ES2904874T3 - Método de producción de dióxido de carbono líquido de baja presión procedente de un sistema de producción de energía - Google Patents

Método de producción de dióxido de carbono líquido de baja presión procedente de un sistema de producción de energía Download PDF

Info

Publication number
ES2904874T3
ES2904874T3 ES18188446T ES18188446T ES2904874T3 ES 2904874 T3 ES2904874 T3 ES 2904874T3 ES 18188446 T ES18188446 T ES 18188446T ES 18188446 T ES18188446 T ES 18188446T ES 2904874 T3 ES2904874 T3 ES 2904874T3
Authority
ES
Spain
Prior art keywords
stream
pressure
high pressure
mpa
bar
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
Application number
ES18188446T
Other languages
English (en)
Inventor
Rodney John Allam
Brock Alan Forrest
Jeremy Eron Fetvedt
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.)
8 Rivers Capital LLC
Original Assignee
8 Rivers Capital LLC
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
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=54249568&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=ES2904874(T3) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by 8 Rivers Capital LLC filed Critical 8 Rivers Capital LLC
Application granted granted Critical
Publication of ES2904874T3 publication Critical patent/ES2904874T3/es
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

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
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/62—Carbon oxides
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0027—Oxides of carbon, e.g. CO2
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B32/00—Carbon; Compounds thereof
    • C01B32/50—Carbon dioxide
    • 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
    • B01D53/002—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 condensation
    • 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
    • B01D53/26—Drying gases or vapours
    • B01D53/265—Drying gases or vapours by refrigeration (condensation)
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B32/00—Carbon; Compounds thereof
    • C01B32/60—Preparation of carbonates or bicarbonates in general
    • 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
    • F01K13/00—General layout or general methods of operation of complete plants
    • 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
    • F01K13/00—General layout or general methods of operation of complete plants
    • F01K13/02—Controlling, e.g. stopping or starting
    • 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
    • F01K25/00—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for
    • F01K25/08—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for using special vapours
    • F01K25/10—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for using special vapours the vapours being cold, e.g. ammonia, carbon dioxide, ether
    • 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
    • F01K25/00—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for
    • F01K25/08—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for using special vapours
    • F01K25/10—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for using special vapours the vapours being cold, e.g. ammonia, carbon dioxide, ether
    • F01K25/103—Carbon dioxide
    • 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
    • F02C1/00—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid
    • F02C1/04—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid the working fluid being heated indirectly
    • F02C1/08—Semi-closed cycles
    • 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
    • F02C6/04—Gas-turbine plants providing heated or pressurised working fluid for other apparatus, e.g. without mechanical power output
    • 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
    • F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
    • F02C7/12—Cooling of plants
    • F02C7/14—Cooling of plants of fluids in the plant, e.g. lubricant or fuel
    • F02C7/141—Cooling of plants of fluids in the plant, e.g. lubricant or fuel of working fluid
    • F02C7/143—Cooling of plants of fluids in the plant, e.g. lubricant or fuel of working fluid before or between the compressor stages
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C9/00—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure
    • F17C9/02—Methods or apparatus for discharging liquefied or solidified gases from vessels not under pressure with change of state, e.g. vaporisation
    • F17C9/04—Recovery of thermal energy
    • 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
    • F23J15/02—Arrangements of devices for treating smoke or fumes of purifiers, e.g. for removing noxious material
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23L—SUPPLYING AIR OR NON-COMBUSTIBLE LIQUIDS OR GASES TO COMBUSTION APPARATUS IN GENERAL ; VALVES OR DAMPERS SPECIALLY ADAPTED FOR CONTROLLING AIR SUPPLY OR DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; INDUCING DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; TOPS FOR CHIMNEYS OR VENTILATING SHAFTS; TERMINALS FOR FLUES
    • F23L7/00—Supplying non-combustible liquids or gases, other than air, to the fire, e.g. oxygen, steam
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23L—SUPPLYING AIR OR NON-COMBUSTIBLE LIQUIDS OR GASES TO COMBUSTION APPARATUS IN GENERAL ; VALVES OR DAMPERS SPECIALLY ADAPTED FOR CONTROLLING AIR SUPPLY OR DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; INDUCING DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; TOPS FOR CHIMNEYS OR VENTILATING SHAFTS; TERMINALS FOR FLUES
    • F23L7/00—Supplying non-combustible liquids or gases, other than air, to the fire, e.g. oxygen, steam
    • F23L7/007—Supplying oxygen or oxygen-enriched air
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/004—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by flash gas recovery
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/0045—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by vaporising a liquid return stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0201—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration
    • F25J1/0202—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration in a quasi-closed internal refrigeration loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0292—Refrigerant compression by cold or cryogenic suction of the refrigerant gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
    • F25J3/04006—Providing pressurised feed air or process streams within or from the air fractionation unit
    • F25J3/04012—Providing pressurised feed air or process streams within or from the air fractionation unit by compression of warm gaseous streams; details of intake or interstage cooling
    • F25J3/04018—Providing pressurised feed air or process streams within or from the air fractionation unit by compression of warm gaseous streams; details of intake or interstage cooling of main feed air
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
    • F25J3/04521—Coupling of the air fractionation unit to an air gas-consuming unit, so-called integrated processes
    • F25J3/04527—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general
    • F25J3/04533—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general for the direct combustion of fuels in a power plant, so-called "oxyfuel combustion"
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
    • F25J3/04521—Coupling of the air fractionation unit to an air gas-consuming unit, so-called integrated processes
    • F25J3/04612—Heat exchange integration with process streams, e.g. from the air gas consuming unit
    • F25J3/04618—Heat exchange integration with process streams, e.g. from the air gas consuming unit for cooling an air stream fed to the air fractionation unit
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
    • B01D2256/22—Carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2258/00—Sources of waste gases
    • B01D2258/02—Other waste gases
    • B01D2258/0283—Flue gases
    • 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
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/34—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid with recycling of part of the working fluid, i.e. semi-closed cycles with combustion products in the closed part of the cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J2215/00—Preventing emissions
    • F23J2215/50—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 
    • F23J2900/00—Special arrangements for conducting or purifying combustion fumes; Treatment of fumes or ashes
    • F23J2900/15061—Deep cooling or freezing of flue gas rich of CO2 to deliver CO2-free emissions, or to deliver liquid CO2
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2215/00—Processes characterised by the type or other details of the product stream
    • F25J2215/80—Carbon dioxide
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/80—Separating impurities from carbon dioxide, e.g. H2O or water-soluble contaminants
    • F25J2220/82—Separating low boiling, i.e. more volatile components, e.g. He, H2, CO, Air gases, CH4
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/06—Adiabatic compressor, i.e. without interstage cooling
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2235/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams
    • F25J2235/80—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams the fluid being carbon dioxide
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/70—Steam turbine, e.g. used in a Rankine cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2260/00—Coupling of processes or apparatus to other units; Integrated schemes
    • F25J2260/80—Integration in an installation using carbon dioxide, e.g. for EOR, sequestration, refrigeration etc.
    • 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
    • Y02E20/32—Direct CO2 mitigation
    • 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
    • Y02E20/34—Indirect CO2mitigation, i.e. by acting on non CO2directly related matters of the process, e.g. pre-heating or heat recovery

Abstract

Un método para la producción de una corriente de dióxido de carbono (CO2) líquido de baja presión, comprendiendo el método: proporcionar una corriente que contiene CO2 de alta presión a una presión de 6 MPa (60 bar) o mayor; dividir la corriente que contiene CO2 de alta presión en una porción principal y en una porción de enfriamiento; expandir la porción de enfriamiento de la corriente que contiene CO2 de alta presión para reducir la temperatura de la misma a 0°C o menos; enfriar la porción principal de la corriente que contiene CO2 de alta presión a una temperatura de 5°C o menos haciendo pasar la porción principal de la corriente que contiene CO2 de alta presión a través de un intercambiador de calor a contracorriente con la porción de enfriamiento expandida de la corriente que contiene CO2 de alta presión; y expandir la porción principal enfriada de la corriente que contiene CO2 de alta presión a una presión que es de 3 MPa (30 bar) o menos, pero que es mayor que la presión del punto triple del CO2 a fin de formar la corriente de CO2 líquido de baja presión.

