RU2559467C2 - Способ снижения выбросов со2 в потоке газообразных продуктов сгорания и промышленные установки для осуществления этого способа - Google Patents

Способ снижения выбросов со2 в потоке газообразных продуктов сгорания и промышленные установки для осуществления этого способа Download PDF

Info

Publication number
RU2559467C2
RU2559467C2 RU2012146915/05A RU2012146915A RU2559467C2 RU 2559467 C2 RU2559467 C2 RU 2559467C2 RU 2012146915/05 A RU2012146915/05 A RU 2012146915/05A RU 2012146915 A RU2012146915 A RU 2012146915A RU 2559467 C2 RU2559467 C2 RU 2559467C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
combustion
gaseous products
stream
compressor
flow
Prior art date
Application number
RU2012146915/05A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2012146915A (ru
Inventor
Кристина БОТЕРО
Маттиас ФИНКЕНРАТ
Мигель Анхель ГОНСАЛЕС
Original Assignee
Дженерал Электрик Компани
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 Дженерал Электрик Компани filed Critical Дженерал Электрик Компани
Publication of RU2012146915A publication Critical patent/RU2012146915A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2559467C2 publication Critical patent/RU2559467C2/ru

Links

Images

Classifications

    • 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
    • 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
    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
    • F02C7/12—Cooling of plants
    • F02C7/14—Cooling of plants of fluids in the plant, e.g. lubricant or fuel
    • F02C7/141—Cooling of plants of fluids in the plant, e.g. lubricant or fuel of working fluid
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23C—METHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN  A CARRIER GAS OR AIR 
    • F23C9/00—Combustion apparatus characterised by arrangements for returning combustion products or flue gases to the combustion chamber
    • 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
    • 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
    • F23J15/06—Arrangements of devices for treating smoke or fumes of coolers
    • 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 
    • F23J2900/00—Special arrangements for conducting or purifying combustion fumes; Treatment of fumes or ashes
    • F23J2900/15061—Deep cooling or freezing of flue gas rich of CO2 to deliver CO2-free emissions, or to deliver liquid CO2
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23N—REGULATING OR CONTROLLING COMBUSTION
    • F23N2237/00—Controlling
    • F23N2237/18—Controlling fluidized bed burners
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23N—REGULATING OR CONTROLLING COMBUSTION
    • F23N2237/00—Controlling
    • F23N2237/24—Controlling height of burner
    • F23N2237/28—Controlling height of burner oxygen as pure oxydant
    • 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
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • 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
    • Y02E20/30—Technologies for a more efficient combustion or heat usage
    • 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)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Carbon And Carbon Compounds (AREA)
  • Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

Изобретение относится к снижению выбросов СО2 в потоках газообразных продуктов сгорания и промышленным установкам для осуществления этого способа. Способ включает выработку потока газообразных продуктов сгорания, охлаждение потока газообразных продуктов сгорания с использованием теплообменника, сжатие потока газообразных продуктов сгорания, подачу рециклом первой части сжатого потока газообразных продуктов сгорания на стадию выработки и отделение СО2 от второй части сжатого потока газообразных продуктов сгорания с получением потока жидкого СO2 и потока газообразных продуктов сгорания, по существу не содержащего СO2. Промышленная установка содержит производственный блок для получения продукта и выработки потока газообразных продуктов сгорания, включающего СO2, компрессор, линию рециркуляции, соединенную с компрессором и производственным блоком, и сепаратор СO2. Изобретение обеспечивает экономически эффективный способ удаления СO2. 3 н. и 21 з.п. ф-лы, 5 ил.

Description

Данная заявка относится к снижению выбросов СО2 в потоках газообразных продуктов сгорания.
Заботы о предотвращении загрязнения воздуха во всем мире привели к более жестким нормам выбросов. Эти нормы регламентируют выбросы оксидов азота (NOx), несгоревших углеводородов (НС), моноксида углерода (СО) и диоксида углерода (СО2), вырабатываемых энергетической промышленностью. В частности установлено, что диоксид углерода представляет собой парниковый газ, в результате чего разрабатывают различные технологии для снижения количества диоксида углерода, выбрасываемого в атмосферу.
