RU2484882C2 - Способ удаления co2 (варианты) - Google Patents

Способ удаления co2 (варианты) Download PDF

Info

Publication number
RU2484882C2
RU2484882C2 RU2010122045/05A RU2010122045A RU2484882C2 RU 2484882 C2 RU2484882 C2 RU 2484882C2 RU 2010122045/05 A RU2010122045/05 A RU 2010122045/05A RU 2010122045 A RU2010122045 A RU 2010122045A RU 2484882 C2 RU2484882 C2 RU 2484882C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas stream
flue gas
ammonia
depleted
water
Prior art date
Application number
RU2010122045/05A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2010122045A (ru
Inventor
Отто-Мортен БАДЕ
Чарльз Дэвид СУТИЛЛ
Original Assignee
Альстом Текнолоджи Лтд
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Альстом Текнолоджи Лтд filed Critical Альстом Текнолоджи Лтд
Publication of RU2010122045A publication Critical patent/RU2010122045A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2484882C2 publication Critical patent/RU2484882C2/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
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
    • B01D53/77—Liquid phase processes
    • B01D53/78—Liquid phase processes with gas-liquid contact
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1425—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
    • 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
    • B01D53/32—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 electrical effects other than those provided for in group B01D61/00
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/48—Sulfur compounds
    • B01D53/50—Sulfur oxides
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/62—Carbon oxides
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/73—After-treatment of removed components
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
    • B01D53/75—Multi-step processes
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2251/00—Reactants
    • B01D2251/20—Reductants
    • B01D2251/206—Ammonium compounds
    • B01D2251/2062—Ammonia
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/302—Sulfur oxides
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/50—Carbon oxides
    • B01D2257/504—Carbon dioxide
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
    • 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