Description

DESCRIPCIÓN
Método de producción de dióxido de carbono líquido de baja presión procedente de un sistema de producción de energía
Campo de la descripción
El tema actualmente descrito se refiere a sistemas y métodos para la producción de dióxido de carbono líquido. Particularmente, el dióxido de carbono líquido puede ser una corriente de baja presión de dióxido de carbono formado a partir de dióxido de carbono producido en un sistema y método de producción de energía, específicamente en un sistema y método que usa dióxido de carbono como un fluido de trabajo.
Antecedentes
El documento US 2013/213049 A1 describe un método de generación de energía.
El documento US 2013/104525 A1 describe otro método de generación de energía.
El documento US 2012/237881 A1 describe un proceso de separación de aire para proporcionar una corriente de O2 purificado y una corriente de fluido de trabajo calentado.
El documento US 2.498.289 describe un sistema de energía de combustión directa mejorado, que genera y emplea un gas de combustión que incluye dióxido de carbono como fluido de trabajo.
La captura y el secuestro del carbono (CCS, por sus siglas en inglés) es una consideración clave de cualquier sistema o método que produzca dióxido de carbono (CO2). Esto es particularmente relevante para la producción de energía mediante la combustión de un combustible fósil u otro material que contenga hidrocarburos. Se han sugerido varios métodos de producción de energía donde se puede lograr CCS (por sus siglas en inglés). Una publicación en el campo de la generación de energía de alta eficiencia con CCS (por sus siglas en inglés), el Documento de Patente de los EE.UU. de Número 8.596.075 de Allam et al., prevé eficiencias deseables en los sistemas de combustión de oxicombustible de ciclo cerrado que usan una corriente de CO2 de reciclo. En tal sistema, se captura el CO2 como una corriente relativamente pura a alta presión.
Las propuestas actuales para la eliminación del CO2 a menudo requieren el transporte en tuberías de alta presión como un fluido supercrítico de alta densidad a presiones de 10 MPa (100 bar) a 25 MPa (250 bar). Dichas tuberías requieren de altos desembolsos de capital. El CO2 en tuberías se secuestra en una formación geológica subterránea, tal como un acuífero salino profundo, o se puede usar para obtener una ventaja económica, como tal como para la recuperación mejorada de petróleo (EOR, por sus siglas en inglés).
El uso de CO2 para la EOR (por sus siglas en inglés) requiere de su disponibilidad en un área amplia de una región rica en petróleo. Esto requeriría el uso extensivo de una red de tuberías que se extendiera por la región. Esto se vuelve prohibitivamente costoso en muchos usos, particularmente en los campos petrolíferos de mar adentro. Por lo tanto, sería útil proporcionar cantidades masivas de CO2 (tales como las producidas a partir de un sistema y método de producción de energía) en forma líquida que serían más fáciles de enviar a las plataformas de producción de petróleo de mar adentro. Se pueden prever otros usos beneficiosos del CO2 recogido de instalaciones de producción de energía, si se pudiera proporcionar el CO2 en una forma licuada.
Resumen de la descripción
La presente descripción proporciona sistemas y métodos útiles en la producción de CO2 líquido. Los sistemas y métodos descritos pueden hacer uso de CO2 procedente de cualquier fuente. Los sistemas y métodos, sin embargo, pueden ser particularmente beneficiosos en relación con un sistema y método que produce una corriente de CO2 de alta presión, particularmente una corriente de CO2 de alta presión a temperatura próxima a la ambiente. Los presentes sistemas y métodos son aún más beneficiosos en que se puede producir CO2 líquido con una pureza sustancialmente alta, en particular con bajos niveles de oxígeno, nitrógeno, y gases nobles (por ejemplo, Argón).
En ciertas realizaciones, una fuente de CO2 que se puede usar para la producción de CO2 líquido puede ser un sistema de producción de energía, en particular sistemas y métodos de combustión oxi-combustible, y más en particular métodos de combustión que usan un fluido de trabajo de CO2. Sistemas y métodos para la producción de energía en donde se puede obtener una corriente de CO2 se describen en el Documento de Patente de los Estados Unidos de Número 8.596.075, el Documento de Patente de los EE.UU. de Número 8.776.532, el Documento de Patente de los EE.UU. de Número 8.959.887, el Documento de Patente de los EE.UU. de Número 8.986.002, el Documento de Patente de los EE.UU. de Número 9.068.743, la Publicación de los EE.UU. de Número 2010/0300063, la Publicación de los EE.UU. de Número 2012/0067054, la Publicación de los EE.UU. de Número 2012/0237881, y la Publicación de los EE. UU. de Número 2013/0213049.
La presente invención se refiere a un método para la producción de una corriente de dióxido de carbono (CO2) líquido de baja presión según la reivindicación 1. El método comprende proporcionar una corriente de CO2 de alta presión a una presión de aproximadamente 6 MPa (60 bar) o mayor, de aproximadamente 10 MPa (100 bar) o mayor, o en un intervalo de presión como se describe de otro modo en la presente invención. El método comprende además la división de una porción de la corriente de CO2 de alta presión y la expansión de la porción para formar una corriente de enfriamiento que puede ser útil como un refrigerante. Por ejemplo, la corriente de enfriamiento puede estar a una temperatura de aproximadamente -20°C o menos o en un intervalo de temperatura como se describe de otro modo en la presente invención. El método comprende además enfriar la corriente de CO2 de alta presión a una temperatura de aproximadamente 5°C o menos (preferiblemente aproximadamente a -10°C o menos) haciendo pasar la corriente de CO2 de alta presión a través de un intercambiador de calor en una relación de intercambio de calor con la corriente de enfriamiento. El método puede comprender además expandir la corriente de CO2 de alta presión a fin de formar una corriente de CO2 de baja presión a una presión de hasta aproximadamente 0,6 MPa (6 bar). Los métodos pueden comprender además hacer pasar la corriente de CO2 de baja presión a través de un separador eficaz para separar una corriente de vapor de la misma y proporcionar la corriente de CO2 líquido de baja presión.
En realizaciones adicionales, la presente descripción se refiere a sistemas útiles en la producción de una corriente de dióxido de carbono (CO2) líquido de baja presión. En algunas realizaciones, tales sistemas pueden comprender uno o más componentes adaptados para proporcionar una corriente de CO2 de alta presión, uno o más intercambiadores de calor, uno o más expansores (por ejemplo, válvulas), uno o más separadores, y uno o más destiladores. En un ejemplo no limitativo, un sistema según la presente descripción puede comprender: tubería adaptada para el paso de una corriente de CO2 de alta presión; un divisor adaptado para dividir la corriente de CO2 de alta presión en una fracción de enfriamiento y en una corriente principal; un expansor adaptado para expandir y enfriar la fracción de enfriamiento de la corriente de CO2 de alta presión; un intercambiador de calor adaptado para enfriar la corriente de CO2 de alta presión principal contra la fracción de enfriamiento enfriada y expandida de la corriente de CO2 de alta presión; un expansor adaptado para expandir y enfriar de la corriente de CO2 de alta presión principal para formar una corriente de CO2 de baja presión de dos fases; un separador adaptado para eliminar una fracción de vapor de la corriente de CO2 de baja presión de dos fases; y un destilador adaptado para eliminar al menos una porción de componentes que no son CO2 y proporcionar una corriente de CO2 líquido de baja presión.
En aún otras realizaciones, la presente descripción se refiere a los métodos para la producción de una corriente de dióxido de carbono (CO2) líquido de baja presión a partir de una corriente de CO2 de alta presión procedente de un proceso de producción de energía. En algunas realizaciones, tal método puede comprender la combustión de un combustible carbonoso o un combustible a base de hidrocarburos en una cámara de combustión en presencia de oxígeno y una corriente de CO2 de reciclo a una presión de aproximadamente 10 MPa (100 bar) o mayor y a una temperatura de aproximadamente 400°C o mayor para formar una corriente de salida de la cámara de combustión que comprende CO2. La corriente de salida de la cámara de combustión en particular puede estar a una presión de aproximadamente 20 MPa (200 bar) a aproximadamente 40 MPa (400 bar). La corriente de salida de la cámara de combustión en particular puede estar a una temperatura de aproximadamente 800°C a aproximadamente 1.600°C. El método además puede comprender expandir la corriente de salida de la cámara de combustión en una turbina para generar energía y formar una corriente de salida de la turbina que comprende CO2 a una presión de aproximadamente 5 MPa (50 bar) o menos. La corriente de salida de la turbina en particular puede estar a una presión de aproximadamente 2 MPa (20 bar) a aproximadamente 4 MPa (40 bar). El método además puede comprender enfriar la corriente de salida de la turbina en un intercambiador de calor con el calor transferido a la corriente de CO2 de reciclo de calentamiento. El enfriamiento puede ser a una temperatura de aproximadamente 80°C o menos, tal como a temperatura próxima a la ambiente. El método también puede comprender enfriar adicionalmente la corriente de salida de la turbina contra los medios de enfriamiento ambiental y separar el agua condensada en un separador. El método además puede comprender bombear el CO2 desde la presión a la salida de la turbina a una presión de aproximadamente 10 MPa (100 bar) o mayor para formar una corriente de CO2 de alta presión. En particular, la corriente de CO2 de alta presión puede estar a una presión de aproximadamente 10 MPa (100 bar) a aproximadamente 50 MPa (500 bar) o de aproximadamente 20 MPa (200 bar) a aproximadamente 40 MPa (400 bar). El CO2 procedente de la corriente de salida de la turbina enfriada se puede comprimir a una primera presión, enfriarlo para aumentar su densidad, y luego bombearlo a la segunda presión mayor en el intervalo indicado anteriormente. Una porción de la corriente de CO2 de alta presión se puede hacer pasar de nuevo a través del intercambiador de calor para ser calentada contra la corriente de salida de la turbina de enfriamiento antes de pasar de nuevo a la cámara de combustión. También se puede aplicar un calentamiento adicional a la corriente después de la compresión y antes del paso a la cámara de combustión, dicho calentamiento adicional proviene de una fuente distinta de la corriente de salida de la turbina. Una porción de la corriente de CO2 a alta presión (cuya porción puede comprender cualquier CO2 neto producido en una combustión) se puede enfriar a una temperatura de aproximadamente 5°C o menos, tal como, por ejemplo, en un intercambiador de calor que usa un refrigerante. El refrigerante puede comprender una porción de la corriente de CO2 de alta presión que se puede usar como una fracción de enfriamiento mediante la expansión de la porción a una presión que es de aproximadamente 3 MPa (30 bar) o menos, pero está por encima de la presión del punto triple del CO2. La fracción de enfriamiento puede estar a una temperatura de aproximadamente 0°C o menos o aproximadamente a -20°C o menos. En realizaciones particulares, la fracción de enfriamiento de la corriente de CO2 de alta presión se puede enfriar a una temperatura de aproximadamente -55°C a aproximadamente 0°C. La porción de la corriente de CO2 de alta presión que se enfría en el intercambiador de calor contra la fracción de enfriamiento de CO2 se puede expandir a una presión de hasta aproximadamente 0,6 MPa (6 bar) (preferiblemente siempre manteniendo una presión superior a la presión del punto triple del CO2) a fin de formar una corriente de CO2 líquido de baja presión. En particular, la porción enfriada de la corriente de CO2 de alta presión se puede expandir a una presión que es de aproximadamente 3 MPa (30 bar) o menos, pero está por encima de la presión del punto triple del Los métodos como se describen anteriormente pueden comprender elementos adicionales. Por ejemplo, el enfriamiento de la corriente de salida de la turbina puede estar particularmente a una temperatura de aproximadamente 70°C o menos o de aproximadamente 60°C o menos. Se puede usar un intercambiador de calor o una pluralidad de intercambiadores de calor. Por ejemplo, se puede usar un intercambiador de calor economizador seguido de un intercambiador de calor de agua fría. Después del enfriamiento, los métodos también pueden comprender hacer pasar la corriente de salida de la turbina que comprende CO2 a través de uno o más separadores para eliminar al menos el agua de la misma. Además, antes de dicha etapa de bombeo, los métodos pueden comprender comprimir la corriente de salida de la turbina que comprende CO2 a una presión de hasta aproximadamente 8 MPa (80 bar) (por ejemplo, de una presión de aproximadamente 6 MPa (60 bar) a aproximadamente 8 MPa (80 bar)). Aún más, los métodos pueden comprender el aumento de la densidad de la corriente de salida de la turbina que comprende CO2 , tal como mediante enfriamiento de la corriente en un intercambiador de calor de agua fría. La densidad, por ejemplo, se puede aumentar a aproximadamente 600 kg/m3 o más, aproximadamente 700 kg/m3 o más, o aproximadamente 800 kg/m3 o más. La corriente de salida de la turbina se puede comprimir antes de aumentar la densidad de la corriente.
Los métodos pueden comprender, además, después de dicho enfriamiento de la corriente principal de CO2 de alta presión, en un intercambiador de calor y antes de dicha expansión, hacer pasar la corriente principal de CO2 de alta presión a través de un evaporador. El evaporador se puede combinar particularmente con un destilador (por ejemplo, una columna de extracción). Como tal, el evaporador puede proporcionar calefacción al destilador.
Los métodos pueden comprender además el procesamiento de la corriente principal de CO2 líquido de baja presión. Por ejemplo, la corriente de CO2 líquido de baja presión puede ser un material de dos fases que incluye la fase líquida y una fase vapor. Por lo tanto, los métodos pueden comprender hacer pasar la corriente de CO2 líquido de baja presión a través de un separador eficaz para separar una corriente de vapor de la misma. En algunas realizaciones, la corriente de vapor puede comprender hasta aproximadamente el 8 % (particularmente hasta aproximadamente el 4 %, o hasta aproximadamente el 6 %) en masa de la corriente de CO2 líquido de baja presión que se hace pasar a través del separador. En algunas realizaciones, la corriente de vapor puede comprender de aproximadamente el 1 % a aproximadamente el 75 % en masa de CO2. En algunas realizaciones, la corriente de vapor puede comprender de aproximadamente el 25 % a aproximadamente el 99 % en masa de una combinación de N2 , O2 , y argón (o gases inertes adicionales). Los métodos también pueden comprender hacer pasar la corriente restante de CO2 líquido de baja presión (por ejemplo, después de extraer la fase de vapor de la misma) a través de un destilador, tal como una columna de extracción (que puede incluir el evaporador, como se discutió anteriormente).
Después de la etapa de destilación, el CO2 líquido se puede proporcionar a una bomba para aumentar su presión a un valor deseado. La corriente fría de descarga procedente de la bomba se puede suministrar a un intercambiador de calor aguas arriba del evaporador para complementar la capacidad de enfriamiento del CO2 de alta presión que se expande para crear un refrigerante. El CO2 refrigerante calentado y/o la corriente de cabeza procedente de una columna de destilación de extracción se pueden proporcionar a un compresor que descarga el flujo a una presión compatible con el sistema donde se originó la corriente de CO2 de alta presión. La corriente de fase de vapor procedente del separador también se puede proporcionar a un sistema para realizar procesos de separación adicionales. Alternativamente, se puede ventear la corriente de fase de vapor.
La corriente de CO2 líquido de baja presión proporcionada según la presente descripción, en particular, puede tener sólo una muy baja concentración de oxígeno. En algunas realizaciones, la corriente de CO2 líquido de baja presión puede tener un contenido de oxígeno de no más de aproximadamente 25 ppm, en particular no más de aproximadamente 10 ppm. La corriente de CO2 líquido de baja presión también puede tener una concentración baja similar de gases inertes, tales como nitrógeno y argón.
Como ejemplos no limitativos, la presente descripción se puede relacionar con las siguientes realizaciones. Dichas realizaciones pretenden ser ilustrativas de la naturaleza más amplia de la divulgación como un todo.
En algunas realizaciones, la presente descripción puede proporcionar métodos para la producción de una corriente de CO2 líquido de baja presión. Por ejemplo, tal método puede comprender: realizar la combustión de un combustible carbonoso o de un combustible de hidrocarburos con oxígeno en una cámara de combustión en presencia de una corriente de CO2 de reciclo a una presión de aproximadamente 100 MPa (100 bar) o mayor y a una temperatura de aproximadamente 400°C o mayor para formar una corriente de salida de la cámara de combustión que comprende CO2 ; expandir la corriente de salida de la cámara de combustión en una turbina para generar energía y formar una corriente de salida de la turbina que comprende CO2 a una presión de aproximadamente 5 MPa (50 bar) o menos; enfriar la corriente de salida de la turbina en un primer intercambiador de calor para formar una corriente de salida de la turbina enfriada; bombear el CO2 procedente de la corriente de salida de la turbina enfriada a una presión de aproximadamente 10 MPa (100 bar) o mayor para formar una corriente de CO2 de alta presión; dividir la corriente de CO2 de alta presión en una porción principal y una porción de enfriamiento; expandir la porción de enfriamiento de la corriente de CO2 de alta presión para reducir la temperatura de la misma a aproximadamente -20°C o menos; enfriar la porción principal de la corriente de CO2 de alta presión a una temperatura de aproximadamente 5°C o menos haciendo pasar la porción principal de la corriente de CO2 de alta presión a través de un segundo intercambiador de calor contra la porción de enfriamiento expandida de la corriente de CO2 de alta presión; y expandir la porción principal enfriada de la corriente de CO2 de alta presión a una presión que es de aproximadamente 3 MPa (30 bar) o menos, pero que es mayor que la presión del punto triple del CO2 a fin de formar la corriente de CO2 líquido de baja presión. En realizaciones adicionales, dicho método puede incluir una o más de las siguientes declaraciones, que se pueden combinar en cualquier número y en cualquier combinación. Además, dicho método puede incluir cualesquiera elementos adicionales como se describe de otro modo en la presente invención.