В настоящее время существует три общепризнанных способа, используемых для снижения выбросов СО2 от электростанций. Первый способ включает улавливание СО2 после сжигания с воздухом из газообразных продуктов сгорания, где СО2, образовавшийся при сжигании, удаляют из газообразных продуктов сгорания посредством процесса абсорбции, процесса адсорбции, мембран, диафрагм, криогенных процессов или их сочетания. Такой способ, называемый улавливанием из продуктов сгорания, обычно нацелен на снижение содержания СО2 в выпускаемых в атмосферу газообразных продуктах сгорания электростанций. Второй способ включает снижение содержания углерода в топливе. В этом способе топливо перед сжиганием сначала преобразуют в Н2 и СО2. Таким образом, становится возможным улавливать углерод, содержащийся в топливе, перед его поступлением в газовую турбину и, следовательно, избегать образования СО2. Третий способ включает процесс сжигания топлива в кислороде. В этом способе используют чистый кислород в качестве окислителя, в отличие от воздуха, что приводит к образованию дымового газа, состоящего из диоксида углерода и воды.
Основной недостаток способов улавливания СО2 из продуктов сгорания состоит в том, что парциальное давление СО2 в дымовом газе очень низкое (обычно 3-4 об.% для электроустановок со сжиганием природного газа). Хотя концентрацию СО2 в выводной трубе и, следовательно, парциальное давление можно увеличивать путем частичной подачи рециклом дымового газа к компрессору газовой турбины (в этом отношении см., например, US 5832712 и WO 2009/098128), она все же остается достаточно низкой (приблизительно 6-10 об.%). И вследствие несколько пониженной изоэнтропической экспоненты (также известной как показатель адиабаты) дымового газа по сравнению с чистым воздухом, при рециркуляции газа ожидается ухудшение мощности и эффективности электроустановок со сжиганием природного газа. По этой же причине, сжатие смеси дымового газа и воздуха в компрессоре газовой турбине не является оптимальным. Эти факторы значительно увеличивают стоимость выработки электроэнергии. Фактически, стоимость улавливания СО2 приблизительно составляет три четверти от общей стоимости улавливания, хранения, транспортировки и изоляции диоксида углерода.
Таким образом, существует настоятельная потребность в обеспечении экономически эффективных способов удаления СО2.
В одном воплощении обеспечивают способ снижения выбросов СО2 в газообразных продуктах сгорания. Способ включает выработку потока газообразных продуктов сгорания и сжатие потока. Первую часть сжатого потока газообразных продуктов сгорания подают рециклом обратно на стадию выработки. Вторую часть сжатого потока подают в сепаратор, в котором затем отделяют СО2 от сжатого потока газообразных продуктов сгорания с получением потока газообразных продуктов сгорания, по существу не содержащего СО2, и потока жидкого СО2.
Также обеспечивают промышленную установку. Установка содержит производственный блок для получения продукта и выработки потока газообразных продуктов сгорания, включающего СО2, а также содержит компрессор, линию рециркуляции и систему отделения диоксида углерода. Компрессор принимает поток газообразных продуктов сгорания, включающий СО2, и обеспечивает сжатый поток газообразных продуктов сгорания. Компрессор включает первый трубопровод, сконструированный для рециркуляции первой части сжатого потока газообразных продуктов сгорания выше по технологической цепочке в производственный блок. Компрессор дополнительно включает второй трубопровод, сконструированный для подачи второй части сжатого потока газообразных продуктов сгорания в систему отделения СО2. Система отделения СО2 выполнена с возможностью приема сжатого потока газообразных продуктов сгорания и получения потока газообразных продуктов сгорания, по существу не содержащего СO2, и потока жидкого СО2.
Также обеспечивают промышленную установку комбинированного цикла со сжиганием природного газа. Установка включает полуоткрытый цикл сжигания и замкнутый паровой цикл, и при эксплуатации она вырабатывает поток газообразных продуктов сгорания, включающих СО2. Установка дополнительно включает по меньшей мере один компрессор ниже по технологической цепочке относительно цикла сжигания и парового цикла, а также сепаратор СО2. Компрессор соединен с линией рециркуляции, которая соединяет по текучей среде компрессор с открытым циклом сжигания. Компрессор также соединен по текучей среде с сепаратором СО2.
