RU2456060C2 - Регенерация поглотителя отбираемым сжатым верхним потоком для обеспечения тепла - Google Patents

Регенерация поглотителя отбираемым сжатым верхним потоком для обеспечения тепла Download PDF

Info

Publication number
RU2456060C2
RU2456060C2 RU2009120226/05A RU2009120226A RU2456060C2 RU 2456060 C2 RU2456060 C2 RU 2456060C2 RU 2009120226/05 A RU2009120226/05 A RU 2009120226/05A RU 2009120226 A RU2009120226 A RU 2009120226A RU 2456060 C2 RU2456060 C2 RU 2456060C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
absorber
gas
water
column
regeneration column
Prior art date
Application number
RU2009120226/05A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2009120226A (ru
Inventor
Саймон ВУДХАУС (NO)
Саймон Вудхаус
Original Assignee
Акер Клин Карбон Ас
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 Акер Клин Карбон Ас filed Critical Акер Клин Карбон Ас
Publication of RU2009120226A publication Critical patent/RU2009120226A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2456060C2 publication Critical patent/RU2456060C2/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
    • B01D53/1425—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
    • B01D53/1475—Removing carbon dioxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B32/00—Carbon; Compounds thereof
    • C01B32/50—Carbon dioxide
    • 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
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/151—Reduction of greenhouse gas [GHG] emissions, e.g. 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
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/50—Improvements relating to the production of bulk chemicals

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)

Abstract

Изобретение относится к области улавливания СO2 из газовой смеси. Регенерация обогащенного поглотителя, содержащего поглощенный CO2, с получением регенерированного, или обедненного, поглотителя и CO2. Обогащенный поглотитель регенерируют путем десорбции водяным паром в регенерационной колонне, в которой газ, в основном включающий высвобождаемый CO2 и водяной пар, отбирают из верхней части колонны и разделяют с получением потока CO2, который удаляют, и конденсированной воды, которую направляют рециклом в регенерационную колонну. Обеденный, или регенерированный, поглотитель отбирают из нижней части колонны. При этом газ, отбираемый из верхней части регенерационной колонны, перед его разделением на CO2 и воду, сжимают и охлаждают за счет теплообмена с целью утилизации теплоты. Изобретение позволяет снизить нагрузки на кипятильник и таким образом снизить потребление среднетемпературной энергии. 4 н. и 10 з.п. ф-лы, 2 ил.

