NO333145B1 - Varmeintegrering i et CO2-fangstanlegg - Google Patents

Varmeintegrering i et CO2-fangstanlegg Download PDF

Info

Publication number
NO333145B1
NO333145B1 NO20101517A NO20101517A NO333145B1 NO 333145 B1 NO333145 B1 NO 333145B1 NO 20101517 A NO20101517 A NO 20101517A NO 20101517 A NO20101517 A NO 20101517A NO 333145 B1 NO333145 B1 NO 333145B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
absorbent
steam
pipe
exhaust gas
absorber
Prior art date
Application number
NO20101517A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20101517A1 (no
Inventor
Tor Christensen
Hermann De Meyer
Original Assignee
Sargas As
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Sargas As filed Critical Sargas As
Priority to NO20101517A priority Critical patent/NO333145B1/no
Priority to KR1020100115155A priority patent/KR101914439B1/ko
Priority to JP2013535355A priority patent/JP5964842B2/ja
Priority to US13/881,979 priority patent/US8887510B2/en
Priority to RU2013124398/02A priority patent/RU2575519C2/ru
Priority to EP11771118.4A priority patent/EP2643559B1/en
Priority to CA2816412A priority patent/CA2816412C/en
Priority to PCT/EP2011/068055 priority patent/WO2012055715A2/en
Priority to LTEP11771118.4T priority patent/LT2643559T/lt
Priority to AU2011322820A priority patent/AU2011322820B2/en
Priority to ES11771118.4T priority patent/ES2661688T3/es
Priority to PL11771118T priority patent/PL2643559T3/pl
Priority to CN201180061636.1A priority patent/CN103270253B/zh
Priority to NO11771118A priority patent/NO2643559T3/no
Publication of NO20101517A1 publication Critical patent/NO20101517A1/no
Publication of NO333145B1 publication Critical patent/NO333145B1/no
Priority to HK13111189.3A priority patent/HK1183925A1/zh

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—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 absorption
    • B01D53/1418—Recovery of products
    • 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
    • B01D53/14—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 absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1475—Removing 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
    • B01D53/14—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 absorption
    • 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
    • B01D53/14—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 absorption
    • B01D53/1406—Multiple stage absorption
    • 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
    • B01D53/14—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 absorption
    • B01D53/1412—Controlling the absorption process
    • 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
    • B01D53/14—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 absorption
    • B01D53/1425—Regeneration of liquid absorbents
    • 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
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K13/00—General layout or general methods of operation of complete plants
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • 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
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01N—GAS-FLOW SILENCERS OR EXHAUST APPARATUS FOR MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; GAS-FLOW SILENCERS OR EXHAUST APPARATUS FOR INTERNAL COMBUSTION ENGINES
    • F01N3/00—Exhaust or silencing apparatus having means for purifying, rendering innocuous, or otherwise treating exhaust
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B1/00—Methods of steam generation characterised by form of heating method
    • F22B1/02—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers
    • F22B1/18—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers the heat carrier being a hot gas, e.g. waste gas such as exhaust gas of internal-combustion engines
    • F22B1/1807—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers the heat carrier being a hot gas, e.g. waste gas such as exhaust gas of internal-combustion engines using the exhaust gases of combustion engines
    • F22B1/1815—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers the heat carrier being a hot gas, e.g. waste gas such as exhaust gas of internal-combustion engines using the exhaust gases of combustion engines using the exhaust gases of gas-turbines
    • 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
    • F23J15/022—Arrangements of devices for treating smoke or fumes of purifiers, e.g. for removing noxious material for removing solid particulate material from the gasflow
    • F23J15/027—Arrangements of devices for treating smoke or fumes of purifiers, e.g. for removing noxious material for removing solid particulate material from the gasflow using cyclone separators
    • 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
    • F23J15/04—Arrangements of devices for treating smoke or fumes of purifiers, e.g. for removing noxious material using washing fluids
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2251/00—Reactants
    • B01D2251/30—Alkali metal compounds
    • B01D2251/306—Alkali metal compounds of potassium
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2251/00—Reactants
    • B01D2251/60—Inorganic bases or salts
    • B01D2251/606—Carbonates
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/40—Nitrogen compounds
    • B01D2257/404—Nitrogen oxides other than dinitrogen oxide
    • 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
    • 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
    • Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
    • Y02A50/00—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE in human health protection, e.g. against extreme weather
    • Y02A50/20—Air quality improvement or preservation, e.g. vehicle emission control or emission reduction by using catalytic converters
    • 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

Abstract

Et kraftanlegg for forbrenning av karbonholdig brensel med C0-fangst, omfattende et trykksatt virvelsjiktforbrenningskammer (2), varmerør (8, 8') for avkjøling av forbrenningsgassen i forbrenningskammeret, en direktekontaktkjøler (15) og introduksjon av den avkjølte eksosgassen inn i en C0-absorber (19) hvor et eksosrør for mager eksosgass (20) er forbundet til toppen av absorberen (19) for uttak av mager eksos fra absorberen (20), og et rik-absorbent rør (30) er forbundet til bunnen av absorberen (19) for uttak av rik absorbent og introduksjon av den rike absorbenten til en strippekolonne (32) for regenerering av absorbenten for å gi en mager absorbent og en C0-strøm som blir videre behandlet for å gi ren C0. Videre er et vannresirkuleringsrør (16) er forbundet til bunnen av direktekontaktkjøleren (15) for uttak av benyttet kjølevann og forbundet til toppen av direktekontaktkjøleren for reintroduksjon av kjølevann til toppen av direktekontaktkjøleren (15), hvori en varmeveksler (17) forbundet til vannresirkuleringsrør (70, 70') for henholdsvis levering og uttak av kjølevann til varmeveksleren er anordnet i resirkuleringsrørert (16) for kjøling av det sirkulerende direktekontaktkjølevannet i rør (16).

Description

Teknisk felt
Foreliggende oppfinnelse angår feltet C02-fangst fra CO2inneholdende gasser, slik som eksosgasser fra forbrenning av karbonholdig brensel. Mer spesifikt angår foreliggende oppfinnelse forbedringer ved CO2fangst for reduksjon av energibehovet for et anlegg for CO2fangst.
Bakgrunn
Frigivingen av CO2fra forbrenning av karbonholdig brensel, og mer spesifikt fossile brensler, er av stor bekymring på grunn av drivhuseffekten til CO2i atmosfæren. En tilnærming for å oppnå reduksjon av C02-utslipp fra eksosgasser fra forbrenning av karbonholdig brensel er C02-fangst og sikker deponering av den fanget CO2. Det har blitt foreslått et flertall løsninger for CO2-fangst det siste tiåret eller så.
De foreslåtte teknologier for C02-fangst kan bli del i tre hovedgrupper:
1. CO2absorpsjon - hvor CO2blir reversibelt absorbert fra eksosgassen for å gi en CO2fattig eksosgass og hvor absorbenten blir regenerert for å gi CO2som blir behandlet videre og deponert. 2. Brenselomdanning- hvor hydrokarbonbrensel blir konvertert (reformer) til hydrogen og CO2. CO2blir separert fra hydrogen og deponert sikkert, mens hydrogenet blir benyttet som brensel. 3. Oxyfuel - hvor karbonholdig brensel blir forbrent i nærvær av oksygen som er blitt separert fra luft. Erstatning av luft med oksygen gir en eksosgass som hovedsaklig omfatter CO2og damp som kan bli separert ved avkjøling og flashing.
WO 2004/001301 A (SARGAS AS) 31.12.2003 , beskriver et anlegg hvor karbonholdig brensel blir forbrent under forhøyet trykk, hvor forbrenningsgassene blir avkjølt inni forbrenningskammeret ved generering av damp i damprør i forbrenningskammeret og hvor CO2blir separert fra forbrenningsgassen ved absorpsjon / desorpsjon for å gi en arm forbrenningsgass og CO2for deponering, og hvor den arme forbrenningsgassen deretter blir avspent over en gassturbin.
WO 2006/107209 A (SARGAS AS) 12.10.2006 beskriver et kulllfyrt virvelsjikt forbrenningsanlegg som omfatter forbedringer i brenselinjeksjonen og forbehandling av eksosgassen.
Forbrenning av det karbonholdige brenselet under forhøyet trykk og avkjøling av forbrenningsgassene fra forbrenningskammeret reduserer volum til eksosgassen i forhold til tilsvarende mengder av avfallsgass ved atmosfærisk trykk. I tillegg muliggjør forhøyet trykk og avkjølingen av forbrenningsprosessen en hovedsaklig støkiometrisk forbrenning. En hovedsakelig støkiometrisk forbrenning gir et rest-oksygeninnhold på < 5 volum %, slik som < 4 volum % eller 3 volum %, reduserer massestrømmen av luft som er nødvendig for en spesifisert kraftproduksjon. Det forhøyede trykket i kombinasjon med den reduserte massestrømmen av luft resulterer i en betydelig reduksjon av totalvolumet av eksosgass som skal behandles. I tillegg resulterer dette i betydelig økning i konsentrasjonen og partialtrykket til CO2i avgassen, noe som sterkt forenkler apparatet og reduserer energien som er nødvendig for å fange CO2.
Alle fremgangsmåter og prosesser for C02-fangst er energikrevende. Betydelig innsats har derfor blitt satt inn i utviklingen av mindre energikrevende fremgangsmåter og prosesser for å redusere tapet av energi, ofte i form av damp ved relativt lav temperatur og trykk, og kjølevann. Mange tilnærminger har blitt gjort for å varme integrere flere prosesstrinn for å sikre at varme produsert i ett trinn blir overført til en varmekrevende prosess. Målet for disse tilnærmingene er å få mer energieffektive metoder, prosesser og anlegg for produksjon av elektrisk kraft fra karbonholdig brensel samtidig som CO2blir fanget.
Det er imidlertid enda et stort behov for løsninger som forbedrer energieffektiviteten til kraftanlegg som inkluderer C02-fangst. Målet ved foreliggende er å fremskaffe nye og forbedrede løsninger for varmeintegrering for økning av energieffektiviteten, dvs. maksimalisere utbyttet av nyttig energi som varme og/ eller elektrisitet av en gitt mengde kjemisk energi som karbonholdig brensel.
Oppsummering av oppfinnelsen
Ifølge foreliggende oppfinnelse blir det fremskaffet Et kraftanlegg for forbrenning av karbonholdig brensel med C02-fangst, omfattende et forbrenningskammer hvor det karbonholdige brenselet blir forbrent under trykk i nærvær av gass inneholdende oksygen, varmerør for avkjøling av forbrenningsgassen i forbrenningskammeret ved generering av damp på innsiden av varmerørene, et eksosgassrør for uttak av eksosgass fra forbrenningskammeret, varmeveksler(e) og eksosgass behandlingsenheter, en direkte kontakt kjøler hvor delvis avkjølt eksosgass blir ytterligere avkjølt og fuktet ved motstrøms strømning mot vann, et eksosrør for renset eksosgass for uttak av eksosgassen fra direkte kontakt kjøleren og introduksjon av den avkjølte eksosgassen inn i en C02-absorber hvor eksosgassen blir forårsaket å strømme motstrøms for en væskeformig C02-absorbent for å gi en rik absorbent som blir oppsamlet ved bunnen av C02-absorberen, og en CO2arm eksosgass, hvor eksosrøret for arm eksosgass er forbundet til toppen av absorberen for uttak av arm eksos fra absorberen, og et rik-absorbent rør er forbundet til bunnen av absorberen for uttak av rik absorbent og introduksjon av den rike absorbenten til strippekolonnen for regenerering av absorbenten for å gi en arm absorbent og en C02-strøm som blir videre behandlet for å gi ren CO2, hvor et vannresirkuleringsrør er forbundet til bunnen av direkte kontakt kjøleren for uttak av benyttet kjølevann og forbundet til toppen av direkte kontakt kjøleren for reintroduksjon av kjølevann til toppen av direkte kontakt kjøleren, hvori en varmeveksler forbundet til vannresirkuleringsrør for henholdsvis levering og uttak av kjølevann til varmeveksleren er anordnet i resirkuleringsrøret for kjøling av det sirkulerende direkte kontakt kjølevannet i rør.
Ifølge en utførelsesform omfatter kraftanlegget videre en flashventil og en flashtank for flashing og separering av det oppvarmede kjølevannet i resirkuleringslinje til vann og damp i flashtanken, et flash-væskerør og et flash-damprør, forbundet til henholdsvis bunnen og toppen av flashtanken, for henholdsvis å trekke ut væske og damp derfra, og en kompressor forbundet til flash-damplinjen for å komprimere og varme op dampen fra flashtanken, og hvor flash-damprøret også er forbundet til strippekolonnen for injeksjon av damp som ytterligere strippegass deri.
Ifølge en annen utførelsesform er et arm-absorbent rør forbundet til strippekolonnen for uttak av arm absorbent oppsamlet deri, hvor arm-absorbent røret er forbundet til bunnen av strippekolonnen for uttak av arm absorbent oppsamlet deri, hvor arm-absorbent røret er forbundet til et arm absorbent reboilerrør for å lede deler av den arme absorbenten til en reboiler, og et arm absorbent resirkuleringsrør, hvor en flashventil og en flashtank er anordnet til absorbent resirkuleringsrøret (35), hvor en damplinje (92) er forbundet til flashtanken for uttak av damp, hvor en kompressor (93) er forbundet til damplinjen (92) for kompresjon av dampen, og en komprimert-damp linje er forbundet til kompressoren (93) for introduksjon av den komprimerte dampen fra kompressoren (93) til strippekolonnen som ytterligere strippegass.
Kort beskrivelse av figurene
Figur 1 er en prinsipptegning av en første utførelsesform av oppfinnelsen, Figur 2 er en prinsipptegning av en andre utførelsesform av foreliggende oppfinnelse, Figur 3 er et diagram som illustrerer entalpiendringen mot temperatur for CO2/ H2O under kjøling, Figur 4 er et diagram som illustrerer entalpiendring mot temperatur for avgass som sammenligner et atmosfærisk anlegg mot et trykksatt anlegg, og Figur 5 er et diagram som illustrerer temperatur mot damptrykk for H2O over arm absorbent.
Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen
Figur 1 er en illustrasjon av et anlegg ifølge foreliggende oppfinnelse. Brensel som inneholder karbon, heri også referert til som karbonholdig brensel, blir introdusert gjennom en brenselledning 1 inn i et trykksatt forbrenningskammer 2 ved et trykk fra 5 til 50 bar gauge, heretter forkortet til barg. Trykket i forbrenningskammeret er fortrinnsvis over 10 barg, slik som for eksempel over 15 barg.
Brenselet kan være naturgass, olje, biobrensel eller et hvilket som helst karbonrikt brensel og måten for introduksjon og fyring av brenselet er avhengig av typen brensel som kjent av fagmannen.
Luft eller en gass inneholdende oksygen, blir introdusert gjennom et luftinntak 3 inn i en kompressor 4. Kompressoren 4 er drevet av en motor 5, eller en
gassturbin 6 via en felles aksling 26 slik det vil bli beskrevet nærmere nedenfor. Fagpersonen vil forstå at kompressoren 4 kan være en eller flere kompressorer eller kompressortrinn forbundet i serie, eventuelt med mellomkjølere mellom de individuelle kompressorene eller kompressortrinnene. Parallelle kompressorer kan bli benyttet i svært store systemer.
Luften eller gassen som inneholder oksygen blir fra kompressor 4 ledet gjennom en kompressorledning 7 inn i forbrenningskammeret 2 som en kilde for forbrenning i forbrenningskammeret 2 som en kilde for oksygen for forbrenningen i forbrenningskammeret. Luften og brenselet introdusert inn i forbrenningskammeret blir kontrollert slik at det gir et rest-oksygeninnhold som er lavere enn 5 volum%, slik som lavere enn 4 volum%, eller lavere enn 3 volum%. Lavt rest-oksygeninnhold resulterer i en eksosgass med høyt CO2-innhold. Følgelig, er CCh-innholdet i avgassen fra omkring 8 til omkring 18 volum% når luft blir benyttet og verdiene for rest-oksygen er som indikert.
Varmerør 8, 8' er anordnet inni forbrenningskammeret for å kjøl forbrenningsgassene ved generering av damp og superoppvarmet damp inni henholdsvis rørene 8, 8' . Forbrenningsgassene blir avkjølt av varmerørene 8, 8' slik at utløpstemperaturen til eksosgassen er 300 til 900 °C.
Avhengig av det tiltenkte brenselet, kan det interne arrangementet i forbrenningskammeret være forskjellig. Nå kull brukes som brensel, blir luft introdusert for å gi et virvelsjikt av brensel for forbrenningen og varmerørene 8, 8' er anordnet i virvelsjiktet. Når olje eler gass benyttes som brensel, er to eller flere trinn av olje- eller gassbrennere anordnet i forbrenningskammeret og varmerørene 8. 8' er anordnet mellom trinnene for å kjøle forbrenningsgassene mellom hvert trinn. Fagpersonen vil også forstå at det er mulig å benytte en kombinasjon av de nevnte brensler eller andre karbonrike brensler.
De ovenfor identifiserte WO 2004001301 og WO 2006107209 beskriver eksempler på konfigurasjoner for forskjellige brensel.
Eksosgass blir trukket ut fra forbrenningskammeret gjennom et eksosrør 9 og blir avkjølt i en varmeveksler 10 til en temperatur mellom 250 og 450 °C.
En eller flere enheter for forbehandling av eksosgass er anordnet nedstrøms for varmeveksleren 10. Fortrinnsvis er en filterenhet 11 anordnet umiddelbart nedstrøms for varmeveksleren 10 for å fjerne partikler fra eksosgassen. Filterenheten kan bli utelatt for eksosgass som har laft innhold av partikler, slik som eksosgass fra forbrenning av olje eller gass som brensel. Filterenheten er imidlertid, obligatorisk ved bruk av gull som gir opphav til partikler som kan være ødeleggende for trinnene nedstrøms for gassbehandlingsenheten.
Forbrenning av karbonholdig brensel i nærvær av luft genererer NOx. Ved siden av sine miljømessige effekter kan NOx være ødeleggende for C02-fangst. En selektiv katalytisk reduksjonsenhet (SCR) 12 er derfor anordnet nedstrøms for varmeveksleren 10 og den eventuelle filterenheten 11. Urea eller NH3blir introdusert inn i SCR enheten og reagert med NOx over en katalysator for fjerning av NOx ifølge velkjent teknologi. Temperaturen i SCR-enheten er foretrukket mellom 250 og 450 °C. Foretrukket driftstemperatur for SCR-enheten er omkring 350 °C.
Nedstrøms for SCR-enheten er en eller flere varmevekslere og skrubberenheter anordnet. Den første varmeveksleren 13 er en avgasskjøleenhet for kjøling av eksosgass til under 250 °C. Den andre illustrerte enheten 14 kan være en motstrøms skrubber. Avhengig av gassammensetningen og driftsbetingelsene, kan skrubberen også bidra til avkjølingen av gassen.
Nedstrøms for kjøleenhetene 13, 14 er en motstrøms skrubber eller direkte kontakt kjøler 15 anordnet. Kjølevann blir introdusert gjennom resirkulasjonsrør 16 inn i kjøleren 15 over en kontaktsone 15' og brakt i motstrøms strømning mot eksosgass som blir introdusert inn i kjøleren 15 under kontaktsonen. Vann blir oppsamlet ved bunnen av kjøleren 15, kjølt i en varmeveksler 17, og resirkulert gjennom resirkuleringsrøret 16.
Enhetene 11, 12, 13, 14, og 15 kan samlet bli referert til som forbehandlingsenheter da deres formål er å gjøre eksosgassen klar for CO2-fangst.
Avkjølt eksosgass blir trukket utfra kjøleren 15 gjennom en eksosgasslinje 18 og blir introdusert inn i den nedre delen av en absorberkolonne 19 hvor eksosgassen blir brakt i motstrøms strøm mot en absorbent i en eller flere kontaktsone(r) 19', 19' ' ,19' ' ' inni absorberen. Absorbenten, et fluid som fanger CO2og deretter kan bli regenerert ved å benytte lavt CO2partialtrykk i gassfase relativt til partiaItrykket av CO2rett over væskeoverflaten, blir introdusert inn i absorberen ovenfor den øvre kontaktsonen gjennom en arm absorberlinje 35.
CC*2 i eksosgassen blir absorbert av absorbenten inne i absorberen for å gi en CO2ladet eller - rik absorbent, som blir trukket ut fra bunnen av absorberen gjennom en rik absorbentslinje 30. En arm eksosgass fra hvilken mer enn 80%, mer foretrukket mer enn 95% av CO2i eksosgassen som introdusert inn I absorberen er fjernet, blir trukket ut gjennom en arm eksoslinje 20. ;Trykket i absorberen er noe lavere enn trykket i forbrenningskammeret, slik som 0,5 til 1 bar lavere enn trykket i forbrenningskammeret, noe som tilsvarer til et trykk i absorberen fra 4,0 til 49,5 barg. ;Kombinasjonen av høyt trykk og høyt CCvHnnhold i eksosgassen introdusert i absorberen gjør det mulig å redusere volumet til absorberen og volumet av sirkulerende absorbent samtidig som en høyeffektiv CO2fangst blir oppnådd. ;Absorbenten benyttet i absorberen er fortrinnsvis basert på n varm kaliumkarbonatoppløsning. Foretrukket omfatter absorbenten fra omkring 15 til 35 vekt% K2CO3oppløst i vann. ;I systemer med varm kaliumkarbonat blir CO2absorbert ifølge den følgende totalreaksjon: ; Arm eksosgass blir trukket ut fra toppen av absorberen 19 gjennom en arm eksosgasslinje og blir introdusert inn i en vaskeseksjon 21, hvor den arme eksosgassen blir brakt i motstrøms kontakt vaskevann i en kontaktseksjon 21' . Vaskevannet blir oppsamlet i bunnen av vaskeseksjonen gjennom en vaskevann resirkuleringslinje 22 og blir re-introdusert inn i vaskeseksjonen over kontaktseksjonen 21' . Vasket arm eksos blir trukket ut fra toppen av vaskeseksjonen gjennom et eksosrør for behandlet eksos 23. ;Gassen i eksosrøret for behandlet eksos 23 blir introdusert inn i varmeveksleren 10 hvor den behandlede eksosen blir oppvarmet mot den varme, ubehandlede eksosgassen som forlater forbrenningskammeret 2. ;Den således oppvarmede og behandlede eksosgassen blir så introdusert inn i en gassturbin 6 hvor gassen blir ekspandert for å fremstille elektrisk kraft i en generator 24. Ekspandert gass blir trukket ut gjennom et eksosrør for ekspandert gass 26 som blir avkjølt i en varmeveksler 27 før den blir frigitt til atmosfæren gjennom et eksosgassutløp 28. ;Kompressoren 4 og gassturbinen 6 kan være anordnet på en felles aksling 25 slik at kompressoren id et minste delvis blir drevet av rotasjonsenergien fra gassturbinen 6. Det er imidlertid for tiden foretrukket at kompressoren blir drevet av den elektriske motoren 5 og at gassturbinen driver generatoren 24 for å gi elektrisk krav. Separasjon av kompressoren 4 og gassturbinen 6 gir mer fleksibilitet i driften av anlegget. ;Rik absorbent, dvs. absorbent lastet med CO2blir oppsamlet ved bunnen av absorberen 19 og blir trukket ut derfra gjennom en rik absorbent-linje 30. Den rike absorbenten i rør 30 blir flashet over en flashventil 31 til et trykk som er litt over 1 bar, slik som 1,2 bar absolutt, heretter forkortet bara, før den blir introdusert inn i en strippekolonne 32. I linje 30, ikke vist i figur 1, kan der være en flashtank eller strippeenhet for å fjerne uønskede flyktige komponenter som er absorbert fra avgassen i absorbenten, slik som oksygen. ;En eller flere kontaktseksjon(er) 32' ,32' ' , 32' ' ' er anordnet i strippekolonnen 32. Den rike absorbenten blir introdusert over den øvre kontaktseksjonen i stripperen og motstrøms til damp som er introdusert under den nederste kontaktseksjonen. Lavt partialtrykk av CO2i stripperen, som er resultatet av lavere trykk og fortynning av CO2I stripperen, forårsaker at likevekten i likning (I) over blir forskjøvet mot venstre og at CO2blir frigitt fra absorbenten. ;Arm absorbent blir oppsamlet ved bunnen av strippekolonnen 32 og blir trukket ut gjennom en arm absorbentlinje 33. Arm absorbentlinjen 33 blir splittet i to, en første arm absorbent reboiler linje 34 som blir oppvarmet i en reboiler 36 for å skape fordampning fra væsken som blir introdusert som strippegass inn i strippekolonnen gjennom en damplinje 37, og en arm absorbent resirkuleringslinje 35 i hvilken arm absorbent blir pumpet tilbake inn i absorberen 19. En pumpe 38 og en kjøler 29 er anordnet i linje 35 for henholdsvis å pumpe og kjøle absorbenten før absorbenten blir introdusert inn i absorberen. ;CO2og damp blir samlet på toppen av strippekolonnen gjennom en CO2uttakslinje 40. En desorber direkte kontakt kjøler 66 er anordnet ovenfor kontaktsonene 32' ,32' ' , 32' ' og over det punktet hvor den rike absorbenten blir introdusert inn i strippekolonnen 32 gjennom rør 30 for å kjøle blandingen av damp og CO2som forlater den øvre kontaktsonen. Kjølefluidet blir introdusert gjennom direkte kontaktkjøleren og tillatt å strømme gjennom direkte kontaktkjølerseksjon 66. En kollektorplate 65 er anordnet nedenfor direkte kontaktkjøleseksjonen for å tillate damp å passere gjennom på veien oppover i strippekolonnen 32, og for å hinder kjølefluidet fra å strømme inn i kontaktsonene 32' ,32' ' ,32' ' ' . Fluid oppsamlet ved kollektorplaten 65 blir trukket ut gjennom en vann resirkuleringslinje 70 og benyttet som beskrevet nedenfor. ;Dampen i rør 40 blir avkjølt i en kjøler 41 og introdusert inn i en flashtank 42. Væske dannet ved kjøling i kjøler 41 blir oppsamlet I bunnen av flashtank 42 gjennom en væskereturlinje 43 og blir så introdusert inn i strippekolonnen 32. Alternativt, ikke vist i figur 1, kan væsken bli rutet til toppen av absorberkolonnen 19. Et væskebalanserør 44 kan være anordnet for å tilsette væske til rør 43, eller fjerne væske fra rør 43 for å balansere den sirkulerende mengden vann. ;Gassfasen i flashtanken 42 blir trukket ut gjennom et CO2uttaksrør 45, blir komprimert ved hjelp av en kompressor 47 og blir avkjølt i en varmeveksler 48 før gassen blir ytterligere behandlet for å gi tørr og komprimert CO2som blir eksportert gjennom et CO2eksportrør 46. ;Kjølefluidet oppsamlet på kollektorplaten 65 og trukket ut gjennom rør 70, blir introdusert inn i den ovenfor nevnte varmeveksleren 17 for å kjøle det resirkulerende kjølevannet i resirkuleringsrøret 16. En pumpe 71 kan bli anordnet foretrukket i linje 70 for å sirkulere vannet. Som det vil bli beskrevet nedenfor, blir varmefluidet trukket ut fra varmeveksler 17 gjennom et rør 70' og blir introdusert inn I den ovenfor identifiserte varmeveksleren 48 for å bli ytterligere varmet mot komprimert CO2og damp deri. Ytterligere oppvarmet fluid blir så trukket ut fra varmeveksleren 48 gjennom et vannfør 72, blir flashet over en flashventil 73 før det flashede fluidet blir introdusert inn i en flashtank 74 for å gi vann som blir oppsamlet ved bunnen derav, og damp som blir oppsamlet ved toppen av flashtanken 74 og blir trukket ut gjennom et damprør 77. En kompressor 75 er anordnet i damprøret 77, fulgt av en eventuell trimkjøler 76. Dampen i damprøret 77 blir så introdusert som strippedamp gjennom linje 37 inn i strippekolonnen 32. Ikke vist i figur 1, kan fluidet i linje 70 bli rutet direkte til flashventil 73, eller kan bli oppvarmet i lavtemperatur energikilder I tillegg til eller andre enn varmevekslerne 17 og 48. Eksempler på slike varmekilder er skrubber 14, kompressor 4 mellomkjølere, eller restvarme i linje 26 og/eller 28. Mer varme reduserer kraftbehovet i kompressor 75 og kan øke systemets totale termiske effektivitet. ;Væsken fra flashtank 74 blir trukket ut gjennom linje 78 og introdusert som vaskevæske inn i strippekolonnens direkte kontaktkjøler gjennom rør 43. En pumpe 79 er fortrinnsvis anordnet i linje 78 for å gi tilstrekkelig trykk for dette. ;Kjølevann for forbrenningskammeret blir introdusert inn i varmerør 8 fra et vannrør 50. Damp generert i varmerøret 8 blir trukket ut derfra gjennom et damprør 51 og blir ekspandert over en høytrykks dampturbin 52. Damp fra høytrykks turbinseksjonen blir introdusert gjennom linje 53 inn i damp-reheateren 8' og den resulterende dampen I rør 54 blir ekspandert over de intermediate og lavtrykksseksjonene over dampturbinen 55. Fullt ekspandert damp blir trukket ut fra dampturbinseksjonen 55 gjennom et rør for ekspandert damp 56 og blir avkjølt i en kjøler 57 for å gi vann som blir utfelt i en vannoppsamlingstank 58. Vann oppsamlet i tanken 58 blir trukket ut gjennom linje 50 via linje 50 via varmeveksleren 27 hvor vann blir oppvarmet mot renset eksosgass før vannet blir re-introdusert inn I varmerør 8. ;Den første 52 og andre 55 dampturbinseksjonen er fortrinnsvis anordnet på en felles aksling 80 sammen med en generator 81 for generering av elektrisk kraft. Dampsyklussen og optimalisering derav er velkjent for fagpersonen. ;Delvis ekspandert damp er trukket ut fra den andre mellomtrykks turbinseksjonen 55 gjennom et rør 59 for delvis ekspandert damp. Den delvis ekspanderte dampen i rør 59 blir introdusert inn i en humidifier hvor damp bli kjølt ved hjelp av vannspray introdusert gjennom et vannrør 61. Den avkjølte dampen blir trukket ut fra humidifieren 60 gjennom et reboiler damprør 62 og blir benyttet for indirekte oppvarming av arm absorbent i reboileren 36 for å produsere damp fra den arme absorbenten. Vann fra kondensasjonen av damp introdusert inn i reboileren 36 gjennom rør 62 blir trukket ut gjennom en kondensatlinje 63 og blir introdusert inn i tanken 58. ;Fagmannen vil forstå at kontaktseksjonen nevnt i foreliggende beskrivelse, slik som kontaktseksjonene 15' ,15' ' , 15' ' ' ,19' ,19' ' ,19' ' ' ,21' , 21' ' ,21' ' ' ,32' ,32' ,32' ' ' , er kontaktseksjoner som fortrinnsvis omfatter en strukturert og/eller ustrukturert pakking for å øke det interne overflatearealet og således kontaktarealet mellom væske og gass i kontaktseksjonene. ;Figur 2 illustrerer en spesifikk utførelsesform av foreliggende oppfinnelse som gir enda høyere effektivitet enn utførelsesformen beskrevet med referanse til figur 1. Den eneste forskjellen mellom utførelsesformen ifølge figur 2 sammenliknet figur 1 relaterer til flash ing av arm absorbent slik det vil bli beskrevet nedenfor. Flashing av arm absorbent som et middel for forbedring av energieffektiviteten er velkjent per se, men ikke i sammenheng med trekk for varmekonservering som beskrevet med referanse til figur 1. ;Den delen av den arme absorbenten som forlater strippekolonnen gjennom linje 33 som skal returneres til absorberen 19, blir introdusert til en flashingventil 90 og blir så sluppet inn i en flashtank 91. Gassfasen i flashtank 91 blir trukket ut gjennom en damplinje 92 og komprimert ved hjelp av en dampkompressor 93 for å komprimere og derved varme opp dampen. Den komprimerte og oppvarmede dampen blir så introdusert som strippegass inn i strippekolonnen gjennom en komprimert gasslinje 94. Væskefasen oppsamlet på bunnen av flashtanken 92 blir trukket derfra og pumpet inn i linjen for arm absorbent ved hjelp av en pumpe 95.1 denne utførelsesformen blir kjøler 39 ikke benyttet. ;Eksempel 1 ;Som nevnt ovenfor blir CO2absorbert ifølge likning 1): ; ; Likevekt for likningen er gitt ved likning 2): ; Metning av absorbenten er definert ved likning 3): ; I drift av absorpsjons- / desorpsjons-anlegget er de de ønskede metningene: s=0,30 for arm absorbent (min 0,1) da en høyere grad av K2CO3regenerering krever ekstra energi og er normalt ikke nødvendig for CO2prosessen beskrevet ovenfor, og s= 0,60 (maks 0,7) for rik absorbent, da høyere konsentrasjon av KHCO3resulterer i høyere absorbentladning, men kan føre til uønsket økning i krystalliseringstemperaturen. ;Absorberen blir typisk drevet ved 80 til 110 °C, mens desorberen (stripperen) blir drevet ved 90 til 120 °C avhengig av trykket, typisk er temperatur i desorberen 92 °C i toppen, og 110 °C i bunnen på grunn av det høyere trykket og høyere konsentrasjon av K2CO3. ;Energi tilført til desorberen for desorpsjon / stripping av CO2primært som damp, blir benyttet for: ;1. Oppvarming av absorbent ;2. Oppvarming av resirkulerende væske ;3. Oppvarming av reaksjonen, selv om reaksjonsvarmen er meget lav for noen absorbenten basert på varme kaliumkarbonatsystemer. 4. Produksjon av strippedamp (omkring 0,8 til 1,2 ganger massen av CO2 i toppen av desorberen, avhengig av absorbentegenskaper). ;For et kullfyrt kraftanlegg av trykksatt virvelsjikttype, blir kull tilført sammen med SOx sorbent og typisk 25% vann for å danne en pasta som blir injisert inn i virvelsjiktet i forbrenningskammeret. Ved en fyringsrate på 279 MW lav varmeverdi" lower heating value " (LHV), og 282 MW høy varmeverdi " higher heating value" (HHV) blir damp produsert i varmerør i forbrenningskammeret. Typisk blir 86 kg/s damp ved omkring 165 bara og 565 °C generert i røret 8 og blir ekspandert over dampturbin 52. ;Den ekspanderte dampen blir gjenoppvarmet til omkring 565 °C ved omkring 40 bara i varmerør 8' og blir ekspandert over dampturbin 55. Typisk blir omkring 18 kg/s damp trukket ut fra dampturbien ved forskjellig trykk og benyttet for kjele-forvarming. Dette er av hensyn til klarhet ikke vist i figur 1 og 2. I tillegg blir dampen trukket ut fra dampturbinen i linje 59 ved omkring 4 bara. Mengden av slikt uttak skal være minimalisert. Basert på dette er mengden damp som blir fullt ekspandert over dampturbinen 86 kg/s minus omkring 18 kg/s minus dampstrøm i linje 59. Dette tilsvarer til 68 kg/s minus eventuell damp i linje 59. Den fullt ekspanderte dampen blir trukket ut fra turbin 55 gjennom linje 56 og resirkulert som kjelefødevann inn I varmerør 8, mens omkring 12 kg/s damp blir delvis ekspandert og trukket ut gjennom rør 59. Dampen trukket ut gjennom rør 59 ha typisk en temperatur på omkring 258 °C og et trykk på 4 bara, med temperaturen og trykket kan variere avhengig av dampturbinsystemet. Denne dampen blir kjølt i humidifieren 60 for å gi damp ved omkring 4 bara og 144 0 C som blir introdusert inn i reboileren til desorberen 36 for indirekte oppvarming for å produsere damp deri. ;Dampen trukket ut gjennom linje 59 ved 4 bara og 258 °C kunne alternativt bli ekspandert til omkring 0,035 bara ved omkring 27 °C, for å gi omkring 0,7 MJ elektrisk kraft per kg ekspandert damp, under antakelse av dampturbin adiabatisk effektivitet på 90%. Foren 120 MW dampturbin, er dampstrømmen fra 4 bara trinnet til kondensatortrinnet omkring 68 kg/s, dersom strømmen i linje 59 er null. Brenneren produserer omkring 24,5 kg/s CO2, av hvilket omkring 22 kg/s blir fanget (90% fangst). Når den latente varmen som er nødvendig for å drive desorberen er 3,6 MJ/kg CO2fangst, omkring 80 MW latent varme er nødvendig. Varmeinnholdet av dampen ved 4 bara og 258 °C damp, når avkjølt til metningstemperatur ved 4 bara og så kondensert ved 4 bara, er omkring 2.4 MJ/kg. Den nødvendige mengden damp fra dampturbinen er derfor omkring 80/2.4 kg/s, eller omkring 34 kg/s. Tapet av kraft fra dampturbinen er da 34<*>0.7 MW eller omkring 24 MW.
På den kalde siden av stripper reboiler 36, er trykket noe over atmosfærisk. Derfor er produktet produsert fra damp ekstrahert fra dampturbinen nå damp ved for eksempel 1,2 bara ved en temperatur ved omkring 110 °C, som er kokepunktet for den arme absorbenten ved dette trykket.
Under den same antakelsen som ovenfor, dvs. at 22 kg/s CO2blir strippet av absorbenten, er den nødvendige energien 3.6 MJ / kg CO2eller omkring 80 MW latent og følbar varme. Dette tilsvarer til omkring 34 kg/h dampstrøm til bunnen av desorberen fremstilt i reboileren.
Av dette blir omkring 12 kg/s kondensert for å tilføre varme til punktene 1) til 3) ovenfor. Resten, omkring 22 kg/s, blir benyttet som strippedamp, punkt 4). Denne dampen løper ut ved toppen av desorberpakkingen sammen med gjenvunnet CO2. Dette betyr at energien benyttet for striping er hovedsakelig energien tapt ved fortynning av strippedamp med CO2. 22 kg/s CO2blandet med 22 kg/s H20 betyr at der er omkring 70 mol% H20. Slik at H20 partialtrykk blir redusert fra rett over 1 bara i bunnen av desorberen til omkring 0,7 bara i toppen (tilsvarende til H2O duggpunkt ved omkring 90 °C når totaltrykket er 1,0 bara). I praksis blir dampen kondensert for å oppnå CO2, og den latent varmen av strippedamp blir derfor tapt, noe som er meget store enn tapet assosiert med reduksjonen i partialtrykk av strippedampen ved fortynning med gjenvunnet CO2. Det er ønskelig å konservere denne latente varmen, og kun tilføre energi for å kompensere for tapet av strippedamp partialtrykk.
Entalpiendringen fra kondensasjonen av strippegassen mot kondensasjonstemperaturen er vist i figur 3. Ettersom vann kondenserer, blir partialtrykket av vann redusert og en lavere temperatur er nødvendig for videre kondensering. Derfor, for å gjenvinne ytterligere varme i direkte kontakt kjøleseksjonen 66 i stripperen må kjølevann fra flashtank 74 via linje 78 og pumpe 79 være kaldere. Dette reduserer trykket i flashtank 75 og derfor arbeidet som er påkrevet av kompressor 75. Dersom mindre varme blir gjenvunnet fra direkte kontakt kjøleseksjonen 66 og forskjellen blir tilført ved en separat varmekilde av høyere temperatur, da kan temperaturen i flashtanken være høyere. Dette gir også et høyere trykk og mindre arbeid påkrevet av kompressoren 75.
Ifølge figur 3 kan gjenvinnbar varme i området fra 80 til 90 °C utgjøre omkring 28 MW som kan bli gjenvunnet fra desorberens direkte kontakt kjøleseksjon 66 i vaskevannet trukket ut gjennom rør 70.
Varmeenergien gjenvunnet i desorberens direktekontaktkjøler 66 er en viktig kilde for gjenvinning av varme i foreliggende prosess. CO2/ damp som skal trekkes ut fra desorber / stripper blir avkjølt ved direkte kontakt mot vann. På grunn av kjølingen, blir damp i den mettede gassen kondensert og vanndampen blir således separert fra det ønskede produktet som er CO2.
En annen viktig kilde for gjenvinnbar varme er eksosgass direktekontakt kjøler 15. Eksosgass løper inn i eksosgass direktekontakt kjøleren 15 ved en temperatur på omkring 115 til 120 °C. Den inneholder vanndamp fra forbrenningsprosessen enten fra forbrenningen av hydrogen som er en del av gassen, oljen, kullet eller biobrenselet, eller fra brenselfødesystemet slik som for kull som kan bli tilført inn i forbrenneren 2 som en vannbasert pasta. Vanndampens metningstemperatur avhenger av mengden vanndamp og trykket. Med kull tilført som pasta og trykk på 12 til 13 bara, er eksosgassens metningstemperatur omkring 115 °C. Dersom naturgass blir benyttet, er mengden vanndamp høyere og metningstemperaturen vil være høyere. Dersom trykket er lavere, vil metningstemperaturen være lavere. På grunn av det faktum at eksosgassen er ved et forøyet trykk og inneholder signifikante mengder damp, vil kondensasjonen av dampen starte ved metningstemperaturen som er relativt høy, noe som resulterer I en betydelig mengde gjenvinnbar høytemperatur energi i form av varme. Figur 4 er en illustrasjon av effekten til trykk på mengden av høytemperatur gjenvinnbar varme når eksosgassen blir avkjølt. Kurven er laget under de forutsetninger at det er en eksosgasstrøm på 111 kg/s hvor eksosgassen har en innløpstemperatur på 115 ° C, og en eksosgass utløpstemperatur på 100 °C, og et vanninnhold i eksosgassen på 14.5%.
Forskjellen mellom atmosfæriske (tradisjonelle) systemer og systemet ifølge foreliggende oppfinnelse er vanndampkondensasjonen i det trykksatte systemet. Et atmosfærisk system har mye lavere partialtrykk av H2O selv om mengden av H2O damp kan være den same og derfor produserer avkjøling av eksosgassen intet kondensat, noe som resulterer i mye mindre energigjenvinning.
Ifølge foreliggende oppfinnelse blir eksosgassen avkjølt til omkring 100 °C i kondenseren, som fortrinnsvis er implementer som en direkte kontakt kjøler hvor eksosgassen strømmer over en pakking motstrøms til sirkulerende vann. Dette vannet fanger energien i gassen og blir avkjølt i varmeveksleren 17 som mottar kjølevann fra desorberens direktekontakt kjøler, for yterligere oppvarming av dette vannet og tilføring av mer energi.
Den stiplede kurven i figur 4 er kun for sammenlikning og viser en fordel med foreliggende system over mer tradisjonelle atmosfæriske CO2fangstsystemer hvor meget lite nyttig energi (energi ved over 100 °C i dette tilfellet) vil bli fremskaffet fra den same eksosgassen.
En tredje kilde for varmeenergi gjenvinning er CO2kompressorkjøler(e) 48. Mengden tilgjengelig energi i kompresjonskjøleren(erne) er lavere enn kjølerne nevnt ovenfor, men temperaturen er høyere.
Tabell 1 illustrerer netto kraft generert ved foreliggende kraftanlegg med CO2-fangst som funksjon av damp produsert ved hjelp av foreliggende varmeregenerering i eksosgass direktekontakt kjøleren 15 (i tabellen identifisert ved " Kondenser" ), i desorber direkte kontakt kjølerseksjon 66 (i tabellen identifisert ved " Desorber" ), og kompressor mellom-kjølere 48 (i tabellen identifisert med " kompressorer
Tabell 1 illustrerer klart økningen i netto kraft fra dampturbinen som resultat av økning i varmegjenvinning fra nevnte tre elementer fra anlegget, og illustrerer de viktigste fordelene ved foreliggende oppfinnelse.
Netto kraft, dampturbin effekt minus flash kompressorkraft, øket med mer enn 10 MW når 20 kg/s damp blir produsert og komprimert ifølge oppfinnelsen og rutet til bunnen av desorberen, for å erstatte den samme mengden av 4 bara damp fra dampturbinen.
Videre økning i dampproduksjonen ved flash og kompresjon, f.eks. 25 kg/s, krever store økning i flashkomressorens ytelse, og økningen i netto kraft er mye mindre. Produksjon utover 25 kg/s gir intet eller negativt bidrag til netto dampturbineffekt minus flashkomressorytelse.
Eksempel 2
Dette eksempelet illustrerer den ytterlige effekten av flashing og kompresjon og injisering av damp fra flashtank 81 inn i regeneringskolonnen som strippegass, som illustrert med referanse til figur 2.
Figur 5 illustrerer damptykket av den arme absorbenten som funksjon av temperaturen ved omkring 100 °C. Varmekapasiteten til den arme absorbenten er omkring 3.0 kJ/kg-K Med arm absorbentstrøm på 1000 kg/s og kjøling fra omkring 112 °C (den omtrentlige temperaturen ved bunnen av desorberen) til omkring 98,6 °C (den omtrentlige arme absorbent fødetemperaturen til toppen av absorberen), blir omkring
Med C02-produksjon på 22 kg/s og totalt desorber varmebehov i form av latent varme i damp på 3,6 MJ/kg CO2, er det totale varmebehovet på omkring 80
MW. Således kan den arme flashen produsere omkring 50% av denne varmen.
Med latent dampvarme på omkring 2250 kJ/kg (ved omkring 1.2 bara) tilsvarer dette til omkring 17.8 kg/s damp. Dette må bli komprimert fra omkring 0.75 bara til omkring 1.2 bara. Kompressorytelsen blir da omkring 2,0 MW dersom en antar en adiabatisk effektivitet på 80%.
Tabell 2 oppsummerer effekten av flashing av den arme absorbenten på den totale effekten fra dampturbinen.
Tabell 2 illustrerer klart flash av den arme absorbenten på totaleffekten fra dampturbinen. Ved kombinasjon med energitrekkene fra eksempel 1 kan nettokraften bli øket fra 96 MW til 115 MW sammenliknet med 120 MW uten karbonfangst.
Det faktum at reaksjonsvarmen for likning 1) er relativt lav er en fordel for kaliumkarbonatsystemer da den tilsvarende eksoterme reaksjonsvarmen i absorberen er lav og således oppvarmingen av absorbenten i absorberen. Oppvarming av absorbenten i absorberen kan forskyve reaksjonen til venstre og således redusere absorpsjonskapasiteten til absorbenten.

Claims (3)

1. Et kraftanlegg for forbrenning av karbonholdig brensel med C02-fangst, omfattende etforbrenningskammer (2) hvor det karbonholdige brenselet blir forbrent under trykk i nærvær av gass inneholdende oksygen, varmerør (8, 8') for avkjøling av forbrenningsgassen i forbrenningskammeret ved generering av damp på innsiden av varmerørene, et eksosgassrør (9) for uttak av eksosgass fra forbrenningskammeret (2), varmeveksler(e) (10) og eksosgass behandlingsenheter (11, 12), en direkte kontakt kjøler (15) hvor delvis avkjølt eksosgass blir ytterligere avkjølt og fuktet ved motstrøms strømning mot vann, et eksosrør for renset eksosgass (18) for uttak av eksosgassen fra direkte kontakt kjøleren (15) og introduksjon av den avkjølte eksosgassen inn i en C02-absorber (19) hvor eksosgassen blir forårsaket å strømme motstrøms for en væskeformig C02-absorbent for å gi en rik absorbent som blir oppsamlet ved bunnen av CO2-absorberen, og en CO2arm eksosgass, hvor eksosrøret for arm eksosgass (20) er forbundet til toppen av absorberen (19) for uttak av arm eksos fra absorberen (19), og et rik-absorbent rør (30) er forbundet til bunnen av absorberen (19) for uttak av rik absorbent og introduksjon av den rike absorbenten til en strippekolonne (32) for regenerering av absorbenten for å gi en arm absorbent og en C02-strøm som blir videre behandlet for å gi ren CO2,karakterisert vedat et vannresirkuleringsrør (16) er forbundet til bunnen av direkte kontakt kjøleren (15) for uttak av benyttet kjølevann og forbundet til toppen av direkte kontakt kjøleren for reintroduksjon av kjølevann til toppen av direkte kontakt kjøleren (15), hvori en varmeveksler (17) forbundet til vannresirkuleringsrør (70, 70') for henholdsvis levering og uttak av kjølevann til varmeveksleren er anordnet i resirkuleringsførert (16) for kjøling av det sirkulerende direkte kontakt kjølevannet i rør (16).
2. Kraftanlegget ifølge krav 1, videre omfattende en flashventil (73) og en flashtank (74) for flash ing og separering av det oppvarmede kjølevannet i resirkuleringslinje (70' ) til vann og damp i flashtanken, et flash-væskerør (78) og et flash-damprør (77), forbundet til henholdsvis bunnen og toppen av flashtanken, for henholdsvis å trekke ut væske og damp derfra, og en kompressor (75) forbundet til flash- damplinjen for å komprimere og varme op dampen fra flashtanken, og hvor flash-damprøret (77) også er forbundet til strippekolonnen (32) for injeksjon av damp som ytterligere strippegass deri.
3. Kraftanlegget ifølge krav 1 eller 2, hvori et arm-absorbent rør (33) er forbundet til strippekolonnen (32) for uttak av arm absorbent oppsamlet deri, hvor arm-absorbent røret (33) er forbundet til bunnen av strippekolonnen (32) for uttak av arm absorbent oppsamlet deri, hvor arm-absorbent røret (33) er forbundet til et arm absorbent reboilerrør (34) for å lede deler av den arme absorbenten til en reboiler (36), og et arm absorbent resirkuleringsrør (35), hvor en flashventil (90) og en flashtank (91) er anordnet til absorbent resirkuleringsrøret (35), hvor en damplinje (92) er forbundet til flashtanken for uttak av damp, hvor en kompressor (93) er forbundet til damplinjen (92) for kompresjon av dampen, og en komprimert-damp linje er forbundet til kompressoren (93) for introduksjon av den komprimerte dampen fra kompressoren (93) til strippekolonnen som ytterligere strippegass.
NO20101517A 2010-10-28 2010-10-28 Varmeintegrering i et CO2-fangstanlegg NO333145B1 (no)

Priority Applications (15)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20101517A NO333145B1 (no) 2010-10-28 2010-10-28 Varmeintegrering i et CO2-fangstanlegg
KR1020100115155A KR101914439B1 (ko) 2010-10-28 2010-11-18 Ｃｏ２포집 플랜트에서의 열 통합
PCT/EP2011/068055 WO2012055715A2 (en) 2010-10-28 2011-10-17 Heat integration in co2 capture
AU2011322820A AU2011322820B2 (en) 2010-10-28 2011-10-17 Heat integration in CO2 capture
RU2013124398/02A RU2575519C2 (ru) 2010-10-28 2011-10-17 Интегрирование тепла при захвате со2
EP11771118.4A EP2643559B1 (en) 2010-10-28 2011-10-17 Heat integration in co2 capture
CA2816412A CA2816412C (en) 2010-10-28 2011-10-17 Heat integration in co2 capture
JP2013535355A JP5964842B2 (ja) 2010-10-28 2011-10-17 Ｃｏ２捕捉における熱統合
LTEP11771118.4T LT2643559T (lt) 2010-10-28 2011-10-17 Šilumos panaudojimas, surenkant co2
US13/881,979 US8887510B2 (en) 2010-10-28 2011-10-17 Heat integration in CO2 capture
ES11771118.4T ES2661688T3 (es) 2010-10-28 2011-10-17 Integración de calor en la captura de CO2
PL11771118T PL2643559T3 (pl) 2010-10-28 2011-10-17 Integracja ciepła w wychwytywaniu CO<sub>2</sub>
CN201180061636.1A CN103270253B (zh) 2010-10-28 2011-10-17 用于通过碳质燃料燃烧和co2捕集生产电力的方法
NO11771118A NO2643559T3 (no) 2010-10-28 2011-10-17
HK13111189.3A HK1183925A1 (zh) 2010-10-28 2013-09-30 用於通過碳質燃料燃燒和 捕集生產電力的方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20101517A NO333145B1 (no) 2010-10-28 2010-10-28 Varmeintegrering i et CO2-fangstanlegg

Publications (2)

Publication Number Publication Date
NO20101517A1 NO20101517A1 (no) 2012-04-30
NO333145B1 true NO333145B1 (no) 2013-03-18

Family

ID=44860332

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20101517A NO333145B1 (no) 2010-10-28 2010-10-28 Varmeintegrering i et CO2-fangstanlegg
NO11771118A NO2643559T3 (no) 2010-10-28 2011-10-17

Family Applications After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO11771118A NO2643559T3 (no) 2010-10-28 2011-10-17

Country Status (13)

Country Link
US (1) US8887510B2 (no)
EP (1) EP2643559B1 (no)
JP (1) JP5964842B2 (no)
KR (1) KR101914439B1 (no)
CN (1) CN103270253B (no)
AU (1) AU2011322820B2 (no)
CA (1) CA2816412C (no)
ES (1) ES2661688T3 (no)
HK (1) HK1183925A1 (no)
LT (1) LT2643559T (no)
NO (2) NO333145B1 (no)
PL (1) PL2643559T3 (no)
WO (1) WO2012055715A2 (no)

Families Citing this family (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102010041536A1 (de) * 2010-09-28 2012-03-29 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zur Abscheidung von Kohlendioxid, sowie Gasturbinenanlage mit Kohlendioxid Abscheidung
DE112011105958B4 (de) * 2011-12-16 2023-01-26 Dge Dr.-Ing. Günther Engineering Gmbh Verfahren und Anlage zur Abtrennung von Kohlendioxid aus methan- und schwefelwasserstoffhaltigen Biogasen
EP2642097A1 (de) * 2012-03-21 2013-09-25 Alstom Technology Ltd Verfahren zum Betrieb einer Gasturbine sowie Gasturbine zur Durchführung des Verfahrens
JP5739486B2 (ja) * 2013-07-26 2015-06-24 株式会社神戸製鋼所 分離方法及び分離装置
JP6581768B2 (ja) 2014-11-04 2019-09-25 三菱重工エンジニアリング株式会社 Ｃｏ２回収装置およびｃｏ２回収方法
US11300022B2 (en) 2015-08-14 2022-04-12 Jayant Jatkar Method and system for processing exhaust gas
KR102576196B1 (ko) * 2015-10-28 2023-09-07 한화오션 주식회사 이산화탄소 처리 시스템 및 이산화탄소 연소 반응기
CN109416176B (zh) 2016-03-31 2021-08-31 英万茨热科技有限公司 包括温度摇摆吸附气体分离的燃烧系统
CN106731443A (zh) * 2016-12-29 2017-05-31 山东大学 降低燃煤烟道气co2捕集能耗的烟气预处理系统
US11253812B2 (en) * 2017-04-12 2022-02-22 Anemos Company Ltd. Apparatus and method for recovering carbon dioxide in combustion exhaust gas
JP2019190359A (ja) * 2018-04-24 2019-10-31 三菱重工エンジニアリング株式会社 プラント及び燃焼排ガス処理方法
US10648369B2 (en) * 2018-06-25 2020-05-12 General Electric Company Modular cooling water assemblies for combined cycle power plant systems
GB2598340A (en) * 2020-08-27 2022-03-02 Sintef Tto As Gas capture system with combined temperature and pressure swings
CN114425223A (zh) * 2020-10-15 2022-05-03 中国石油化工股份有限公司 一种四氢呋喃尾气的回收系统、方法及应用
WO2024054119A1 (en) 2022-09-06 2024-03-14 Capsol Technologies As Carbon capture for gas turbines

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0537593B1 (en) 1991-10-09 1999-04-14 The Kansai Electric Power Co., Inc. Recovery of carbon dioxide from combustion exhaust gas
NO993704D0 (no) * 1999-03-26 1999-07-29 Christensen Process Consulting Fremgangsmåte for å kontrollere CO2 innholdet i en utslippsgass fra et brennkammer
JP3969949B2 (ja) * 2000-10-25 2007-09-05 関西電力株式会社 アミン回収方法及び装置並びにこれを備えた脱炭酸ガス装置
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
NO20023050L (no) 2002-06-21 2003-12-22 Fleischer & Co Fremgangsmåte samt anlegg for utf degree relse av fremgangsmåten
NO321817B1 (no) * 2003-11-06 2006-07-10 Sargas As Renseanlegg for varmekraftverk
JP4875303B2 (ja) 2005-02-07 2012-02-15 三菱重工業株式会社 二酸化炭素回収システム、これを用いた発電システムおよびこれら方法
RU2378519C2 (ru) * 2005-04-05 2010-01-10 Саргас Ас Тепловая электростанция с уменьшенным содержанием co2 и способ выработки электроэнергии из угольного топлива
JP5021917B2 (ja) 2005-09-01 2012-09-12 三菱重工業株式会社 Ｃｏ２回収装置及び方法
NO336193B1 (no) * 2007-09-14 2015-06-08 Aker Engineering & Technology Forbedret fremgangsmåte ved regenerering av absorbent
AU2008322922B2 (en) * 2007-11-15 2013-05-30 Basf Se Method for removing carbon dioxide from fluid flows, in particular combustion exhaust gases
NO329851B1 (no) * 2008-08-22 2011-01-10 Sargas As Fremgangsmate og anlegg for a rense eksos fra dieselmotorer
MA33215B1 (fr) 2009-03-27 2012-04-02 Alstom Technology Ltd Traitement d'un courant de gaz
NO330123B1 (no) * 2009-07-11 2011-02-21 Sargas As Lav CO2-anlegg for utvinning av oljesand
WO2012013596A1 (en) * 2010-07-28 2012-02-02 Sargas As Jet engine with carbon capture

Also Published As

Publication number Publication date
US8887510B2 (en) 2014-11-18
RU2013124398A (ru) 2014-12-10
NO2643559T3 (no) 2018-06-02
KR20120044869A (ko) 2012-05-08
EP2643559B1 (en) 2018-01-03
AU2011322820A1 (en) 2013-06-13
CA2816412A1 (en) 2012-05-03
ES2661688T3 (es) 2018-04-03
PL2643559T3 (pl) 2018-07-31
JP5964842B2 (ja) 2016-08-03
AU2011322820B2 (en) 2016-03-03
CN103270253A (zh) 2013-08-28
NO20101517A1 (no) 2012-04-30
HK1183925A1 (zh) 2014-01-10
WO2012055715A2 (en) 2012-05-03
US20130205796A1 (en) 2013-08-15
CA2816412C (en) 2018-07-24
WO2012055715A3 (en) 2012-06-28
KR101914439B1 (ko) 2018-11-05
CN103270253B (zh) 2015-11-25
JP2013543100A (ja) 2013-11-28
LT2643559T (lt) 2018-06-25
EP2643559A2 (en) 2013-10-02

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO333145B1 (no) Varmeintegrering i et CO2-fangstanlegg
CA2996247C (en) Method and plant for co2 capture
NO333144B1 (no) Fremgangsmåte og regenerator for regenerering av absorbent som har absorbert CO2
US20130119667A1 (en) Jet engine with carbon capture
NO332159B1 (no) Fremgangsmate og anlegg for energieffektiv oppfanging og utskillelse av CO2 fra en gassfase
NO333560B1 (no) Fremgangsmåte og regenerator for regenerering av flytende CO2 absorbent.
CN102052101B (zh) 用于改进igcc发电设施的性能的系统
RU2575519C2 (ru) Интегрирование тепла при захвате со2
Christensen et al. Heat integration in CO 2 capture
Hamrin et al. Method and plant for CO 2 capture
Tola Performance Evaluation of NGCC and Coal-Fired Steam Power Plants with Integrated CCS and ORC systems
NO20110359A1 (no) Kombinert syklus kraftverk med CO2 fangst
WO2024054119A1 (en) Carbon capture for gas turbines
WO2023041541A1 (en) Method for capturing co2 from a flue gas from a district heating plant
NO20110545A1 (no) Forbedringer ved et kraftanlegg med en kombinert syklus
NO343989B1 (no) Effektiv kombinert syklus kraftverk med CO2-innfanging og et brennkammerarrangement med separate strømmer

Legal Events

Date Code Title Description
CHAD Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften)

Owner name: CO2 CAPSOL AS, NO