NO328964B1 - Fremgangsmate for oksygenforbrenning som tillater fangst av all produsert karbondioksid - Google Patents
Fremgangsmate for oksygenforbrenning som tillater fangst av all produsert karbondioksid Download PDFInfo
- Publication number
- NO328964B1 NO328964B1 NO20081535A NO20081535A NO328964B1 NO 328964 B1 NO328964 B1 NO 328964B1 NO 20081535 A NO20081535 A NO 20081535A NO 20081535 A NO20081535 A NO 20081535A NO 328964 B1 NO328964 B1 NO 328964B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- flue gases
- compressed
- compression
- pump
- stream
- Prior art date
Links
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 90
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 56
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 title claims abstract description 34
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 22
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 title claims abstract description 22
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 22
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 title claims abstract description 10
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims abstract description 37
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims abstract description 37
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 27
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 19
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 6
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 claims description 49
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 20
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 20
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 10
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 5
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 3
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims description 2
- 239000003517 fume Substances 0.000 abstract 5
- 230000004907 flux Effects 0.000 abstract 3
- 239000003570 air Substances 0.000 description 11
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 11
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 4
- 238000009841 combustion method Methods 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N Nitric oxide Chemical compound O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 3
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 3
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 3
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 3
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 3
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 208000005156 Dehydration Diseases 0.000 description 2
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 2
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 2
- TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N disulfur monoxide Inorganic materials O=S=S TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 230000009919 sequestration Effects 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 238000000629 steam reforming Methods 0.000 description 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 2
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 1
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 238000010410 dusting Methods 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000003779 heat-resistant material Substances 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 1
- 238000011017 operating method Methods 0.000 description 1
- 239000002006 petroleum coke Substances 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000007634 remodeling Methods 0.000 description 1
- 238000012163 sequencing technique Methods 0.000 description 1
- 238000004513 sizing Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N sulfur monoxide Chemical compound S=O XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004448 titration Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/002—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
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D31/00—Pumping liquids and elastic fluids at the same time
-
- 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
- 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
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2257/00—Components to be removed
- B01D2257/50—Carbon oxides
- B01D2257/504—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
- 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
- F23L2900/07001—Injecting synthetic air, i.e. a combustion supporting mixture made of pure oxygen and an inert gas, e.g. nitrogen or recycled fumes
-
- 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
- F23L2900/07007—Special arrangements for supplying or treating air or oxidant for combustion; Injecting inert gas, water or steam into the combustion chamber using specific ranges of oxygen percentage
-
- 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)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Carbon And Carbon Compounds (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Respiratory Apparatuses And Protective Means (AREA)
Abstract
Oppfinnelsen angår en fremgangsmåte for oksyforbrenning med fangst av produsert CO2. Blanderen (M) forsyner kammeret (CC) med en blanding av oksygen fra enhet (O) og resirkulerte røykgasser fra oppbevaringsbeholderen (SG). Kammeret (CC) tilføres et oksidasjonsmiddel fra blanderen (M) og med brennstoff som strømmer inn gjennom strøm (8). Alle forbrenningsrøykgassene sendes til vannkondensasjonsenheten (CT), deretter tilført inn i oppbevaringsbeholderen (SG). Del av røykgassene inneholdende all CO2 produsert ved forbrenning komprimeres til omtrent 60 bar, deretter avkjølt og delvis flytendegjort til omtrent 15oC i flytendegjøringsenheten (L1), og oppbevart i beholderen (SM). Ifølge oppfinnelsen blir delvis flytendegjort CO2 komprimert ved hjelp av en flerfasepumpe for deretter å bli tømt ut gjennom en strøm 16 og oppbevart i et undergrunnsreservoar.
Description
Oppfinnelsens felt
Foreliggende oppfinnelse relaterer seg til en fremgangsmåte for å fremstille energi fra fossilt brennstoff med fangst av karbondioksid med en betraktning av dets sekvestrasjon.
Forbrenningen av fossil olje, naturgass eller kullressurser produserer til gjengjeld karbondioksid som så akkumuleres i atmosfæren. Karbondioksid er nå hoveddrivhuseffektgassen. Den forhindrer infrarød stråling fra solen fra å slippe ut tilbake til verdensrommet, og på denne måten bidrar til å varme opp jordens overflate i et forhold som kan være mye mer signifikant enn det som tidligere har blitt observert gjennom geologiske tider.
Siden det ikke synes mulig i nærmeste fremtid å greie seg uten fossilt brennstoff i tilbudsøkonomier blir et stort antall handlinger vurdert eller startet opp for å forsøke å redusere mengden av CO2 frigitt til atmosfæren eller for å minke effekten derav.
Formålet med foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe en forbrenningsmetode som tillater fangst av CO2 for på denne måten å injisere dette inn i egnede geologiske sjikt (gamle olje- eller gassforekomster, tette saltholdige akviferformasjoner, kullgruver,...).
Bakgrunn for oppfinnelsen
Dokument FR-2 872 566 omfatter en forbrenningsmetode som særlig tillater å utføre en total flytendegjøring av karbondioksid fanget ved
omgivelsestemperatur. Total flytendegjøring av CO2 krever begrensning av andelen av inerte forbindelser tilstede i produsert CO2.1 denne fremgangsmåten avhenger det maksimale forholdet av fanget CO2 på andelen av inerte gasser tilstede i forbrenningsrøykgassene. For på best måte å begrense mengden av inert gass i røykgassene slik at effektiviteten av CCVfangsten ikke straffes, må denne fremgangsmåten fortrinnsvis fungere med forbrenningskammer som konstant holdes under et lite overtrykk i forhold til utsiden. Dette fungerer også fortrinnsvis med en oksygenproduksjonsenhet som kan tilveiebringe mer enn 98 % ren oksygen.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en oksyforbrenningsfremgangsmåte med C02-fangst hvor andelen av inerte komponenter i CO2 ikke er begrenset. Ifølge oppfinnelsen er det ikke nødvendig med total flytendegjøring av CO2 før dets transport: C02-transport utføres etter multifasekompresjon som tillater å behandle C02-strømmen omfattende en signifikant andel av inerte forbindelser.
