RU2237172C1 - Способ использования отводимой теплоты в процессе восстановления диоксида углерода - Google Patents

Способ использования отводимой теплоты в процессе восстановления диоксида углерода Download PDF

Info

Publication number
RU2237172C1
RU2237172C1 RU2003102599/15A RU2003102599A RU2237172C1 RU 2237172 C1 RU2237172 C1 RU 2237172C1 RU 2003102599/15 A RU2003102599/15 A RU 2003102599/15A RU 2003102599 A RU2003102599 A RU 2003102599A RU 2237172 C1 RU2237172 C1 RU 2237172C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
carbon dioxide
tower
liquid
hot water
heat
Prior art date
Application number
RU2003102599/15A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2003102599A (ru
Inventor
Масаки ИИДЗИМА (JP)
Масаки ИИДЗИМА
Original Assignee
Мицубиси Хэви Индастриз, 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 Мицубиси Хэви Индастриз, Лтд. filed Critical Мицубиси Хэви Индастриз, Лтд.
Publication of RU2003102599A publication Critical patent/RU2003102599A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2237172C1 publication Critical patent/RU2237172C1/ru

Links

Images

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
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1475—Removing 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

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Central Heating Systems (AREA)
  • Heat-Pump Type And Storage Water Heaters (AREA)
  • Carbon And Carbon Compounds (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу использования теплоты, отводимой из процесса восстановления диоксида углерода. Способ включает охлаждение отходящих газообразных продуктов сгорания в градирне (21), контакт охлажденных продуктов сгорания в абсорбционной башне (22) с регенерированной абсорбирующей жидкостью, поступающей из регенерационной башни (23), в результате на дне абсорбционной башни (22) накапливается жидкость с абсорбированным диоксидом углерода, нагревание жидкости с абсорбированным диоксидом углерода за счет теплообмена (35) с регенерированной абсорбирующей жидкостью, поступающей из регенерационной башни (23), подачу нагретой жидкости с абсорбированным диоксидом углерода в регенерационную башню (23), нагревание дна регенерационной башни (23) с использованием насыщенного пара, для разделения жидкости с абсорбированным диоксидом углерода на диоксид углерода и регенерированную абсорбирующую жидкость, выпуск и рекуперация отделенного диоксида углерода из регенерационной башни (23). Возвратная горячая вода нагревается за счет по меньшей мере одного теплообмена, выбранного из группы, в которую входят теплообмен (37) с регенерированной абсорбирующей жидкостью после теплообмена, теплообмен (40) с диоксидом углерода, удаляемым из регенерационной башни (23), и теплообмен (44) с насыщенной водой после нагревания дна регенерационной башни (23), в результате чего получают горячую воду. Изобретение позволяет получать при низкой себестоимости большое количество горячей воды. 3 з.п. ф-лы, 4 ил.

