RU2495707C2 - Способ и устройство для отделения диоксида углерода от отходящего газа работающей на ископаемом топливе электростанции - Google Patents

Способ и устройство для отделения диоксида углерода от отходящего газа работающей на ископаемом топливе электростанции Download PDF

Info

Publication number
RU2495707C2
RU2495707C2 RU2011135811/04A RU2011135811A RU2495707C2 RU 2495707 C2 RU2495707 C2 RU 2495707C2 RU 2011135811/04 A RU2011135811/04 A RU 2011135811/04A RU 2011135811 A RU2011135811 A RU 2011135811A RU 2495707 C2 RU2495707 C2 RU 2495707C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
absorbent
steam
desorption
carbon dioxide
integrated
Prior art date
Application number
RU2011135811/04A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2011135811A (ru
Inventor
Петер РИХТЕР
Рюдигер ШНАЙДЕР
Хеннинг ШРАММ
Original Assignee
Сименс Акциенгезелльшафт
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 Сименс Акциенгезелльшафт filed Critical Сименс Акциенгезелльшафт
Publication of RU2011135811A publication Critical patent/RU2011135811A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2495707C2 publication Critical patent/RU2495707C2/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
    • B01D53/34—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
    • B01D53/14—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
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1475—Removing carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/50—Carbon oxides
    • B01D2257/504—Carbon dioxide
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
    • Y02A50/00—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE in human health protection, e.g. against extreme weather
    • Y02A50/20—Air quality improvement or preservation, e.g. vehicle emission control or emission reduction by using catalytic converters
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/32—Direct CO2 mitigation

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Carbon And Carbon Compounds (AREA)
  • Chimneys And Flues (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу отделения диоксида углерода от отходящего газа работающей на ископаемом топливе электростанции. Способ включает в себя абсорбционный процесс, в котором содержащий диоксид углерода отходящий газ приводят в контакт с абсорбентом, в результате чего образуется загрязненный диоксидом углерода абсорбент (25), и десорбционный процесс (10), который функционирует от горячего пара из пароводяного контура работающей на ископаемом топливе электростанции и в котором загрязненный диоксидом углерода абсорбент (25) регенерируют, в результате чего образуется регенерированный абсорбент (26). При этом в следующем за десорбционным процессом (10) процессе расширения (20) регенерированный абсорбент (26) расширяют, в результате чего образуется парообразный абсорбент (27), который возвращают в десорбционный процесс (10), и загрязненный абсорбент (25) разделяют, по меньшей мере, на один первый (30) и один второй (40) частичные потоки, причем только второй частичный поток (40) направляют в теплообмене с расширенным абсорбентом, а первый (30) и один второй (40) частичные потоки подают в десорбционный процесс (10) на его разных этапах. Также изобретение относится к устройству для осуществления способа. Изобретение обеспечивает высокую эффективность отделения при низкой потребности в собственной энергии и в то же время при высоком общем кпд энергетического процесса. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 3 ил.