Sammendrag av oppfinnelsen
I generelle ordelag relaterer foreliggende oppfinnelse seg til en forbrenningsfremgangsmåte med karbondioksidfangst hvori minst de følgende trinnene utføres: a) blanding av oksygenanriket strøm med en karbondioksidanriket strøm slik at dette danner en blanding,
b) forbrenning av et brennstoff med nevnte blanding,
c) behandling av forbrenningsrøykgassene for å kondensere vann og føre
med seg svovelforbindelsene,
d) delvis flytendegjøring av minst en andel av de behandlede røykgassene som tilveiebringes i trinn c), ved kompresjon til et trykk som strekker seg mellom
40 og 70 bar absolutt og ved avkjøling til en temperatur over 0°C, slik at det tilveiebringes delvis flytendegjorte røykgasser inneholdende minst 8 volum% væske, og e) kompresjon ved hjelp av minst én flerfasepumpe de delvis flytendegjorte røykgassene tilveiebrakt i trinn d) slik at det tilveiebringes en komprimert strøm.
Ifølge oppfinnelsen kan en del av de behandlede røygassene tilveiebrakt i trinn c) anvendes ved blanding med en oksygenanriket strøm i trinn a). I trinn d) kan delvis flytendegjøring av de behandlede røykgasser oppnås ved hjelp av minst én kompresjon av røykgassene til et trykk i området mellom 50 og 70 bar og ved avkjøling av de komprimerte røykgassene til en temperatur i området mellom 0°C og 40°C.
Ifølge oppfinnelsen kan de følgende operasjoner også utføres:
- ekspansjon av en del av den komprimerte strømmen tilveiebrakt i trinn e), da - resirkulering av nevnte del av strømmen ved tilsetning av den nevnte delen av den ekspanderte strømmen til de delvis flytendegjorte røykgassene tilveiebrakt i trinn c), før kompresjon ved hjelp av flerfasepumpen.
Videre kan den nevnte andelen av den komprimerte strømmen bli avkjølt ved varmeveksling før ekspansjon.
Ifølge foreliggende oppfinnelse kan de komprimerte røykgassene bli injisert inn i undergrunnsreservoarer. De komprimerte røykgassene tilveiebrakt i trinn e) kan bli transportert til, videre injisert og sekvestrert inn i et undergrunnsreservoar. Alternativt kan de komprimerte røykgassene tilveiebrakt i trinn e) bli transportert til, deretter injisert inn i et undergrunns hydrokarbonreservoar for å forbedre gjenvinning av hydrokarboner.
Flerfasepumpen kan være en spiralaksial sentrifugalpumpe omfattende minst et kompresjonselement montert på en enakslet og hvis geometri er egnet for pumpeblandinger av en gassfase og minst én væskefase. Mer nøyaktig kan flerfasepumpen omfatte minst et kompresjonselement egnet for pumping av blandinger av gassfase og minst én væskefase, forbundet med minst et kompresjonselement konvensjonelt anvendt for pumping eller kompresjon av fluider bestående av en enkelt fase.
Hovedfordelen ved fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse er å tillate fangst av all produsert CO2 ved forbedring, dvs. en C02-fangsteffektivitet på 100%.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen tillater å bringe CO2 produsert ved oksyforbrenningsanlegget til dets lagringssted, uavhengig av dets renhet og spesielt innholdet av inert, blant annet nitrogen, argon og oksygen.
Foreliggende oppfinnelse kan imidlertid også tilveiebringe andre fordeler i relasjon til fremgangsmåten beskrevet i dokument FR-2 872 566:
- øke den generelle energieffektiviteten til C02-behandlingsanlegget,
- minke de totale investeringskostnadene,
- minke driftskostnadene,
- minke industrielle og miljørisikoer.
Kort beskrivelse av figurene
Andre trekk og fordeler ved oppfinnelsen vil fremgå klart når man leser beskrivelsen heretter, med referanse til ledsagende figurer hvori: Fig. 1 skjematisk viser et forbrenningsanlegg med fangst av røykgasser,
Fig. 2 viser i detalj flytendegjøring av røykgassene.
Detaljert beskrivelse
Forbrenningsanlegget vist i fig. 1 kan anvendes i ulike industrier. F.eks. kan forbrenningsanlegget være et damp- og elektrisitetsproduserende anlegg, et raffineri eller et petrokjemisk varmeelement. Anlegget kan f.eks. være en dampreformeringsovn som tillater en hydrogenproduksjonsprosess med CO2-fangst og lagring. Forbrenningsanlegget kan også være en sementfabrikktørkeovn og en oksygenmasovn anvendt særlig i stålindustrien.
I fig. 1 blir luft tilført gjennom strøm 1 inn i en oksygenproduksjonsenhet O. Nitrogen strømmer ut fra enhet O gjennom strøm 2 og kan strømme ut i atmosfæren ved en temperatur nær omgivelsestemperaturen. Det er også mulig å oppnå termisk integrasjon med enhet O med C02-flytendegjørende enheten L1: kulden (frigories) som gjenvinnes ved nitrogenuttømmingskretsen kan anvendes ved partiell flytendegjøring av CO2. Enhet O produserer generelt 95 volum% ren oksygen.