Description

Настоящее изобретение относится к области улавливания СO2 из газовой смеси. Более конкретно, настоящее изобретение относится к улавливанию СО2 из газа, содержащего СO2, например, из газа сгорания, полученного при сгорании углеродсодержащих материалов или при осуществлении других способов с высвобождением СО2. Еще более конкретно, настоящее изобретение относится к усовершенствованному способу и установке для регенерации поглотителя СО2, применяемым в способе и установке для улавливания СO2.
Постоянно увеличивающийся в течение последних столетий объем сжигания ископаемых топлив, например угля, природного газа и нефти, привел к увеличению концентрации СО2 в атмосфере. Повышение концентрации СO2 вызывает беспокойство из-за возникновения парникового эффекта, вызываемого СО2. Полагают, что парниковый эффект уже вызвал по меньшей мере некоторые изменения климата, наблюдаемые в течение нескольких последних десятилетий, и, в соответствии с прогнозами, может вызвать еще более серьезные изменения климата планеты Земля.
Это заставляет ученых, специалистов по защите окружающей среды и политических деятелей всего мира решать проблему стабилизации или даже снижения выбросов в атмосферу СО2, получаемого при сгорании ископаемого топлива. Стабилизация или даже уменьшение выбросов в атмосферу СО2, получаемого при сгорании ископаемых топлив, может быть достигнуто за счет улавливания и безопасного захоронения СО2, получаемого из выхлопных газов, выделяемых теплоэлектростанциями и другими установками, в которых сжигают ископаемое топливо.
Уловленный СО2 может быть введен в подземные формации, например водоносные пласты и нефтяные скважины для повышения степени извлечения нефти, или в выработанные нефтяные и газоносные скважины для захоронения. Испытания показывают, что СО2 остается в подземных формациях в течение тысяч лет и не выбрасывается в атмосферу.
Улавливание СO2 из газа при помощи абсорбции хорошо известно, и его используют в течение десятилетий, например, с целью извлечения СO2 (и других кислых газов) из природного газа, получаемого из газовых месторождений. Поглотители, применяемые или предлагаемые в соответствии с существующим уровнем техники, включают различные водные щелочные растворы, такие как карбонат калия, см., например, US 5528811, и различные амины, см., например, US 4112051, US 4397660 и US 5061465. Отделение СO2 от отходящих газов теплоэлектростанций посредством раствора амина описано, например, в патенте США US 4942734.
Общей особенностью этих способов улавливания СO2 является то, что разделяемую газовую смесь направляют противотоком к водному раствору поглотителя в абсорбционной колонне. Газ, выходящий из абсорбционной колонны, обеднен СO2 (или обеднен кислым газом), в то время как СO2 (или другой кислый газ) выходит из абсорбционной колонны вместе с поглотителем. Поглотитель регенерируют в регенерационной колонне и возвращают в абсорбционную колонну. Амин регенерируют путем десорбции раствора амина водяным паром в регенерационной колонне. Водяной пар получают в кипятильнике, находящемся в основании колонны.
На Фиг.1 и в сопроводительном тексте WO 2004/080573 описан способ регенерации поглотителя СO2, осуществляемый при низком давлении, в соответствии с которым поглотитель отпаривают в регенерационной колонне противоточным потоком водяного пара. Как указано, давление в колонне составляет приблизительно 0,15 атм или приблизительно 0,15 бар, а температура в нижней части регенерационной колонны составляет приблизительно 55°С и понижается по направлению к верхней части колонны. Давление газовой смеси, содержащей СO2 и водяной пар, извлекаемой из верхней части колонны, повышают до атмосферного давления путем многостадийного сжатия, сопровождаемого охлаждением и отделением воды между стадиями. Охлаждение производят за счет теплообмена с обедненным поглотителем, чтобы получить водяной пар низкого давления, применяемый для десорбции в регенерационной колонне.
Этот способ регенерации, осуществляемый при давлении ниже атмосферного, может быть эффективным для карбонатных поглотителей. Однако аминные поглотители требуют применения более высоких температур для того, чтобы вообще происходила десорбция СО2. Кроме того, создание пониженного давления дополнительно повышает затраты на строительство и эксплуатацию регенерационного участка такой установки. Во-первых, для обеспечения пониженного давления требуется использование более объемных регенерационных колонн, что сильно увеличивает затраты на строительство. Во-вторых, сжатие газа, извлекаемого из верхней части регенерационной колонны, от давления колонны до атмосферного давления требует больших затрат энергии. Энергетические затраты на сжатие газа от 0,015 МПа абс. (0,15 бар абс.) до 0,1 МПа абс. (1 бар абс.) приблизительно соответствуют энергетическим затратам на сжатие газа от 0,1 МПа абс. (1 бар абс.) до 0,7 МПа абс. (7 бар абс.). Однако низкая рабочая температура верхнего потока десорбера позволяет производить быстрое и эффективное сжатие этого газа.
Несмотря на то, что снижение давления в регенерационной колонне позволяет производить быструю и удобную рекомпрессию пара для интеграции энергии, преимущества, полученные при интеграции энергии, оказываются меньше дополнительных затрат. Кроме того, как было отмечено выше, способ не может быть эффективным при применении поглотителей, отличных от карбонатов, и, в частности, он неэффективен при использовании более часто предпочитаемых аминов.
Как указано выше, СО2 как таковой хорошо известен в данной области техники. Тем не менее, существует необходимость внесения некоторых усовершенствований в способ улавливания СО2 с целью повышения экономической рентабельности теплоэлектростанций с низким выбросом СO2 или отсутствием СО2 в выбросах.
Установки, применяемые для улавливания СО2, имеют относительно крупногабаритные, сложные и дорогостоящие конструкции. Таким образом, желательно снизить размеры, сложность и стоимость таких установок.
Улавливание СО2 производят за счет производительности теплоэлектростанции, использующей ископаемое топливо; таким образом, понижается выход электрической энергии и/или среднетемпературной теплоты, вырабатываемой теплоэлектростанцией. Понижение производительности по сравнению с обычной теплоэлектростанцией делает такую теплоэлектростанцию менее рентабельной. Таким образом, следует повысить эффективность, т.е. понизить стоимость энергии, затрачиваемой на улавливание СО2.
Поглотители, предпочитаемые в настоящее время, включают водные растворы различных аминов. Обычно используемые амины включают алканоламины, например диэтаноламин, монометилэтаноламин, аминоэтилэтаноламин, 2-(метиламино)этанол, МДЭА (метилдиэтаноламин), а также другие амины, известные специалисту в данной области техники. Поглощение СО2 аминными поглотителями представляет собой обратимую экзотермическую реакцию. Соответственно, для десорбции и высвобождения СO2 в регенерационную колонну нужно подводить тепло.
Подвод тепла в регенерационную колонну в соответствии с предшествующим уровнем техники осуществляют при помощи кипятильника, в котором поглотитель нагревают до температуры, обычно составляющей приблизительно от 120 до 130°С, и нормальном рабочем давлении таких десорберов, составляющем приблизительно 0,15 МПа абс. (1,5 бар абс.) или 0,05 МПа избыт. (0,5 бар избыт.). Нагревание поглотителя в кипятильнике может быть осуществлено при помощи электрического нагревательного элемента, но обычно нагревание производят при помощи теплоносителя, например водяного пара высокой температуры. Кипятильник является основным потребителем среднетемпературной тепловой энергии в цикле абсорбции/десорбции при улавливании СO2. Снижение потребления среднетемпературной тепловой энергии улучшит экономические показатели способа улавливания СO2.
