KR20220132038A - 동력 생산 시스템 및 방법으로부터 저압의 액체 이산화탄소의 생산 - Google Patents

동력 생산 시스템 및 방법으로부터 저압의 액체 이산화탄소의 생산 Download PDF

Info

Publication number
KR20220132038A
KR20220132038A KR1020227032193A KR20227032193A KR20220132038A KR 20220132038 A KR20220132038 A KR 20220132038A KR 1020227032193 A KR1020227032193 A KR 1020227032193A KR 20227032193 A KR20227032193 A KR 20227032193A KR 20220132038 A KR20220132038 A KR 20220132038A
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
stream
high pressure
pressure
mpa
bar
Prior art date
Application number
KR1020227032193A
Other languages
English (en)
Other versions
KR102625300B1 (ko
Inventor
로드니 존 알람
브록 알란 포레스트
제레미 에론 페트베트
Original Assignee
8 리버스 캐피탈, 엘엘씨
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=KR20220132038(A) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by 8 리버스 캐피탈, 엘엘씨 filed Critical 8 리버스 캐피탈, 엘엘씨
Publication of KR20220132038A publication Critical patent/KR20220132038A/ko
Application granted granted Critical
Publication of KR102625300B1 publication Critical patent/KR102625300B1/ko

Links

Images

Classifications

    • 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
    • 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
    • B01D53/34—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
    • 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
    • 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
    • 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
    • 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
    • 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

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Carbon And Carbon Compounds (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)

Abstract

본 발명은 저압의 액체 CO2 스트림을 제공하는 시스템들과 방법들에 관한 것이다. 특히, 본 발명은 동작 유체로 주로 CO2를 사용하는 동력 생산 프로세스로부터의 재순환 CO2 스트림과 같은 고압의 CO2 스트림이 그 일부가 팽창될 수 있고, 상기 고압의 CO2 스트림의 나머지 부분을 냉각시키도록 열교환기 내에서 냉각 스트림으로 사용될 수 있으며, 이후에 저압의 CO2 스트림을 형성하도록 팽창될 수 있고, CO2 증기와 혼합된 형태로 있을 수 있도록 나누어질 수 있는 시스템들과 방법들을 제공한다. 상기 시스템들과 방법들은 쉽게 운반될 수 있는 액체 형태로 연소로부터의 순 CO2를 제공하기 위해 활용될 수 있다.

