乙醇胺(MDEA)、氨基乙基乙醇胺(AEEA)、哌嗪(PZ)、N，N-二甲基环己胺(DMCA)、二仲丁胺(DSBA)、N-甲基环己胺(MCA)等物质中的一种或多种，质量浓度控制在30％-50％；吸收剂与烟气中CO2质量比控制在10-18，塔内烟气流速控制在填料塔泛点气速的30％-50％。优选，使得吸收塔1中，烟气中80％-95％体积分数的CO2被吸收脱除。
如图1所示，所述再生塔17为填料塔，高径比控制在5-10，操作压力1.2-3bar，不设置再沸器，仅塔顶设置冷凝器，以控制塔顶高温CO2气流夹带的水蒸气量；优选再生塔入口富液温度为110-120℃，出口CO2气流温度控制在100-110℃。
如图1所示，所述闪蒸罐13的压力与再生塔17操作压力相同，温度根据烟气CO2脱除率要求调整。
如图1所示，所述富液升压泵6出口压力高于闪蒸罐13工作压力1.5-2bar，以控制贫富液换热器7及烟气换热器8中的含气量小于3％，保证换热器运行安全。
如图1所示，控制冷凝器39出口低温贫液温度为30-40℃，以保证吸收塔1中吸收剂吸收CO2的传质推动力和吸收容量。
如图1所示，所述气水分离器23底部出口的冷凝水通过富液升压泵22加压后排入再生塔17，以减少系统补水量，降低运行成本。
如图1所示，所述烟气换热器8的热源为锅炉省煤器出口的部分高温烟气，流量为总烟气量的30-40％，具体流量通过挡板门34进行调节。
如图1所示，所述一次风暖风器35及二次风暖风器38的热源为再生塔17顶部出口的高温CO2气流，通过回收其携带水蒸汽的汽化潜热及气流的显热对一次风机36及送风机37鼓入的冷空气进行预热。
如图1所示，所述脱硫装置29出口烟气CO2体积含量为8％-15％。
如图1所示，本系统中，脱碳系统与锅炉烟风系统深度耦合，锅炉省煤器33出口的高温烟气一部分进入空预器，另一部分进入脱碳系统的烟气换热器。通过调节挡板门34进行流量分配，保证空预器及烟气换热器出口温度均保持在130-140℃。
如图1所示，一种能实现燃煤电厂烟气CO2捕获的工艺，优选为一种能实现燃煤电厂烟气CO2捕获及脱碳系统与锅炉烟风系统深度耦合的工艺；其包括如下步骤：
1)脱硫装置29出口烟气进入吸收塔1，烟气和吸收剂在吸收塔1内发生化学反应，CO2被吸收至吸收剂中，净化后的烟气由吸收塔顶部出口2排入烟囱28；
2)吸收塔1底部出口饱和后的吸收剂经过富液升压泵6加压、贫富液换热器7吸热升温、烟气换热器8进一步吸热升温、闪蒸罐13绝热降压闪蒸形成气液两相后进入再生塔通过气液逆流接触进一步解析CO2，夹带部分水蒸气的CO2高温气流通过再生塔顶部出口20排出，经过暖风器35及38降温，气水分离器23分离冷凝水后，通过气水分离器顶部出口25排入CO2储运系统。
3)再生塔17底部出口再生后的吸收剂经过贫富液换热器7放热降温、混合器40补充吸收剂及水、冷凝器39进一步冷却至适宜温度后由吸收塔顶部入口3进入吸收塔，实现吸收剂的循环利用。
运行过程中根据空预器32出口空气温度调整挡板门34开度，根据贫富液换热器7及烟气换热器8中的含气量调整富液升压泵6出口压力，根据系统水平衡及吸收剂平衡调整混合器40中补充的吸收剂及水的质量，实现了烟气中CO2的捕获，同时通过对烟气余热、CO2气流显热及其携带水蒸汽潜热的高效利用，解决了限制碳捕集技术推广应用的最大障碍“吸收剂再生过程耗能高”问题。
实施例：
某燃煤电厂的烟气，采用本发明的CO2捕获系统及工艺，吸收塔进口烟气温度为40℃，烟气流量为500Nm3/h，CO2体积含量为12％，吸收剂为一乙醇胺(MEA)、N-甲基二乙醇胺(MDEA)、2-氨基-2-甲基-1-丙醇胺(AMP)和水的混合物，溶质浓度占比40％，三者质量比为20：15：5，系统内吸收剂循环流量为1650kg/h，吸收塔工作温度为32-40℃，解析塔工作温度为115-120℃；吸收塔直径0.4m，填料高度6m，再生塔直径0.3m，填料高度3m；空预器旁路挡板门开度34％，富液加压泵出口压力350kPa，闪蒸罐工作压力180kPa，出口温度120℃；经过本净化工艺以后，烟气中CO2捕获率大于90％。