Краткое описание чертежей
Эти и другие признаки, аспекты и преимущества настоящего изобретения станут более понятны после прочтения нижеследующего, подробного описания со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых подобные символы обозначают подобные элементы на всех чертежах, где:
на Фиг.1 схематически представлена энергетическая установка комбинированного цикла со сжиганием природного газа, в соответствии с одним воплощением;
на Фиг.2 схематически представлена энергетическая установка комбинированного цикла со сжиганием природного газа, в соответствии с другим воплощением;
на Фиг.3 схематически представлена энергетическая установка комбинированного цикла со сжиганием природного газа, в соответствии с еще одним воплощением;
на Фиг.4 схематически представлена энергетическая установка комбинированного цикла со сжиганием природного газа в соответствии с еще одним воплощением и
На Фиг.5 схематически представлена энергетическая установка комбинированного цикла со сжиганием природного газа в соответствии с еще одним воплощением.
Любые указанные здесь интервалы компонентного состава являются включающими и могут быть использованы в сочетании (например, интервалы «до приблизительно 25 масс.%» или, более конкретно, «от приблизительно 5 масс.% до приблизительно 20 масс.%» включают предельные значения и все промежуточные значения этих интервалов). Массовое содержание указано исходя из массы всей композиции, если не указано иное, и отношения также приведены на основе массовых количеств. Кроме того, термин «сочетание» охватывает композиции, смеси, продукты реакции и т.п. Кроме того, здесь термины «первый», «второй» и т.п. не обозначают какой-либо порядок, количество или значимость, а используются, чтобы отличать один элемент от другого.
Термины в единственном числе здесь не обозначают ограничение количества, а подразумевают наличие по меньшей мере одного из упоминаемых элементов. Наречие «приблизительно», используемое в связи с количественным признаком, включает указанную величину, и имеет значение, следующее из контекста (например, включает долю погрешности при измерении конкретного количественного признака). Окончание множественного числа, как используют здесь, подразумевает включение употребляемого с этим окончанием элемента как в единственном, так и во множественном числе, таким образом включая один или более таких элементов (например, «поток(и)» может включать один или более потоков).
Ссылки по всему описанию на «одно воплощение», «другое воплощение», «воплощение» и т.д. означают, что определенный элемент (например, признак, конструкция и/или характеристика), описанный в связи с таким воплощением, включен по меньшей мере в одно описанное здесь воплощение и может присутствовать или не присутствовать в других воплощениях. Кроме того, следует понимать, что описанные существенные признаки изобретения могут быть объединены любым подходящим образом в различных воплощениях.
В настоящем изобретении обеспечивают способ и системы снижения содержания СО2 в отходящих потоках, например, промышленных установок. В способе по изобретению используют не только подачу рециклом газообразных продуктов сгорания, но и сжатие газообразных продуктов сгорания. Важно отметить, что сжатие газообразных продуктов сгорания осуществляют перед введением его в компрессор газовой турбины и/или в его смесь с чистым воздухом. И таким образом, ухудшение мощности и эффективности энергетических установок со сжиганием природного газа, которое иначе могло бы происходить при рециркуляции газообразных продуктов сгорания, из-за более низкого показателя адиабаты газообразных продуктов сгорания по сравнению с чистым воздухом, может быть сведено к минимуму или даже устранено.
Сжатие газообразных продуктов сгорания также служит для увеличения давления и, таким образом, уменьшения объема газообразных продуктов сгорания. Рециркуляция сжатого потока газообразных продуктов сгорания повышает концентрацию СО2 в газообразных продуктах сгорания. Таким образом, в результате упрощают удаление СО2 из газообразных продуктов сгорания и снижают капитальные и энергетические затраты, требующиеся для осуществления этого, по сравнению с затратами при удалении СО2 из несжатого потока газообразных продуктов сгорания, поскольку меньше энергии требуется для вымораживания СО2 из сжатого потока газообразных продуктов сгорания по сравнению с несжатым потоком газообразных продуктов сгорания. В конечном счете, СО2 отделяют с использованием криогенной техники при давлении, большем или равном давлению окружающей среды, но меньшем, чем давление в тройной точке СO2. И следовательно, извлеченный СO2 может быть накачен до своего конечного давления, а не сжат.
В результате, в способе и установках по изобретению может быть использовано по меньшей мере на 10% меньше энергии, или по меньшей мере на 20% меньше, или даже по меньшей мере на 30% меньше, чем в традиционных способах и установках для удаления СО2 из потока газообразных продуктов сгорания. Эту экономию энергии можно дополнительно увеличить в тех воплощениях способов и/или установок, где из горячих газообразных продуктов сгорания извлекают тепло.