Description

동력 생산 시스템 및 방법으로부터 저압의 액체 이산화탄소의 생산{PRODUCTION OF LOW PRESSURE LIQUID CARBON DIOXIDE FROM A POWER PRODUCTION SYSTEM AND METHOD}
본 발명에 개시되는 주제는 액체 이산화탄소의 생산을 위한 시스템들 및 방법들에 관한 것이다. 특히, 상기 액체 이산화탄소는 동력 생산 시스템 및 방법, 특히 동작 유체로 이산화탄소를 사용하는 시스템 및 방법 내에서 생성되는 이산화탄소로부터 형성되는 이산화탄소의 저압의 스트림(stream)이 될 수 있다.
탄소 포집 및 격리(CCS)는 이산화탄소(CO2)를 생성하는 임의의 시스템이나 방법의 중요한 고려 사항이다. 이는 특히 화석 연료 또는 다른 탄화수소를 함유하는 물질의 연소를 통한 동력 생산과 관련된다. CCS가 구현 가능한 몇몇 동력 생산 방법들이 제시되어 왔다. CCS를 구비하는 고효율의 발전의 분야의 하나의 공개 문헌인 Allam 등에게 허여된 미국 특허 제8,596,075호에는 재순환 CO2 스트림을 활용하는 폐쇄 사이클 산소 연료 연소 시스템들 내에서 바람직한 효율들이 제공된다. 이러한 시스템들에서, 상기 CO2는 고압에서 상대적으로 순수한 스트림으로 포집된다.
CO2 처리를 위한 현재의 제안들은 흔히 100bar(10MPa) 내지 250bar(25MPa)의 압력에서 고밀도의 초임계 액체로서 고압의 파이프라인들 내의 이송을 요구한다. 이러한 파이프라인들은 높은 자본 비용을 요구한다. 파이프로 전송되는 CO2는 심층 염류 대수층과 같은 지하 지질 계통 내에 격리되거나, 석유 회수 증진(EOR)을 위한 것과 같이 경제적인 이점에 이용될 수 있다.
EOR을 위한 CO2의 사용은 석유가 풍부한 지역의 넓은 면적에 대한 그 유용성을 필요로 한다. 이는 상기 지역에 걸쳐 연장되는 파이프라인들의 네트워크의 대규모 사용을 요구할 수 있다. 이러한 점은 많은 사용들, 특히 연안 유전들에서 매우 높은 비용이 든다. 이에 따라 연안 석유 생산 플랫폼들에 대한 전달을 보다 쉽게 할 수 있는 액체 형태로 대량의 CO2(동력 생산 시스템 및 방법으로부터 생성되는 바와 같은)를 제공하는 것이 유용할 수 있다. 동력 생산 설비들로부터 모아진 CO2의 다른 유익한 사용은 CO2가 액화된 형태로 제공될 수 있는 경우에 구현될 수 있다.
본 발명은 액체 CO2의 생산에 유용한 시스템들 및 방법들을 제공한다. 개시되는 시스템들과 방법들은 임의의 소스로부터의 CO2를 이용할 수 있다. 그러나 상기 시스템들과 방법들은 고압의 CO2 스트림(stream), 특히 주위 온도 부근에서 고압의 CO2 스트림을 생산하는 시스템 및 방법과 특히 유익하게 관련될 수 있다. 본 발명의 시스템들과 방법들은 액체 CO2가 실질적으로 높은 순도, 특히 산소, 질소 및 비활성 가스들(예를 들면, 아르곤)의 낮은 레벨들로 생성될 수 있는 점에서 보다 유익하다.
특정 실시예들에 있어서, 액체 CO2를 생성하기 위해 유용할 수 있는 CO2 소스(source)는 동력 생산 시스템, 특히 산소 연료 연소 시스템들 및 방법들이 될 수 있으며, 보다 상세하게는 CO2 동작 유체(working fluid)를 활용하는 연소 방법들이 될 수 있다. CO2 스트림이 그로부터 얻어지는 동력 생산을 위한 시스템들 및 방법들은 개시 사항들이 전체적으로 여기에 참조로 포함되는 미국 특허 제8,596,075호, 미국 특허 제8,776,532호, 미국 특허 제8,959,887호, 미국 특허 제8,986,002호, 미국 특허 제9,068,743호, 미국 공개특허 제2010/0300063호, 미국 공개특허 제2012/0067054호, 미국 공개특허 제2012/0237881호, 그리고 미국 공개특허 제2013/0213049호에 기재되어 있다.
일부 실시예들에 있어서, 본 발명은 저압의 액체 이산화탄소(CO2) 스트림의 생산을 위한 방법들에 관한 것이다. 이러한 방법들은 약 60bar(6MPa) 또는 그 이상, 혹은 약 100bar(10MPa) 또는 그 이상의 압력 또는 그렇지 않으면 여기에 개시되는 바와 같은 압력 범위 이내의 고압의 CO2 스트림을 제공하는 단계를 포함할 수 있다. 상기 방법들은 상기 고압의 CO2 스트림의 일부를 나누는 단계 및 냉매로 유용할 수 있는 냉각 스트림을 형성하도록 상기 일부를 팽창시키는 단계를 더 포함할 수 있다. 예를 들면, 상기 냉각 스트림은 약 -20℃ 또는 그 이하의 온도 또는 그렇지 않으면 여기에 개시되는 온도 범위 이내에 있을 수 있다. 상기 방법들은 상기 고압의 CO2 스트림을 상기 냉각 스트림과 열교환 관계로 열교환기(heat exchanger)를 통과시킴에 의해 상기 고압의 CO2 스트림을 약 5℃ 또는 그 이하(바람직하게는 약 -10℃ 또는 그 이하)의 온도까지 냉각시키는 단계를 더 포함할 수 있다. 상기 방법은 약 6bar(0.6MPa)에 이르는 압력에서 저압의 CO2 스트림을 형성하기 위해 상기 고압의 CO2 스트림을 팽창시키는 단계를 더 포함할 수 있다. 상기 방법들은 상기 저압의 CO2 스트림을 그로부터 증기 스트림을 효과적으로 분리하고 상기 저압의 액체 CO2 스트림을 제공하는 분리기(separator)로 통과시키는 단계를 더 포함할 수 있다.
다른 실시예들에 있어서, 본 발명은 저압의 액체 이산화탄소(CO2) 스트림의 생산에 유용한 시스템들에 관한 것이다. 일부 실시예들에 있어서, 이러한 시스템들은 고압의 CO2 스트림을 제공하기 위해 적용되는 하나 또는 그 이상의 구성 요소들, 하나 또는 그 이상의 열교환기들, 하나 또는 그 이상의 팽창기(expander)들(예를 들면, 밸브들), 하나 또는 그 이상의 분리기들, 그리고 하나 또는 그 이상의 증류기(distiller)들을 포함할 수 있다. 제한적이지 않은 예에 있어서, 본 발명에 따른 시스템은 고압의 CO2 스트림의 통과를 위해 적용되는 배관(piping); 상기 고압의 CO2 스트림을 냉각 부분 및 벌크(bulk) 스트림으로 나누기 위한 디바이더(divider); 상기 고압의 CO2 스트림의 냉각 부분을 팽창시키고 냉각시키기 위해 적용되는 팽창기; 상기 고압의 CO2 스트림의 데워지고 팽창되며 냉각된 냉각 부분에 대해 상기 벌크 고압의 CO2 스트림을 냉각시키기 위해 적용되는 열교환기; 2상의 저압 CO2 스트림을 형성하도록 상기 벌크 고압의 CO2 스트림을 팽창시키고 냉각시키기 위해 적용되는 팽창기; 상기 2상의 저압 CO2 스트림으로부터 증기 부분을 제거하기 위해 적용되는 분리기; 그리고 비CO2 성분들의 적어도 일부를 제거하고, 저압의 액체 CO2 스트림을 제공하기 위해 적용되는 증류기를 포함할 수 있다.
또 다른 실시예들에 있어서, 본 발명은 동력 생산 프로세스로부터의 고압의 CO2 스트림으로부터 저압의 액체 이산화탄소(CO2) 스트림의 생산을 위한 방법들에 관한 것이다. 일부 실시예들에 있어서, 이러한 방법은 CO2를 포함하는 연소기 배출 스트림을 형성하도록 약 100bar(10MPa) 또는 그 이상의 압력 및 약 400℃ 또는 그 이상의 온도에서 산소 및 재순환 CO2 스트림의 존재에서 연소기 내에서 탄소질 또는 탄화수소 연료를 연소시키는 단계를 포함할 수 있다. 상기 연소기 배출 스트림은 특히 약 200bar(20MPa) 내지 약 400bar(40MPa)의 압력에 있을 수 있다. 상기 연소기 배출 스트림은 특히 약 800℃ 내지 약 1,600℃의 온도에 있을 수 있다. 상기 방법은 동력을 발생시키고 약 50bar(5MPa) 또는 그 이하의 압력에서 CO2를 포함하는 터빈 배출 스트림을 형성하도록 터빈 내에서 상기 연소기 배출 스트림을 팽창시키는 단계를 더 포함할 수 있다. 상기 터빈 배출 스트림은 특히 약 20bar(2MPa) 내지 약 40bar(4MPa)의 압력에 있을 수 있다. 상기 방법은 상기 가열 재순환 CO2 스트림에 대한 열전달로 열교환기 내에서 상기 터빈 배출 스트림을 냉각시키는 단계를 더 포함할 수 있다. 냉각은 주위 온도 부근까지와 같이 약 80℃ 또는 그 이하의 온도까지가 될 수 있다. 상기 방법은 또한 상기 터빈 배출 스트림을 주위 냉각 수단에 대해 냉각시키는 단계 및 분리기 내에서 응축된 물을 분리시키는 단계를 더 포함할 수 있다. 상기 방법은 고압의 CO2 스트림을 형성하도록 CO2를 상기 터빈 출구 압력으로부터 약 100bar(10MPa) 또는 그 이상의 압력까지 펌핑하는 단계를 더 포함할 수 있다. 특히, 상기 고압의 CO2 스트림은 약 100bar(10MPa) 내지 약 500bar(50MPa) 또는 약 200bar(20MPa) 내지 약 400bar(40MPa)의 압력에 있을 수 있다. 상기 냉각된 터빈 배출 스트림으로부터의 CO2는 제1 압력까지 압축될 수 있고, 그 밀도를 증가시키도록 냉각될 수 있으며, 이후에 전술한 범위 이내의 제2의 보다 큰 압력까지 펌핑될 수 있다. 상기 고압의 CO2 스트림의 일부는 상기 연소기 내로 다시 통과되기 이전에 상기 냉각 터빈 배출 스트림에 대해 가열되도록 상기 열교환기로 다시 통과될 수 있다. 또한, 가열도 압축 후 및 상기 연소기 내로의 통과 이전에 적용될 수 있으며, 이러한 다른 가열은 상기 터빈 배출 스트림이외의 소스로부터 유래될 수 있다. 상기 고압의 CO2 스트림의 일부(연소에서 생성되는 임의의 순 CO2를 포함하는 부분)는, 예를 들면, 냉매를 이용하는 열교환기 내에서와 같이 약 5℃ 또는 그 이하의 온도까지 냉각될 수 있다. 상기 냉매는 약 30bar(3MPa) 또는 그 이하이지만 CO2의 삼중점 압력보다 높은 압력까지 일부를 팽창시킴에 의해 냉각 부분으로 활용될 수 있는 상기 고압의 CO2 스트림의 일부를 포함할 수 있다. 상기 냉각 부분은 약 0℃ 또는 그 이하 혹은 약 -20℃ 또는 그 이하의 온도에 있을 수 있다. 특정 실시예들에 있어서, 상기 고압의 CO2 스트림의 냉각 부분은 약 -55℃ 내지 약 0℃의 온도까지 냉각될 수 있다. 상기 열교환기 내에서 상기 CO2 냉각 부분에 대해 냉각되는 상기 고압의 CO2 스트림의 일부는 상기 저압의 액체 CO2 스트림을 형성하기 위해 약 6bar(0.6MPa)에 이르는 압력(바람직하게는 CO2의 삼중점 압력 이상의 압력을 항상 유지)까지 팽창될 수 있다. 특히, 상기 고압의 CO2 스트림의 냉각된 부분은 약 30bar(3MPa) 또는 그 이하이지만 CO2의 삼중점 압력보다 높은 압력까지 팽창될 수 있다.
상술한 바와 같은 방법들은 다른 요소들을 더 포함할 수 있다. 예를 들면, 상기 터빈 배출 스트림의 냉각은 특히 약 70℃ 또는 그 이하 혹은 약 60℃ 또는 그 이하의 온도까지가 될 수 있다. 하나의 열교환기 또는 복수의 열교환기들이 사용될 수 있다. 예를 들면, 이코노마이저(economizer) 열교환기가 수냉식 열교환기에 수반되어 사용될 수 있다. 냉각 후에, 상기 방법들은 또한 상기 CO2를 포함하는 터빈 배출 스트림을 그로부터 적어도 물을 제거하도록 하나 또는 그 이상의 분리기들로 통과시키는 단계를 포함할 수 있다. 또한, 상기 펌핑하는 단계 이전에, 상기 방법들은 상기 CO2를 포함하는 터빈 배출 스트림을 약 80bar(8MPa)까지의 압력(예를 들면, 약 60bar(6MPa) 내지 약 80bar(8MPa)의 압력)까지 압축시키는 단계를 포함할 수 있다. 또한, 상기 방법들은 상기 스트림을 수냉식 열교환기 내에서 냉각시킴에 의하는 것과 같이 상기 CO2를 포함하는 터빈 배출 스트림의 밀도를 증가시키는 단계를 포함할 수 있다. 상기 밀도는, 예를 들면, 약 600㎏/㎥ 또는 그 이상, 약 700㎏/㎥ 또는 그 이상, 혹은 약 800㎏/㎥ 또는 그 이상까지 증가될 수 있다. 상기 터빈 배출 스트림은 상기 스트림의 밀도를 증가시키는 단계 이전에 압축될 수 있다.
상기 방법들은, 열교환기 내에서 상기 벌크 고압의 CO2 스트림의 냉각 후 및 상기 팽창시키는 단계 이전에, 상기 벌크 고압의 CO2 스트림을 리보일러(reboiler)로 통과시키는 단계를 더 포함할 수 있다. 상기 리보일러는 특히 증류기(예를 들면, 스트리핑 칼럼(stripping column))와 결합될 수 있다. 이와 같이, 상기 리보일러는 상기 증류기에 열을 제공할 수 있다.