La corriente de salida de la cámara de combustión puede estar a una presión de aproximadamente 20 MPa (200 bar) a aproximadamente 40 MPa (400 bar).
La corriente de salida de la cámara de combustión puede estar a una temperatura de aproximadamente 800°C a aproximadamente 1.600°C.
La corriente de salida de la turbina que comprende CO2 puede estar a una presión de aproximadamente 2 MPa (20 bar) a aproximadamente 4 MPa (40 bar).
La corriente de salida de la turbina se puede enfriar en el intercambiador de calor a una temperatura de aproximadamente 80°C o menos.
El método además puede comprender hacer pasar la corriente de salida de la turbina enfriada que comprende CO2 a través de uno o más separadores para eliminar al menos el agua de la misma.
El método además puede comprender el calentamiento de uno o de ambos de oxígeno y de la corriente de CO2 de reciclo en el intercambiador de calor a contracorriente de la corriente de salida de la turbina.
La corriente de CO2 de alta presión puede estar a una presión de aproximadamente 20 MPa (200 bar) a aproximadamente 40 MPa (400 bar).
La porción principal de la corriente de CO2 de alta presión se puede enfriar a una temperatura de aproximadamente -55°C a aproximadamente 0°C.
El método además puede comprender, después de enfriar la porción principal de la corriente de CO2 de alta presión y antes de expandir la porción principal de la corriente de CO2 de alta presión, hacer pasar la porción principal de la corriente de CO2 de alta presión a través de un evaporador.
El evaporador puede estar en una columna de extracción.
El método además puede comprender hacer pasar la corriente de CO2 líquido de baja presión a través de un separador eficaz para separar una corriente de vapor de la misma.
La corriente de vapor puede comprender hasta aproximadamente el 8 % en masa de la corriente de CO2 líquido de baja presión que se hace pasar a través del separador.
La corriente de vapor puede comprender de aproximadamente el 1 % a aproximadamente el 75 % en masa de CO2 y de aproximadamente el 25 % a aproximadamente el 99 % en masa de uno o más de N2 , O2 , y Argón.
El método además puede comprender hacer pasar la corriente de CO2 líquido de baja presión restante a una columna de extracción.
La corriente de CO2 de baja presión que sale la columna de extracción puede tener un contenido de oxígeno de no más de aproximadamente 25 ppm.
El método puede comprender bombear la corriente de CO2 líquido de baja presión a una presión de al menos aproximadamente 10 MPa (100 bar).
El método puede comprender enviar la corriente de CO2 líquido bombeada a una tubería de CO2.
El método además puede comprender mezclar un vapor de cabeza procedente de la columna de extracción con la porción de enfriamiento de la corriente de CO2 de alta presión que sale del segundo intercambiador de calor.
El método además puede comprender añadir la mezcla del vapor de cabeza procedente de la columna de extracción y la porción de enfriamiento de la corriente de CO2 de alta presión que sale del segundo intercambiador de calor a la corriente de salida de la turbina enfriada.
En realizaciones ejemplares adicionales, la presente descripción puede proporcionar sistemas configurados para la producción de una corriente de CO2 líquido de baja presión. Por ejemplo, un sistema puede comprender: un divisor configurado para dividir una corriente de CO2 de alta presión en una primera porción y en una segunda porción; un primer expansor configurado para expandir y enfriar la primera porción de la corriente de CO2 de alta presión; un intercambiador de calor para enfriar la segunda porción de la corriente de CO2 de alta presión a contracorriente con la primera porción de la corriente de CO2 de alta presión enfriada que sale del expansor; y un segundo expansor configurado para expandir la segunda porción enfriada de la corriente de CO2 de alta presión a fin de formar la corriente de CO2 líquido de baja presión. En realizaciones adicionales, dicho sistema puede incluir una o más de las siguientes declaraciones, que se pueden combinar en cualquier número y en cualquier combinación. Además, dicho sistema puede incluir cualesquiera elementos adicionales como se describe en la presente invención de otro modo en la presente invención.
El primer expansor se puede configurar para enfriar la primera porción de la corriente de CO2 de alta presión a una temperatura de aproximadamente -20°C o menos.
El intercambiador de calor se puede configurar para enfriar la segunda porción de la corriente de CO2 de alta presión a una temperatura de aproximadamente 5°C o menos.
El segundo expansor se puede configurar para expandir la segunda porción enfriada de la corriente de CO2 de alta presión a una presión que es de aproximadamente 3 MPa (30 bar) o menos, pero es mayor que la presión del punto triple del CO2.
El sistema además puede comprender una columna de extracción combinada y un evaporador.
La columna de extracción puede estar en línea aguas abajo del segundo expansor, y el evaporador puede estar en línea aguas abajo del intercambiador de calor y aguas arriba del segundo expansor.
El sistema además puede comprender un separador de líquido/vapor posicionado aguas abajo del segundo expansor y aguas arriba de la columna de extracción.
El sistema además puede comprender un compresor configurado para recibir la primera porción de la corriente de CO2 de alta presión procedente del intercambiador de calor.
El sistema además puede comprender: una cámara de combustión configurada para la combustión de un combustible carbonoso o de un combustible de hidrocarburos con oxígeno en una cámara de combustión en presencia de una corriente de CO2 de reciclo a una presión de aproximadamente 10 MPa (100 bar) o mayor y a una temperatura de aproximadamente 400°C o mayor para formar una corriente de salida de la cámara de combustión que comprende CO2 ; una turbina configurada para expandir la corriente de salida de la cámara de combustión para generar energía y formar una corriente de salida de la turbina que comprende CO2 ; un intercambiador de calor adicional configurado para enfriar la corriente de salida de la turbina; y una bomba configurada para bombear el CO2 procedente de la corriente de salida de la turbina enfriada para formar la corriente de CO2 de alta presión.
Breve descripción de las figuras
Ahora se hará referencia a los dibujos adjuntos, que no están necesariamente dibujados a escala, y en donde:
La Figura 1 muestra un diagrama de flujo de un sistema según las realizaciones de la presente descripción para la formación de una corriente de CO2 líquido de baja presión; y
La Figura 2 muestra un diagrama de flujo de un sistema según las realizaciones de la presente descripción para la formación de una corriente de CO2 líquido de baja presión usando una porción de una corriente de CO2 de alta presión extraída de un proceso de producción de energía.
Descripción detallada
Ahora se describirá el tema actual de forma más completa de aquí en adelante con referencia a las realizaciones ejemplares de la misma. Estas realizaciones ejemplares se describen de manera que esta descripción será minuciosa y completa, y transmitirá completamente el alcance del tema a los expertos en la técnica. De hecho, la materia objeto se puede realizar de muchas formas diferentes y no se debe interpretar como limitada a las realizaciones indicadas en la presente memoria; más bien, se proporcionan estas realizaciones de modo que esta descripción satisfará los requisitos legales aplicables.
Como se usa en la memoria descriptiva, y en las reivindicaciones adjuntas, las formas singulares "un", "una", "el", incluyen a las referencias plurales a menos que el contexto indique claramente lo contrario.
La presente descripción se refiere a sistemas y métodos adaptados para la producción de dióxido de carbono (CO2) líquido de baja presión. Los sistemas y métodos particularmente se pueden adaptar a la entrada de una corriente que comprende CO2 no líquido (por ejemplo, CO2 gaseoso o CO2 supercrítico) y convertir al menos una porción del CO2 no líquido a CO2 líquido. La corriente de entrada puede comprender una fracción de CO2 líquido; sin embargo, la corriente de entrada comprende preferiblemente no más de aproximadamente el 25 %, no más de aproximadamente el 10 %, no más de aproximadamente el 5 %, o no más de aproximadamente el 2 % en peso de CO2 líquido.
El CO2 líquido producido según la presente descripción se puede producir a una presión baja en que la presión del CO2 líquido producido es menor de 5 MPa (50 bar) pero mayor que la presión del punto triple del CO2 a fin de evitar preferiblemente la formación sustancial de CO2 sólido. En algunas realizaciones, el CO2 líquido producido puede estar a una presión de hasta aproximadamente 0,6 MPa (6 bar), en particular de aproximadamente 3 MPa (30 bar) a aproximadamente 0,6 MPa (6 bar), de aproximadamente 2,5 MPa (25 bar) a aproximadamente 0,6 MPa (6 bar), o de aproximadamente 1,5 MPa (15 bar) a aproximadamente 0,6 MPa (6 bar). La temperatura del CO2 líquido producido está preferiblemente en el intervalo de la temperatura de saturación a la presión dada. Por ejemplo, la temperatura puede estar en el intervalo de aproximadamente 5°C a aproximadamente -55°C, de aproximadamente -5°C a aproximadamente -55°C, o de aproximadamente -15°C a aproximadamente -55°C.
Los métodos para producir CO2 líquido según las realizaciones de la presente descripción generalmente pueden comprender enfriar y expandir el CO2 de la corriente de entrada. Dependiendo de la fuente de la corriente de entrada, los métodos pueden comprender una o más etapas de compresión. En realizaciones preferidas, el CO2 de la entrada puede estar a una presión de aproximadamente 6 MPa (60 bar) o mayor, de aproximadamente 10 MPa (100 bar) o mayor, o de aproximadamente 20 MPa (200 bar) o mayor. En otras realizaciones, la presión del CO2 de la entrada puede estar en el intervalo de aproximadamente 6 MPa (60 bar) a aproximadamente 40 MPa (400 bar). La temperatura del CO2 de la entrada puede ser mayor de 10°C o puede estar en el intervalo de aproximadamente 10°C a aproximadamente 40°C, de aproximadamente 12°C a aproximadamente 35°C, o de aproximadamente 15°C a aproximadamente 30°C. En algunas realizaciones, el CO2 de la entrada puede estar a aproximadamente la temperatura ambiente.
En la Figura 1 se muestra una realización de un sistema y método según la presente descripción útil en la producción de CO2 líquido. Como se ve en la misma, una corriente de CO2 de alta presión 24 se puede enfriar mediante su paso a través de un enfriador de agua 50 (que puede ser opcional, dependiendo de la temperatura real de la corriente de CO2 de alta presión). La corriente de CO2 de alta presión 24 se divide entonces en una primera porción y en una segunda porción usando un divisor 68 (u otro elemento de sistema adecuado configurado para dividir una corriente) para proporcionar una corriente lateral de CO2 de alta presión 57 que se puede expandir, tal como a través de una válvula 58 u otro dispositivo adecuado, para formar una corriente de CO2 de refrigeración 56. La corriente de CO2 de alta presión restante 62 se hace pasar a través de un intercambiador de calor 10 donde se enfría por la corriente de CO2 de refrigeración 56, que sale como la corriente de CO233. La corriente de CO2 de alta presión enfriada 51 que sale del extremo frío del intercambiador de calor 10 puede estar a una temperatura de aproximadamente 5°C o menos, de aproximadamente 0°C o menos, de aproximadamente -10°C o menos, o de aproximadamente -20°C o menos (por ejemplo, de aproximadamente 5°C a aproximadamente -40°C, o de aproximadamente 0°C a aproximadamente -35°C). La corriente de CO2 de alta presión enfriada 51 se puede expandir para formar la corriente de CO2 líquido. Como se ilustra en la Figura 1, la corriente de CO2 de alta presión enfriada 51 se hace pasar primero a través de un evaporador 52, que es parte de una columna 53 de extracción en la Figura 1, y de este modo suministra la calefacción para la destilación en la misma, que se describe adicionalmente a continuación. Así, el paso a través del evaporador puede ser opcional. La corriente de CO2 de alta presión 55 que abandona el evaporador 52 se expande para formar la corriente de CO2 líquido de baja presión 35 a una temperatura y presión en los intervalos descritos anteriormente. En la Figura 1, la corriente 55 se expande a través de una válvula 48, pero se puede usar cualquier dispositivo útil para expandir una corriente de CO2 comprimido. Por ejemplo, el dispositivo de expansión puede ser un sistema de producción de trabajo, tal como una turbina, que disminuye la entalpía del CO2 entre la entrada y la salida, y reduce aún más la temperatura a la salida.
La expansión de la corriente de CO2 de alta presión (por ejemplo, del intervalo de aproximadamente 6 MPa (60 bar) a aproximadamente 40 MPa (400 bar)) para formar la corriente de CO2 de baja presión (por ejemplo, a una presión de aproximadamente 3 MPa (30 bar) o menos, pero mayor que la presión del punto triple del CO2) puede resultar en una corriente producto de dos fases formado por una mezcla de gas y líquido que tiene la misma entalpía total que la corriente de CO2 que entra a la válvula (u otro dispositivo de expansión). La temperatura de la mezcla de dos fases que sale de la válvula (o una turbina según la realización alternativa ejemplar, indicada anteriormente) particularmente puede estar a la temperatura de saturación del líquido a la presión reducida. En la Figura 1, la corriente 56 que sale de la válvula 58 y la corriente 35 que sale de la válvula 48 pueden ser ambas corrientes de dos fases. La corriente de CO2 de baja presión de dos fases 35 que sale de la válvula 48 se puede hacer pasar a través de un separador 9 para proporcionar la corriente de la fracción de vapor de CO249 y la corriente de la fracción líquida de CO236.
En realizaciones en donde la corriente de CO2 de alta presión de la entrada procede de un sistema de producción de energía por oxi-combustión, la fracción de vapor que se puede separar de la corriente de CO2 líquido de baja presión contendrá la mayor parte de los gases inertes (por ejemplo, nitrógeno, exceso de O2 , y gases nobles, tales como argón) que están presentes en la fuente de oxígeno y en la fuente de combustible (por ejemplo, gas natural). Como un ejemplo no limitante, se puede llevar a cabo un proceso de producción de energía por oxi-combustión con una corriente de oxígeno en un exceso del 1 % que fluye en una cámara de combustión, formándose la corriente de oxígeno de aproximadamente del 99,5 % de oxígeno y del 0,5 % de argón. El producto de CO2 neto resultante puede incluir O2 a una concentración del 2 % y argón a una concentración del 1 %.
Según la presente descripción, el enfriamiento de un producto de CO2 procedente de un sistema de energía como se ejemplifica anteriormente mediante medios de enfriamiento indirectos a una temperatura que, en la expansión a través de una válvula a una presión de, por ejemplo, 1 MPa (10 bar), tiene como resultado una fracción de vapor de expansión súbita de aproximadamente el 4 %. En diversas realizaciones, la fracción de vapor puede ser de hasta aproximadamente el 6 %, de hasta aproximadamente el 5 %, o de hasta aproximadamente el 4 % en masa de la corriente de CO2 líquido total (por ejemplo, corriente 35 en la Figura 1). La corriente de vapor (por ejemplo, corriente 49 en la Figura 1) puede comprender de aproximadamente el 1 % a aproximadamente el 75 % en masa de CO2 y de aproximadamente el 25 % a aproximadamente el 99 % en masa de una combinación de N2, O2 y argón (u otros gases inertes). En realizaciones adicionales, la corriente de vapor puede comprender aproximadamente el 60 % o más, aproximadamente el 65 % o más, o aproximadamente el 70 % o más en masa de la combinación de N2 , O2 , y argón (u otros gases inertes). La fracción de vapor de expansión súbita (por ejemplo, la corriente 49 que sale del separador 9 en la Figura 1) se puede ventilar a la atmósfera o capturar. La producción de la corriente de vapor de expansión súbita es beneficiosa en realizaciones donde la corriente de CO2 de entrada se deriva de un proceso de oxi-combustión ya que la eliminación de la fracción de vapor evitará la acumulación de argón inerte y/o nitrógeno (que pueden estar presentes en el gas natural y/o en el gas combustible derivado del carbón que se quema y que pueden estar presentes en una corriente de oxígeno derivada de una planta de separación criogénica de aire). Para formar la fracción de vapor de expansión súbita, que puede ser útil para enfriar la corriente de CO2 de alta presión (por ejemplo, corriente 62 en la Figura 1) a una temperatura de aproximadamente -30°C o menos, o de aproximadamente -33°C o menos antes de la expansión. En realizaciones donde la corriente de CO2 de alta presión de entrada proviene de una fuente que puede estar sustancial o completamente desprovista de gases inertes (y opcionalmente de oxígeno), puede no ser necesario formar la fracción de vapor de expansión súbita. En realizaciones que usan combustible de gas natural con una fracción significativa de N2 en el proceso de producción de energía de oxi-combustible, puede ser útil para ajustar la temperatura a la que se enfría la corriente 51 con el fin de asegurar la eliminación de la mayor parte del N2 con el O2 y el argón en la corriente 49 junto con una pérdida mínima de CO2 en la corriente 49.
Preferiblemente, la mayoría de la concentración del O2 y del argón (y de otros gases inertes) de la corriente de CO2 de entrada se elimina en la fracción de vapor de destilación súbita de tal manera que la corriente de la fracción líquida de CO2 (por ejemplo, corriente 36 en la Figura 1) tiene solamente una concentración menor de N2 , O2 , y argón - por ejemplo, aproximadamente el 1 % o menos, aproximadamente el 0,5 % o menos, o aproximadamente el 0,2 % en masa o menos. Esta concentración menor de N2 , O2 y argón se puede extraer de la corriente de la fracción líquida de CO2 , tal como usando un aparato de destilación (por ejemplo, la columna de extracción 53 en la Figura 1). Alternativamente a la ilustración de la Figura 1, se puede instalar una sección de extracción en la parte inferior del separador de destilación súbita. En realizaciones que usan la columna de extracción, se puede incluir un evaporador (componente 52 en la Figura 1 como se trató anteriormente) para eliminar el calor restante disponible de una parte o de la totalidad de la corriente de CO2 de alta presión (por ejemplo, corriente 51 en la Figura 1). Tal calentamiento se puede variar para proporcionar la relación de líquido a vapor necesaria para reducir la concentración de oxígeno en el producto de CO2 líquido neto (corriente 54 en la Figura 1). La concentración de oxígeno en la corriente de CO2 líquido neto puede ser no más de aproximadamente 25 ppm, no más de aproximadamente 20 ppm, o no más de aproximadamente 10 ppm.