Description

ПРЕДПОСЫЛКИ К СОЗДАНИЮ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение относится к способу использования теплоты, отводимой из процесса восстановления диоксида углерода.
Обычно большое количество отводимой теплоты, вырабатываемой в процессе восстановления диоксида углерода за счет отходящих газообразных продуктов сгорания, охлаждается при помощи охлаждающей воды. В местной зоне, в которой большое количество охлаждающей воды не может быть обеспечено, большое количество отводимой теплоты охлаждается при помощи охлаждающего воздуха. Следовательно, большое количество имеющей низкую температуру отводимой теплоты удаляется без использования.
Известна система подачи горячей воды потребителю, показанная на фиг.4, в которой используют теплоту, вырабатываемую энергетической установкой.
Более конкретно, в такой системе пар из котла 101 подают на паровую турбину 102, при этом генератор 103 вырабатывает электричество. Пар конденсируется при помощи конденсатора 104 и возвращается в котел 101 при помощи насоса 105. Имеющий низкое давление пар выпускается из паровой турбины 102 и осуществляет теплообмен с водой, которая возвращается из системы снабжения горячей водой потребителя, при помощи теплообменника 106. При этом возвратная горячая вода подогревается и вновь поступает в систему подачи горячей воды потребителю. Конденсат, полученный за счет теплообмена имеющего низкое давление пара, возвращается в котел 101 при помощи насоса 107.
В известной системе подачи горячей воды потребителю, в результате отбора имеющего низкое давление пара от паровой турбины 102, выходная мощность паровой турбины 102 снижается, что приводит соответственно к снижению объема вырабатываемой электрической энергии.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Задачей настоящего изобретения является создание способа использования теплоты, отводимой из процесса восстановления диоксида углерода, при помощи которого производится нагревание возвратной горячей воды за счет использования большого количества отводимой теплоты, получаемой в процессе восстановления диоксида углерода из отходящих газообразных продуктов сгорания, таким образом, что может быть получено большое количество горячей воды, например, для подачи в систему снабжения горячей водой потребителя, местного обогрева и тому подобного.
В соответствии с первым аспектом настоящего изобретения, предлагается способ использования теплоты, отводимой из процесса восстановления диоксида углерода, который включает в себя следующие операции:
использование блока восстановления диоксида углерода, который содержит градирню, абсорбционную башню для абсорбции диоксида углерода при помощи абсорбирующей жидкости, и регенерационную башню для регенерации абсорбирующей жидкости;
подача отходящих газообразных продуктов сгорания в градирню для охлаждения отходящих газообразных продуктов сгорания;
подача охлажденных отходящих газообразных продуктов сгорания в абсорбционную башню таким образом, чтобы они входили в контакт с регенерированной абсорбирующей жидкостью, поступающей из регенерационной башни для абсорбции диоксида углерода из отходящих газообразных продуктов сгорания с регенерированной абсорбирующей жидкостью, в результате чего на дне абсорбционной башни накапливается абсорбирующая жидкость с абсорбированным диоксидом углерода;
нагревание абсорбирующей жидкости с абсорбированным диоксидом углерода за счет теплообмена с регенерированной абсорбирующей жидкостью, поступающей из регенерационной башни;
подача нагретой абсорбирующей жидкости с абсорбированным диоксидом углерода в регенерационную башню;
нагревание дна регенерационной башни с использованием насыщенного пара для того, чтобы произвести разделение абсорбирующей жидкости с абсорбированным диоксидом углерода на диоксид углерода и регенерированную абсорбирующую жидкость; и
выпуск и рекуперация отделенного диоксида углерода из регенерационной башни,
причем возвратная горячая вода нагревается за счет по меньшей мере одного теплообмена, выбранного из группы, в которую входят теплообмен с регенерированной абсорбирующей жидкостью после теплообмена, теплообмен с диоксидом углерода, удаляемым из регенерационной башни, и теплообмен с насыщенной водой после нагревания дна регенерационной башни, в результате чего получают горячую воду.
В способе использования теплоты, отводимой из процесса восстановления диоксида углерода в соответствии с настоящим изобретением, в качестве отходящих газообразных продуктов сгорания могут быть использованы отходящие газы из котла или газовой турбины электростанции.
Указанные ранее и другие характеристики и преимущества изобретения будут более ясны из последующего детального описания его предпочтительных вариантов, данных в качестве примера, не имеющего ограничительного характера и приведенного со ссылкой на сопроводительные чертежи, которые являются неотъемлемой частью настоящего изобретения.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
На фиг.1 показан схематический чертеж энергетической установки, которая включает в себя блок восстановления диоксида углерода и может быть применена для осуществления способа использования отводимой теплоты в процессе восстановления диоксида углерода в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг.2 приведен схематический чертеж, на котором детально показан блок восстановления диоксида углерода фиг.1.
На фиг.3 показан схематический чертеж теплообмена возвратной горячей воды в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг.4 показан схематический чертеж традиционной системы подачи горячей воды потребителю, в которой используют теплоту от энергетической установки.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Способ использования теплоты, отводимой из процесса восстановления диоксида углерода в соответствии с настоящим изобретением, будет описан далее со ссылкой на сопроводительные чертежи.
На фиг.1 показан схематический чертеж энергетической установки, которая включает в себя блок восстановления диоксида углерода, на фиг.2 детально показан блок восстановления диоксида углерода фиг.1, а на фиг.3 показана схема теплообмена возвратной горячей воды.
Котел 1 соединен с паровой турбиной 3 с подключенным генератором 2 при помощи линии 101. Паровая турбина 3 также соединена с котлом 1 при помощи линии 102, в которую последовательно включены конденсатор 4 для конденсации пара и насос 5.
Котел 1 соединен с блоком восстановления диоксида углерода 20 при помощи линии 103. Как это показано на фиг.2, блок восстановления диоксида углерода 20 включает в себя градирню 21, абсорбционную башню 22 и регенерационную башню 23, которые расположены в непосредственной близости друг от друга.
Градирня 21 соединена с котлом 1 при помощи линии 103. Градирня 21 содержит контактный элемент газ-жидкость 24. Концы линии циркуляции 104 соединены с дном и верхним участком градирни 21. Первый насос 25 и первый теплообменник 26 последовательно включены в линию циркуляции 104 со стороны дна градирни 21. Охлаждающая вода разбрызгивается в верхнем участке градирни 21 при помощи линии циркуляции 104, так что отходящие газообразные продукты сгорания, вводимые по линии 103, охлаждаются при помощи контактного элемента газ-жидкость 24. Вершина градирни 21 соединена с нижним участком абсорбционной башни 22 при помощи линии 105, в которую введен нагнетательный вентилятор 27.