Abstract

Изобретение может быть использовано в химической промышленности. Для удаления диоксида углерода из дымовых газов электростанции на ископаемом топливе используется раствор аммиака. Дымовые газы обессеривают, охлаждают и абсорбируют из них CO2. Вместе с углекислым газом из дымовых газов улавливается вода, что является преимуществом для использования способа в районах с жарким климатом, и получают удобрение - (NH2)2SO4. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 1 ил.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к области технологий для охраны климата и, в частности, к усовершенствованию улавливания углерода на электростанциях на ископаемом топливе при помощи установки, в которой диоксид углерода абсорбируется из дымовых газов электростанции раствором или суспензией на основе аммиака.
Уровень техники
Электростанции на ископаемом топливе могут быть оснащены оборудованием для улавливания диоксида углерода (CO2) либо при строительстве, либо при модификации. Одна из технологий, которая является перспективной в отношении крупномасштабного внедрения в практику в ближайшем будущем, основана на использовании обогащенных аммиаком растворов и суспензий для поглощения CO2 из дымовых газов электростанций.
Например, в опубликованной международной патентной заявке №WO 2006/022885 A1 (E. Gal) описан способ, относящийся к типу способов с применением охлажденного аммиака, в котором после обычного очистного оборудования, такого как электростатический осадитель или обессериватель дымовых газов, по ходу технологического потока дымовые газы охлаждают до температуры насыщения, которая намного меньше комнатной, и подвергают мокрой очистке холодной водой с целью удаления остаточных примесей, не удаленных на обычном оборудовании. За этим следует пропускание очищенных дымовых газов через один или более абсорбер CO2, работающий под давлением, близким к атмосферному, и при низкой температуре в диапазоне от 0°С до 20°С, в котором газообразный CO2 из дымовых газов вступает в реакцию с насыщенным аммиаком раствором. Благодаря охлаждению дымового газа перед пропусканием через абсорбер CO2 снижается содержание в нем влаги и его объем, тем самым увеличивается концентрация CO2, улавливание которого становится более эффективным. Кроме того, при относительно низкой температуре мокрой очистки в абсорбере усиливается массоперенос CO2 в раствор аммиака, тогда как давление паров аммиака уменьшается, таким образом предотвращается его испарение в поток дымового газа. Обогащенный CO2 раствор аммиака после абсорбера сжимают и нагревают, чтобы освободить абсорбированный CO2 в виде потока относительного чистого газообразного CO2 повышенного давления, содержащего небольшое количество аммиака, который позже извлекают при помощи дополнительной мокрой очистки при пониженной температуре. Теперь раствор аммиака, обедненный CO2, рециркулируют для последующей абсорбции CO2. Тем временем поток газообразного CO2 может быть охлажден и дополнительно сжат для дальнейшего хранения и секвестрации. За более полным описанием данного способа читатель может обратиться к указанной выше патентной публикации.
Конечно, способы улавливания углерода направлены на замедление наступающего изменения климата, вызванного повышением концентраций парниковых газов в атмосфере. Однако большинство специалистов по климату согласны с тем, что некоторое глобальное потепление уже наступило и будет продолжаться в течение, по меньшей мере, нескольких десятилетий. Результаты изменения климата из-за глобального потепления включают возросшую засушливость некоторых регионов мира с сопутствующей нехваткой воды. Кроме того, увеличится потребность в удобрениях для повышения урожайности.
Сущность изобретения
В соответствии с этим настоящим изобретением обеспечивается установка для удаления диоксида углерода из обессеренных содержащих пары воды дымовых газов электростанции на ископаемом топливе с образованием потоков удобрения и воды. Данная установка включает:
(a) первую стадию охлаждения дымового газа, включающую охладитель воды и первый охладитель дымового газа, подсоединенный так, чтобы принимать охлажденную рециркуляционную воду из охладителя воды с целью охлаждения дымовых газов и, тем самым, конденсации содержащейся в них воды;
(b) вторую стадию охлаждения дымового газа, включающую охладитель хладагента, подсоединенный с образованием замкнутого цикла со вторым охладителем дымового газа, в результате чего во второй охладитель дымового газа поступает рециркуляционный хладагент из охладителя хладагента с целью дальнейшего охлаждения дымовых газов и, тем самым, конденсации содержащейся в них воды;
(c) сливное устройство, посредством которого потоки воды, по меньшей мере, равные количеству конденсата, образующегося на первой и второй стадиях охлаждения дымового газа, по отдельности выводятся из установки на дальнейшее использование;
(d) стадию абсорбции диоксида углерода, на которой для абсорбции диоксида углерода из охлажденных обезвоженных дымовых газов используется рециркуляционный обогащенный аммиаком раствор и образуется поток обедненного диоксидом углерода дымового газа, содержащего захваченный аммиак;
(e) стадию регенерации диоксида углерода, на которую поступает содержащий диоксид углерода, обогащенный аммиаком раствор со стадии абсорбции диоксида углерода, и образуется поток диоксида углерода, содержащего захваченный аммиак, в результате нагревания обогащенного аммиаком раствора для выделения из него абсорбированного диоксида углерода, а обедненный диоксидом углерода обогащенный аммиаком раствор снова направляется на стадию абсорбции диоксида углерода;
(f) устройство выведения потока диоксида углерода из установки и подготовки его к длительному хранению;
(g) стадию промывки серной кислотой, на которую поступает поток обедненного диоксидом углерода дымового газа со стадии абсорбции диоксида углерода, из которого в результате реакции аммиака с серной кислотой с образованием концентрированного раствора сульфата аммония удаляется аммиак, и образуется поток чистого обедненного диоксидом углерода дымового газа;
(h) сливное устройство, посредством которого концентрированный раствор сульфата аммония выводится из установки на дальнейшее использование;
(i) устройство для приема чистого дымового газа со стадии промывки серной кислотой и направления его в атмосферу.
Может оказаться необходимым или желательным предусмотреть стадию промывки водой между стадией абсорбции диоксида углерода и стадией промывки серной кислотой с целью первичного извлечения части аммиака из потока обедненного диоксидом углерода дымового газа, при этом извлеченный аммиак рециркулируют, добавляя к насыщенному аммиаком раствору на стадии абсорбции диоксида углерода. Стадия промывки водой также может быть предусмотрена после стадии регенерации диоксида углерода с целью извлечения аммиака из потока диоксида углерода до выведения диоксида углерода из установки на длительное хранение, при этом извлеченный аммиак рециркулируют, добавляя к насыщенному аммиаком раствору на стадии регенерации диоксида углерода.
Предпочтительно, первый охладитель дымового газа представляет собой смешивающий газоохладитель. Является преимуществом, если рециркуляционную воду, которая нагрета в результате контакта с дымовыми газами в первом охладителе дымового газа, пропускают через теплообменник на стадии регенерации диоксида углерода, тем самым нагревая содержащий диоксид углерода обогащенный аммиаком раствор и выделяя из него абсорбированный диоксид углерода. После прохождения стадии регенерации диоксида углерода рециркуляционную воду пропускают через охладитель воды первой стадии охлаждения дымового газа.