Таким образом, цель настоящего изобретения состоит в снижении нагрузки на кипятильник и, таким образом, снижении потребления среднетемпературной тепловой энергии, например энергии высокотемпературного водяного пара.
Первый аспект настоящего изобретения относится к способу регенерации обогащенного поглотителя, содержащего поглощенный СO2, с получением регенерированного, или обедненного, поглотителя и СO2, где поток обогащенного поглотителя вводят в регенерационную колонну, которая работает при атмосферном давлении или давлении, превышающем атмосферное; при этом в указанной регенерационной колоне поглотитель протекает сверху вниз противотоком к потоку водяного пара, получаемого при нагревании обедненного поглотителя в нижней части регенерационной колонны,
где газ, в основном включающий высвобождаемый СO2 и водяной пар, отбирают из верхней части колонны и разделяют с получением потока СО2, который удаляют, и конденсированной воды, которую направляют рециклом в регенерационную колонну,
где обеденный, или регенерированный, поглотитель отбирают из нижней части колонны,
где газ, отбираемый из верхней части регенерационной колонны, перед его разделением на СO2 и воду, сжимают и охлаждают за счет теплообмена с целью утилизации теплоты.
Сжатие общего количества СO2 и водяного пара, отбираемых из верхней части колонны, перед их разделением, обеспечивает сохранение тепла газа, выходящего из регенерационной колонны, и превращение его в среднетемпературное тепло за счет энергии, используемой для повышения давления водяного пара и повышения температуры конденсации водяного пара. Указанное среднетемпературное тепло затем может быть использовано для других целей, в отличие от низкотемпературного тепла, которое либо не может быть использовано для других целей, либо имеет ограниченное применение, и обычно его высвобождают в виде охлаждающей воды.
В соответствии с одним из воплощений, перед разделением газа, отбираемого из верхней части регенерационной колонны, на СO2 и воду, этот газ сжимают до давления, в 2-5 раз превышающего рабочее давление регенерационной колонны. Сжатие газа до давления, в 2-5 раз превышающего рабочее давление регенерационной колонны, обеспечивает достаточное повышение общей тепловой энергии и температуры газа, чтобы получать среднетемпературный водяной пар за счет теплообмена со сжатым газом.
В соответствии с одним из воплощений, газ, отбираемый из верхней части регенерационной колонны, сжимают в компрессионной установке, включающей две или более стадии сжатия, где между стадиями сжатия в сжатый газ подают воду. Применение нескольких стадий сжатия улучшает регулирование процесса сжатия и позволяет производить охлаждение в промежутках между стадиями.
В соответствии с одним из конкретных воплощений, сжатый газ охлаждают за счет теплообмена с водой, во время которого указанную воду нагревают с образованием водяного пара. Охлаждение нагретого сжатого газа путем добавления в него воды снижает температуру газа без потерь тепловой энергии в охлаждающих устройствах, что позволяет сохранять тепловую энергию газа и снижать потери тепла.
В соответствии с одним из воплощений, водяной пар, получаемый при теплообмене, используют для получения водяного пара нагреванием обедненного поглотителя в нижней части регенерационной колонны. Использование водяного пара, получаемого при теплообмене со сжатым газом, заменяет получение пара в кипятильнике и, таким образом, снижает нагрузку на кипятильник.
Второй аспект настоящего изобретения относится к способу улавливания СO2 из газа, содержащего СO2, включающему введение обедненного жидкого поглотителя и газа, содержащего СO2, в абсорбер, в котором газ, содержащий СO2, пропускают противотоком к обедненному поглотителю с получением обогащенного поглотителя и потока газа, обедненного СO2; выпуск газа, обедненного СO2, в окружающую среду и извлечение обогащенного поглотителя из абсорбера;
где обогащенный поглотитель вводят в регенерационную колонну, которая работает при атмосферном давлении или давлении, превышающем атмосферное, и в которой поглотитель протекает сверху вниз противотоком к потоку водяного пара, получаемого при нагревании обедненного поглотителя в кипятильнике, расположенном в нижней части регенерационной колонны,
где газ, в основном включающий высвобождаемый СO2 и водяной пар, отбирают из верхней части колонны и разделяют с получением потока СO2, который удаляют, и конденсированной воды, которую направляют рециклом в регенерационную колонну,
где обеденный, или регенерированный, поглотитель отбирают из нижней части колонны и
где газ, отбираемый из верхней части регенерационной колонны, перед его разделением на СO2 и воду, сжимают и охлаждают за счет теплообмена с целью утилизации теплоты.
Указанный второй аспект относится к включению предлагаемого регенератора в способ улавливания СO2 из окружающей среды и, таким образом, установка приобретает ряд преимуществ.
Третий аспект настоящего изобретения относится к регенератору жидкого поглотителя СО2, включающему регенерационную колонну, которая работает при атмосферном давлении или давлении, превышающем атмосферное; трубопровод для обогащенного поглотителя, предназначенный для введения обогащенного поглотителя в регенерационную колонну; средство извлечения для отбора обедненного поглотителя из нижней части регенерационной колонны; кипятильник для нагревания части отбираемого поглотителя перед его повторным введением в регенерационную колонну для получения водяного пара; трубопровод для обедненного поглотителя, предназначенный для подачи рециклом части поглотителя, отбираемой при помощи средства извлечения, в абсорбер; газовый трубопровод для отбора СO2 и пара из верхней части регенерационной колонны и средство разделения для разделения газа, отбираемого из верхней части регенерационной колонны, на поток СO2, который отводят из регенератора, и воду, которую направляют рециклом в регенерационную колонну; дополнительно включающему парокомпрессионную установку для сжатия СO2 и водяного пара до давления от 0,2 до 1,0 МПа (от 2 до 10 бар), установленную между регенерационной колонной и средством разделения.
Сжатие общего количества СO2 и водяного пара, отбираемых из верхней части колонны, перед их разделением, обеспечивает сохранение тепла газа, извлекаемого из регенерационной колонны, и превращение его в среднетемпературное тепло за счет энергии, используемой для повышения давления водяного пара и повышения температуры конденсации водяного пара. Повышение температуры конденсации водяного пара обеспечивает извлечение тепла при более высоких температурах. В результате снижаются потери тепла при осуществлении всего способа.
В соответствии с первым воплощением, компрессионная установка представляет собой установку для многостадийного сжатия, включающую две или более стадии сжатия. Применение нескольких стадий сжатия обеспечивает возможность производить охлаждение между стадиями. Это повышает эффективность и снижает проектную температуру компрессионной системы.
