JP2012031862A - Ｃｏ２を回収するためのシステム及び方法 - Google Patents

Abstract

【課題】燃焼プロセスから生じるガス混合気などのガス混合器からＣＯ₂及び／又は他のガス種を分離するためのシステム及び方法を提供すること。
【解決手段】本開示は、ガス混合気（１６）からのＣＯ₂（１２）の分離に関する。ＣＯ₂（１２）は、固体又は液体としてＣＯ₂（１２）を除去することができるように、ガス混合気（１６）を冷却することにより除去することができる。種々の実施形態において、ＣＯ₂（１２）が除去されるガス混合気（１６）は、発電プロセスで利用できるような燃焼プロセスの一部として生成される排気ガスを含むことができるが、ガス混合気（１６）は、ＣＯ₂（１２）を含むあらゆるガス混合気（１６）であってもよい。
【選択図】 図１

Description

本明細書で開示される主題は、燃焼プロセスから生じるガス混合気などのガス混合器からＣＯ₂及び／又は他のガス種を分離するためのシステム及び方法に関する。

炭素含有燃料の燃焼に基づく発電プロセスは、副生成物として二酸化炭素（ＣＯ₂）を生成する。通常、ＣＯ₂は、燃焼プロセスから生じる、又は変化せずに燃焼プロセスを通過するガスの混合気の１つの成分である。これらのガスの環境への放出を阻止するため、及び／又は発電プロセス又は他のプロセスでこれらのガスを利用するために、このガス混合気のＣＯ₂及び／又は他の成分を回収又は他の方法で除去することが望ましいことがある。

残念ながら、ＣＯ₂回収（並びに他のガス状燃焼副生成物の回収）は、エネルギー集約的で、同時に資本集約的とすることができる。例えば、ＣＯ₂を回収するのに使用されるアミンプロセスは、アミンシステムに関連する資本設備の設置（システムコストの８０％増加をもたらす可能性がある）を必要とする可能性があり、運転するのに高価且つエネルギー集約的な場合がある。更に、回収したＣＯ₂が加圧される限りでは、エネルギー及び資本要件が更に増大する可能性がある。加えて、こうしたＣＯ₂回収プロセスは、通常、相当な水の使用（すなわち、大きなウォータフットプリント）を伴う。結果として、これらの回収及び除去プロセスは、既存の技術を用いて実施するには高価で及び／又は実行可能ではない可能性が高い。

上述の背景技術を考慮して、本開示は、液体又は固体としてＣＯ₂を分離するためにガス混合気を冷却し、従って、他のガス混合気からの分離を容易にする原理に依存する極低温ＣＯ₂分離法を記載している。

第１の実施形態において、発電システムが提供される。発電システムは、空気及び燃料を燃焼させて、共に相互作用する蒸気サイクルに熱を提供するのに好適なボイラーを含む。空気及び燃料が燃焼したときにＣＯ₂を含有する排気ガスが生成される。発電システムはまた、ボイラーから排気ガスを受け取り、該排気ガスを冷却して水又は他の不純物の一部又は全てが排気ガスから除去されるように構成された第１の冷却段と、排気ガスが第１の冷却段から出た後に該排気ガスを受け取り、該排気ガスを冷却するように構成された第２の冷却段とを含む。発電システムはまた、排気ガスが第２の冷却段から出た後に該排気ガスを膨張させ、排気ガスから液体又は固体としてＣＯ₂が流れ出る排気ガスの温度が十分に低くなるように構成される第１の膨張構成要素を含む。発電システムはまた、固相又は液相ＣＯ₂を分離して実質的にＣＯ₂希薄ガス混合気を生成するよう構成されるＣＯ₂分離段を含む。

第２の実施形態において、発電システムが提供される。発電システムは、空気及び燃料を燃焼させ、空気及び燃料が燃焼したときにＣＯ₂含有排気ガスを生成するよう構成されたタービンエンジンを含む。発電システムはまた、タービンエンジンによって生成された排気ガスを受け取り、排気ガスを冷却するよう構成された１つ又はそれ以上の熱交換器を含む。発電システムはまた、排気ガスが第１の熱交換器のうちの少なくとも１つから出た後に排気ガスを膨張させ、排気ガスの温度が下がるように構成される膨張構成要素を含む。発電システムはまた、排気ガスから固相又は液相ＣＯ₂を分離して、ＣＯ₂希薄ガス混合気を生成するよう構成されるＣＯ₂分離段を含む。

第３の実施形態において、冷却システムが提供される。冷却システムは、燃焼プロセスにより生成される排気ガスからＣＯ₂の一部又は全てを除去し、ＣＯ₂希薄ガス蒸気を生成するよう構成されたＣＯ₂分離システムを含む。冷却システムはまた、ＣＯ₂希薄ガス蒸気をシステム又は機械の１つ又はそれ以上の構成要素に送るよう位置付けられた１つ又はそれ以上の導管を含む。１つ又はそれ以上の構成要素が、ＣＯ₂希薄ガス蒸気よりも高い温度であり、１つ又はそれ以上の構成要素がＣＯ₂希薄ガス蒸気により冷却されるようになる。

本発明のこれらの及びその他の特徴、態様並びに利点は、図面全体を通して同じ参照符号が同様の部分を表す添付図面を参照して以下の詳細な説明を読むと、より良好に理解されるであろう。

本発明の態様によるガス混合気からＣＯ₂を除去するステップを示すフローチャート。 本発明の態様によるタービンシステムのブロック図。 本発明の態様によるＣＯ₂を除去するためガス混合気を処理するシステムのブロック図。 本発明の態様によるＣＯ₂分離を含む発電システムの１つの実施形態のブロック図。 本発明の別の態様によるＣＯ₂分離を含む発電システムの第２の実施形態のブロック図。 本発明の別の態様による、ＣＯ₂を液体として分離することを含む、発電システムの別の実施形態のブロック図。 本発明の態様による、ＣＯ₂分離を含むタービンベースシステムの１つの実施形態のブロック図。 本発明の別の態様による、ＣＯ₂分離を含むタービンベースシステムの第２の実施形態のブロック図。 本発明の別の態様による、空気乾燥システムのブロック図。 本発明の別の態様による、ＣＯ₂分離を含むタービンベースシステムの第３の実施形態のブロック図。 本発明の別の態様による、ＣＯ₂分離を含むタービンベースシステムの第４の実施形態のブロック図。 本発明の別の態様による、ＣＯ₂分離を含むタービンベースシステムの第５の実施形態のブロック図。