상기 방법들은 상기 벌크 저압의 액체 CO2 스트림의 처리를 더 포함할 수 있다. 예를 들면, 상기 저압의 액체 CO2 스트림은 액체상 및 증기상을 포함하는 2상의 물질이 될 수 있다. 따라서, 상기 방법들은 상기 저압의 액체 CO2 스트림을 그로부터 증기 스트림을 효과적으로 분리하도록 분리기로 통과시키는 단계를 포함할 수 있다. 일부 실시예들에 있어서, 상기 증기 스트림은 상기 분리기를 통과한 상기 저압의 액체 CO2 스트림의 약 8질량%까지(특히, 약 4질량%까지 또는 약 6질량%까지)를 포함할 수 있다. 일부 실시예들에 있어서, 상기 증기 스트림은 약 1질량% 내지 약 75질량%의 CO2를 포함할 수 있다. 일부 실시예들에 있어서, 상기 증기 스트림은 N2, O2 및 아르곤(또는 다른 불활성 가스들)의 결합의 약 25질량% 내지 약 99질량%를 포함할 수 있다. 상기 방법들은 또한 나머지 저압의 액체 CO2 스트림(예를 들면, 그로부터 상기 증기상을 회수한 후)을 스트리핑 칼럼(상술한 바와 같이, 상기 리보일러를 포함할 수 있다)과 같은 증류기로 통과시키는 단계를 포함할 수 있다.
상기 증류 단계 후, 상기 액체 CO2는 원하는 값까지 그 압력을 증가시키도록 펌프에 제공될 수 있다. 상기 펌프로부터의 저온의 배출 스트림은 냉매를 생성하도록 팽창되는 상기 고압의 CO2의 냉각 부하(cooling duty)를 보충하도록 상기 리보일러의 업스트림인(upstream) 열교환기에 공급될 수 있다. 스트리핑 증류 칼럼으로부터의 데워진 냉매 CO2 및/또는 오버헤드(overhead) 스트림은 상기 고압의 CO2 스트림이 공급되었던 상기 시스템과 호환 가능한 압력에서 흐름을 배출하는 압축기에 제공될 수 있다. 상기 분리기로부터의 상기 증기상 스트림 또한 추가적인 분리 프로세스를 수행하는 시스템에 제공될 수 있다. 선택적으로는, 상기 증기상 스트림은 배출될 수 있다.
본 발명에 따라 제공되는 저압의 액체 CO2 스트림은 특히 매우 낮은 산소 농도만을 가질 수 있다. 일부 실시예들에 있어서, 상기 저압의 액체 CO2 스트림은 약 25ppm 미만, 특히 약 10ppm 미만의 산소 함량을 가질 수 있다. 상기 저압의 액체 CO2 스트림은 또한 질소 및 아르곤과 같은 불활성 가스들의 유사하게 낮은 농도를 가질 수 있다.
제한적이지 않은 예들로서, 본 발명은 다음의 실시예들에 관련될 수 있다. 이러한 실시예들은 전체적으로 본 발명의 보다 넓은 범주를 예시하도록 의도된 것이다.
일부 실시예들에 있어서, 본 발명은 저압의 액체 CO2 스트림의 생산을 위한 방법들을 제공할 수 있다. 예를 들면, 이러한 방법은 CO2를 포함하는 연소기 배출 스트림을 형성하도록 약 100bar(10MPa) 또는 그 이상의 압력 및 약 400℃ 또는 그 이상의 온도에서 재순환 CO2 스트림의 존재에서 연소기 내에서 탄소질 또는 탄화수소 연료를 산소로 연소시키는 단계; 동력을 발생시키고, 약 50bar(5MPa) 또는 그 이하의 압력에서 CO2를 포함하는 터빈 배출 스트림을 형성하도록 터빈 내에서 상기 연소기 배출 스트림을 팽창시키는 단계; 냉각된 터빈 배출 스트림을 형성하도록 제1 열교환기 내에서 상기 터빈 배출 스트림을 냉각시키는 단계; 고압의 CO2 스트림을 형성하도록 약 100bar(10MPa) 또는 그 이상의 압력까지 상기 냉각된 터빈 배출 스트림으로부터 CO2를 펌핑하는 단계; 상기 고압의 CO2 스트림을 벌크 부분 및 냉각 부분으로 나누는 단계; 상기 고압의 CO2 스트림의 냉각 부분을 약 -20℃ 또는 그 이하까지 그 온도를 감소시키도록 팽창시키는 단계; 상기 고압의 CO2 스트림의 팽창된 냉각 부분에 대해 상기 고압의 CO2 스트림의 벌크 부분을 제2 열교환기로 통과시켜 약 5℃ 또는 그 이하의 온도까지 상기 고압의 CO2 스트림의 벌크 부분을 냉각시키는 단계; 그리고 상기 저압의 액체 CO2 스트림을 형성하기 위해 상기 고압의 CO2 스트림의 냉각된 벌크 부분을 약 30bar(3MPa) 또는 그 이하이지만 CO2의 삼중점 압력보다는 큰 압력까지 팽창시키는 단계를 포함할 수 있다. 다른 실시예들에 있어서, 이러한 방법은 다음 사항들의 하나 또는 그 이상을 포함할 수 있으며, 이러한 사항들은 임의의 숫자 및 임의의 조합으로 결합될 수 있다. 더욱이, 이러한 방법은 그렇지 않으면 여기에 기재되는 바와 같은 임의의 다른 요소들을 포함할 수 있다.
상기 연소기 배출 스트림은 약 200bar(20MPa) 내지 약 400bar(40MPa)의 압력에 있을 수 있다.
상기 연소기 배출 스트림은 약 800℃ 내지 약 1,600℃의 온도에 있을 수 있다.
상기 CO2를 포함하는 터빈 배출 스트림은 약 20bar(2MPa) 내지 약 40bar(4MPa)의 압력에 있을 수 있다.
상기 터빈 배출 스트림은 상기 열교환기 내에서 약 80℃ 또는 그 이하의 온도까지 냉각될 수 있다.
상기 방법은 상기 CO2를 포함하는 냉각된 터빈 배출 스트림을 적어도 물을 그로부터 제거하도록 하나 또는 그 이상의 분리기들로 통과시키는 단계를 더 포함할 수 있다.
상기 방법은 상기 산소 및 상기 재순환 CO2 스트림의 하나 또는 모두를 상기 터빈 배출 스트림에 대해 상기 열교환기 내에서 가열하는 단계를 더 포함할 수 있다.
상기 고압의 CO2 스트림은 약 200bar(20MPa) 내지 약 400bar(40MPa)의 압력에 있을 수 있다.
상기 고압의 CO2 스트림의 벌크 부분은 약 -55℃ 내지 약 0℃의 온도까지 냉각될 수 있다.
상기 방법은 상기 고압의 CO2 스트림의 벌크 부분을 냉각시키는 단계 후 및 상기 고압의 CO2 스트림의 벌크 부분을 팽창시키는 단계 전에, 상기 고압의 CO2 스트림의 벌크 부분을 리보일러로 통과시키는 단계를 더 포함할 수 있다.
상기 리보일러는 스트리핑 칼럼 내에 있을 수 있다.
상기 방법은 상기 저압의 액체 CO2 스트림을 증기 스트림을 그로부터 효과적으로 분리하도록 분리기로 통과시키는 단계를 더 포함할 수 있다.
상기 증기 스트림은 상기 분리기를 통과한 상기 저압의 액체 CO2 스트림의 약 8질량%까지를 포함할 수 있다.
상기 증기 스트림은 약 1질량% 내지 약 75질량%의 CO2와 N2, O2 및 아르곤의 하나 또는 그 이상의 약 25질량% 내지 약 99질량%를 포함할 수 있다.
상기 방법은 나머지 저압의 액체 CO2 스트림을 스트리핑 칼럼 내로 통과시키는 단계를 더 포함할 수 있다.
상기 스트리핑 칼럼을 나가는 상기 저압의 액체 CO2 스트림은 약 25ppm 미만의 산소 함량을 가질 수 있다.
상기 방법은 상기 저압의 액체 CO2 스트림을 적어도 약 100bar(10MPa)의 압력까지 펌핑하는 단계를 포함할 수 있다.
상기 방법은 상기 펌핑된 액체 CO2 스트림을 CO2 파이프라인으로 전송하는 단계를 포함할 수 있다.
상기 방법은 상기 스트리핑 칼럼으로부터의 오버헤드 증기를 상기 제2 열교환기를 떠나는 상기 고압의 CO2 스트림의 냉각 부분과 혼합하는 단계를 더 포함할 수 있다.
상기 방법은 상기 스트리핑 칼럼으로부터의 오버헤드 증기 및 상기 제2 열교환기를 떠나는 상기 고압의 CO2 스트림의 냉각 부분의 혼합물을 상기 냉각된 터빈 배출 스트림에 첨가하는 단계를 더 포함할 수 있다.
다른 예시적인 실시예들에 있어서, 본 발명은 저압의 액체 CO2 스트림의 생산을 위해 구성되는 시스템들을 제공할 수 있다. 예를 들면, 시스템은 고압의 CO2 스트림을 제1 부분 및 제2 부분으로 나누기 위해 구성되는 스플리터(splitter); 상기 고압의 CO2 스트림의 제1 부분을 팽창시키고 냉각시키기 위해 구성되는 제1 팽창기; 상기 팽창기를 떠나는 상기 고압의 CO2 스트림의 냉각된 제1 부분에 대해 상기 고압의 CO2 스트림의 제2 부분을 냉각시키기 위해 구성되는 열교환기; 그리고 상기 저압의 액체 CO2 스트림을 형성하기 위하여 상기 고압의 CO2 스트림의 냉각된 제2 부분을 팽창시키기 위해 구성되는 제2 팽창기를 포함할 수 있다. 다른 실시예들에 있어서, 이러한 시스템은 다음 사항들의 하나 또는 그 이상을 포함할 수 있으며, 이러한 사항들은 임의의 숫자 및 임의의 조합으로 결합될 수 있다. 더욱이, 이러한 시스템은 그렇지 않으면 여기에 기재되는 바와 같은 임의의 다른 요소들을 포함할 수 있다.
상기 제1 팽창기는 상기 고압의 CO2 스트림의 제1 부분을 약 -20℃ 또는 그 이하의 온도까지 냉각시키기 위해 구성될 수 있다.
상기 열교환기는 상기 고압의 CO2 스트림의 제2 부분을 약 5℃ 또는 그 이하의 온도까지 냉각시키기 위해 구성될 수 있다.
상기 제2 팽창기는 상기 고압의 CO2 스트림의 냉각된 제2 부분을 약 30bar(3MPa) 또는 그 이하이지만 상기 CO2의 삼중점 압력보다 큰 압력까지 팽창시키도록 구성될 수 있다.
상기 시스템은 결합된 스트리핑 칼럼 및 리보일러를 더 포함할 수 있다.
상기 스트리핑 칼럼은 상기 제2 팽창기로부터 다운스트림(downstream)으로 일렬로 있을 수 있고, 상기 리보일러는 상기 열교환기로부터 다운스트림 및 상기 제2 팽창기로부터 업스트림으로 일렬로 있을 수 있다.
상기 시스템은 상기 제2 팽창기로부터 다운스트림 및 상기 스트리핑 칼럼으로부터 업스트림으로 위치하는 액체/증기 분리기를 더 포함할 수 있다.
상기 시스템은 상기 열교환기로부터 상기 고압의 CO2 스트림의 제1 부분을 수용하기 위해 구성되는 압축기를 더 포함할 수 있다.
상기 시스템은 CO2를 포함하는 연소기 배출 스트림을 형성하도록 약 100bar(10MPa) 또는 그 이상의 압력 및 약 400℃ 또는 그 이상의 온도에서 재순환 CO2 스트림의 존재에서 연소기 내에서 탄소질 또는 탄화수소 연료를 산소와 연소시키기 위해 구성되는 상기 연소기; 동력을 발생시키고, CO2를 포함하는 터빈 배출 스트림을 형성하도록 상기 연소기 배출 스트림을 팽창시키기 위해 구성되는 터빈; 상기 터빈 배출 스트림을 냉각시키기 위해 구성되는 다른 열교환기; 그리고 상기 고압의 CO2 스트림을 형성하도록 상기 냉각된 터빈 배출 스트림으로부터 CO2를 펌핑하기 위해 구성되는 펌프를 더 포함할 수 있다.
본 발명은 제한되지 않고 다음의 실시예들을 포함한다.
실시예 1: 저압의 액체 이산화탄소(CO2) 스트림의 생산을 위한 방법에 있어서, 상기 방법은 CO2를 포함하는 연소기 배출 스트림을 형성하도록 약 100bar(10MPa) 또는 그 이상의 압력 및 약 400℃ 또는 그 이상의 온도에서 재순환 CO2 스트림의 존재에서 연소기 내에서 탄소질 또는 탄화수소 연료를 산소로 연소시키는 단계; 동력을 발생시키고, 약 50bar(5MPa) 또는 그 이하의 압력에서 CO2를 포함하는 터빈 배출 스트림을 형성하도록 터빈 내에서 상기 연소기 배출 스트림을 팽창시키는 단계; 냉각된 터빈 배출 스트림을 형성하도록 제1 열교환기 내에서 상기 터빈 배출 스트림을 냉각시키는 단계; 고압의 CO2 스트림을 형성하도록 약 100bar(10MPa) 또는 그 이상의 압력까지 상기 냉각된 터빈 배출 스트림으로부터 CO2를 펌핑하는 단계; 상기 고압의 CO2 스트림을 벌크 부분 및 냉각 부분으로 나누는 단계; 약 -20℃ 또는 그 이하까지 그 온도를 감소시키도록 상기 고압의 CO2 스트림의 냉각 부분을 팽창시키는 단계; 상기 고압의 CO2 스트림의 팽창된 냉각 부분에 대해 상기 고압의 CO2 스트림의 벌크 부분을 제2 열교환기로 통과시켜 약 5℃ 또는 그 이하의 온도까지 상기 고압의 CO2 스트림의 벌크 부분을 냉각시키는 단계; 그리고 상기 저압의 액체 CO2 스트림을 형성하기 위해 상기 고압의 CO2 스트림의 냉각된 벌크 부분을 약 30bar(3MPa) 또는 그 이하이지만 CO2의 삼중점 압력보다는 큰 압력까지 팽창시키는 단계를 포함한다.
실시예 2: 임의의 이전의 또는 다음의 실시예의 방법에 있어서, 상기 연소기 배출 스트림은 약 200bar(20MPa) 내지 약 400bar(40MPa)의 압력에 있다.