В охладителе воды первой стадии охлаждения дымового газа рециркуляционная вода должна охлаждаться таким способом, который не приводит к потере воды в результате испарения. Так, охладитель воды первой стадии охлаждения дымового газа может представлять собой теплообменник, в котором рециркуляционная вода вступает в бесконтактный теплообмен либо с потоком чистого дымового газа, выходящего со стадии промывки серной кислотой до того, как поток чистого дымового газа будет выпущен в атмосферу, либо с природным хладагентом, таким как морская вода или окружающий воздух. Например, охладитель воды может представлять собой сухую градирню, в которой для охлаждения рециркуляционной воды используется поток чистого дымового газа или окружающий воздух. В качестве еще одной альтернативы, охладитель воды первой стадии охлаждения дымового газа может представлять собой абсорбционный холодильник, который получает тепловую энергию от электростанции и предназначен для охлаждения рециркуляционной воды и сброса полученного при этом тепла в окружающую среду.
Осуществление бесконтактного теплообмена рециркуляционной воды с потоком чистого дымового газа до того, как этот поток будет выпущен в атмосферу, является особенно эффективным, так как в этом случае исключается нагревание природных хладагентов, и так как нагревание потока чистого дымового газа после стадии промывки серной кислотой способствует рассеиванию шлейфа выходящих газов.
В то время как первый охладитель дымового газа, предпочтительно, представляет собой смешивающий газоохладитель, второй охладитель дымового газа является формой теплообменника, в котором хладагент не вступает в непосредственный контакт с потоком дымового газа. Таким образом, второй охладитель дымового газа может включать группу теплообменных змеевиков, по которым протекает рециркуляционный хладагент.
Охладитель хладагента второй стадии охлаждения дымового газа может представлять собой холодильник с машинным охлаждением, в котором хладагент представляет собой охлаждающее вещество (такое как аммиак, CO2 или Freon®), которое испаряется в результате теплообмена с дымовыми газами и конденсируется в результате теплообмена с природным хладагентом, таким как морская вода или окружающий воздух. В качестве альтернативы, охладитель хладагента может представлять собой абсорбционный холодильник, который получает тепловую энергию от электростанции и предназначен для охлаждения рециркуляционной воды или другого хладагента, нагретого дымовыми газами, и сброса полученного при этом тепла в окружающую среду.
Настоящим изобретением также обеспечивается способ удаления диоксида углерода из обессеренных содержащих пары воды дымовых газов электростанции на ископаемом топливе. Данный способ включает следующие этапы:
(a) охлаждение дымовых газов и конденсация содержащейся в них воды на первой стадии охлаждения дымового газа;
(b) дальнейшее охлаждение дымовых газов и конденсация содержащейся в них воды на второй стадии охлаждения дымового газа;
(c) слив воды по отдельности с первой и второй стадий охлаждения дымового газа в виде соответствующих водных потоков, расход которых, по меньшей мере, эквивалентен соответствующему количеству конденсата, образующегося на первой и второй стадиях охлаждения дымового газа;
(d) абсорбция диоксида углерода из охлажденных обезвоженных дымовых газов обогащенным аммиаком раствором с образованием потока обедненного диоксидом углерода дымового газа, содержащего захваченный аммиак;
(e) нагревание обогащенного аммиаком раствора и получение потока высвободившегося диоксида углерода, содержащего захваченный аммиак;
(f) рециркуляция обедненного диоксидом углерода обогащенного аммиаком раствора на повторное использование для абсорбции диоксида углерода;
(g) выведение потока диоксида углерода из процесса и подготовка к длительному хранению;
(h) удаление захваченного аммиака из потока обедненного диоксидом углерода дымового газа путем его промывки серной кислотой с образованием потока чистого обедненного диоксидом углерода дымового газа и, одновременно, концентрированного раствора сульфата аммония в результате реакции аммиака с серной кислотой;
(i) выведение потока концентрированного раствора сульфата аммония со стадии промывки серной кислотой и его направление на дальнейшее использование;
(j) выпуск чистого дымового газа в атмосферу.
Электростанция на ископаемом топливе - это, предпочтительно, газотурбинная электростанция с комбинированным циклом, на которой сжигают газифицированный уголь или нефть.
Другие аспекты настоящего изобретения станут ясны при внимательном прочтении следующего ниже описания и формулы изобретения.
Краткое описание чертежа
Далее примерные варианты осуществления изобретения описаны со ссылкой на прилагаемую фиг.1, на которой представлена технологическая схема, в упрощенной форме иллюстрирующая способ удаления, в числе прочего, диоксида углерода из дымовых газов.
Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления изобретения
На электростанции, сжигающей природный газ, образуется поток относительно чистого дымового газа, содержащего только около 2-3% CO2. С другой стороны, на электростанции, сжигающей такие топлива, как уголь и нефть, образуются дымовые газы, которые содержат (помимо прочего) около 10-15% CO2. По всему миру, на большей части уже построенных электростанций или тех, которые планируется построить в краткосрочной или среднесрочной перспективе, используется уголь в той или иной форме. Следовательно, следует понимать, что уменьшение количества CO2 в их выбросах играет очень важную роль в ослаблении влияния на изменение климата.
Хотя обессеривание дымовых газов электростанции не является объектом настоящего изобретения, предполагается, что поток 10 дымового газа нуждается в обессеривании, что и отражено в левой части фиг.1. После прохождения через электростатический осадитель (если нужно, не показан), в котором удаляются любые взвешенные твердые частицы и туман сернистой/серной кислоты, дымовой газ 10 поступает на обессеривание 12. В данном случае принимается, что это процесс мокрой очистки, в ходе которого размолотый известняк (карбонат кальция) 13 смешивают с низкокачественной водой 14 (например, морской водой) с получением распыляемой суспензии известняка, через которую пропускают дымовой газ 10. Происходит реакция, в ходе которой диоксид серы, содержащийся в дымовом газе, преобразуется в сульфит кальция и диоксид углерода. Затем сульфит кальция окисляется до гидратированного сульфата кальция (гипса) 15, который может быть предложен к продаже в качестве строительного материала.
Альтернативным способом обессеривания является процесс Wellman-Lord, возможность использования которого в контексте настоящего изобретения может быть рассмотрена. Во-первых, горячие дымовые газы промывают с целью удаления пепла, хлороводорода, фтороводорода и триоксида серы. После охлаждения в этих газах в абсорбционной колонне распыляют насыщенный раствор сульфита натрия. Сульфит натрия вступает в реакцию с диоксидом серы с образованием концентрированного раствора бисульфита натрия, который направляют на регенерацию в установку для термовакуумного испарения, где в результате обработки паром он разрушается, выделяя рециркулируемый сульфит натрия. Выделившийся диоксид серы преобразуют в элементарную серу, серную кислоту или жидкий диоксид серы. Основным преимуществом данного процесса является то, что он позволяет регенерировать и непрерывно рециркулировать сорбент. Кроме того, при использовании на электростанции, где для выработки электроэнергии используются паровые котлы, эта электростанция может служить источником используемого в данном процессе пара.
Дополнительной альтернативой, возможность использования которой с настоящим изобретением может быть рассмотрена, является удаление серы из угля при сжигании на электростанции. Это может быть выполнено путем использования либо камеры для сжигания псевдоожиженного слоя топлива, либо процесса Integrated Gasification Combined Cycle (комбинированный цикл комплексной газификации). В этом случае в обессеривании дымового газа, показанном на фиг.1, нет необходимости.