В соответствии со вторым воплощением, установка включает средство подачи воды, предназначенное для введения воды в сжатый СO2 и воду между стадиями сжатия. Промежуточное охлаждение обычно проводят в теплообменниках при помощи охлаждающей среды. Охлаждающая среда отводит тепло из системы. Охлаждение введением водяного пара не сопровождается извлечением энергии из системы и повышает количество теплоты, которое может быть получено.
Четвертый аспект настоящего изобретения относится к установке для улавливания СO2 из газа, содержащего СO2, включающей средство подачи обедненного жидкого поглотителя и газа, содержащего СO2, в абсорбер, в котором поглотитель и газ, содержащий СO2, пропускают противотоком с получением потока газа, обедненного СO2, и обогащенного поглотителя; средство выпуска газа, обедненного СO2, в окружающую среду; средство извлечения обогащенного поглотителя из абсорбера и подачи обогащенного поглотителя в регенератор; регенератор, включающий регенератор жидкого поглотителя СO2, включающий регенерационную колонну, которая работает при атмосферном давлении или давлении, превышающем атмосферное; трубопровод для обогащенного поглотителя, предназначенный для введения обогащенного поглотителя в регенерационную колонну; средство извлечения для отбора обедненного поглотителя из нижней части регенерационной колонны; кипятильник для нагревания части отбираемого поглотителя перед его введением в регенерационную колонну для получения водяного пара; трубопровод для обедненного поглотителя, предназначенный для подачи рециклом части поглотителя, отбираемой при помощи средства извлечения, в абсорбер; газовый трубопровод для отбора СO2 и пара из верхней части регенерационной колонны и средство разделения газа, отбираемого из верхней части регенерационной колонны, на поток СO2, который отводят из регенератора, и воду, которую направляют рециклом в регенерационную колонну; дополнительно включающей парокомпрессионную установку, предназначенную для сжатия СO2 и водяного пара с получением давления, составляющего от 0,2 до 1,0 МПа (от 2 до 10 бар), установленную между регенерационной колонной и средством разделения. Этот четвертый аспект изобретения относится к установке улавливания СO2, включающей вышеописанный регенератор, и, таким образом, обеспечивает такие же преимущества всей установке улавливания.
Используемый в настоящем описании термин «низкотемпературный источник тепла» или «низкотемпературный теплоноситель» означает источник тепла или теплоноситель, например воду, водяной пар или другой теплоноситель, температура которого на выходе из теплообменника ниже 110°С. Температура низкотемпературного источника тепла на выходе из теплообменника может составлять менее 105°С, менее 100°С или менее 95°С. Температура низкотемпературного источника тепла на входе в теплообменник может составлять менее 130°С, например менее 125°С.
Используемый в настоящем описании термин «среднетемпературный источник тепла» или «среднетемпературный теплоноситель» означает источник тепла или теплоноситель, например воду, водяной пар или другой теплоноситель, температура которого на выходе из теплообменника составляет приблизительно более 120°С, например более 125°С или более 130°С. Температура среднетемпературного источника тепла или теплоносителя на входе в теплообменник обычно составляет более 125°С, более предпочтительно более 130°С.
Среднетемпературный теплоноситель может представлять собой водяной пар при температуре, превышающей 125°С или превышающей 130°С, который конденсируется в теплообменнике с образованием конденсатной воды с температурой на 1-10°С менее, чем температура, при которой пар поступает в теплообменник. Полученная конденсатная вода затем может быть использована в качестве низкотемпературного теплоносителя в процессах, не требующих применения высоких температур.
Используемый в настоящем описании и формуле изобретения термин «стадии сжатия» включает как физические компрессионные установки, включающие две или более стадии сжатия, так и физически разделенные компрессоры, каждый из которых используют для выполнения одной стадии.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
На Фиг.1 показана схема установки для улавливания СO2 согласно предшествующему уровню техники и
на Фиг.2 показана схема воплощения предлагаемого усовершенствованного участка регенерации амина установки для улавливания СO2.
На Фиг.1 изображена установка для улавливания СO2 согласно предшествующему уровню техники, где отходящий газ, получаемый при сжигании углеродсодержащего топлива, направляют в установку для улавливания СO2 через трубопровод 1 для отходящего газа. Отходящий газ в трубопроводе 1 существенно охлажден за счет утилизации высокотемпературной тепловой энергии, получаемой при сжигании углеродсодержащего топлива, для получения электрической энергии. Температура отходящего газа, поступающего в установку для улавливания СO2 по трубопроводу, обычно составляет приблизительно от 120°С до 90°С. Отходящий газ из трубопровода 1 подают на участок охлаждения, где его насыщают водой и охлаждают до температуры, составляющей, например, приблизительно от 35°С до 60°С.
Охлажденный и увлажненный отходящий газ затем вводят в нижнюю часть абсорбционной колонны 3, в которой отходящий газ протекает снизу вверх по абсорбционной колонне 3 противотоком к обедненному поглотителю, т.е. поглотителю, который подвергли десорбции СO2 и который вводят в верхнюю часть абсорбционной колонны через трубопровод 4 для обедненного поглотителя. Обедненный газ, т.е. отходящий газ, из которого удалена значительная часть СO2, извлекают через трубопровод 6 для выпуска газа, присоединенный к верхней части абсорбционной колонны, в то время как обогащенный поглотитель, т.е. поглотитель после поглощения СO2, извлекают из абсорбционной колонны через трубопровод 5 для обогащенного поглотителя.
Обогащенный поглотитель нагревают в теплообменнике 7 за счет теплообмена с обедненным поглотителем, который возвращают в абсорбционную колонну, до температуры, обычно составляющей от 90 до 110°С, после чего обогащенный поглотитель направляют в регенерационную колонну 8. В регенерационной колонне 8 обогащенный поглотитель протекает сверху вниз противотоком к водяному пару, получаемому при нагревании некоторого количества поглотителя в кипятильнике 11 регенератора. Обедненный поглотитель извлекают из колонны регенератора через выпускное отверстие 10 для обедненного поглотителя. Часть обедненного поглотителя, отобранную из выпускного отверстия 10, вводят в кипятильник 11 регенератора, где ее нагревают до температуры, обычно составляющей от 120 до 130°С, с получением горячего поглотителя и водяного пара, который повторно вводят в колонну регенератора через трубопровод 12. Обедненный поглотитель в кипятильнике 11 обычно нагревают при помощи электроэнергии или теплоносителя, например водяного пара. При использовании теплоносителя для нагревания поглотителя, находящегося в кипятильнике регенератора, теплоноситель вводят через трубопровод 13 и извлекают через трубопровод 13'. Водяной пар, представляющий собой теплоноситель для кипятильника, обычно вводят в виде пара высокого давления, имеющего температуру приблизительно от 130°С до 140°С; пар извлекают через трубопровод 13' в виде конденсированного пара при той же температуре. Другими словами, энергия, передаваемая от теплоносителя к поглотителю в кипятильнике, представляет собой теплоту конденсации водяного пара.
Нагревание колонны снизу позволяет создавать температурный градиент в установившемся режиме от низа до верха колонны; при этом, в зависимости от конструкции колонны, температура в верхней части колонны составляет на 10-50°С менее, чем в нижней части колонны.
