JP2015215156A - 熱統合を用いた石炭燃焼酸素プラント - Google Patents

熱統合を用いた石炭燃焼酸素プラント Download PDF

Info

Publication number
JP2015215156A
JP2015215156A JP2015095708A JP2015095708A JP2015215156A JP 2015215156 A JP2015215156 A JP 2015215156A JP 2015095708 A JP2015095708 A JP 2015095708A JP 2015095708 A JP2015095708 A JP 2015095708A JP 2015215156 A JP2015215156 A JP 2015215156A
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
low pressure
flue gas
pressure heater
condensate
serial low
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.)
Granted
Application number
JP2015095708A
Other languages
English (en)
Other versions
JP6577745B2 (ja
Inventor
プルショ ティエリ
Pourchot Thierry
プルショ ティエリ
グラニエ フランソワ
Granier Francois
グラニエ フランソワ
ジェジェ フレデリック
Geiger Frederic
ジェジェ フレデリック
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.)
General Electric Technology GmbH
Original Assignee
Alstom Technology AG
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
Application filed by Alstom Technology AG filed Critical Alstom Technology AG
Publication of JP2015215156A publication Critical patent/JP2015215156A/ja
Application granted granted Critical
Publication of JP6577745B2 publication Critical patent/JP6577745B2/ja
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • 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
    • 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
    • F01K7/00—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating
    • F01K7/34—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating the engines being of extraction or non-condensing type; Use of steam for feed-water heating
    • F01K7/40—Use of two or more feed-water heaters in series
    • 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
    • F01K9/00—Plants characterised by condensers arranged or modified to co-operate with the engines
    • F01K9/02—Arrangements or modifications of condensate or air pumps
    • F01K9/023—Control thereof
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22D—PREHEATING, OR ACCUMULATING PREHEATED, FEED-WATER FOR STEAM GENERATION; FEED-WATER SUPPLY FOR STEAM GENERATION; CONTROLLING WATER LEVEL FOR STEAM GENERATION; AUXILIARY DEVICES FOR PROMOTING WATER CIRCULATION WITHIN STEAM BOILERS
    • F22D1/00—Feed-water heaters, i.e. economisers or like preheaters
    • F22D1/02—Feed-water heaters, i.e. economisers or like preheaters with water tubes arranged in the boiler furnace, fire tubes, or flue ways
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22D—PREHEATING, OR ACCUMULATING PREHEATED, FEED-WATER FOR STEAM GENERATION; FEED-WATER SUPPLY FOR STEAM GENERATION; CONTROLLING WATER LEVEL FOR STEAM GENERATION; AUXILIARY DEVICES FOR PROMOTING WATER CIRCULATION WITHIN STEAM BOILERS
    • F22D1/00—Feed-water heaters, i.e. economisers or like preheaters
    • F22D1/36—Water and air preheating systems
    • 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
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J15/00—Arrangements of devices for treating smoke or fumes
    • F23J15/06—Arrangements of devices for treating smoke or fumes of coolers
    • 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 
    • F23J2219/00—Treatment devices
    • F23J2219/70—Condensing contaminants with coolers
    • 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
    • F23L2900/00—Special arrangements for supplying or treating air or oxidant for combustion; Injecting inert gas, water or steam into the combustion chamber
    • F23L2900/07005—Injecting pure oxygen or oxygen enriched air
    • 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
    • Y02E20/12—Heat utilisation in combustion or incineration of waste
    • 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
    • Y02E20/30—Technologies for a more efficient combustion or heat usage
    • 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

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Air Supply (AREA)
  • Chimneys And Flues (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)

Abstract

【課題】改善された石炭燃焼酸素ボイラ電力プラントを提供する。
【解決手段】酸素流を用いて石炭を燃焼させて煙道ガス流を生成するよう適合された燃焼システムと、凝縮液システムの一部を構成する連続して配列された低圧ヒータを備える蒸気サイクルとを有する石炭燃焼酸素ボイラ電力プラント。燃焼システムは、ボイラ用酸素流を生成するために空気からＮ２を除去する空気分離ユニットを有する。空気分離ユニットは、全数未満の少なくとも１つのシリアル低圧ヒータに流体的にパラレルに凝縮液システムに熱的にかつ流体的に接続された空気分離ユニット熱交換器を有する。煙道ガス熱回収システム、煙道ガス凝縮器およびガス処理ユニットが凝縮液システムに熱統合されている。
【選択図】図２