실시예 3: 임의의 이전의 또는 다음의 실시예의 방법에 있어서, 상기 연소기 배출 스트림은 약 800℃ 내지 약 1,600℃의 온도에 있다.
실시예 4: 임의의 이전의 또는 다음의 실시예의 방법에 있어서, 상기 CO2를 포함하는 터빈 배출 스트림은 약 20bar(2MPa) 내지 약 40bar(4MPa)의 압력에 있다.
실시예 5: 임의의 이전의 또는 다음의 실시예의 방법에 있어서, 상기 터빈 배출 스트림은 상기 열교환기 내에서 약 80℃ 또는 그 이하의 온도까지 냉각된다.
실시예 6: 임의의 이전의 또는 다음의 실시예의 방법에 있어서, 상기 CO2를 포함하는 냉각된 터빈 배출 스트림을 적어도 물을 그로부터 제거하도록 하나 또는 그 이상의 분리기들로 통과시키는 단계를 더 포함한다.
실시예 7: 임의의 이전의 또는 다음의 실시예의 방법에 있어서, 상기 산소 및 상기 재순환 CO2 스트림의 하나 또는 모두를 상기 터빈 배출 스트림에 대해 상기 열교환기 내에서 가열하는 단계를 더 포함한다.
실시예 8: 임의의 이전의 또는 다음의 실시예의 방법에서, 상기 고압의 CO2 스트림은 약 200bar(20MPa) 내지 약 400bar(40MPa)의 압력에 있다.
실시예 9: 임의의 이전의 또는 다음의 실시예의 방법에서, 상기 고압의 CO2 스트림의 벌크 부분은 약 -55℃ 내지 약 0℃의 온도까지 냉각된다.
실시예 10: 임의의 이전의 또는 다음의 실시예의 방법에 있어서, 상기 고압의 CO2 스트림의 벌크 부분을 냉각시키는 단계 후 및 상기 고압의 CO2 스트림의 벌크 부분을 팽창시키는 단계 전에, 상기 고압의 CO2 스트림의 벌크 부분을 리보일러로 통과시키는 단계를 더 포함한다.
실시예 11: 임의의 이전의 또는 다음의 실시예의 방법에 있어서, 상기 리보일러는 스트리핑 칼럼 내에 있다.
실시예 12: 임의의 이전의 또는 다음의 실시예의 방법에 있어서, 상기 저압의 액체 CO2 스트림을 증기 스트림을 그로부터 효과적으로 분리하도록 분리기로 통과시키는 단계를 더 포함한다.
실시예 13: 임의의 이전의 또는 다음의 실시예의 방법에 있어서, 상기 증기 스트림은 상기 분리기를 통과한 상기 저압의 액체 CO2 스트림의 약 8질량%까지를 포함한다.
실시예 14: 임의의 이전의 또는 다음의 실시예의 방법에 있어서, 상기 증기 스트림은 약 1질량% 내지 약 75질량%의 CO2와 N2, O2 및 아르곤의 하나 또는 그 이상의 약 25질량% 내지 약 99질량%를 포함한다.
실시예 15: 임의의 이전의 또는 다음의 실시예의 방법에 있어서, 나머지 저압의 액체 CO2 스트림을 스트리핑 칼럼 내로 통과시키는 단계를 더 포함한다.
실시예 16: 임의의 이전의 또는 다음의 실시예의 방법에 있어서, 상기 스트리핑 칼럼을 떠나는 상기 저압의 액체 CO2 스트림은 약 25ppm 미만의 산소 함량을 가진다.
실시예 17: 임의의 이전의 또는 다음의 실시예의 방법에 있어서, 상기 저압의 액체 CO2 스트림을 적어도 약 100bar(10MPa)의 압력까지 펌핑하는 단계를 포함한다.
실시예 18: 임의의 이전의 또는 다음의 실시예의 방법에 있어서, 상기 펌핑된 액체 CO2 스트림을 CO2 파이프라인으로 전송하는 단계를 포함한다.
실시예 19: 임의의 이전의 또는 다음의 실시예의 방법에 있어서, 상기 스트리핑 칼럼으로부터의 오버헤드 증기를 상기 제2 열교환기를 떠나는 상기 고압의 CO2 스트림의 냉각 부분과 혼합하는 단계를 더 포함한다.
실시예 20: 임의의 이전의 실시예의 방법에 있어서, 상기 혼합물을 상기 냉각된 터빈 배출 스트림에 첨가하는 단계를 더 포함한다.
실시예 21: 저압의 액체 이산화탄소(CO2) 스트림의 생산을 위해 구성되는 시스템에 있어서, 상기 시스템은 고압의 CO2 스트림을 제1 부분 및 제2 부분으로 나누기 위해 구성되는 스플리터; 상기 고압의 CO2 스트림의 제1 부분을 팽창시키고 냉각시키기 위해 구성되는 제1 팽창기; 상기 팽창기를 떠나는 상기 고압의 CO2 스트림의 냉각된 제1 부분에 대해 상기 고압의 CO2 스트림의 제2 부분을 냉각시키기 위해 구성되는 열교환기; 그리고 상기 저압의 액체 CO2 스트림을 형성하기 위하여 상기 고압의 CO2 스트림의 냉각된 제2 부분을 팽창시키기 위해 구성되는 제2 팽창기를 포함한다.
실시예 22: 임의의 이전의 또는 다음의 실시예의 시스템에 있어서, 상기 제1 팽창기는 상기 고압의 CO2 스트림의 제1 부분을 약 -20℃ 또는 그 이하의 온도까지 냉각시키기 위해 구성된다.
실시예 23: 임의의 이전의 또는 다음의 실시예의 시스템에 있어서, 상기 열교환기는 상기 고압의 CO2 스트림의 제2 부분을 약 5℃ 또는 그 이하의 온도까지 냉각시키기 위해 구성된다.
실시예 24: 임의의 이전의 또는 다음의 실시예의 시스템에 있어서, 상기 제2 팽창기는 상기 고압의 CO2 스트림의 냉각된 제2 부분을 약 30bar(3MPa) 또는 그 이하이지만 상기 CO2의 삼중점 압력보다 큰 압력까지 팽창시키도록 구성된다.
실시예 25: 임의의 이전의 또는 다음의 실시예의 시스템에 있어서, 결합된 스트리핑 칼럼 및 리보일러를 더 포함한다.
실시예 26: 임의의 이전의 또는 다음의 실시예의 시스템에 있어서, 상기 스트리핑 칼럼은 상기 제2 팽창기로부터 다운스트림으로 일렬로 있고, 상기 리보일러는 상기 열교환기로부터 다운스트림 및 상기 제2 팽창기로부터 업스트림으로 일렬로 있다.
실시예 27: 임의의 이전의 또는 다음의 실시예의 시스템에 있어서, 상기 제2 팽창기로부터 다운스트림 및 상기 스트리핑 칼럼으로부터 업스트림으로 위치하는 액체/증기 분리기를 더 포함한다.
실시예 28: 임의의 이전의 또는 다음의 실시예의 시스템에 있어서, 상기 열교환기로부터 상기 고압의 CO2 스트림의 제1 부분을 수용하기 위해 구성되는 압축기를 더 포함한다.
실시예 29: 임의의 이전의 실시예의 시스템에 있어서, CO2를 포함하는 연소기 배출 스트림을 형성하도록 약 100bar(10MPa) 또는 그 이상의 압력 및 약 400℃ 또는 그 이상의 온도에서 재순환 CO2 스트림의 존재에서 연소기 내에서 탄소질 또는 탄화수소 연료를 산소와 연소시키기 위해 구성되는 상기 연소기; 동력을 발생시키고, CO2를 포함하는 터빈 배출 스트림을 형성하도록 상기 연소기 배출 스트림을 팽창시키기 위해 구성되는 터빈; 상기 터빈 배출 스트림을 냉각시키기 위해 구성되는 다른 열교환기; 그리고 상기 고압의 CO2 스트림을 형성하도록 상기 냉각된 터빈 배출 스트림으로부터 CO2를 펌핑하기 위해 구성되는 펌프를 더 포함한다.
본 발명의 이들 및 다른 특징들, 측면들 및 이점들은 아래에 간략히 설명되는 첨부된 도면들과 함께 다음의 상세한 설명의 이해로부터 명확해질 것이다. 본 발명은 전술한 실시예들의 둘, 셋, 넷 또는 그 이상의 임의의 조합뿐만 아니라 본 명세서에서 설시되는 임의의 둘, 셋, 넷 또는 그 이상의 특징들이나 요소들의 결합들을 이러한 특징들이나 요소들이 여기서의 특정 실시예의 설명에서 명백하게 결합되는 지에 관계없이 포괄한다. 본 발명은 본 문에서 명백하게 다르게 기재되지 않는 한 본 발명의 임의의 분리될 수 있는 특징들이나 요소들이 그 다양한 측면들 및 실시예들의 임의의 것으로 결합 가능하게 의도되는 바와 같이 도시되는 점이 전체적으로 이해되는 것으로 의도된다.
반드시 일정한 비율로 도시되지는 않는 첨부된 도면들이 참조될 것이며, 첨부 도면들에 있어서,
도 1은 저압의 액체 CO2 스트림의 형성을 위한 본 발명의 실시예들에 따른 시스템의 흐름도를 나타내며,
도 2는 동력 생산 프로세스로부터 유래되는 고압의 CO2 스트림의 일부를 활용하여 저압의 액체 CO2 스트림의 형성을 위한 본 발명의 실시예들에 따른 시스템의 흐름도를 나타낸다.
이하 본 발명의 주제가 그 예시적인 실시예들을 참조하여 다음에 보다 상세하게 설명된다. 이들 예시적인 실시예들은 본 발명이 철저하고 완전해지며, 본 발명의 주제의 범위를 해당 기술 분야의 숙련자에게 완전히 전달하도록 기재된다. 실제로, 본 발명의 주제는 많은 상이한 형태들로 구현될 수 있고, 여기에 설시되는 실시예들에 한정되는 것으로 간주되지 않아야 하며, 오히려 이들 실시예들은 본 발명이 적용될 수 있는 법률적 요구 사항들을 충족시키도록 제공된다. 본 명세서 및 첨부된 특허청구범위에 사용되는 바에 있어서, "일", "하나", "상기" 등의 단수 표현은 본문에 명백하게 달리 기재되지 않는 한 복수의 지시 대상들을 포함한다.
본 발명은 저압의 액체 이산화탄소(CO2)의 생산을 위해 적용되는 시스템들 및 방법들에 관한 것이다. 상기 시스템들과 방법들은 특히 액체가 아닌 CO2(예를 들면, 가스 상태의 CO2 또는 초임계의 CO2)를 포함하는 스트림(stream)을 흡입하고, 상기 액체가 아닌 CO2의 적어도 일부를 액체 CO2로 전환시키도록 적용될 수 있다. 상기 흡입 스트림은 액체 CO2의 부분을 포함할 수 있지만, 상기 흡입 스트림은 바람직하게는 약 25중량% 미만, 약 10중량% 미만, 약 5중량% 미만, 또는 약 2중량% 미만의 액체 CO2를 포함한다.
본 발명에 따라 생성되는 액체 CO2는 바람직하게는 고체 CO2의 실질적인 형성을 회피하기 위해 생성된 액체 CO2의 압력이 50bar(5MPa) 이하이지만 CO2의 삼중점 압력보다는 큰 낮은 압력에서 생성될 수 있다. 일부 실시예들에 있어서, 상기 생성된 액체 CO2는 약 6bar(0.6MPa), 특히 약 30bar(3MPa) 내지 약 6bar(0.6MPa), 약 25bar(2.5MPa) 내지 약 6bar(0.6MPa), 또는 약 15bar(1.5MPa) 내지 약 6bar(0.6MPa)에 이르는 압력에 있을 수 있다. 상기 생성된 액체 CO2의 온도는 바람직하게는 주어진 압력에서 포화 온도의 범위 내에 있다. 예를 들면, 상기 온도는 약 5℃ 내지 약 -55℃, 약 -5℃ 내지 약 -55℃, 또는 약 -15℃ 내지 약 -55℃의 범위 이내가 될 수 있다.
본 발명의 실시예들에 따른 액체 CO2를 생성하는 방법들은 일반적으로 상기 흡입 스트림으로부터 상기 CO2를 냉각시키고 팽창시키는 단계를 포함할 수 있다. 상기 흡입 스트림의 소스에 따라, 상기 방법들은 하나 또는 그 이상의 압축 단계들을 포함할 수 있다. 바람직한 실시예들에 있어서, 상기 흡입 CO2는 약 60bar(6MPa) 또는 그 이상, 약 100bar(10MPa) 또는 그 이상, 또는 약 200bar(20MPa) 또는 그 이상의 압력에 있을 수 있다. 다른 실시예들에 있어서, 상기 흡입 CO2의 압력은 60bar(6MPa) 내지 약 400bar(40MPa)의 범위가 될 수 있다. 상기 흡입 CO2의 온도는 10℃보다 클 수 있거나, 약 10℃ 내지 약 40℃, 약 12℃ 내지 약 35℃, 또는 약 15℃ 내지 약 30℃의 범위 이내가 될 수 있다. 일부 실시예들에 있어서, 상기 흡입 CO2는 대략 주위 온도에 있을 수 있다.
본 발명에 따른 액체 CO2의 생산에 유용한 시스템 및 방법의 실시예가 도 1에 도시된다. 여기서 볼 수 있는 바와 같이, 고압의 CO2 스트림(24)은 수냉식 냉각기(water cooler)(50)(상기 고압의 CO2 스트림의 실제 온도에 따라 선택적이 될 수 있다)를 통한 통과에 의해 냉각될 수 있다. 상기 고압의 CO2 스트림(24)은 이후에 냉각 CO2 스트림(56)을 형성하도록 밸브(58) 또는 다른 적절한 장치를 통해서와 같이 팽창될 수 있는 고압의 CO2 사이드 스트림(side stream)(57)을 제공하기 위해 스플리터(splitter)(68)(또는 스트림을 나누기 위해 구성된 다른 적절한 시스템 요소)를 이용하여 제1 부분 및 제2 부분으로 나누어진다. 나머지 고압의 CO2 스트림(62)은 상기 냉각 CO2 스트림(56)에 의해 냉각되고, CO2 스트림(33)으로 나가는 열교환기(heat exchanger)(10)를 통과한다. 상기 열교환기(10)의 저온 단부(cold end)를 나가는 상기 냉각된 고압의 CO2 스트림(51)은 약 5℃ 또는 그 이하, 약 0℃ 또는 그 이하, 약 -10℃ 또는 그 이하, 혹은 약 -20℃ 또는 그 이하(예를 들면, 약 5℃ 내지 약 -40℃ 또는 약 0℃ 내지 약 -35℃)의 온도에 있을 수 있다. 상기 냉각된 고압의 CO2 스트림(51)은 상기 액체 CO2 스트림을 형성하도록 팽창될 수 있다. 도 1에 예시한 바와 같이, 상기 냉각된 고압의 CO2 스트림(51)은 먼저 도 1의 스트리핑 칼럼(stripping column)(53)의 부분인 리보일러(reboiler)(52)를 통과하며, 이에 따라 다음에 더 설명하는 바와 같이 그 내부에서의 증류를 위해 열을 공급한다. 상기 리보일러를 통한 통과는 이에 따라 선택적일 수 있다. 상기 리보일러(52)를 떠나는 상기 고압의 CO2 스트림(55)은 전술한 범위들 이내의 온도 및 압력에서 상기 저압의 액체 CO2 스트림(35)을 형성하도록 팽창된다. 도 1에서, 스트림(55)은 밸브(48)를 통해 팽창되지만, 압축된 CO2 스트림을 팽창시키기 위해 유용한 임의의 장치가 사용될 수 있다. 예를 들면, 상기 팽창 장치는 유입구와 유출구 사이에서 상기 CO2의 엔탈피를 낮추고, 또한 유출구 온도를 낮추는 터빈과 같은 동력(work)을 생성하는 시스템이 될 수 있다.