Ту часть обедненного поглотителя из трубопровода 10, которую не вводят в кипятильник регенератора, направляют рециклом в абсорбционную колонну 3 по трубопроводу 4 и охлаждают в теплообменнике 7 за счет теплообмена с обогащенным поглотителем в трубопроводе 5. В теплообменнике 7 происходит нагревание относительно холодного обогащенного поглотителя за счет теплообмена с относительно горячим обедненным поглотителем, извлекаемым из десорбера при температуре, составляющей приблизительно 120°С. В зависимости от реальных размеров и конструкции установки, температура обогащенного амина, выходящего из теплообменника 7 и направляемого в десорбер для амина, может составлять приблизительно от 90 до 110°С.
Давление в регенерационной колонне обычно равно атмосферному или превышает атмосферное, что обеспечивает эффективную регенерацию поглотителя, или десорбцию СО2. Давление регенерации часто составляет 0,15 МПа (1,5 бар) или более. На практике давление часто составляет приблизительно от 0,15 до 0,2 МПа (от 1,5 до 2,0 бар), и может даже превышать это значение.
Углекислый газ, извлекаемый из поглотителя, водяной пар и незначительное количество поглотителя извлекают из регенерационной колонны 8 через трубопровод 9 для выпуска газа. Газ, транспортируемый по трубопроводу 9 для выпуска газа, охлаждают в дефлегматоре 14 для конденсации воды, которую отделяют от оставшегося газа, в основном включающего СO2, в сепараторе 15 для СO2. Газообразный СO2 и некоторое количество остаточного водяного пара удаляют из сепаратора 15 для СO2 через трубопровод 16 для СO2 и направляют на дальнейшую обработку, например сушку, сжатие и захоронение. Воду, сконденсированную в сепараторе для СO2, извлекают через трубопровод 17 и перекачивают назад в верхнюю часть регенерационной колонны 8 при помощи насоса 18. Специалисту в данной области техники понятно, что водяной пар, отбираемый через трубопровод 9, и конденсированная вода, удаляемая в сепараторе 15, могут включать незначительное количество поглотителя. Используемые в настоящем описании и формуле изобретения термины «вода» и «водяной пар (пары воды)», там, где это подходит, включают воду и пары воды, включающие незначительное количество поглотителя.
На Фиг.2 показано предпочтительное воплощение настоящего изобретения. Это воплощение в основном соответствует способу и установке, описанным со ссылками на Фиг.1, с тем лишь исключением, что газ, отбираемый из регенерационной колонны 8 через трубопровод 9, непосредственно сжимают в компрессионной установке 20, не отделяя воду перед проведением сжатия.
Компрессионная установка предпочтительно включает два или более компрессора, соединенных последовательно, или стадий сжатия 21, 21', 21", соединенных соединительными трубопроводами 28. Воду, направляемую по питающему трубопроводу 30, вводят в сжатый и, таким образом, нагретый газ в промежутках между стадиями сжатия в соединительные трубопроводы 28 при помощи водяных инжекторов 29, 29'. Вода охлаждает и насыщает газ перед следующей стадией сжатия.
Газ обычно сжимают в компрессионной установке 20 до давления, обычно в 2-5 раз превышающего рабочее давление регенерационной колонны, что соответствует давлению газа, выходящего из компрессионной установки, приблизительно от 0,2 до 1,0 МПа (от 2 до 10 бар). Обычно давление газа, извлекаемого из компрессионной установки, составляет приблизительно от 0,4 до 0,8 МПа (от 4 до 8 бар).
Сжатый и нагретый газ, выходящий из компрессионной установки 20 через трубопровод 22, охлаждают в теплообменнике 23, в котором происходит конденсация некоторого количества воды и поглотителя с нагреванием теплоносителя в трубопроводе 32. Водяной пар в трубопроводе 22', включающий конденсат и газ, затем дополнительно охлаждают в охлаждающем устройстве 24, после чего конденсат и газ разделяют в сепараторе 25. Газообразную фазу удаляют из сепаратора 25 через трубопровод 31 для СО2 и направляют на дальнейшую обработку, например сжатие, сушку и захоронение. Жидкую фазу, получаемую в сепараторе 25 и в основном состоящую из воды, содержащей незначительное количество поглотителя, отводят из сепаратора в трубопровод 27 для жидкости с возможным регулированием посредством клапана 26 и подают рециклом в регенерационную колонну.
Сжатие общего количества газа, отбираемого из верхней части регенерационной колонны и включающего СO2 и водяной пар, а также незначительное количество поглотителя, обеспечивает повышение температуры конденсации паров воды в газе. Это означает, что теплота, выделяемая при конденсации воды, может быть извлечена при повышенной температуре и использована при осуществлении способа.
Теплота газа, выходящего из компрессионной установки 20 по трубопроводу 22, например, может быть использована в качестве источника нагревания для кипятильника 11. Теплоноситель, выходящий из теплообменника 23, может быть использован по меньшей мере частично в качестве среднетемпературного теплоносителя, поступающего в кипятильник 11 по трубопроводу 13, или теплообменник 23 фактически представляет собой кипятильник 11.
Было произведено моделирование работы установки, предназначенной для улавливания СО2 при помощи МЭА (метилэтаноламина) из отходящего газа, вырабатываемого газовой теплоэлектростанцией мощностью 400 МВт, и были определены основные параметры такой установки. В соответствии с разработанной моделью, система удаления СО2 позволяет извлекать 85% СО2, находящегося в отходящем газе. Для стандартной системы, показанной на Фиг.1, требуется кипятильник регенератора амина, имеющий нагрузку 152 МВт. Теплоту подводят в виде насыщенного водяного пара, имеющего давление 0,4 МПа абс. (4 бар абс.) и температуру 144°С. Температура конденсата водяного пара, выходящего из кипятильника, составляет 144°С. В установке согласно предшествующему уровню техники конденсат охлаждают и перекачивают обратно на теплоэлектростанцию для получения пара. Регенератор амина работает под давлением 0,19 МПа абс. (1,9 бар абс.).
В соответствии с моделью по настоящему изобретению, пар, выходящий из регенерационной колонны, сжимают до давления, равного 0,6 МПа абс. (6 бар абс.) в течение 4 стадий сжатия. В промежутках между стадиями сжатия пар охлаждают введением воды. Температура сжатого пара составляет 144°С, а давление составляет 0,6 МПа абс. (6 бар абс.) Пар направляют в теплообменник, в котором его охлаждают до 133°С. Затем пар направляют в конденсатор для окончательного охлаждения до 25°С. Тепловая нагрузка теплообменника составляет 36 МВт. Эта теплота может быть непосредственно использована в кипятильнике, или она может быть использована для получения водяного пара, который может быть использован в кипятильнике.
Весь получаемый углекислый газ подвергают сжатию для хранения или утилизации. Нагрузка кипятильника снижается до 116 МВт, т.е. уменьшение составляет 36 МВт. Нагрузка компрессионной установки 20 для пара составляет 12 МВт. Тем не менее нагрузку на компрессор для углекислого газа снижают на 4 МВт. Полученное чистое повышение потребления энергии на сжатие составляет 8 МВт.
Соответственно, использование сжатия пара для повышения температуры конденсации воды, предлагаемое согласно настоящему изобретению, позволяет снижать потребление энергии на выработку пара в регенераторе с 152 МВт до 116 МВт, что снижает потребление энергии на выработку пара в регенераторе на 24%. Следует отметить, что повышение потребления энергии на сжатие составляет 8 МВт.