Description

Изобретение касается способа эксплуатации работающей на ископаемом топливе электростанции и, в частности, способа отделения диоксида углерода от отходящего газа работающей на ископаемом топливе электростанции. Кроме того, изобретение касается работающей на ископаемом топливе электростанции с сепарационным устройством для отделения диоксида углерода от отходящего газа.
В работающих на ископаемом топливе электростанциях для производства электрической энергии при сжигании ископаемого топлива образуется содержащий диоксид углерода отходящий газ. Как правило, этот продукт выпускается в атмосферу. Скапливающийся в атмосфере диоксид углерода препятствует отражению тепла от Земли, приводя при этом за счет так называемого парникового эффекта к повышению температуры ее поверхности. Чтобы достичь уменьшения выброса диоксида углерода в работающих на ископаемом топливе электростанциях диоксид углерода может быть отделен от отходящего газа.
Для отделения диоксида углерода от газовой смеси известны различные способы. В частности, для отделения диоксида углерода от отходящего газа после процесса сжигания распространен способ абсорбции-десорбции.
В промышленном масштабе описанное отделение диоксида углерода способом абсорбции-десорбции осуществляется с помощью моющего средства. В классическом абсорбционно-десорбционном процессе отходящий газ приводится в контакт в абсорбционной колонне с селективным растворителем в качестве моющего средства. При этом происходит поглощение диоксида углерода в результате химического или физического процесса. Очищенный отходящий газ выпускается из абсорбционной колонны для дальнейшей обработки или удаления. Загрязненный диоксидом углерода растворитель направляется для отделения диоксида углерода и регенерации растворителя в десорбционную колонну. Отделение в десорбционной колонне может происходить термическим путем. При этом загрязненный растворитель нагревается, в результате чего возникает газопаровая смесь из газообразного диоксида углерода и испаренного растворителя - так называемый выпар. Испаренный растворитель отделяется затем от диоксида углерода. Последний может быть в несколько этапов сжат и охлажден. В жидком или замерзшем состоянии диоксид углерода может быть затем направлен на хранение или реализацию. Регенерированный растворитель снова направляется в абсорбционную колонну, где он опять может поглощать диоксид углерода от содержащего его отходящего газа.
Основной проблемой в существующих способах отделения диоксида углерода от отходящего газа являются, в частности, очень высокие энергозатраты, необходимые в виде нагревательной энергии для десорбции. Из уровня техники до сих пор не известны усовершенствования, которые в достаточной степени позволили бы уменьшить энергозатраты интегрированной в энергетический процесс установки для отделения диоксида углерода.
В химической промышленности для сбережения нагревательной энергии в десорбционном процессе известно большое число расширенных схем. Так, в EP 0133208 описан способ поддержки регенерации абсорбента в десорбенте, так называемый способ «Lean-Solvent-Flash». В EP 1759756 A1 описан способ «Lean-Solvent-Reheating», при котором десорбционный процесс поддерживается сбоку. Раскрытая в DE 2817084 C2 схема поддерживает абсорбционный процесс за счет бокового охлаждения. Другой способ расширенной схемы раскрыт в DE 1167318 с помощью так называемого способа «Split-Feed».
Известные стандартные способы по расширенным схемам из химической промышленности для отделения диоксида углерода от отработавшего газа не вполне могут быть адаптированы к другим применениям. Именно при интеграции способа отделения диоксида углерода в энергетический процесс расширенная схема в общем балансе во взаимодействии с энергетическим процессом может быть заметно уменьшена в своем сбережении энергии или даже негативно сказаться.
Даже возможное снижение потребности в собственной энергии не приводит неизбежно к повышению общего к.п.д. Также от взаимодействия между собой при интеграции в энергетический процесс не следует ожидать высокого общего к.п.д. Таким образом, дополнительные затраты не были бы экономически оправданы.
Поэтому общим недостатком известных из уровня техники способов отделения диоксида азота остаются, в частности, высокие энергозатраты. Именно при интеграции способа отделения в работающую на ископаемом топливе электростанцию это приводит к нежелательному снижению ее общего к.п.д. Даже при расширении стандартного способа известной расширенной схемой из химической промышленности потребность в собственной энергии способа отделения до сих пор не удается существенно снизить.
Задача изобретения состоит в создании способа отделения диоксида углерода от отходящего газа работающей на ископаемом топливе электростанции, который обеспечивал бы высокую эффективность отделения при низкой потребности в собственной энергии и в то же время при высоком общем к.п.д. энергетического процесса.
Другой задачей изобретения является создание работающей на ископаемом топливе электростанции с сепарационным устройством для диоксида углерода, который обеспечивал бы высокую эффективность отделения при низкой потребности в собственной энергии и в то же время при высоком общем к.п.д. электростанции.
Задача в части способа отделения диоксида углерода от отходящего газа работающей на ископаемом топливе электростанции решается, согласно изобретению, за счет того, что в процессе сжигания сжигается ископаемое топливо, причем образуется содержащий диоксид углерода отходящий газ, в последующем абсорбционном процессе содержащий диоксид углерода отходящий газ приводится в контакт с абсорбентом, диоксид углерода поглощается абсорбентом, в результате чего образуются загрязненный абсорбент и очищенный отходящий газ, в последующем десорбционном процессе загрязненный абсорбент регенерируется, причем образуется регенерированный абсорбент, загрязненный абсорбент подается в десорбционный процесс в виде первого и второго частичных потоков, и в процессе расширения абсорбент расширяется, причем образуется парообразный абсорбент, который возвращается в десорбционный процесс.