En realizaciones adicionales, la corriente producto de CO2 líquido 54 se puede bombear a una alta presión y calentar en el intercambiador de calor 10 (o en otro intercambiador de calor adicional o por otros medios) para enviarla a una tubería de CO2. La corriente producto de CO2 líquido particularmente se puede bombear a una presión de aproximadamente 10 MPa (100 bar) a aproximadamente 25 MPa (250 bar).
Volviendo a la Figura 1, el producto de cabeza 63 que sale de la columna de extracción 53 se puede reducir adicionalmente su presión, si se desea, tal como en la válvula 64 y luego combinar con la corriente de CO2 33. Las corrientes combinadas se pueden comprimir en el compresor 34 para proporcionar una corriente de CO2 de alta presión de retorno 21, que se puede, por ejemplo, combinar con la corriente de CO2 de alta presión de entrada 24 o añadir a una corriente que contiene CO2 adicional (véase la Figura 2).
Las realizaciones anteriores para formar una corriente de CO2 líquido de baja presión pueden ser económicamente deseables en que aproximadamente el 95 % o más, aproximadamente el 96 % o más, o aproximadamente el 97 % o más en masa del CO2 en la corriente de CO2 de baja presión neto (por ejemplo, corriente 35 en la Figura 1) se puede eliminar como la corriente de CO2 líquido de baja presión. En las realizaciones descritas anteriormente, de aproximadamente el 1,5 % a aproximadamente el 2,5 % en masa del producto de CO2 neto se puede ventilar a la atmósfera con la corriente combinada de N2 , O2 , y argón (por ejemplo, corriente 49 en la Figura 1), proporcionando así una eficiencia de la eliminación de CO2 de aproximadamente el 97,5 % a aproximadamente el 98,5 %. En realizaciones en donde el método anteriormente descrito se lleva a cabo en conexión con un sistema de energía de ciclo cerrado que usa CO2 como fluido de trabajo, la corriente 49 preferiblemente se ventea a la atmósfera debido a que la eliminación de los componentes inertes es deseable para mantener su presión parcial y concentración tan baja como sea posible. Opcionalmente, la corriente 59, después de la reducción de la presión en la válvula 60, se puede dirigir a través de un conjunto de pasos a través del intercambiador de calor 10 para proporcionar una refrigeración adicional para enfriar la corriente 62 antes de que se venté la corriente 59.
El uso de una corriente de CO2 de alta presión de entrada 24 proporciona una capacidad única para proporcionar un enfriamiento indirecto a la corriente de CO2 de alta presión. Como se ha descrito en relación con las realizaciones anteriores, el enfriamiento indirecto se puede proporcionar dividiendo una porción de la corriente de CO2 de alta presión a temperatura próxima a la ambiente y luego expandir esta porción dividida de la corriente de CO2 de alta presión a una temperatura de aproximadamente -20°C o menos, de aproximadamente -30°C o menos, o de aproximadamente -40°C o menos (por ejemplo, de aproximadamente -40°C a aproximadamente -55°C). Esto se puede lograr reduciendo la presión de la corriente de CO2 de alta presión 24 a menos de aproximadamente 2 MPa (20 bar), a menos de aproximadamente 1 MPa (10 bar), o a menos de aproximadamente 0,8 MPa (8 bar) (por ejemplo, de aproximadamente 2 MPa (20 bar) a aproximadamente 0,5 MPa (5 bar), o de aproximadamente 1,2 MPa (12 bar) a aproximadamente 0,5 MPa (5 bar), particularmente a aproximadamente 0,555 MPa (5,55 bar)). La corriente de vapor más líquido resultante (por ejemplo, corriente 56 en la Figura 1) luego se usa para enfriar indirectamente la corriente de CO2 de alta presión principal en un intercambiador de calor.
Los sistemas y métodos de la presente descripción son particularmente beneficiosos cuando se usan en combinación con un método de producción de energía que usa un fluido de trabajo de CO2 , tales como los sistemas descritos en el Documento de Patente de los Estados Unidos de Número 8.596.075. En particular, tal proceso puede usar una turbina de relación de alta presión/baja presión que expande una mezcla de la corriente de CO2 de alta presión de reciclaje y de los productos de combustión resultantes de la combustión del combustible. Se puede usar cualquier combustible fósil, particularmente combustibles carbonosos. Preferiblemente, el combustible es un combustible gaseoso; sin embargo, los combustibles no gaseosos no están necesariamente excluidos. Ejemplos no limitativos incluyen gas natural, gases comprimidos, gases combustibles (por ejemplo, uno que comprende o uno de H2 , CO, CH4 , H2S y NH3) y gases combustibles similares. También se pueden usar combustibles sólidos, por ejemplo, carbón, lignito, coque de petróleo, bitumen, y similares, con la incorporación de los elementos necesarios del sistema (tal como con el uso de una cámara de combustión de oxidación parcial o de un gasificador para convertir los combustibles sólidos o líquidos pesados a una forma gaseosa). También se pueden usar combustibles de hidrocarburos líquidos. Se puede usar oxígeno puro como oxidante en el proceso de combustión. El humo de escape caliente de la turbina se usa para precalentar parcialmente la corriente de CO2 de alta presión de reciclo. La corriente de CO2 de reciclo también se calienta usando el calor derivado de la energía de compresión de un compresor de CO2 , como se discute adicionalmente en la presente invención. Todas las impurezas derivadas del combustible y de la combustión tales como compuestos de azufre, NO, NO2 , CO2 , H2O, Hg y similares se pueden separar para su eliminación sin emisiones a la atmósfera. Se incluye un tren de compresión de CO2 y que comprende unidades de alta eficiencia que aseguran un mínimo consumo de potencia incremental. El tren de compresión de CO2 puede proporcionar particularmente un flujo al compresor de combustible y CO2 de reciclaje que se puede reciclar, en parte, a la cámara de combustión y dirigirse en parte a los componentes de producción de CO2 líquido como la corriente de CO2 de alta presión de entrada.
La Figura 2, por ejemplo, ilustra un sistema de producción de energía combinado con elementos como se describen en la presente invención para producir el producto de CO2 neto derivado del carbono en el combustible primario en la forma de un líquido de baja presión con un contenido de oxígeno en un intervalo mínimo como se describe en la presente invención. Una realización de dicho sistema se describe en el siguiente Ejemplo en conexión con la Figura 2.
La magnitud del flujo total de producto de CO2 neto puede variar dependiendo de la naturaleza del combustible usado. En realizaciones que usan un combustible de gas natural, el flujo total de producto de CO2 neto puede ser de aproximadamente el 2,5 % a aproximadamente el 4,5 % (por ejemplo, aproximadamente el 3,5 %) del total del flujo del compresor de combustible y CO2 de reciclo. En realizaciones que usan un carbón bituminoso típico (por ejemplo, Illinois No. 6), el flujo total de producto de CO2 neto puede ser de aproximadamente el 5 % a aproximadamente el 7 % (por ejemplo, aproximadamente el 6 %) del flujo total del compresor de combustible y CO2 de reciclo. La cantidad de CO2 reciclada usado para la refrigeración puede estar en el intervalo de aproximadamente el 15 % a aproximadamente el 35 %, o de aproximadamente el 20 % a aproximadamente el 30 % (por ejemplo, aproximadamente el 25 %) en masa del flujo de producto de CO2 neto.
En algunas realizaciones, se puede usar gas natural licuado (LNG, por sus siglas en inglés) como una fuente de refrigeración en una manera tal como se describe en el Documento de Patente de los EE.UU. de Número de Publicación 2013/0104525. En realizaciones particulares, el LNG (por sus siglas en inglés) se puede calentar a una temperatura que se acerca a la temperatura de condensación de los gases de salida de la turbina de CO2 (por ejemplo, a una presión de aproximadamente 2 MPa (20 bar) a aproximadamente 4 MPa (40 bar)). El flujo de los gases de salida de la turbina que abandonan el separador de agua se puede secar en un secador desecante a un punto de rocío por debajo de aproximadamente -50°C antes de ser licuado usando la refrigeración derivada del LNG (por sus siglas en inglés) de alta presión, que a su vez se calienta. El CO2 líquido ahora se puede bombear a una presión de aproximadamente 20 MPa (200 bar) a aproximadamente 40 MPa (400 bar) usando una bomba centrífuga de múltiples etapas. El gas natural de alta presión estará a una temperatura típicamente en el intervalo de aproximadamente -23°C (para los gases de salida de la turbina que abandonan el intercambiador de calor del economizador a aproximadamente 2 MPa (20 bar)) a aproximadamente 0°C (para los gases de salida de la turbina que abandonan el intercambiador de calor del economizador a aproximadamente 4 MPa (40 bar)) usando una aproximación de 5°C a la temperatura de saturación del CO2 a estas presiones. Este gas natural de alta presión frío se puede usar para pre­ enfriar el CO2 de alta presión a aproximadamente 6 MPa (60 bar) a aproximadamente 40 MPa (400 bar) antes de la expansión para producir CO2 líquido en el intervalo de presión de aproximadamente 0,6 MPa (6 bar) a aproximadamente 3 MPa (30 bar). Esta refrigeración se puede complementar mediante refrigeración adicional derivada de la expansión del CO2 de alta presión como se describió anteriormente para dar una temperatura del producto de CO2 neto enfriado que en la expansión a la presión requerida del producto de CO2 liquido resulta una fracción de gas que contiene de aproximadamente el 50 % a aproximadamente el 80 % en masa de (O2 + N2 + Ar). El efecto es reducir significativamente la cantidad de CO2 adicional que se debe reciclar para la refrigeración.
Ejemplo
Las realizaciones de la presente descripción se ilustran adicionalmente mediante el siguiente ejemplo, que se expone para ilustrar el tema descrito actualmente y no se debe interpretar como limitativo. A continuación, se describe una realización de un sistema y método de producción de energía combinado, y el sistema y método para la producción de CO2 líquido de baja presión, como se ilustra en la Figura 2.
Como se ve en la Figura 2, una corriente de combustible de gas natural 42 (que en este Ejemplo es metano puro) a aproximadamente 4 MPa (40 bar) se comprime a aproximadamente 32 MPa (320 bar) en un compresor 44 para proporcionar una corriente de combustible de gas natural comprimido 43, que a su vez, entra en una cámara de combustión 1 donde se quema en una corriente de oxidante precalentado 38, que comprende aproximadamente el 23 % en masa de oxígeno mezclado con aproximadamente el 77 % en masa de CO2 diluyente. En la realización ilustrada, la cantidad total de oxígeno contiene aproximadamente el 1 % en masa de más oxígeno que la requerida para la combustión estequiométrica. Los productos de la combustión se diluyen en la cámara de combustión 1 mediante una corriente de CO2 de reciclo caliente 37 a aproximadamente 30,4 MPa (304 bar) y a aproximadamente 707°C. Una corriente de salida de la cámara de combustión 39 a una temperatura de aproximadamente 1.153°C se pasa a una entrada de la turbina 2, la turbina está acoplada a un generador eléctrico 3 y a un compresor principal de reciclo de CO24.
La corriente de salida de la cámara de combustión 39 se expande en la turbina 2 para proporcionar una corriente de salida de la turbina 45 a aproximadamente 3 MPa (30 bar) y a aproximadamente 747°C, que a su vez se hace pasar a través de un intercambiador de calor economizador 15 y se enfría a aproximadamente 56°C saliendo como la corriente de salida de la turbina enfriada 16. La corriente de salida de la turbina enfriada 16 se enfría adicionalmente a contracorriente con el agua de enfriamiento en un enfriador de agua 7 hasta una temperatura próxima a la ambiente (corriente 17 en la Figura 2). La corriente de salida de la turbina enfriada 17 se hace pasar a través de un separador 6, donde se separa una corriente de agua líquida 18 de una corriente de cabeza de CO2 gaseosa 19, que a su vez se divide en flujos separados (corrientes 22 y 20 en la Figura 2).
La corriente principal de cabeza de CO2 gaseoso 22 entra en el compresor de recirculación de CO24, que opera con un enfriador intermedio 5 y comprime corriente principal de cabeza de CO2 gaseoso a temperatura ambiente 22 (derivada de la corriente de salida de la turbina 45) a partir de una presión de aproximadamente 2,82 MPa (28,2 bar) a aproximadamente 6,35 MPa (63,5 bar) - es decir, la corriente de CO2 comprimido 23.
La corriente de la fracción de cabeza de CO2 gaseoso 20 se usa para diluir la corriente de O2 del 99,5 % 28 (que está a una presión de aproximadamente 2,8 MPa (28 bar)) que se produce por la planta de separación criogénica de aire 14. Las corrientes combinadas 20 y 28 forman la corriente de oxidante de baja presión 26, que se comprime a aproximadamente 32 MPa (320 bar) (corriente 27) en un compresor 11 con enfriadores intermedios 12. La corriente de oxidante de alta presión 27 se calienta en el intercambiador de calor del economizador, saliendo como la corriente de oxidante precalentada 38 a aproximadamente 30,4 MPa (304 bar) y a aproximadamente 707°C.
Se toma una primera corriente lateral 32 a aproximadamente 110°C del flujo de CO2 de reciclo de alta presión de calefacción y se calienta a aproximadamente 154°C (corriente 31 en la Figura 2) en el intercambiador de calor lateral 13 a contracorriente con un fluido de transferencia de calor (que entra al intercambiador de calor lateral como corriente 30 y que sale como corriente 29) que elimina el calor de compresión de los compresores de aire en la planta de separación criogénica de aire 14. La ASU (por sus siglas en inglés) tiene una alimentación de aire atmosférico 40 y una corriente de salida de nitrógeno residual 41 que se ventila a la atmósfera.
Se toma una segunda corriente lateral 61 a una temperatura de aproximadamente 400°C de la corriente de CO2 de reciclo de alta presión de calefacción y se usa en la turbina 2 para enfriamiento interno.
La corriente de CO2 comprimido 23 a aproximadamente 6,35 MPa (63,5 bar) y a aproximadamente 51°C se enfría en un intercambiador de calor 46 a contracorriente con el agua de enfriamiento para proporcionar la corriente 47 a aproximadamente 17,5°C con una densidad de aproximadamente 820 kg/m3, que se bombea en una bomba centrífuga de múltiples etapas 8 a una presión de aproximadamente 30,5 MPa (305 bar). El flujo de descarga de la bomba se divide en dos partes.
La corriente de CO2 de reciclo de alta presión 25 procedente del flujo de descarga de la bomba se hace pasar a través del intercambiador de calor del economizador 15 y funciona como el flujo del que se toman la primera corriente lateral y la segunda corriente lateral (como se discutió anteriormente).
La corriente 24 procedente del flujo de descarga de la bomba comprende la corriente producto de CO2 neto derivada del carbono en el gas natural. La corriente 24 preferiblemente puede incluir un contenido adicional de CO2 para su uso en la refrigeración. El contenido adicional de CO2 contenido puede ser de hasta aproximadamente el 50 % en masa, de hasta aproximadamente el 40 % en masa, o de hasta aproximadamente el 30 % en masa del CO2 de reciclo. En algunas realizaciones, el contenido de CO2 adicional puede ser de aproximadamente el 5 % a aproximadamente el 45 % en masa, de aproximadamente el 10 % a aproximadamente el 40 % en masa, o de aproximadamente el 15 % a aproximadamente el 35 % en masa del CO2 de reciclo.
La corriente de CO2 de alta presión 24 se enfría a temperatura próxima a la ambiente en un enfriador de agua 50 y se divide en dos partes. La corriente de la fracción de CO2 de alta presión 57 se reduce su presión a aproximadamente 0,82 MPa (8,2 bar) en la válvula 58 para formar una corriente de CO2 de enfriamiento 56, que es una mezcla de dos fases a una temperatura de aproximadamente -45°C. La corriente de CO2 de refrigeración 56 se hace pasar a través del intercambiador de calor 10 donde se evapora y se calienta a temperatura próxima a la ambiente saliendo como la corriente de CO233.
La corriente producto de CO2 neto de alta presión 62 se hace pasar directamente al intercambiador de calor 10 donde se enfría a contracorriente con la corriente de CO2 de enfriamiento 56 a una temperatura de aproximadamente -38°C saliendo como la corriente producto de CO2 neto de alta presión enfriada 51. Esta corriente luego se hace pasar a través de un pequeño evaporador 52 en la base de una columna de extracción 53 saliendo como la corriente 55. Se reduce la presión de esta corriente hasta aproximadamente 1 MPa (10 bar) en la válvula 48 para formar una corriente producto de CO2 neto de dos fases 35, que luego se hace pasar a través de un separador 9.
La corriente de vapor de cabeza 49 que sale de la parte superior del separador 9 abarca aproximadamente el 4 % en masa del flujo de la corriente producto de CO2 neto de dos fases 35 y está formada de aproximadamente el 30 % en masa de CO2 y aproximadamente el 70 % en masa de una combinación de O2 y argón. Se reduce la presión de la corriente de vapor de cabeza 49 en la válvula 60 y luego se ventea a la atmósfera (corriente 59 en la Figura 2). Opcionalmente, la corriente 59 se puede calentar en el intercambiador de calor 10 a una temperatura próxima a la ambiente, proporcionando una refrigeración adicional y luego calentarla adicionalmente por encima de la temperatura ambiente para hacer sostenida la corriente de venteo.
La corriente de CO2 líquido 36 que sale del separador 9 a una presión de aproximadamente 1 MPa (10 bar) comprende aproximadamente el 96 % en masa del flujo de la corriente producto de CO2 neto de dos fases 35. La corriente 36 se alimenta a la parte superior de la columna de extracción 53.
Lo que sale de la parte inferior de la columna de extracción 53 es la corriente producto de CO2 líquido de baja presión 54, que comprende el CO2 neto producido a partir del carbono en la alimentación de combustible primario para el sistema de energía. En la realización ilustrada, la corriente 54 tiene un contenido de oxígeno por debajo de 10 ppm.
Se reduce la presión de la corriente producto de cabeza 63 que sale de la columna de extracción 53 a aproximadamente 0,8 MPa (8 bar) en la válvula 64, y se añade a la corriente de CO233. Las corrientes combinadas 33 y 63 se comprimen en el compresor 34 a aproximadamente 2,85 MPa (28,5 bar). La corriente de descarga 21 comprimida en el compresor de CO2 34 se mezcla con la corriente principal de cabeza de CO2 gaseoso 22 y se comprime de nuevo hasta aproximadamente 30,5 MPa (305 bar) en el compresor de CO24 y en la bomba 8.