Способ по настоящему изобретению включает выработку потока газообразных продуктов сгорания, включающего СО2. Поток газообразных продуктов сгорания сжимают и подают рециклом для увеличения в нем концентрации СO2. В общем, можно использовать любую степень сжатия, которая обеспечит даже минимальное повышение давления потока газообразных продуктов сгорания, и конкретная степень сжатия может определяться исходной концентрацией СО2, других компонентов потока газообразных продуктов сгорания, предпочтительно используемым механизмом отделения СО2 и т.п. С другой стороны, в тех воплощениях, в которых механизм отделения СО2 предпочтительно включает криогенный сепаратор, газообразные продукты сгорания предпочтительно не следует сжимать до более высокого давления, чем давление, соответствующее тройной точке СO2, т.е. приблизительно 0,5 МПа (5 атм.).
Первую часть сжатого потока газообразных продуктов сгорания подают рециклом обратно на стадию выработки. Конкретное количество сжатого потока газообразных продуктов сгорания, подаваемого рециклом в качестве первой части, можно выбирать, исходя из требуемого увеличения концентрации СO2 в газообразных продуктах сгорания. В общем, увеличения концентрации СО2 в потоке газообразных продуктов сгорания можно ожидать, когда по меньшей мере приблизительно 10%, или приблизительно 20%, или приблизительно 30%, или приблизительно 40% или даже до приблизительно 50% сжатого потока газообразных продуктов сгорания подают рециклом на стадию выработки.
Вторую часть сжатого потока газообразных продуктов сгорания подают в сепаратор, в котором затем СO2 отделяют от сжатого потока газообразных продуктов сгорания с получением потока газообразных продуктов сгорания, по существу не содержащего СО2, и жидкого СО2. Сепаратор предпочтительно включает криогенный сепаратор, также обычно называемый «устройством для вымораживания СО2», используемый отдельно или в сочетании с другими способами отделения СO2, такими как способы с применением селективной относительно СО2 мембраны, процессы сорбции (адсорбции и/или абсорбции), диафрагмы и т.п. Такие способы, так же как и параметры их эксплуатации, хорошо известны специалистам в данной области техники. Примеры подходящих мембранных технологий и подробное описание их применения раскрыты в US №2008/0104958 и US 2008/0127632, Finkenrath, включенных в данную заявку посредством ссылки, в той их части, которая не находится в противоречии с указаниями данной заявки.
В некоторых воплощениях используют один или более криогенных сепараторов для удаления СО2 из потока газообразных продуктов сгорания. Криогенные сепараторы для удаления СО2 известны в технике, многие из них имеются в продаже, и любой из них можно использовать в способе по изобретению. Как известно специалистам в данной области техники, принцип работы криогенных сепараторов основан на «вымораживании» СО2 в виде твердой фазы из сжатого потока газообразных продуктов сгорания. Затем «снег» из СO2 собирают, сжимают и расплавляют. Затем расплавленный СО2 сжимают до его конечного давления для хранения или применения.
Благодаря экономии затрат и энергии, способ по настоящему изобретению с преимуществом внедряют в промышленные процессы и установки, которые вырабатывают потоки газообразных продуктов сгорания, включающие СO2. Более того, способ легко можно реализовать на всех существующих и возможных будущих энергетических установках, поскольку не требуется объединение с главной системой электропитания. В некоторых воплощениях такие промышленные установки могут включать теплообменник, который может быть объединен с главной системой электропитания, если требуется. Такое объединение может привести к снижению потребляемой мощности, необходимой для питания других блоков промышленной установки, или даже способствовать обеспечению энергетической автономности блоков отделения СO2.
Примеры промышленных установок, на которых можно реализовать преимущества изобретения, включают установки, в которых используют процессы сжигания, например, энергетические установки, работающие на угле, котлы, работающие на жидком топливе, цементные или сталелитейные производства и т.д. В общем, такие производства включают производственный блок для получения продукта и выработки потока газообразных продуктов сгорания, включающего СO2. Такие установки также включают компрессор, линию рециркуляции и систему отделения диоксида углерода. В компрессор поступает поток газообразных продуктов сгорания, включающий СO2, и в нем получают сжатый поток газообразных продуктов сгорания. Компрессор включает первый трубопровод, сконструированный для подачи рециклом первой части сжатого потока газообразных продуктов сгорания выше по технологической цепочке в производственный блок. Компрессор также включает второй трубопровод, сконструированный для подачи второй части сжатого потока газообразных продуктов сгорания в систему отделения СО2. Система отделения СO2 выполнена с возможностью приема сжатого потока газообразных продуктов сгорания и получения потока газообразных продуктов сгорания, по существу не содержащего СO2, и потока жидкого СО2.