상기 저압의 CO2 스트림(예를 들면, 약 30bar(3MPa) 또는 그 이하이지만 CO2의 삼중점 압력보다는 큰 압력에서)을 형성하기 위한 상기 고압의 CO2 스트림(예를 들면, 약 60bar(6MPa) 내지 약 400bar(40MPa)의 범위로부터)의 팽창은 상기 CO2 스트림이 상기 밸브(또는 다른 팽창 장치)에 투입되면서 동일한 전체 엔탈피를 갖는 기체 및 액체의 혼합물로 형성되는 2상의 생성물 스트림을 야기할 수 있다. 상기 밸브(또는 전술한 예시적이고 선택적인 실시예에 대해서는 터빈)를 나가는 상기 2상의 혼합물의 온도는 특히 감소된 압력에서 상기 액체의 포화 온도가 될 수 있다. 도 1에서, 밸브(58)를 떠나는 스트림(56) 및 밸브(48)를 나가는 스트림(35)은 모두 2상의 스트림들이 될 수 있다. 상기 밸브(48)를 나가는 2상의 저압의 CO2 스트림(35)은 상기 CO2 증기 부분 스트림(49) 및 상기 CO2 액체 부분 스트림(36)을 제공하도록 분리기(separator)(9)로 통과될 수 있다.
상기 투입 고압 CO2 스트림이 산소 연소 동력 생산 시스템으로부터인 실시예들에 있어서, 상기 저압의 액체 CO2 스트림으로부터 분리될 수 있는 증기 부분이 산소 소스 및 연료 소스(예를 들면, 천연 가스) 내에 존재하는 불활성 가스들(예를 들면, 질소, 과잉의 O2 및 아르곤과 같은 비활성 가스들)의 대부분을 함유할 것이다. 제한적이지 않은 예로서, 산소 연소 동력 생산 프로세스는 연소기 내로 흐르는 1%의 과잉의 산소 스트림으로 수행될 수 있고, 상기 산소 스트림은 대략 99.5%의 산소 및 0.5%의 아르곤으로 형성될 수 있다. 결과적인 순(net) CO2 생성물은 2%의 농도로 O2 및 1%의 농도로 아르곤을 포함할 수 있다.
본 발명에 따르면, 앞서 예시한 바와 같은 동력 시스템으로부터의 간접적인 냉각 수단에 의해 밸브를 통해 예를 들면, 10bar(1MPa)의 압력까지의 팽창에 따른 온도까지 CO2 생성물의 냉각은 대략 4%의 플래시 증기(flash vapor) 부분을 가져온다. 다양한 실시예들에 있어서, 상기 증기 부분은 전체 액체 CO2 스트림(예를 들면, 도 1의 스트림(35))의 약 6질량%까지, 약 5질량%까지, 또는 약 4질량%까지가 될 수 있다. 상기 증기 스트림(예를 들면, 도 1의 스트림(49))은 약 1질량% 내지 약 75질량%의 CO2 그리고 약 25질량% 내지 약 99질량%의 N2, O2 및 아르곤(또는 다른 불활성 가스들)의 결합을 포함할 수 있다. 다른 실시예들에 있어서, 상기 증기 스트림은 약 60질량% 또는 그 이상, 약 65질량% 또는 그 이상, 혹은 약 70질량% 또는 그 이상의 N2, O2 및 아르곤(또는 다른 불활성 가스들)의 결합을 포함할 수 있다. 상기 플래시 증기 부분(예를 들면, 도 1에서 분리기(9)를 나가는 스트림(49))은 대기로 배출될 수 있거나 포집될 수 있다. 상기 플래시 증기 스트림의 생산은 상기 증기 부분의 제거가 불활성 아르곤 및/또는 질소(천연 가스 및/또는 연소되는 석탄으로부터 유래되는 연소 가스 내에 존재할 수 있고, 극저온 공기 분리 플랜트로부터 유래되는 산소 스트림 내에 존재할 수 있다)의 증가를 방지할 것이므로 상기 투입 CO2 스트림이 산소 연소 프로세스로부터 유래되는 실시예들에 유용하다. 상기 플래시 증기 부분을 형성하기 위해, 상기 고압의 CO2 스트림(예를 들면, 도 1의 스트림(62))을 팽창 이전에 약 -30℃ 또는 그 이하 혹은 약 -33℃ 또는 그 이하의 온도까지 냉각시키는 것이 유용할 수 있다. 상기 투입 고압 CO2 스트림이 불활성 가스들(및 선택적으로 산소)이 실질적으로 또는 완전히 없을 수 있는 소스로부터 유래되는 실시예들에 있어서, 상기 플래시 증기 부분을 형성할 필요가 없을 수 있다. 산소 연료 동력 생산 프로세스에서 상당한 부분의 N2를 가지는 천연 가스 연료를 사용하는 실시예들에 있어서, 스트림(49) 내의 CO2의 최소의 손실과 함께 스트림(49) 내의 O2 및 아르곤과 대부분의 N2를 제거하는 점이 확보되도록 상기 스트림(51) 이 냉각되는 온도를 조절하는 것이 유용할 수 있다.
바람직하게는, 상기 투입 CO2 스트림으로부터 대부분의 농도의 O2 및 아르곤(그리고 다른 불활성 가스들)은 상기 플래시 증기 부분 내에서 제거되어, 상기 CO2 액체 부분 스트림(예를 들면, 도 1의 스트림(36))은 미소한 농도-예를 들면, 약 1질량% 또는 그 이하, 약 0.5질량% 또는 그 이하, 혹은 약 0.2질량% 또는 그 이하의 N2, O2 및 아르곤만을 가진다. 이러한 미소한 농도의 N2, O2 및 아르곤은 증류 장치(예를 들면, 도 1의 스트리핑 칼럼(53))를 이용하는 바와 같이 상기 CO2 액체 부분 스트림으로부터 제거된다. 도 1의 예시에 대해 선택적으로는, 스트리핑 섹션이 상기 플래시 분리기의 하부에 설치될 수 있다. 상기 스트리핑 칼럼을 활용하는 실시예들에 있어서, 리보일러(전술한 바와 같은 도 1의 구성 요소(52))가 상기 고압의 CO2 스트림(예를 들면, 도 1의 스트림(51))의 일부 또는 모두로부터 남아 있는 이용 가능한 열을 회수하도록 포함될 수 있다. 이러한 가열은 상기 순 액체 CO2 생성물(도 1의 스트림(54)) 내의 산소 농도를 감소시키기 위해 필요한 액체 대 증기 비율을 제공하도록 변화될 수 있다. 상기 순 CO2 스트림 내의 산소 농도는 약 25ppm 미만, 약 20ppm 미만, 또는 약 10ppm 미만이 될 수 있다.
다른 실시예들에 있어서, 상기 생성물 액체 CO2 스트림(54)은 고압으로 폄핑될 수 있고, CO2 파이프라인 내로의 전달을 위해 열교환기(10) 내(또는 다른 열교환기 내에서나 다른 수단에 의해)에서 가열될 수 있다. 상기 생성물 액체 CO2 스트림은 특히 약 100bar(10MPa) 내지 약 250bar(25MPa)의 압력까지 펌핑될 수 있다.
도 1을 다시 참조하면, 상기 스트리핑 칼럼(53)을 나가는 상부 생성물(63)은 원하는 경우에 밸브(64) 내에서와 같이 압력이 더 감소될 수 있으며, 이후에 CO2 스트림(33)과 결합될 수 있다. 상기 결합된 스트림들은, 예를 들면, 상기 투입 고압 CO2 스트림(24)과 결합될 수 있거나, 다른 CO2를 함유하는 스트림(도 2 참조)에 첨가될 수 있는 복귀 고압 CO2 스트림(21)을 제공하도록 압축기(compressor)(34) 내에서 압축될 수 있다.
저압의 액체 CO2 스트림을 형성하기 위한 상술한 실시예들은 상기 순 저압 CO2 스트림(예를 들면, 도 1의 스트림(35)) 내의 약 95질량% 또는 그 이상, 약 96질량% 또는 그 이상, 혹은 약 97질량% 또는 그 이상의 CO2가 상기 저압의 액체 CO2 스트림으로 제거될 수 있는 점에서 경제적 측면에서 바람직할 수 있다. 상술한 실시예들에 있어서, 약 1.5질량% 내지 약 2.5질량%의 상기 순 CO2 생성물이 결합된 N2, O2 및 아르곤 스트림(예를 들면, 도 1의 스트림(49))과 함께 대기로 배출될 수 있으며, 이에 따라 약 97.5% 내지 약 98.5%의 CO2 제거 효율이 제공될 수 있다. 상기 동작 유체로서 CO2를 사용하는 폐쇄 사이클 동력 시스템과 관련되어 수행되는 실시예들에 있어서, 상기 불활성 성분들의 제거가 이들의 분압과 농도를 가능한 한 낮게 유지하는 것이 바람직하게 때문에 상기 스트림(49)은 바람직하게는 상기 대기로 배출된다. 선택적으로, 상기 스트림(59)은 밸브(60) 내에서의 압력 감소에 이어서 상기 스트림(59)이 배출되기 전에 상기 스트림(62)을 냉각시키기 위한 추가 냉각을 제공하도록 상기 열교환기(10) 내의 일련의 통과들을 통해 보내질 수 있다.
투입 고압 CO2 스트림(24)의 활용은 상기 고압의 CO2 스트림에 대해 간접 냉각을 제공하는 특유한 능력을 제공한다. 앞서의 실시예들에 관하여 설명한 바와 같이, 상기 간접 냉각은 상기 고압의 CO2 스트림의 일부를 주위 온도 부근에서 나누고, 이후에 상기 고압의 CO2 스트림의 이러한 나누어진 부분을 약 -20℃ 또는 그 이하, 약 -30℃ 또는 그 이하, 혹은 약 -40℃ 또는 그 이하(예를 들면, 대략 -40℃ 내지 약 -55℃)의 온도까지 팽창시킴에 의해 제공될 수 있다. 이는 상기 고압의 CO2 스트림(24)의 압력을 약 20bar(2MPa) 이하, 약 10bar(1MPa) 이하, 또는 약 8bar(0.8MPa) 이하(예를 들면, 약 20bar(2MPa) 내지 약 5bar(0.5MPa) 또는 약 12bar(1.2MPa) 내지 약 5bar(0.5MPa), 특히 약 5.55bar(0.555MPa))까지 감소시킴에 의해 구현될 수 있다. 결과적인 액체 플러스 증기 스트림(예를 들면, 도 1의 스트림(56))은 이후에 벌크(bulk) 고압 CO2 스트림을 열교환기 내에서 간접적으로 냉각시키는 데 이용된다.
본 발명의 시스템들과 방법들은 그 개시 사항이 전체적으로 여기에 참조로 포함된 미국 특허 제8,596,075호에 개시된 시스템들과 같이 CO2 동작 유체를 활용하는 동력 생산 방법과 결합되어 사용될 때에 특히 이점이 있다. 특히, 이러한 프로세스는 고압의 재순환 CO2 스트림 및 상기 연료의 연소로부터 야기되는 연소 생성물들의 혼합물을 팽창시키는 고압/저압비 터빈을 이용할 수 있다. 임의의 화석 연료, 특히 탄소질 연료들이 사용될 수 있다. 바람직하게는, 상기 연료는 기체 연료이지만, 기체가 아닌 연료들이 반드시 배제되는 것은 아니다. 제한적이지 않은 예들은 천연 가스, 압축 가스들, 연료 가스들(예를 들면, H2, CO, CH4, H2S 및 NH3의 하나 또는 그 이상을 포함하는) 및 유사한 가연성 가스들을 포함한다. 고체 연료들-예를 들면, 석탄, 갈탄, 석유 코크스, 역청(bitumen) 및 유사한 것들도 필요한 시스템 요소들의 통합과 함께(부분 산화 연소기 또는 고체나 무거운 액체 연료들을 기체 형태로 전환시키는 가스화 장치(gasifier)의 사용과 함께와 같이) 사용될 수 있다. 액체 탄화수소 연료들도 사용될 수 있다. 순수한 산소는 상기 연소 프로세스에서 산화제로 사용될 수 있다. 고온의 터빈 배출은 상기 고압의 재순환 CO2 스트림을 부분적으로 예열하는 데 사용된다. 상기 재순환 CO2 스트림은 또한 여기서 더 설명하는 바와 같이 CO2 압축기의 압축 에너지로부터 유래되는 열을 이용하여 가열된다. 모든 연료와 황 화합물들, NO, NO2, CO2, H2O, Hg 및 유사한 것들과 같은 연소 유래 불순물들은 대기로의 방출 없이 폐기를 위해 분리될 수 있다. CO2 압축 트레인(compression train)이 포함되며, 최소한의 증가되는 동력 소모를 확보하는 고효율의 유닛들을 구비한다. 상기 CO2 압축 트레인은 특히 상기 연소기로 부분적으로 재순환될 수 있고, 상기 투입 고압 CO2 스트림으로서 상기 액체 CO2 생산 구성 요소들로 부분적으로 향할 수 있는 재순환 CO2 연료 압축기 흐름을 제공할 수 있다.