Абсорбционная башня 22 содержит верхний и нижний контактные элементы газ-жидкость 28а и 28b. Участок слива 29 для регенерированной абсорбирующей жидкости предусмотрен между контактными элементами газ-жидкость 28а и 28b. Предусмотрена также линия 106, один конец которой соединен с участком слива 29 абсорбционной башни 22, а другой конец соединен с участком, расположенным в верхней части абсорбционной башни 22 над контактным элементом газ-жидкость 28а, через насос 30 и второй теплообменник (охладитель промывочной воды) 31. Выхлопная труба 32 соединена с вершиной абсорбционной башни 22.
Регенерационная башня 23 содержит верхний и нижний контактные элементы газ-жидкость 33а и 33b. Дно абсорбционной башни 22 соединено при помощи линии 107 с верхним участком регенерационной башни 23, расположенным между верхним и нижним контактными элементами газ-жидкость 33а и 33b. Насос 34 и третий теплообменник 35 последовательно включены в линию 107 со стороны абсорбционной башни 22.
Дно регенерационной башни 23 соединено при помощи линии 108, которая проходит через третий теплообменник 35, с верхним участком абсорбционной башни 22, в котором имеется участок слива 29. Насос 36 введен в линию 108 между дном регенерационной башни 23 и третьим теплообменником 35. Четвертый теплообменник (охладитель абсорбирующей жидкости) 37 введен в линию 108 между третьим теплообменником 35 и абсорбционной башней 22. Линия возвратной горячей воды 109 проходит через четвертый теплообменник 37, как это показано на фиг.2 и 3. При протекании возвратной горячей воды через линию возврата горячей воды 109 происходит теплообмен с четвертым теплообменником 37.
Один конец линии 1010 соединен с нижним участком регенерационной башни 23, а другой конец линии 1010 соединен с участком регенерационной башни 23, который расположен непосредственно под контактным элементом газ-жидкость 33b. Насос 38 и пятый теплообменник 39 последовательно включены в линию 1010 со стороны нижнего участка регенерационной башни 23. Через пятый теплообменник 39 также пропущена линия 1011, через которую поступает насыщенный пар, за счет чего происходит теплообмен с насыщенным паром.
Один конец линии 1012 соединен с вершиной регенерационной башни 23, а другой конец линии 1012 соединен с сепаратором газ-жидкость 41 через шестой теплообменник (охладитель возвратного потока) 40. Диоксид углерода, отделенный в сепараторе газ-жидкость 41, рекуперируют через выпускную трубу 42. Как это показано на фиг.2 и 3, линия возврата горячей воды 109, которая проходит через четвертый теплообменник 37, пропущена также через шестой теплообменник 40. При протекании возвратной горячей воды через линию возврата горячей воды 109 происходит теплообмен с шестым теплообменником 40. Сепаратор газ-жидкость 41 соединен с верхней частью регенерационной башни 23 при помощи линии 1013, в которую введен насос 43.
Как это показано на фиг.1 и 3, линия возврата горячей воды 109, которая проходит через шестой теплообменник 40, проходит также через седьмой теплообменник 44, через который пропущена линия 1011, по которой протекает насыщенная вода. При протекании возвратной горячей воды через линию возврата горячей воды 109 происходит теплообмен с седьмым теплообменником 44.
Способ использования теплоты, отводимой из процесса восстановления диоксида углерода, будет описан далее со ссылкой на энергетическую установку, которая включает в себя блок восстановления диоксида углерода (фиг.1-3).
Пар, который получают в котле 1, подают на паровую турбину 3 по линии 101, при этом генератор 2 вырабатывает электроэнергию. Пар от паровой турбины 3 подают по линии 102 на конденсатор 4, в котором происходит конденсация пара. Полученный конденсат возвращают в котел 1 при помощи насоса 5.
Отходящие газообразные продукты сгорания, получаемые в котле 1, подают в градирню 21 блока восстановления диоксида углерода 20 по линии 103. Очищенная вода, которую откачивают через дно градирни 21 при помощи первого насоса 25, охлаждается при ее протекании через линию циркуляции 104, в которую включен первый теплообменник 26. Охлаждающая вода разбрызгивается в верхней части градирни 21, в результате чего происходит охлаждение отходящих газообразных продуктов сгорания, введенных по линии 103, при помощи контактного элемента газ-жидкость 24.
При включении нагнетательного вентилятора 27 охлажденные отходящие газообразные продукты сгорания поступают от вершины градирни 21 в нижний участок абсорбционной башни 22 по линии 105. Когда отходящие газообразные продукты сгорания, введенные в абсорбционную башню 22, протекают вверх через нижний контактный элемент газ-жидкость 28b абсорбционной башни 22, они входят в контакт с регенерированной абсорбирующей жидкостью, например с регенерированным жидким амином, который подают в участок слива 29 абсорбционной башни 22. При этом диоксид углерода в отходящих газообразных продуктах сгорания абсорбируется при помощи регенерированного жидкого амина, в результате чего получают жидкий амин с абсорбированным диоксидом углерода. Регенерированный жидкий амин подают из регенерационной башни 23 в участок слива 29 абсорбционной башни 22 по линии 108, которая проходит через третий и четвертый теплообменники 35 и 37. Когда отходящие газообразные продукты сгорания протекают через участок слива 29 и далее вверх через верхний контактный элемент газ-жидкость 28а, они входят в контакт с регенерированным жидким амином, подаваемым в верхнюю часть абсорбционной башни 22, в результате чего диоксид углерода, который содержится в отходящих газообразных продуктах сгорания, абсорбируется регенерированным жидким 1 амином, при этом получают жидкий амин с абсорбированным диоксидом углерода. В это время отходящие газообразные продукты сгорания охлаждены, так что поддерживается водный баланс системы в целом, и пары амина не выходят наружу из системы. При включении насоса 30 регенерированный жидкий амин подается в верхнюю часть абсорбционной башни 22 по линии 106. Отходящие газообразные продукты сгорания, из которых удален диоксид углерода, выпускаются в атмосферу через выхлопную трубу 32.
Жидкий амин с абсорбированным диоксидом углерода накапливается на дне абсорбционной башни 22. При включении насоса 34 накопленный жидкий амин с абсорбированным диоксидом углерода поступает по линии 107 в регенерационную башню 23, на участок между двумя контактными элементами газ-жидкость 33а и 33b. В это время жидкий амин, который абсорбировал диоксид углерода, нагрет за счет теплообмена в третьем теплообменнике 35. Третий теплообменник 35 расположен на пересечении линий 107 и 108. Регенерированный жидкий амин с относительно высокой температурой, находящийся на дне регенерационной башни 23, протекает по линии 108, в результате чего регенерированный жидкий амин охлаждается.