При этом изобретение исходит из идеи привлечения для решения задачи способов, известных из химической технологии. Из разнообразия зарекомендовавших себя дополнительных схем необходимо выбрать способы, которые не компенсировали бы или даже перекомпенсировали бы свои положительные свойства также во взаимодействии между собой и с энергетическим процессом. При этом сущность изобретения заключается в комбинации способов между собой таким образом, чтобы их положительные результаты можно было в значительной степени согласовать между собой. Согласно изобретению, это достигается за счет целенаправленной комбинации способов «Split-Feed» и «Lean-Solvent-Flash». Неожиданным образом именно в случае комбинации этих обоих способов можно прийти к тому заключению, что потребность в собственной энергии сепарационного устройства можно значительно снизить, а кроме того, можно с помощью установок для отделения диоксида углерода заметно повысить общий к.п.д. энергетического процесса. За счет этого можно резко сократить расходы на процесс отделения диоксида углерода.
В способе «Lean-Solvent-Flash» испарение в отстойнике десорбционной колонны поддерживается за счет вакуумного флэш-резервуара. При этом используется тот эффект, что температура кипения растворителя при меньшем давлении падает.Необходимая для создания вакуума во флэш-резервуаре электрическая энергия по сравнению со сбереженной термической энергией для испарения растворителя настолько мала, что общий баланс оказывается положительным.
В способе «Split-Feed» поток загрязненного растворителя, идущий от абсорбционной колонны, разделяется и направляется частично охлажденным в оголовок десорбционной колонны. В результате находящийся в нем выпар уже в значительной степени конденсируется. Это разгружает подключенный к десорбционной колонне конденсатор, так что он не должен отводить тепло через охлаждающую воду наружу. Вместо этого тепло может использоваться непосредственно для нагрева загрязненного растворителя.
Согласно изобретению, эти способы целенаправленно комбинируются и интегрируются в энергетический процесс. Для этого загрязненный растворитель подается в десорбционный процесс, по меньшей мере, двумя частичными потоками. Для подачи, по меньшей мере, двумя частичными потоками не требуется никакой дополнительной энергии. При этом первый частичный поток подается в десорбционный процесс на этапе, на котором в десорбционном процессе присутствует преимущественно выпар. За счет ввода в выпар загрязненного абсорбента из первого частичного потока выпар конденсируется. В результате следующий за десорбционным процессом процесс конденсации разгружается, и сберегается электрическая энергия для направления охлаждающей воды процесса конденсации. Кроме того, подаваемый загрязненный абсорбент нагревается за счет конденсации и имеется в распоряжении десорбционного процесса. Благодаря отсутствию подогрева в десорбционном процессе сберегается нагревательная энергия в виде нагревательного пара.
Второй частичный поток подается в десорбционный процесс на этапе, на котором он непосредственно имеется в распоряжении десорбционного процесса. Возможна также подача загрязненного абсорбента большим числом частичных потоков на большем числе этапов десорбционного процесса.
Покидающий десорбционный процесс регенерированный абсорбент подается в процесс расширения, во время которого он расширяется. Для создания разрежения используется электрическая энергия. За счет расширения часть абсорбента испаряется. В результате процесса расширения жидкий абсорбент отделяется от парообразного абсорбента. Парообразный абсорбент возвращается в десорбционный процесс. Благодаря этому возвращенный парообразный абсорбент поддерживает десорбционный процесс и приводит тем самым к сбережению нагревательной энергии в виде нагревательного пара. Следовательно, сбереженный нагревательный пар может использоваться в энергетическом процессе для производства электрической энергии.
Комбинация способов «Split-Feed» и «Lean-Solvent-Flash» неожиданным образом оказывать лишь минимальное влияние. Так, при незначительных недостатках вклад отдельных способов в энергопотребление способа отделения можно почти суммировать. При этом повышается эффективность отделения. Особенно неожиданным оказалось то, что за счет предложенной комбинации обоих способов в равной мере повышается также общий к.п.д. энергетического процесса.
В одном предпочтительном варианте способа отделения диоксида углерода первый частичный поток устанавливается на температуру T1, а второй частичный поток - на температуру Т2. При этом температура T1 ниже температуры Т2. При этом температура T1 приблизительно соответствует температуре покидающего абсорбционный процесс загрязненного абсорбента. В зависимости от эксплуатационных условий десорбционного процесса может потребоваться также установить другую температуру T1. Установление температур может осуществляться за счет процесса регулирования. В зависимости от требуемых в десорбционном процессе эксплуатационных условий температуры T1, T2 регулируются.
В другом предпочтительном варианте способа отделения диоксида углерода в процессе расширения отделяется регенерированный абсорбент, и в теплообменном процессе у регенерированного абсорбента отбирается тепло, которое подается к загрязненному абсорбенту вторым частичным потоком. Это обеспечивает использование еще оставшегося в регенерированном абсорбенте тепла, чтобы нагреть загрязненный абсорбент во втором частичном потоке. Таким образом, с регулированием теплообменного процесса можно в то же время установить температуру Т2.
Целесообразно процесс расширения осуществляется при давлении Р1, a десорбционный процесс - при давлении Р2, причем давление Р2 устанавливается более низким, чем давление Р1. За счет более низкого давления Р1 в процессе расширения достигается испарение абсорбента. При этом давление Р2 может быть выше атмосферного давления, а давление Р1 лежит, следовательно, между атмосферным давлением и давлением Р2. В одном особом варианте способа отделения диоксида углерода давление Р2 устанавливается приблизительно на атмосферное давление. Это происходит практически за счет того, что десорбционный процесс осуществляется при атмосферном давлении. Следовательно, давление Р1 устанавливается ниже атмосферного давления.
В одном предпочтительном варианте способа отделения диоксида углерода парообразный абсорбент перед возвратом в десорбционный процесс сжимается. При этом давление Р1 поднимается до давления P2. Целью сжатия является возврат парообразного абсорбента в десорбционный процесс. При этом возврат происходит преимущественно в зоне отстойника. Целесообразно загрязненный абсорбент отбирается из абсорбционного процесса в общем потоке, причем общий поток разделяется на первый и второй частичные потоки. Возможно также разделение на большее число частичных потоков. Разделением на первый и второй частичные потоки управляют преимущественно посредством регулировочного процесса. При этом регулирование происходит в зависимости от требуемых в десорбционном процессе эксплуатационных условий. Под разделением следует понимать также ответвление или частичный отбор. В принципе, отбор загрязненного абсорбента из абсорбционного процесса возможен также большим числом частичных потоков.