도 2는, 예를 들면 여기서 설명하는 바와 같은 최소 범위로 산소 함량을 갖는 저압의 액체의 형태로 일차 연료 내의 탄소로부터 유래되는 상기 순 CO2 생성물을 생성하기 위해 여기서 설명하는 바와 같은 요소들과 결합된 동력 생산 시스템을 예시한다. 이러한 시스템의 실시예는 도 2와 관련되는 실시예에서 설명한다.
전체 CO2 순 생성물 흐름의 크기는 사용되는 연료의 성질에 따라 변화될 수 있다. 천연 가스 연료를 활용하는 실시예들에 있어서, 상기 전체 CO2 순 생성물 흐름은 전체 재순환 CO2 연료 압축기 흐름의의 약 2.5% 내지 약 4.5%(예를 들면, 약 3.5%)가 될 수 있다. 통상적인 역청탄(예를 들면, 일리노이스(Illinois) No. 6)을 사용하는 실시예들에 있어서, 상기 전체 CO2 순 생성물 흐름은 상기 전체 재순환 CO2 연료 압축기 흐름의 약 5% 내지 약 7%(예를 들면, 약 6%)가 될 수 있다. 냉각을 위해 사용되는 재순환되는 CO2의 양은 상기 순 CO2 생성물 흐름의 약 15질량% 내지 약 35질량% 또는 약 20질량% 내지 약 30질량%(예를 들면, 약 25%)의 범위 이내가 될 수 있다.
일부 실시예들에 있어서, 액화 천연 가스(LNG)가그 개시 사항이 전체적으로 여기에 참조로 포함되는 미국 공개특허 제2013/0104525호에 기재된 바와 같은 방식으로 냉각 소스로 사용될 수 있다. 특정 실시예들에 있어서, 상기 LNG는 상기 CO2 터빈 배출의 응축 온도(예를 들면, 약 20bar(2MPa) 내지 약 40bar(4MPa)의 압력에서)에 근접하는 온도까지 가열될 수 있다. 상기 물 분리기를 나가는 상기 터빈 배출 흐름은 상기 고압의 LNG로부터 유래되는 냉각을 이용하여 액화되기 전에 약 -50℃ 아래의 이슬점까지 건조제 건조기 내에서 건조될 수 있으며, 이는 결국 가열된다. 상기 액체 CO2는 이제 다단 원심 펌프를 사용하여 약 200bar(20MPa) 내지 약 400bar(40MPa)의 압력까지 펌핑될 수 있다. 상기 고압의 천연 가스는 이들 압력들에서 CO2의 포화 온도에 대한 5℃ 접근을 이용하여 통상적으로 약 -23℃(약 20bar(2MPa)에서 이코노마이저(economizer) 열교환기를 나가는 터빈 배출을 위해) 내지 약 0℃(약 40bar(4MPa)에서 상기 이코노마이저 열교환기를 나가는 상기 터빈 배출을 위해)의 범위 이내의 온도에 있게 될 것이다. 이러한 냉각된 고압의 천연 가스는 약 6bar(0.6MPa) 내지 약 30bar(3MPa)의 압력 범위 내의 액체 CO2를 생성하도록 팽창되기 이전에 약 60bar(6MPa) 내지 약 400bar(40MPa)에서 상기 고압의 CO2를 미리 냉각시키는 데 이용될 수 있다. 이러한 냉각은 상기 액체 CO2 생성물의 요구되는 압력까지의 팽창에 따라 약 50질량% 내지 약 80질량%의 O2＋N2＋Ar을 함유하는 가스 부분을 가져오는 상기 냉각된 순 CO2 생성물의 온도를 부여하도록 상술한 바와 같이 고압의 CO2의 팽창으로부터 유래되는 추가적인 냉각에 의해 보충될 수 있다. 이러한 효과는 냉각을 위해 재순환되어야 하는 추가적인 CO2의 양을 상당히 감소시키는 것이다.
실시예
본 발명의 실시예들이 본 발명에서 개시되는 주제를 예시하도록 설시되고, 한정하는 것으로 간주되지는 않는 다음의 예를 통해 더 설명된다. 다음에는 도 2에 예시한 바와 같이 저압의 액체 CO2의 생산을 위한 결합된 동력 생산 시스템 및 방법의 실시예를 설명한다.
도 2에서 볼 수 있는 바와 같이, 약 40bar(4MPa)에서의 천연 가스 연료 스트림(42)(이러한 예에서는 순수한 메탄이다)이 압축된 천연 가스 연료 스트림(43)을 제공하도록 압축기(44) 내에서 약 320bar(32MPa)까지 압축되며, 이는 결국 예열된 산화제 스트림(38) 내에서 연소되는 연소 챔버(1)로 들어가고, 약 77질량%의 희석제 CO2와 혼합된 약 23질량%의 산소를 포함한다. 예시한 실시예에 있어서, 전체 산소 양은 화학량론적 연소를 위해 요구되는 경우보다 대략 1질량% 많은 산소를 함유한다. 상기 연소 생성물들은 약 304bar(30.4MPa) 및 약 707℃에서 가열된 재순환 CO2 스트림(37)에 의해 상기 챔버(1) 내에서 희석된다. 약 1153℃의 온도에서의 연소기 배출(combustor exit) 스트림(39)은 터빈(2) 유입구로 통과되고, 상기 터빈은 발전기(3) 및 주요 CO2 재순환 연소기(4)에 연결된다.
상기 연소기 배출 스트림(39)은 약 30bar(3MPa) 및 약 747℃에서의 터빈 배출 스트림(45)을 제공하도록 상기 터빈(2) 내에서 팽창되며, 이는 순차적으로 이코노마이저 열교환기(15)를 통과하고, 냉각된 터빈 배출 스트림(16)으로 나가도록 약 56℃까지 냉각된다. 상기 냉각된 터빈 배출 스트림(16)은 수냉식 냉각기(7) 내에서 냉각수로 주위 온도까지 더 냉각된다(도 2의 스트림(17)). 상기 냉각된 터빈 배출 스트림(17)은 액체의 물 스트림(18)이 기체 CO2 오버헤드(overhead) 스트림(19)으로부터 분리되는 분리기(6)를 통과하며, 그 자체가 분리된 흐름들(도 2의 스트림들(22, 20))로 나누어진다.
상기 기체 CO2 오버헤드 벌크 스트림(22)은 중간 냉각기(intercooler)(5)와 함께 동작하고 상기 주위 온도의 기체 CO2 오버헤드 벌크 스트림(22)(상기 터빈 배출 스트림(45)으로부터 유래되는)을 약 28.2bar(2.82MPa)의 압력으로부터 약 63.5bar(6.35MPa)까지 압축하는-즉, 압축된 CO2 스트림(23)-상기 CO2 재순환 압축기(4)로 들어간다.
상기 기체 CO2 오버헤드 부분 스트림(20)은 극저온 공기 분리 플랜트(14)에 의해 생성되는 99.5%의 O2 스트림(28)(약 28bar(2.8MPa)의 압력에 있다)을 희석시키는 데 사용된다. 결합된 스트림들(20, 28)은 저압의 산화제 스트림(26)을 형성하며, 중간 냉각기들(12)을 갖는 압축기(11) 내에서 약 320bar(32MPa)(스트림(27))까지 압축된다. 고압의 산화제 스트림(27)은 상기 이코노마이저 열교환기 내에서 가열되고 약 304bar(30.4MPa) 및 약 707℃에서 예열된 산화제 스트림(38)으로 나간다.
약 110℃에서의 제1 사이드-스트림(32)이 상기 가열 고압 재순환 CO2 흐름으로부터 취해지며, 상기 극저온 공기 분리 플랜트(14) 내의 공기 압축기들로부터 압축열을 제거하는 열전달 유체(스트림(30)으로 상기 사이드 열교환기로 들어가고 스트림(29)으로 나가는)를 통해 사이드 열교환기(13) 내에서 약 154℃(도 2의 스트림(31))까지 가열된다. 상기 공기 분리 플랜트(ASU)는 대기 공기 공급 피드(40) 및 대기로 배출되는 폐기 질소 배출 스트림(41)을 가진다.
약 400℃의 온도에서의 제2 사이드-스트림(61)이 상기 가열 고압 재순환 CO2 스트림으로부터 취해지고, 내부 냉각을 위해 상기 터빈(2) 내에서 사용된다.
약 63.5bar(6.35MPa) 및 약 51℃에서의 상기 압축된 CO2 스트림(23)은 약 820㎏/㎥의 밀도를 갖는 약 17.5℃에서의 스트림(47)을 제공하도록 냉각수를 통해 열교환기(46) 내에서 냉각되며, 약 305bar(30.5MPa)의 압력까지 다단 원심 펌프(8) 내에서 펌핑된다. 상기 펌프 배출 흐름은 두 부분들로 나누어진다.
상기 펌프 배출 흐름으로부터의 고압의 재순환 CO2 스트림(25)은 상기 이코노마이저 열교환기(15)를 통과하고, 상기 제1 사이드-스트림 및 상기 제2 사이드-스트림이 그로부터 취해지는 흐름으로 작용한다(전술한 바와 같이).
상기 펌프 배출 흐름으로부터의 스트림(24)은 상기 천연 가스 내의 탄소로부터 유래되는 상기 순 CO2 생성물 스트림을 포함한다. 스트림(24)은 바람직하게는 냉각에 사용되기 위해 CO2의 추가적인 함량을 포함할 수 있다. 상기 추가적인 CO2 함량은 상기 재순환 CO2의 약 50질량%까지, 약 40질량%까지, 또는 약 30질량%까지가 될 수 있다. 일부 실시예들에 있어서, 상기 추가적인 CO2 함량은 상기 재순환 CO2의 약 5질량% 내지 약 45질량%, 약 10질량% 내지 약 40질량%, 또는 약 15질량% 내지 약 35질량%가 될 수 있다.
상기 고압의 CO2 스트림(24)은 수냉식 냉각기(50) 내에서 주위 온도 부근까지 냉각되며, 두 부분들로 나누어진다. 고압의 CO2 부분 스트림(57)은 약 -45℃의 온도에서의 2상의 혼합물인 냉각 CO2 스트림(56)을 형성하도록 밸브(58) 내에서 약 8.2bar(0.82MPa)까지 압력이 감소된다. 상기 냉각 CO2 스트림(56)은 열교환기(10)를 통과하며, 여기서 증발되고 주위 온도 부근까지 가열되어 CO2 스트림(33)으로 나간다.
고압의 순 CO2 생성물 스트림(62)은 상기 열교환기(10) 내로 직접 통과되며, 여기서 약 -38℃의 온도까지 상기 냉각 CO2 스트림(56)을 통해 냉각되어 냉각된 고압의 순 CO2 생성물 스트림(51)으로 나간다. 이러한 스트림은 이후에 스트리핑 칼럼(53)의 베이스 내의 작은 리보일러(52)를 통과하여 스트림(55)으로 나간다. 이러한 스트림은 이후에 분리기(9)를 통과하는 2상의 순 CO2 생성물 스트림(35)을 형성하도록 밸브(48) 내에서 약 10bar(1MPa)까지 압력이 감소된다.
상기 분리기(9)의 상부를 떠나는 상기 오버헤드 증기 스트림(49)은 상기 2상의 순 CO2 생성물 스트림(35)의 흐름의 약 4질량%를 포괄하며, 약 30질량%의 CO2 및 약 70질량%의 O2 및 아르곤의 결합으로 형성된다. 상기 오버헤드 증기 스트림(49)은 밸브(60) 내에서 압력이 감소되고, 이후에 대기로 배출된다(도 2의 스트림(59)).
선택적으로, 스트림(59)은 열교환기(10) 내에서 추가 냉각을 제공하는 주위 온도 부근까지 가열될 수 있고, 이후에 배출 스트림 부력을 형성하도록 주위 온도 이상까지 더 가열될 수 있다.
약10bar(1MPa)의 압력에서 상기 분리기(9)를 떠나는 상기 액체 CO2 스트림(36)은 상기 2상의 순 CO2 생성물 스트림(35)의 흐름의 약 96질량%를 포함한다. 스트림(36)은 상기 스트리핑 칼럼(53)의 상부로 공급된다.
상기 스트리핑 칼럼(53)의 바닥을 나가는 것은 상기 저압의 액체 CO2 생성물 스트림(54)이며, 상기 동력 시스템에 공급되는 일차 연료 내의 탄소로부터 생성되는 상기 순 CO2를 포함한다. 예시한 실시예에 있어서, 스트림(54)은 10ppm 아래의 산소 함량을 가진다.
상기 스트리핑 칼럼(53)을 나가는 상부 생성물 스트림(63)은 밸브(64) 내에서 약 8bar(0.8MPa)까지 압력이 감소되고, CO2 스트림(33)에 첨가된다. 결합된 스트림들(33, 63)은 압축기(34) 내에서 약 28.5bar(2.85MPa)까지 압축된다. 상기 CO2 압축기(34) 내에서 압축된 배출 스트림(21)은 기체 CO2 오버헤드 벌크 스트림(22)과 혼합되며, 상기 CO2 압축기(4) 및 상기 펌프(8) 내에서 약 305bar(30.5MPa)까지 다시 압축된다.
상술한 예에 있어서, 특정 값들(예를 들면, 온도, 압력 및 상대적 비율들)이 본 발명의 예시적인 실시예의 동작 조건들을 예시하기 위해 제공된다. 이러한 값들은 본 발명을 제한하려는 의미는 아니며, 여기에 달리 기재되는 바와 같이 여기서 제공되는 전체적인 설명의 관점에서 다른 동작 실시예들을 구현하는 범위 내에서 변화될 수 있는 점이 이해될 것이다.
본 발명에서 개시되는 주제의 많은 변형들과 다른 실시예들이 이러한 주제가 앞서의 설명들 및 관련된 도면들에 제시되는 교시들의 이점을 가지는 것으로 해당 기술 분야의 숙련자에게 이해될 것이다. 이에 따라, 본 발명이 여기서 설명되는 특정 실시예들에 한정되는 것은 아니며, 변형들과 다른 실시예들도 첨부된 특허청구범위의 범주 내에 속하도록 의도되는 점이 이해될 것이다. 비록 특정 용어들이 여기에 채용되지만, 이들은 일반적이고 서술적인 의미로만 사용되며, 제한의 목적을 위해 사용되는 것은 아니다.