Description

本発明は、ＣＯ２回収および蒸気／水電力サイクルが統合された石炭燃焼酸素プラントの熱的構成に関する。
石炭はこんにち世界中の発電の大きな割合に寄与しており、当分の間、その大きな割合を維持すると予想される。それにもかかわらず、すべての高まる環境要求を満たすため、大きな環境的圧力によって排出物削減システムの開発がなされてきた。結果的に、プラントの設計は、低いＣＯ２、ＳＯ２、ＮＯｘの排出物レベルでの高い動作効率という相反する要求を満たす必要がある。
これらの開発によって得られた特に有利なプラント装置は、ＣＯ２回収を含む酸素燃焼蒸気プラントである。空気燃焼システムの作動と比べ、このシステムは、通常一次燃料の燃焼用の空気分離ユニットにて生成された酸素を用いる。酸素燃焼プロセスは、典型的にはＣＯ２、水およびＯ２を主成分として含む煙道ガスを生成し、ＣＯ２濃度は、典型的には約７０体積％超である。高いＣＯ２濃度によって、気体処理ユニットにおける比較的簡単なＣＯ２回収が可能である。
酸素燃焼回収プラントの典型的な構成には、複数の予備的ＣＯ２抽出精製ステップが含まれる。これには、粒状物を除去する静電沈降器、硫黄を除去する煙道ガス脱硫器、および、水を除去する煙道ガス濃縮器が含まれる。熱効率を理由として、煙道ガス熱回収システムが、さらに静電沈降器と煙道ガス脱硫器との間に配置される場合がある。
高効率酸素燃焼蒸気プラントの典型的な水蒸気サイクルの例が図１に示されている。プラントは、ボイラ４２からの蒸気が供給される３段圧力再加熱蒸気タービンＨＰ、ＩＰ、ＬＰを有している。最後の低圧蒸気タービンＬＰからの排出蒸気は、凝縮器２において凝縮され、その後、ポリッシング４され、ポンピング３され、一連の低圧ヒータ６、７、８、９、３１、給水タンク３６および高圧ヒータ３２を通り、閉ループで、ボイラ４２に戻る。高圧および低圧ヒータ用の熱源は、典型的には、低圧／中圧および高圧蒸気タービンから抽出された蒸気である。
最大効率のサイクルを確実にできるという大きなメリットのために、酸素燃焼回収システムのヒートシンクを蒸気電力プラント内に統合するよりよい方法を見いだすことに継続的な要求がある。これには、確実にエネルギーを捨てないように、プラントサイクルを有する回収システムのヒートシンクを最適化する必要がある。特に、これには、空気分離ユニット、煙道ガス熱回収システム、煙道ガス凝縮器およびガス処理ユニットの蒸気サイクルへの統合の仕方を考慮する必要がある。
柔軟なプラント動作および改善された全体的なプラント熱効率を提供するため、システムの主要な熱生成源を統合する、酸素供給システムおよび煙道ガスＣＯ２回収システムを有する石炭燃焼酸素ボイラおよび蒸気サイクル電力プラント構成が提供される。
一態様では、燃焼システム、ＣＯ２回収システムおよび蒸気電力プラントを有する石炭燃焼酸素ボイラ電力プラントが提供される。
一態様では、燃焼システムと、ＣＯ２回収システムと、蒸気電力プラントと、を有する石炭燃焼酸素ボイラ電力プラントが提供される。燃焼システムは、酸素流生成に用いられる圧縮空気流の一部として、空気からＮ２を除去して酸素流を生成する、空気分離ユニット熱交換器を備える空気分離ユニットを有しており、蒸気ボイラは、酸素流を用いて石炭を燃焼させて煙道ガス流を生成するよう適合されている。
ＣＯ２回収システムは、煙道ガス流からＣＯ２を除去するよう構成されかつ配置されている。
蒸気電力プラントは、蒸気を凝縮する凝縮器と、連続して配列され、凝縮器からの凝縮液を受け取るよう構成されかつ配置された複数の低圧ヒータと、を備える凝縮液システムを有している。給水タンクがシリアル低圧ヒータからの凝縮液を受け取るよう構成されかつ配置されている。
この構成では、空気分離ユニット熱交換器は、少なくとも１つのシリアル低圧ヒータに流体的にパラレルに、かつ、全数未満の少なくとも１つのシリアル低圧ヒータに流体的にパラレルになるように、凝縮液システムに熱的にかつ流体的に接続されている。この構成は、空気分離ユニット、煙道ガス熱回収、煙道ガス凝縮器および／またはガス処理ユニットを含む、ＣＯ２回収システムとの熱源の熱統合の基礎となり、酸素モードでは４０％以下の部分負荷で、空気モードでは７５％以下の負荷で、バックアップモードでは複数の熱回収システムの１つを停止させつつ、プラントを動作することができる。
本発明の別の課題は、従来技術の問題点および欠点を克服または少なくとも緩和し、有用な代替物を提供することである。
本発明の他の態様および利点は、添付図面を参照して、以下の詳細な説明から明らかとなり、図面には、例として、本発明の例示的実施形態が示されている。
例として、本発明の実施形態が添付図面を参照して以下により十分に記載されている。
従来技術の特許のフロー図を示す。 空気分離ユニットの酸素ボイラプラントの凝縮システムへの熱統合を実現するよう適合された、石炭燃焼酸素ボイラ電力プラントにおける異なるＣＯ２回収システムの熱統合構成の統合を示す例示的実施形態のフロー図を示す。 空気分離ユニットの酸素ボイラプラントの凝縮システムへの熱統合を実現するよう適合された、石炭燃焼酸素ボイラ電力プラントにおける異なるＣＯ２回収システムの熱統合構成の統合を示す例示的実施形態のフロー図を示す。 空気分離ユニットの酸素ボイラプラントの凝縮システムへの熱統合を実現するよう適合された、石炭燃焼酸素ボイラ電力プラントにおける異なるＣＯ２回収システムの熱統合構成の統合を示す例示的実施形態のフロー図を示す。 空気分離ユニットの酸素ボイラプラントの凝縮システムへの熱統合を実現するよう適合された、石炭燃焼酸素ボイラ電力プラントにおける異なるＣＯ２回収システムの熱統合構成の統合を示す例示的実施形態のフロー図を示す。 空気分離ユニットの酸素ボイラプラントの凝縮システムへの熱統合を実現するよう適合された、石炭燃焼酸素ボイラ電力プラントにおける異なるＣＯ２回収システムの熱統合構成の統合を示す例示的実施形態のフロー図を示す。 空気分離ユニットの酸素ボイラプラントの凝縮システムへの熱統合を実現するよう適合された、石炭燃焼酸素ボイラ電力プラントにおける異なるＣＯ２回収システムの熱統合構成の統合を示す例示的実施形態のフロー図を示す。 空気分離ユニットの酸素ボイラプラントの凝縮システムへの熱統合を実現するよう適合された、石炭燃焼酸素ボイラ電力プラントにおける異なるＣＯ２回収システムの熱統合構成の統合を示す例示的実施形態のフロー図を示す。 空気分離ユニットの酸素ボイラプラントの凝縮システムへの熱統合を実現するよう適合された、石炭燃焼酸素ボイラ電力プラントにおける異なるＣＯ２回収システムの熱統合構成の統合を示す例示的実施形態のフロー図を示す。 空気分離ユニットの酸素ボイラプラントの凝縮システムへの熱統合を実現するよう適合された、石炭燃焼酸素ボイラ電力プラントにおける異なるＣＯ２回収システムの熱統合構成の統合を示す例示的実施形態のフロー図を示す。 空気分離ユニットの酸素ボイラプラントの凝縮システムへの熱統合を実現するよう適合された、石炭燃焼酸素ボイラ電力プラントにおける異なるＣＯ２回収システムの熱統合構成の統合を示す例示的実施形態のフロー図を示す。 空気分離ユニットの酸素ボイラプラントの凝縮システムへの熱統合を実現するよう適合された、石炭燃焼酸素ボイラ電力プラントにおける異なるＣＯ２回収システムの熱統合構成の統合を示す例示的実施形態のフロー図を示す。 空気分離ユニットの酸素ボイラプラントの凝縮システムへの熱統合を実現するよう適合された、石炭燃焼酸素ボイラ電力プラントにおける異なるＣＯ２回収システムの熱統合構成の統合を示す例示的実施形態のフロー図を示す。
本発明の例示的実施形態について、図面を参照して個々に説明するが、同様の参照番号は、全体を通して同様の要素を指すために用いられる。以下の詳細な説明中、説明のために、本発明の完全な理解をもたらすように、数値的な詳細事項が記載されている。しかし、本発明は、これらの詳細事項無しに実行可能であり、本明細書中に記載された例示的実施形態に限定されない。
図２〜１３に示される例示的実施形態は、酸素燃焼ボイラ４２を有する酸素燃焼プラントに用いられており、この酸素燃焼プラントは、ガス処理ユニットにおいて、ボイラから出る煙道ガスをポリッシングし、これよりＣＯ２を分離する統合式ＣＯ２回収システム、および、電力を生成するよう構成された蒸気／水ランキンサイクルを有している。蒸気／水サイクルは、凝縮器２に接続された第１段１と、凝縮液ポリッシングプラント４の出口に位置する第２段３とを有する凝縮器抽出ポンプ装置を有している。この装置は、シリアルに設けられた低圧ヒータ６、７、８、９、３１からなる凝縮液加熱列の上流に位置している。低圧ヒータ６、７、８、９、３１からの加熱凝縮液は、給水タンク３６に供給される。