В целях описания вариантов осуществления настоящего изобретения со ссылкой на фиг.1 принимается, что дымовой газ 10А, вне зависимости от того, как он был обессерен, образуется на газотурбинной электростанции с комбинированным циклом (GTCC), сжигающей газифицированный уголь или нефть, и, следовательно, содержит, примерно, 10-15% CO2. Помимо CO2 и других атмосферных газов обессеренный дымовой газ 10А содержит только остаточные примеси и насыщен водой, то есть содержит примерно 15-18% воды при температуре 40-70°С, обычно, около 55°С. Для очистки от остаточных примесей и охлаждения дымового газа 10А его направляют на первую стадию охлаждения дымового газа, на которой имеется смешивающий газоохладитель (direct contact gas cooler - DCC) 16, в котором для промывки дымового газа в противоточном насадочном резервуаре используют относительно холодную воду 18А с температурой, равной, примерно, комнатной (например, 25°С). Вследствие этого дымовой газ охлаждается до примерно комнатной температуры, а избыток воды конденсируется. Если допустить, что поток 10А дымового газа имеет приемлемую степень чистоты, то вода в DCC 16 (которая циркулирует через регенератор 44 CO2, что будет пояснено далее) также будет приемлемо чистой. Сконденсировавшуюся воду смешивают с промывной водой 18А и получают поток 18В малозагрязненной воды, который выходит из DCC 16 с температурой около 52°С. Повышение температуры потока 18В происходит в результате комбинированного эффекта от теплоты конденсации и теплопередачи от дымового газа. Отметим, что поток 20 воды, по меньшей мере, эквивалентный количеству воды, образующемуся в результате конденсации пара, содержащегося в дымовом газе 14, показан как сливаемый из основного потока 18В на выходе из DCC 16. После очистки, если она необходима, например, при помощи ионообменной смолы или солнечного опреснителя, вода 20 пригодна для питья или использования для промышленных или сельскохозяйственных нужд.
Специалистам в данной области ясно, что спустя некоторое время работы DCC 16, в ходе которого используемую в нем воду непрерывно рециркулируют, примеси, поступающие из дымового газа 10А, постепенно накапливаются в рециркуляционной воде. Следовательно, необходимо непрерывно или периодически заменять некоторое количество загрязненной рециркуляционной воды на чистую. Подходящим способом для этого является слив из потока 20 некоторого количества воды, которое немного превосходит количество, конденсирующееся из дымового газа 14, и восполнение образующегося дефицита воды путем непрерывного введения соответствующего небольшого потока чистой воды в верхнюю часть DCC 16. Удобно, если эта чистая вода является неиспользованной частью потока 20 после очистки.
Предварительно охлажденный дымовой газ 10В затем направляют на вторую стадию охлаждения дымового газа, на которой имеется охладитель 24 газа, представляющий собой теплообменник радиаторного типа, подобный охладителям на входе воздуха, используемым на газотурбинных двигателях, когда температура окружающего воздуха слишком высока для эффективной работы газовой турбины. В охладителе газа такого типа хладагент 26А, 26В протекает через группу теплообменных змеевиков, и непосредственного контакта хладагента и потока 10В газа не происходит.
В варианте осуществления настоящего изобретения, показанном на фиг.1, холодильник 30 представляет собой холодильник с машинным охлаждением. Он включает, главным образом, компрессор, перекачивающий охлаждающее вещество, такое как Freon®, аммиак или диоксид углерода, по замкнутому циклу между охладителем 24 газа, где хладагент отводит тепло от дымового газа в результате испарения, и устройством 28 для отвода тепла, включающим конденсатор, которые в целом осуществляют функцию теплового насоса. В конденсаторе хладагент конденсируется в результате отвода тепла к природному хладагенту, такому как морская вода или окружающий воздух.
В качестве альтернативы, холодильник 30 может представлять собой промышленный холодильник абсорбционного типа, получающий тепловую энергию от электростанции и предназначенный для охлаждения рециркуляционной воды или другого хладагента 26В, нагретого потоком 10В дымового газа. Аналогично, полученное при этом абсорбционным холодильником от потока 26В нагретого хладагента тепло должно быть сброшено в окружающую среду в позиции 28 при помощи теплообменника, форма которого зависит от типа хладагента, используемого в охладителе 24 газа, и конкретного природного хладагента, которому передается тепло.
Используя указанные выше устройства охлаждения, можно охладить дымовой газ до 5°С в потоке 10С, готовом для подачи в абсорбер 34 CO2 после ускорения вспомогательным вентилятором 36.
Дымовой газ 10В с температурой около 25°С перед подачей в охладитель 24 газа еще содержит существенное количество водяного пара. Следовательно, необходимо дополнительно уменьшить количество воды в потоке 10В дымового газа до такого низкого уровня, при котором не нарушается водный баланс в системе 34/44 абсорбер/регенератор CO2. Это достигается в охладителе 24 газа, так как при 5°С большая часть водяного пара, содержащегося в дымовом газе 10В, конденсируется и удаляется в виде потока 32 воды. После небольшой дополнительной обработки или без нее вода 32 пригодна для питья или использования для промышленных или сельскохозяйственных нужд.
Относительно сухие (содержание воды 0,8%), охлажденные дымовые газы 10D, которым сообщена энергия, пропускают через один или более абсорбер 34 CO2, работающий примерно при атмосферном давлении, где газообразный CO2 из дымовых газов контактирует с насыщенным аммиаком раствором или суспензией и, следовательно, абсорбируется им. Обедненный CO2 поток 10Е дымового газа перед выбросом в атмосферу направляют на дальнейшую обработку, описанную ниже. Между тем, обогащенный CO2 раствор 40А аммиака подают насосом 42 из резервуара абсорбера 34 в устройство 44 регенерации CO2, где его нагревают для выделения абсорбированного CO2 в виде газового потока 45 относительно чистого сжатого CO2, содержащего небольшое количество аммиака. После прохождения устройства 44 регенерации раствор 40В аммиака, обедненного CO2, рециркулируют в абсорбер 34 CO2 для повторного использования. Эффективно, но несущественно, если небольшие количества аммиака из потока 45 газообразного CO2 извлекают путем промывки водой в мокром газоочистителе 46 и рециркулируют в регенератор 44. После этого газообразный поток 47 очищенного CO2 может быть охлажден и дополнительно сжат перед хранением и секвестрацией (не показано).
Выигрышным свойством описываемой установки для улавливания углерода является то, что, по меньшей мере, часть тепла, необходимого для выделения абсорбированного CO2 из насыщенного аммиаком раствора в устройстве 44 регенерации, поступает из DCC 16. Как указывалось ранее, поток 18В охлаждающей воды выходит из DCC 16 с температурой около 52°С. После слива воды 20 оставшийся поток воды 18С пропускают через теплообменник 22 устройства 44 регенерации, где, нагревая насыщенный аммиаком раствор, он способствует выделению CO2. Может оказаться невозможным получать все тепло, необходимое для работы устройства 44 регенерации, из DCC 16, в этом случае в устройстве 44 регенерации нужен дополнительный нагреватель (не показан). После передачи значительной части своего тепла в устройстве регенерации вода имеет температуру около 35°С, и ее рециркулируют в сухую градирню 48 как поток 18D для охлаждения до температуры окружающей среды перед повторным использованием в DCC 16.