Нагретый жидкий амин с абсорбированным диоксидом углерода разделяется на диоксид углерода и регенерированный жидкий амин, когда он протекает вниз через нижний контактный элемент газ-жидкость 33b регенерационной башни 23. В это время, при включении насоса 38 регенерированный жидкий амин, который накоплен на дне регенерационной башни 23, циркулирует по линии 1010, в которую включен пятый теплообменник 39. При этом регенерированный жидкий амин совершает теплообмен с насыщенным паром, который поступает в пятый теплообменник 39 по линии 1011, в результате чего он нагревается. Регенерированный жидкий амин, нагретый при помощи пятого теплообменника 39, используют в качестве источника теплоты для нагревания самой регенерационной башни 23.
Регенерированный жидкий амин, разделенный в регенерационной башне 23, накапливается на дне регенерационной башни 23. При включении насоса 36 регенерированный жидкий амин со дна регенерационной башни 23 возвращается в абсорбционную башня 22 по линии 108.
Отделенный диоксид углерода течет вверх через верхний контактный элемент газ-жидкость 33а регенерационной башни 23 и вытекает по линии 1012 из вершины регенерационной башни 23. В течение этого промежутка времени отделенный диоксид углерода охлаждается при помощи шестого теплообменника 40, введенного в линию 1012, при этом происходит конденсация водяного пара, переносимого вместе с диоксидом углерода. Диоксид углерода затем поступает в сепаратор газ-жидкость 41 и разделяется на диоксид углерода и жидкий амин. Диоксид углерода рекуперируют через выпускную трубу 42, а жидкий амин возвращают в регенерационную башню 23 по линии 1013.
В описанном выше процессе восстановления диоксида углерода, возвратную горячую воду подают в линию возврата горячей воды 109, в которую введены четвертый, шестой и седьмой теплообменники 37, 40 и 44, как это показано на фиг.1-3. В это время возвратная горячая вода, протекающая по линии возврата горячей воды 109, совершает теплообмен, прежде всего в четвертом теплообменнике 37, с жидким амином, который имеет температуру, например, от 60 до 70°С, протекающим по линии 108, пропущенной через четвертый теплообменник 37. Таким образом, возвратная горячая вода нагревается. Затем возвратная горячая вода совершает теплообмен в шестом теплообменнике 40 с диоксидом углерода и водяным паром при температуре, например, от 90 до 100°С, которые выпускаются из регенерационной башни 23 и протекают по линии 1012, пропущенной через шестой теплообменник 40. В результате возвратная горячая вода нагревается еще больше. Наконец, возвратная горячая вода совершает теплообмен в седьмом теплообменнике 44 с насыщенной водой при температуре, например, от 120 до 140°С, которая течет по линии 1011, которая пропущена через седьмой теплообменник 44. В результате возвратная горячая вода нагревается до заданной температуры и используется, например, в системе отопления.
Более конкретно, как это показано на фиг.3, возвратная горячая вода с температурой 20°С совершает теплообмен в четвертом теплообменнике 37 и нагревается при этом до 55°С. После этого возвратная горячая вода совершает теплообмен в шестом теплообменнике 40 и нагревается при этом до 85°С. Наконец, возвратная горячая вода совершает теплообмен в седьмом теплообменнике 44 и нагревается при этом до 100°С, до заданной температуры горячей воды. Когда возвратная горячая вода поступает в теплообменники указанным образом, от теплообменника с более низкой температурой в теплообменник с более высокой температурой, она может быть нагрета эффективным образом до заданной температуры.
Таким образом, в соответствии с настоящим изобретением, в процессе восстановления диоксида углерода из отходящих газообразных продуктов сгорания, полученных от такого источника отходящих газообразных продуктов сгорания, как, например, котел, происходит нагревание возвратной горячей воды за счет использования большей части отводимой теплоты, которую получают за счет процесса восстановления и которую обычно охлаждают при помощи охлаждающей воды и удаляют. Следовательно, может быть получено при низкой себестоимости большое количество горячей воды для отопления помещений или для других целей.
Когда способ использования отводимой теплоты в соответствии с настоящим изобретением применяют к энергетической установке, имеющей котел, то горячая вода для пользователя может быть получена за счет процесса восстановления диоксида углерода, без отбора имеющего низкое давление пара от паровой турбины, как это делают в традиционных системах водяного отопления. Следовательно, можно избежать снижения выходной мощности паровой турбины, которое происходит при отборе имеющего низкое давление пара.
В описанном варианте осуществления настоящего изобретения, горячая вода была получена за счет нагревания возвратной горячей воды с использованием четвертого, шестого и седьмого теплообменников 37, 40, и 44, однако следует иметь в виду, что настоящее изобретение не ограничивается только этим вариантом. Например, горячая вода может быть получена за счет нагревания возвратной горячей воды с использованием любого одного из четвертого, шестого и седьмого теплообменников 37, 40, и 44, или двух, или больше из них. Когда используют два теплообменника или больше теплообменников, порядок подачи горячей воды в теплообменники не является ограничивающим фактором.
В описанном варианте горячая вода была получена за счет нагревания возвратной горячей воды с использованием четвертого, шестого и седьмого теплообменников 37, 40, и 44, через которые протекает текучая среда с относительно высокой температурой, однако следует иметь в виду, что настоящее изобретение не ограничивается только таким случаем. Например, до нагревания горячей воды за счет теплообмена в четвертом теплообменнике 37 она может быть нагрета за счет теплообмена в первом или втором теплообменниках 26 и 31 (или в обоих из них), показанных фиг.2. Отметим, что охлаждающая вода, которая имеет температуру, например, от 20 до 50°С, протекает через первый теплообменник 26, в то время как охлаждающая вода, которая имеет температуру, например, от 20 до 50°С, протекает через теплообменник 31. Текучая среда с температурой, меньшей температуры пятого, шестого и седьмого теплообменников, протекает через первый и второй теплообменники 26 и 31.
Отметим, что источником выработки отходящих газообразных продуктов сгорания не обязательно должен быть котел.
Как это было описано ранее, в соответствии с настоящим изобретением предлагается способ использования отводимой теплоты, получаемой в процессе восстановления диоксида углерода от отходящих газообразных продуктов сгорания, для нагревания возвратной горячей воды, за счет использования большей части теплоты, получаемой в процессе восстановления, что позволяет получать при низкой себестоимости большое количество горячей воды для отопления или тому подобного.
Несмотря на то, что были описаны предпочтительные варианты осуществления изобретения, совершенно ясно, что в него специалистами в данной области могут быть внесены изменения и дополнения, которые не выходят, однако, за рамки приведенной далее формулы изобретения и соответствуют его духу.