酸素燃焼プラントは、空気から窒素を除去して、ボイラ４２に供給される酸素リッチな流れを生成する空気分離ユニットをさらに有している。低圧ヒータ６、７、８、９、３１の少なくとも１つをバイパスして、空気分離ユニット熱交換器１１が低圧ヒータの全数未満の少なくとも１つに流体的にパラレルであるように、空気分離ユニットからの熱エネルギーは、有利には、凝縮液システムから抽出される凝縮液を加熱することにより、空気分離ユニット熱交換器１１において除去される。
図２に示される別の例示的実施形態では、酸素燃焼プラントは、一連の凝縮液の流れに配列された少なくとも５つのシリアル定圧ヒータ６、７、８、９、３１を有しており、空気分離ユニットは、１番目のシリアル低圧ヒータ６の上流の点、および、３番目の低圧ヒータ８と４番目のシリアル低圧ヒータ９との間の点において凝縮液システムに流体的に接続されている。このようにして、空気分離ユニット熱交換器１１を通る凝縮液は、３つのシリアル低圧ヒータ６、７、８をバイパスする。
図３に示される代替的な例示的実施形態では、酸素燃焼プラントは、一連の凝縮液の流れに設けられた少なくとも５つのシリアル低圧ヒータ６、７、８、９、３１を有しており、空気分離ユニットは、１番目のシリアル定圧ヒータ６の上流の点、および、４番目のシリアル定圧ヒータ９と５番目のシリアル定圧ヒータ３１との間の点において凝縮液システムに流体的に接続されている。このようにして、空気分離ユニット熱交換器１１を通る凝縮液は、４つのシリアル定圧ヒータ６、７、８、９をバイパスする。
図４に示される別の代替的な例示的実施形態では、酸素燃焼プラントは、一連の凝縮液の流れに設けられた少なくとも５つのシリアル低圧ヒータ６、７、８、９、３１を有しており、空気分離ユニットは、１番目のシリアル定圧ヒータ６と２番目のシリアル低圧ヒータ７との間の点、および、３番目のシリアル低圧ヒータ８と４番目のシリアル低圧ヒータ９との間の点において凝縮液システムに流体的に接続されている。このようにして、空気分離ユニット熱交換器１１を流れる凝縮液は、２つのシリアル低圧ヒータ６、７をバイパスする。
図５に示される別の代替的な例示的実施形態では、酸素燃焼プラントは、一連の凝縮液に設けられた少なくとも５つのシリアル低圧ヒータを有しており、空気分離ユニットは、１番目のシリアル定圧ヒータと２番目のシリアル低圧ヒータ７の間の点、および、４番目のシリアル低圧ヒータ９と５番目のシリアル低圧ヒータ３１との間の点において凝縮液システムに流体的に接続されている。このようにして、空気分離ユニット熱交換器を流れる凝縮液は、３つのシリアル低圧ヒータ７、８、９、好ましくは、２番目、３番目および４番目のシリアル定圧ヒータ７、８、９をバイパスする。
図１１〜１３に示される代替的な例示的実施形態では、酸素燃焼プラントは、少なくとも５つではなく、４つのみのシリアル定圧ヒータ６、７、８、９を有している。４つの、または、少なくとも５つのシリアル低圧ヒータ６、７、８、９、３１のいずれを選択するかは、煙道ガス凝縮器の使用、および、回収動作を認めるか否かの決定に依存する。
各代替的実施形態によれば、空気分離ユニットの温度を凝縮液システムの温度と一致させることができ、最大の総エネルギー移動をもたらす回収デューティ基準と出口温度との組み合わせにより定められる最適な熱回収を確実にできる。
図６に示される例示的実施形態において、石炭燃焼酸素ボイラ電力プラントは、一連の凝縮液の流れに設けられた複数の低圧ヒータ６、７、８、９、３１を有しており、ＣＯ２回収システムは、煙道ガス流から凝縮液を除去する煙道ガス濃縮器１６を有している。煙道ガス濃縮器１６は、さらに、第１の端部で、１番目のシリアル低圧ヒータ６の上流において、および、第２の端部で、１番目のシリアル低圧ヒータ６と２番目のシリアル定圧ヒータ７との間において凝縮液システムに接続された煙道ガス凝縮器濃縮液ライン１４を有している。この構成において、凝縮液システムは、さらに、１番目のシリアル低圧ヒータ６と煙道ガス凝縮器凝縮液ライン１４の第１の端部との間にバイパスバルブ１５を有しており、これにより、バイパスバルブ１５が閉されると、凝縮液は１番目のシリアル低圧ヒータ６を完全にバイパスする。
酸素燃焼プラントが、たとえばスタートアップ時に、空気モードで動作する場合に、または、煙道ガス凝縮器１６をメンテナンスのためにオフラインとする必要がある場合に、この特定の構成によって効率的な動作が可能となることがわかった。この実施形態は、図２に示されるものに等しい空気分離ユニット熱交換器１１を有して示されているが、この実施形態は、図３、４または５に示されるものを含む、他の空気分離ユニット熱交換器１１にも適用可能である。
図１１〜１３に示される他の例示的実施形態では、凝縮液システムは、煙道ガス凝縮器凝縮液ライン１４の第１の端部と第２の端部との間にシリアル定圧ヒータを有していない。この構成では、１番目のシリアル定圧ヒータ６は、煙道ガス凝縮器凝縮液ライン１４の第２の端部の下流に位置しており、シリアル低圧ヒータの全数は典型的には４である。凝縮液ライン１４を通る凝縮液の流速は、煙道ガス凝縮器凝縮液ライン１４の第１の端部と第２の端部との間の凝縮液システムに位置するバイパスバルブ１５によって制御可能である。
図２に示される例示的実施形態では、石炭燃焼酸素ボイラプラントは、少なくとも４つのシリアル低圧ヒータ６、７、８、９、３１を有する凝縮液システムに加えて、煙道ガスから熱を回収する煙道ガス熱回収システム４０を備えたＣＯ２回収システムを有している。煙道ガス熱回収システムは、煙道ガス熱回収システムを通る熱伝達媒体を閉ループで流すよう適合された一次熱回収ループ３９をさらに有しており、熱伝達媒体は煙道ガスと熱エネルギーを交換する。一次熱回収ループ３９には、煙道ガス熱回収システム熱交換器凝縮液ライン１９を有する煙道ガス熱回収システム熱交換器２２が含まれており、煙道ガス熱回収システム熱交換器凝縮液ライン１９は、第１の端部で、１番目のシリアル低圧ヒータ６と２番目のシリアル低圧ヒータ７との間の点において凝縮液システムに、および、第２の端部で、３番目のシリアル低圧ヒータ８と４番目のシリアル低圧ヒータ９との間の点において凝縮液システムに、流体的に接続されている。
図２に示される別の例示的実施形態では、流体的に、３番目のシリアル低圧ヒータ８と４番目のシリアル低圧ヒータ９との間の、煙道ガス熱回収システム熱交換器凝縮液ライン１９の第２の端部および空気分離ユニット熱交換器凝縮液ライン５の第２の端部の上流の点において、凝縮液システムに制御バルブ３８が設けられている。これにより、煙道ガス熱回収システム熱交換器２２、空気分離ユニット熱交換器１１および上流側のシリアル低圧ヒータ６、７、８の間の凝縮液の流速を制御することができる。
図７に示される例示的実施形態では、石炭燃焼酸素ボイラプラントは、少なくとも４つのシリアル定圧ヒータ６、７、８、９、３１を備えた凝縮液システムに加えて、煙道ガスから熱を除去する煙道ガス熱回収システム４０を備えたＣＯ２回収システムを有している。煙道ガス熱回収システムは、さらに、煙道ガス熱回収システムを通る熱伝達媒体を閉ループで流すよう適合された一次熱回収ループ３９を有しており、熱伝達媒体は煙道ガスと熱エネルギーを交換する。一次熱回収ループ３９には、煙道ガス熱回収システム熱交換器凝縮液ライン１９を有する煙道ガス熱回収システム熱交換器２２が含まれており、煙道ガス熱回収システム熱交換器凝縮液ライン１９は、第１の端部で、１番目のシリアル低圧ヒータ６と２番目のシリアル低圧ヒータ７との間の点において凝縮液システムに、および、第２の端部で、４番目のシリアル低圧ヒータ９と５番目のシリアル低圧ヒータ３１との間の点において凝縮液システムに、流体的に接続されている。
図７に示される他の例示的実施形態では、流体的に、３番目のシリアル低圧ヒータ８と４番目のシリアル低圧ヒータ９との間の、空気分離ユニット熱交換器凝縮液ライン５の第２の端部および空気分離ユニット熱交換器凝縮液ライン５の第２の端部の上流の点において、凝縮液システムに制御バルブ３８が設けられている。これにより、煙道ガス熱回収システム熱交換器２２、空気分離ユニット熱交換器１１および上流側のシリアル低圧ヒータ６、７、８の間の凝縮液の流速を制御することができる。