Claims (14)

1. Способ регенерации обогащенного поглотителя, содержащего поглощенный CO2 с получением регенерированного, или обедненного, поглотителя и CO2, где поток обогащенного поглотителя вводят в регенерационную колонну (8), которая работает при атмосферном давлении или давлении, превышающем атмосферное; при этом в указанной регенерационной колонне (8) поглотитель протекает сверху вниз противотоком к потоку водяного пара, получаемого при нагревании обедненного поглотителя в нижней части регенерационной колонны (8), где газ, в основном включающий высвобождаемый CO2 и водяной пар, отбирают из верхней части колонны (8) и разделяют с получением потока CO2, который удаляют, и конденсированной воды, которую направляют рециклом в регенерационную колонну (8), где обедненный, или регенерированный, поглотитель отбирают из нижней части колонны (8),
где газ, отбираемый из верхней части регенерационной колонны (8), перед его разделением на CO2 и воду, сжимают и охлаждают за счет теплообмена, с целью утилизации теплоты, и
где газ, отбираемый из верхней части регенерационной колонны (8), сжимают в компрессионной установке (200), включающей две или более стадии (21, 21', 21") сжатия, и между стадиями сжатия в сжатый газ вводят воду.
2. Способ по п.1, в котором поглотитель представляет собой аминный поглотитель.
3. Способ по п.1, в котором рабочее давление в регенерационной колонне (8) составляет 0,15 МПа (1,5 бар. абс.) или выше.
4. Способ по п.1, в котором газ, отбираемый из верхней части регенерационной колонны (8), перед его разделением на CO2 и воду, сжимают до давления, в 2-5 раз превышающего рабочее давление регенерационной колонны (8).
5. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором сжатый газ охлаждают за счет теплообмена с водой для нагревания указанной воды с получением водяного пара.
6. Способ по п.5, в котором пар, получаемый при теплообмене, используют для получения пара нагреванием обедненного поглотителя в нижней части регенерационной колонны.
7. Способ улавливания CO2 из газа, содержащего CO2, включающий введение обедненного жидкого поглотителя и газа, содержащего CO2, в абсорбер (3), в котором газ, содержащий CO2, пропускают противотоком к обедненному поглотителю с получением обогащенного поглотителя и потока газа, обедненного CO2; выпуск газа, обедненного CO2, в окружающую среду и извлечение обогащенного поглотителя из абсорбера (3), где обогащенный поглотитель вводят в регенерационную колонну (8) по п.1.
8. Способ по п.7, в котором поглотитель представляет собой аминный поглотитель.
9. Способ по п.7, в котором рабочее давление в регенерационной колонне (8) составляет 0,15 МПа (1,5 бар. абс.) или выше.
10. Способ по п.7, в котором газ, отбираемый из верхней части регенерационной колонны (8), перед его разделением на CO2 и воду, сжимают до давления, в 2-5 раз превышающего рабочее давление регенерационной колонны (8).
11. Способ по любому из пп.7-10, в котором сжатый газ охлаждают за счет теплообмена с водой для нагревания указанной воды с получением водяного пара.
12. Способ по п.11, в котором пар, получаемый при теплообмене, используют для получения пара нагреванием обедненного поглотителя в нижней части регенерационной колонны.
13. Регенератор жидкого поглотителя CO2, включающий регенерационную колонну (8), которая работает при атмосферном давлении или давлении, превышающем атмосферное; трубопровод (5) для обогащенного поглотителя, предназначенный для введения обогащенного поглотителя в регенерационную колонну (8), средство (10) извлечения для отбора обедненного поглотителя из нижней части регенерационной колонны (8); кипятильник (11) для нагревания части отбираемого поглотителя перед его повторным введением в регенерационную колонну (8) для получения водяного пара; трубопровод (4) для обедненного поглотителя, предназначенный для подачи рециклом части поглотителя, отбираемой при помощи средства (10) извлечения, в абсорбер (3); газовый трубопровод (9) для отбора CO2 и пара из верхней части регенерационной колонны (8) и средство (25) разделения для разделения газа, отбираемого из верхней части регенерационной колонны (8), на поток CO2, который отводят из регенератора (8), и воду, которую направляют рециклом в регенерационную колонну (8); а также парокомпрессионную установку (20), предназначенную для сжатия CO2 и водяного пара до давления от 0,2 до 1,0 МПа (от 2 до 10 бар), установленную между регенерационной колонной (8) и средством (25) разделения; при этом парокомпрессионная установка (20) представляет собой многостадийную компрессионную установку, включающую две или более стадии сжатия (21, 21', 22"), в которой установлены средства (29, 29') для введения воды в сжатый CO2 и воду между стадиями сжатия.
14. Установка для улавливания CO2 из газа, содержащего CO2, включающая средство (4) для введения обедненного жидкого поглотителя и газа, содержащего CO2, в абсорбер (3), в котором поглотитель и газ, содержащий CO2, пропускают противотоком с получением потока газа, обедненного CO2, и обогащенного поглотителя; средство (6) выпуска газа, обедненного CO2, в окружающую среду; средство (5) извлечения обогащенного поглотителя и подачи обогащенного поглотителя в регенератор (8) по п.13.
RU2009120226/05A 2006-11-24 2007-11-26 Регенерация поглотителя отбираемым сжатым верхним потоком для обеспечения тепла RU2456060C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20065413A NO333144B1 (no) 2006-11-24 2006-11-24 Fremgangsmåte og regenerator for regenerering av absorbent som har absorbert CO2
NO20065413 2006-11-24