Claims (4)

1. Способ использования отводимой теплоты в процессе восстановления диоксида углерода, который включает в себя следующие операции: использование блока (20) восстановления диоксида углерода, который содержит градирню (21), абсорбционную башню (22) для абсорбции диоксида углерода при помощи абсорбирующей жидкости и регенерационную башню (23) для регенерации абсорбирующей жидкости; подача отходящих газообразных продуктов сгорания в градирню (21) для охлаждения отходящих газообразных продуктов сгорания; подача охлажденных отходящих газообразных продуктов сгорания в абсорбционную башню (22) таким образом, чтобы они входили в контакт с регенерированной абсорбирующей жидкостью, поступающей из регенерационной башни (23) для абсорбции диоксида углерода из отходящих газообразных продуктов сгорания с регенерированной абсорбирующей жидкостью, в результате чего на дне указанной абсорбционной башни (22) накапливается абсорбирующая жидкость с абсорбированным диоксидом углерода; нагревание абсорбирующей жидкости с абсорбированным диоксидом углерода за счет теплообмена (35) с регенерированной абсорбирующей жидкостью, поступающей из регенерационной башни (23); подача нагретой абсорбирующей жидкости с абсорбированным диоксидом углерода в регенерационную башню (23); нагревание дна регенерационной башни (23) с использованием насыщенного пара для разделения абсорбирующей жидкости с абсорбированным диоксидом углерода на диоксид углерода и регенерированную абсорбирующую жидкость; выпуск и рекуперация отделенного диоксида углерода из регенерационной башни (23), в котором возвратная горячая вода нагревается за счет, по меньшей мере, одного теплообмена, выбранного из группы, в которую входят теплообмен (37) с регенерированной абсорбирующей жидкостью после теплообмена, теплообмен (40) с диоксидом углерода, удаляемым из регенерационной башни (23), и теплообмен (44) с насыщенной водой после нагревания дна регенерационной башни (23), в результате чего получают горячую воду.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что отходящие газообразные продукты сгорания представляют собой отходящие газы из котла (1) или газовой турбины электростанции.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что абсорбирующей жидкостью является жидкий амин.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что возвратную горячую воду нагревают сначала при помощи теплообмена (37) с регенерированной абсорбирующей жидкостью после теплообмена, затем при помощи теплообмена (40) с диоксидом углерода, удаляемым из регенерационной башни (23), и, наконец, при помощи теплообмена (44) с насыщенной водой после нагревания дна регенерационной башни (23), в результате чего получают горячую воду.
RU2003102599/15A 2002-01-31 2003-01-30 Способ использования отводимой теплоты в процессе восстановления диоксида углерода RU2237172C1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2002024528A JP3814206B2 (ja) 2002-01-31 2002-01-31 二酸化炭素回収プロセスの排熱利用方法
JP2002-24528 2002-01-31

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2003102599A RU2003102599A (ru) 2004-07-27
RU2237172C1 true RU2237172C1 (ru) 2004-09-27

Family

ID=19192281

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2003102599/15A RU2237172C1 (ru) 2002-01-31 2003-01-30 Способ использования отводимой теплоты в процессе восстановления диоксида углерода

Country Status (8)

Country Link
US (1) US6764530B2 (ru)
EP (1) EP1336724B1 (ru)
JP (1) JP3814206B2 (ru)
CA (1) CA2414615C (ru)
DE (1) DE60200756T2 (ru)
DK (1) DK1336724T3 (ru)
NO (1) NO334438B1 (ru)
RU (1) RU2237172C1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7927568B2 (en) 2006-10-26 2011-04-19 Foster Wheeler Energy Corporation Method of and apparatus for CO2 capture in oxy-combustion