図８に示される例示的実施形態では、非常時／保護の理由から、プラントは、第１の流体ライン２３および第２の流体ライン２５を有している。第１の流体ライン２３は、１番目のシリアル低圧ヒータ６と凝縮器２の下流に位置する凝縮液抽出ポンプ第２段３との間で凝縮液システムに接続された第１の端部、および、煙道ガス熱回収システム熱交換器２２の上流の煙道ガス熱回収システム凝縮液ライン１９に接続された第２の端部を有している。プラントが煙道ガス凝縮器を有する例示的実施形態では、第１の流体ライン２３は、煙道ガス凝縮器凝縮液ライン１４の第１の端部と凝縮器２の下流に位置する凝縮液抽出ポンプ第２段３との間で凝縮液システムに接続された第１の端部、および、煙道ガス熱回収システム熱交換器２２の上流の煙道ガス熱回収システム凝縮液ライン１９に接続された第２の端部を有している。第１の流体ライン２３は、通常動作時は閉鎖され、非常動作時には煙道ガス熱回収システムの保護のために開放されるバルブ２４を含んでいる。非常時保護の作動時の、煙道ガス熱回収システムを通じた煙道ガス凝縮器凝縮液ライン１４への凝縮液の逆流を防ぐため、煙道ガス熱回収システム凝縮液ライン１９は、逆流防止手段、たとえば、機械的または作動式非帰還バルブを、第１の流体ライン２３の第２の端部の流体的な上流の、煙道ガス熱回収システム凝縮液ライン１９に有している。第２の流体ライン２５は、煙道ガス熱回収システム熱交換器を凝縮器２と接続し、通常動作時は閉鎖され、非常動作時には煙道ガス熱回収システムの保護のために開放されるバルブ２６を有している。非常時保護の作動時に凝縮液が凝縮器２に確実に流れるように、バルブ２９は、煙道ガス熱回収システム凝縮液ライン１９において、流体的に、煙道ガス熱回収システム凝縮液ライン１９の第２の端部と、第２の流体ライン２５との間に配置されている。非常時保護のために閉鎖されることにより、煙道ガス熱回収システム凝縮液ライン１９から凝縮器２へ凝縮液が通流可能となる。
図９に示される別の例示的実施形態では、石炭燃焼酸素ボイラ電力プラントは、一連の凝縮液の流れに設けられた５つの低圧ヒータ６、７、８、９、３１を有している。ＣＯ２回収システムは、煙道ガス熱回収システム４０の下流の煙道ガス凝縮器１６、および、ＣＯ２分離前のＣＯ２リッチな圧縮煙道ガスを冷却するガス処理ユニット熱交換器３３を有している。煙道ガス凝縮器１６は煙道ガス凝縮器凝縮液ライン１４を有しており、煙道ガス凝縮器凝縮液ライン１４は、第１の端部で、１番目のシリアル低圧ヒータ６の上流において、および、第２の端部で、１番目のシリアル低圧ヒータ６と２番目のシリアル低圧ヒータ７との間の点において凝縮液ラインに接続されている。ガス処理ユニット熱交換器３３はガス処理ユニット凝縮液ライン３０を有しており、ガス処理ユニット凝縮液ライン３０は、第１の端部で、１番目のシリアル低圧ヒータ６と２番目のシリアル低圧ヒータ７との間の点において凝縮液システムに、および、第２の端部で、流体的に、５番目のシリアル低圧ヒータ３１と給水タンク３６との間の点において凝縮液システムに接続されている。
図１０に示される別の例示的実施形態では、石炭燃焼酸素ボイラ電力プラントは、一連の凝縮液の流れに設けられた少なくとも４つの低圧ヒータ６、７、８、９、３１を有している。ＣＯ２回収システムは、煙道ガス熱回収システム４０の下流の煙道ガス凝縮器１６、および、ＣＯ２分離前のＣＯ２リッチな圧縮煙道ガスを冷却するガス処理ユニット熱交換器３３を有している。煙道ガス凝縮器１６は煙道ガス凝縮器凝縮液ライン１４を有しており、煙道ガス凝縮器凝縮液ライン１４は、第１の端部で、１番目のシリアル低圧ヒータ６の上流において、および、第２の端部で、１番目のシリアル低圧ヒータ６と２番目のシリアル低圧ヒータ７との間の点において凝縮液システムに接続されている。ガス処理ユニット熱交換器３３はガス処理ユニット凝縮液ライン３０を有しており、ガス処理ユニット凝縮液ライン３０は、第１の端部で、１番目のシリアル低圧ヒータ６と２番目のシリアル低圧ヒータ７との間の点において、および、第２の端部で、４番目のシリアル低圧ヒータ９と５番目のシリアル低圧ヒータ３１との間の点において、凝縮液システムに接続されている。
図１１〜１３に示される例示的実施形態では、石炭燃焼酸素ボイラ電力プラントは、４つの低圧ヒータ６、７、８、９を有しており、ＣＯ２回収システムは煙道ガス濃縮器１６をさらに有しており、煙道ガス濃縮器１６は、第１および第２の端部が１番目のシリアル低圧ヒータ６の上流に接続された煙道ガス濃縮器濃縮液ライン１４を有している。煙道ガス凝縮器を流れる凝縮液の量を制御するため、バイパスバルブ１５が、煙道ガス濃縮器凝縮液ライン１４の両端部の間に設けられている。ガス処理ユニット凝縮液ライン３０は、異なる点で凝縮液ラインに接続されてもよい。たとえば、図２に示される例示的実施形態において、ガス処理ユニット凝縮液ライン３０の第１および第２の端部は、１番目のシリアル低圧ヒータ６と２番目のシリアル低圧ヒータ７との間の点に、および、４番目のシリアル低圧ヒータ９と５番目のシリアル低圧ヒータ３１との間の点にそれぞれ接続されている。
図３に示される別の例示的実施形態では、ガス処理ユニット凝縮液ライン３０の第１および第２の端部は、１番目のシリアル低圧ヒータ６と２番目のシリアル低圧ヒータ７との間の点、および、３番目のシリアル低圧ヒータ８と４番目のシリアル低圧ヒータ９との間の点に接続されている。
図１１に示される別の例示的実施形態では、ガス処理ユニット凝縮液ライン３０の第１および第２の端部は、１番目のシリアル低圧ヒータ６の上流の点、および、４番目のシリアル低圧ヒータ９と給水タンク３６との間の点に接続されている。
図１２に示される別の例示的実施形態では、ガス処理ユニット凝縮液ライン３０の第１および第２の端部は、１番目のシリアル低圧ヒータ６の上流の点、および、３番目のシリアル低圧ヒータ８と４番目のシリアル低圧ヒータ９との間の点に接続されている。
図１３に示される別の実施形態では、ガス処理ユニット凝縮液ライン３０の第１および第２の端部は、１番目のシリアル低圧ヒータ６の上流の点、および、２番目のシリアル低圧ヒータ７と３番目のシリアル低圧ヒータ８との間の点に接続されている。ＣＯ２回収システム熱交換器および空気分離ユニット熱交換器を通る凝縮液の流れを全体的に制御するため、流体的に、空気分離ユニット熱交換器１１、煙道ガス熱回収システム熱交換器２２およびガス処理ユニット熱交換器３３の凝縮液ライン５、１９、３０の第２の端部のすぐ上流のシリアル定圧ヒータ６、７、８、９、３１の間において、凝縮液システムに制御バルブ３８が配置されている。
本発明について、最も実用的な例示的実施形態と考えられるものにおいて本明細書中に示し、記載したが、当業者は、本発明がその本質および基本的な特徴から離れることなく、他の特定の形態で具体化可能であることを理解するであろう。たとえば、熱交換器は単数で示したが、各システムは、シリアルまたはパラレルに配置された凝縮液システムに流体的に接続された複数の熱交換器を有してもよい。ここに記載された実施形態は、したがって、全ての態様において、例示的なものであり、限定するものではないとみなされる。本発明の範囲は、上記の詳細な説明ではなく特許請求の範囲によって示され、その意味および範囲および均等物に該当する全ての変更は、これに含まれる。
１ 凝縮器抽出ポンプ第１段
２ 凝縮器
３ 凝縮器抽出ポンプ第２段
４ 凝縮器ポリッシングプラント
５ 空気分離ユニット熱交換器凝縮液ライン
６ 低圧ヒータ＃１
７ 低圧ヒータ＃２
８ 低圧ヒータ＃３
９ 低圧ヒータ＃４
１１ 空気分離ユニット熱交換器
１４ 煙道ガス凝縮器凝縮液ライン
１５ バイパスバルブ
１６ 煙道ガス凝縮器
１９ 煙道ガス熱回収システム熱交換器凝縮液ライン
２２ 煙道バス熱回収システム熱交換器
２３ 流体ライン
２４ バルブ
２５ 流体ライン
２６ バルブ
２９ バルブ
３０ ガス処理ユニット熱交換器凝縮液ライン
３１ 低圧ヒータ＃５
３２ 高圧ヒータ
３３ ガス処理ユニット熱交換器
３６ 給水タンク
３８ 制御バルブ
４０ 煙道ガス熱回収システム
４２ ボイラ
ＨＰ 高圧蒸気タービン
ＩＰ 中圧蒸気タービン
ＬＰ 低圧蒸気タービン

Claims (22)

  1. 燃焼システムと、凝縮液システムを備える蒸気電力プラントと、を有する石炭燃焼酸素ボイラ電力プラントであって、
    前記燃焼システムは、
    空気からＮ２を除去して酸素流を生成する、空気分離ユニット熱交換器を備える空気分離ユニットと、
    前記酸素流を用いて石炭を燃焼させて煙道ガス流を生成するよう適合された蒸気ボイラと、
    前記煙道ガス流からＣＯ２を除去するよう構成されかつ配置されたＣＯ２回収システムと、を有しており、
    前記凝縮液システムは、
    蒸気を凝縮する凝縮器と、
    凝縮液の流れ方向にシリアルに配列されかつ順に番号付けされた、前記凝縮器からの凝縮液を受け取るよう構成されかつ配置された複数のシリアル低圧ヒータと、
    前記シリアル低圧ヒータからの凝縮液を受け取るよう構成されかつ配置された給水タンクと、を有しており、
    前記空気分離ユニット熱交換器は、少なくとも１つのシリアル低圧ヒータに流体的にパラレルに、かつ、全数未満の少なくとも１つの前記シリアル低圧ヒータに流体的にパラレルになるように、前記凝縮液システムと、空気分離ユニット熱交換器凝縮液ラインによって、熱的にかつ流体的に接続されている、
    ことを特徴とする石炭燃焼酸素ボイラ電力プラント。
  2. 前記空気分離ユニット熱交換器は、１番目の前記シリアル低圧ヒータの上流において、および、３番目の前記シリアル低圧ヒータと４番目の前記シリアル低圧ヒータとの間において前記凝縮液システムに流体的に接続されている、請求項１記載の石炭燃焼酸素ボイラ電力プラント。
  3. 前記空気分離ユニット熱交換器凝縮液ラインは、１番目の前記シリアル低圧ヒータの上流、および、４番目の前記シリアル低圧ヒータと前記給水タンクとの間の点において、前記凝縮液システムに流体的に接続されている、請求項１記載の石炭燃焼酸素ボイラ電力プラント。
  4. 前記空気分離ユニット熱交換器凝縮液ラインは、１番目の前記シリアル低圧ヒータの上流、および、２番目の前記シリアル低圧ヒータと３番目の前記シリアル低圧ヒータとの間の点において、前記凝縮液システムに流体的に接続されている、請求項１記載の石炭燃焼酸素ボイラ電力プラント。
  5. 前記空気分離ユニット熱交換器凝縮液ラインは、１番目の前記シリアル低圧ヒータと２番目の前記シリアル低圧ヒータとの間、および、３番目の前記シリアル低圧ヒータと４番目の前記シリアル低圧ヒータとの間の点において、前記凝縮液システムに流体的に接続されている、請求項１記載の石炭燃焼酸素ボイラ電力プラント。
  6. 前記空気分離ユニット熱交換器凝縮液ラインは、１番目の前記シリアル低圧ヒータと２番目の前記シリアル低圧ヒータとの間、および、４番目の前記シリアル低圧ヒータと前記給水タンクとの間の点において、前記凝縮液システムに流体的に接続されている、請求項１記載の石炭燃焼酸素ボイラ電力プラント。
  7. 前記ＣＯ２回収システムは、前記煙道ガスから熱を回収する煙道ガス熱回収システムをさらに有しており、前記煙道ガス熱回収システムは、
    熱伝達媒体が煙道ガスと熱エネルギーを交換するように、熱伝達媒体を前記煙道ガス熱回収システムを通して閉ループで流すよう適合された一次熱回収ループと、
    前記一次熱回収ループ内に煙道ガス熱回収システム熱交換器凝集液ラインを備えた煙道ガス熱回収システム熱交換器と、を有しており、
    前記煙道ガス熱回収システム熱交換器凝集液ラインは、第１の端部で、１番目の前記シリアル低圧ヒータと２番目の前記シリアル低圧ヒータとの間において、および、第２の端部で、３番目の前記シリアル低圧ヒータと４番目の前記シリアル低圧ヒータとの間において前記凝集液システムに流体的に接続されている、
    請求項１記載の石炭燃焼酸素ボイラ電力プラント。
  8. 前記ＣＯ２回収システムは、前記煙道ガスから熱を回収する煙道ガス熱回収システムをさらに有しており、前記煙道ガス熱回収システムは、
    当該熱伝達媒体が煙道ガスと熱エネルギーを交換するように、熱伝達媒体を前記煙道ガス熱回収システムを通して閉ループで流すよう適合された一次熱回収ループと、
    前記一次熱回収ループ内に煙道ガス熱回収システム熱交換器凝集液ラインを備えた煙道ガス熱回収システム熱交換器と、を有しており、
    前記煙道ガス熱回収システム熱交換器凝集液ラインは、第１の端部で、１番目の前記シリアル低圧ヒータと２番目の前記シリアル低圧ヒータとの間において、および、第２の端部で、４番目の前記シリアル低圧ヒータと５番目の前記シリアル低圧ヒータとの間において前記凝縮液システムに流体的に接続されている、
    請求項１記載の石炭燃焼酸素ボイラ電力プラント。
  9. 前記ＣＯ２回収システムは、前記煙道ガスから熱を回収する煙道ガス熱回収システムをさらに有しており、前記煙道ガス熱回収システムは、
    当該熱伝達媒体が煙道ガスと熱エネルギーを交換するように、熱伝達媒体を前記煙道ガス熱回収システムを通して閉ループで流すよう適合された一次熱回収ループと、
    煙道ガス熱回収システム熱交換器凝集液ラインを備えた前記一次熱回収ループ内の煙道ガス熱回収システム熱交換器と、を有しており、
    前記煙道ガス熱回収システム熱交換器凝集液ラインは、第１の端部で、１番目の前記シリアル低圧ヒータの上流において、および、第２の端部で、２番目の前記シリアル低圧ヒータと３番目の前記シリアル低圧ヒータとの間において前記凝縮液システムに流体的に接続されている、
    請求項１記載の石炭燃焼酸素ボイラ電力プラント。
  10. 前記ＣＯ２回収システムは、前記煙道ガスから熱を回収する煙道ガス熱回収システムをさらに有しており、前記煙道ガス熱回収システムは、
    熱伝達媒体を、前記煙道ガス熱回収システムを通して、当該熱伝達媒体が煙道ガスと熱エネルギーを交換するように、閉ループで流すよう適合された一次熱回収ループと、
    煙道ガス熱回収システム熱交換器凝集液ラインを備えた前記一次熱回収ループ内の煙道ガス熱回収システム熱交換器と、を有しており、
    前記煙道ガス熱回収システム熱交換器凝集液ラインは、第１の端部で、１番目の前記シリアル低圧ヒータの上流において、および、第２の端部で、３番目の前記シリアル低圧ヒータと４番目の前記シリアル低圧ヒータとの間において前記凝縮液システムに流体的に接続されている、