В одном предпочтительном варианте способа отделения диоксида углерода в десорбционном процессе за счет регенерации загрязненного абсорбента образуется газопаровая смесь из газообразного диоксида углерода и парообразного абсорбента, причем в процессе конденсации из газопаровой смеси конденсируется конденсат. При этом процесс конденсации следует за десорбционным процессом. Газопаровая смесь представляет собой, в основном, выпар. Состав конденсата зависит от используемого абсорбента. В предложенном способе конденсируется, в основном, чистая вода. За счет способа «Split-Feed» процесс конденсации заметно разгружается, так что, с одной стороны, для конденсации требуется меньше охлаждающей воды, а с другой стороны, образуется также меньше конденсата.
Преимущественно в качестве абсорбента используется раствор из H2O и производных амина. По сравнению с абсорбентами на основе аммиака обращение с раствором из H2O и производных амина таит в себе меньше рисков и негативных воздействий на экологию.
Способ применяется преимущественно на работающей на ископаемом топливе пароэлектростанции или на комбинированной газопаротурбинной электростанции.
Задача в части устройства решается посредством работающей на ископаемом топливе электростанции, содержащей подключенное к устройству для сжигания сепарационное устройство для диоксида углерода, через которое протекает содержащий диоксид углерода отходящий газ, причем сепарационное устройство содержит абсорбционный блок для поглощения диоксида углерода из содержащего его отходящего газа и десорбционный блок для отдачи поглощенного диоксида углерода, абсорбционный блок соединен с десорбционным блоком для пропускания загрязненного абсорбента по соединительному трубопроводу, причем соединительный трубопровод содержит первый и второй частичные трубопроводы, присоединенные к десорбционному блоку в разных местах, а десорбционный блок соединен с напорным резервуаром, причем образованный в напорном резервуаре пар возвращается в десорбционный блок по паропроводу.
Изобретение исходит при этом из идеи интеграции в сепарационное устройство комбинированных между собой схем «Split-Feed» и «Lean-Solvent-Flash». Для этого соединительный трубопровод содержит первый и второй частичные трубопроводы. Возможно применение дополнительных частичных трубопроводов. При этом первый частичный трубопровод присоединен к десорбционному блоку в ином месте, нежели второй частичный трубопровод. В случае вертикально установленной десорбционной колонны места присоединения горизонтально отстоят друг от друга. Горизонтальное расположение мест присоединения может изменяться в зависимости от конструкции. Частичные трубопроводы рассчитаны на пропускание загрязненного абсорбента.
К десорбционному блоку подключен напорный резервуар, который соединен с ним посредством подходящего трубопровода для пропускания загрязненного абсорбента. Напорный резервуар представляет собой так называемый флэш-резервуар, в котором может испаряться среда. Кроме того, напорный резервуар соединен с десорбционным блоком посредством возвратного трубопровода для пара.
Неожиданным образом схемы «Split-Feed» и «Lean-Solvent-Flash» комбинируются между собой. При эксплуатации работающей на ископаемом топливе электростанции отмечается очень небольшое влияние обеих схем друг на друга. Таким образом, без значительных вычетов вклад в уменьшение потребности в собственной энергии способа отделения и вклад отдельных способов в общий к.п.д. энергетического процесса можно суммировать, и это к тому же при возрастающей эффективности отделения.
В одном целесообразном варианте работающей на ископаемом топливе электростанции соединительный трубопровод присоединен к абсорбционному блоку в одном месте присоединения. Таким образом, абсорбент, выпускаемый при эксплуатации из абсорбционного блока отводится по соединительному трубопроводу только в одном месте. Возможны также несколько мест присоединений, в которых отводится выпускаемый абсорбент. При этом в случае вертикально установленной абсорбционной колонны несколько мест присоединений могут отстоять друг от друга вертикально или горизонтально.
Преимущественно в напорном резервуаре создается вакуум. Для этого напорный резервуар выполнен соответствующим образом и включает в себя вакуумный насос и напорные клапаны.
В одном особом варианте работающей на ископаемом топливе электростанции предусмотрен теплообменник, который первичной стороной встроен во второй частичный трубопровод, а с вторичной стороны соединен для подвода с напорным резервуаром, а для отвода - с абсорбционным блоком. При эксплуатации работающей на ископаемом топливе электростанции это позволяет передавать тепло от регенерированного абсорбента в напорном резервуаре на загрязненный абсорбент во втором частичном трубопроводе. Регенерированный абсорбент охлаждается тем самым для повторного использования в абсорбционном блоке, а загрязненный абсорбент нагревается для регенерации в десорбционном блоке.
В одном предпочтительном варианте работающей на ископаемом топливе электростанции в паропровод встроен компрессор. Он представляет собой устройство, посредством которого пар передается из напорного резервуара в десорбционный блок. Компрессором является преимущественно вакуумный насос с перепускным клапаном. Последний предотвращает обратное течение среды из десорбционного блока в напорный резервуар.
В другом предпочтительном варианте осуществления изобретения предусмотрен регулирующий клапан, который посредством соединительного трубопровода соединен с абсорбционным блоком, а посредством первого и второго частичных трубопроводов - с десорбционным блоком, так что при эксплуатации протекающий по соединительному трубопроводу абсорбент распределяется по первому и второму частичным трубопроводам в соотношении V. При этом регулирование происходит в зависимости от необходимых в десорбционном блоке эксплуатационных условий.
Преимущественно работающая на ископаемом топливе электростанция выполнена в виде пароэлектростанции, включающей в себя котел и паровую турбину, или в виде газопаротурбинной электростанции, включающей в себя газовую турбину и подключенный к ней со стороны отходящего газа утилизационный парогенератор, который встроен в пароводяной контур паровой турбины.
Ниже примеры осуществления изобретения более подробно поясняются с помощью прилагаемых схематичных чертежей, на которых изображают:
фиг.1 - пример способа отделения диоксида углерода в работающей на ископаемом топливе электростанции;
фиг.2 - пример пароэлектростанции с сепарационным устройством для диоксида углерода;