Families Citing this family (81)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
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
BRPI0514141A (pt) * 2004-08-06 2008-05-27 Eig Inc ultralimpeza de gás de combustão incluindo a remoção de co2
FR2891013B1 (fr) * 2005-09-16 2011-01-14 Inst Francais Du Petrole Production d'energie par turbine a gaz sans emission de c02
EP1962983A4 (en) * 2005-12-19 2010-01-06 Fluor Tech Corp INTEGRATED COMPRESSOR / UNIT COMPRESSOR METHODS AND CONFIGURATIONS
US20080066469A1 (en) * 2006-09-15 2008-03-20 Scherzer Paul L System and method for generating electrical energy utilizing recaptured carbon dioxide
AU2008208882B2 (en) * 2007-01-25 2011-04-14 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for reducing carbon dioxide emission in a power plant
US7867322B2 (en) * 2007-01-31 2011-01-11 Alstom Technology Ltd Use of SO2 from flue gas for acid wash of ammonia
WO2009004307A1 (en) * 2007-07-04 2009-01-08 Jacobs Engineering U.K. Limited Process for the separation of pressurised carbon dioxide from steam
US8182577B2 (en) * 2007-10-22 2012-05-22 Alstom Technology Ltd Multi-stage CO2 removal system and method for processing a flue gas stream
US7862788B2 (en) * 2007-12-05 2011-01-04 Alstom Technology Ltd Promoter enhanced chilled ammonia based system and method for removal of CO2 from flue gas stream
JP5242207B2 (ja) * 2008-03-18 2013-07-24 新日鉄住金エンジニアリング株式会社 高炉ガスの利用プロセスにおける高炉ガスからの二酸化炭素の分離回収方法
JP5242206B2 (ja) * 2008-03-18 2013-07-24 新日鉄住金エンジニアリング株式会社 高炉ガスからの二酸化炭素分離回収方法
US8728423B2 (en) * 2008-04-07 2014-05-20 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Method and apparatus for flue gas treatment
US20090282977A1 (en) * 2008-05-14 2009-11-19 Alstom Technology Ltd Gas purification system having provisions for co2 injection of wash water
US7846240B2 (en) * 2008-10-02 2010-12-07 Alstom Technology Ltd Chilled ammonia based CO2 capture system with water wash system
US8404027B2 (en) 2008-11-04 2013-03-26 Alstom Technology Ltd Reabsorber for ammonia stripper offgas
US10018115B2 (en) 2009-02-26 2018-07-10 8 Rivers Capital, Llc System and method for high efficiency power generation using a carbon dioxide circulating working fluid
US8596075B2 (en) * 2009-02-26 2013-12-03 Palmer Labs, Llc System and method for high efficiency power generation using a carbon dioxide circulating working fluid
KR101648054B1 (ko) 2009-02-26 2016-08-12 팔머 랩스, 엘엘씨 고온 및 고압에서 연료를 연소하는 장치 및 방법, 이에 관련된 시스템 및 장비
FR2942729B1 (fr) * 2009-03-05 2011-08-19 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un gaz par une solution absorbante, avec section de lavage a l'eau optimisee
US8292989B2 (en) * 2009-10-30 2012-10-23 Alstom Technology Ltd Gas stream processing
JP5148546B2 (ja) * 2009-04-09 2013-02-20 三菱重工業株式会社 熱回収装置
US8309047B2 (en) 2009-09-15 2012-11-13 Alstom Technology Ltd Method and system for removal of carbon dioxide from a process gas
US8790605B2 (en) * 2009-09-15 2014-07-29 Alstom Technology Ltd Method for removal of carbon dioxide from a process gas
US8784761B2 (en) * 2009-11-20 2014-07-22 Alstom Technology Ltd Single absorber vessel to capture CO2
US8518156B2 (en) * 2009-09-21 2013-08-27 Alstom Technology Ltd Method and system for regenerating a solution used in a wash vessel
EP2322265A1 (en) 2009-11-12 2011-05-18 Alstom Technology Ltd Flue gas treatment system
US8293200B2 (en) * 2009-12-17 2012-10-23 Alstom Technology Ltd Desulfurization of, and removal of carbon dioxide from, gas mixtures
US20110146489A1 (en) * 2009-12-17 2011-06-23 Alstom Technology Ltd Ammonia removal, following removal of co2, from a gas stream
WO2011106718A1 (en) * 2010-02-25 2011-09-01 Georgia Tech Research Corporation Adsorbing heat exchangers
JP5665022B2 (ja) 2010-03-31 2015-02-04 新日鉄住金エンジニアリング株式会社 二酸化炭素ガス回収装置
EP2383522B1 (en) * 2010-04-28 2016-11-02 General Electric Technology GmbH Thermal integration of a carbon dioxide capture and compression unit with a steam or combined cycle plant
US8728209B2 (en) 2010-09-13 2014-05-20 Alstom Technology Ltd Method and system for reducing energy requirements of a CO2 capture system
US8623307B2 (en) 2010-09-14 2014-01-07 Alstom Technology Ltd. Process gas treatment system
US8869889B2 (en) 2010-09-21 2014-10-28 Palmer Labs, Llc Method of using carbon dioxide in recovery of formation deposits
US20120067054A1 (en) 2010-09-21 2012-03-22 Palmer Labs, Llc High efficiency power production methods, assemblies, and systems
NO333145B1 (no) * 2010-10-28 2013-03-18 Sargas As Varmeintegrering i et CO2-fangstanlegg
KR101332480B1 (ko) 2011-01-20 2013-11-26 사우디 아라비안 오일 컴퍼니 자동차 배기 가스로부터의 co2의 온-보드 회수 및 저장
WO2012100157A1 (en) 2011-01-20 2012-07-26 Saudi Arabian Oil Company Direct densification method and system utilizing waste heat for on-board recovery and storage of co2 from motor vehicle internal combustion engine exhaust gases
KR101451541B1 (ko) 2011-01-20 2014-10-15 사우디 아라비안 오일 컴퍼니 자동차 내연기관 배기 가스로부터의 co₂의 온-보드 회수 및 저장을 위해 폐열을 사용하는 가역 고체 흡착 방법 및 시스템
US9371755B2 (en) 2011-01-20 2016-06-21 Saudi Arabian Oil Company Membrane separation method and system utilizing waste heat for on-board recovery and storage of CO2 from motor vehicle internal combustion engine exhaust gases
US8329128B2 (en) 2011-02-01 2012-12-11 Alstom Technology Ltd Gas treatment process and system
US9028784B2 (en) 2011-02-15 2015-05-12 Alstom Technology Ltd Process and system for cleaning a gas stream
US9133407B2 (en) 2011-02-25 2015-09-15 Alstom Technology Ltd Systems and processes for removing volatile degradation products produced in gas purification
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
US8864878B2 (en) 2011-09-23 2014-10-21 Alstom Technology Ltd Heat integration of a cement manufacturing plant with an absorption based carbon dioxide capture process
JP6104926B2 (ja) 2011-11-02 2017-03-29 ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー 発電システムおよび対応する方法
US8911538B2 (en) 2011-12-22 2014-12-16 Alstom Technology Ltd Method and system for treating an effluent stream generated by a carbon capture system
US9162177B2 (en) 2012-01-25 2015-10-20 Alstom Technology Ltd Ammonia capturing by CO2 product liquid in water wash liquid
BR112014019522B1 (pt) 2012-02-11 2020-04-07 8 Rivers Capital Llc processo para produção de energia, e sistema para oxidação parcial (pox) e sistema para produção de energia (pps) combinados
US9028654B2 (en) 2012-02-29 2015-05-12 Alstom Technology Ltd Method of treatment of amine waste water and a system for accomplishing the same
US8864879B2 (en) 2012-03-30 2014-10-21 Jalal Askander System for recovery of ammonia from lean solution in a chilled ammonia process utilizing residual flue gas
DE102012215569A1 (de) * 2012-09-03 2014-03-06 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zur schnellen Wirkleistungsänderung von fossil befeuerten Dampfkraftwerksanlagen
US9101912B2 (en) 2012-11-05 2015-08-11 Alstom Technology Ltd Method for regeneration of solid amine CO2 capture beds
US9447996B2 (en) 2013-01-15 2016-09-20 General Electric Technology Gmbh Carbon dioxide removal system using absorption refrigeration
WO2015011566A2 (en) * 2013-07-23 2015-01-29 Carbon Clean Solutions Pvt. Ltd Split line system, method and process for co2 recovery
JP6250332B2 (ja) 2013-08-27 2017-12-20 ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー ガスタービン設備
US8986640B1 (en) 2014-01-07 2015-03-24 Alstom Technology Ltd System and method for recovering ammonia from a chilled ammonia process
TWI657195B (zh) 2014-07-08 2019-04-21 美商八河資本有限公司 加熱再循環氣體流的方法、生成功率的方法及功率產出系統
US10277771B1 (en) * 2014-08-21 2019-04-30 Oliver Markus Haynold Floating-point camera
US11231224B2 (en) 2014-09-09 2022-01-25 8 Rivers Capital, Llc Production of low pressure liquid carbon dioxide from a power production system and method
CN111005779A (zh) 2014-09-09 2020-04-14 八河流资产有限责任公司 从发电系统和方法生产低压液态二氧化碳
US11686258B2 (en) 2014-11-12 2023-06-27 8 Rivers Capital, Llc Control systems and methods suitable for use with power production systems and methods
MA40950A (fr) 2014-11-12 2017-09-19 8 Rivers Capital Llc Systèmes et procédés de commande appropriés pour une utilisation avec des systèmes et des procédés de production d'énergie
US10961920B2 (en) 2018-10-02 2021-03-30 8 Rivers Capital, Llc Control systems and methods suitable for use with power production systems and methods
CN106152228A (zh) * 2015-03-10 2016-11-23 中能世华(北京)节能科技有限公司 一种新型发电厂热利用系统
KR102602774B1 (ko) 2015-06-15 2023-11-15 8 리버스 캐피탈, 엘엘씨 동력 생산 플랜트의 기동을 위한 시스템 및 방법
US10378763B2 (en) * 2015-12-03 2019-08-13 General Electric Company Method and apparatus to facilitate heating feedwater in a power generation system
EP3192984B1 (en) * 2016-01-13 2020-06-17 General Electric Technology GmbH Method for operating a steam power plant and steam power plant for conducting said method
CN109072104B (zh) 2016-02-18 2021-02-26 八河流资产有限责任公司 用于包括甲烷化处理的发电系统和方法
CN109072783B (zh) 2016-02-26 2021-08-03 八河流资产有限责任公司 用于控制发电设备的系统和方法
CA3036311A1 (en) 2016-09-13 2018-03-22 8 Rivers Capital, Llc System and method for power production using partial oxidation
CN106247683A (zh) * 2016-10-20 2016-12-21 广东电网有限责任公司电力科学研究院 一种co2捕捉系统及工艺
US10456734B2 (en) 2016-11-01 2019-10-29 Mitsubishi Heavy Industries Engineering, Ltd. CO2 recovery system and method of recovering CO2
RU2657445C1 (ru) * 2017-01-24 2018-06-19 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная компания "ЭкоПромСервис" ООО "НПК "ЭкоПромСервис" Блочно-комплектная абсорбционная установка улавливания легких фракций углеводородов
ES2960368T3 (es) 2017-08-28 2024-03-04 8 Rivers Capital Llc Optimización de calor de baja calidad de ciclos de energía recuperativa de CO2 supercrítico
EP3759322B9 (en) 2018-03-02 2024-02-14 8 Rivers Capital, LLC Systems and methods for power production using a carbon dioxide working fluid
RU2689740C1 (ru) * 2018-08-07 2019-05-28 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" Устройство для дегазации углеводородного конденсата
US11549433B2 (en) 2019-10-22 2023-01-10 8 Rivers Capital, Llc Control schemes for thermal management of power production systems and methods
US12097464B2 (en) * 2021-09-24 2024-09-24 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Amine CO2 separation process integrated with hydrocarbons processing
EP4389257A1 (en) * 2022-12-23 2024-06-26 Hitachi Energy Ltd Co2 sequester system for cooling towers