В варианте осуществления изобретения, показанном на фиг.1, используют сухую градирню 48, так как в открытых градирнях, которые обычно используются в схемах производства электроэнергии, большое количество воды испаряется в атмосферу. Это нежелательно в ситуациях, когда важно беречь воду, и может противоречить цели настоящего изобретения, которая состоит в использовании дымовых газов электростанции для обеспечения дополнительного количества воды в тех районах, где ее недостает.
Теперь вернемся к траектории движения дымовых газов после выхода из абсорбера 34 CO2; специалистам в данной области ясно, что поток 10Е дымового газа в абсорбере 34 CO2 неизбежно загрязняется аммиаком. В варианте осуществления изобретения, показанном на фиг.1, аммиак удаляют при помощи двухстадийного процесса. Сначала поток 10Е дымового газа, содержащий примерно 5000 частей на миллион NH3, подвергают промывке водой в мокром газоочистителе 48 для удаления значительной части аммиака, который рециркулируют в абсорбер 34. Благодаря этому концентрация аммиака в потоке 10F дымового газа, выходящего из мокрого газоочистителя, уменьшается до примерно 200 частей на миллион. Затем поток 10F дымового газа направляют на промывку серной кислотой в мокрый газоочиститель 50, где концентрация аммиака в потоке 10G дымового газа, выходящего из мокрого газоочистителя 50, уменьшается до примерно 2 частей на миллион. После этой стадии данной установки поток 10G дымового газа очищен достаточно для сброса в атмосферу через дымовую трубу.
Промывка кислотой является самостоятельным процессом, в ходе которого относительно небольшое количество серной кислоты при помощи насоса 52 непрерывно рециркулируют из нижней части мокрого газоочистителя 50 в верхнюю. В этом газоочистителе серная кислота соединяется с аммиаком, содержащимся в дымовых газах, с образованием сульфата аммония по реакции
H2SO4+2NH3=(NH4)2SO4.
Поскольку количество и концентрация серной кислоты, циркулирующей в этом газоочистителе, надлежащим образом регулируется, раствор сульфата аммония в нижней части газоочистителя имеет довольно высокую концентрацию и содержит до 30% или 40% сульфата аммония. Как показано на чертеже, его сливают в виде потока 54, который, после минимальной дополнительной обработки, пригоден для использования в качестве удобрения. Конечно, в ходе промывки кислотой серная кислота постепенно расходуется, поэтому нужно постоянно вводить дополнительное количество кислоты в мокрый газоочиститель 52 по линии 56 подпитки. Потери воды из-за испарения в мокром газоочистителе 52 очень малы, так как дымовой газ 10F, поступающий в газоочиститель, имеет температуру всего около 5°С. Следовательно, температура чистого дымового газа 10G также близка к 5°С, поэтому он содержит очень мало водяных паров, и в мокрый газоочиститель 52 вместе с серной кислотой нужно добавлять очень мало подпиточной воды.
Потери аммиака в данной установке вследствие неэффективности извлечения аммиака и его расходования на образование сульфата аммония, конечно, должны быть компенсированы путем введения (не показано) на стадии 34/44 абсорбции/регенерации CO2 подпиточного аммиака.
Может быть предусмотрен процесс, в ходе которого аммиак, захваченный дымовыми газами при прохождении через абсорбер, удаляется только при помощи промывки серной кислотой в газоочистителе 50. В этом случае образуется больше раствора сульфата аммония, что требует пропорционально большего количества серной кислоты в газоочистителе 50, поэтому увеличивается потребность в подпитке серной кислотой и аммиаком.
Как уже отмечалось, в градирнях (сухих или открытых) текучая среда может охлаждаться только до температуры окружающего воздуха или немного выше, так как для достижения эффекта охлаждения в них используется атмосферный воздух. Поэтому, в районах с жарким климатом, где температура воздуха может регулярно превышать 35°С, может быть осуществлен теплообмен между потоком воды 18D и морской водой, если она имеется в этом районе, вместо использования градирни.
Другой альтернативой использованию градирни 48 может быть холодильник абсорбционного типа, получающий тепловую энергию от электростанции и предназначенный для охлаждения воды 18D до приемлемой для использования в DCC 16 температуры. В этом случае также необходим сброс тепла в окружающую среду.
Предпочтительной с экологической точки зрения альтернативой использованию природных хладагентов для охлаждения потока воды 18D является использование сухой градирни или другого пригодного устройства теплообмена, где тепло от потока воды 18D с температурой около 35°С передается потоку 10G чистого дымового газа с начальной температурой около 5°С до того, как этот дымовой газ будет выпущен в атмосферу. На фиг.1 это показано направленным налево пунктирным продолжением стрелки 10G. При такой передаче тепла от дымового газа предшествующей стадии данного процесса к потоку чистого дымового газа исключается необходимость отведения тепла природными хладагентами, такими как морская вода, и обеспечивается более быстрое рассеяние выходящего шлейфа чистого дымового газа. Этот шлейф может быть невидимым благодаря низкому содержанию в нем водяных паров.
Специально следует отметить следующие характерные особенности описанного выше способа:
(a) количество и степень чистоты воды, выводимой из процесса, максимально увеличены путем:
- использования электростанции GTCC, сжигающей газифицированный уголь (в противоположность другим типам угля, сжигаемого на других электростанциях), благодаря чему гарантируется, что содержание примесей в потоке 10 дымового газа минимально, поэтому после обессеривания поток 10А дымового газа, поступающий в DCC 16, достаточно чист для того, чтобы облегчить получение слива 20 воды приемлемой степени чистоты;
- исключения свойственного предшествующему уровню техники приема, заключающегося в возвращении избытка воды из DCC 16 в процесс обессеривания 12; вместо этого для обессеривания может быть использована низкокачественная вода, такая как морская вода, тем самым относительно чистая вода может быть выведена в виде потока 20;
- использования для охлаждения потока 18А воды и потока 26А хладагента перед их поступлением в DCC 16 и охладитель газа 24, соответственно, способов с «нулевым испарением» (без потери воды);
(b) благодаря настоящему изобретению максимально увеличено количество полезного продукта - удобрения, производимого в ходе данного процесса. Это достигается благодаря использованию промывки 50 серной кислотой в качестве самостоятельной стадии в конце процесса, то есть единственное, что связывает эту стадию с какой-либо предшествующей стадией или стадиями данного процесса, это прием потока 10F дымового газа с предыдущей стадии процесса, в остальном промывка рециркуляционной кислотой изолирована от предшествующих технологических стадий;
(c) эффективность использования энергии в процессе удаления CO2 увеличена, а воздействие на окружающую среду уменьшено путем:
- использования тепла DCC 16 в регенераторе CO2;
- использования охлажденного чистого дымового газа 10G для охлаждения воды перед поступлением воды в DCC 16 и соответствующего нагревания чистого дымового газа для улучшения рассеяния шлейфа выходящих газов.
Настоящее изобретение было описано выше только для примера, в пределах объема изобретения, изложенного в формуле изобретения, возможны модификации. Таким образом, объем изобретения не следует ограничивать каким-либо из описанных выше примерных вариантов его осуществления. Каждое характерное свойство, раскрытое в описании, включая формулу изобретения и чертежи, может быть заменено альтернативным характерным свойством, служащим тем же, эквивалентным или подобным целям, если явно не указано иное.
Если контекст очевидно не указывает на иное, в настоящем описании и формуле изобретения слова «содержит», «содержащий» и т.п.следует рассматривать как включающие, в противоположность исключающему или исчерпывающему смыслу, то есть в смысле «включающий, но этим не ограничивающийся».