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2009120226A RU2009120226A (ru) 2010-12-27
RU2456060C2 true RU2456060C2 (ru) 2012-07-20

Family

ID=39267893

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2009120226/05A RU2456060C2 (ru) 2006-11-24 2007-11-26 Регенерация поглотителя отбираемым сжатым верхним потоком для обеспечения тепла

Country Status (11)

Country Link
US (1) US20100029466A1 (ru)
EP (1) EP2089139B1 (ru)
CN (1) CN101610828B (ru)
AU (1) AU2007322454B2 (ru)
BR (1) BRPI0718959B1 (ru)
CA (1) CA2670434C (ru)
ES (1) ES2438793T3 (ru)
NO (1) NO333144B1 (ru)
PL (1) PL2089139T3 (ru)
RU (1) RU2456060C2 (ru)
WO (1) WO2008063082A2 (ru)

Families Citing this family (35)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
NO332158B1 (no) 2007-03-05 2012-07-09 Aker Clean Carbon As Fremgangsmåte for fjerning av CO2 fra en eksosgass
NO20071983L (no) 2007-04-18 2008-10-20 Aker Clean Carbon As Fremgangsmate og anlegg for CO2-innfanging
US20080289495A1 (en) 2007-05-21 2008-11-27 Peter Eisenberger System and Method for Removing Carbon Dioxide From an Atmosphere and Global Thermostat Using the Same
US8500857B2 (en) 2007-05-21 2013-08-06 Peter Eisenberger Carbon dioxide capture/regeneration method using gas mixture
US20140130670A1 (en) 2012-11-14 2014-05-15 Peter Eisenberger System and method for removing carbon dioxide from an atmosphere and global thermostat using the same
EP2105189A1 (de) * 2008-03-27 2009-09-30 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren und Vorrichtung zum Abtrennen von Kohlendioxid aus Rauchgas einer fossilbefeuerten Kraftwerksanlage
DE102009021319A1 (de) * 2009-05-14 2010-11-18 Linde-Kca-Dresden Gmbh Verfahren und Vorrichtung zur Behandlung von Rauchgasen
DE102009022298A1 (de) * 2009-05-22 2010-12-02 Siemens Aktiengesellschaft Verbesserung der Energieeffizienz eines chemischen CO2 Abscheidungsprozesses
NO20092229L (no) * 2009-06-09 2010-12-10 Aker Clean Carbon As Reclaimer for absorbent
DK2563495T3 (da) 2010-04-30 2020-01-06 Peter Eisenberger Fremgangsmåde til carbondioxidopfangning
US9028592B2 (en) 2010-04-30 2015-05-12 Peter Eisenberger System and method for carbon dioxide capture and sequestration from relatively high concentration CO2 mixtures
WO2012021728A2 (en) * 2010-08-13 2012-02-16 Board Of Regents, The University Of Texas System Regeneration of amine solvents by geothermal heat for carbon dioxide capture and thermal compression
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
WO2012158194A1 (en) 2010-10-25 2012-11-22 William Marsh Rice University Composite materials for reversible co2 capture
US8715394B2 (en) * 2010-11-24 2014-05-06 Lehigh University Autothermal cycle for CO2 capture
EP2663381B1 (en) * 2010-12-17 2018-05-02 Research Triangle Institute Heat recovery from sorbent-based co2 capture
JP5875245B2 (ja) * 2011-04-14 2016-03-02 三菱重工業株式会社 Ｃｏ２回収システム及びｃｏ２ガス含有水分の回収方法
EP2520352B1 (en) * 2011-05-02 2021-06-30 General Electric Technology GmbH Gas/liquid contacting vessel and the use thereof in a flue gas treatment system
CN102258928B (zh) * 2011-05-18 2013-12-25 成都华西工业气体有限公司 溶剂循环吸收法烟气脱硫中脱硫溶剂的加压热再生流程
NO336115B1 (no) 2011-07-05 2015-05-18 Aker Engineering & Technology Fremgangsmåte for fanging av sur gass og anvendelse av en polypropylensammensetning for fremstilling av et tårn for fanging av sur gass
US20130095999A1 (en) 2011-10-13 2013-04-18 Georgia Tech Research Corporation Methods of making the supported polyamines and structures including supported polyamines
WO2013106712A1 (en) 2012-01-11 2013-07-18 William Marsh Rice University Composites for carbon dioxide capture
US9597656B2 (en) 2012-01-11 2017-03-21 William Marsh Rice University Porous carbon materials for CO2 separation in natural gas
US11059024B2 (en) 2012-10-25 2021-07-13 Georgia Tech Research Corporation Supported poly(allyl)amine and derivatives for CO2 capture from flue gas or ultra-dilute gas streams such as ambient air or admixtures thereof
CA2859256A1 (en) 2013-08-13 2015-02-13 William Marsh Rice University Nucleophilic porous carbon materials for co2 and h2s capture
EP3089809A4 (en) 2013-12-31 2017-10-25 Chichilnisky, Graciela Rotating multi-monolith bed movement system for removing co2 from the atmosphere
ES2639370T3 (es) 2014-12-11 2017-10-26 Union Engineering A/S Un método para la recuperación de dióxido de carbono a partir de un absorbente con un suministro reducido de vapor de separación
EP3031511B1 (en) 2014-12-11 2018-03-07 Union Engineering A/S Method for energy efficient recovery of carbon dioxide from an absorbent
US9890183B2 (en) 2015-12-08 2018-02-13 General Electric Company Aminosilicone solvent recovery methods and systems
JP6726039B2 (ja) * 2016-06-30 2020-07-22 株式会社東芝 酸性ガス回収装置および酸性ガス回収方法
CN106150567B (zh) * 2016-07-26 2017-11-14 中国神华能源股份有限公司 汽轮机增效系统及汽轮机的增效方法
ES2697300B2 (es) 2017-07-21 2019-05-24 Univ Sevilla Composicion acuosa para la separacion de co2 y/o gases acidos
US20230173427A1 (en) 2020-05-27 2023-06-08 Climeworks Ag Atmospheric steam desorption for direct air capture
CN113181743B (zh) * 2021-05-21 2022-12-23 中国纺织科学研究院有限公司 处理粘胶纤维生产废气中二硫化碳的方法
DE102022126569A1 (de) 2022-10-12 2024-04-18 TUM Carbon Removal Initiative e.V. Verfahren und Vorrichtung zum Abscheiden von Kohlenstoffdioxid aus einem Gasstrom mit Wärmerückgewinnung