Family Cites Families (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE1592350B1 (de) * 1967-01-30 1970-12-17 Linde Ag Verfahren und Anlage zum Regenerieren beladener Waschfluessigkeiten
US3803846A (en) * 1971-06-14 1974-04-16 S Letvin Waste heat recovery process
US4150953A (en) * 1978-05-22 1979-04-24 General Electric Company Coal gasification power plant and process
DE3043831A1 (de) * 1980-11-20 1982-06-24 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Verfahren zum entfernen von sauren gasen, insbesondere kohlendioxid, aus gasgemischen
US4498289A (en) * 1982-12-27 1985-02-12 Ian Osgerby Carbon dioxide power cycle
SE446560B (sv) * 1983-02-15 1986-09-22 Asea Atom Ab Sett vid forbrenning av vatten och/eller vetehaltiga brenslen och utvinning av energi ur vid forbrenningen bildade rokgaser, rening av dessa samt anordning for genomforande av settet
US4528811A (en) * 1983-06-03 1985-07-16 General Electric Co. Closed-cycle gas turbine chemical processor
AT380092B (de) * 1983-09-29 1986-04-10 Simmering Graz Pauker Ag Verfahren und vorrichtung zur gewinnung von waerme aus wasserdampfhaeltigen gasen durch absorption oder adsorption
SE455226B (sv) * 1986-10-23 1988-06-27 Scandiaconsult Ab Forfarande och anordning for rokgaskondensering samt forvermning och befuktning av forbrenningsluft vid forbrenningsanleggningar
US4765143A (en) * 1987-02-04 1988-08-23 Cbi Research Corporation Power plant using CO2 as a working fluid
US4869884A (en) * 1988-05-06 1989-09-26 Kerr-Mcgee Chemical Corporation Process for recovering acidic gases
US5025631A (en) * 1990-07-16 1991-06-25 Garbo Paul W Cogeneration system with low NOx combustion of fuel gas
EP0502596B2 (en) * 1991-03-07 1999-08-25 Mitsubishi Jukogyo Kabushiki Kaisha Apparatus and process for removing carbon dioxide from combustion exhaust gas
US5306331A (en) * 1993-03-18 1994-04-26 Permea, Inc. Process for cooling the feed gas to gas separation systems
NO180520C (no) * 1994-02-15 1997-05-07 Kvaerner Asa Fremgangsmåte til fjerning av karbondioksid fra forbrenningsgasser
US5658361A (en) * 1995-09-12 1997-08-19 Arencibia, Jr.; Jose P. Apparatus for purifying hot flue gas and for recovering thermal energy therefrom
US5840100A (en) * 1995-09-12 1998-11-24 Arencibia, Jr.; Jose P. Apparatus for purifying hot flue gas and for receiving thermal energy therefrom
US6019819A (en) * 1998-03-17 2000-02-01 Alpha Engineers, Inc. Apparatus and method for extracting heat from contaminated waste steam
DK0953748T3 (da) * 1998-04-28 2004-06-07 Alstom Switzerland Ltd Kraftværksanlæg med en CO2-proces
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