Oksygen som produseres ved enhet O sendes gjennom strøm 3 inn i gass/gassblander M for å blandes med CO2 som strømmer gjennom strøm 4. Imidlertid tillater blander M rekonstruksjon av et oksidasjonsmiddel ekvivalent til luft ved fortynning av oksygen fra enhet O.
Blandingen av oksygen og CO2 strømmer ut fra blander M gjennom strøm 5.
Alternativt kan oksygenproduksjonsenheten O og blander M bli kombinert til en enkel innretning. Innretningen kan være en membranseparator hvori oksygen blir separert fra luft gjennom en membran. Luften sirkulerer på den ene siden av membranen, den andre siden hvor oksygen migrerer er i kontakt med sirkulerende gassformig CO2. Oksygen blir deretter inkorporert direkte inn i anvendt CO2 som spylegass.
Forbrenningskammer CC blir supplert med oksidasjonsmiddel gjennom strøm 6 og brennstoff gjennom strøm 8.
Brennstoffet er et brennstoff av fossil opprinnelse. F.eks. er det mulig å anvende naturgass, flytende brennstoff, kull, petrolkoks, eller en blanding av disse fossile brennstoffene.
Strømningshastighetene til brennstoffet og oksidasjonsmidlet som sirkulerer i strømmene 6 og 8 er kontrollert og justert til å utføre forbrenning ved oksygenoverskudd.
Under standard driftsbetingelser ved forbrenningsanlegget er ventil V2 stengt og oksidasjonsmidlet som strømmer gjennom strøm 6 er blandingen av oksygen og av CO2 produsert ved blander M. Når ventil V2 åpnes forsynes forbrenningskammer CC med luft som strømmer gjennom strøm 7, som tillates å returnere til en forbrenning i luft (under air) i tilfelle problemer med oksygenproduksjonsenheten O eller med utjevning og transportering av CO2 til undergrunnslagringsanlegget.
Forbrenningskammeret CC består av en metallisk kledning kantet med et varmebestandig materiale. Videre omfatter forbrenningskammeret én eller flere brennere, så vel som rør hvor fluidet som skal oppvarmes sirkuleres. Dette fluidet kan være kjelvann som er konvertert til damp (tilfelle med en dampgenerator og/eller med en elektrisk generator), en blanding av hydrokarboner i tilfelle med en raffineriformvarmer, en blander av hydrokarboner og en damp i tilfelle ved en dampreformeringsovn.
Røkgassene produsert ved forbrenning utført i kammer CC kan i enhet T bli utsatt for avstøving og svovel og/eller nitrogenoksidfjerningsbehandling. For avstøving er det foretrukket å anvende elektrostatiske filtre. Noen behandlinger kan utføres i forbrenningskammeret CC. F.eks. hvis et brennstoff med høyt svovelinnhold anvendes, tillater injisering av kalk i kammer CC en første reduksjon av svoveloksidinnholdet, generelt etterfulgt av et andre avsvovlingstrinn utført på røykgassene som forlater forbrenningskammeret.
Røykgassene føres så ut gjennom strøm 9 og ekstraktor E1.
Banen som da røykgassene følger bestemmes av ventiler eller spjeld V5 og V6, dvs. hjelpemidler som tillater kontroll av røykgasstrømningshastigheten i strømmene.
Når spjeld V6 er stengt og spjeld V5 er åpen, frigjøres røykgassene til atmosfæren gjennom pipen C. Denne driftsmetoden er foretrukket når forbrenningen utføres i luft, især ved anleggsstopp eller oppstartingstrinnene, eller i tilfelle med forlengede problemer med oksygenproduksjonsenheten O eller med enheten tiltenkt for behandling og transportering av CO2 til dets oppbevaringsanlegg.
Når spjeld V6 er åpent og spjeld V5 er stengt, tilføres røykgassene inn i vannkondensasjonsenheten CT. Enheten CT avkjøler røykgassene. Det kondenserte vannet medbringer også svovelforbindelsene og støv som kanskje ikke har blitt fjernet i behandlingsenheten T. Kondensatet med vann og svovelforbindelser tømmes ut gjennom strøm 10 til en vann- og svovelforbindelsesbehandlingsenhet.
De avsvovlede røykgassene "freed" av kondensert vann lagres i beholderen
SG.
Deler av røykgassene som oppbevares i tank SG trekkes ut via strøm 11 og veksler E2, deretter resirkulert gjennom strøm 4 til blander M, som tillater at et oksidasjonsmiddel rekonstrueres. En annen del av røykgassene som er oppbevart i beholder SG tilføres gjennom strøm 12 og delvis flytende i flytendegjøringsenheten L1. Under stabiliserte driftsbetingelser tilsvarer strømningshastigheten til C02 som kommer inn i enhet L1 strømningshastigheten til CO2 fremstilt ved forbrenning. Delvis flytendegjøring utføres ved hjelp av en rekke komprimerings- og avkjølingstrinn.
Mellom to kompresjonstrinn har CO2 gjennomgått avkjøling mellom temperaturen oppnådd ved slutten av kompresjonen og temperaturen nær omgivelsestemperaturen. Avkjøling kan oppnås ved varmeveksling med luft, vann eller ethvert annet kjølemiddel. Spesielt kan avkjøling utføres ved bruk av "the frigories" tilveiebrakt ved ekspansjon av nitrogen i strøm 2 fremstilt i enhet O. Ved flytendegjøring av C02, kan vannet oppsamlet under de suksessive avkjølingstrinnene etter hvert kompresjonstrinn tømmes ut gjennom strøm 13.