１つ又はそれ以上の特定の実施形態を以下で説明する。これらの実施形態の簡潔な説明を行うために、本明細書では、実際の実施態様の全ての特徴については説明しないことにする。何れかの技術又は設計プロジェクトと同様に、このような何らかの実際の実装の開発において、システム及びビジネスに関連した制約への準拠など、実装毎に異なる可能性のある開発者の特定の目標を達成するために、多数の実装時固有の決定を行う必要がある点は理解されたい。更に、このような開発の取り組みは、複雑で時間を要する可能性があるが、本開示の利点を有する当業者にとっては、設計、製作、及び製造の日常的な業務である点を理解されたい。

本発明の種々の実施形態の要素を導入する際に、冠詞「ａ」、「ａｎ」、「ｔｈｅ」、及び「ｓａｉｄ」は、要素の１つ又はそれ以上が存在することを意味するものとする。用語「備える」、「含む」、及び「有する」は、包括的なものであり、記載した要素以外の付加的な要素が存在し得ることを意味する。

本開示事項は、図１に示すように、ガス混合気１６からのＣＯ₂ １２及び／又は硫黄種の極低温分離（方法１０）を提供する。本明細書で検討されるように、ガス混合気１６は、燃焼プロセス（石炭又は天然ガス燃焼発電プラントに付随することができる）から生じる煙道ガス又は他の排気ガス混合気、ガス化又は改質プラントにより生成されるシンガス、ウェルから抽出される天然ガス、或いは、ＣＯ₂又は分離が保証される場合の他のガス成分を含有する他の何れかのガス混合気とすることができる。

幾つかの実施形態において、ガス混合気１６は、標準的スタック温度を下回るような温度まで冷却され、冷却に応答して、水２０、他の不純物又は汚染物質１４、及びＣＯ₂ １２が順次流れ出る。本明細書で検討される手法により除去又は低減できる種々の不純物質又は汚染物質１４は、限定ではないが、ＳＯ₂、ＮＯ、ＮＯ₂、Ｃ₂Ｈ_x、Ｈ₂Ｓ、未燃炭化水素（ＵＨＣ）、水銀粒子、及びヒ素、その他が含まれる。冷却は、外部蒸気圧縮サイクルなどの種々の好適な手法により、又はガス混合気の膨張によって達成することができる。ＣＯ₂ １２は、作動圧力及び／又は温度に応じて、液体又は固体として凝縮することができ、最初に、蒸気−固体分離器、又は蒸気−液体分離器（例えば、フィルタ、サイクロン、不活性物質でパックされたカラム、その他）などの好適な分離装置を用いてガス混合気から分離して取り出すことができる。ＣＯ₂ １２が固体形態で分離される実施形態において、ＣＯ₂ １２は、圧縮及び／又は加熱（ポジメトリックポンプ又はスクリューポンプなどで）して、液体ＣＯ₂ １２への相変化を達成することができる。次いで、液体ＣＯ₂ １２は、幾つかの実施形態において、炭素隔離に用いることができるような高圧（例えば、約１５０ｂａｒ）でポンプ送給することができる。更に、幾つかの実施形態において、分離されたＣＯ₂ １２を用いて、１つ又はそれ以上の復熱冷却プロセスを通じてプロセス全体の効率を改善することができる。

ここで、上記のことを考慮しながら図面を参照すると、図２は、発電用に用いることができるようなタービンシステム３０のブロック図である。理解されるように、タービンシステム３０は、配電網を介して市又は町に分配される電気を生成する発電プラントなどの大規模設備での使用、又は車両エンジンの一部又は小規模発電システムなどの小規模環境で使用するのに好適とすることができる。すなわち、タービンシステム３０は、様々な用途に好適とすることができ、及び／又はある範囲のサイズにわたりスケール調整することができる。

図示の実施例において、タービンシステム１０は、燃料噴射器３２、供給燃料３４、及び燃焼器３６を含む。供給燃料３４は、実施形態に応じて異なる場合があり、燃料又は燃料混合気0（例えば、天然ガス又はシンガスのような液体燃料及び／又はガス燃料）をタービンシステム１０に送給し、燃料噴射器３２を通って燃焼器３６に流入させるのに好適な機構に対応することができる。以下で検討するように、燃料噴射器３２は、燃料を噴射して加圧空気と混合するよう構成される。或いは、供給燃料３４は、好適な燃料噴射器３２を介して石炭又は他の固体及び／又は粒子状燃料材料を燃焼器３６に送給するのに好適とすることができる。

燃焼器３６は、燃料空気混合気を点火及び燃焼させ、次いで、高温加圧排出ガスをタービン３８に送る。理解されるように、タービン３８は、固定ベーン又はブレードを有する１つ又はそれ以上のステータと、ステータに対して回転するブレードを有する１つ又はそれ以上のロータとを含む。排気ガスは、タービンロータブレードを通過し、これによりタービンロータを回転駆動させる。タービンロータとシャフト３９との間の結合により、シャフト３９が回転するようになり、該シャフト３９はまた、図示のように、タービンシステム１０全体を通じて複数の構成要素に結合される。最後に、燃焼プロセスの排出ガスは、排気出口４０を介してタービンシステム１０から流出することができる。

圧縮機４２は、シャフト３９により回転駆動されるロータに堅固に装着されたブレードを含む。空気が回転ブレードを通過すると空気圧が増大し、これにより適正な燃焼に十分な空気を燃焼器３６に提供する。圧縮機４２は、吸気口４４を介してタービンシステム１０に空気を吸い込むことができる。更に、シャフト３９は、負荷４６に結合することができ、シャフト３９の回転により該負荷に動力を供給することができる。理解されるように、負荷４６は、発電プラント又は外部負荷などのタービンシステム１０の回転出力の動力を使用できる何らかの好適な装置とすることができる。例えば、負荷４６は、発電機、航空機のプロペラ、及びその他を含むことができる。吸気口４４は、低温吸気口のような好適な機構を介してガスタービンシステム１０に空気を吸い込む。次いで、空気５０は、燃焼器３６に加圧空気５２を提供する圧縮機４２のブレードを流れる。詳細には、燃料噴射機３２は、加圧空気５２及び燃料３４を燃料空気混合気５４として燃焼器３６内に噴射することができる。或いは、加圧空気５２及び燃料３４は、混合及び燃焼用に燃焼器に直接噴射することができる。

