RU2532743C2 - Способ и устройство для улавливания co2 - Google Patents

Способ и устройство для улавливания co2 Download PDF

Info

Publication number
RU2532743C2
RU2532743C2 RU2012104616/02A RU2012104616A RU2532743C2 RU 2532743 C2 RU2532743 C2 RU 2532743C2 RU 2012104616/02 A RU2012104616/02 A RU 2012104616/02A RU 2012104616 A RU2012104616 A RU 2012104616A RU 2532743 C2 RU2532743 C2 RU 2532743C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
absorption liquid
drops
gas stream
introducing
gas
Prior art date
Application number
RU2012104616/02A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2012104616A (ru
Inventor
Кнут Ингвар ОСЕН
Торбьерн ФИВЕЛАНД
Даг Арне ЭЙМЕР
Нильс Хенрик ЭЛДРУП
Original Assignee
Статойл Петролеум Ас
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Статойл Петролеум Ас filed Critical Статойл Петролеум Ас
Publication of RU2012104616A publication Critical patent/RU2012104616A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2532743C2 publication Critical patent/RU2532743C2/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
    • B01D53/46—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
    • B01D53/18—Absorbing units; Liquid distributors therefor
    • 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
    • B01D53/79—Injecting reactants
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J15/00—Arrangements of devices for treating smoke or fumes
    • F23J15/006—Layout of treatment plant
    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J2215/00—Preventing emissions
    • F23J2215/50—Carbon dioxide
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J2219/00—Treatment devices
    • F23J2219/40—Sorption with wet devices, e.g. scrubbers
    • 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

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (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)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу и устройству для улавливания CO2 из потока газа. Способ включает введение капель абсорбционной жидкости в поток газа, главным образом, в направлении потока газа, улавливание CO2 из потока газа во время фазы улавливания посредством капель абсорбционной жидкости, причем капли абсорбционной жидкости распылены в воздухе во время фазы улавливания, при этом капли абсорбционной жидкости вводятся в поток газа с высокой скоростью, достаточной для обеспечения внутренней циркуляции в массе капли абсорбционной жидкости, и капли абсорбционной жидкости вводятся в поток газа при среднем диаметре по Заутеру в интервале от 50 до 500 мкм. Раскрыто устройство для улавливания CO2. Обеспечивается сокращение капитальных расходов и энергопотребления. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 7 ил.

Description

Настоящее изобретение относится к устройству и способу для улавливания CO2 из потока отходящего газа.
При сгорании топлива, включая уголь, мазут, газ, отходы и т.д., на сжигательной станции, в том числе на станции, соединенной с бойлерными устройствами для обеспечения паром электростанции, образуется горячий технологический газ (или отходящий газ). Такой отходящий газ часто содержит, помимо других веществ, диоксид углерода (CO2). Широко известны отрицательные экологические последствия выброса диоксида углерода в атмосферу, что привело к разработке процессов, приспособленных для отделения диоксида углерода от горячего технологического газа, образующегося при сгорании перечисленных выше видов топлива.
Традиционный способ отделения CO2 от отходящего газа представляет собой использование стандартного процесса абсорбции-десорбции, который проиллюстрирован на фиг.1. В данном процессе давление отходящего газа увеличивается с помощью нагнетателя до или после холодильника с косвенным или непосредственным контактом. Затем отходящий газ поступает в абсорбционную колонну, где он вступает в противоточный контакт с абсорбентом, движущимся вниз. В верхней части колонны установлена секция промывки для удаления, в основном с водой, остатков абсорбента, следующего за отходящим газом из секции отделения CO2. Обогащенный CO2 абсорбент из нижней части абсорбера перекачивают в верхнюю часть десорбционной колонны через теплообменник-утилизатор, подогревающий обогащенный абсорбент перед входом в десорбционную колонну. В десорбционной колонне CO2 десорбируют паром, который поднимается по колонне. Вода и абсорбент, которые следуют за CO2 в верхней части, отделяются в конденсаторе над верхней частью десорбера. Пар образуется в ребойлере, из которого обедненный CO2 абсорбент перекачивают через теплообменник-утилизатор и холодильник в верхнюю часть абсорбционной колонны.
В известных способах для отделения CO2 от отходящего газа используют оборудование, которое вызывает падение давления отходящего газа. Если допустить такое падание давления, это приведет к росту давления на выпуске электростанции или другой станции, на которой образуется отходящий газ. Это нежелательно. В случае газовой турбины это может привести к уменьшению эффективности процесса производства электроэнергии. Чтобы преодолеть этот недостаток, требуется дорогостоящий нагнетатель отходящего газа.
Следующая проблема существующей технологии заключается в том, что абсорбционная колонна и предшествующий холодильник отходящего газа также представляют собой дорогостоящее оборудование.
Стандартная установка для улавливания CO2 также требует значительной площади для сооружения.
WO 00/74816 описывает устройство для улавливания CO2. Данное устройство можно установить в качестве горизонтального канала, в котором отходящий газ вступает в контакт с двумя различными абсорбционными жидкостями в двух соседних секциях. Предусмотрен экран, который препятствует течению жидкости из одной секции в следующую секцию. Данные жидкости регенерируют и используют повторно.
Bandyopadhyay и др. в статье «Разбрызгиватель критического потока в струйном отделении SO2» (Chemical Engineering Journal (Журнал химической технологии), 2008 г., т. 139, с. 29-41) сделали вывод о том, что эффективность отделения SO2 увеличивается при увеличении скорости потока жидкости, соотношения скорости потока жидкости и газа, давлении распыляющего воздуха и скорости капания. К такому же выводу пришли Srinivasan и др. в статье «Массоперенос в капли, образующиеся при контролируемом прекращении цилиндрической струйной физической абсорбции» (Chemical Engineering Science (Химическая технология), 1988 г., т. 43, № 12, с. 3141-3150).
Цель настоящего изобретения заключается в том, чтобы предложить способ и устройство для отделения CO2 от потока отходящего газа, причем данный способ предусматривает пониженное падение давления, не зависит от использования нагнетателей отходящего газа и предпочтительно требует меньше энергии, чем традиционный способ. Кроме того, цель заключается в том, чтобы предложить решение, которое имеет значительно меньшие отрицательные последствия. Еще одна цель заключается в том, чтобы предложить решение, которое можно интегрировать с новым эффективным способом и устройством для десорбции.
Следующая цель заключается в том, чтобы предложить устройство и способ, которые можно эффективно сочетать с установкой, использующей повторное использование.
Кроме того, цель заключается в том, чтобы предложить устройство, которое можно использовать в сочетании с устройствами предварительной обработки для отделения других нежелательных соединений из потока газа.
Вышеупомянутые цели достигаются посредством устройства и способа согласно независимым пунктам прилагаемой формулы изобретения. Дополнительные полезные отличительные особенности и варианты осуществления представлены в зависимых пунктах данной формулы изобретения.
Настоящее изобретение относится к улавливанию CO2 из отходящего газа и представляет собой так называемую технологию обработки продуктов сгорания. Настоящее изобретение можно использовать в связи с газами, выходящими из устройств различного рода. Данные устройства могут представлять собой электростанции комбинированного цикла на газовом топливе, электростанции на угольном топливе, бойлеры, цементные заводы, нефтеперерабатывающие заводы, нагревательные печи для эндотермических процессов, включая паровой риформинг природного газа или аналогичные источники отходящего газа, содержащего CO2.
Длинный канал для отходящего газа потребуется почти во всех случаях улавливания CO2 из отходящего газа для транспорта газа из установки, в которой образуется газ, в устройство для улавливания CO2. Его внедрение для эффективного использования, по существу, не потребует дополнительных расходов на канал для отходящего газа.
Согласно одному аспекту настоящего изобретения необходимая площадь контакта между газом и жидкостью обеспечивается путем разбрызгивания капель жидкости в газ в самом канале для отходящего газа, в результате чего устраняется абсорбционная колонна. Холодильник с непосредственным контактом (ХНК), который обычно предшествует данной колонне, также можно устранить путем обеспечения такого же контакта в секции самого канала.
Цель настоящего изобретения заключается в том, чтобы использовать часть канала для отходящего газа, который в любом случае необходим для транспорта отходящего газа к установке для улавливания CO2. Обычно не требуется много места, чтобы сделать установку для улавливания CO2 встроенной в электростанцию. В результате этого устраняются традиционный ХНК и абсорбционная колонна. Такой способ обеспечивает весьма значительное сокращение расходов.
Предполагается, что канал должен быть практически горизонтальным, но он может находиться под углом от 0° до 60°. Наклон может быть направлен в любую сторону, причем направление наклона может изменяться на протяжении канала. Канал может также однократно или многократно изменять направление от 1 до 360 градусов.
Настоящее изобретение сокращает как капитальные расходы, так и энергопотребление.
Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения форсунки направляют струю, главным образом, в направлении потока отходящего газа, в результате чего газ продвигается вдоль канала. Кинетическая энергия капель, передаваемая таким образом газу, преодолевает падение давления газа в канале. Это означает, что расположенные выше по потоку каналы (канал) можно использовать при меньшем абсолютном давлении. В результате этого давление на выходе из расположенной выше по потоку газовой турбины (когда ее используют) можно устанавливать на менее высоком уровне по сравнению со стандартной технологией, и такое пониженное давление на выходе из газовой турбины увеличивает эффективность газовой турбины, приводя к росту производства электроэнергии.
Этот способ снижает капитальные расходы, сберегает энергию и может даже приводить к росту производства электроэнергии в газовой турбине.
Эти и другие цели достигаются посредством способа по п.1 и устройства по п.6 формулы изобретения. Другие преимущества и полезные варианты осуществления представлены в зависимых пунктах формулы изобретения.
Далее настоящее изобретение будет подробно описано со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых:
фиг.1 иллюстрирует традиционный способ абсорбции-десорбции;
фиг.2 иллюстрирует технологическую схему варианта осуществления настоящего изобретения;
фиг.3 иллюстрирует вариант осуществления, в котором канал включает секцию непосредственного контакта и промывки;
фиг.4 представляет линии работы и равновесия для процесса абсорбции CO2, представленного на фиг.3;
фиг.5 иллюстрирует вариант осуществления с интегрированной секцией предварительной обработки;
фиг.6 иллюстрирует вариант осуществления с рециркуляцией отходящего газа; и
фиг.7 представляет поперечное сечение, показывающее относительную скорость режима внутренней циркуляции, развивающейся в капле жидкости при движении в газе.
Фиг.1 представляет традиционный способ для отделения CO2 от отходящего газа с использованием стандартного процесса абсорбции-десорбции. В данном процессе давление отходящего газа P10 повышается с помощью нагнетателя P21 до (как проиллюстрировано на чертеже) или после холодильника с косвенным или непосредственным контактом P20. Затем отходящий газ поступает в абсорбционную колонну P22, где он вступает в противоточный контакт с абсорбентом P40, текущим вниз. В верхней части колонны установлена секция промывки для отделения, в основном с помощью воды, остатков абсорбента, следующих за отходящим газом из секции отделения CO2. Промывная жидкость P41 поступает в верхнюю часть и далее проходит вниз в виде P42. Обедненный CO2 отходящий газ выводится через верхнюю часть в виде P12. Обогащенный CO2 абсорбент P32 из нижней части абсорбера перекачивают в верхнюю часть десорбционной колонны P30 через теплообменник-утилизатор P28, который подогревает обогащенный абсорбент P36 перед поступлением в десорбционную колонну P30. В десорбционной колонне CO2 десорбируют паром, который движется вверх по колонне. Вода и абсорбент, следующие за CO2 из верхней части, отделяются в конденсаторе P33 над верхней частью десорбера. Пар образуется в ребойлере P31, откуда обедненный CO2 абсорбент P38 перекачивают через теплообменник-утилизатор P28 и холодильник P29 в верхнюю часть абсорбционной колонны P22. Пар поступает в ребойлер в виде потока P61. Отделенный CO2 выходит в виде потока P14.
Фиг.2 иллюстрирует основные потоки текучих сред в варианте осуществления настоящего изобретения. Отходящий газ 10 поступает в канал 1 с одного конца. Абсорбционная жидкость, содержащая абсорбент CO2 и разбавитель, разбрызгивают в канал через форсунку 15. Абсорбционную жидкость разбрызгивают, главным образом, в направлении потока отходящего газа с достаточно высокой скоростью, чтобы, по меньшей мере, компенсировать уменьшение давления в первой части канала. Капли абсорбционной жидкости движутся через поток отходящего газа и абсорбируют находящийся в нем CO2. Обогащенную CO2 абсорбционную жидкость собирают выше по потоку в точке 23 сбора в нижней части канала. Капли собираются с помощью тумоноуловителя/каплеуловителя. Обогащенную CO2 абсорбционную жидкость 19 перекачивают через насос 34 в трубопровод 32, соединенный с десорбционным устройством. Десорбционное устройство может представлять собой традиционное десорбционное устройство, как проиллюстрировано на фиг.1, или это может быть любое другое устройство десорбции CO2 из абсорбционной жидкости. В варианте осуществления, проиллюстрированном на фиг.2, отходящий газ продолжает течение вниз по каналу, и вторая абсорбционная жидкость разбрызгивается в газ через форсунку 17. Абсорбционную жидкость разбрызгивают, главным образом, в направлении потока отходящего газа и с достаточно высокой скоростью, чтобы, по меньшей мере, компенсировать уменьшение давления в данной второй части канала. Капли абсорбционной жидкости движутся через поток газа и абсорбируют содержащийся в нем CO2. Обогащенную CO2 абсорбционную жидкость собирают выше по потоку в точке 24 сбора в нижней части канала. Обогащенную CO2 абсорбционную жидкость, собранную в точке 24, перекачивают через насос 16 вверх в форсунку 15. Отходящий газ продолжает течение вниз по каналу, и обедненную абсорбционную жидкость 40 разбрызгивают в газ из форсунки. Абсорбционную жидкость разбрызгивают, главным образом, в направлении потока отходящего газа и с достаточно высокой скоростью, чтобы, по меньшей мере, компенсировать уменьшение давления в данной третьей части канала. Капли абсорбционной жидкости движутся через поток отходящего газа и абсорбируют содержащийся в нем CO2. Обогащенную CO2 абсорбционную жидкость собирают выше по потоку в точке 25 сбора в нижней части канала. Обогащенную CO2 абсорбционную жидкость, собранную в точке 25, перекачивают через насос 18 вверх в форсунку 17. Обедненный CO2 отходящий газ выходит из канала с другого края в виде потока 12.
Канал может быть горизонтальным или наклоненным под углом до 60 градусов. Канал может дополнительно включать один или более туманоуловителей или аналогичных средств для сбора капель абсорбционной жидкости. Затем эти капли вводят с достаточно большой скоростью, чтобы продвигать поток газа вперед через туманоуловители.
Фиг.2 иллюстрирует основную конфигурацию обработки в поперечном течении в канале для отходящего газа. Форсунки на данном чертеже направлены вниз. Это сделано, однако, только для удобства чертежа. Предусмотрено, чтобы форсунки были направлены, главным образом, в направлении потока газа, но возможно осуществление и других конфигураций, в которых, например, форсунки образуют ряд или пучок и направлены в различные стороны. Можно привести дополнительные примеры.
Один вариант осуществления настоящего изобретения можно описать со ссылкой на фиг.3. Отходящий газ поступает в канал для отходящего газа, в котором обычно не содержится технологическое оборудование на протяжении 150-250 метров и который ведет к традиционной установке для улавливания CO2. В удобной точке на коротком расстоянии от ввода отходящего газа, в секции C, разбрызгивают холодную воду, создавая охлаждение путем непосредственного контакта. Охлаждающая вода рециркулирует за исключением возможной очистки. Рециркуляцию осуществляют через насос и холодильник в точку, в которой данный поток смешивается со сжатым газом в разбрызгивающих форсунках (соплах). Капли, образующиеся в данной секции, собирают ниже по потоку в каплеуловителях.
В другом варианте осуществления давление охлаждающей воды увеличивается до 5-100 бар (0,5-10 МПа), предпочтительно составляя 5-10 бар (0,5-1 МПа), с помощью насоса, прежде чем вода выходит через разбрызгивающие форсунки. Абсорбционную жидкость можно также вводить в канал таким же образом.
Газ для разбрызгивания через форсунки сжимают в компрессоре, общем для всех форсуночных батарей, в которых использованы форсунки. В одном варианте осуществления отсасываемый газ представляет собой отходящий газ, надлежащим образом выделенный из канала после каплеуловителей секции ХНК.
Далее охлажденный отходящий газ поступает в секцию абсорбции CO2 A1, где он вступает в контакт в параллельном и перпендикулярном течении с наиболее обогащенным CO2 раствором абсорбента, проходящим через процесс абсорбции. Жидкость снова разбрызгивают в канал через форсунки. Капли жидкости улавливают ниже по потоку в каплеуловителях. Собранную обогащенную абсорбционную жидкость перекачивают из секции A1 на процесс десорбции, который здесь не описан подробно. Жидкий абсорбент, который разбрызгивают в секции A1, перекачивают из секции A2, где снижено содержание CO2 в отходящем газе и, таким образом, жидкость на выпуске меньше обогащена CO2, чем жидкость на выпуске из секции A1. Линии работы и равновесия для процесса отделения CO2 представлены на фиг.4. Кроме того, секция A2 обеспечивает контакт газа и жидкости в соответствии с таким же режимом, как в секции A1. Жидкость в секцию A2 поступает из секции A3, где уровни содержания CO2 являются минимальными в обеих фазах, в том числе в отходящем газе и в жидкости. Абсорбционная жидкость, разбрызгиваемая в секцию A3, представляет собой обедненный абсорбент, который возвращается из процесса десорбции в регенерированном состоянии. Каплеуловители, установленные по потоку ниже секции A3, должны быть сконструированы соответствующим образом, чтобы обеспечивать более жесткое улавливание капель, чем другие секции, потому что любое сокращение абсорбента приводит к более высоким требованиям для секции регенерации абсорбента W.
Функция секции заключается в том, чтобы отмывать практически весь абсорбент, который выносится с газом из секции A3. Это достигается циркуляцией, главным образом, воды во всей секции через насос и холодильник. Насадку для рециркуляции захваченного потока абсорбента и промывной воды удобно применять в рециркуляции потока. Потенциал для отделения абсорбента от отходящего газа определяется концентрацией свободного абсорбента в промывной жидкости и ее температурой. Для этого может потребоваться более чем одна такая секция промывки, и ее можно легко дополнить.
Было обнаружено, что разбрызгиваемые капли продвигают газ вдоль канала в такой степени, что не требуется никакого нагнетателя отходящего газа.
Число стадий, необходимых для абсорбции CO2, находится в соотношении компромисса с потоком абсорбента. В принципе одной стадии было бы достаточно, если бы циркулировало достаточное количество жидкости, но для этого потребовалось бы много жидкости. Возможное число стадий составляет две или более. Для стандартной противоточной абсорбционной колонны можно показать, что было бы достаточно двух или трех равновесных стадий.
Согласно одному варианту осуществления, настоящее изобретение можно сочетать с секцией предварительной обработки и повторным использованием отходящего газа. Эти отличительные особенности описаны более подробно на фиг.5 и 6.
На фиг.5 представлен один вариант осуществления настоящего изобретения, дополненный предварительной обработкой отходящего газа. Это уместно в случае электростанций на угольном топливе и разнообразных промышленных установок, где требуется отделение CO2. Предварительная обработка может выполнять одну или более функций. Она может, например, представлять собой промывку морской водой, где буферные свойства морской воды используют для абсорбции SO2 из отходящего газа. Если бы этого не было, SO2 реагировал бы необратимо с используемым для улавливания CO2 щелочным абсорбентом, в результате чего увеличилось бы его потребление. Таким способом можно также очищать отходящий газ от частиц. Обе эти функции обычно требуются после процесса сгорания угля. Отходящий газ из печи для выплавки алюминия может содержать HF, и можно привести больше примеров. Регенерацию текучей среды в секции предварительной обработки можно, например, осуществлять с помощью фильтра, задерживающего частицы. В случае абсорбции SO2 в морской воде наилучший способ действия представляет собой установку насадки, в которую SO2 поступает по трубопроводу с морской водой в виде сульфита, который, в свою очередь, окисляется в морской воде до сульфата, причем данное вещество уже содержится в обилии в морской воде.
В секции предварительной обработки можно использовать такие же технологии для форсунки и каплеуловителя, как в других секциях.
На фиг.6 представлен один вариант осуществления настоящего изобретения, который включает секцию предварительной обработки, соединенную с рециркуляцией отходящего газа (РОГ). Преимущество использования РОГ заключается в том, что объемный поток отходящего газа значительно уменьшается, допуская тем самым уменьшение площади поперечного сечения в секциях потока газа и более высокое содержание CO2 в отходящем газе, что уменьшает капитальные расходы на обработку.
Фиг.7 представляет поперечное сечение, показывающее относительную скорость в режиме внутренней циркуляции, развивающемся в капле жидкости, движущейся в газе. Движение газа происходит в горизонтальном направлении и приводит к тороидальному (имеющему форму пончика) потоку, который известен как «вихрь Хилла» (Hill). Причиной внутренней циркуляции является сдвигающая сила на поверхности капли жидкости, которую создает движение газа вдоль поверхности. Известно, что капля жидкости, которая движется через вязкую текучую среду, например содержащий CO2 поток газа, стремится к внутренней циркуляции вследствие напряжения сдвига, приложенного к его границе раздела окружающей текучей средой. Теплоперенос и массоперенос резко усиливаются при уменьшении толщины граничного слоя. По сравнению с так называемой жесткой каплей (т.е. каплей жидкости с нулевой или очень малой внутренней циркуляцией) коэффициенты переноса для капли жидкости с внутренней циркуляцией составляют, по меньшей мере, в 2-4 раза больше.
Согласно полезному варианту осуществления настоящего изобретения абсорбционную жидкость, например амин, вводят или разбрызгивают в канал 1 с помощью форсунок 15, 17, 40. Отходящий газ 10, включающий поток газа, который содержит CO2, движется через канал 1 со скоростью, составляющей от 5 до 15 м/с. Диаметр канала отходящего газа 1 может зависеть от количества отходящего газа, выделяемого электростанцией, цементным заводом или аналогичным производством, но в большинстве случаев он составляет от 3 до 10 метров. Условия потока в канале для отходящего газа, таким образом, будут в высокой степени турбулентными с числом Рейнольдса, значительно превышающим 100000.
Абсорбционная жидкость выходит из одной или более форсунок 15, 17, 40 в виде мелких капель со скоростью 30-120 м/с. Предполагается, что капли будут турбулентными в течение короткого времени (1-2 секунды) после их выхода из форсунки. Относительная разность скоростей капель абсорбционной жидкости и отходящего газа вызывает высокое напряжение сдвига на каплях, что способствует сохранению внутренней циркуляции внутри капли и, возможно, сохранению условий турбулентности внутри капли. Следовательно, массоперенос в области вблизи форсунок будет чрезвычайно высоким.
Основной недостаток абсорбера с насадкой заключается в способности массопереноса CO2(газ) в CO2(вод). Скорость массопереноса зависит от толщины газовой пленки и соответствующей диффузии. Они, в свою очередь, зависят от скоростей потоков. В абсорберах с насадкой осуществляется ламинарный поток, который приводит к значительно меньшему массопереносу CO2(газ) в CO2(вод) по сравнению с условиями турбулентного потока. Высокая турбулентность в канале 1 и турбулентность/внутренняя циркуляция в каплях приводит к существенно сниженному сопротивлению массопереносу. В отличие от традиционных способов абсорбции CO2 из отходящего газа 10 перенос CO2 из отходящего газа 10 в капли абсорбционной жидкости будет значительно выше вследствие уменьшения толщины пленки, причем перенос CO2(вод) зависит не от диффузии, но от конвекции. Таким образом, реакция с абсорбентом будет намного быстрее.
Размер капель абсорбционной жидкости может изменяться при изменении давления на абсорбционную жидкость перед форсункой или форсунками или при изменении скорости потока капель абсорбционной жидкости через форсунку или форсунки. Размер и форма форсунки или форсунок будет также влиять на размер капель абсорбционной жидкости. Относительная разность между средней скоростью потока газа и средней скоростью капель абсорбционной жидкости будет также влиять на размер капель. Если соотношение средней скорости потока газа и средней скоростью капель абсорбционной жидкости во время выхода абсорбционной жидкости из средства для введения абсорбционной жидкости составит более чем приблизительно 3, предпочтительно от 6 до 10, это будет способствовать обеспечению внутренней циркуляции в каплях абсорбционной жидкости, введенной в содержащий CO2 поток газа, и тому, что средний диаметр капель абсорбционной жидкости по Заутеру (Sauter) будет оставаться относительно малым, предпочтительно порядка 50-500 мкм.
Также является важным время пребывания или пролета капель абсорбционной жидкости через канал 1. Когда капли абсорбционной жидкости движутся через канал для отходящего газа, первоначальные столкновения между каплями и отходящим газом будут способствовать дальнейшему измельчению капель. Одновременно усилие/напряжение сдвига, воздействующее на капли, будет способствовать сохранению внутренней циркуляции внутри капли. В этой первоначальной фазе пролета капли абсорбционной жидкости массоперенос CO2 из отходящего газа и в капли абсорбционной жидкости достигает максимального уровня. Когда капли абсорбционной жидкости движутся вдоль канала 1, их скорость уменьшается вследствие многочисленных столкновений и сил торможения (кинетическая энергия передается из капли в отходящий газ). Кроме того, размер капель абсорбционной жидкости может также увеличиваться вследствие коалесценции, что дополнительно снижает их скорость и приводит к уменьшению площади активной поверхности жидкости. Также начинается насыщение капель абсорбционной жидкости вследствие реакции с CO2(вод). В результате этого начинает уменьшаться массоперенос CO2 из отходящего газа и в капли абсорбционной жидкости. Этот период между введением капель абсорбционной жидкости в канал 1 и значительным уменьшением массопереноса CO2 из отходящего газа определяет желательное время пребывания или пролета капель абсорбционной жидкости в потоке газа и, таким образом, также способствует определению предпочтительной длины канала 1 перед сбором абсорбционной жидкости, например, с помощью каплеуловителей. В связи с этим можно понять, что любые препятствия в канале, например материал наполнителя насадки абсорбера и т.д., будут только сокращать время пребывания или пролета, и это, следовательно, будет препятствовать массопереносу CO2 из отходящего газа и в капли абсорбционной жидкости. Кроме того, любые препятствия в канале, например материал наполнителя и т.д., могут увеличивать потерю давления вдоль канала, чего предпочтительно следует избегать.
Согласно настоящему изобретению абсорбция CO2 происходит, когда капли абсорбционной жидкости переносятся по воздуху, т.е. являются взвешенными в потоке газа, содержащего CO2. Это также называют термином «фаза улавливания». Фаза улавливания происходит в зоне улавливания. Зону улавливания можно определить как область или объем между средством для введения абсорбционной жидкости и точкой сбора абсорбционной жидкости, расположенной ниже по потоку относительно средства для введения абсорбционной жидкости. Согласно настоящему изобретению предпочтительно, чтобы никакие препятствия, например материалы наполнителя или другие поверхности, которые могут приводить к тому, что абсорбционная жидкость собирается внутри или на поверхности препятствий, не присутствовали в данной зоне улавливания или во время фазы улавливания. Главное преимущество настоящего изобретения заключается в обеспечении переноса CO2 из потока газа и в абсорбционную жидкость, когда абсорбционная жидкость переносится по воздуху или взвешена в потоке газа. Однако можно предусмотреть следующую стадию улавливания CO2 с участием насадки абсорбера или некоторого другого приспособления для улавливания после зоны улавливания согласно настоящему изобретению. Например, сборное средство 23 для сбора насыщенных CO2 капель абсорбционной жидкости, установленное ниже по потоку относительно средств для введения абсорбционной жидкости 15, 17, 40, может включать, в частности, насадку абсорбера или некоторое другое приспособление для улавливания.
Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения температура абсорбционной жидкости, вводимой в поток газа, находится в интервале от 20°C до 80°C, предпочтительно в интервале от 20°C до 50°C. Однако это зависит от вида используемой абсорбционной жидкости, и понятно, что можно использовать другие абсорбционные жидкости с другими интервалами температур.
Понятно, что преимуществами настоящего изобретения можно воспользоваться даже при изменении различных технологических параметров. Параметры, которые оказывают влияние на массоперенос CO2 из отходящего газа и в капли абсорбционной жидкости, включают следующие:
- диаметр канала
- форма канала
- длина канала
- время пребывания или пролета капель абсорбционной жидкости
- поверхность канала
- число форсунок
- расположение форсунок
- форма и конструкция форсунок
- давление капель абсорбционной жидкости перед выходом из форсунок
- скорость потока капель абсорбционной жидкости через форсунки
- скорость отходящего газа
- скорость капель абсорбционной жидкости
- соотношение скоростей отходящего газа и капель абсорбционной жидкости
- температура капель абсорбционной жидкости
- температура отходящего газа
- концентрация CO2 в отходящем газе
- скорость потока отходящего газа
- концентрация абсорбционной жидкости
- вязкость абсорбционной жидкости
и т.д.
Ознакомившись с настоящим описанием, специалист в данной области техники сможет оценить полезные эффекты настоящего изобретения, которые изложены в приведенной ниже формуле изобретения, при том условии, что перечисленные выше параметры установлены таким образом, что:
- CO2 улавливается из потока газа во время фазы улавливания посредством капель абсорбционной жидкости, где капли абсорбционной жидкости переносятся по воздуху во время фазы улавливания;
- капли абсорбционной жидкости вводятся в поток газа с достаточно высокой скоростью, чтобы обеспечить внутреннюю циркуляцию внутри капли абсорбционной жидкости, и
- капли абсорбционной жидкости вводятся в поток газа при среднем диаметре по Заутеру в интервале от 50 мкм до 500 мкм.

Claims (19)

1. Способ улавливания CO2 из потока газа, включающий введение капель абсорбционной жидкости в поток газа, в основном, в направлении потока газа, отличающийся тем, что он включает улавливание СО2 из потока газа во время фазы улавливания посредством капель абсорбционной жидкости, причем капли абсорбционной жидкости распылены в воздухе во время фазы улавливания, и введение капель абсорбционной жидкости в поток газа со скоростью, достаточной для обеспечения внутренней циркуляции внутри капли абсорбционной жидкости, при этом средний диаметр по Заутеру капель абсорбционной жидкости, вводимых в поток газа, находится в интервале от 50 мкм до 500 мкм.
2. Способ по п.1, в котором соотношение между средней скоростью потока газа и средней скоростью капель абсорбционной жидкости при ее выходе из средства для введения абсорбционной жидкости составляет более чем 3, предпочтительно в интервале от 6 до 10.
3. Способ по любому из пп.1 или 2, в котором температура абсорбционной жидкости, вводимой в поток газа, находится в интервале от 20°С до 80°С, предпочтительно в интервале от 20°С до 50°С.
4. Способ по любому из пп.1 или 2, в котором скорость потока газа, содержащего СО2, составляет от 5 до 15 м/с и скорость капель абсорбционной жидкости составляет от 30 до 120 м/с, причем скорость потока газа и скорость капель абсорбционной жидкости являются, главным образом, параллельными.
5. Способ по п.1, в котором обогащенные CO2 капли абсорбционной жидкости собирают ниже по потоку относительно средства для введения абсорбционной жидкости.
6. Способ по п.1, в котором капли абсорбционной жидкости вводят со скоростью, достаточной для движения потока газа во время фазы улавливания CO2 без использования дополнительного оборудования для сжатия потока газа.
7. Способ по п.6, в котором между средствами для введения абсорбционной жидкости и сбором насыщенных СО2 капель абсорбционной жидкости отсутствуют интервалы.
8. Способ по любому из пп.1, 2 или 5-7, в котором содержащий СО2 поток газа является высокотурбулентным.
9. Устройство для улавливания СО2 из потока газа, содержащее средства (15, 17, 40) для введения абсорбционной жидкости, предназначенные для введения капель абсорбционной жидкости, в основном, в направлении содержащего СО2 потока (10) газа, отличающееся тем, оно имеет зону улавливания, в которой капли абсорбционной жидкости улавливают СО2 из потока (10) газа, причем капли абсорбционной жидкости распылены в воздухе по всей зоне улавливания, при этом оно выполнено с возможностью ввода капель абсорбционной жидкости со скоростью, достаточной для обеспечения внутренней циркуляции внутри капель абсорбционной жидкости и получения капель абсорбционной жидкости со средним диаметром по Заутеру в интервале от 50 мкм до 500 мкм.
10. Устройство по п.9, в котором обедненные капли абсорбционной жидкости вводятся в содержащий CO2 поток газа (10) со скоростью, составляющей 30-120 м/с.
11. Устройство по п.10, в котором скорость содержащего CO2 потока (10) газа составляет от 5 до 15 м/с.
12. Устройство по п.9, которое содержит сборное средство (23) для сбора насыщенных CO2 капель абсорбционной жидкости ниже по потоку относительно средства (15, 17, 40) для введения абсорбционной жидкости и зоны улавливания.
13. Устройство по п.9, в котором средства (15, 17, 40) для введения абсорбционной жидкости выполнены с возможностью введения капель абсорбционной жидкости со скоростью, достаточной для движения потока газа через устройство без использования дополнительного оборудования для сжатия потока газа (10).
14. Устройство по п.13, в котором средства (15, 17, 40) для введения абсорбционной жидкости и сборное средство (23) для сбора насыщенных CO2 капель абсорбционной жидкости размещены без интервалов.
15. Устройство по пп.9-14, которое имеет канал (1) для проведения содержащего CO2 потока (10) газа, причем в канале (1) предусмотрены средства (15, 17, 40) для введения абсорбционной жидкости и сборное средство (23) для сбора капель абсорбционной жидкости ниже по потоку относительно средств (15, 17, 40) для введения абсорбционной жидкости, при этом канал (1) образует зону улавливания между средствами (15, 17, 40) для введения абсорбционной жидкости и сборным средством (23) для сбора капель абсорбционной жидкости.
16. Устройство по пп.9-14, в котором поток (10) газа является в высокой степени турбулентным.
17. Устройство по пп.9-14, в котором соотношение между средней скоростью содержащего CO2 потока газа и средней скоростью капель абсорбционной жидкости при выходе абсорбционной жидкости из средств для введения абсорбционной жидкости составляет более чем 3, предпочтительно в интервале от 6 до 10.
18. Устройство по пп.9-14, в котором средства (15, 17, 40) для введения абсорбционной жидкости включают форсунку или форсунки.
19. Устройство по пп.9-14, в котором сборное средство (23) для сбора капель абсорбционной жидкости включает каплеуловитель и/или туманоуловитель.
RU2012104616/02A 2009-07-10 2010-07-09 Способ и устройство для улавливания co2 RU2532743C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20092627 2009-07-10
NO20092627A NO20092627A1 (no) 2009-07-10 2009-07-10 Kanalintegrert behandlingskonsept
PCT/NO2010/000279 WO2011005116A1 (en) 2009-07-10 2010-07-09 Method and apparatus for co2 capture

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2012104616A RU2012104616A (ru) 2013-08-20
RU2532743C2 true RU2532743C2 (ru) 2014-11-10

Family

ID=42797406

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012104616/02A RU2532743C2 (ru) 2009-07-10 2010-07-09 Способ и устройство для улавливания co2

Country Status (7)

Country Link
US (1) US20120174784A1 (ru)
EP (1) EP2461890A1 (ru)
CN (1) CN102596366A (ru)
CA (1) CA2767217A1 (ru)
NO (1) NO20092627A1 (ru)
RU (1) RU2532743C2 (ru)
WO (1) WO2011005116A1 (ru)

Families Citing this family (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2505390A (en) 2012-03-29 2014-03-05 Statoil Petroleum As Capturing and storing acidic gas
AU2013203259B2 (en) 2012-05-08 2016-09-22 Release Energy Pty Ltd Inline Non-targeted Component Removal
JP2016540626A (ja) * 2013-10-07 2016-12-28 リード システムズ（オーストラリア） ピーティーワイ エルティーディーＲｅｉｄ Ｓｙｓｔｅｍｓ （Ａｕｓｔｒａｌｉａ） Ｐｔｙ Ｌｔｄ 排煙から二酸化炭素を除去する方法および装置
CN103990369A (zh) * 2014-06-04 2014-08-20 长沙高必拓脱硫工程有限公司 一种紊流曝气塔
CN103977700A (zh) * 2014-06-04 2014-08-13 长沙高必拓脱硫工程有限公司 一种气动乳化石灰石脱硫系统及其工艺流程
FR3022334A1 (fr) * 2014-06-17 2015-12-18 Bernard Etcheparre Echangeur thermique a fluide a recirculation, dit a ecopes
DE102016116171A1 (de) * 2016-08-30 2018-03-01 Dieffenbacher GmbH Maschinen- und Anlagenbau Vorrichtung und Verfahren zur Reinigung eines Gasstromes
KR102493343B1 (ko) 2016-12-01 2023-02-01 인바이로 엠비언트 코포레이션 이산화탄소 포획 장치 및 방법
DE102017108845A1 (de) 2017-04-25 2018-10-25 Thyssenkrupp Ag Vorrichtung und Verfahren zur Abgaswäsche sowie Harnstoffanlage mit einer Abgaswäsche
GB2594043A (en) * 2020-03-30 2021-10-20 Equinor Energy As System for offshore carbon dioxide capture

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2000074816A1 (en) * 1999-06-04 2000-12-14 The Babcock & Wilcox Company Combined flue gas desulfurization and carbon dioxide removal system
RU2250129C2 (ru) * 2003-05-07 2005-04-20 Иркутский государственный технический университет (ИрГТУ) Способ очистки отходящих газов тепловых электрических станций от диоксида углерода
WO2009052313A1 (en) * 2007-10-19 2009-04-23 Fluegen, Inc. Method and apparatus for the removal of carbon dioxide from a gas stream

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3969482A (en) * 1974-04-25 1976-07-13 Teller Environmental Systems, Inc. Abatement of high concentrations of acid gas emissions
US4141701A (en) * 1975-11-28 1979-02-27 Lone Star Steel Company Apparatus and process for the removal of pollutant material from gas streams
US4343771A (en) * 1979-07-27 1982-08-10 Pullman Incorporated Horizontal cross-flow scrubber
US5565180A (en) * 1987-03-02 1996-10-15 Turbotak Inc. Method of treating gases
US5403568A (en) * 1993-03-05 1995-04-04 Dravo Lime Company Horizontal wet scrubbing apparatus and method for removing sulfur dioxide from a gaseous stream
JPH08276114A (ja) * 1995-04-05 1996-10-22 Babcock Hitachi Kk 湿式排煙脱硫装置
EP1366796A3 (en) * 1997-11-11 2004-01-07 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. A wet gas processing method and the apparatus using the same
US20020110511A1 (en) * 2000-11-02 2002-08-15 Jonas Klingspor Horizontal scrubber system
CN100482320C (zh) * 2007-02-07 2009-04-29 江苏工业学院 一种气体吸收净化装置
US7645430B2 (en) * 2007-10-08 2010-01-12 Alcoa Inc. Systems and methods for removing gaseous pollutants from a gas stream

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2000074816A1 (en) * 1999-06-04 2000-12-14 The Babcock & Wilcox Company Combined flue gas desulfurization and carbon dioxide removal system
RU2250129C2 (ru) * 2003-05-07 2005-04-20 Иркутский государственный технический университет (ИрГТУ) Способ очистки отходящих газов тепловых электрических станций от диоксида углерода
WO2009052313A1 (en) * 2007-10-19 2009-04-23 Fluegen, Inc. Method and apparatus for the removal of carbon dioxide from a gas stream

Also Published As

Publication number Publication date
EP2461890A1 (en) 2012-06-13
CA2767217A1 (en) 2011-01-13
WO2011005116A1 (en) 2011-01-13
RU2012104616A (ru) 2013-08-20
CN102596366A (zh) 2012-07-18
NO20092627A1 (no) 2011-01-11
US20120174784A1 (en) 2012-07-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2532743C2 (ru) Способ и устройство для улавливания co2
RU2604233C2 (ru) Система контроля загрязнения воздуха
CN109045976A (zh) 一种氨法脱硫烟气消白余热深度回收系统及应用
CN105013311A (zh) 一种烟气脱硫除尘除雾方法
CA2446171C (en) Flue gas desulfurization system with a stepped tray
US5403569A (en) Process for boiler flue gas cleaning by absorption, separation and liquefaction
US9492786B2 (en) Multi-purpose absorber
US10610820B2 (en) Flue gas treatment system and method
CN104324597A (zh) 一种组合式烟气净化系统及其净化方法
CN103058435A (zh) 一种循环处理锅炉热烟气和脱硫废水的方法
CN104815527A (zh) 一种诱导式动力波洗涤塔装置
JP5437151B2 (ja) 排煙脱硫装置及びこれを備えた酸素燃焼装置と方法
CN112221286A (zh) 烟气处理用深度吸收塔及烟气处理系统、工艺
CN202161915U (zh) 文丘里棒层
CN105126575A (zh) 一种烟气脱硫除尘除雾方法
EP3705167B1 (en) Gas treatment device, gas treatment method, co2 recovery device, and co2 recovery method
RU2476257C2 (ru) Система и способ обработки отходящего газа, содержащего со2 и отделения со2
CN208287794U (zh) 一种湿法脱硫除尘装置
CN209034090U (zh) 一种氨法脱硫烟气消白余热深度回收系统
CN206730770U (zh) 一种湿法烟气脱硫相变凝并除尘除雾装置
US5676715A (en) Key advanced linear kinetic absorber system particulate arresting device
Meikap et al. Scrubbing of fly‐ash laden SO2 in modified multistage bubble column scrubber
CN105396451B (zh) 一种喷淋脱硫塔内碱液清洗高效脱除so3的工艺
CN115040962A (zh) 一种二氧化碳吸收系统
CN102614729B (zh) 消除工业排放气白烟污染的方法

Legal Events

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

Effective date: 20150710