Claims (13)

1. Способ удаления CO2 из газа сгорания, включающий этапы, на которых:
(a) охлаждают обогащенный CO2 поток газа до температуры ниже температуры окружающей среды, причем охлаждение осуществляется во множестве стадий охлаждения;
(b) абсорбируют CO2 из охлажденного обогащенного CO2 потока газа, используя обедненный CO2 раствор аммиака с получением, тем самым, обедненного CO2 потока газа и обогащенного CO2 раствора аммиака;
(c) нагревают обогащенный CO2 раствор аммиака для выделения СO2 из обогащенного CO2 раствора аммиака, тем самым обеспечивая обедненный CO2 раствор аммиака для этапа (b);
(d) причем на, по меньшей мере, одной стадии охлаждения на этапе (а) для охлаждения обогащенного CO2 потока газа используется обедненный CO2 поток газа с этапа (b), тем самым нагревают обедненный CO2 поток газа и улучшают рассеяние обедненного CO2 потока газа в атмосфере;
причем охлажденная текучая среда используется для охлаждения обогащенного CO2 потока газа, тем самым текучая среда нагревается, причем охлажденная текучая среда охлаждает обогащенный CO2 поток газа в сухой градирне.
2. Способ по п.1, в котором обогащенный CO2 раствор аммиака на этапе (с) нагревается текучей средой; и способ дополнительно включает:
после этапа (c) нагревание обедненного CO2 потока газа при помощи текучей среды, тем самым дополнительно улучшается рассеяние обедненного CO2 потока газа в атмосфере и охлаждение текучей среды.
3. Способ по п.1, в котором нагретая текучая среда используется для нагревания обогащенного CO2 раствора аммиака на этапе (c).
4. Способ по п.1, дополнительно включающий этап, на котором: извлекают первичную часть захваченного аммиака из обедненного CO2 потока дымового газа путем промывки обедненного CO2 потока дымового газа на стадии промывки водой;
извлекают другую часть захваченного аммиака из обедненного CO2 потока дымового газа путем промывки обедненного CO2 потока дымового газа на стадии промывки кислотой.
5. Способ по п.4, в котором стадия промывки водой предшествует стадии промывки кислотой при извлечении захваченного аммиака из обедненного CO2 потока дымового газа.
6. Способ по п.4, в котором на стадии промывки кислотой используется серная кислота, тем самым за счет соединения аммиака с серной кислотой обеспечивается концентрированный сульфат аммония.
7. Способ по п.4, в котором этап (b) осуществляется, по меньшей мере, на одной стадии абсорбции, аммиак, извлеченный на стадии промывки водой, подается в абсорбционную колонну, а аммиак, извлеченный на стадии промывки кислотой, выводится из процесса.
8. Способ по п.1, в котором обогащенный CO2 дымовой газ образуется в газотурбинной электростанции с комбинированным циклом, на которой сжигают газифицированный уголь или нефть, и способ дополнительно включает этап, на котором:
сливают воду с первой и второй стадий охлаждения дымового газа для использования вне данного процесса.
9. Способ по п.8, дополнительно включающий:
обессеривание обогащенного CO2 дымового газа перед этапом (a), на котором используют морскую воду.
10. Способ по п.9, в котором воду сливают отдельно с первой и второй стадий охлаждения дымового газа для использования для промышленных или сельскохозяйственных нужд.
11. Способ удаления CO2 из газа сгорания, включающий этапы, на которых:
(a) охлаждают обогащенный CO2 поток газа до температуры ниже температуры окружающей среды, причем охлаждение осуществляется во множестве стадий охлаждения;
(b) абсорбируют CO2 из охлажденного обогащенного CO2 потока газа, используя обедненный CO2 раствор аммиака с получением, тем самым, обедненного CO2 потока газа и обогащенного CO2 раствора аммиака;
(c) нагревают обогащенный CO2 раствор аммиака для выделения CO2 из обогащенного CO2 раствора аммиака, тем самым обеспечивают обедненный CO2 раствор аммиака для этапа (b);
(d) извлекают первичную часть захваченного аммиака из обедненного CO2 потока дымового газа путем промывки обедненного CO2 потока дымового газа на стадии промывки водой; и
(e) извлекают другую часть захваченного аммиака из обедненного CO2 потока дымового газа путем промывки обедненного CO2 потока дымового газа на стадии промывки кислотой, причем
стадия промывки водой предшествует стадии промывки кислотой при извлечении захваченного аммиака из обедненного CO2 потока дымового газа.
12. Способ по п.11, в котором на стадии промывки кислотой используется серная кислота, тем самым в результате соединения аммиака с серной кислотой обеспечивается концентрированный сульфат аммония.
13. Способ по п.11, в котором этап (b) осуществляется, по меньшей мере, на одной стадии абсорбции, аммиак, извлеченный на стадии промывки водой, подается в абсорбционную колонну, а аммиак, извлеченный на стадии промывки кислотой, выводится из процесса.
RU2010122045/05A 2007-11-01 2008-10-30 Способ удаления co2 (варианты) RU2484882C2 (ru)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GB0721488.5 2007-11-01
GBGB0721488.5A GB0721488D0 (en) 2007-11-01 2007-11-01 Carbon capture system
GB0722431.4A GB2454266B (en) 2007-11-01 2007-11-15 Carbon capture system and process
GB0722431.4 2007-11-15
PCT/GB2008/003668 WO2009056830A1 (en) 2007-11-01 2008-10-30 Carbon capture system and process