上述のことを考慮して、タービンシステム３０から出るガス混合気１６を処理するシステム８０の実施例が図３に描かれている。この実施例によれば、ガス混合気１６は、発電プラントからの煙道ガスとすることができる。このような実施形態において、煙道ガスは、システム８０への流入時に１０％から１５％の含水量及び約２００°Ｆ（すなわち、約９３℃）の温度を有することができる。ガス混合気１６は、最初に熱交換器などにより冷却することができ（ブロック８４）、水２０の一部又は全て（例えば、５０％から１００％）がガス混合気１６から除去されるようになる。除去された水２０は、後続の処理を受けることができ（ブロック８６）、及び／又は発電プロセスに関連する蒸気サイクル又はクーラントループの一部として導入されるような、全体プロセスで利用することができる。

１つの実施形態において、冷却ブロック８４から出るガスストリームは、追加の水２０及び／又は不純物１４がガス混合気から除去されるように約−１０℃から−３０℃である。このガスストリームは、図示の実施例において、圧縮機８８などにおいて圧縮を受け、その後、温度は、約２００°Ｆから約５００°Ｆ（すなわち、約９３℃から約２６０℃）などのように増大することができる。このガスストリームは、続いて、熱交換器又は他の好適な冷却機構によって再度冷却することができる（ブロック９０）。１つの実施形態において、冷却ガス混合気は約−３０℃から−８０℃である。ガス混合気は、仕事が抽出されるタービン９４などにおいて膨張を受けることができ、より低温（例えば、約−８０℃から−１３５℃）で膨張プロセスから出ることができる。これらの温度及び５．２ｂａｒを下回る分圧ではＣＯ₂は固相とすることができ、５．２ｂａｒを上回るＣＯ₂分圧ではＣＯ₂は液相とすることができる。液相又は固相ＣＯ₂ １２は、固体粒子をセトリングタンクにて掃引することによって、或いは、サイクロン又は蒸気液体分離器のような好適な分離装置を用いることなどによって分離することができる（ブロック９６）。ＣＯ₂ １２が固体形態で分離される実施形態において、ＣＯ₂ １２は（ポジメトリックポンプ又はスクリュー圧縮機などで）圧縮（ブロック１００）して、液体ＣＯ₂ １２への相変化を達成することができる。

幾つかの実施形態において、ＣＯ₂ １２は、線１０８で図示されるようにリサイクル（すなわち、再循環）することができ、これを利用して凍結プロセス効率を向上させ、これによりＣＯ₂濃度を増大させることができる。他の実施形態において、本明細書で検討するプロセスによって回収される液体ＣＯ₂は、ボトミングサイクルの作動流体として用いることができる。液体燃料を作動流体として使用する１つのこのような実施形態では、熱回収蒸気発生器（ＨＲＳＧ）からの排気ガスは、ＣＯ₂に対する熱源として用いることができ、凝縮器からの冷却排出空気は、ＣＯ₂に対するヒートシンクとして用いることができる。すなわち、こうした実施形態において、相補的に加熱及び冷却を受けるプロセスの異なるそれぞれの態様は熱的に統合することができる。例えば、図３及び他の実施形態において描かれるように、冷却及び／又はＣＯ₂分離段の１つ又はそれ以上の副生成物として生成される熱は、分離されるＣＯ₂により除去されて該分離ＣＯ₂を加熱するのに用いられ、このＣＯ₂の一部を固体から液体に変え、これにより冷却段での冷却（不要な熱を除去することにより）及び固体ＣＯ₂の液体化を可能にすることができる。このような実施形態において、プロセスのエネルギー消費を低減することができる。更に、分離ＣＯ₂は、発電プロセスの態様の強化（冷却の提供など）、及び／又は炭酸化などの他のプロセスに使用することができ、或いは、既存のウェルからの石油回収を向上させるのに用いることができる。

幾つかの実施形態において、残留ガス混合気１０６は、主としてＮ₂からなることができる、ＣＯ₂リーン乾燥排出ガス（すなわち、水及びＣＯ₂、並びに幾つかの実施形態においてＳＯ₂中に実質的に存在しないか又は低減される排気ガス）である。加えて、残留ガス混合気１０６はまた、典型的には、Ｏ２含有量が低減されることになる。本明細書で検討されるように、残留ガス混合気１０６は、発電システム内の様々な目的で利用することができる。例えば、残留ガス混合気１０６は、発電プロセスに伴ってガスタービンエンジン又は石炭火力バーナに進む空気を乾燥させるために乾燥剤として用いることができる。同様に、残留ガス混合気１０６は、燃焼プロセスへの入力として直接用いられ（すなわち、周囲空気と共にタービン又はバーナに送給される）、空気中のＯ₂含有量を低減することができる。

更に、残留ガス混合気１０６が好適な温度である限り、残留ガス混合気１０６は、発電システムの１つ又はそれ以上の部品を冷却するのに用いることができる。例えば、幾つかの実施形態において、ＣＯ₂リーン低温ガスを用いて燃焼プロセスに提供される入口空気を冷却して、冷却水からの熱を放出すること、発電用に膨張器に蒸気を送出する前に高圧蒸気を処理すること、及びその他を行うことができる。

更に、残留ガス混合気１０６は、加圧下である場合、追加の仕事を抽出するために膨張させることができる（ブロック１０４）。例えば、残留ガス混合気１０６が１．５から５ｂａｒの圧力以上である実施において、追加の仕事を抽出するために膨張を実施することができる。このような１つの実施形態において、残留ガス混合気１０６は、約３０〜８０℃及び／周囲を上回る圧力で膨張器に提供することができる。膨張（及び仕事抽出）後、残留ガス混合気は約−７０〜−１３０℃及び周囲空気圧とすることができる。逆に、残留ガス混合気１０６が１．５ｂａｒ未満の圧力である実施形態において、膨張ステップは省略してもよい。