фиг.3 - пример газопаротурбинной электростанции с сепарационным устройством для диоксида углерода.
В изображенном на фиг.1 способе отделения диоксида углерода показаны, в основном, десорбционный 10 и расширительный 20 процессы.
Загрязненный абсорбент 25 подается в десорбционный процесс 10 первым 30 и вторым 40 частичными потоками. Подача происходит на различных этапах десорбционного процесса 10. В десорбционном процессе 10 загрязненный абсорбент 25 регенерируется. При этом образуется газопароводяная смесь 50 из диоксида углерода и парообразного абсорбента. Десорбционный процесс 10 покидают газопароводяная смесь 50 и регенерированный абсорбент 26.
Регенерированный абсорбент 26 подается затем в расширительный процесс 20. В расширительном процессе 20 при давлении, которое ниже давления в десорбционном процессе 10, парообразный абсорбент 27 отделяется от регенерированного абсорбента 26а. Последний удаляется из расширительного процесса 20 и возвращается в абсорбционный контур. Парообразный абсорбент 27 возвращается в десорбционный процесс.
Изображенная на фиг.2 пароэлектростанция с интегрированным сепарационным устройством для диоксида углерода включает в себя, в основном, работающий на ископаемом топливе парогенератор 60 и подключенное к нему сепарационное устройство 70 для диоксида углерода.
Для отвода отходящего газа парогенератор 60 соединен трубопроводом 80 для отходящего газа с сепарационным устройством 70. Кроме того, он встроен в пароводяной контур 90. Посредством пароводяного контура 90 парогенератор 60 соединен с паровой турбиной 100, приводящей в действие генератор 110.
Сепарационное устройство 70 состоит из абсорбционного блока 120, десорбционного блока 130, напорного резервуара 140, компрессора 150, теплообменника 160, конденсатора 170, нагревательного устройства 180 и теплообменника 190.
Абсорбционный блок 120 встроен в трубопровод 80 для отходящего газа. В трубопровод 80 могут быть также встроены другие устройства, например обессериватели или воздуходувки. Для протекания загрязненного абсорбента к абсорбционному блоку 120 присоединен абсорбентопровод 200. Он разветвляется в месте разветвления 205 на первый 201 и второй 202 частичные трубопроводы. С десорбционным блоком 130 первый частичный трубопровод 201 соединен в первом месте присоединения 210, а второй частичный трубопровод 202 - во втором месте присоединения 211. Во второй частичный трубопровод 202 первичной стороной встроен теплообменник 160.
К десорбционному блоку 130 подключен конденсатор 170, который соединен с ним конденсатопроводом 220.
Десорбционный блок 130 соединен абсорбентопроводом 230 с абсорбционным блоком 120 и нагревательным устройством 180. В абсорбентопровод 230 встроен напорный резервуар 140. Последний рассчитан на разрежение и соединен с десорбционным блоком 130 паропроводом 231. В паропровод 231 встроен компрессор 150. Здесь не показаны дополнительные устройства для создания и регулирования разрежения в напорном резервуаре 140. Кроме того, десорбционный блок 130 соединен абсорбентопроводом 230 с нагревательным устройством 180.
Абсорбентопровод 230 соединен с вторичной стороны с теплообменником 160, так что тепло отбирается от направляемого по абсорбентопроводу 230 абсорбента и передается на абсорбент, направляемый по второму частичному трубопроводу 202.
Дополнительно в абсорбентопровод 230 могут быть встроены дополнительные устройства, например теплообменник или насос для абсорбента. Нагревательное устройство 180 соответствует теплообменнику и встроено в пароводяной контур 90. Последний может содержать дополнительные устройства, например охладители или насосы.
На фиг.3 изображена газопаротурбинная электростанция 56 с интегрированным сепарационным устройством 70 для диоксида углерода. Электростанция 56 включает в себя, в основном, газовую турбину 101, которая через вал приводит в действие компрессор 102 и генератор 111, подключенный к газовой турбине 101 со стороны отходящего газа утилизационный парогенератор 112, питаемый газовой турбиной 101 и выполненный для производства пара, паровую турбину 100, посредством вала соединенную с генератором 110, а посредством паропровода - с утилизационным парогенератором 112. Последний, направляя отходящий газ, соединен с сепарационным устройством 70. Подключенное сепарационное устройство 70 выполнено аналогично сепарационному устройству 70 пароэлектростанции 55 на фиг.2.
Преимущества изобретения следует пояснить на примере работающей на Bitumen-Kohle электростанции мощностью 800 МВт. В таких процессах сжигания ископаемого топлива возникает отходящий газ с содержанием диоксида углерода от 10 до 15 об.%. При достигаемой степени отделения содержащегося в отходящем газе диоксида углерода 90% для отделения одной тонны CO2 требуется тепловая энергия 3,5 ГДж со стандартной схемой процесса. Стандартная схема процесса отделения диоксида углерода является эталоном для последующего расчета.
За счет применения способа «Split-Feed» потребность в тепловой энергии для отделения одной тонны CO2 можно снизить до 3,1 ГДж. По сравнению с эталоном за счет этого можно уменьшить потери общей электрической мощности на 7,5%. Эта мера позволяет сократить относительные расходы на снижение уровня загрязнения окружающей среды в процессе отделения CO2 на 9,9%.
Интеграция способа «Lean-Solvent-Flash» позволяет снизить потребность в энергии для отделения одной тонны CO2 до 2,3 ГДж. За счет этого потери общей электрической мощности можно уменьшить на 9,2%, так что относительные расходы на снижение уровня загрязнения окружающей среды в процессе отделения CO2 сокращаются на 8,2%.
Благодаря изобретению преимущества обоих способов можно почти суммировать. Так, комбинация обоих способов негативно не сказывается на потребности в энергии, в результате чего в этом примере для отделения одной тонны CO2 требуется 2,3 ГДж. Потери общей электрической мощности можно уменьшить на 15%, а относительные расходы на снижение уровня загрязнения окружающей среды в процессе отделения CO2 сократить даже на 16,9%.
Таким образом, благодаря изобретению может быть создан энергетический процесс с интегрированным процессом отделения диоксида углерода, при котором за счет целенаправленной комбинации способов «Split-Feed» и «Lean-Solvent-Flash» можно достичь заметного возрастания произведенного электростанцией количества электроэнергии. Это возможно потому, что потребность в собственной энергии процесса отделения при такой комбинации неожиданным образом существенно ниже, чем потребность в собственной энергии отдельных схем. За счет одновременно снижения инвестиций можно резко сократить расходы на отделение диоксида углерода.