Claims (29)

  1. 저압의 액체 이산화탄소(CO2) 스트림(stream)의 생산을 위한 방법에 있어서,
    CO2를 포함하는 연소기 배출 스트림을 형성하도록 약 100bar(10MPa) 또는 그 이상의 압력 및 약 400℃ 또는 그 이상의 온도에서 재순환 CO2 스트림의 존재에서 연소기 내에서 탄소질 또는 탄화수소 연료를 산소로 연소시키는 단계;
    동력을 발생시키고, 약 50bar(5MPa) 또는 그 이하의 압력에서 CO2를 포함하는 터빈 배출 스트림을 형성하도록 터빈 내에서 상기 연소기 배출 스트림을 팽창시키는 단계;
    냉각된 터빈 배출 스트림을 형성하도록 제1 열교환기 내에서 상기 터빈 배출 스트림을 냉각시키는 단계;
    고압의 CO2 스트림을 형성하도록 약 100bar(10MPa) 또는 그 이상의 압력까지 상기 냉각된 터빈 배출 스트림으로부터 CO2를 펌핑하는 단계;
    상기 고압의 CO2 스트림을 벌크(bulk) 부분 및 냉각 부분으로 나누는 단계;
    상기 고압의 CO2 스트림의 냉각 부분을 약 -20℃ 또는 그 이하까지 그 온도를 감소시키도록 팽창시키는 단계;
    상기 고압의 CO2 스트림의 팽창된 냉각 부분에 대해 상기 고압의 CO2 스트림의 벌크 부분을 제2 열교환기로 통과시켜 약 5℃ 또는 그 이하의 온도까지 상기 고압의 CO2 스트림의 벌크 부분을 냉각시키는 단계; 및
    상기 저압의 액체 CO2 스트림을 형성하기 위해 상기 고압의 CO2 스트림의 냉각된 벌크 부분을 약 30bar(3MPa) 또는 그 이하이지만 CO2의 삼중점 압력보다는 큰 압력까지 팽창시키는 단계를 포함하는 것을 특징으로 하는 방법.
  2. 제 1 항에 있어서, 상기 연소기 배출 스트림은 약 200bar(20MPa) 내지 약 400bar(40MPa)의 압력에 있는 것을 특징으로 하는 방법.
  3. 제 3 항에 있어서, 상기 연소기 배출 스트림은 약 800℃ 내지 약 1,600℃의 온도에 있는 것을 특징으로 하는 방법.
  4. 제 1 항에 있어서, 상기 CO2를 포함하는 터빈 배출 스트림은 약 20bar(2MPa) 내지 약 40bar(4MPa)의 압력에 있는 것을 특징으로 하는 방법.
  5. 제 1 항에 있어서, 상기 터빈 배출 스트림은 상기 열교환기 내에서 약 80℃ 또는 그 이하의 온도까지 냉각되는 것을 특징으로 하는 방법.
  6. 제 5 항에 있어서, 상기 CO2를 포함하는 냉각된 터빈 배출 스트림을 적어도 물을 그로부터 제거하도록 하나 또는 그 이상의 분리기(separator)들로 통과시키는 단계를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 방법.
  7. 제 1 항에 있어서, 상기 산소 및 상기 재순환 CO2 스트림의 하나 또는 모두를 상기 터빈 배출 스트림에 대해 상기 열교환기 내에서 가열하는 단계를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 방법.
  8. 제 1 항에 있어서, 상기 고압의 CO2 스트림은 약 200bar(20MPa) 내지 약 400bar(40MPa)의 압력에 있는 것을 특징으로 하는 방법.
  9. 제 1 항에 있어서, 상기 고압의 CO2 스트림의 벌크 부분은 약 -55℃ 내지 약 0℃의 온도까지 냉각되는 것을 특징으로 하는 방법.
  10. 제 1 항에 있어서, 상기 고압의 CO2 스트림의 벌크 부분을 냉각시키는 단계 후 및 상기 고압의 CO2 스트림의 벌크 부분을 팽창시키는 단계 전에, 상기 고압의 CO2 스트림의 벌크 부분을 리보일러(reboiler)로 통과시키는 단계를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 방법.
  11. 제 10 항에 있어서, 상기 리보일러는 스트리핑 칼럼(stripping column) 내에 있는 것을 특징으로 하는 방법.
  12. 제 1 항에 있어서, 상기 저압의 액체 CO2 스트림을 증기 스트림을 그로부터 효과적으로 분리하도록 분리기로 통과시키는 단계를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 방법.
  13. 제 12 항에 있어서, 상기 증기 스트림은 상기 분리기를 통과한 상기 저압의 액체 CO2 스트림의 약 8질량%까지를 포함하는 것을 특징으로 하는 방법.
  14. 제 12 항에 있어서, 상기 증기 스트림은 약 1질량% 내지 약 75질량%의 CO2와 N2, O2 및 아르곤의 하나 또는 그 이상의 약 25질량% 내지 약 99질량%를 포함하는 것을 특징으로 하는 방법.
  15. 제 12 항에 있어서, 나머지 저압의 액체 CO2 스트림을 스트리핑 칼럼 내로 통과시키는 단계를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 방법.
  16. 제 15 항에 있어서, 상기 스트리핑 칼럼을 떠나는 상기 저압의 액체 CO2 스트림은 약 25ppm 미만의 산소 함량을 가지는 것을 특징으로 하는 방법.
  17. 제 15 항에 있어서, 상기 저압의 액체 CO2 스트림을 적어도 약 100bar(10MPa)의 압력까지 펌핑하는 단계를 포함하는 것을 특징으로 하는 방법.
  18. 제 17 항에 있어서, 상기 펌핑된 액체 CO2 스트림을 CO2 파이프라인으로 전송하는 단계를 포함하는 것을 특징으로 하는 방법.
  19. 제 1 항에 있어서, 상기 스트리핑 칼럼으로부터의 오버헤드(overhead) 증기를 상기 제2 열교환기를 떠나는 상기 고압의 CO2 스트림의 냉각 부분과 혼합하는 단계를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 방법.
  20. 제 19 항에 있어서, 상기 혼합물을 상기 냉각된 터빈 배출 스트림에 첨가하는 단계를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 방법.
  21. 저압의 액체 이산화탄소(CO2) 스트림의 생산을 위해 구성되는 시스템에 있어서,
    고압의 CO2 스트림을 제1 부분 및 제2 부분으로 나누기 위해 구성되는 스플리터(splitter);
    상기 고압의 CO2 스트림의 제1 부분을 팽창시키고 냉각시키기 위해 구성되는 제1 팽창기(expander);
    상기 팽창기를 떠나는 상기 고압의 CO2 스트림의 냉각된 제1 부분에 대해 상기 고압의 CO2 스트림의 제2 부분을 냉각시키기 위해 구성되는 열교환기; 및
    상기 저압의 액체 CO2 스트림을 형성하기 위하여 상기 고압의 CO2 스트림의 냉각된 제2 부분을 팽창시키기 위해 구성되는 제2 팽창기를 포함하는 것을 특징으로 하는 시스템.
  22. 제 21 항에 있어서, 상기 제1 팽창기는 상기 고압의 CO2 스트림의 제1 부분을 약 -20℃ 또는 그 이하의 온도까지 냉각시키기 위해 구성되는 것을 특징으로 하는 시스템.
  23. 제 21 항에 있어서, 상기 열교환기는 상기 고압의 CO2 스트림의 제2 부분을 약 5℃ 또는 그 이하의 온도까지 냉각시키기 위해 구성되는 것을 특징으로 하는 시스템.
  24. 제 21 항에 있어서, 상기 제2 팽창기는 상기 고압의 CO2 스트림의 냉각된 제2 부분을 약 30bar(3MPa) 또는 그 이하이지만 상기 CO2의 삼중점 압력보다 큰 압력까지 팽창시키도록 구성되는 것을 특징으로 하는 시스템.
  25. 제 21 항에 있어서, 결합된 스트리핑 칼럼 및 리보일러를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 시스템.
  26. 제 25 항에 있어서, 상기 스트리핑 칼럼은 상기 제2 팽창기로부터 다운스트림(downstream)으로 일렬로 있고, 상기 리보일러는 상기 열교환기로부터 다운스트림 및 상기 제2 팽창기로부터 업스트림(upstream)으로 일렬로 있는 것을 특징으로 하는 시스템.
  27. 제 26 항에 있어서, 상기 제2 팽창기로부터 다운스트림 및 상기 스트리핑 칼럼으로부터 업스트림으로 위치하는 액체/증기 분리기를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 시스템.
  28. 제 21 항에 있어서, 상기 열교환기로부터 상기 고압의 CO2 스트림의 제1 부분을 수용하기 위해 구성되는 압축기를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 시스템.
  29. 제 21 항에 있어서,
    CO2를 포함하는 연소기 배출 스트림을 형성하도록 약 100bar(10MPa) 또는 그 이상의 압력 및 약 400℃ 또는 그 이상의 온도에서 재순환 CO2 스트림의 존재에서 연소기 내에서 탄소질 또는 탄화수소 연료를 산소와 연소시키기 위해 구성되는 상기 연소기;
    동력을 발생시키고, CO2를 포함하는 터빈 배출 스트림을 형성하도록 상기 연소기 배출 스트림을 팽창시키기 위해 구성되는 터빈;
    상기 터빈 배출 스트림을 냉각시키기 위해 구성되는 다른 열교환기; 및
    상기 고압의 CO2 스트림을 형성하도록 상기 냉각된 터빈 배출 스트림으로부터 CO2를 펌핑하기 위해 구성되는 펌프를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 시스템.
KR1020227032193A 2014-09-09 2015-09-03 동력 생산 시스템 및 방법으로부터 저압의 액체 이산화탄소의 생산 KR102625300B1 (ko)