上述のことを考慮して、更に検討するために具体的な実施例及び実施形態が提供される。提供される実施例は、可能な実施のうちの一部を例証することを目的としており、本開示事項の範囲を限定するものではない点は理解されたい。理解されるように、本手法は、本明細書で検討したもの以外の状況を含む、様々な異なる状況においてガス混合気からＣＯ₂（又は他のガス構成要素）を分離するのに適用することができる。

ここで図４を参照すると、高圧ボイラーなど、発電プラントで使用できるボイラーと併せて使用されるＣＯ₂分離システムの１つの実施例が描かれている。例えば、ボイラーは、発電プラント又はシステムで使用される石炭燃料又は他の燃焼ボイラーとすることができる。１つのこのような実施形態では、システムに通常存在する煙道ガス脱硫（ＦＧＤ）構成要素は、本発明の極低温手法で使用される熱交換器と置きかえることができる。このような手法において、ＳＯ₂並びにＣＯ₂は、煙道ガス脱硫において通常使用されるプロセスとは対照的に、極低温プロセスにより除去されることになる。この実施例において、空気１２０及び燃料１２２（例えば、石炭）は、ボイラー１２４に導入され、ここで空気１２０と燃料１２２とが燃焼する。この燃焼プロセスの副生成物として、ガス混合気１０６（例えば、煙道ガス）がボイラー１２４から流出する。他の実施形態において、ボイラー１２４は、ＣＯ₂含有高温ガス（排気ガスなど）を用いて蒸気を発生させ又はプロセス加熱を提供するプロセスで使用される熱回収蒸気発生器（ＨＲＳＧ）とすることができる。このような実施形態において、ＨＲＳＧに熱を提供するＣＯ₂含有高温ガスは、本明細書で開示される手法に従って処理することができる。

ガス混合気１０６は、熱交換器などを用いて冷却され（ブロック８４）、水２０の一部又は全てが外部に流れ出る。幾つかの実施形態において、ＳＯ₂ １４のような他の不純物はまた、この段にて完全に又は部分的に除去することができる。上記で検討したように、水２０は、以下で検討する水回路などにおいて、処理し及び／又は発電プロセスにて用いることができる。ガス混合気１０６は、圧縮機８８を通過した後、熱交換器などを介して冷却することができる（ブロック９０）。この結合ステップにおいて、追加の水２０及び／又は不純物（例えば、ＳＯ₂ １４）が存在する場合には除去することができる。しかしながら、理解されるように、ガス混合気の水２０及びＳＯ₂ １４成分は両方とも、ガス混合気１０６が圧縮機８８にて圧縮を受ける前に除去することができる。

図示の実施例において、ガス混合気は、仕事が抽出されるタービンなどにおいて膨張を受ける（ブロック９４）前に、空気−空気熱交換器のような熱交換器１２８を通すことができる。１つの実施形態において、熱交換器１２８は、ブロック９４にて膨張を受ける前にガス混合気１６の温度を３２°Ｆ未満（すなわち０℃未満）にまで下げることができる。膨張ステップから出た後、ＣＯ₂ １２は、液相又は固相状態とすることができ、従って、１つの実施において、機械的に分離することができる（ブロック９６）。例えば、１つの実施形態において、固相ＣＯ₂ １２は、サイクロン型装置によりガス混合気１６から分離することができる。次いで、固相ＣＯ₂は、ポジメトリックポンプ又は固体圧縮機などにより圧縮することができ（ブロック１００）、その結果、ＣＯ₂は、ポンプ送給することができる液相に入るようになる。

図示の実施形態において、残留ガス混合気１０６（Ｎ₂ガス混合気など）は、約−１００°Ｆ（すなわち、約−７４℃）のように低温で乾燥している。この残留ガス混合気１０６を用いて冷却水回路（破線１３２で図示される）から熱を除去することができ、該冷却水回路は、ボイラー１２４から熱を除去して蒸気タービン１３４を駆動する。例えば、残留ガス混合気１０６は、冷却回路１３２において水又は他のクーラントを冷却するための凝縮器１３６又は他の熱除去機構において用いることができる。冷却回路から熱を除去すると、残留ガス混合気１０６の温度は、約１００°Ｆ（すなわち約３７℃）になることができる。

１つの実施形態において、残留ガス混合気１０６は更に、ボイラー１２４を冷却するのに用いることができる。このような実施形態において、残留ガス混合気は、ボイラー１２４からの廃棄又は放射熱を吸収し、残留ガス混合気１０６を約３００°Ｆから約５００°Ｆ（すなわち、約１４８℃から約２６０℃）まで加熱する。次いで、加熱された残留ガス混合気１０６は、追加の仕事を抽出するためタービンなどを介して膨張（ブロック１０４）される。

図５を参照すると、幾つかの実施形態において、固相とは対照的に、ガス混合気から直接ＣＯ₂を液相として凝縮し、これにより固体ＣＯ₂の機械的分離及び固体ＣＯ₂の液体状態への加圧又は圧縮を回避することが有用とすることができる。このような実施形態は、ガスストリームを好適な高い圧力に維持することにより実施することができる。

例えば、１つのこのような実施形態において、空気１２０は、圧縮機１４０の作動などにより高圧ボイラーなどのボイラー１２４に高圧で導入される。高圧で燃焼を実施することによって、煙道ガスの圧縮を回避又は低減することができる。例えば、煙道ガスは、ＣＯ₂の三重点より高く又はその付近に維持され、ＣＯ₂が引き続き液体ではなく固体として凝縮できるようにすることができる。１つのこのような実施形態において、空気１２０は、ボイラー１２４に高圧で導入することができ、その結果、第１及び第２の冷却ステップ間の圧縮ステップを省略することができ、同様に、図４の膨張ステップ９４の前の熱交換器作動を省略することができるようになる。更に、図６に示すように、図５のシステムは更に、膨張ステップ９４を省略するよう修正することができる。１つのこのような実施形態において、ＣＯ₂ １２は、ＣＯ₂分離段９７にて液相で収集することができる。

図７では、天然ガス複合サイクルとの関連でのＣＯ₂回収のための空気サイクル機械の状況における代替の実施形態が図示されている。理解されるように、このような実施はまた、他の燃料タイプの関連においても使用することができる。図示の実施例において、ＣＯ₂分離及び／又は回収に関連した態様に集中するために、特定の態様の検討は省略される場合がある。