Claims (15)

REIVINDICACIONES
1. Un método para la producción de una corriente de dióxido de carbono (CO2) líquido de baja presión, comprendiendo el método:
proporcionar una corriente que contiene CO2 de alta presión a una presión de 6 MPa (60 bar) o mayor;
dividir la corriente que contiene CO2 de alta presión en una porción principal y en una porción de enfriamiento;
expandir la porción de enfriamiento de la corriente que contiene CO2 de alta presión para reducir la temperatura de la misma a 0°C o menos;
enfriar la porción principal de la corriente que contiene CO2 de alta presión a una temperatura de 5°C o menos haciendo pasar la porción principal de la corriente que contiene CO2 de alta presión a través de un intercambiador de calor a contracorriente con la porción de enfriamiento expandida de la corriente que contiene CO2 de alta presión; y
expandir la porción principal enfriada de la corriente que contiene CO2 de alta presión a una presión que es de 3 MPa (30 bar) o menos, pero que es mayor que la presión del punto triple del CO2 a fin de formar la corriente de CO2 líquido de baja presión.
2. El método según la reivindicación 1, en donde la corriente que contiene CO2 de alta presión está a una presión de 6 MPa (60 bar) a 40 MPa (400 bar).
3. El método según la reivindicación 1 o 2, en donde la porción de enfriamiento de la corriente que contiene CO2 de alta presión se expande para reducir su temperatura a -20°C o menos.
4. El método según una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 3, en donde la porción principal de la corriente que contiene CO2 de alta presión se enfría a una temperatura de 0°C o menos, preferiblemente en donde la porción principal de la corriente de CO2 de alta presión se enfría a una temperatura de -55°C a 0°C.
5. El método según una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 4, que comprende, además, después de dicho enfriamiento de la porción principal de la corriente de CO2 de alta presión y antes de dicha expansión de la porción principal de la corriente de CO2 de alta presión, hacer pasar la porción principal de la corriente de CO2 de alta presión a través de un evaporador; preferiblemente en donde el evaporador está en una columna de extracción.
6. El método según una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 5, que comprende además hacer pasar la corriente de CO2 líquido de baja presión a través de un separador para proporcionar una corriente de fracción de vapor de CO2 y una corriente de fracción líquida de CO2.
7. El método según la reivindicación 6, en donde la corriente de fracción de vapor de CO2 comprende hasta el 8 % en masa de la corriente de CO2 líquido de baja presión que se hace pasar a través del separador.
8. El método según la reivindicación 6 o 7, en donde la corriente de fracción de vapor de CO2 comprende 1 % al 75 % en masa de CO2 y del 25 % al 99 % en masa de uno o más de N2 , O2 , y Argón.
9. El método según una cualquiera de las reivindicaciones 6 a 8, que comprende además hacer pasar la corriente de CO2 líquido de baja presión restante a una columna de extracción.
10. El método según la reivindicación 9, en donde se cumple una o más de las siguientes condiciones:
la corriente de CO2 líquido de baja presión que sale de la columna de extracción tiene un contenido de oxígeno de no más de 25 ppm;
el método comprende bombear la corriente de CO2 líquido de baja presión a una presión de al menos 10 MPa (100 bar).
11. El método según una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 10, en donde la corriente que contiene CO2 de alta presión es una corriente de reciclo de un proceso de producción de energía.
12. El método según la reivindicación 11, en donde el CO2 en la corriente que contiene CO2 de alta presión está derivada al menos parcialmente de la combustión de un combustible carbonoso en el proceso de producción de energía.
13. El método según la reivindicación 12, en donde el combustible carbonoso comprende un combustible gaseoso.
14. El método según la reivindicación 12 o 13, en donde el combustible carbonoso comprende un combustible sólido.
15. El método según una cualquiera de las reivindicaciones 1 a 14, que comprende, además usar la corriente de CO2 líquido de alta presión en un proceso de recuperación mejorada de petróleo (EOR).
ES18188446T 2014-09-09 2015-09-03 Método de producción de dióxido de carbono líquido de baja presión procedente de un sistema de producción de energía Active ES2904874T3 (es)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201462047744P 2014-09-09 2014-09-09