Avslutningsvis er CO2 under høyt trykk (mellom 40 bar, muligens 50 bar og dets kritiske punkt, fortrinnsvis mellom 50 bar og 70 bar absolutt) og ved lav temperatur (over 0°C, foretrukket mellom 0°C og 40°C, foretrukket 10°C). På grunn av tilstedeværelsen av inerter, er det ikke mulig å fullstendig flytendegjøre gassfasen. En renhet på minst 95 volum% CO2 vil være nødvendig for å ha bare en væskefase, mens derimot oksyforbrenningsanlegg generelt fremstiller en CO2 med en maksimal renhet på 90 volum%. I dette tilfellet som vist i en rekke eksempler heretter, blir to faser tilveiebrakt etter separasjon: - en gassfase inneholdende praktisk talt alle inertene og deler av CO2 (40-60 volum%),
- en væskefase inneholdende det resterende CO2.
Den delvis flytendegjorte CO2 i enhet L1 og inertene blir tilført gjennom strøm 14 inn i lagringsbeholderen SM. Blandingen i beholderen SM er ved et trykk i området mellom 40 bar og 70 bar og ved en temperatur over 0°C. Ifølge oppfinnelsen må enhet L1 fremstille en strøm i strøm 14 omfattende minst 8 volum% væske for å forsikre seg om jevn betjening av flerfasepumpen PP som krever en minimumsmengde av væske ved innløpet.
Denne blandingen som oppbevares i lagringsbeholderen SM kan være påtenkt for sekvestrasjon i et undergrunnsreservoar, f.eks. i gamle olje- og gassreservoarer, i lufttette saltholdige akviferformasjoner eller i kullgruver. Det kan også injiseres inn i et utarmet hydrokarbon-, olje- eller gassreservoar med hensikt for å fremme gjenvinning. Blandingen tømmes ut fra beholderen SM gjennom strømmen 15, deretter transportert etter multifasekompresjon til reservoaret, f.eks. ved sirkulering gjennom strøm 16.
I foreliggende oppfinnelse blir den tilveiebrakte tofaseblandingen komprimert ved hjelp av minst én flerfasepumpe PP. Flere pumper anbrakt i parallell eller i serie kan også anvendes. Ved å bruke en flerfasepumpe kan en
tofaseblanding behandles. Dette sparer avkjøling av røykgassene til en veldig lav temperatur (under 0°C) før flerfasekompresjon. dette er fordelaktig med hensyn til energiforbruk og installasjonskostnader. Videre kan alle forbrenningsrøykgassene, dvs. CO2 og inerte forbindelser, bli behandlet uten at dette krever en separasjonsoperasjon for å frigjøre en inert anriket røykgassandel.
Flerfasepump(er) anvendt er fortrinnsvis flerfasepumper av spiral-aksial sentrifugaltype som tar hensyn til røykgasstrykket, temperatur og volumstrømningshastighetsbetingelsene som man generelt møter i industrielle oksyforbrenningsanlegg, men andre typer av flerfasepumper kan anvendes uten å avvike fra omfanget av oppfinnelsen, slik som f.eks. "multiscrew positive-displacement multiphase pumps".
Flerfasepumper av spiral-aksiell sentrifugaltypen består av ett eller flere kompresjonstrinn festet til en enkelt aksel og hvis geometri er egnet for pumping av blandinger av gassfase og minst én væskefase. Geometrien til slike elemenetr er beskrevet i dokument FR-2 665 224 eller i dokument GB-2 287 288, denne listen er ikke-begrensende og nevnt heri bare som et eksempel på mulige utførelsesformer for flerfasepumpen.
Flerfasepumpen kan også bestå av én eller flere flerfasetrinn etterfulgt av ett eller flere ikke-spiral-aksielltrinn, slik som radielle eller semiradielle geometritrinn som vanligvis anvendes i sentrifugalpumper for enfasevæsker. Dokument FR-2 748 532 beskriver en slik kombinasjon som er spesielt fordelaktig for foreliggende fremgangsmåte når trykket må økes over verdien hvor blandingene består bare av én eller flere væskefaser eller av én kompakt fase.
CO2 kan bli komprimert til dets injeksjonstrykk inn i undergrunnsreservoaret hvor det vil bli fanget. Generelt strekker injeksjonstrykket seg mellom 80 og 300 bar, foretrukket mellom 100 og 120 bar. For å vite trykket ved utløpsenden av flerfasepumpen, må det tas hensyn til de statiske høydene og trykkfallet i transportstrømmene og i brønnene som i det nummeriske eksemplet nedenfor.
Fordelaktig kan en C02-resirkuleringssløyfe ordnes rundt flerfasepumpen
PP.
Deler av CCvstrømmen under trykk som leveres av pumpen PP avkjøles i varmeveksler E3, f.eks. til en temperatur som strekker seg mellom 0°C og 40°C. Fortrinnsvis blir andelen av C02-strømmen under trykk avkjølt ved varmeveksling med et omgivende fluid, luft eller vann f.eks. Denne avkjølte strømmen blir så ekspandert i ekspansjonsanordningen T til et trykk nær inntakstrykket til pumpen PP, som strekker seg mellom 40 bar og 70 bar f.eks. Den ekspanderte strømmen resirkuleres til pumpeinnløpet mens den blandes med den delvis flytendegjorte CO2 som sirkulerer i strøm 15.