上述实施方式，不仅限于上述实施例，而且对相关装置的其他组合亦是本发明所保护的范围。上述实施方式仅供说明本发明之用，而并非是对本发明的限制，有关技术领域的技术人员，在不脱离本发明精神和范围的情况下，还可以做出各种变化和变型，因此所有等同的技术方案也应属于本发明的范畴。
Claims (10)
1.一种能实现燃煤电厂烟气二氧化碳(CO2)捕获的系统，所示系统包括吸收塔(1)、再生塔(17)、闪蒸罐(13)、贫富液换热器(7)、烟气换热器(8)、冷凝器(39)、富液升压泵(6)、气水分离器(23)、一次风机(36)、一次风暖风器(35)、送风机(37)及二次风暖风器(38)；吸收塔(1)连接脱硫装置(29)、烟囱(28)及贫富液换热器(7)；烟气换热器(8)连接贫富液换热器(7)、闪蒸罐(13)及空预器(32)进出口烟道；再生塔(17)连接闪蒸罐(13)、一次风暖风器(35)及二次风暖风器(38)。
2.根据权利要求1所述的系统，其特征在于，所述吸收塔(1)为填料塔，其中填充有吸收剂，吸收剂活性成分为一乙醇胺(MEA)、2-氨基-2-甲基-1-丙醇胺(AMP)、N-甲基二乙醇胺(MDEA)、氨基乙基乙醇胺(AEEA)、哌嗪(PZ)、N,N-二甲基环己胺(DMCA)、二仲丁胺(DSBA)、N-甲基环己胺(MCA)等物质中的一种或多种。
3.根据权利要求1所述的系统，其特征在于，所述再生塔(17)为填料塔，高径比控制在5-10，操作压力1.2-3bar，不设置再沸器。
4.根据权利要求1所述的系统，其特征在于，所述闪蒸罐(13)的压力与再生塔(17)操作压力相同。
5.根据权利要求1所述的系统，其特征在于，所述富液升压泵(6)出口压力高于闪蒸罐(13)工作压力1.5-2bar。
6.根据权利要求1所述的系统，其特征在于，所述冷凝器(39)出口低温贫液温度为30-40℃。
7.根据权利要求1所述的系统，其特征在于，所述气水分离器(23)底部出口的冷凝水通过富液升压泵(22)加压后排入再生塔(17)。
8.根据权利要求1所述的系统，其特征在于，所述烟气换热器(8)的热源为锅炉省煤器出口的部分高温烟气，流量为总烟气量的30-40％。
9.根据权利要求1所述的系统，其特征在于，所述一次风暖风器(35)及二次风暖风器(38)的热源为再生塔(17)顶部出口的高温CO2气流，通过回收其携带水蒸汽的汽化潜热及气流的显热对一次风机(36)及送风机(37)鼓入的冷空气进行预热。
10.一种能实现燃煤电厂烟气二氧化碳(CO2)捕获的工艺，包括如下步骤：
1)脱硫装置(29)出口烟气进入吸收塔(1)，烟气和吸收剂在吸收塔(1)内发生化学反应，二氧化碳(CO2)被吸收至吸收剂中，净化后的烟气由吸收塔顶部出口(2)排入烟囱(28)；
2)吸收塔(1)底部出口饱和后的吸收剂经过富液升压泵(6)加压、贫富液换热器(7)吸热升温、烟气换热器(8)进一步吸热升温、闪蒸罐(13)绝热降压闪蒸形成气液两相后进入再生塔，通过气液逆流接触进一步解析CO2，夹带部分水蒸气的CO2高温气流通过再生塔顶部出口(20)排出，经过暖风器(35，38)降温，气水分离器(23)分离冷凝水后，通过气水分离器顶部出口(25)排入CO2储运系统；
3)再生塔(17)底部出口再生后的吸收剂经过贫富液换热器(7)放热降温、混合器(40)补充吸收剂及水、冷凝器(39)进一步冷却后由吸收塔顶部入口(3)进入吸收塔，实现吸收剂的循环利用。
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| CN202311768368.8A CN117654214A (zh) | 2023-12-21 | 2023-12-21 | 一种适用于燃煤电厂烟气co2捕获的系统和工艺 |
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2023
- 2023-12-21 CN CN202311768368.8A patent/CN117654214A/zh active Pending
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