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE3627777A1 (de) * 1986-08-16 1988-02-18 Linde Ag Verfahren zur regenerierung eines waschmittels
GB2195916A (en) * 1986-08-18 1988-04-20 Union Carbide Corp Removal of acid gases from gas mixtures
DE3738913A1 (de) * 1987-11-17 1989-05-24 Linde Ag Verfahren und vorrichtung zur auswaschung von sauergasen aus gasgemischen
SU1537125A3 (ru) * 1981-06-15 1990-01-15 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. (Фирма) Способ очистки газа от сероводорода и двуокиси углерода
RU2252063C1 (ru) * 2004-06-28 2005-05-20 Закрытое Акционерное Общество Научно-Производственная Компания "Интергаз" Способ очистки газовых смесей от диоксида углерода (варианты) и устройство для очистки газовых смесей от диоксида углерода (варианты)
EP1543874A2 (en) * 2003-12-18 2005-06-22 Air Products And Chemicals, Inc. Generation of elevated pressure gas mixtures by absorption and stripping

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AU506199B2 (en) 1975-06-26 1979-12-20 Exxon Research And Engineering Company Absorbtion of co2 from gaseous feeds
US4160810A (en) 1978-03-07 1979-07-10 Benfield Corporation Removal of acid gases from hot gas mixtures
US4702898A (en) * 1986-10-17 1987-10-27 Union Carbide Corporation Process for the removal of acid gases from gas mixtures
US4942734A (en) 1989-03-20 1990-07-24 Kryos Energy Inc. Cogeneration of electricity and liquid carbon dioxide by combustion of methane-rich gas
US5061465A (en) 1989-08-24 1991-10-29 Phillips Petroleum Company Bulk CO2 recovery process
NO993704D0 (no) * 1999-03-26 1999-07-29 Christensen Process Consulting Fremgangsmåte for å kontrollere CO2 innholdet i en utslippsgass fra et brennkammer
AU2004220584B2 (en) * 2003-03-10 2009-07-23 Board Of Regents - The University Of Texas System Regeneration of an aqueous solution from an acid gas absorption process by multistage flashing and stripping
BRPI0514141A (pt) * 2004-08-06 2008-05-27 Eig Inc ultralimpeza de gás de combustão incluindo a remoção de co2
WO2007073201A1 (en) * 2005-12-21 2007-06-28 Norsk Hydro Asa An energy efficient process for removing and sequestering co2 from energy process plants exhaust gas
US8087926B2 (en) * 2005-12-28 2012-01-03 Jupiter Oxygen Corporation Oxy-fuel combustion with integrated pollution control
US7927568B2 (en) * 2006-10-26 2011-04-19 Foster Wheeler Energy Corporation Method of and apparatus for CO2 capture in oxy-combustion

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1537125A3 (ru) * 1981-06-15 1990-01-15 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. (Фирма) Способ очистки газа от сероводорода и двуокиси углерода
DE3627777A1 (de) * 1986-08-16 1988-02-18 Linde Ag Verfahren zur regenerierung eines waschmittels
GB2195916A (en) * 1986-08-18 1988-04-20 Union Carbide Corp Removal of acid gases from gas mixtures
DE3738913A1 (de) * 1987-11-17 1989-05-24 Linde Ag Verfahren und vorrichtung zur auswaschung von sauergasen aus gasgemischen
EP1543874A2 (en) * 2003-12-18 2005-06-22 Air Products And Chemicals, Inc. Generation of elevated pressure gas mixtures by absorption and stripping
RU2252063C1 (ru) * 2004-06-28 2005-05-20 Закрытое Акционерное Общество Научно-Производственная Компания "Интергаз" Способ очистки газовых смесей от диоксида углерода (варианты) и устройство для очистки газовых смесей от диоксида углерода (варианты)

Also Published As

Publication number Publication date
NO20065413L (no) 2008-05-26
PL2089139T3 (pl) 2014-03-31
EP2089139B1 (en) 2013-10-09
CA2670434A1 (en) 2008-05-29
US20100029466A1 (en) 2010-02-04
CN101610828A (zh) 2009-12-23
WO2008063082A2 (en) 2008-05-29
EP2089139A2 (en) 2009-08-19
RU2009120226A (ru) 2010-12-27
AU2007322454A1 (en) 2008-05-29
AU2007322454B2 (en) 2012-05-24
BRPI0718959A2 (pt) 2013-12-17
WO2008063082A3 (en) 2008-07-31
NO333144B1 (no) 2013-03-18
ES2438793T3 (es) 2014-01-20
CN101610828B (zh) 2013-09-04
BRPI0718959B1 (pt) 2018-06-05
CA2670434C (en) 2015-02-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2456060C2 (ru) Регенерация поглотителя отбираемым сжатым верхним потоком для обеспечения тепла
RU2454269C2 (ru) Регенерация поглотителя обедненным раствором, подвергнутым мгновенному испарению, и интеграция тепла
CA2698906C (en) Improved method for regeneration of absorbent
RU2358792C2 (ru) Регенерация водного раствора, образующегося в процессе абсорбции кислых газов, путем многоступенчатого равновесного испарения и отгонки
CN110152489A (zh) 基于汽轮机排汽余热回收利用的二氧化碳捕集系统及方法
WO2006043820A1 (en) Method for removing and recovering co2 from an exhaust gas
Xu et al. A thermodynamic analysis and economic assessment of a modified de-carbonization coal-fired power plant incorporating a supercritical CO2 power cycle and an absorption heat transformer
CN102084105B (zh) 具有co2封存能力的热力发电设备
Ahn et al. Process simulation of aqueous MEA plants for post-combustion capture from coal-fired power plants
Guo et al. A new heat supply strategy for CO2 capture process based on the heat recovery from turbine exhaust steam in a coal-fired power plant
Yan et al. A novel flue gas pre-treatment system of post-combustion CO2 capture in coal-fired power plant
Tola Performance Evaluation of NGCC and Coal-Fired Steam Power Plants with Integrated CCS and ORC systems
Utilizing et al. Postcombustion CO2 Capture for

Legal Events

Date Code Title Description
PC43 Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions

Effective date: 20190711

PC43 Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions

Effective date: 20190712

PD4A Correction of name of patent owner
PC41 Official registration of the transfer of exclusive right

Effective date: 20211208