Ekspansjonsinnretningen T1 kan være en ekspansjonsventil eller en tofase ekspansjonsturbin. Hvis en turbin anvendes kan ekspansjonsenergien bli gjenvunnet for å drive pumpen PP, f.eks. ved å montere turbin T1 og pumpe PP på den samme akselen.
C02-resirkuleringssløyfen rundt flerfasepumpen PP har på den ene siden fordelen av beskytte pumpen PP fra å drive ustabilt på grunn av en utilstrekkelig strømningshastighet. På den andre siden, ved å senke temperaturen til strømmen ved pumpeinnløpet PP, tillater denne sløyfen å øke væske/gassandelen ved pumpeinnløpet, og ytelsen til pumpen PP blir derfor forbedret.
Under standard eller stabiliserte driftsbetingelser leverer blander M kammer CC med en blanding av oksygen fra enhet O og med CO2 fra lagringstanken SG. Kammer CC blir tilført et oksidasjonsmiddel fra blander M og med brennstoff som strømmer gjennom strøm 8. Alle forbrenningsrøykgassene sendes til behandlings T og vannkondensasjon CT enhetene, og deretter tilført inn i lagringstanken SG. Deler av CO2 som oppbevares i tank SG tilføres inn i blanderen M. En annen del av CO2 som oppbevares i tank SG blir delvis flytendegjort i flytendegjøringsenheten L1, deretter lagret i tank SM, komprimert i blandet fase og til slutt tømt ut gjennom strøm 15 for å oppbevares i et undergrunnsreservoar.
Fig. 2 viser i detalj trinnene for delvis flytendegjøring av forbrenningsrøykgassene. Referansenumrene i fig. 2 er identiske til referansenumrene i fig. 1 og angir de samme elementene.
Flytendegjøring av røykgassene utføres ved hjelp av flere etterfølgende komprimeringer i de ulike trinnene K1, K2, K3 og K4 av en kompressor og ved kjøling i varmevekslerne E11, E12, E13 og E14. Etter komprimering i ett av trinnene K1 til K3, avkjøles røykgassene ved varmeveksling, generelt med vann, i E1-E3 for å oppnå en temperatur under 50°C, generelt omkring 40°C. Avkjøling forårsaker kondensasjon av vann som samles opp på bunnen av tankene B1-B3. Gassen på toppen av B1-B3 blir sendt til det neste komprimeringstrinnet.
Røykgassene som slippes ut på toppen av tanken B3 kan utsettes for en dehydreringsbehandling i enhet DH. F.eks. så anvender DH en glykolbehandling.
Vannstrømmene som samles opp ved bunnen av tankene B1-B3 og muligens fra DH tømmes ut gjennom strøm 13.
Avgassene som slipper ut på toppen av tank B3 og muligens behandlet i DH blir komprimert i kompresjonstrinn K4, og deretter sendt via strøm 14 til beholderen SM.
Ifølge foreliggende oppfinnelse blir kompresjonsforholdet av K1-K4 og avkjølingstemperaturen til E22 bestemt for å tilveiebringe en delvis flytendegjort strøm i strøm 14 omfattende minst 8 % væske. Videre, for å spare anvendelsen av energikrevende avkjølingssykluser, blir røykgassene avkjølt med varmevekslerne i E11, E12, E13 og E22 med et omgivende fluid, vann eller luft f.eks. til en temperatur over 0°C, foretrukket i området mellom 0°C og 40°C.
Foreliggende oppfinnelse tillater således fangst og sekvenstrering av all CO2 fra forbrenningskammer CC.
Forbrenningsanlegget ifølge oppfinnelsen kan implementeres ved anvendelse av et forbrenningskammer og en allerede eksisterende pipe, denne virksomheten vanligvis referert til som ombygging (revamping), tillater gjenbruk av eksisterende anlegg som er kostbare å investere i i CCVfangstsammenheng. Denne type drift er mulig med fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen siden den ikke krever trykksetting av forbrenningskammeret CC.
De ulike fordelene ved foreliggende oppfinnelse vil klart komme frem når man leser de nummeriske eksemplene i det etterfølgende som viser anvendelsen av innretningen beskrevet i forbindelse med fig. 4, med en flytendegjøringsenhet som beskrevet i fig. 2.
I anvendelseseksemplet betrakter vi tilfellet med en 540-MW nett oksykoker som produserer 470 tonn/time CO2 blandet med urenheter og inerte gasser i følgende masseandeler:
Gassen komprimeres opptil 50 bar gjennom fire kompresjonstrinn K1-K4, med mellomliggende avkjøling i E11-E13 til en omgivende temperatur, foretrukket mellom 0°C og 40°C. Tabellen heretter gir nødvendig kraft ved de ulike kompresjonstrinnene K1-K4:
Ved utløpet av K4, blir gassblandingen delvis flyendegjort ved avkjøling til 6°C slik at man tilveiebringer 9,8 volum% væske.
I dette eksemplet er flerfasepumpen utformet for å heve trykket til blandingen fra 50 bar til 100 bar. Foretrukket blir vannfasen H20 fjernet fra blandingen før komprimering, ved hjelp av en dehydreringsenhet DH oppstrøms fra flerfasepumpen.