例えば、図７を参照すると、燃焼用に周囲温度及び圧力で空気１２０が提供されるガスタービンエンジン１６０が図示されている。図示の実施形態において、最初に、空気１２０は低圧圧縮機１６２に入って空気１２０を加圧し、これにより約３００°Ｆ（すなわち約１４８℃）までのように空気温度が上昇する。図示の実施例において、次に、空気１２０は、インタークーラ１６４を通過することができ、該インタークーラが、約１２０°Ｆ（すなわち約４８℃）のように空気１２０の温度を低下させる。次いで、冷却空気１２０は、高圧圧縮機１６６を通過することができ、その後、空気温度は約７５０°Ｆ（すなわち、約３９８℃）になることができる。次に、加圧空気１２０は、燃料ストリーム１２２と共に燃焼器１６８に流入し、ここで空気１２０と燃料１２２が燃焼する。燃焼プロセスにより生成される排気ガス混合気１０６は、発電機として機能する、高圧タービン１７０及び／又は低圧タービン１７２などの１つ又はそれ以上のタービンを通過することができる。ガスタービンエンジン１６０から出ると、ガス混合気１６は、約８００°Ｆから約１，１００°Ｆ（すなわち、約４２６℃から約５９３℃）になることができる。ガス混合気１６は、図示の熱回収蒸気発生器（ＨＲＳＧ）１７４のような熱交換器を通過することができ、該熱回収蒸気発生器（ＨＲＳＧ）１７４は、ガス混合気１６を冷却し、追加の仕事を実施するのに用いることができる熱エネルギーを回収するよう機能する水／蒸気サイクル１７６を含む。例えば、ＨＲＳＧ１７４により相互作用される蒸気サイクルは、ガスタービンエンジン１６０が発生する熱により駆動される蒸気タービン発電プラントを含むことができる。

ＨＲＳＧ１７４（又は他の熱交換器）から出ると、ガス混合気１６の温度が低下し（約−１０℃など）、水２０の一部を液体として取り出すことができる。ガス混合気１６は更に、熱交換器１７８を通過するときに冷却することができ、これによりガス混合気１６の温度を約−３０℃下げて、残留する水２０の一部又は全てを強制的にガス混合気１６の外部に出すことができる。図示の実施例において、ガス混合気１６は、第２の低圧圧縮機１８０を通過することができ、ここでガス混合気１６が加圧され、これにより温度が、約３００°Ｆから約４００°Ｆ（すなわち、約１５８℃から約２０４℃）のように上昇する。次に、加圧ガス混合気１６は、第２のインタークーラ１８２を通過することができ、ここでガス混合気の温度が約−３０℃から−８０℃のように低下する。１つの実施形態において、外部冷却を利用してこの追加の冷却を達成することができる。次に、ガス混合気１６は、膨張（ブロック１８４）を受けることができ、ここで仕事を抽出し、その後残留ガス混合気１０６の温度が−７０℃から−１３０℃になることができ、ＣＯ₂ １２は、好適な分離機構（すなわち、掃引によるセトリングタンク、サイクロン、及びその他）によるなど、ガス混合気から分離（ブロック１８８）するのに好適な液相又は気相とすることができる。図示の実施において、分離されたＣＯ₂は固相であり、ポジメトリックポンプ及び／又は固体圧縮機などにより加圧（ブロック１００）され、液体ＣＯ₂生成物を生成する。

主として乾燥Ｎ₂とすることができる残留ガス混合気１０６は、ガスタービンエンジン１６０の空気入口を冷却するため、或いは、ガスタービンエンジン１６０に対する入力として用いて、システムの効率の改善及び燃焼プロセスにおけるＮＯｘ（例えば、ＮＯ、ＮＯ２、及びその他）形成の低減を行うことができる。加えて、残留ガス混合気１０６を用いて、ＨＲＳＧ１７４から出るときにガス混合気１６を冷却するのに使用される熱交換器１７８など、システムの熱交換器構成要素の１つ又はそれ以上を冷却することができる。

図８及び９を参照すると、空気乾燥システムを利用するＣＯ₂回収手法の別の実施形態が図８に図示されている。好適な空気乾燥システムの１つの実施例が、参照として図９に図示されている。図８の図示のシステムにおいて、最初に、周囲空気１２０が乾燥剤空気乾燥システム２００などにより乾燥され、次いで、ガスタービンエンジン１６０に提供される前に熱交換器２０４などにより冷却される。このような１つの実施形態において、熱交換器２０４から出てガスタービンエンジン１６０に入る空気１２０は、約−１０°Ｆから約−２０°Ｆ（すなわち、約−２３℃から約−２９℃）である。このような冷却空気は、周囲温度にて空気に対して比較的高密度になり、ガスタービンエンジン１６０により生成される出力の増大をもたらすことができる。図７に関して検討したように、空気１２０は、ガスタービンエンジン１６０において燃料１２２と共に燃焼される。１つの実施形態において、ガスタービンエンジンから出る排気ガス混合気１６は、ＨＲＳＧ１７４に入る前に約８００°Ｆ（すなわち約４２６℃）であり、ここでガス混合気が更に冷却され、水２０の一部又は全てが液体形態で取り出される。

図示の実施形態において、ガス混合気１６が低圧圧縮機１８０で加圧され、続いてインタークーラ１８２により冷却される。図示の実施において、ガス混合気１６はまた、第２の乾燥システム２１０を通過した後、膨張（ブロック１８４）を受け、ここで仕事を抽出することができる。図７に関して検討したように、膨張時には、ガス混合気は、ＣＯ₂が固体又は液体の形態で且つ機械的又は他の好適な手法によるなどガス混合気から分離（ブロック１８８）するのに好適な温度及び圧力とすることができる。図示の実施形態において、約−７０℃から−１３０℃とすることができる残留ガス混合気１０６を用いて、熱交換器２０４（ガスタービンエンジン１６０の空気入口の一部を形成できる）を冷却することができ、ここを通って空気１２０がガスタービンエンジン１６０に流入し、及び／又は開示されたインタークーラの１つ又はそれ以上を冷却する。幾つかの実施形態において、上述のように、分離されたＣＯ₂ １２が固相である範囲では、ＣＯ₂は、ポジメトリックポンプ又は固体圧縮機などを用いて加圧（ブロック１９０）し、液相にすることができる。

図９には、図８のブロック２００及び２１０に描かれたような乾燥剤空気乾燥システムの１つの実施例がより詳細に図示されている。この実施例において、空気１２０は、空気接触器２２０を通過し、ここで空気１２０は、空気接触器２２０を循環する好適な乾燥剤材料２２２と接触する。１つの実施形態において、乾燥剤材料２２２は、食塩水（例えば、臭化リチウム、塩化カルシウム、塩化リチウム、及びその他）のような液体乾燥剤、又は他の好適な乾燥剤である。このような１つの実施において、乾燥剤２２２は、約６０°Ｆ（すなわち約１５°Ｆ）で空気接触器２２０に入るが、空気１２０と接触している間は加熱される。空気接触器２２０では、空気１２０からの湿分が乾燥材料２２２により吸収され、これにより空気１２０が乾燥し、乾燥剤２２２の含水量が増大する。図示の実施形態において、乾燥空気１２０は、後続のプロセス段（図８の熱交換器２０４又は膨張器１８４）に進む。

乾燥剤２２２は、空気１２０と接触後、温度（約７５°Ｆ（すなわち２３℃）など）及び水含有量が増大する。乾燥剤２２２が処理されて吸収された水含有量を除去し、空気乾燥プロセスにおいて乾燥剤２２２を再利用可能にすることができる。図示の実施例において、液体乾燥剤のような乾燥剤２２２は、第１の熱交換器１７８を通って（ポンプ２２６などにより）ポンプ送給される。熱交換器２２８は、該熱交換器２２８の一部を通って伝わる湿潤乾燥剤２２２を加熱すると同時に、交換器２２８の別の部分を通って伝わる乾燥した乾燥剤２２２を冷却する働きをする。結果として、熱交換器２２８から出る湿潤乾燥剤は、約１５０°Ｆ（すなわち約６５℃）の温度にまで加熱される。

図示の実施例において、部分的に加熱された乾燥剤２２２は、第２の熱交換器２３０において更に加熱することができ、該熱交換器２３０は、高温ガスタービン排気ガス（排気ガス２３２がＨＲＳＧを通る前など）を利用して、乾燥剤２２２を更に加熱する。例えば、１つの実施形態において、加熱された乾燥剤２２２は、約２００°Ｆから約３００°Ｆ（すなわち約９３℃から約１４８℃）である。次いで、加熱された乾燥剤２２２は、接触器ボイラー２３６を通って配送することができ、該ボイラーに周囲空気２４０を通して、加熱された乾燥剤２２２と接触するようにする。周囲空気２４０は、加熱された乾燥剤２２２からの湿分を吸収し、接触器ボイラー２３６から出る乾燥剤２２２が乾燥され、すなわち水含有量がほとんどないか、又は全くないようになる。１つの実施例において、接触器ボイラー２３６から出る乾燥剤２２２は、約２００°Ｆから約３００°Ｆ（すなわち約９３℃から約１４８℃）である。

次いで、乾燥剤２２２は、１つの実施形態において、上述の熱交換器２２８を通って（ポンプ２４０などにより）ポンプ送給することができ、乾燥された乾燥剤の熱を利用して、空気接触器２２０から出る湿潤乾燥剤を加熱するようにする。熱交換器の結果として、乾燥された乾燥剤は冷却され、約１００°Ｆ（すなわち約３７℃）のような低い温度で熱交換器２２８から出る。１つの実施形態において、乾燥剤２２２は、冷却タワーからの冷却水などのクーラント２４４を用いる第３の熱交換器２４２などを介して更に冷却され、乾燥剤２２２から熱を抽出することができる。このような１つの実施形態において、乾燥剤２２２は、熱交換器２４２から出た後に約６０°Ｆ（すなわち約１５℃）の温度とすることができる。次いで、乾燥され冷却された乾燥剤２２２を再利用して、空気接触器２２０を通過する空気１２０を乾燥させることができる。

別の実施形態において、図７に関して上記で検討した実施は、システムがガスタービンエンジン１６０の下流側の高圧で作動するように修正することができる。例えば、図１０の図示の実施形態では、空気１２０は、燃焼用に周囲温度及び圧力でガスタービンエンジン１６０に提供される。この実施形態において、ガスタービンエンジン１６０から出る排気ガス混合気１６は完全には膨張されず、結果として下流側で加圧される必要がない。例えば、このような１つの実施形態において、ガスタービンエンジン１６０から出るガス混合気１６は、約１，１００°Ｆ（すなわち約５９３℃）の温度、及び１．１ｂａｒから１０ｂａｒ（例えば、２ｂａｒから６ｂａｒ、又は５ｂａｒ）の間の圧力である。このような温度及び圧力では、蒸気サイクル１７６の蒸気タービン（ＨＲＳＧ１７４を介して相互作用される）は、より高い効率で作動することができる。更に、このような１つの実施において、煙道ガスは、後続の煙道ガス加圧ステップが存在しないようにＣＯ₂の三重点付近又はこれよりも高く維持される。このような１つの実施例において、煙道ガスが高圧で維持されているので、ＣＯ₂を引き続き固体ではなく液体として凝縮することができる。

ＨＲＳＧ１７４から出ると、ガス混合気１６の温度が低下し、水２０の一部が液体として取り出すことができる。ガス混合気１６は、熱交換器１７８を通過するときに更に冷却することができ、該熱交換器１７８がガス混合気１６の温度を低下させ、これにより残留する水２０の一部又は全てを強制的にガス混合気１６の外部に出すことができる。図示の実施例において、ガス混合気１６は依然として圧力（例えば約５ｂａｒ）があり、第２のインタークーラ１８２を通過することができ、ここでガス混合気の温度が低下する。次に、ガス混合気１６が膨張（ブロック１８４）を受けることができ、ここで仕事を抽出することができる。膨張すると、ガス混合気１６は、好適な分離機構（すなわち、掃引によるセトリングタンク、サイクロン、及びその他）によるなど、ガス混合気１６から分離（ブロック１８８）するのに好適な液相又は固相（圧力に応じて）とすることができるほど十分に冷却される。１つの実施において、分離されたＣＯ₂は固相であり、ポジメトリックポンプ及び／又は固体圧縮機などにより加圧（ブロック１９０）され、液体ＣＯ₂生成物を生成する。他の実施において、ガス混合気１６は、ＣＯ₂ １２が液体として凝縮されるように十分な圧力がある。

更に、上記で検討したように、主として乾燥Ｎ₂とすることができる残留ガス混合気１０６は、ガスタービンエンジン１６０の空気入口を冷却するため、或いは、ガスタービンエンジン１６０に対する入力として用いて、システムの効率の改善及び燃焼プロセスにおけるＮＯ形成の低減を行うことができる。加えて、残留ガス混合気１０６を用いて、ＨＲＳＧ１７４から出るときにガス混合気１６を冷却するのに使用される熱交換器１７８など、システムの熱交換器構成要素の１つ又はそれ以上を冷却することができる。

図１１を参照すると、液化天然ガス（ＬＮＧ）が利用可能な実施形態において、再ガス及び空気サイクル機械をＣＯ₂回収用システムにおいて利用することができる。図１１の図示の実施形態において、図８に関して示された天然ガス複合サイクル実施が、ＨＲＳＧ１７４から下流側で且つ第２の低圧圧縮機１８０の上流側に排気ドライヤー２６０（図９に関して検討されたように）を含むよう修正される。このような１つの実施において、残留ガス混合気１０６（主として乾燥Ｎ₂）は、約−１００°Ｆ（すなわち約−７４℃）の温度であり、第２のインタークーラ１８２及び／又は排気ドライヤー２６０を冷却するのに用いることができる。

加えて、液化天然ガス（ＬＮＧ）回路２６４が第２のインタークーラ１８２に関して描かれており、該第２のインタークーラ１８２は、回路２６４においてＬＮＧを加熱又はガス化するプロセスにおいて、ガス混合気１６が第２のインタークーラ１８２を通過したときに該ガス混合気１６を冷却するのを支援する。例えば、１つの実施形態において、天然ガス（ＮＧ）は、約−１６０°Ｆ（すなわち約−１０６℃）などの温度の液体状態で第２のインタークーラ１８２に接近する。この実施例において、液化天然ガスは、第２のインタークーラ１８２との相互作用を介して排気ガス１６から熱を吸収し、高温及びガス化状態で第２のインタークーラ１８２との相互作用部から離れる。

更なる実施形態において、本発明のＣＯ₂回収手法は、図１２に示すように、複合サイクル発電方式において統合することができる。図示の実施形態において、空気１２０は、最初に、特定の実施において入口空気クーラーとして備えることができる熱交換器２０４などを介して冷却された後、ガスタービンエンジン１６０に流入する。このような１つの実施例では、最大容積圧縮機段が、複合サイクルのガスタービンエンジン１６０部分に提示される。

図示の実施形態において、ガスタービンエンジン１６０に流入する排気ガス混合気１６は、完全には膨張されず、従って、ＨＲＳＧ１７４に入るときに約１．５ｂａｒから約５ｂａｒの圧力にすることができる。このような１つの実施形態では、ガスタービン排気圧力の増大により、ガスタービンエンジン１６０に存在する低旋回バーナの体積流量及び長さを低減することができる。ガス混合気１６は、ＨＲＳＧ１７４から出た後、膨張器１８４のような膨張ステップを受ける前に、空気−空気熱交換器のような熱交換器１７８を通過することができる。１つの実施形態において、熱交換器１７８から出て膨張器１８４に流入するガス混合気１６の温度は、約３２°Ｆ（すなわち約０℃）よりも低い。他の実施形態において検討するように、膨張時には、ガス混合気１６は、ＣＯ₂が固体又は液体形態で且つ機械的又は他の好適な手法によるなどガス混合気から分離（ブロック１８８）するのに好適な温度及び圧力とすることができる。図示の実施形態において、約１００°Ｆ（すなわち約−７０℃）とすることができる残留ガス混合気１０６を用いて、熱交換器１７８及び／又は熱交換器２０４（ガスタービンエンジン１６０の空気入口の一部を形成できる）を冷却することができ、ここを通って空気１２０がガスタービンエンジン１６０に流入し、及び／又は開示されたインタークーラの１つ又はそれ以上を冷却する。

理解されるように、本明細書で検討された手法は、ＣＯ₂回収の様々な状況で用いることができ、本明細書で検討された実施例に限定されるものではない。例えば、本明細書で検討した極低温プロセスを利用して、石炭由来のシンガスから出力を生成するのに用いることができるガス化複合サイクルに基づくプラントのような、特定のタイプの発電プラントにおけるＣＯ₂（及び場合によってはＨ₂Ｓ）除去に置き換わることができる。このような１つの実施例において、ＣＯ₂はガス化に基づいて冷凍又は凝縮され、冷却シンガスが水、ＣＯ₂、及びＨ₂Ｓを取り出すようにする。同様に、本発明の手法は、ガス混合気が抽出又は生成される方法に関係なく、排気ガス又は他のガス混合気からＣＯ₂を除去する他の状況にも適用することができる。

本明細書は、最良の形態を含む実施例を用いて本発明を開示し、更に、あらゆる当業者があらゆるデバイス又はシステムを実施及び利用すること並びにあらゆる包含の方法を実施することを含む本発明を実施することを可能にする。本発明の特許保護される範囲は、請求項によって定義され、当業者であれば想起される他の実施例を含むことができる。このような他の実施例は、請求項の文言と差違のない構造要素を有する場合、或いは、請求項の文言と僅かな差違を有する均等な構造要素を含む場合には、本発明の範囲内にあるものとする。