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201462047744P 2014-09-09 2014-09-09
US62/047,744 2014-09-09
KR1020177009480A KR102445857B1 (ko) 2014-09-09 2015-09-03 동력 생산 시스템 및 방법으로부터 저압의 액체 이산화탄소의 생산
PCT/US2015/048340 WO2016040108A1 (en) 2014-09-09 2015-09-03 Production of low pressure liquid carbon dioxide from a power production system and method

Related Parent Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020177009480A Division KR102445857B1 (ko) 2014-09-09 2015-09-03 동력 생산 시스템 및 방법으로부터 저압의 액체 이산화탄소의 생산

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20220132038A true KR20220132038A (ko) 2022-09-29
KR102625300B1 KR102625300B1 (ko) 2024-01-15

Family

ID=54249568

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020227032193A KR102625300B1 (ko) 2014-09-09 2015-09-03 동력 생산 시스템 및 방법으로부터 저압의 액체 이산화탄소의 생산
KR1020177009480A KR102445857B1 (ko) 2014-09-09 2015-09-03 동력 생산 시스템 및 방법으로부터 저압의 액체 이산화탄소의 생산

Family Applications After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020177009480A KR102445857B1 (ko) 2014-09-09 2015-09-03 동력 생산 시스템 및 방법으로부터 저압의 액체 이산화탄소의 생산

Country Status (15)

Country Link
US (1) US10047673B2 (ko)
EP (2) EP3204331B1 (ko)
JP (2) JP6629843B2 (ko)
KR (2) KR102625300B1 (ko)
CN (2) CN111005779A (ko)
AU (2) AU2015315557B2 (ko)
BR (1) BR112017004492A2 (ko)
CA (1) CA2960195C (ko)
EA (2) EA035969B1 (ko)
ES (2) ES2904874T3 (ko)
MX (1) MX2017003202A (ko)
MY (1) MY176626A (ko)
PL (2) PL3204331T3 (ko)
WO (1) WO2016040108A1 (ko)
ZA (1) ZA201701662B (ko)

Families Citing this family (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AU2016315932B2 (en) * 2015-09-01 2020-04-09 8 Rivers Capital, Llc Systems and methods for power production using nested CO2 cycles
US10239381B2 (en) * 2017-01-23 2019-03-26 TSI Products, Inc. Vehicle roof fan
ES2960368T3 (es) 2017-08-28 2024-03-04 8 Rivers Capital Llc Optimización de calor de baja calidad de ciclos de energía recuperativa de CO2 supercrítico
EP3759322B9 (en) * 2018-03-02 2024-02-14 8 Rivers Capital, LLC Systems and methods for power production using a carbon dioxide working fluid
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

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2013124802A (ja) * 2011-12-14 2013-06-24 Panasonic Corp 冷凍サイクル装置
JP2013174402A (ja) * 2012-02-27 2013-09-05 Panasonic Corp 冷凍装置

Family Cites Families (168)

* 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
GB2196016B (en) 1986-08-29 1991-05-15 Humphreys & Glasgow Ltd Clean electric power generation process
US4999995A (en) 1986-08-29 1991-03-19 Enserch International Investments Ltd. Clean electric power generation apparatus
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
EP0828929B1 (en) 1994-08-25 2004-09-22 Clean Energy Systems, Inc. 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
DE59811106D1 (de) 1998-02-25 2004-05-06 Alstom Technology Ltd Baden 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
DK0953748T3 (da) 1998-04-28 2004-06-07 Alstom Switzerland Ltd Kraftværksanlæg med en CO2-proces
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
US6622470B2 (en) 2000-05-12 2003-09-23 Clean Energy Systems, Inc. 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
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
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
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
EP1521719A4 (en) 2001-12-03 2008-01-23 Clean Energy Systems Inc CARBON AND SYNGAS FUEL ENERGY GENERATION SYSTEMS WITHOUT 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
US6802178B2 (en) 2002-09-12 2004-10-12 The Boeing Company Fluid injection and injection method
US6775987B2 (en) 2002-09-12 2004-08-17 The Boeing Company Low-emission, staged-combustion power generation
EP1540144A1 (en) 2002-09-17 2005-06-15 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
DK1576266T3 (en) 2002-11-15 2014-12-01 Clean Energy Systems Inc Low pollutant energy generation system with air separation using an ion transfer membrane
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
US7021063B2 (en) 2003-03-10 2006-04-04 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
CA2540583A1 (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
WO2005100754A2 (en) 2004-04-16 2005-10-27 Clean Energy Systems, Inc. Zero emissions closed rankine cycle power system
EP2278223A1 (en) 2004-05-19 2011-01-26 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
US20090130660A1 (en) 2004-12-13 2009-05-21 Malek Faham Single Nucelotide Polymorphism (SNP)
US7547423B2 (en) 2005-03-16 2009-06-16 Pratt & Whitney Rocketdyne Compact high efficiency gasifier
JP2008534862A (ja) 2005-04-05 2008-08-28 サーガス・エーエス 低ｃｏ２火力発電プラント
US7717046B2 (en) 2005-04-29 2010-05-18 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. High pressure dry coal slurry extrusion pump
US8196848B2 (en) 2005-04-29 2012-06-12 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Gasifier injector
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
US7814975B2 (en) 2007-09-18 2010-10-19 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
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
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
CN102232167B (zh) * 2008-10-01 2013-08-14 开利公司 跨临界制冷循环中的液体蒸气分离
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
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
KR101648054B1 (ko) 2009-02-26 2016-08-12 팔머 랩스, 엘엘씨 고온 및 고압에서 연료를 연소하는 장치 및 방법, 이에 관련된 시스템 및 장비
JP5145461B2 (ja) 2009-06-09 2013-02-20 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
EP2526046B1 (en) * 2010-01-21 2017-04-19 BP Alternative Energy International Limited Separation of carbon dioxide from a synthesis gas
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
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
US20120067054A1 (en) 2010-09-21 2012-03-22 Palmer Labs, Llc High efficiency power production methods, assemblies, and systems
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
JP6104926B2 (ja) 2011-11-02 2017-03-29 ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー 発電システムおよび対応する方法
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
BR112014019522B1 (pt) 2012-02-11 2020-04-07 8 Rivers Capital Llc processo para produção de energia, e sistema para oxidação parcial (pox) e sistema para produção de energia (pps) combinados
KR101242949B1 (ko) 2012-05-24 2013-03-12 한국가스공사 이산화탄소 재액화 공정

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2013124802A (ja) * 2011-12-14 2013-06-24 Panasonic Corp 冷凍サイクル装置
JP2013174402A (ja) * 2012-02-27 2013-09-05 Panasonic Corp 冷凍装置

Also Published As

Publication number Publication date
KR102625300B1 (ko) 2024-01-15
BR112017004492A2 (pt) 2017-12-05
WO2016040108A1 (en) 2016-03-17
US10047673B2 (en) 2018-08-14
CN111005779A (zh) 2020-04-14
EA033135B1 (ru) 2019-08-30
MX2017003202A (es) 2017-06-06
ZA201701662B (en) 2019-08-28
EP3204331B1 (en) 2018-08-15
AU2020202340A1 (en) 2020-04-23
JP2017533371A (ja) 2017-11-09
EA201790553A1 (ru) 2017-08-31
EP3438049A1 (en) 2019-02-06
CA2960195A1 (en) 2016-03-17
PL3204331T3 (pl) 2019-03-29
KR20170058959A (ko) 2017-05-29
CN107108233B (zh) 2019-12-20
JP6923629B2 (ja) 2021-08-25
EP3204331A1 (en) 2017-08-16
AU2015315557A1 (en) 2017-03-23
ES2904874T3 (es) 2022-04-06
ES2688804T3 (es) 2018-11-07
AU2015315557B2 (en) 2020-01-02
CA2960195C (en) 2023-04-25
MY176626A (en) 2020-08-19
EA035969B1 (ru) 2020-09-08
EA201991138A1 (ru) 2019-09-30
US20160069262A1 (en) 2016-03-10
KR102445857B1 (ko) 2022-09-22
JP6629843B2 (ja) 2020-01-15
CN107108233A (zh) 2017-08-29
EP3438049B1 (en) 2021-11-03
JP2020073797A (ja) 2020-05-14
PL3438049T3 (pl) 2022-05-02

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR102445857B1 (ko) 동력 생산 시스템 및 방법으로부터 저압의 액체 이산화탄소의 생산
JP5984192B2 (ja) 天然ガスの液化プロセス
US11231224B2 (en) Production of low pressure liquid carbon dioxide from a power production system and method
JP2017533371A5 (ko)
KR101462290B1 (ko) 액화 천연가스(lng)의 생산 시스템 및 생산 방법
KR20140104953A (ko) 전력 생산 시스템 및 상응하는 방법
JP2008509374A (ja) 天然ガス液化方法
EP2850375A2 (en) Process and apparatus for the separation of carbon dioxide and hydrogen
WO2012114118A1 (en) Process and apparatus for purification of carbon dioxide
GB2489396A (en) Carbon dioxide purification
GB2490301A (en) Carbon dioxide purification
US20130000352A1 (en) Air separation unit and systems incorporating the same

Legal Events

Date Code Title Description
A107 Divisional application of patent
A201 Request for examination
E902 Notification of reason for refusal
E701 Decision to grant or registration of patent right
GRNT Written decision to grant