En enkel spiral-aksielltype flerfasepumpe kan være egnet for å tilveiebringe denne trykkøkningen når man tar i betraktning det totale utbyttet. Denne pumpen består av 10 kompresjonstrinn anbrakt i serier på en enkel aksel og omfattende en roterende del festet til akselen i rotasjon, referert til som en rotor, og en stasjonær del referert til som en stator, som regulerer strømmen. For denne anvendelsen førte fordimensjoneringsberegningene til pumpen til en utvendig diameter på rotoren på 460 mm og til en rotasjonshastighet for rotoren på 3600 rpm. Flerfasepumpen er fremstilt av to serier av kompresjonselementer, en første serie av fire suksessive elementer foregående en andre serie av 6 elementer. Geometrien til hvert kompresjonselement er identisk innen den samme serien. Valg av to atskilte serier av elementer i pumpen har til hensikt å justere geometrien til kompresjonselementene til karakteristikken til strømmen gjennom pumpen for på denne måten å optimalisere den hydrauliske ytelsen til maskinen for anvendelsen betraktet. I denne pumpen er det ikke nødvendig å anvende alle elementene av ulik geometri for hvert kompresjonstrinn som med aksielle kompressorer eller turbiner.
Den nødvendige drivkrafen på akselen til denne pumpen er omtrent 5100
KW.
For dette eksemplet er utviklingen av de termodynamiske karakteristikkene av blandingen komprimert gjennom denne pumpen vist i tabellen under:
NS: ikke signifikant, det kompakte faseområdet nås.
Dette eksemplet viser at komprimering i den blandede fase tillater tilveiebringelsen av det ønskede injeksjonstrykknivået (100 bar her) for den totale strømningshastigheten avforbrenningsrestene fra en 450 MW oksykoker, dvs. omtrent 516 tonn/t. Denne strømningshastigheten kan bli behandlet ved anvendelse av en enkel titrinns flerfasepumpe, som krever en drivkraft som er mindre enn eller lik kraften som vanligvis forbrukes ved en tilsvarende behandling for flytendegjøring av CO2, gass/væskeseparasjon og pumpeenhet.
Ved behandling av all C02 og inerte strømmer tillater fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen også å gjøre dette uten et gass/væskeseparasjonsutstyr.
Claims (10)
1. Fremgangsmåte for forbrenning med karbondioksidfangst hvori minst de følgende trinn utføres: a) blanding av en oksygenanriket strøm med en karbondioksidanriket strøm for dannelsen av en blanding, b) forbrenning av et brennstoff med nevnte blanding, c) behandling av forbrenningsrøykgassene for kondensering av vann og medbringelse av svovelforbindelsene, d) delvis flytendegjøring av minst en del av de behandlede røykgassene tilveiebrakt i trinn c), ved komprimering til et trykk i området mellom 40 og 70 bar absolutt og ved avkjøling til en temperatur over 0°C, for tilveiebringelsen av delvis flytendegjorte røykgasser inneholdende minst 8 volum% væske, og e) komprimering ved hjelp av minst én flerfasepumpe av den delvis flytendegjorte røykgassen tilveiebrakt i trinn d) for å oppnå en komprimert strøm.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori del av de behandlede røykgassene tilveiebrakt i trinn c) anvendes for blanding med oksygenanriket strøm i trinn a).
3- Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 1 og 2, hvori i trinn d), delvis flytendegjøring av de behandlede røykgassene oppnås ved hjelp av minst én røykgasskompresjon til et trykk i området mellom 50 og 70 bar og ved avkjøling av de komprimerte røykgassene til en temperatur i området mellom 0°C og 40°C.
4. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 1-3, hvori de følgende trinnene utføres: - ekspansjon av del av den komprimerte strømmen tilveiebrakt i trinn e), deretter - resirkulering nevnte strømdel ved tilsetning av nevnte ekspanderte strømdel til de delvis flytendegjorte røykgassene tilveiebrakt i trinn c), før komprimering ved hjelp av flerfasepumpen.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 4, hvori nevnte komprimerte strømdel avkjøles ved varmeveksling forut for ekspansjon.
6. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 1-5, hvori de komprimerte røykgassene injiseres inn i et undergrunnsreservoar.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6, hvori de komprimerte røykgassene tilveiebrakt i trinn e) føres til, deretter injisert og sekvenstrert i et undergrunnsreservoar.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 6, hvori de komprimerte røykgassene tilveiebrakt i trinn e) føres til, deretter injiseres inn i et undergrunns hydrokarbonreservoar for å forbedre hydrokarbongjenvinning.
9. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, hvori flerfasepumpen er en spiral-aksiell sentrifugalpumpe omfattende minst ett kompresjonselement feste på en enkel aksel og hvis geometri er egnet for pumpeblandinger av gassfase og minst én væskefase.
10. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 1-9, hvori flerfasepumpen omfatter minst ett kompresjonselement egnet for pumpeblandiger av en gassfase og minst én væskefase, forent med minst ett kompresjonselement konvensjonelt anvendt for pumping eller komprimering av fluider bestående av en enkel fase.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR0510100A FR2891609B1 (fr) | 2005-10-04 | 2005-10-04 | Procede d'oxy-combustion permettant la capture de la totalite du dioxyde de carbone produit. |
PCT/FR2006/002294 WO2007039687A1 (fr) | 2005-10-04 | 2006-10-04 | Procede d’oxy-combustion permettant la capture de la totalite du dioxyde de carbone produit |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20081535L NO20081535L (no) | 2008-06-30 |
NO328964B1 true NO328964B1 (no) | 2010-06-28 |
Family
ID=36674869
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20081535A NO328964B1 (no) | 2005-10-04 | 2008-03-31 | Fremgangsmate for oksygenforbrenning som tillater fangst av all produsert karbondioksid |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7931735B2 (no) |
EP (1) | EP1941208B1 (no) |
CN (1) | CN101283220B (no) |
AT (1) | ATE418045T1 (no) |
AU (1) | AU2006298565A1 (no) |
DE (1) | DE602006004372D1 (no) |
DK (1) | DK1941208T3 (no) |
FR (1) | FR2891609B1 (no) |
NO (1) | NO328964B1 (no) |
WO (1) | WO2007039687A1 (no) |
Families Citing this family (24)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2924203B1 (fr) * | 2007-11-26 | 2010-04-02 | Air Liquide | Adaptation d'une centrale a oxycombustion a la disponibilite de l'energie et a la quantite de co2 a capturer |
EP2078828A1 (en) * | 2008-01-11 | 2009-07-15 | ALSTOM Technology Ltd | Power plant with CO2 capture and compression |
FR2929686A1 (fr) * | 2008-04-07 | 2009-10-09 | Air Liquide | Appareil et procede d'oxycombustion avec capture co2. |
US8636500B2 (en) * | 2008-09-26 | 2014-01-28 | Air Products And Chemicals, Inc. | Transient operation of oxy/fuel combustion system |
US8308836B2 (en) * | 2009-04-20 | 2012-11-13 | Southern Company | Continuous coarse ash depressurization system |
FR2945034B1 (fr) | 2009-04-29 | 2012-06-08 | Inst Francais Du Petrole | Procede integre de production d'energie et/ou de gaz de synthese par production d'oxygene in situ, combustion et gazeification en boucle chimique |
FR2945036B1 (fr) | 2009-04-29 | 2011-07-15 | Inst Francais Du Petrole | Oxydes mixtes fer-manganese pour la production d'oxygene a haute temperature |
FR2953821B1 (fr) | 2009-12-11 | 2013-01-25 | Inst Francais Du Petrole | Materiaux pour la separation a haute temperature de l'oxygene, notamment oxydes de manganese a structure lamellaire, et procede pour produire de l'oxygene a partir de tels materiaux |
IT1398142B1 (it) * | 2010-02-17 | 2013-02-14 | Nuovo Pignone Spa | Sistema singolo con compressore e pompa integrati e metodo. |
WO2012159194A1 (en) * | 2011-05-24 | 2012-11-29 | Her Majesty The Queen In Right Of Canada As Represented By The Minister Of Natural Resources | High pressure oxy-fuel combustion system (hiprox) bottoming cycle |
FR2977089A1 (fr) * | 2011-06-17 | 2012-12-28 | Laurent Jean Serge Zibell | Stockage et restitution de masse d'electricite sous forme chimique comprenant des etapes d'electrolyse, de methanisation et d'oxycombustion. |
EP2703717B1 (en) * | 2012-09-03 | 2016-05-18 | Alstom Technology Ltd | Method of operating an oxy-fuel boiler system |
ES2604155T3 (es) * | 2012-10-17 | 2017-03-03 | General Electric Technology Gmbh | Sistema de caldera de oxicombustible con captura de CO2 y un método de operación de la misma |
EP2724766A1 (en) * | 2012-10-26 | 2014-04-30 | Alstom Technology Ltd | A method of treating a carbon dioxide rich flue gas and a flue gas treatment system |
AU2013248180B2 (en) * | 2012-10-31 | 2015-11-05 | Alstom Technology Ltd | An oxy-fuel boiler system and its operation |
US11202987B2 (en) * | 2018-10-18 | 2021-12-21 | Honeywell International Inc. | Multi-stage compression and component removal |
WO2021001673A1 (en) | 2019-07-02 | 2021-01-07 | Total Se | Hydrocarbon extraction using solar energy |
IT201900013281A1 (it) * | 2019-07-30 | 2021-01-30 | Leonardo Spa | Procedimento per l’ottenimento di anidride carbonica dai fumi di combustione delle caldaie |
US11292600B2 (en) | 2019-08-26 | 2022-04-05 | Honeywell International Inc. | Aircraft cabin contaminant removal using liquid sorbent |
NO347320B1 (en) * | 2021-11-23 | 2023-09-18 | Aker Carbon Capture Norway As | Plant and Method of Controlling an Industrial Plant having a Flue Gas Processing System |
FR3130637A1 (fr) * | 2021-12-21 | 2023-06-23 | L'air Liquide Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude | Procédé de traitement d’une fumée contenant du dioxyde de carbone |
FR3137164B1 (fr) | 2022-06-24 | 2024-07-19 | Ifp Energies Now | Système et procédé de compression de dioxyde de carbone avec compression polyphasique et pompe supercritique |
WO2024030043A1 (ru) * | 2022-08-04 | 2024-02-08 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Центр Разработки Низкоуглеродных Технологий" | Способ горения углеводородного топлива |
WO2024054127A1 (ru) * | 2022-09-09 | 2024-03-14 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Центр Разработки Низкоуглеродных Технологий" | Регенерация катализатора и улавливание углерода для транспортировки и хранения |