    請求項１記載の石炭燃焼酸素ボイラ電力プラント。
  11. 前記凝縮液システムにおいて、流体的な、前記空気分離ユニット熱交換器凝縮液ラインの前記第１の端部と前記第２の端部との間、および、前記煙道ガス熱回収システム熱交換器凝集液ラインの前記第１の端部と前記第２の端部との間に設けられた凝縮液流れ制御バルブをさらに有している、請求項７から１０のいずれか１項記載の石炭燃焼酸素ボイラ電力プラント。
  12. 前記１番目のシリアル低圧ヒータと前記凝縮器の下流に位置する凝縮液抽出ポンプの第２段との間において前記凝縮液システムに接続され、および、前記煙道ガス熱回収システム熱交換器の上流において前記煙道ガス熱回収システム凝縮液ラインに接続された第１の流体ラインをさらに有しており、
    前記煙道ガス熱回収システム凝縮液ラインは、前記第１の流体ラインの前記第２の端部の流体的に上流の、逆流防止手段を有している、
    請求項７から１０のいずれか１項記載の石炭燃焼酸素ボイラ電力プラント。
  13. 前記煙道ガス熱回収システム熱交換器を前記凝縮器に接続する第２の流体ラインと、
    前記煙道ガス熱回収システム凝縮液ラインの、前記煙道ガス熱回収システム凝縮液ラインの第２の端部と前記第２の流体ラインとの流体的な間に位置するバルブと、を有しており、
    前記バルブは、閉鎖時に、前記煙道ガス熱回収システム凝縮液ラインから前記凝縮器へ凝縮液を流すよう構成されかつ設計されている、
    請求項１２記載の石炭燃焼酸素ボイラ電力プラント。
  14. 前記ＣＯ２回収システムは、前記煙道ガス流から凝縮液を除去する煙道ガス凝縮器をさらに有しており、
    前記煙道ガス凝縮器は、第１の端部で、１番目の前記シリアル低圧ヒータの上流の点において、および、第２の端部で、前記１番目のシリアル低圧ヒータと前記煙道ガス凝縮器凝縮液ラインの前記第１の端部との間の点において前記凝縮液システムに接続された煙道ガス凝縮器凝縮液ラインと、
    前記煙道ガス凝縮器凝縮液ラインの前記第１の端部と前記煙道ガス凝縮器凝縮液ラインの前記第２の端部との間に位置するバイパスバルブと、
    を有している、請求項１記載の石炭燃焼酸素ボイラ電力プラント。
  15. 前記ＣＯ２回収システムは、前記煙道ガス流から凝縮液を除去する煙道ガス凝縮器をさらに有しており、
    前記煙道ガス凝縮器は、第１の端部で、１番目の前記シリアル低圧ヒータの上流において、および、第２の端部で、前記１番目のシリアル低圧ヒータと２番目の前記シリアル低圧ヒータとの間において前記凝縮液システムに接続された煙道ガス凝縮器凝縮液ラインを有しており、
    前記凝縮液システムは、前記１番目のシリアル低圧ヒータと前記煙道ガス凝縮器凝縮液ラインの前記第１の端部との間に位置するバイパスバルブをさらに有しており、前記バイパスバルブの閉鎖時には、凝縮液は前記１番目のシリアル低圧ヒータを完全にバイパスする、
    請求項１記載の石炭燃焼酸素ボイラ電力プラント。
  16. 前記ＣＯ２回収システムは、ガス処理ユニット凝縮液ラインを有するガス処理ユニット熱交換器をさらに有しており、
    前記ガス処理ユニット凝縮液ラインは、１番目の前記シリアル低圧ヒータと、２番目の前記シリアル低圧ヒータとの間、および、５番目の前記シリアル低圧ヒータと前記給水タンクとの間の点において前記凝縮液システムに接続されている、
    請求項１記載の石炭燃焼酸素ボイラ電力プラント。
  17. 前記ＣＯ２回収システムは、１番目の前記シリアル低圧ヒータと２番目のシリアル低圧ヒータとの間、および、４番目の前記シリアル低圧ヒータと５番目の前記シリアル低圧ヒータとの間の点において前記凝縮液システムに接続されたガス処理ユニット凝縮液ラインを備えるガス処理ユニット熱交換器をさらに有している、請求項１記載の石炭燃焼酸素ボイラ電力プラント。
  18. 前記ＣＯ２回収システムは、１番目の前記シリアル低圧ヒータと２番目の前記シリアル低圧ヒータとの間、および、３番目の前記シリアル低圧ヒータと４番目の前記シリアル低圧ヒータとの間の点において凝縮液システムに接続されたガス処理ユニット凝縮液ラインを備えるガス処理ユニット熱交換器をさらに有している、請求項１記載の石炭燃焼酸素ボイラ電力プラント。
  19. 前記ＣＯ２回収システムは、１番目の前記シリアル低圧ヒータの上流、および、４番目の前記シリアル低圧ヒータと前記給水タンクとの間の点において凝縮液システムに接続されたガス処理ユニット凝縮液ラインを備えるガス処理ユニット熱交換器をさらに有している、請求項１記載の石炭燃焼酸素ボイラ電力プラント。
  20. 前記ＣＯ２回収システムは、１番目の前記シリアル低圧ヒータの上流、および、３番目の前記シリアル低圧ヒータと４番目の前記シリアル低圧ヒータとの間の点において凝縮液システムに接続されたガス処理ユニット凝縮液ラインを備えるガス処理ユニット熱交換器をさらに有している、請求項１記載の石炭燃焼酸素ボイラ電力プラント。
  21. 前記ＣＯ２回収システムは、１番目の前記シリアル低圧ヒータの上流において、および、２番目の前記シリアル低圧ヒータと３番目の前記シリアル低圧ヒータとの間において凝縮液システムに接続されたガス処理ユニット凝縮液ラインを備えるガス処理ユニット熱交換器をさらに有している、請求項１記載の石炭燃焼酸素ボイラ電力プラント。
  22. 前記凝縮液システム内に、流体的に、前記空気分離ユニット熱交換器にパラレルに、かつ、前記気体処理ユニット熱交換器にパラレルに設けられた、凝縮液流れ制御バルブをさらに有している、請求項１６から２１のいずれか１項記載の石炭燃焼酸素ボイラ電力プラント。
JP2015095708A 2014-05-08 2015-05-08 熱統合を用いた石炭燃焼酸素プラント Active JP6577745B2 (ja)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP14290138.8 2014-05-08
EP14290138.8A EP2942494B1 (en) 2014-05-08 2014-05-08 Coal fired oxy plant with heat integration