Claims (22)

1. Способ отделения диоксида углерода от отходящего газа работающей на ископаемом топливе электростанции, включающий в себя
абсорбционный процесс, в котором содержащий диоксид углерода отходящий газ приводят в контакт с абсорбентом, в результате чего образуется загрязненный диоксидом углерода абсорбент (25), и
десорбционный процесс (10), который функционирует от горячего пара из пароводяного контура работающей на ископаемом топливе электростанции и в котором загрязненный диоксидом углерода абсорбент (25) регенерируют, в результате чего образуется регенерированный абсорбент (26),
отличающийся тем, что
в следующем за десорбционным процессом (10) процессе расширения (20) регенерированный абсорбент (26) расширяют, в результате чего образуется парообразный абсорбент (27), который возвращают в десорбционный процесс (10), и
загрязненный абсорбент (25) разделяют, по меньшей мере, на один первый (30) и один второй (40) частичные потоки, причем только второй частичный поток (40) направляют в теплообмене с расширенным абсорбентом, а первый (30) и один второй (40) частичные потоки подают в десорбционный процесс (10) на его разных этапах.
2. Способ по п.1, при котором первый частичный поток (30) устанавливают на температуру Т1, а второй частичный поток (40) - на температуру T2, причем температура T1 ниже температуры T2.
3. Способ по п.1, при котором процесс расширения (20) осуществляют при давлении P1, а десорбционный процесс (10) - при давлении P2, причем давление P1 устанавливают более низким, чем давление P2.
4. Способ по п.3, при котором давление P2 приблизительно соответствует атмосферному давлению.
5. Способ по п.1, при котором перед возвратом в десорбционный процесс (10) парообразный абсорбент (27) сжимают.
6. Способ по п.1, при котором загрязненный абсорбент (25) отбирается из абсорбционного процесса в общем потоке, причем общий поток разделяют на первый (30) и второй (40) частичные потоки.
7. Способ по одному из пп.1-6, при котором в десорбционном процессе (10) за счет регенерации загрязненного абсорбента (25) образуют газопаровую смесь (50) из газообразного диоксида углерода и парообразного абсорбента, причем в процессе конденсации из газопаровой смеси конденсируют конденсат.
8. Способ по одному из пп.1-6, при котором в качестве абсорбента используют раствор из Н2О и производных амина.
9. Способ по одному из пп.1-6, отличающийся тем, что его применяют на работающей на ископаемом топливе пароэлектростанции (55).
10. Способ по одному из пп.1-6, отличающийся тем, что его применяют на комбинированной газопаротурбинной электростанции (56).
11. Устройство для отделения диоксида углерода, интегрированное в работающую на ископаемом топливе электростанцию, включающее в себя абсорбционный блок (120) и десорбционный блок (130), причем абсорбционный блок (120) встроен в трубопровод (80) для отходящего газа работающей на ископаемом топливе электростанции, в результате чего содержащий диоксид углерода отходящий газ может быть пропущен через абсорбционный блок (120), к которому для пропускания загрязненного абсорбента присоединен соединительный трубопровод (200), причем десорбционный блок (130) встроен в пароводяной контур (90) работающей на ископаемом топливе электростанции, в результате чего десорбционный блок (130) выполнен с возможностью нагрева отбираемым из пароводяного контура (90) нагревательным паром, отличающееся тем, что
десорбционный блок (130) соединен абсорбентопроводом (230) с напорным резервуаром (140), в результате чего регенерированный абсорбент может подаваться к напорному резервуару (140), который паропроводом (231) соединен с десорбционным блоком (130), в результате чего в него может возвращаться пар, а напорный резервуар (140) соединен с абсорбционным блоком (120) посредством обратного абсорбентопровода, и
соединительный трубопровод (200) разветвлен, по меньшей мере, на один первый (201) и один второй (202) частичные трубопроводы, причем частичные трубопроводы (201, 202) присоединены к десорбционному блоку (130) в разных местах присоединения (210, 211), при этом в обратном абсорбентопроводе предусмотрен только один теплообменник (160), который первичной стороной включен во второй частичный трубопровод (202), а вторичной стороной - в обратный абсорбентопровод.
12. Устройство по п.11, отличающееся тем, что в напорном резервуаре (140) создается вакуум.
13. Устройство по п.11 или 12, отличающееся тем, что в паропровод (231) встроен компрессор.
14. Устройство по п.11 или 12, отличающееся тем, что предусмотрен регулирующий клапан, который посредством соединительного трубопровода (200) соединен для подвода с абсорбционным блоком (120), а посредством первого (201) и второго (202) частичных трубопроводов соединен для отвода с десорбционным блоком (130), так что при эксплуатации протекающий по соединительному трубопроводу (200) абсорбент распределяется по первому (201) и второму (202) частичным трубопроводам в соотношении V.
15. Устройство по п.13, отличающееся тем, что предусмотрен регулирующий клапан, который посредством соединительного трубопровода (200) соединен для подвода с абсорбционным блоком (120), а посредством первого (201) и второго (202) частичных трубопроводов соединен для отвода с десорбционным блоком (130), так что при эксплуатации протекающий по соединительному трубопроводу (200) абсорбент распределяется по первому (201) и второму (202) частичным трубопроводам в соотношении V.
16. Устройство по одному из пп.11, 12 и 15, интегрированное в пароэлектростанцию (55), включающую в себя работающий на ископаемом топливе парогенератор (60) и паровую турбину (100).
17. Устройство по п.13, интегрированное в пароэлектростанцию (55), включающую в себя работающий на ископаемом топливе парогенератор (60) и паровую турбину (100).
18. Устройство по п.14, интегрированное в пароэлектростанцию (55), включающую в себя работающий на ископаемом топливе парогенератор (60) и паровую турбину (100).
19. Устройство по одному из пп.11, 12, 15, 17 и 18, интегрированное в газопаротурбинную электростанцию (56), включающую в себя газовую турбину (101) и подключенный к ней со стороны отходящего газа утилизационный парогенератор (112), встроенный в пароводяной контур (90) паровой турбины (100).
20. Устройство по п.13, интегрированное в газопаротурбинную электростанцию (56), включающую в себя газовую турбину (101) и подключенный к ней со стороны отходящего газа утилизационный парогенератор (112), встроенный в пароводяной контур (90) паровой турбины (100).
21. Устройство по п.14, интегрированное в газопаротурбинную электростанцию (56), включающую в себя газовую турбину (101) и подключенный к ней со стороны отходящего газа утилизационный парогенератор (112), встроенный в пароводяной контур (90) паровой турбины (100).
22. Устройство по п.16, интегрированное в газопаротурбинную электростанцию (56), включающую в себя газовую турбину (101) и подключенный к ней со стороны отходящего газа утилизационный парогенератор (112), встроенный в пароводяной контур (90) паровой турбины (100).
RU2011135811/04A 2009-01-28 2009-11-05 Способ и устройство для отделения диоксида углерода от отходящего газа работающей на ископаемом топливе электростанции RU2495707C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102009006314 2009-01-28
DE102009006314.5 2009-01-28
PCT/EP2009/064699 WO2010086039A1 (de) 2009-01-28 2009-11-05 Verfahren und vorrichtung zum abtrennen von kohlendioxid aus einem abgas einer fossilbefeuerten kraftwerksanlage