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2010122045A RU2010122045A (ru) 2011-12-10
RU2484882C2 true RU2484882C2 (ru) 2013-06-20

Family

ID=38834696

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2010122045/05A RU2484882C2 (ru) 2007-11-01 2008-10-30 Способ удаления co2 (варианты)

Country Status (14)

Country Link
US (1) US8435330B2 (ru)
EP (1) EP2214802A1 (ru)
JP (1) JP2011502746A (ru)
KR (1) KR101329149B1 (ru)
CN (1) CN101909721A (ru)
AU (1) AU2008320654B2 (ru)
BR (1) BRPI0819354A2 (ru)
CA (1) CA2704299A1 (ru)
GB (2) GB0721488D0 (ru)
IL (1) IL205431A0 (ru)
MX (1) MX2010004697A (ru)
RU (1) RU2484882C2 (ru)
WO (1) WO2009056830A1 (ru)
ZA (1) ZA201002998B (ru)

Families Citing this family (54)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB0721488D0 (en) 2007-11-01 2007-12-12 Alstom Technology Ltd Carbon capture system
CN102307647A (zh) 2008-12-04 2012-01-04 纳幕尔杜邦公司 二氧化碳移除和可用于其中的离子液体化合物
CA2749121A1 (en) * 2009-01-09 2010-07-15 Codexis, Inc. Carbonic anhydrase polypeptides and uses thereof
DE102009022298A1 (de) * 2009-05-22 2010-12-02 Siemens Aktiengesellschaft Verbesserung der Energieeffizienz eines chemischen CO2 Abscheidungsprozesses
EP2322265A1 (en) * 2009-11-12 2011-05-18 Alstom Technology Ltd Flue gas treatment system
KR101039624B1 (ko) * 2009-11-17 2011-06-09 한국에너지기술연구원 암모니아수를 이용한 이산화탄소 포집 공정에서 배출되는 가스 내의 미량 암모니아를 제거하는 장치
JP5351728B2 (ja) 2009-12-03 2013-11-27 三菱重工業株式会社 Ｃｏ２回収装置およびｃｏ２回収方法
EP2335806A1 (en) * 2009-12-04 2011-06-22 Alstom Technology Ltd Method and system for condensing water vapour from a carbon dioxide rich flue gas
EP2335804B1 (en) * 2009-12-04 2014-09-10 Alstom Technology Ltd A method and a device for cleaning a carbon dioxide rich flue gas
JP5371734B2 (ja) * 2009-12-25 2013-12-18 三菱重工業株式会社 Ｃｏ２回収装置およびｃｏ２回収方法
US9067953B2 (en) * 2010-03-12 2015-06-30 E I Du Pont De Nemours And Company Systems for carbon dioxide and sulfur dioxide removal
FR2958180A1 (fr) * 2010-04-06 2011-10-07 Inst Francais Du Petrole Procede de desacidification d'un gaz par une solution absorbante, avec section de lavage acide
US9017455B2 (en) 2010-06-03 2015-04-28 E I Du Pont De Nemours And Company Sulfur compounds for carbon dioxide and sulfur dioxide removal
WO2012003277A2 (en) 2010-06-30 2012-01-05 Codexis, Inc. Highly stable beta-class carbonic anhydrases useful in carbon capture systems
WO2012003336A2 (en) 2010-06-30 2012-01-05 Codexis, Inc. Chemically modified carbonic anhydrases useful in carbon capture systems
WO2012003299A2 (en) 2010-06-30 2012-01-05 Codexis, Inc. Highly stable beta-class carbonic anhydrases useful in carbon capture systems
GB201012439D0 (en) * 2010-07-24 2010-09-08 Sevier David Process for capture of gases from gas streams
JP2012024718A (ja) * 2010-07-26 2012-02-09 Babcock Hitachi Kk Ｃｏ２除去設備を有する排ガス処理システム
US9856769B2 (en) * 2010-09-13 2018-01-02 Membrane Technology And Research, Inc. Gas separation process using membranes with permeate sweep to remove CO2 from combustion exhaust
US8623307B2 (en) * 2010-09-14 2014-01-07 Alstom Technology Ltd. Process gas treatment system
CN102155613B (zh) * 2010-12-23 2012-12-05 上海浦马机电工程技术有限公司 二氧化碳冷量回收系统及方法
US8721771B2 (en) * 2011-01-21 2014-05-13 Heartland Technology Partners Llc Condensation plume mitigation system for exhaust stacks
KR101266258B1 (ko) 2011-01-28 2013-05-22 한국에너지기술연구원 이산화탄소 포집공정용 연소배가스 처리장치 및 처리방법
EP2481470A1 (en) * 2011-02-01 2012-08-01 ALSTOM Technology Ltd Process gas treatment system
EP2673478A1 (en) * 2011-02-01 2013-12-18 ALSTOM Technology Ltd Combined cycle power plant with co2 capture plant
US9028784B2 (en) 2011-02-15 2015-05-12 Alstom Technology Ltd Process and system for cleaning a gas stream
EP2510998B2 (en) 2011-04-15 2022-06-15 General Electric Technology GmbH Compression condensate conditioning in the flue gas condenser
US8623314B2 (en) * 2011-07-01 2014-01-07 Alstom Technology Ltd Chilled ammonia based CO2 capture system with ammonia recovery and processes of use
US20130269526A1 (en) * 2011-09-12 2013-10-17 E I Du Pont De Nemours And Company Methods and apparatus for carbon dixoide capture
CN102500191B (zh) * 2011-11-05 2013-10-30 中国科学院山西煤炭化学研究所 一种循环流化床电厂烟气捕获co2方法及装置
US8882896B2 (en) * 2011-12-02 2014-11-11 Fluor Technologies Corporation Multi-directional outlet transition and hood
US9162177B2 (en) 2012-01-25 2015-10-20 Alstom Technology Ltd Ammonia capturing by CO2 product liquid in water wash liquid
US20130259780A1 (en) * 2012-03-30 2013-10-03 Alstom Technology Ltd Method for controlling solvent emissions from a carbon capture unit
CN103446848B (zh) * 2012-05-30 2015-09-16 株式会社东芝 二氧化碳回收系统及其操作方法
JP6157912B2 (ja) 2012-05-30 2017-07-05 株式会社東芝 二酸化炭素回収システムおよびその運転方法
CA2886800C (en) * 2012-10-11 2018-04-10 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Air pollution control system and air pollution control method
US8545782B1 (en) * 2012-10-16 2013-10-01 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. CO2 recovery apparatus and CO2 recovery method
JP5989916B2 (ja) * 2012-11-15 2016-09-07 エスアールアイ インターナショナルＳＲＩ Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ アンモニアベース触媒による炭酸カリウム水溶液中でのｃｏ２吸収の速度向上
US20140150652A1 (en) * 2012-11-30 2014-06-05 Alstom Technology Ltd. Post absorber scrubbing of so3
JP6107444B2 (ja) * 2013-06-10 2017-04-05 株式会社Ihi 水分含有ガスの不純物除去システム
US9192888B2 (en) * 2013-06-26 2015-11-24 Uop Llc Apparatuses and methods for removing acid gas from sour gas
US9138677B2 (en) 2013-07-25 2015-09-22 Alstom Technology Ltd Ammonia stripper for a carbon capture system for reduction of energy consumption
CA2926553A1 (en) * 2013-10-07 2015-04-16 Reid Systems (Australia) Pty Ltd Method and apparatus for removing carbon dioxide from flue gas
JP6248813B2 (ja) * 2014-05-28 2017-12-20 株式会社Ihi 二酸化炭素の回収方法及び回収装置
CN104456512A (zh) * 2014-10-23 2015-03-25 东南大学 利用CaO高温储热并捕集烟气中CO2的太阳能辅助燃煤发电系统
EP3075434A1 (de) * 2015-04-02 2016-10-05 Bayer Technology Services GmbH Kontinuierliches verfahren zur reinigung von so2-haltigen gasen
US20170354926A1 (en) * 2016-06-13 2017-12-14 General Electric Technology Gmbh Integrated desulfurization and carbon dioxide capture system for flue gases
CN106039755B (zh) * 2016-07-22 2018-03-02 京能（锡林郭勒）发电有限公司 一种烟气冷凝提水系统
CN106568235A (zh) * 2016-09-30 2017-04-19 厦门工源环保科技有限公司 一种应用在工业领域中的兆瓦级二氧化碳热泵系统
GR20180100308A (el) * 2018-07-10 2020-03-18 Αλεξανδρος Χρηστου Παπαδοπουλος Δεσμευση διοξειδιου του ανθρακα με την μορφη λιπασματων σε ανθρακικες μοναδες ηλεκτροπαραγωγης
RU2757518C1 (ru) * 2020-08-11 2021-10-18 Открытое акционерное общество "Севернефтегазпром" Способ охлаждения компримированного газа
US11484829B1 (en) * 2021-05-13 2022-11-01 Next Carbon Solutions, Llc Methods, systems, and devices for flue gas cooling for carbon capture processes
US20240035656A1 (en) * 2022-07-26 2024-02-01 Next Carbon Solutions, Llc Methods, systems, and devices for flue gas cooling
WO2024023509A1 (en) * 2022-07-29 2024-02-01 Carbon Clean Solutions Limited A method and system for the removal of carbon dioxide from carbon capture solvents using heat from a gas