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JP2015215156A true JP2015215156A (ja) 2015-12-03
JP6577745B2 JP6577745B2 (ja) 2019-09-18

Family

ID=50928036

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2015095708A Active JP6577745B2 (ja) 2014-05-08 2015-05-08 熱統合を用いた石炭燃焼酸素プラント

Country Status (10)

Country Link
US (1) US10006634B2 (ja)
EP (1) EP2942494B1 (ja)
JP (1) JP6577745B2 (ja)
KR (1) KR101920110B1 (ja)
CN (1) CN105091016B (ja)
AU (1) AU2015202029B2 (ja)
CA (1) CA2889174C (ja)
PL (1) PL2942494T3 (ja)
RU (1) RU2688078C2 (ja)
TW (1) TWI648506B (ja)

Families Citing this family (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2942497B1 (en) 2014-05-08 2018-10-31 General Electric Technology GmbH Oxy boiler power plant oxygen feed system heat integration
EP2942495B1 (en) * 2014-05-08 2018-10-10 General Electric Technology GmbH Coal fired oxy plant with heat integration
CN105371291A (zh) * 2015-11-09 2016-03-02 华电电力科学研究院 烟气余热梯级利用协同脱除so3提高除尘效率的系统
CN107551751A (zh) * 2017-08-30 2018-01-09 江苏汇创流体工程装备科技有限公司 一种燃煤电厂排放烟气中水分及热量回收利用方法及其系统
CN109442376A (zh) * 2018-12-11 2019-03-08 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 一种空气加热器和低压省煤器联合利用排烟余热系统
CN109520001A (zh) * 2018-12-12 2019-03-26 沧州华润热电有限公司 一种热网疏水系统
CN110553246A (zh) * 2019-09-30 2019-12-10 大唐郓城发电有限公司 锅炉烟气余热利用系统及其利用方法
CN110882611B (zh) * 2019-12-18 2024-05-24 安徽工业大学 一种锅炉烟气脱白系统
CN111396854A (zh) * 2020-03-26 2020-07-10 湖州纳尼亚实业有限公司 一种水循环热能智能回收系统
CN113701142B (zh) * 2021-08-24 2024-10-01 浙江浙能科技环保集团股份有限公司 一种管式换热器热媒水余热加热凝结水系统及控制方式
CN114887409B (zh) * 2022-04-26 2024-07-05 成都易态科技有限公司 一种将高温烟气余热利用、除尘及脱硝高效结合的方法

Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH06317108A (ja) * 1993-04-30 1994-11-15 Toshiba Corp 排気再燃式複合発電プラント
JPH09170405A (ja) * 1995-12-18 1997-06-30 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd 加圧流動層複合発電設備
JPH09209715A (ja) * 1996-02-02 1997-08-12 Hitachi Ltd 排気再燃型コンバインドプラントの低温腐食防止装置
JP2004257721A (ja) * 2003-02-24 2004-09-16 L'air Liquide Sa Pour L'etude & L'exploitation Des Procede S Georges Claude 統合された熱回収システムおよび酸素燃焼式機燃焼炉の効率を高める方法
DE102004059358A1 (de) * 2003-12-01 2005-06-23 Technische Universität Dresden Verfahren zur Auskoppelung der Wärme zur Erzielung eines hohen Kraftwerkswirkungsgrades
US20090178408A1 (en) * 2007-07-19 2009-07-16 L'air Liquide Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Thermal integration of oxygen plants
JP2011190696A (ja) * 2010-03-12 2011-09-29 Hitachi Ltd 石炭火力発電プラント及び石炭火力発電プラントの運転方法
US20140065559A1 (en) * 2012-09-06 2014-03-06 Alstom Technology Ltd. Pressurized oxy-combustion power boiler and power plant and method of operating the same
WO2014038412A1 (ja) * 2012-09-06 2014-03-13 三菱重工業株式会社 熱回収システム及び熱回収方法