Один конкретный тип промышленных установок, на которых можно реализовать преимущества изобретения, включает энергетические установки, работающие на природном газе, например, энергетические установки комбинированного цикла со сжиганием природного газа. На Фиг.1 схематически представлено одно воплощение энергетической установки комбинированного цикла со сжиганием природного газа.
Установка 100 включает полуоткрытый цикл 101 сжигания, включающий первый второй компрессор 102, вход 134 для природного газа, камеру сгорания 104 и расширитель 106, и замкнутый паровой цикл 103, включающий паровую турбину 108 и генератор 110. Полуоткрытый цикл 101 сжигания и замкнутый паровой цикл установлены на одном валу и, таким образом, как показано на Фиг.1, механически соединены, но не соединены по текучей среде.
Установка 100 дополнительно включает теплообменник 116. Теплообменник 116 сообщается по потоку с расширителем 106 и паровой турбиной 108. При эксплуатации, относительно горячий поток газообразных продуктов сгорания, выходящий из расширителя 106, направляют через теплообменник 116. Теплота горячего потока газообразных продуктов сгорания передается рабочей текучей среде, проходящей через теплообменник 116, например, в некоторых воплощениях, парогенератор-рекуператор или ПГРК, для выработки пара, который используют для производства дополнительной мощности в паровой турбине 108. В некоторых воплощениях теплообменник 116 представляет собой бесконтактный теплообменник, т.е., в таком теплообменнике воду или пар из замкнутого парового цикла 103 подают через трубопровод 120 и пропускают через трубы (не показаны) теплообменника 116, а газообразные продукты сгорания из полуоткрытого цикла 101 сжигания подают через трубопровод 118 и пропускают между трубами (не показаны) теплообменника 116.
Конденсатор 112 может быть расположен ниже по технологической цепочке от паровой турбины 108 для преобразования потока, выходящего из паровой турбины 108, в воду путем снижения температуры. Насос 114 также может быть размещен ниже по технологической цепочке от конденсатора 112 для увеличения давления воды перед поступлением в теплообменник 116.
Охлажденный поток газообразных продуктов сгорания выпускают из теплообменника 116 и подают в первый компрессор 118. В воплощении, показанном на Фиг.1, ниже по технологической цепочке от первого компрессора 118, первую часть сжатого потока газообразных продуктов сгорания подают рециклом через трубопровод 120 обратно и в полуоткрытый цикл 101 сжигания, и более конкретно, во второй компрессор 102. В некоторых воплощениях, приблизительно до 20 об.%, или приблизительно 30 об.%, или приблизительно 40 об.% или даже приблизительно до 50 об.% сжатого потока газообразных продуктов сгорания, можно подавать на вход в открытый цикл 101 сжигания с помощью воздуха во втором компрессоре 102. Сжатие потока газообразных продуктов сгорания перед входом в первый компрессор 102 увеличивает концентрацию СО2 в рабочей текучей среде, тем самым увеличивая движущие силы для отделения СО2 в блоке 122 отделения СО2.
Вторую часть сжатого потока газообразных продуктов сгорания подают в блок 122 отделения СO2 из первого компрессора 118 через трубопровод 124. В некоторых воплощениях блок 122 отделения СО2 включает криогенный сепаратор СО2, используемый отдельно или в сочетании с другими способами отделения СО2, такими как способ с применением селективных относительно СО2 мембран, процессы сорбции (адсорбции и/или абсорбции), диафрагмы и т.п. Способы, основанные на селективных относительно СО2 мембранах, описаны, например, в US 2008/0134660, включенном во всей свой полноте в данную заявку посредством ссылки.
В блоке 122 отделения СО2 получают поток газообразных продуктов сгорания, по существу не содержащий СО2, который выпускают через трубопровод 126, и отделенный вымораживанием СO2, который собирают, сжимают, расплавляют и подают в насос 128, в котором его накачивают до сверхкритического давления для транспортировки через трубопровод 130.