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1897725A (en) * 1926-05-28 1933-02-14 Ig Farbenindustrie Ag Process for extracting carbon dioxid from gaseous mixtures and forming alkaline carbonates
SU734175A1 (ru) * 1976-12-27 1980-05-15 Днепропетровский химико-технологический институт им.Ф.Э.Дзержинского Способ очистки коксового газа
WO2006022288A1 (ja) * 2004-08-25 2006-03-02 Daio Paper Corporation 家庭用薄葉紙
EA009089B1 (ru) * 2002-12-12 2007-10-26 Флуор Корпорейшн Установка и способ удаления кислых газов

Family Cites Families (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1897728A (en) * 1932-07-13 1933-02-14 American Gas Machine Company Chimney hanger for burners
JPS49146230U (ru) * 1973-04-20 1974-12-17
JPS60238121A (ja) * 1984-05-10 1985-11-27 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 排ガス処理方法
JPS62121663A (ja) * 1985-11-21 1987-06-02 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 排ガス処理装置
JPH06327936A (ja) 1993-05-24 1994-11-29 Chubu Electric Power Co Inc 排ガス中の二酸化炭素の分離回収方法
JPH0731834A (ja) * 1993-06-28 1995-02-03 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 吸収液の再生方法
JPH08155262A (ja) * 1994-12-07 1996-06-18 Babcock Hitachi Kk 水または炭酸ガス回収型湿式脱硫方法と装置
DE10228103A1 (de) 2002-06-24 2004-01-15 Bayer Cropscience Ag Fungizide Wirkstoffkombinationen
JP3937016B2 (ja) * 2003-09-19 2007-06-27 独立行政法人産業技術総合研究所 二酸化炭素吸収物質の再生方法
WO2005082493A1 (ja) * 2004-03-02 2005-09-09 The Chugoku Electric Power Co., Inc. 排ガスの処理方法、排ガスの処理システム、二酸化炭素の分離方法、及び二酸化炭素分離装置
WO2006000020A1 (en) 2004-06-29 2006-01-05 European Nickel Plc Improved leaching of base metals
BRPI0514141A (pt) * 2004-08-06 2008-05-27 Eig Inc ultralimpeza de gás de combustão incluindo a remoção de co2
JP2006266983A (ja) 2005-03-25 2006-10-05 Seiko Epson Corp 情報端末および電源残量算出方法
JP4644804B2 (ja) * 2005-03-31 2011-03-09 独立行政法人産業技術総合研究所 排ガス中の二酸化炭素を回収する二酸化炭素回収方法及び装置
MX2007016203A (es) 2005-06-29 2008-03-10 Compumedics Ltd Ensamble de sensor con puente conductivo.
WO2007012143A1 (en) * 2005-07-29 2007-02-01 Commonwealth Scientific And Industrial Research Organisation Recovery of carbon dioxide from flue gases
US7655071B2 (en) * 2005-12-16 2010-02-02 Shell Oil Company Process for cooling down a hot flue gas stream
NO20060807L (no) * 2006-02-17 2007-08-20 Omar Chaalal Fremgangsmate til rensing av saltvann
US7867322B2 (en) * 2007-01-31 2011-01-11 Alstom Technology Ltd Use of SO2 from flue gas for acid wash of ammonia
GB0721488D0 (en) 2007-11-01 2007-12-12 Alstom Technology Ltd Carbon capture system

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1897725A (en) * 1926-05-28 1933-02-14 Ig Farbenindustrie Ag Process for extracting carbon dioxid from gaseous mixtures and forming alkaline carbonates
SU734175A1 (ru) * 1976-12-27 1980-05-15 Днепропетровский химико-технологический институт им.Ф.Э.Дзержинского Способ очистки коксового газа
EA009089B1 (ru) * 2002-12-12 2007-10-26 Флуор Корпорейшн Установка и способ удаления кислых газов
WO2006022288A1 (ja) * 2004-08-25 2006-03-02 Daio Paper Corporation 家庭用薄葉紙

Also Published As

Publication number Publication date
RU2010122045A (ru) 2011-12-10
KR20100074310A (ko) 2010-07-01
IL205431A0 (en) 2010-12-30
JP2011502746A (ja) 2011-01-27
CA2704299A1 (en) 2009-05-07
ZA201002998B (en) 2011-07-27
MX2010004697A (es) 2010-07-01
CN101909721A (zh) 2010-12-08
EP2214802A1 (en) 2010-08-11
KR101329149B1 (ko) 2013-11-14
BRPI0819354A2 (pt) 2015-04-22
GB0722431D0 (en) 2007-12-27
AU2008320654A1 (en) 2009-05-07
US20100294131A1 (en) 2010-11-25
US8435330B2 (en) 2013-05-07
WO2009056830A1 (en) 2009-05-07
GB0721488D0 (en) 2007-12-12
AU2008320654B2 (en) 2012-09-27
GB2454266A (en) 2009-05-06
GB2454266B (en) 2013-01-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2484882C2 (ru) Способ удаления co2 (варианты)
CA2574633C (en) Ultra cleaning of combustion gas including the removal of co2
US7017330B2 (en) Water and sulfur removal from combustion turbine exhaust
AU2012212630B2 (en) Gas treatment process and system
US20220362706A1 (en) Integrated ammonia-based desulfurization and decarbonization apparatus and method
US20140356267A1 (en) Process and system for capturing carbon dioxide from a gas stream
IL205191A (en) A multi-stage system for extracting carbon dioxide and a method for processing a gas stream emitted from a chimney
WO2007133595A2 (en) Integrated vacuum absorption steam cycle gas separation
KR20100022971A (ko) 가스 흐름으로부터 가스 성분을 회수하기 위한 방법 및 흡착 조성물
EA035832B1 (ru) Способ и установка для улавливания co
EP3384973A1 (en) Process of recovering carbon dioxide for enriching the gas streams used for producing sodium carbonate and sodium hydrogen carbonate by solvay process
EA029381B1 (ru) Регенеративное извлечение загрязняющих веществ из отходящих газов
US9447996B2 (en) Carbon dioxide removal system using absorption refrigeration
CN103936036A (zh) 集成的二氧化碳去除和氨碱法
EP4197611A1 (en) System and process for simultaneous desulfurization and decarburization by washing flue gas using low-temperature pentane
WO2024081169A1 (en) High efficiency low energy consumption post combustion co2 capture process
WO2023232293A1 (en) Ammonia-utilizing carbon dioxide capture with flue gas desulfurization system, and method
CN116056780A (zh) 基于氨的二氧化碳减排系统和方法及其直接接触式冷却器

Legal Events

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

Effective date: 20171031