Publications (1)

Publication Number Publication Date
ES2904874T3 true ES2904874T3 (es) 2022-04-06

Family

ID=54249568

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
ES15774742.9T Active ES2688804T3 (es) 2014-09-09 2015-09-03 Producción de dióxido de carbono líquido de baja presión procedente de un sistema de producción de energía y método
ES18188446T Active ES2904874T3 (es) 2014-09-09 2015-09-03 Método de producción de dióxido de carbono líquido de baja presión procedente de un sistema de producción de energía

Family Applications Before (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
ES15774742.9T Active ES2688804T3 (es) 2014-09-09 2015-09-03 Producción de dióxido de carbono líquido de baja presión procedente de un sistema de producción de energía y método

Country Status (15)

Country Link
US (1) US10047673B2 (es)
EP (2) EP3438049B1 (es)
JP (2) JP6629843B2 (es)
KR (2) KR102625300B1 (es)
CN (2) CN111005779A (es)
AU (2) AU2015315557B2 (es)
BR (1) BR112017004492A2 (es)
CA (1) CA2960195C (es)
EA (2) EA033135B1 (es)
ES (2) ES2688804T3 (es)
MX (1) MX2017003202A (es)
MY (1) MY176626A (es)
PL (2) PL3438049T3 (es)
WO (1) WO2016040108A1 (es)
ZA (1) ZA201701662B (es)

Families Citing this family (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
ES2794776T3 (es) * 2015-09-01 2020-11-19 8 Rivers Capital Llc Sistemas y métodos para la producción de energía que utilizan ciclos de CO2 anidados
US10239381B2 (en) * 2017-01-23 2019-03-26 TSI Products, Inc. Vehicle roof fan
EP3714146B1 (en) 2017-08-28 2023-08-23 8 Rivers Capital, LLC Low-grade heat optimization of recuperative supercritical co2 power cycles
PL3759322T3 (pl) * 2018-03-02 2024-03-18 8 Rivers Capital, Llc Układy i sposoby wytwarzania energii z wykorzystaniem płynu roboczego z dwutlenku węgla
CN109441573B (zh) * 2018-11-02 2021-07-23 中国石油大学(华东) 用于调峰的零碳排放天然气联合发电工艺
US11193421B2 (en) 2019-06-07 2021-12-07 Saudi Arabian Oil Company Cold recycle process for gas turbine inlet air cooling
GB201917011D0 (en) 2019-11-22 2020-01-08 Rolls Royce Plc Power generation system with carbon capture
US11359858B2 (en) * 2019-12-31 2022-06-14 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Method for liquefying ammonia
GB2603743A (en) * 2020-12-07 2022-08-17 Lge Ip Man Company Limited Method and apparatus for recovering carbon dioxide from a combustion engine exhaust
RU2759793C1 (ru) * 2021-02-26 2021-11-17 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Объединенный институт высоких температур Российской академии наук (ОИВТ РАН) Установка для выработки тепловой и механической энергии и способ ее работы
CN114958430B (zh) * 2022-04-27 2023-02-07 广东工业大学 一种副产氢气的二氧化碳自循环式生物质高温气化系统及方法
WO2024043605A1 (ko) * 2022-08-22 2024-02-29 한양대학교 산학협력단 고농도 이산화탄소 가스 혼합물로부터 이산화탄소를 분리하기 위한 저온 증류 분리막 공정