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7927568B2 (en) 2006-10-26 2011-04-19 Foster Wheeler Energy Corporation Method of and apparatus for CO2 capture in oxy-combustion

Also Published As

Publication number Publication date
JP2003225537A (ja) 2003-08-12
CA2414615A1 (en) 2003-07-31
EP1336724B1 (en) 2004-07-14
DE60200756T2 (de) 2005-07-21
DE60200756D1 (de) 2004-08-19
NO334438B1 (no) 2014-03-03
EP1336724A1 (en) 2003-08-20
CA2414615C (en) 2005-08-23
NO20030476D0 (no) 2003-01-30
JP3814206B2 (ja) 2006-08-23
US6764530B2 (en) 2004-07-20
NO20030476L (no) 2003-08-01
US20030140786A1 (en) 2003-07-31
DK1336724T3 (da) 2004-08-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2237172C1 (ru) Способ использования отводимой теплоты в процессе восстановления диоксида углерода
US11821637B2 (en) Energy-saving system using electric heat pump to deeply recover flue gas waste heat from heat power plant for district heating
KR20170102793A (ko) 가스-증기 복합 사이클 집중형 열 공급 장치 및 열 공급 방법
CN114768488B (zh) 一种燃煤机组烟气二氧化碳捕集系统
EP1503156A1 (en) Absorption-type air conditioner system
CN108136321A (zh) 用于co2捕集的方法和设备
CN114247272A (zh) 一种基于二氧化碳捕集技术的节能系统
CN201892201U (zh) 应用于火力发电厂的两级烟气换热器系统
KR101499810B1 (ko) 하이브리드 타입 복수기 시스템
US6993933B2 (en) Absorption refrigerating machine
CN1140747C (zh) 回收燃气蒸汽循环热电厂烟气余热的吸收式热泵供暖装置
CN102809144A (zh) 采用两级喷射吸收热泵提高热力循环效率的装置及方法
CN108507219A (zh) 一种复合型两级式溴化锂吸收式热泵及工作方法
JP2000205691A (ja) 吸収冷凍機
JP3865346B2 (ja) 吸収冷温水機
CN217233613U (zh) 一种双压碳回收循环系统
CN216977243U (zh) 一种用于制冷系统的发生器
CN2522771Y (zh) 回收燃气蒸汽循环热电厂烟气余热的吸收式热泵供暖装置
JPH03134207A (ja) 蒸気タービンシステムおよびエネルギー供給システム
SU1254179A1 (ru) Энергетическа установка
CN117000005A (zh) 一种烟气中二氧化碳捕集系统及其方法
SU1071898A1 (ru) Утилизатор дымовых газов
KR100340798B1 (ko) 암모니아지에이엑스흡수식사이클
JP4322690B2 (ja) 吸収式冷温水機
JP4322997B2 (ja) 吸収式冷凍機

Legal Events

Date Code Title Description
PC41 Official registration of the transfer of exclusive right

Effective date: 20180621

QB4A Licence on use of patent

Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20210421

Effective date: 20210421