Установку 100 комбинированного цикла со сжиганием природного газа эксплуатируют известным в технике способом, и сама по себе она вырабатывает поток газообразных продуктов сгорания, имеющих температуру от приблизительно 316°С (600°F) до приблизительно 704°С (1300°F). Поток газообразных продуктов сгорания, выходящий из полуоткрытого цикла 101 сжигания, направляют через теплообменник 116, в котором значительную часть теплоты потока газообразных продуктов сгорания передают в замкнутый паровой цикл 103, с помощью рабочей текучей среды, направляемой через него, для выработки пара, который можно использовать для запуска паровой турбины 108 и генератора 110. В других воплощениях поток газообразных продуктов сгорания можно просто охлаждать, без рекуперации тепла для практического применения и/или его можно подавать в другой процесс для поставки тепла в форме пара или горячей воды.
Теплообменник 116 способствует снижению рабочей температуры потока газообразных продуктов сгорания до температуры, которая составляет от приблизительно 24°С (75°F) до приблизительно 120°С (248°F). В некоторых воплощениях теплообменник 116 способствует снижению рабочей температуры потока газообразных продуктов сгорания до температуры, которая составляет приблизительно 38°С (100°F).
Относительно холодный сухой поток газообразных продуктов сгорания затем сжимают в первом компрессоре 118. Если требуется, перед подачей потока газообразных продуктов сгорания в первый компрессор 118, его температуру можно дополнительно снижать путем пропускания потока газообразных продуктов сгорания через теплообменник, скруббер с водяным орошением или т.п. (не показано). В некоторых воплощениях такой теплообменник/скруббер с водяным орошением (не показан) можно использовать для конденсации воды, присутствующей в газообразных продуктах сгорания, а также для снижения температуры потока газообразных продуктов сгорания, например, до приблизительно 40°С, чтобы понизить требующуюся мощность сжатия.
Первый компрессор 118 при необходимости можно использовать для увеличения рабочего давления направляемого в него потока газообразных продуктов сгорания, до давления, приблизительно в четыре или пять раз большего, чем рабочее давление потока газообразных продуктов сгорания, выпускаемого из теплообменника 116. Более того, направление потока газообразных продуктов сгорания через первый компрессор 118 приводит к увеличению температуры потока. И поэтому, в некоторых воплощениях, после выпуска из первого компрессора 118, поток газообразных продуктов сгорания можно пропускать через теплообменник или скруббер с водяным орошением, чтобы снизить его температуру.
Такой теплообменник может быть функционально связан с трубопроводом 124 или трубопроводом 120, при необходимости. Функционально связанный с трубопроводом 124, такой теплообменник или скруббер с водяным орошением может способствовать снижению рабочей температуры потока газообразных продуктов сгорания, что в свою очередь, может давать преимущество при эксплуатации блока 122 отделения СО2.
Обогащенный СO2 поток газообразных продуктов сгорания, выпускаемый из первого компрессора 118, поступает в блок 122 отделения СO2 через трубопровод 124. Как описано выше, блок 122 отделения СO2 включает блок вымораживания СO2, используемый отдельно или в сочетании с другими процессами отделения СO2, такими как способы с применением селективных относительно СO2 мембран, процессы сорбции (адсорбции и/или абсорбции), диафрагмы и тому подобное.
Блок вымораживания СO2 обеспечивает выполнение процесса глубокой заморозки, предпочтительно смешанного холодильного цикла, который позволяет снизить температуру потока газообразных продуктов сгорания до - 150°С и замораживать СO2 при давлении, большем или равном атмосферному, но более низком, чем давление в тройной точке СO2. По мере замерзания СO2, его отделяют от потока газообразных продуктов сгорания, по существу не содержащего СO2. Затем твердый СO2 собирают и расплавляют, используя например низкотемпературное тепло от потока газообразных продуктов сгорания. После того, как СO2 переходит в жидкое состояние, его накачивают до сверхкритического давления, которое требуется для его транспортировки, изоляции и повторной закачки.
На Фиг.2 представлена схема установки 200 комбинированного цикла со сжиганием природного газа, в соответствии с другим воплощением. Кроме элементов, описанных выше в связи с Фиг.1, установка 200 включает дополнительный, третий компрессор 230 для дополнительного сжатия газообразных продуктов сгорания в линии 220 рециркуляции. А сжатый, рециркулируемый поток газообразных продуктов сгорания объединяют со сжатым воздухом на входе в расширитель 206.