Family Cites Families (170)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3376706A (en) 1965-06-28 1968-04-09 Angelino Gianfranco Method for obtaining mechanical energy from a thermal gas cycle with liquid phase compression
US3369361A (en) 1966-03-07 1968-02-20 Gale M. Craig Gas turbine power plant with sub-atmospheric spray-cooled turbine discharge into exhaust compressor
CH476208A (de) 1967-07-27 1969-07-31 Sulzer Ag Gasturbinenanlage mit CO2 als Arbeitsmittel
US3544291A (en) 1968-04-22 1970-12-01 Texaco Inc Coal gasification process
US3736745A (en) 1971-06-09 1973-06-05 H Karig Supercritical thermal power system using combustion gases for working fluid
US3816595A (en) 1971-11-15 1974-06-11 Aqua Chem Inc Method and apparatus for removing nitrogen oxides from a gas stream
US3868817A (en) 1973-12-27 1975-03-04 Texaco Inc Gas turbine process utilizing purified fuel gas
US3971211A (en) 1974-04-02 1976-07-27 Mcdonnell Douglas Corporation Thermodynamic cycles with supercritical CO2 cycle topping
US3976443A (en) 1974-12-18 1976-08-24 Texaco Inc. Synthesis gas from solid carbonaceous fuel
US4132065A (en) 1977-03-28 1979-01-02 Texaco Inc. Production of H2 and co-containing gas stream and power
US4191500A (en) 1977-07-27 1980-03-04 Rockwell International Corporation Dense-phase feeder method
US4154581A (en) 1978-01-12 1979-05-15 Battelle Development Corporation Two-zone fluid bed combustion or gasification process
US4206610A (en) 1978-04-14 1980-06-10 Arthur D. Little, Inc. Method and apparatus for transporting coal as a coal/liquid carbon dioxide slurry
US4193259A (en) 1979-05-24 1980-03-18 Texaco Inc. Process for the generation of power from carbonaceous fuels with minimal atmospheric pollution
US4702747A (en) 1981-03-24 1987-10-27 Carbon Fuels Corporation Coal derived/carbon dioxide fuel slurry and method of manufacture
US4522628A (en) 1981-12-16 1985-06-11 Mobil Oil Corporation Method for removing ash mineral matter of coal with liquid carbon dioxide and water
US4498289A (en) * 1982-12-27 1985-02-12 Ian Osgerby Carbon dioxide power cycle
US4602483A (en) 1985-03-08 1986-07-29 Southwestern Public Service Company Coal slurry system
US4765781A (en) 1985-03-08 1988-08-23 Southwestern Public Service Company Coal slurry system
DE3600432A1 (de) 1985-05-21 1987-02-05 Gutehoffnungshuette Man Verfahren zum vergasen eines kohlenstoffhaltigen brennstoffs, insbesondere kohle
US4721420A (en) 1985-09-03 1988-01-26 Arthur D. Little, Inc. Pipeline transportation of coarse coal-liquid carbon dioxide slurry
US4999995A (en) 1986-08-29 1991-03-19 Enserch International Investments Ltd. Clean electric power generation apparatus
GB2196016B (en) 1986-08-29 1991-05-15 Humphreys & Glasgow Ltd Clean electric power generation process
US4765143A (en) 1987-02-04 1988-08-23 Cbi Research Corporation Power plant using CO2 as a working fluid
US4839030A (en) 1988-05-27 1989-06-13 Hri, Inc. Coal liquefaction process utilizing coal/CO2 slurry feedstream
US4957515A (en) 1988-11-03 1990-09-18 Air Products And Chemicals, Inc. Process for sulfur removal and recovery from fuel gas using physical solvent
JP2664984B2 (ja) 1989-02-28 1997-10-22 三菱重工業株式会社 難燃性低発熱量ガスの燃焼装置
US5247791A (en) 1989-10-25 1993-09-28 Pyong S. Pak Power generation plant and power generation method without emission of carbon dioxide
US5175995A (en) 1989-10-25 1993-01-05 Pyong-Sik Pak Power generation plant and power generation method without emission of carbon dioxide
JP2954972B2 (ja) 1990-04-18 1999-09-27 三菱重工業株式会社 ガス化ガス燃焼ガスタービン発電プラント
US5353721A (en) 1991-07-15 1994-10-11 Manufacturing And Technology Conversion International Pulse combusted acoustic agglomeration apparatus and process
US5421166A (en) 1992-02-18 1995-06-06 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated air separation plant-integrated gasification combined cycle power generator
CA2136817A1 (en) 1992-05-29 1993-12-09 Kvaerner Pulping Aktiebolag A process for recovering energy from a combustible gas
US5295350A (en) 1992-06-26 1994-03-22 Texaco Inc. Combined power cycle with liquefied natural gas (LNG) and synthesis or fuel gas
NL9201179A (nl) 1992-07-02 1994-02-01 Tno Werkwijze voor het regeneratief verwijderen van kooldioxide uit gasstromen.
SE469668B (sv) 1992-07-13 1993-08-16 Bal Ab Kombinerad foerbraennings- och avgasreningsanlaeggning
US6289666B1 (en) 1992-10-27 2001-09-18 Ginter Vast Corporation High efficiency low pollution hybrid Brayton cycle combustor
US5937652A (en) 1992-11-16 1999-08-17 Abdelmalek; Fawzy T. Process for coal or biomass fuel gasification by carbon dioxide extracted from a boiler flue gas stream
US5415673A (en) 1993-10-15 1995-05-16 Texaco Inc. Energy efficient filtration of syngas cooling and scrubbing water
US5345756A (en) 1993-10-20 1994-09-13 Texaco Inc. Partial oxidation process with production of power
US5417052A (en) 1993-11-05 1995-05-23 Midwest Research Institute Hybrid solar central receiver for combined cycle power plant
DE4407619C1 (de) 1994-03-08 1995-06-08 Entec Recycling Und Industriea Verfahren zur schadstoffarmen Umwandlung fossiler Brennstoffe in technische Arbeit
CA2198252C (en) 1994-08-25 2005-05-10 Rudi Beichel Reduced pollution power generation system and gas generator therefore
GB9425691D0 (en) 1994-12-20 1995-02-22 Boc Group Plc A combustion apparatus
US5595059A (en) 1995-03-02 1997-01-21 Westingthouse Electric Corporation Combined cycle power plant with thermochemical recuperation and flue gas recirculation
US6170264B1 (en) 1997-09-22 2001-01-09 Clean Energy Systems, Inc. Hydrocarbon combustion power generation system with CO2 sequestration
US5724805A (en) 1995-08-21 1998-03-10 University Of Massachusetts-Lowell Power plant with carbon dioxide capture and zero pollutant emissions
US5906806A (en) 1996-10-16 1999-05-25 Clark; Steve L. Reduced emission combustion process with resource conservation and recovery options "ZEROS" zero-emission energy recycling oxidation system
EP0859136A1 (en) 1997-02-17 1998-08-19 N.V. Kema Gas turbine with energy recovering
NO308400B1 (no) 1997-06-06 2000-09-11 Norsk Hydro As Kraftgenereringsprosess omfattende en forbrenningsprosess
EP0939199B1 (de) 1998-02-25 2004-03-31 ALSTOM Technology Ltd Kraftwerksanlage und Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage mit einem CO2-Prozess
EP0949405B1 (en) 1998-04-07 2006-05-31 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Turbine plant
EP0953748B1 (de) 1998-04-28 2004-01-28 ALSTOM (Switzerland) Ltd Kraftwerksanlage mit einem CO2-Prozess
US6148602A (en) 1998-08-12 2000-11-21 Norther Research & Engineering Corporation Solid-fueled power generation system with carbon dioxide sequestration and method therefor
JP2000120447A (ja) 1998-10-12 2000-04-25 Toshiba Corp 火力発電プラント
US6199364B1 (en) 1999-01-22 2001-03-13 Alzeta Corporation Burner and process for operating gas turbines with minimal NOx emissions
US6209307B1 (en) 1999-05-05 2001-04-03 Fpl Energy, Inc. Thermodynamic process for generating work using absorption and regeneration
US6202574B1 (en) 1999-07-09 2001-03-20 Abb Alstom Power Inc. Combustion method and apparatus for producing a carbon dioxide end product
JP4094185B2 (ja) 1999-08-24 2008-06-04 三井造船株式会社 冷熱利用発電システム
NL1013804C2 (nl) 1999-12-09 2001-06-12 Wouter Willem Van De Waal Milieuvriendelijke werkwijze voor het opwekken van energie uit aardgas.
MY122625A (en) * 1999-12-17 2006-04-29 Exxonmobil Upstream Res Co Process for making pressurized liquefied natural gas from pressured natural gas using expansion cooling
US6196000B1 (en) 2000-01-14 2001-03-06 Thermo Energy Power Systems, Llc Power system with enhanced thermodynamic efficiency and pollution control
DE10016079A1 (de) 2000-03-31 2001-10-04 Alstom Power Nv Verfahren zum Entfernen von Kohlendioxid aus dem Abgas einer Gasturbinenanlage sowie Vorrichtung zur Durchführung des Verfahrens
US6824710B2 (en) 2000-05-12 2004-11-30 Clean Energy Systems, Inc. Working fluid compositions for use in semi-closed brayton cycle gas turbine power systems
SE518487C2 (sv) 2000-05-31 2002-10-15 Norsk Hydro As Metod att driva en förbränningsanläggning samt en förbränningsanläggning
US6333015B1 (en) 2000-08-08 2001-12-25 Arlin C. Lewis Synthesis gas production and power generation with zero emissions
DE10064270A1 (de) 2000-12-22 2002-07-11 Alstom Switzerland Ltd Verfahren zum Betrieb einer Gasturbinenanlage sowie eine diesbezügliche Gasturbinenanlage
FR2819583B1 (fr) 2001-01-12 2003-03-07 Air Liquide Procede integre de separation d'air et de generation d'energie et installation pour la mise en oeuvre d'un tel procede
FR2819584B1 (fr) 2001-01-12 2003-03-07 Air Liquide Procede integre de separation d'air et de generation d'energie et installation pour la mise en oeuvre d'un tel procede
US6532743B1 (en) 2001-04-30 2003-03-18 Pratt & Whitney Canada Corp. Ultra low NOx emissions combustion system for gas turbine engines
US20030221409A1 (en) 2002-05-29 2003-12-04 Mcgowan Thomas F. Pollution reduction fuel efficient combustion turbine
EP1432889B1 (de) 2001-10-01 2006-07-12 Alstom Technology Ltd Verfahren und vorrichtung zum anfahren von emissionsfreien gasturbinenkraftwerken
US20030131582A1 (en) 2001-12-03 2003-07-17 Anderson Roger E. Coal and syngas fueled power generation systems featuring zero atmospheric emissions
JP3814206B2 (ja) 2002-01-31 2006-08-23 三菱重工業株式会社 二酸化炭素回収プロセスの排熱利用方法
US7284362B2 (en) 2002-02-11 2007-10-23 L'Air Liquide, Société Anonyme à Directoire et Conseil de Surveillance pour l'Étude et l'Exploitation des Procedes Georges Claude Integrated air separation and oxygen fired power generation system
US6871502B2 (en) 2002-02-15 2005-03-29 America Air Liquide, Inc. Optimized power generation system comprising an oxygen-fired combustor integrated with an air separation unit
US6532745B1 (en) 2002-04-10 2003-03-18 David L. Neary Partially-open gas turbine cycle providing high thermal efficiencies and ultra-low emissions
NO20023050L (no) 2002-06-21 2003-12-22 Fleischer & Co Fremgangsmåte samt anlegg for utf degree relse av fremgangsmåten
US20040011057A1 (en) 2002-07-16 2004-01-22 Siemens Westinghouse Power Corporation Ultra-low emission power plant
US6820689B2 (en) 2002-07-18 2004-11-23 Production Resources, Inc. Method and apparatus for generating pollution free electrical energy from hydrocarbons
US6775987B2 (en) 2002-09-12 2004-08-17 The Boeing Company Low-emission, staged-combustion power generation
US6802178B2 (en) 2002-09-12 2004-10-12 The Boeing Company Fluid injection and injection method
WO2004027220A1 (en) 2002-09-17 2004-04-01 Foster Wheeler Energy Corporation Advanced hybrid coal gasification cycle utilizing a recycled working fluid
US7303597B2 (en) 2002-10-15 2007-12-04 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Method and apparatus for continuously feeding and pressurizing a solid material into a high pressure system
AU2003298266A1 (en) 2002-11-08 2004-06-07 Alstom Technology Ltd Gas turbine power plant and method of operating the same
US7191587B2 (en) 2002-11-13 2007-03-20 American Air Liquide, Inc. Hybrid oxygen-fired power generation system
WO2004046523A2 (en) 2002-11-15 2004-06-03 Clean Energy Systems, Inc. Low pollution power generation system with ion transfer membrane air separation
US6898936B1 (en) 2002-12-04 2005-05-31 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Compression stripping of flue gas with energy recovery
US7007474B1 (en) 2002-12-04 2006-03-07 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Energy recovery during expansion of compressed gas using power plant low-quality heat sources
EP1429000A1 (de) 2002-12-09 2004-06-16 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren und Vorrichtung zum Betrieb einer Gasturbine mit einer fossilbefeuerten Brennkammer
US6993912B2 (en) 2003-01-23 2006-02-07 Pratt & Whitney Canada Corp. Ultra low Nox emissions combustion system for gas turbine engines
WO2004081479A2 (en) 2003-03-10 2004-09-23 Clean Energy Systems, Inc. Reheat heat exchanger power generation systems
US7074033B2 (en) 2003-03-22 2006-07-11 David Lloyd Neary Partially-open fired heater cycle providing high thermal efficiencies and ultra-low emissions
US7007486B2 (en) 2003-03-26 2006-03-07 The Boeing Company Apparatus and method for selecting a flow mixture
GB2401403B (en) 2003-05-08 2006-05-31 Rolls Royce Plc Carbon dioxide recirculation
US7192569B2 (en) 2003-06-30 2007-03-20 Pratt & Whitney Hydrogen generation with efficient byproduct recycle
WO2005031136A1 (en) 2003-09-30 2005-04-07 Bhp Billiton Innovation Pty Ltd Power generation
US7469544B2 (en) 2003-10-10 2008-12-30 Pratt & Whitney Rocketdyne Method and apparatus for injecting a fuel into a combustor assembly
US7017329B2 (en) 2003-10-10 2006-03-28 United Technologies Corporation Method and apparatus for mixing substances
US7124589B2 (en) 2003-12-22 2006-10-24 David Neary Power cogeneration system and apparatus means for improved high thermal efficiencies and ultra-low emissions
US7111463B2 (en) 2004-01-23 2006-09-26 Pratt & Whitney Rocketdyne Inc. Combustion wave ignition for combustors
FR2867463B1 (fr) 2004-03-15 2007-05-11 Commissariat Energie Atomique Alimentation en solide de granulometrie variable d'un dispositif sous pression
US20050241311A1 (en) 2004-04-16 2005-11-03 Pronske Keith L Zero emissions closed rankine cycle power system
WO2005114050A1 (en) 2004-05-19 2005-12-01 Innovative Energy, Inc. Combustion method and apparatus
US7547419B2 (en) 2004-06-16 2009-06-16 United Technologies Corporation Two phase injector for fluidized bed reactor
US7360639B2 (en) 2004-06-16 2008-04-22 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Hot rotary screw pump
DE102004039164A1 (de) 2004-08-11 2006-03-02 Alstom Technology Ltd Verfahren zur Erzeugung von Energie in einer eine Gasturbine umfassenden Energieerzeugungsanlage sowie Energieerzeugungsanlage zur Durchführung des Verfahrens
US7459131B2 (en) 2004-08-16 2008-12-02 United Technologies Corporation Reduced temperature regernerating/calcining apparatus for hydrogen generation
US7402188B2 (en) 2004-08-31 2008-07-22 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Method and apparatus for coal gasifier
JP2006125767A (ja) 2004-10-29 2006-05-18 Tokyo Institute Of Technology 熱交換器
US7736599B2 (en) 2004-11-12 2010-06-15 Applied Materials, Inc. Reactor design to reduce particle deposition during process abatement
EP1657409A1 (en) 2004-11-15 2006-05-17 Elsam A/S A method of and an apparatus for producing electrical power
EP1669572A1 (en) 2004-12-08 2006-06-14 Vrije Universiteit Brussel Process and installation for producing electric power
JP2008522634A (ja) 2004-12-13 2008-07-03 エフ．ホフマン−ラ ロシュ アーゲー ２型糖尿病に関連した単一ヌクレオチド多型（ｓｎｐ）
US7547423B2 (en) 2005-03-16 2009-06-16 Pratt & Whitney Rocketdyne Compact high efficiency gasifier
EP1871993A1 (en) 2005-04-05 2008-01-02 Sargas AS Low co2 thermal powerplant
US8196848B2 (en) 2005-04-29 2012-06-12 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Gasifier injector
US7717046B2 (en) 2005-04-29 2010-05-18 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. High pressure dry coal slurry extrusion pump
NO332159B1 (no) 2006-01-13 2012-07-09 Nebb Technology As Fremgangsmate og anlegg for energieffektiv oppfanging og utskillelse av CO2 fra en gassfase
US7950243B2 (en) 2006-01-16 2011-05-31 Gurin Michael H Carbon dioxide as fuel for power generation and sequestration system
US8075646B2 (en) 2006-02-09 2011-12-13 Siemens Energy, Inc. Advanced ASU and HRSG integration for improved integrated gasification combined cycle efficiency
US7666251B2 (en) * 2006-04-03 2010-02-23 Praxair Technology, Inc. Carbon dioxide purification method
US7665291B2 (en) 2006-04-04 2010-02-23 General Electric Company Method and system for heat recovery from dirty gaseous fuel in gasification power plants
US7827797B2 (en) 2006-09-05 2010-11-09 General Electric Company Injection assembly for a combustor
US7387197B2 (en) 2006-09-13 2008-06-17 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Linear tractor dry coal extrusion pump
US7722690B2 (en) 2006-09-29 2010-05-25 Kellogg Brown & Root Llc Methods for producing synthesis gas
US7827778B2 (en) 2006-11-07 2010-11-09 General Electric Company Power plants that utilize gas turbines for power generation and processes for lowering CO2 emissions
US20080115500A1 (en) 2006-11-15 2008-05-22 Scott Macadam Combustion of water borne fuels in an oxy-combustion gas generator
EP2126355A2 (en) 2006-12-16 2009-12-02 Christopher J. Papile Methods and/or systems for removing carbon dioxide and/or generating power
US7740671B2 (en) 2006-12-18 2010-06-22 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Dump cooled gasifier
US7934383B2 (en) 2007-01-04 2011-05-03 Siemens Energy, Inc. Power generation system incorporating multiple Rankine cycles
US7553463B2 (en) 2007-01-05 2009-06-30 Bert Zauderer Technical and economic optimization of combustion, nitrogen oxides, sulfur dioxide, mercury, carbon dioxide, coal ash and slag and coal slurry use in coal fired furnaces/boilers
AT504863B1 (de) 2007-01-15 2012-07-15 Siemens Vai Metals Tech Gmbh Verfahren und anlage zur erzeugung von elektrischer energie in einem gas- und dampfturbinen (gud) - kraftwerk
US8088196B2 (en) 2007-01-23 2012-01-03 Air Products And Chemicals, Inc. Purification of carbon dioxide
US7731783B2 (en) 2007-01-24 2010-06-08 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Continuous pressure letdown system
US8771604B2 (en) 2007-02-06 2014-07-08 Aerojet Rocketdyne Of De, Inc. Gasifier liner
US20080190214A1 (en) 2007-02-08 2008-08-14 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Cut-back flow straightener
US7826054B2 (en) 2007-05-04 2010-11-02 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Fuel cell instrumentation system
US7874140B2 (en) 2007-06-08 2011-01-25 Foster Wheeler North America Corp. Method of and power plant for generating power by oxyfuel combustion
US8850789B2 (en) 2007-06-13 2014-10-07 General Electric Company Systems and methods for power generation with exhaust gas recirculation
WO2009038777A1 (en) 2007-09-18 2009-03-26 Vast Power Portfolio, Llc Heavy oil recovery with fluid water and carbon dioxide
US20090260585A1 (en) 2008-04-22 2009-10-22 Foster Wheeler Energy Corporation Oxyfuel Combusting Boiler System and a Method of Generating Power By Using the Boiler System
US20090301054A1 (en) 2008-06-04 2009-12-10 Simpson Stanley F Turbine system having exhaust gas recirculation and reheat
US20100018218A1 (en) 2008-07-25 2010-01-28 Riley Horace E Power plant with emissions recovery
US20100024433A1 (en) 2008-07-30 2010-02-04 John Frederick Ackermann System and method of operating a gas turbine engine with an alternative working fluid
US8806849B2 (en) 2008-07-30 2014-08-19 The University Of Wyoming System and method of operating a power generation system with an alternative working fluid
US20100024378A1 (en) 2008-07-30 2010-02-04 John Frederick Ackermann System and method of operating a gas turbine engine with an alternative working fluid
WO2010039682A2 (en) * 2008-10-01 2010-04-08 Carrier Corporation Liquid vapor separation in transcritical refrigerant cycle
US8986002B2 (en) 2009-02-26 2015-03-24 8 Rivers Capital, Llc Apparatus for combusting a fuel at high pressure and high temperature, and associated system
US8596075B2 (en) * 2009-02-26 2013-12-03 Palmer Labs, Llc System and method for high efficiency power generation using a carbon dioxide circulating working fluid
MX345743B (es) 2009-02-26 2017-02-14 8 Rivers Capital Llc Aparato y método para efectuar la combustión de un combustible a alta presión y alta temperatura, y sistema y dispositivo asociados.
US10018115B2 (en) * 2009-02-26 2018-07-10 8 Rivers Capital, Llc System and method for high efficiency power generation using a carbon dioxide circulating working fluid
US9068743B2 (en) 2009-02-26 2015-06-30 8 Rivers Capital, LLC & Palmer Labs, LLC Apparatus for combusting a fuel at high pressure and high temperature, and associated system
WO2010143622A1 (ja) 2009-06-09 2010-12-16 三菱重工業株式会社 太陽熱受熱器
JP2010285965A (ja) 2009-06-15 2010-12-24 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 太陽熱ガスタービン発電装置
US8685120B2 (en) 2009-08-11 2014-04-01 General Electric Company Method and apparatus to produce synthetic gas
US8327641B2 (en) 2009-12-01 2012-12-11 General Electric Company System for generation of power using solar energy
WO2011089383A1 (en) * 2010-01-21 2011-07-28 Bp Alternative Energy International Limited Separation of gases
CN101852490B (zh) * 2010-05-31 2012-01-04 华北电力大学（保定） 一种空气能二氧化碳热泵热水器
US8220248B2 (en) 2010-09-13 2012-07-17 Membrane Technology And Research, Inc Power generation process with partial recycle of carbon dioxide
US20120067054A1 (en) 2010-09-21 2012-03-22 Palmer Labs, Llc High efficiency power production methods, assemblies, and systems
US9410481B2 (en) 2010-09-21 2016-08-09 8 Rivers Capital, Llc System and method for high efficiency power generation using a nitrogen gas working fluid
US9546814B2 (en) * 2011-03-16 2017-01-17 8 Rivers Capital, Llc Cryogenic air separation method and system
US10678951B2 (en) * 2011-10-24 2020-06-09 Maxim Integrated Products, Inc. Tamper detection countermeasures to deter physical attack on a security ASIC
IN2014KN01081A (es) * 2011-11-02 2015-10-09 8 Rivers Capital Llc
US20130118145A1 (en) 2011-11-11 2013-05-16 8 River Capital, LLC Hybrid fossil fuel and solar heated supercritical carbon dioxide power generating system and method
JP2013124802A (ja) * 2011-12-14 2013-06-24 Panasonic Corp 冷凍サイクル装置
CN107090317B (zh) 2012-02-11 2019-10-25 八河流资产有限责任公司 具有封闭的循环骤冷的部分氧化反应
JP5971548B2 (ja) * 2012-02-27 2016-08-17 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 冷凍装置
KR101242949B1 (ko) 2012-05-24 2013-03-12 한국가스공사 이산화탄소 재액화 공정