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2011135811A RU2011135811A (ru) 2013-03-10
RU2495707C2 true RU2495707C2 (ru) 2013-10-20

Family

ID=41571531

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2011135811/04A RU2495707C2 (ru) 2009-01-28 2009-11-05 Способ и устройство для отделения диоксида углерода от отходящего газа работающей на ископаемом топливе электростанции

Country Status (12)

Country Link
US (1) US8557205B2 (ru)
EP (1) EP2382028B1 (ru)
JP (1) JP2012516226A (ru)
KR (1) KR101401813B1 (ru)
CN (1) CN102300619B (ru)
AU (1) AU2009338577B2 (ru)
BR (1) BRPI0924205B1 (ru)
CA (1) CA2750780C (ru)
IL (1) IL214008A0 (ru)
PL (1) PL2382028T3 (ru)
RU (1) RU2495707C2 (ru)
WO (1) WO2010086039A1 (ru)

Families Citing this family (31)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8728209B2 (en) * 2010-09-13 2014-05-20 Alstom Technology Ltd Method and system for reducing energy requirements of a CO2 capture system
DE102011050329A1 (de) 2011-05-13 2012-11-15 Hitachi Power Europe Gmbh Verfahren und Vorrichtung zur Abscheidung von CO2 aus einem Rauchgasstrom
WO2012163847A1 (de) 2011-05-27 2012-12-06 Evonik Industries Ag Verfahren und vorrichtung zur abtrennung von kohlendioxid aus gasströmen
DE102011108308A1 (de) * 2011-07-25 2013-01-31 Thyssenkrupp Uhde Gmbh Wärmerückgewinnung bei Absorptions- und Desorptionsprozessen bei reduzierter Wärmeaustauschfläche
DE102011108749A1 (de) * 2011-07-28 2013-01-31 Thyssenkrupp Uhde Gmbh Wärmerückgewinnung bei Absorptions- und Desorptionsprozessen
DE102011053120A1 (de) * 2011-08-30 2013-02-28 Thyssenkrupp Uhde Gmbh Verfahren und Anlage zur Entfernung von Kohlendioxid aus Rauchgasen
JP5901296B2 (ja) * 2012-01-06 2016-04-06 三菱日立パワーシステムズ株式会社 Ｃｏ２化学吸収システム
DE102012208223B4 (de) * 2012-02-22 2013-11-07 Siemens Aktiengesellschaft Anlage und Verfahren zur Kohlenstoffdioxid- und Wasserabscheidung
DE102012202703A1 (de) * 2012-02-22 2013-08-22 Siemens Aktiengesellschaft Verbesserung der enthalpieschen Prozesseffizienz einer CO2-Abscheidevorrichtung in einer Kraftwerksanlage
JP5659176B2 (ja) 2012-03-06 2015-01-28 株式会社東芝 二酸化炭素回収装置及び二酸化炭素回収方法
CN104254673A (zh) * 2012-03-21 2014-12-31 阿尔斯通技术有限公司 联合循环发电设备
EP2653209A1 (de) * 2012-04-18 2013-10-23 Siemens Aktiengesellschaft Abscheidevorrichtung für Kohlendioxid und Verfahren zu deren Betrieb sowie Abtrenneinheit
JP5767609B2 (ja) 2012-06-25 2015-08-19 株式会社東芝 二酸化炭素回収装置及びその運転方法
FR3000907B1 (fr) * 2013-01-14 2016-07-29 Uppa - Univ De Pau Et Des Pays De L'adour Media reactif comprenant un support poreux impregne d'un compose organique capable de former des clathrates de gaz
DE102013202596B4 (de) * 2013-02-19 2014-11-06 Siemens Aktiengesellschaft Gasturbinenkraftwerk mit CO2-Abscheidung
DE102013206372B3 (de) * 2013-04-11 2014-10-09 Siemens Aktiengesellschaft Fossil befeuerte Kraftwerksanlage mit Abscheidevorrichtung für Kohlendioxid und Verfahren einer fossil befeuerten Kraftwerksanlage mit Kohlendioxidabtrennung
CN103344090B (zh) * 2013-06-19 2016-06-22 曲昭波 液化空气制冷和灭火系统
JP2015024398A (ja) * 2013-07-29 2015-02-05 株式会社東芝 二酸化炭素分離回収システム及びその運転方法
PL2942494T3 (pl) 2014-05-08 2020-03-31 General Electric Technology Gmbh Instalacja opalana mieszanką tlenowo-węglową z integracją ciepła
EP2942495B1 (en) * 2014-05-08 2018-10-10 General Electric Technology GmbH Coal fired oxy plant with heat integration
EP2942497B1 (en) 2014-05-08 2018-10-31 General Electric Technology GmbH Oxy boiler power plant oxygen feed system heat integration
EP2942496B1 (en) 2014-05-08 2018-10-10 General Electric Technology GmbH Oxy boiler power plant with a heat integrated air separation unit
WO2016123386A1 (en) * 2015-01-28 2016-08-04 Fluor Technologies Corporation Methods and systems for improving the energy efficiency of carbon dioxide capture
US10456734B2 (en) * 2016-11-01 2019-10-29 Mitsubishi Heavy Industries Engineering, Ltd. CO2 recovery system and method of recovering CO2
JP7356344B2 (ja) 2019-12-27 2023-10-04 三菱重工業株式会社 ボイラープラント、及び二酸化炭素除去方法
KR102496265B1 (ko) * 2021-01-29 2023-02-06 백광현 친수성 또는 친유성 액상물질을 함유할 수 있는 서방성 고분자 스폰지 미분말 제조방법 및 응용방법
WO2023117704A1 (de) 2021-12-21 2023-06-29 Thyssenkrupp Industrial Solutions Ag Kohlendioxid-abtrennungsvorrichtung
DE102021214785A1 (de) 2021-12-21 2023-06-22 Thyssenkrupp Ag Kohlendioxid-Abtrennungsvorrichtung
BE1030056B1 (de) 2021-12-21 2023-07-19 Thyssenkrupp Ind Solutions Ag Kohlendioxid-Abtrennungsvorrichtung
WO2023117705A1 (de) 2021-12-21 2023-06-29 Thyssenkrupp Industrial Solutions Ag Kohlendioxid-abtrennungsvorrichtung
BE1030055B1 (de) 2021-12-21 2023-07-19 Thyssenkrupp Ind Solutions Ag Kohlendioxid-Abtrennungsvorrichtung

Citations (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3563695A (en) * 1968-03-22 1971-02-16 Field And Epes Separation of co2 and h2s from gas mixtures
US3823222A (en) * 1969-09-09 1974-07-09 Benfield Corp Separation of co2 and h2s from gas mixtures
GB1484050A (en) * 1974-12-24 1977-08-24 Hecke F Van Processes for removing acid gases from gaseous mixtures
US4073863A (en) * 1974-11-08 1978-02-14 Giuseppe Giammarco Regeneration of absorbent solutions used for removing gaseous acid impurities from gaseous mixtures
EP0012986A1 (de) * 1978-12-23 1980-07-09 Linde Aktiengesellschaft Verfahren zum Abtrennen und Gewinnen gasförmiger Komponenten aus einem Gasgemisch durch physikalische Wäsche
JPH0889756A (ja) * 1994-09-28 1996-04-09 Tokyo Electric Power Co Inc:The 被処理ガス中の二酸化炭素の処理方法及び吸収液
WO1998004339A1 (en) * 1996-07-31 1998-02-05 Kvaerner Asa Method for removing carbon dioxide from gases
WO2003035221A1 (en) * 2001-10-22 2003-05-01 Cuycha Innovation Oy Process for producing liquid carbon dioxide from combustion gas at normal pressure
EP1736231A1 (en) * 2004-03-15 2006-12-27 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Apparatus and method for recovering co2
RU2329858C2 (ru) * 2006-08-30 2008-07-27 Федеральное государственное унитарное предприятие "Научно-исследовательский физико-химический институт имени Л.Я. Карпова" Способ повышения давления диоксида углерода при абсорбционном выделении его из газовых смесей (термосорбционный компрессор)
RU2343962C2 (ru) * 2006-12-18 2009-01-20 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Курский государственный технический университет" Установка для выделения углекислого газа
RU2007125515A (ru) * 2007-07-06 2009-01-20 Закрытое акционерное общество "Научно-производственное объединение "Аркон" (RU) Способ очистки природного и попутного нефтяного газов от сернистых соединений и устройство для его осуществления