Family Cites Families (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4344486A (en) * | 1981-02-27 | 1982-08-17 | Standard Oil Company (Indiana) | Method for enhanced oil recovery |
FR2665224B1 (fr) | 1990-07-27 | 1992-11-13 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif de pompage ou de compression polyphasique et son utilisation. |
US5562405A (en) | 1994-03-10 | 1996-10-08 | Weir Pumps Limited | Multistage axial flow pumps and compressors |
DE19531842A1 (de) * | 1995-08-29 | 1997-04-30 | Messer Griesheim Gmbh | Verfahren zur Verringerung von Rauchgas bei Verbrennungsprozessen |
FR2748532B1 (fr) | 1996-05-07 | 1999-07-16 | Inst Francais Du Petrole | Systeme de pompage polyphasique et centrifuge |
US6401633B2 (en) * | 1998-04-06 | 2002-06-11 | Minergy Corporation | Closed cycle waste combustion |
DE59813439D1 (de) * | 1998-06-08 | 2006-05-11 | Pierrette Wild-Vaucher | Verfahren zur Entfernung von CO2 aus Verbrennungsabgasen, Konversion in CH4 und Speicherung ausserhalb der Erdatmosphäre |
FR2788815B1 (fr) * | 1999-01-26 | 2005-11-18 | Inst Francais Du Petrole | Systeme comportant une unite de compression monophasique associee a une unite de compression polyphasique |
FR2808223B1 (fr) * | 2000-04-27 | 2002-11-22 | Inst Francais Du Petrole | Procede de purification d'un effluent contenant du gaz carbonique et des hydrocarbures par combustion |
FR2820052B1 (fr) * | 2001-01-30 | 2003-11-28 | Armines Ass Pour La Rech Et Le | Procede d'extraction du dioxyde de carbone par anti-sublimation en vue de son stockage |
US6505567B1 (en) * | 2001-11-26 | 2003-01-14 | Alstom (Switzerland) Ltd | Oxygen fired circulating fluidized bed steam generator |
FR2872566B1 (fr) | 2004-06-30 | 2007-01-12 | Inst Francais Du Petrole | Procede d'oxy-combustion avec liquefication du dioxyde de carbone produit |
-
2005
- 2005-10-04 FR FR0510100A patent/FR2891609B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
2006
- 2006-10-04 EP EP06820195A patent/EP1941208B1/fr not_active Not-in-force
- 2006-10-04 DK DK06820195T patent/DK1941208T3/da active
- 2006-10-04 CN CN2006800369698A patent/CN101283220B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-04 WO PCT/FR2006/002294 patent/WO2007039687A1/fr active Application Filing
- 2006-10-04 AU AU2006298565A patent/AU2006298565A1/en not_active Abandoned
- 2006-10-04 AT AT06820195T patent/ATE418045T1/de not_active IP Right Cessation
- 2006-10-04 DE DE602006004372T patent/DE602006004372D1/de active Active
- 2006-10-04 US US12/089,248 patent/US7931735B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2008
- 2008-03-31 NO NO20081535A patent/NO328964B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP1941208B1 (fr) | 2008-12-17 |
US7931735B2 (en) | 2011-04-26 |
FR2891609A1 (fr) | 2007-04-06 |
EP1941208A1 (fr) | 2008-07-09 |
CN101283220B (zh) | 2010-05-26 |
FR2891609B1 (fr) | 2007-11-23 |
NO20081535L (no) | 2008-06-30 |
ATE418045T1 (de) | 2009-01-15 |
WO2007039687A1 (fr) | 2007-04-12 |
AU2006298565A1 (en) | 2007-04-12 |
CN101283220A (zh) | 2008-10-08 |
DE602006004372D1 (de) | 2009-01-29 |
US20090075219A1 (en) | 2009-03-19 |
DK1941208T3 (da) | 2009-04-14 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO328964B1 (no) | Fremgangsmate for oksygenforbrenning som tillater fangst av all produsert karbondioksid | |
Hosseinipour et al. | Comparison of the biogas upgrading methods as a transportation fuel | |
RU2315186C2 (ru) | Тепловая электростанция с малым выделением загрязняющих веществ | |
US10968725B2 (en) | Method of extracting coal bed methane using carbon dioxide | |
US20050040081A1 (en) | Heavy oil treating method and heavy oil treating system | |
JP6858193B2 (ja) | 燃料電池を使用する加圧及び加熱された流体の生成 | |
NO321817B1 (no) | Renseanlegg for varmekraftverk | |
EA026048B1 (ru) | Система и способ улавливания диоксида углерода в комбинированной турбине с низким уровнем выбросов | |
EA030641B1 (ru) | Система и способ генерации энергии | |
US11549433B2 (en) | Control schemes for thermal management of power production systems and methods | |
EP0032096A2 (fr) | Procédé de production d'ammoniac et du gaz de synthèse correspondant | |
NO332159B1 (no) | Fremgangsmate og anlegg for energieffektiv oppfanging og utskillelse av CO2 fra en gassfase | |
NO333144B1 (no) | Fremgangsmåte og regenerator for regenerering av absorbent som har absorbert CO2 | |
US9593883B2 (en) | Module for treatment of carbon dioxide and treatment method thereof | |
GB2434330A (en) | Removal of CO2 from flue gas | |
CN102325571B (zh) | 从流体中除去可冷凝组分的方法 | |
NO20140605A1 (no) | Termisk kraftanlegg uten CO2-utslipp | |
NO328975B1 (no) | Gasskraftverk med CO2-rensing | |
NO311453B1 (no) | Fremgangsmåte og innretning for energiutvikling | |
CN102052101A (zh) | 用于改进igcc发电设施的性能的系统和方法 | |
CN104812454A (zh) | 用于优化从流体除去可凝结组分的方法 | |
US20140238236A1 (en) | Cogeneration system concept for co2 recovery plant | |
CA2265312A1 (en) | Method for converting the energy of compressed gas into useful work and gas turbine (combined cycle) power plant for implementing the method | |
Graville et al. | CO 2 recovery using the sure process | |
NO319626B1 (no) | Fremgangsmåte for separasjon av karbondioksid (CO<N>2</N>) fra gasskrafteksos i fjellsjaktanlegg |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |