RU2010128899A - Система и способ регенерации раствора абсорбента - Google Patents

Система и способ регенерации раствора абсорбента Download PDF

Info

Publication number
RU2010128899A
RU2010128899A RU2010128899/05A RU2010128899A RU2010128899A RU 2010128899 A RU2010128899 A RU 2010128899A RU 2010128899/05 A RU2010128899/05 A RU 2010128899/05A RU 2010128899 A RU2010128899 A RU 2010128899A RU 2010128899 A RU2010128899 A RU 2010128899A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pressure turbine
boiler
steam
high pressure
turbine
Prior art date
Application number
RU2010128899/05A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2481881C2 (ru
Inventor
Расеш Р. КОТДАВАЛА (US)
Расеш Р. КОТДАВАЛА
Дэвид Дж. ТЬЮРЕК (US)
Дэвид Дж. ТЬЮРЕК
Грегори Н. ЛИЛДЖЕДАЛ (US)
Грегори Н. ЛИЛДЖЕДАЛ
Алан М. ПФЕФФЕР (US)
Алан М. ПФЕФФЕР
Вэй Д. ЧЖАН (US)
Вэй Д. ЧЖАН
Нарешкумар Б. ХАНДАГАМА (US)
Нарешкумар Б. ХАНДАГАМА
Original Assignee
Альстом Текнолоджи Лтд (Ch)
Альстом Текнолоджи Лтд
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 Альстом Текнолоджи Лтд (Ch), Альстом Текнолоджи Лтд filed Critical Альстом Текнолоджи Лтд (Ch)
Publication of RU2010128899A publication Critical patent/RU2010128899A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2481881C2 publication Critical patent/RU2481881C2/ru

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
    • B01D53/1425—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
    • B01D53/14—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
    • 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
    • B01D53/38—Removing components of undefined structure
    • B01D53/40—Acidic components
    • 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
    • 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
    • B01D53/96—Regeneration, reactivation or recycling of reactants
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/304—Hydrogen sulfide
    • 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
    • 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

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
  • Control Of Turbines (AREA)

Abstract

1. Способ регенерации обогащенного абсорбирующего раствора на электростанции, причем указанный способ включает этапы, на которых: ! производят пар горением источника топлива в бойлере; ! подают часть указанного пара на множество турбин для генерации электричества, причем указанное множество турбин соединено по текучей среде с указанным бойлером последовательно и содержит турбину высокого давления, соединенную по текучей среде с указанным бойлером, турбину промежуточного давления, соединенную по текучей среде с указанной турбиной высокого давления, и турбину низкого давления, соединенную по текучей среде с указанной турбиной промежуточного давления; ! перекачивают часть указанного пара, подаваемого на указанное множество турбин, по меньшей мере, из одного положения перекачивания, выбранного из: положения между указанным бойлером и указанной турбиной высокого давления, положения между указанной турбиной высокого давления и указанной турбиной промежуточного давления и положения между указанной турбиной промежуточного давления и указанной турбиной низкого давления; ! насыщают указанный перекачанный пар в турбине с противодавлением и/или устройстве устранения перегрева; и ! нагревают указанный обогащенный абсорбирующий раствор, используя указанный насыщенный перекачанный пар в качестве источника тепла, чтобы обеспечить обедненный абсорбирующий раствор. ! 2. Способ по п.1, в котором указанное, по меньшей мере, одно положение перекачивания включает указанное положение между указанным бойлером и указанной турбиной высокого давления. ! 3. Способ по п.1, в котором указанное, по меньшей мере, одно положени

Claims (18)

1. Способ регенерации обогащенного абсорбирующего раствора на электростанции, причем указанный способ включает этапы, на которых:
производят пар горением источника топлива в бойлере;
подают часть указанного пара на множество турбин для генерации электричества, причем указанное множество турбин соединено по текучей среде с указанным бойлером последовательно и содержит турбину высокого давления, соединенную по текучей среде с указанным бойлером, турбину промежуточного давления, соединенную по текучей среде с указанной турбиной высокого давления, и турбину низкого давления, соединенную по текучей среде с указанной турбиной промежуточного давления;
перекачивают часть указанного пара, подаваемого на указанное множество турбин, по меньшей мере, из одного положения перекачивания, выбранного из: положения между указанным бойлером и указанной турбиной высокого давления, положения между указанной турбиной высокого давления и указанной турбиной промежуточного давления и положения между указанной турбиной промежуточного давления и указанной турбиной низкого давления;
насыщают указанный перекачанный пар в турбине с противодавлением и/или устройстве устранения перегрева; и
нагревают указанный обогащенный абсорбирующий раствор, используя указанный насыщенный перекачанный пар в качестве источника тепла, чтобы обеспечить обедненный абсорбирующий раствор.
2. Способ по п.1, в котором указанное, по меньшей мере, одно положение перекачивания включает указанное положение между указанным бойлером и указанной турбиной высокого давления.
3. Способ по п.1, в котором указанное, по меньшей мере, одно положение перекачивания включает указанное положение между указанной турбиной высокого давления и указанной турбиной промежуточного давления.
4. Способ по п.1, в котором указанное, по меньшей мере, одно положение перекачивания включает указанное положение между указанной турбиной промежуточного давления и указанной турбиной низкого давления.
5. Способ по п.1, в котором указанное, по меньшей мере, одно положение перекачивания включает два положения, выбранные из: указанного положения между указанным бойлером и указанной турбиной высокого давления, указанного положения между указанной турбиной высокого давления и указанной турбиной промежуточного давления и указанного положения между указанной турбиной промежуточного давления и указанной турбиной низкого давления.
6. Способ по п.1, в котором указанное, по меньшей мере, одно положение перекачивания включает указанное положение между указанным бойлером и указанной турбиной высокого давления, указанное положение между указанной турбиной высокого давления и указанной турбиной промежуточного давления и указанное положение между указанной турбиной промежуточного давления и указанной турбиной низкого давления.
7. Способ по п.1, в котором нагревание указанного обогащенного абсорбирующего раствора, используя указанный насыщенный, перекачанный пар в качестве источника тепла, включает подачу, по меньшей мере, части указанного насыщенного, перекачанного пара в ребойлер.
8. Система, содержащая: бойлер для производства пара;
множество турбин, соединенных по текучей среде с указанным бойлером, причем множество турбин содержит турбину высокого давления, соединенную по текучей среде с указанным бойлером, турбину промежуточного давления, соединенную по текучей среде с указанной турбиной высокого давления, и турбину низкого давления, соединенную по текучей среде с указанной турбиной промежуточного давления;
генератор, механически соединенный с указанным множеством турбин;
механизм перекачивания, выполненный с возможностью перекачивания, по меньшей мере, части указанного пара, произведенного указанным бойлером, причем указанный механизм перекачивания размещен в положении, выбранном из группы, состоящей из положения между указанным бойлером и указанной турбиной высокого давления, положения между указанной турбиной высокого давления и указанной турбиной промежуточного давления и положения между указанной турбиной промежуточного давления и указанной турбиной низкого давления и их комбинации;
по меньшей мере, одно устройство, выбранное из турбины с противодавлением и устройства устранения перегрева, соединенных по текучей среде с указанным механизмом перекачивания и выполненных с возможностью насыщения указанного перекачанного пара; и
систему регенерации, соединенную по текучей среде с указанной турбиной с противодавлением и/или указанным устройством устранения перегрева, причем насыщенный, перекачанный пар используется в качестве источника тепла для указанной системы регенерации.
9. Система по п.8, в которой указанный механизм перекачивания размещают в положении между указанным бойлером и указанной турбиной высокого давления.
10. Система по п.8, в которой указанный механизм перекачивания размещают в положении между указанной турбиной высокого давления и указанной турбиной промежуточного давления.
11. Система по п.8, в которой указанный механизм перекачивания размещают в положении между указанной турбиной промежуточного давления и указанной турбиной низкого давления.
12. Система по п.11, далее включающая второй механизм перекачивания, размещенный между указанным бойлером и указанной системой регенерации.
13. Система по п.11, далее включающая второй механизм перекачивания, размещенный между указанным бойлером и указанной турбиной высокого давления.
14. Система по п.8, в которой указанная система регенерации включает: регенератор, сформированный, чтобы регенерировать обогащенный абсорбирующий раствор; и ребойлер, соединенный по текучей среде с указанным регенератором и с указанным, по меньшей мере, одним из устройств: указанной турбиной с противодавлением и указанным устройством устранения перегрева.
15. Система по п.14, в которой указанный обогащенный абсорбирующий раствор включает химический растворитель, выбранный из группы, содержащей моноэтаноламин (MЭA), диэтаноламин (ДЭA), диизопропаноламин (ДИПА), N-метилэтаноламин, триэтаноламин (ТЭА), N-метилдиэтаноламин (МДЭА), пиперазин, N-метилпиперазин (МП), N-гидроксиэтилпиперазин (ГЭП), 2-амино-2-метил-1-пропанол (АМП), 2-(2-аминоэтокси)этанол, 2-(2-трет-бутиламинопропокси)этанол, 2-(2-трет-бутиламиноэтокси)этанол (ТБЭЭ), 2-(2-трет-амиламино-этокси)этанол, 2-(2-изопропиламинопропокси)этанол или 2-(2-(1-метил-1-этилпропиламино)этокси)этанол.
16. Система по п.14, в которой указанный обогащенный абсорбирующий раствор включает аммиак.
17. Способ регенерации абсорбирующего раствора на электростанции, причем электростанция содержит первый бойлер, генерирующий технологический поток и первое количество пара, множество турбин, абсорбер для удаления кислотного компонента из указанного технологического потока, таким образом образуя обогащенный абсорбирующий раствор и очищенный технологический поток, и регенератор для регенерации указанного обогащенного абсорбирующего раствора, причем способ включает этапы, на которых:
подают указанное первое количество пара на указанное множество турбин для генерирования электричества;
генерируют второе количество пара во втором бойлере, отделенном от указанного первого бойлера; и
используют указанное второе количество пара в качестве источника тепла в указанном регенераторе для регенерации указанного обогащенного абсорбирующего раствора.
18. Способ по п.17, в котором указанный регенератор включает ребойлер, и, по меньшей мере, часть указанного второго количества пара подают в указанный ребойлер.
RU2010128899/05A 2007-12-13 2008-12-12 Система и способ регенерации раствора абсорбента RU2481881C2 (ru)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US1336907P 2007-12-13 2007-12-13
US61/013,369 2007-12-13
US12/277,935 2008-11-25
US12/277,935 US20090151318A1 (en) 2007-12-13 2008-11-25 System and method for regenerating an absorbent solution
PCT/US2008/086512 WO2009076575A2 (en) 2007-12-13 2008-12-12 System and method for regenerating an absorbent solution

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2010128899A true RU2010128899A (ru) 2012-01-20
RU2481881C2 RU2481881C2 (ru) 2013-05-20

Family

ID=40751437

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2010128899/05A RU2481881C2 (ru) 2007-12-13 2008-12-12 Система и способ регенерации раствора абсорбента

Country Status (13)

Country Link
US (1) US20090151318A1 (ru)
EP (1) EP2225010A2 (ru)
JP (1) JP2011508842A (ru)
KR (1) KR20100086046A (ru)
CN (1) CN101896246B (ru)
AU (1) AU2008335013B2 (ru)
BR (1) BRPI0821134A2 (ru)
CA (2) CA2787800A1 (ru)
IL (1) IL205735A0 (ru)
MX (1) MX2010005208A (ru)
RU (1) RU2481881C2 (ru)
WO (1) WO2009076575A2 (ru)
ZA (1) ZA201003314B (ru)

Families Citing this family (23)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP5317833B2 (ja) * 2009-05-28 2013-10-16 株式会社東芝 蒸気タービン発電設備
JP5484811B2 (ja) 2009-07-17 2014-05-07 三菱重工業株式会社 二酸化炭素の回収システム及び方法
EP2305364A1 (en) * 2009-09-29 2011-04-06 Alstom Technology Ltd Power plant for CO2 capture
US20110120128A1 (en) * 2009-11-20 2011-05-26 Alstom Technology Ltd Method of controlling a power plant
WO2011104759A1 (ja) * 2010-02-26 2011-09-01 株式会社 日立製作所 火力発電システム、およびその運転方法，火力発電システムの改造方法，火力発電システムに用いられる蒸気タービン設備，二酸化炭素分離回収装置，過熱低減器
JP6215511B2 (ja) * 2010-07-16 2017-10-18 栗田工業株式会社 ボイラ用防食剤
JP5584040B2 (ja) * 2010-08-02 2014-09-03 株式会社東芝 二酸化炭素回収型蒸気タービンシステムおよびその運転方法
JP5558310B2 (ja) * 2010-10-22 2014-07-23 株式会社東芝 二酸化炭素回収方法及び二酸化炭素回収型汽力発電システム
EP2632568B1 (en) * 2010-10-29 2018-03-21 Huntsman Petrochemical LLC Use of 2-(3-aminopropoxy)ethan-1-ol as an absorbent to remove acidic gases
EP2465595A1 (en) * 2010-12-15 2012-06-20 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for capture and compression of carbon dioxide from fischer-tropsch off-gas
JP2014512471A (ja) * 2011-02-01 2014-05-22 アルストム テクノロジー リミテッド Ｃｏ２回収プラントを伴う複合サイクル発電プラント
AU2012236370A1 (en) * 2011-03-31 2013-10-10 Alstom Technology Ltd System and method for controlling waste heat for CO2 capture
US20120247103A1 (en) * 2011-03-31 2012-10-04 Alstom Technology Ltd. System and method for controlling waste heat for co2 capture
JP5738045B2 (ja) * 2011-04-06 2015-06-17 三菱重工業株式会社 二酸化炭素の回収システム及び方法
JP5843464B2 (ja) * 2011-04-06 2016-01-13 三菱重工業株式会社 二酸化炭素の回収システム及び方法
US8833081B2 (en) * 2011-06-29 2014-09-16 Alstom Technology Ltd Low pressure steam pre-heaters for gas purification systems and processes of use
DE102011110213A1 (de) * 2011-08-16 2013-02-21 Thyssenkrupp Uhde Gmbh Verfahren und Vorrichtung zur Rückführung von Abgas aus einer Gasturbine mit nachfolgendem Abhitzekessel
DE102011053120A1 (de) 2011-08-30 2013-02-28 Thyssenkrupp Uhde Gmbh Verfahren und Anlage zur Entfernung von Kohlendioxid aus Rauchgasen
EP2644851A1 (en) * 2012-03-29 2013-10-02 Alstom Technology Ltd Method for operating a combined cycle power plant and combined cycle power plant for using such method
JP6138255B2 (ja) * 2012-07-26 2017-05-31 フルーア・テクノロジーズ・コーポレイション 非枯渇式調節と断熱ソルベント加熱によるスチーム効率
WO2015041102A1 (ja) 2013-09-17 2015-03-26 株式会社Ihi 排ガスの処理システム及び処理方法
TWI633923B (zh) * 2014-02-10 2018-09-01 中國石油化工科技開發有限公司 一種處理酸性氣體的方法及裝置
CN107930346B (zh) * 2017-10-17 2020-12-29 广西金川有色金属有限公司 一种离子液加热再生装置

Family Cites Families (23)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH0779950B2 (ja) * 1989-12-25 1995-08-30 三菱重工業株式会社 燃焼排ガス中のｃｏ▲下２▼の除去方法
JPH0494403A (ja) * 1990-08-03 1992-03-26 Electric Power Res Inst Inc 動作中のタービンの共振ブレードの監視
JP2544554B2 (ja) * 1991-10-09 1996-10-16 関西電力株式会社 燃焼排ガス中のｃｏ２の除去方法
DK0537593T3 (da) * 1991-10-09 1999-10-25 Kansai Electric Power Co Genvinding af carbondioxid fra forbrændingsudstødningsgasser
JP2792777B2 (ja) * 1992-01-17 1998-09-03 関西電力株式会社 燃焼排ガス中の炭酸ガスの除去方法
SE9300500D0 (sv) * 1993-02-16 1993-02-16 Nycomb Synergetics Ab New power process
DE19740608C2 (de) * 1997-09-16 2003-02-13 Daimler Chrysler Ag Verfahren zur Bestimmung einer kraftstoffeinspritzbezogenen Kenngröße für einen Verbrennungsmotor mit Hochdruckspeicher-Einspritzanlage
CN1276787C (zh) * 1999-07-19 2006-09-27 株式会社荏原制作所 酸性气体洗涤装置及其方法
EP1359989B1 (en) * 2001-02-16 2009-11-11 Stone & Webster Process Technology, Inc. Quench water pretreat process
RU2215878C2 (ru) * 2001-04-09 2003-11-10 Иванников Николай Павлович Регенеративная паротурбинная установка
DE60233186D1 (de) * 2001-06-14 2009-09-17 Rohm & Haas Verbessertes System zur Behandlung von Elementarschwefel-Rückständen
US6694953B2 (en) * 2002-01-02 2004-02-24 Caterpillar Inc Utilization of a rail pressure predictor model in controlling a common rail fuel injection system
EP1551532B1 (en) * 2002-07-03 2008-11-19 Fluor Corporation Improved split flow apparatus
JP4138399B2 (ja) * 2002-08-21 2008-08-27 三菱重工業株式会社 液化天然ガスの製造方法
CN100406685C (zh) * 2003-04-30 2008-07-30 株式会社东芝 中压蒸汽轮机、蒸汽轮机发电厂及其运转方法
JP4274846B2 (ja) * 2003-04-30 2009-06-10 三菱重工業株式会社 二酸化炭素の回収方法及びそのシステム
DE10344181A1 (de) * 2003-09-24 2005-04-28 Mtu Friedrichshafen Gmbh Verfahren zur Steuerung und Regelung einer Brennkraftmaschine
NO321817B1 (no) * 2003-11-06 2006-07-10 Sargas As Renseanlegg for varmekraftverk
FR2863910B1 (fr) * 2003-12-23 2006-01-27 Inst Francais Du Petrole Procede de capture du dioxyde de carbone contenu dans des fumees
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
GB2434330B (en) * 2006-01-13 2010-02-17 Project Invest Energy As Removal of CO2 from flue gas
JP2007239685A (ja) * 2006-03-10 2007-09-20 Tokyo Electric Power Co Inc:The 発電プラント運用装置及び方法
US8062408B2 (en) * 2006-05-08 2011-11-22 The Board Of Trustees Of The University Of Illinois Integrated vacuum absorption steam cycle gas separation

Also Published As

Publication number Publication date
AU2008335013A1 (en) 2009-06-18
BRPI0821134A2 (pt) 2015-09-15
CA2709290C (en) 2013-07-16
US20090151318A1 (en) 2009-06-18
CA2787800A1 (en) 2009-06-18
CA2709290A1 (en) 2009-06-18
CN101896246B (zh) 2015-06-17
KR20100086046A (ko) 2010-07-29
RU2481881C2 (ru) 2013-05-20
WO2009076575A2 (en) 2009-06-18
MX2010005208A (es) 2010-06-09
JP2011508842A (ja) 2011-03-17
WO2009076575A3 (en) 2009-09-24
IL205735A0 (en) 2010-11-30
AU2008335013B2 (en) 2011-11-17
EP2225010A2 (en) 2010-09-08
ZA201003314B (en) 2011-08-31
CN101896246A (zh) 2010-11-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2010128899A (ru) Система и способ регенерации раствора абсорбента
RU2010128942A (ru) Установка и способ регенерации раствора абсорбента
AU2008208881B2 (en) Process for producing a pressurised CO2 stream in a power plant integrated with a CO2 capture unit
EP2578290B1 (en) CO2 recovery system and method
EP2107930B1 (en) Process for reducing carbon dioxide emission in a power plant
US20100326074A1 (en) Steam turbine power plant and operation method thereof
NO336193B1 (no) Forbedret fremgangsmåte ved regenerering av absorbent
CN101583411A (zh) 具有闪蒸的贫液和热整合的吸收剂再生
NO338815B1 (no) System og fremgangsmåte til gjenvinning av C02
CA2770770C (en) Carbon dioxide recovery system and method
JP2004323339A (ja) 二酸化炭素の回収方法及びそのシステム
CA2840382C (en) Low pressure steam pre-heaters for gas purification systems and processes of use
RU2010128891A (ru) Система и способ удаления кислотного компонента из технологического потока
CA2765896C (en) Carbon dioxide recovery system and method
JP2014515074A (ja) Ｃｏ２捕捉のための廃熱を制御するためのシステム及び方法
WO2008090166A1 (en) Process for enabling constant power output in a power plant integrated with a carbon dioxide capture unit
Wang et al. Research on structural integration of thermodynamic system for double reheat coal-fired unit with CO2 capture
JP2011058403A (ja) 動力発生設備
Shames et al. SIMULATION OF SEIZING CARBON DIOXIDE EMITTED FROM SIMPLE GAS TURBINE AND COMBINED CYCLES POWER PLANTS

Legal Events

Date Code Title Description
PD4A Correction of name of patent owner
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20171213