１０ 極低温分離方法
１２ ＣＯ₂
１４ 不純物／汚染物質
１６ ガス混合気
１８ ガス混合気を冷却
２０ 水
３０ タービンシステム
３２ 燃料 噴射装置
３４ 供給燃料
３６ 燃焼器
３８ タービン
３９ シャフト
４０ 排気出口
４２ 圧縮機
４４ 吸気口
４６ 負荷
５０ 空気
５２ 加圧空気
５４ 燃料−空気混合気
８０ システム
８４ ガス混合気を冷却
８６ 処理水
８８ 圧縮機
９０ ガス混合気を冷却
９４ ガス 膨張器／タービン
９６ ＣＯ₂ 分離
１００ 分離ＣＯ₂を加圧
１０４ 残留ガス混合気を膨張
１０６ 残留ガス混合気／ＣＯ₂除去ガス混合気／ＣＯ₂リーンガス
１０８ 再循環ＣＯ₂
１２０ 空気
１２２ 燃料
１２４ ボイラー
１２８ 熱交換器
１３２ 冷却回路
１３４ 蒸気タービン
１３６ 凝縮器
１４０ 圧縮機
１６０ ガスタービンエンジン
１６２ 低圧圧縮機
１６４ インタークーラ
１６６ 高圧圧縮機
１６８ 燃焼器
１７０ 高圧タービン
１７２ 低圧タービン
１７４ 熱回収蒸気発生器（ＨＲＳＧ）
１７６ 水／蒸気サイクル
１７８ 熱交換器
１８０ 低圧圧縮機
１８２ インタークーラ
１８４ ガス混合気の膨張
１８８ ＣＯ₂の分離
１９０ 分離ＣＯ₂の加圧
２００ ブロック−乾燥剤空気乾燥システム
２０４ 熱交換器
２１０ ブロック−乾燥剤空気乾燥システム
２２０ 空気接触器
２２２ 乾燥剤／乾燥剤材料
２２６ ポンプ
２２８ 熱交換器
２３０ 熱交換器
２３２ タービン排気ガス
２３６ 接触器ボイラー
２４０ 周囲空気
２４１ ポンプ
２４２ 熱交換器
２４４ クーラント
２６０ 排気ドライヤー
２６４ ＬＮＧ回路

Claims (10)

1. 発電システムにおいて、
   空気（１２０）及び燃料（１２２）を燃焼させて、共に相互作用する蒸気サイクル（１３２）に熱を提供するのに好適なボイラー（１２４）を備え、
   前記空気（１２０）及び燃料（１２２）が燃焼したときにＣＯ₂（１２）を含有する排気ガス（１６）が生成され、
   前記システムが更に、
   前記ボイラー（１２４）から排気ガス（１６）を受け取り、該排気ガス（１６）を冷却して水（２０）又は他の不純物（１４）の一部又は全てが前記排気ガス（１６）から除去されるように構成された第１の冷却段（８４）と、
   前記排気ガス（１６）が第１の冷却段（８４）から出た後に該排気ガス（１６）を受け取り、該排気ガス（１６）を冷却するように構成された第２の冷却段（９０）と、
   前記排気ガス（１６）が第２の冷却段（９０）から出た後に該排気ガス（１６）を膨張させ、前記排気ガス（１６）から液体又は固体としてＣＯ₂（１２）が流れ出る前記排気ガス（１６）の温度が十分に低くなるように構成される第１の膨張構成要素（９４）と、
   固相又は液相ＣＯ₂（１２）を分離してＣＯ₂希薄ガス混合気（１０６）を生成するよう構成されるＣＯ₂分離段（９６）と、
   を備える発電システム。
2. 前記ボイラー（１２４）に入る空気（１２０）を加圧するよう構成された第１の圧縮機構成要素（１４０）を更に備える、請求項１に記載の発電システム。
3. 前記第１の冷却段（８４）と前記第２の冷却段（９０）との間で排気ガス（１６）を加圧するよう構成された第２の圧縮機構成要素（８８）を更に備える、請求項１に記載の発電システム。
4. 前記排気ガス（１６）が前記第２の冷却段（９０）から出た後に該排気ガス（１６）を受け取り、該排気ガス（１６）が前記第１の膨張構成要素（９４）に入る前に前記排気ガス（１６）を冷却するよう構成された第３の冷却段（１２８）を更に備える、請求項１に記載の発電システム。
5. 前記ＣＯ₂希薄ガス混合気（１０６）が、前記蒸気サイクル（１３２）に関連する熱交換器（１３６）又は前記ボイラー（１２４）の一方又は両方により加熱された後に前記ＣＯ₂希薄ガス混合気（１０６）を受け取り膨張させるよう構成された第２の膨張構成要素（１０４）を更に備える、請求項１に記載の発電システム。
6. 空気（１２０）及び燃料（１２２）を燃焼させ、該空気（１２０）及び燃料（１２２）が燃焼したときにＣＯ₂（１２）を含有する排気ガス（１６）を生成するよう構成されたタービンエンジン（１６０）と、
   前記タービンエンジン（１６０）により生成される排気ガス（１６）を受け取り、該排気ガス（１６）を冷却するよう構成された１つ又はそれ以上の熱交換器（１７４、１７８、１８２）と、
   前記排気ガス（１６）が第１の熱交換器の少なくとも１つから出た後に前記排気ガス（１６）を膨張させ、該排気ガス（１６）の温度が低くなるように構成された膨張構成要素（１８４）と、
   前記排気ガス（１６）から固相又は液相ＣＯ₂（１２）を分離して、ＣＯ₂希薄ガス混合気（１０６）を生成するよう構成されるＣＯ₂分離段（１８８）と、
   を備える発電システム。
7. 前記熱交換器の少なくとも１つが、熱回収蒸気発生器（１７４）を含む、請求項６に記載の発電システム。
8. 第１の熱交換器と第２の熱交換器との間に配置された圧縮機（１８０）を更に備え、該圧縮機（１８０）が、前記第１の熱交換器から前記排気ガス（１６）を受け取り、前記第２の熱交換器に入る前に前記排気ガス（１６）を加圧するよう構成される、請求項６に記載の発電システム。
9. 前記タービンエンジン（１６０）に入る空気を乾燥させるよう構成され、或いは、前記膨張構成要素（１８４）に入る前記排気ガス（１６）を乾燥させるよう構成される少なくとも１つの空気乾燥システム（２００、２１０、２６０）を更に備える、請求項６に記載の発電システム。
10. 前記少なくとも１つの熱交換器（１８２）を冷却するよう位置付けられた天然ガス回路（２６４）を更に備え、前記天然ガスは、前記熱交換器（１８２）に接近して液化状態で冷却され、ガス化状態で前記熱交換器（１８２）から離れて移動する、請求項６に記載の発電システム。