Family Cites Families (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
NL246489A (ru) 1959-01-16 1900-01-01
GB899611A (en) 1959-04-15 1962-06-27 Gas Council Process for separating gases
NL7402037A (ru) * 1973-02-16 1974-08-20
GB1589231A (en) 1977-04-21 1981-05-07 Shell Int Research Process for the removal of acidic gases
US4160810A (en) 1978-03-07 1979-07-10 Benfield Corporation Removal of acid gases from hot gas mixtures
US4152217A (en) 1978-06-30 1979-05-01 Exxon Research & Engineering Co. Amine regeneration process
FR2479021A1 (fr) * 1980-03-31 1981-10-02 Elf Aquitaine Procede pour regenerer une solution absorbante chargee d'un ou plusieurs composes gazeux susceptibles d'etre liberes par chauffage et/ou entraines par stripage, et installation pour sa mise en oeuvre
AU2906984A (en) 1983-06-23 1985-01-03 Norton Co. Absorption of acid gases
JP2895325B2 (ja) * 1992-09-16 1999-05-24 関西電力株式会社 燃焼排ガス中の二酸化炭素を除去する方法
JPH11241618A (ja) 1998-02-26 1999-09-07 Toshiba Corp ガスタービン発電プラント
WO2004005818A2 (en) * 2002-07-03 2004-01-15 Fluor Corporation Improved split flow process and apparatus
JP4875303B2 (ja) * 2005-02-07 2012-02-15 三菱重工業株式会社 二酸化炭素回収システム、これを用いた発電システムおよびこれら方法
JP5021917B2 (ja) 2005-09-01 2012-09-12 三菱重工業株式会社 Ｃｏ２回収装置及び方法
UA93541C2 (ru) * 2006-02-14 2011-02-25 Басф Ce Способ удаления кислых газов из потока текучей среды и способ переоборудования установки для удаления кислых газов из потока текучей среды
US7901488B2 (en) 2006-10-04 2011-03-08 Board Of Regents, The University Of Texas System Regeneration of an aqueous solution from an acid gas absorption process by matrix stripping
JP5383338B2 (ja) * 2009-06-17 2014-01-08 三菱重工業株式会社 Ｃｏ２回収装置及びｃｏ２回収方法

Patent Citations (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3563695A (en) * 1968-03-22 1971-02-16 Field And Epes Separation of co2 and h2s from gas mixtures
US3823222A (en) * 1969-09-09 1974-07-09 Benfield Corp Separation of co2 and h2s from gas mixtures
US4073863A (en) * 1974-11-08 1978-02-14 Giuseppe Giammarco Regeneration of absorbent solutions used for removing gaseous acid impurities from gaseous mixtures
GB1484050A (en) * 1974-12-24 1977-08-24 Hecke F Van Processes for removing acid gases from gaseous mixtures
EP0012986A1 (de) * 1978-12-23 1980-07-09 Linde Aktiengesellschaft Verfahren zum Abtrennen und Gewinnen gasförmiger Komponenten aus einem Gasgemisch durch physikalische Wäsche
JPH0889756A (ja) * 1994-09-28 1996-04-09 Tokyo Electric Power Co Inc:The 被処理ガス中の二酸化炭素の処理方法及び吸収液
WO1998004339A1 (en) * 1996-07-31 1998-02-05 Kvaerner Asa Method for removing carbon dioxide from gases
WO2003035221A1 (en) * 2001-10-22 2003-05-01 Cuycha Innovation Oy Process for producing liquid carbon dioxide from combustion gas at normal pressure
EP1736231A1 (en) * 2004-03-15 2006-12-27 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Apparatus and method for recovering co2
RU2329858C2 (ru) * 2006-08-30 2008-07-27 Федеральное государственное унитарное предприятие "Научно-исследовательский физико-химический институт имени Л.Я. Карпова" Способ повышения давления диоксида углерода при абсорбционном выделении его из газовых смесей (термосорбционный компрессор)
RU2343962C2 (ru) * 2006-12-18 2009-01-20 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Курский государственный технический университет" Установка для выделения углекислого газа
RU2007125515A (ru) * 2007-07-06 2009-01-20 Закрытое акционерное общество "Научно-производственное объединение "Аркон" (RU) Способ очистки природного и попутного нефтяного газов от сернистых соединений и устройство для его осуществления

Also Published As

Publication number Publication date
RU2011135811A (ru) 2013-03-10
CN102300619B (zh) 2015-05-27
BRPI0924205B1 (pt) 2019-05-07
WO2010086039A1 (de) 2010-08-05
CN102300619A (zh) 2011-12-28
US20110277479A1 (en) 2011-11-17
KR20110110244A (ko) 2011-10-06
EP2382028A1 (de) 2011-11-02
JP2012516226A (ja) 2012-07-19
CA2750780A1 (en) 2010-08-05
BRPI0924205A2 (pt) 2016-01-19
PL2382028T3 (pl) 2018-10-31
AU2009338577B2 (en) 2014-01-30
US8557205B2 (en) 2013-10-15
EP2382028B1 (de) 2018-05-09
CA2750780C (en) 2016-12-13
IL214008A0 (en) 2011-08-31
KR101401813B1 (ko) 2014-06-27
AU2009338577A1 (en) 2011-08-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2495707C2 (ru) Способ и устройство для отделения диоксида углерода от отходящего газа работающей на ископаемом топливе электростанции
RU2508158C2 (ru) Способ и устройство для отделения диоксида углерода от отходящего газа работающей на ископаемом топливе энергоустановки
CN101666248B (zh) 二氧化碳回收型蒸汽发电系统
JP4885449B2 (ja) 低排気火力発電装置
CA2542610C (en) Purification works for thermal power plant
CN114768488B (zh) 一种燃煤机组烟气二氧化碳捕集系统
JP2013533426A (ja) 炭素捕捉を有するジェットエンジン
RU2539943C2 (ru) Способ удаления увлеченного газа в системе генерирования мощности с комбинированным циклом
WO2012072362A1 (en) Combined cycle power plant with co2 capture
KR101146557B1 (ko) 이산화탄소 회수장치
WO2014038412A1 (ja) 熱回収システム及び熱回収方法
US9314732B2 (en) Systems and methods for reducing the energy requirements of a carbon dioxide capture plant
TW201307669A (zh) 供二氧化碳擷取之控制廢熱的系統及方法
CN103990372B (zh) 太阳能海水淡化辅助燃煤发电进行氨法碳捕集的系统
KR20120013588A (ko) 이산화탄소 회수장치
AU2013372962B2 (en) Systems and methods for reducing the energy requirements of a carbon dioxide capture plant
US4615177A (en) Solution heat pump apparatus and method
CN220828846U (zh) 用于二氧化碳捕集的疏水一体化煮沸器、疏水系统
WO2023041541A1 (en) Method for capturing co2 from a flue gas from a district heating plant
RU2575519C2 (ru) Интегрирование тепла при захвате со2
Olnev et al. The process of CO2 desorption in the stripper plant (desorber) for cleaning exhaust gases with aqueous solutions of ethanolamines (MEA solution)
GB2616649A (en) Biomass energy generation
CN117098588A (zh) 基于冷氨的二氧化碳减排系统和方法

Legal Events

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

Effective date: 20211201