Also Published As

Publication number Publication date
CN111005779A (zh) 2020-04-14
EP3204331B1 (en) 2018-08-15
EA201790553A1 (ru) 2017-08-31
KR102625300B1 (ko) 2024-01-15
EA035969B1 (ru) 2020-09-08
WO2016040108A1 (en) 2016-03-17
US20160069262A1 (en) 2016-03-10
EP3438049B1 (en) 2021-11-03
MY176626A (en) 2020-08-19
JP2017533371A (ja) 2017-11-09
PL3204331T3 (pl) 2019-03-29
EA201991138A1 (ru) 2019-09-30
KR20220132038A (ko) 2022-09-29
BR112017004492A2 (pt) 2017-12-05
AU2015315557B2 (en) 2020-01-02
KR102445857B1 (ko) 2022-09-22
EP3204331A1 (en) 2017-08-16
KR20170058959A (ko) 2017-05-29
EA033135B1 (ru) 2019-08-30
AU2015315557A1 (en) 2017-03-23
PL3438049T3 (pl) 2022-05-02
ZA201701662B (en) 2019-08-28
ES2688804T3 (es) 2018-11-07
CA2960195A1 (en) 2016-03-17
AU2020202340A1 (en) 2020-04-23
CN107108233A (zh) 2017-08-29
EP3438049A1 (en) 2019-02-06
CA2960195C (en) 2023-04-25
MX2017003202A (es) 2017-06-06
JP2020073797A (ja) 2020-05-14
JP6923629B2 (ja) 2021-08-25
JP6629843B2 (ja) 2020-01-15
CN107108233B (zh) 2019-12-20
US10047673B2 (en) 2018-08-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
ES2904874T3 (es) Método de producción de dióxido de carbono líquido de baja presión procedente de un sistema de producción de energía
JP2017533371A5 (es)
US11231224B2 (en) Production of low pressure liquid carbon dioxide from a power production system and method
KR20080069522A (ko) 이산화탄소의 정제
KR20080069523A (ko) 이산화탄소의 정제
US11125499B2 (en) Process for optimizing removal of condensable components from a fluid
KR20110133782A (ko) 이산화탄소 정제 및 액화 장치 및 그 방법
AU2013344724B2 (en) Process for optimizing removal of condensable components from a fluid
WO2012114118A1 (en) Process and apparatus for purification of carbon dioxide
GB2489396A (en) Carbon dioxide purification
GB2490301A (en) Carbon dioxide purification
EP2541175A2 (en) Air separation unit and systems incorporating the same
US20170241707A1 (en) Method for the capture of carbon dioxide through cryogenically processing gaseous emissions from fossil-fuel power generation