Введение сжатого воздуха на вход расширителя 206 может служить для охлаждения лопастей расширителя, снижая или устраняя необходимость отведение воздуха из компрессора. То есть, поскольку давление потока газообразных продуктов сгорания, выходящего из первого компрессора 218 ограничено давлением, допустимым в блоке 222 отделения СО2, до давления в тройной точке С02, или приблизительно 5 атмосфер, то давление потока газообразных продуктов сгорания, рециркулируемого и добавляемого в полуоткрытый цикл 201 сжигания после камеры сгорания 204 и перед расширителем 206, должно быть увеличено до давления, по существу эквивалентного давлению в расширителе 206, например, до приблизительно от 20 до 40 атмосфер, иначе поток в трубопроводе 220 меняет направление на обратное. Сжатый поток газообразных продуктов сгорания также может охлаждать лопасти расширителя 206 и снижать или устранять необходимость отведения воздуха из компрессора 202 для этих целей. В результате, в данном воплощении обеспечивают дополнительное снижение недостатков полуоткрытого цикла 201 сжигания.
На Фиг.3 схематически представлен пример установки 300 комбинированного цикла со сжиганием природного газа, в соответствии с еще одним воплощением. Кроме элементов, описанных выше в связи с Фиг.1, установка 300 включает дополнительный компрессор 332 для сжатия воздуха на входе до давления, по существу эквивалентного давлению сжатого, рециркулируемого потока газообразных продуктов сгорания. Сжатый воздух и сжатый рециркулируемый поток газообразных продуктов сгорания объединяют в клапане 336, перед введением в полуоткрытый цикл 301 сжигания в компрессоре 302.
На Фиг.4 схематически представлен пример промышленной установки в соответствии с еще одним воплощением. Кроме элементов, описанных выше в связи с Фиг.3, установка 400 включает промежуточный охладитель 438. При работе, сжатый воздух и сжатый рециркулируемый поток газообразных продуктов сгорания объединяют в клапане 436, перед введением в промежуточный охладитель 438. Промежуточный охладитель 438 предназначен для снижения температуры сжатой газовой смеси низкого давления перед дальнейшим сжатием во втором компрессоре 402. При снижении температуры газовой смеси, также уменьшается работа сжатия второго компрессора 402. Таким образом, газотурбинный цикл с промежуточным охлаждением может иметь более высокую эффективность, чем газотурбинный цикл без промежуточного охлаждения при той же степени сжатия. В представленном в качестве примера воплощении установка 400 может включать LMS 100, изготавливаемый General Electric Aircraft Engines, Цинциннати, Огайо.
На Фиг.5 схематически показано другое воплощения. Более конкретно, на Фиг.5 представлена каскадная установка 500, в которой последовательно расположены две газотурбинные энергетические установки, установка 540, расположенная выше по технологической цепочке, и установка 542, расположенная ниже по технологической цепочке. В воплощении показано, что установка 542, расположенная ниже по технологической цепочке, снабжена первым компрессором 518, трубопроводом 520 и блоком 522 отделения СО2. Преимущество данной конфигурации состоит в том, что концентрация СО2 и парциальное давление в потоке газообразных продуктов сгорания установки 542, расположенной ниже по технологической цепочке, возрастают относительно этих величин для единственной установки комбинированного цикла со сжиганием природного газа, что облегчает процесс отделения СO2.
Установку 540, расположенную выше по технологической цепочке, эксплуатируют известным в технике образом, и сама по себе она вырабатывает поток газообразных продуктов сгорания с температурой от приблизительно 316°С (600°F) до приблизительно 704°С (1300°F). Поток газообразных продуктов сгорания, выходящий из полуоткрытого цикла 501 сжигания, направляют через теплообменник 516, в котором значительная часть теплоты потока газообразных продуктов сгорания передается в замкнутый паровой цикл 503. Более конкретно, теплообменник 516 способствует снижению рабочей температуры потока газообразных продуктов сгорания до температуры, которая составляет от приблизительно 24°С (75°F) до приблизительно 120°С (248°F), или до температуры приблизительно 38°С (100°F). Поток газообразных продуктов сгорания из установки 540, расположенной выше по технологической цепочке, и более конкретно, из теплообменника 516 подают в установку 542, расположенную ниже по технологической цепочке, и эту установку затем эксплуатируют по существу так же, как описано выше в связи с Фиг.1.
Хотя изобретение описано со ссылками на предпочтительные воплощения, специалистам в данной области техники понятно, что могут быть выполнены различные изменения и могут быть сделаны равноценные замены элементов без выхода за пределы области защиты изобретения. Кроме того, могут быть выполнены различные изменения для адаптации конкретных ситуаций или материалов к идеям изобретения, без выходе за пределы его основной области защиты. Таким образом, изобретение не ограничено конкретными воплощениями, описанными в качестве предпочтительных вариантов реализации данного изобретения, а включает все воплощения, попадающие в область защиты, определенную в прилагаемой формуле изобретения.