Family Cites Families (48)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2921441A (en) 1953-12-17 1960-01-19 Sulzer Ag Feed water preheating system for steam power plants
US2991620A (en) 1956-06-11 1961-07-11 Nekolny Jaroslav Desuperheater arrangements for steam turbines
US3032999A (en) 1959-02-13 1962-05-08 Babcock & Wilcox Ltd Steam turbine power plants
CH401096A (de) 1963-03-01 1965-10-31 Sulzer Ag Verfahren und Vorrichtung zur Speisung einer Hilfsturbine in einer Dampfkraftanlage
FR89216E (fr) 1965-01-26 1967-05-26 Babcock & Wilcox France Association turbine à gaz-turbine à vapeur
DE1551264A1 (de) 1965-03-01 1969-06-26 Steinmueller Gmbh L & C Kreisprozess fuer Dampfkraftanlagen
US3835650A (en) 1973-05-03 1974-09-17 Gen Electric Steam air preheater for a steam boiler system
US4069674A (en) * 1977-01-14 1978-01-24 Warren Glenn B Power plant
JPS6088806A (ja) 1983-10-21 1985-05-18 Mitsui Eng & Shipbuild Co Ltd 内燃機関の廃熱回収装置
DE3408937A1 (de) 1984-01-31 1985-08-08 BBC Aktiengesellschaft Brown, Boveri & Cie., Baden, Aargau Kombinierte gas-/dampf-kraftwerkanlage
FI77512C (fi) 1987-06-18 1989-03-10 Timo Korpela Foerfarande foer att foerbaettra verkningsgraden i en aongkraftanlaeggningsprocess.
US4897999A (en) 1989-02-03 1990-02-06 Varney John W Steam power plant
JP2792777B2 (ja) 1992-01-17 1998-09-03 関西電力株式会社 燃焼排ガス中の炭酸ガスの除去方法
JPH062806A (ja) * 1992-06-22 1994-01-11 Toshiba Corp 給水加熱装置
US5765365A (en) * 1993-03-15 1998-06-16 Mitsubishi Jukogyo Kabushiki Kaisha Coal gasification power generator
US5345756A (en) 1993-10-20 1994-09-13 Texaco Inc. Partial oxidation process with production of power
US5836162A (en) 1996-08-08 1998-11-17 Power Software Associates, Inc. Feedwater heater drain recycle system
RU2248453C2 (ru) * 1998-08-31 2005-03-20 III Вильям Скотт Роллинс Электростанция и способ получения энергии с комбинированием циклов
RU2152526C1 (ru) * 1999-01-25 2000-07-10 Открытое акционерное общество "Энергетический научно-исследовательский институт им. Г.М. Кржижановского" Способ и энергетическая установка для получения электроэнергии из сланца
CA2409700C (en) 2000-05-12 2010-02-09 Clean Energy Systems, Inc. Semi-closed brayton cycle gas turbine power systems
EP1561010B1 (en) 2002-11-08 2012-09-05 Alstom Technology Ltd Gas turbine power plant and method of operating the same
JP3611327B1 (ja) * 2003-07-04 2005-01-19 勝重 山田 再熱・再生式ランキングサイクルの火力発電プラント
EP1643100B1 (de) 2004-09-29 2017-06-28 Ansaldo Energia IP UK Limited Kraftwerksanlage und zugehöriges Betriebsverfahren
JP4959156B2 (ja) 2004-11-29 2012-06-20 三菱重工業株式会社 熱回収設備
DE102005026534B4 (de) * 2005-06-08 2012-04-19 Man Diesel & Turbo Se Dampferzeugungsanlage
JP2007147161A (ja) * 2005-11-28 2007-06-14 Electric Power Dev Co Ltd 燃焼装置の排ガス処分方法及び装置
JP2008145007A (ja) * 2006-12-07 2008-06-26 Ihi Corp 石炭焚きボイラ装置
US7874140B2 (en) 2007-06-08 2011-01-25 Foster Wheeler North America Corp. Method of and power plant for generating power by oxyfuel combustion
US8557205B2 (en) 2009-01-28 2013-10-15 Siemens Aktiengesellschaft Method and device for separating of carbon dioxide from an exhaust gas of a fossil-fired power plant
DE102009014185B4 (de) * 2009-03-20 2010-12-16 GMK-Gesellschaft für Motoren und Kraftanlagen mbH Vorrichtung zur Energieumwandlung nach dem ORC-Prinzip, ORC-Anlage mit einer derartigen Vorrichtung und Verfahren zur Inbetriebnahme und/oder zum Betreiben einer derartigen Vorrichtung
JP5148546B2 (ja) 2009-04-09 2013-02-20 三菱重工業株式会社 熱回収装置
DE102009056707A1 (de) 2009-04-18 2010-10-21 Alstom Technology Ltd. Dampfkraftwerk mit Solarkollektoren
JP2012525974A (ja) * 2009-05-08 2012-10-25 アルストム テクノロジー リミテッド 二酸化炭素捕捉及び燃料処理のための圧縮プロセスからの熱回収
DE102009032537A1 (de) 2009-07-10 2011-01-13 Hitachi Power Europe Gmbh Kohlekraftwerk mit zugeordneter CO2-Wäsche und Wärmerückgewinnung
US20120174622A1 (en) 2009-07-13 2012-07-12 Alstom Technology Ltd System for gas processing
EP2290200A1 (de) 2009-07-15 2011-03-02 Siemens Aktiengesellschaft Dampfkraftwerksanlage mit Dampfturbineneinheit und Prozessdampfverbraucher und Verfahren zum Betreiben einer Dampfkraftwerksanlage mit Dampfturbineneinheit und Prozessdampfverbraucher
CN102192639A (zh) 2010-03-09 2011-09-21 天华化工机械及自动化研究设计院 一种增设流化床干燥降低燃煤电厂煤耗的方法
US20110290163A1 (en) 2010-05-26 2011-12-01 Hisashi Kobayashi Hybrid oxy-fuel boiler system
US20120129112A1 (en) 2010-11-22 2012-05-24 Foster Wheeler North America Corp. Method Of And A System For Combusting Fuel In An Oxyfuel Combustion Boiler
JP2014515074A (ja) * 2011-03-31 2014-06-26 アルストム テクノロジー リミテッド Ｃｏ２捕捉のための廃熱を制御するためのシステム及び方法
US8833081B2 (en) * 2011-06-29 2014-09-16 Alstom Technology Ltd Low pressure steam pre-heaters for gas purification systems and processes of use
JP5450540B2 (ja) 2011-09-12 2014-03-26 株式会社日立製作所 Ｃｏ２回収装置を備えたボイラーの熱回収システム
US20130099508A1 (en) 2011-10-19 2013-04-25 Alstom Technology Ltd. Methods for using a carbon dioxide capture system as an operating reserve
DE102012013414A1 (de) 2012-07-05 2014-05-08 Linde Aktiengesellschaft Verfahren und Vorrichtung zur Umwandlung von Energie
US8545782B1 (en) * 2012-10-16 2013-10-01 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. CO2 recovery apparatus and CO2 recovery method
US20160033128A1 (en) 2013-03-21 2016-02-04 Siemens Aktiengesellschaft Power generation system and method to operate
CN103234198B (zh) * 2013-04-19 2015-10-28 上海交通大学 超细煤粉富氧燃烧工艺及系统
EP2942495B1 (en) * 2014-05-08 2018-10-10 General Electric Technology GmbH Coal fired oxy plant with heat integration

Patent Citations (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH06317108A (ja) * 1993-04-30 1994-11-15 Toshiba Corp 排気再燃式複合発電プラント
JPH09170405A (ja) * 1995-12-18 1997-06-30 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd 加圧流動層複合発電設備
JPH09209715A (ja) * 1996-02-02 1997-08-12 Hitachi Ltd 排気再燃型コンバインドプラントの低温腐食防止装置
JP2004257721A (ja) * 2003-02-24 2004-09-16 L'air Liquide Sa Pour L'etude & L'exploitation Des Procede S Georges Claude 統合された熱回収システムおよび酸素燃焼式機燃焼炉の効率を高める方法
DE102004059358A1 (de) * 2003-12-01 2005-06-23 Technische Universität Dresden Verfahren zur Auskoppelung der Wärme zur Erzielung eines hohen Kraftwerkswirkungsgrades
US20090178408A1 (en) * 2007-07-19 2009-07-16 L'air Liquide Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Thermal integration of oxygen plants
JP2011190696A (ja) * 2010-03-12 2011-09-29 Hitachi Ltd 石炭火力発電プラント及び石炭火力発電プラントの運転方法
US20140065559A1 (en) * 2012-09-06 2014-03-06 Alstom Technology Ltd. Pressurized oxy-combustion power boiler and power plant and method of operating the same
WO2014038412A1 (ja) * 2012-09-06 2014-03-13 三菱重工業株式会社 熱回収システム及び熱回収方法
JP2014052179A (ja) * 2012-09-06 2014-03-20 Alstom Technology Ltd 高圧酸素燃焼方式の発電ボイラおよび発電プラント、ならびにその動作方法

Also Published As

Publication number Publication date
RU2015117507A3 (ja) 2018-10-26
EP2942494B1 (en) 2019-08-21
RU2688078C2 (ru) 2019-05-17
AU2015202029B2 (en) 2018-08-16
US10006634B2 (en) 2018-06-26
KR20150128597A (ko) 2015-11-18
TWI648506B (zh) 2019-01-21
CA2889174A1 (en) 2015-11-08
CA2889174C (en) 2020-04-14
EP2942494A1 (en) 2015-11-11
KR101920110B1 (ko) 2018-11-19
RU2015117507A (ru) 2016-11-27
CN105091016B (zh) 2020-04-10
CN105091016A (zh) 2015-11-25
JP6577745B2 (ja) 2019-09-18
AU2015202029A1 (en) 2015-11-26
TW201610366A (zh) 2016-03-16
US20150323180A1 (en) 2015-11-12
PL2942494T3 (pl) 2020-03-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP6577745B2 (ja) 熱統合を用いた石炭燃焼酸素プラント
TWI646286B (zh) 具有熱整合的燃煤氧設備
JP7412102B2 (ja) ガスタービンプラント
JP6702655B2 (ja) 石炭燃焼酸素ボイラ電力プラント
TWI645132B (zh) 具有熱整合空氣分離單元之氧鍋爐電廠
US9863281B2 (en) Carbon dioxide capture interface for power generation facilities
AU2013313605B2 (en) Heat recovery system and heat recovery method
US10378763B2 (en) Method and apparatus to facilitate heating feedwater in a power generation system

Legal Events

Date Code Title Description
RD02 Notification of acceptance of power of attorney

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7422

Effective date: 20160310

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A821

Effective date: 20160313

RD04 Notification of resignation of power of attorney

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7424

Effective date: 20160313

A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20180423

A977 Report on retrieval

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007

Effective date: 20190327

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20190402

RD02 Notification of acceptance of power of attorney

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7422

Effective date: 20190520

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20190614

TRDD Decision of grant or rejection written
A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

Effective date: 20190802

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20190823

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Ref document number: 6577745

Country of ref document: JP

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250