Claims (24)

1. Способ снижения выбросов СО2 в потоке газообразных продуктов сгорания, включающий:
выработку потока газообразных продуктов сгорания;
охлаждение потока газообразных продуктов сгорания с использованием теплообменника;
сжатие потока газообразных продуктов сгорания;
подачу рециклом первой части сжатого потока газообразных продуктов сгорания на стадию выработки и
отделение СО2 от второй части сжатого потока газообразных продуктов сгорания с получением потока жидкого СО2 и потока газообразных продуктов сгорания, по существу не содержащего CO2.
2. Способ по п. 1, в котором поток газообразных продуктов сгорания вырабатывают в процессе сжигания.
3. Способ по п. 2, в котором поток газообразных продуктов сгорания вырабатывают на энергетических установках, работающих на угле или природном газе, в котлах, работающих на жидком топливе, или на цементном или сталелитейном производстве.
4. Способ по п. 3, в котором поток газообразных продуктов сгорания вырабатывают на энергетических установках, работающих на природном газе.
5. Способ по п. 1, в котором СО2 отделяют от второй части сжатого потока газообразных продуктов сгорания с использованием криогенного сепаратора, способа с применением селективных относительно СО2 мембран, процесса адсорбции, процесса абсорбции, диафрагмы или их сочетания.
6. Способ по п. 1, в котором СО2 отделяют от второй части сжатого потока газообразных продуктов сгорания с применением криогенного сепаратора.
7. Способ по п. 6, в котором поток газообразных продуктов сгорания сжимают до давления менее приблизительно 0,5 МПа (5 атм.).
8. Способ по п. 7, в котором поток газообразных продуктов сгорания сжимают до давления от приблизительно 0,1 МПа до приблизительно 0,4 МПа (от 1 атм до 4 атм).
9. Способ по п. 1, в котором приблизительно до 50% сжатого потока газообразных продуктов сгорания направляют рециклом в качестве первой части потока.
10. Промышленная установка для получения продукта и выработки потока газообразных продуктов сгорания, включающего СО2, содержащая
производственный блок для получения продукта и выработки потока газообразных продуктов сгорания, включающего СО2; компрессор;
теплообменник, функционально соединенный с компрессором, для охлаждения потока газообразных продуктов сгорания;
линию рециркуляции, соединенную с компрессором и производственным блоком, и
сепаратор СО2.
11. Промышленная установка по п. 10, в которой производственный блок вырабатывает энергию.
12. Промышленная установка по п. 11, в которой производственный блок вырабатывает энергию посредством процесса сжигания.
13. Промышленная установка по п. 12, где в процессе сжигают природный газ.
14. Промышленная установка по п. 10, в которой сепаратор СО2 включает криогенный сепаратор, устройство с применением селективных относительно СО2 мембран, процесс адсорбции, процесс абсорбции, диафрагму или их сочетание.
15. Промышленная установка по п. 14, в которой сепаратор CO2 включает криогенный сепаратор.
16. Энергетическая установка комбинированного цикла со сжиганием природного газа, в которой вырабатывают поток газообразных продуктов сгорания, включающих СО2, содержащая:
полуоткрытый цикл сжигания;
замкнутый паровой цикл;
сепаратор СО2 и
по меньшей мере один компрессор, функционально размещенный ниже по технологической цепочке относительно открытого цикла сжигания и замкнутого парового цикла и соединенный (i) с линией рециркуляции, которая обеспечивает соединение по текучей среде компрессора с полуоткрытым циклом сжигания, (ii) с трубопроводом, который обеспечивает соединение по текучей среде компрессора с сепаратором СО2, и (iii) с теплообменником, функционально соединенным с компрессором, для охлаждения потока газообразных продуктов сгорания.
17. Установка по п. 16, дополнительно включающая по меньшей мере второй компрессор, функционально связанный с линией рециркуляции.
18. Установка по п. 17, в которой полуоткрытый цикл сжигания включает камеру сгорания и расширитель, и в которой линия рециркуляции соединена по текучей среде со входом расширителя.
19. Установка по п. 16, дополнительно включающая входной воздушный компрессор, функционально размещенный выше по технологической цепочке относительно открытого цикла сжигания, и в которой линия рециркуляции соединена по текучей среде с клапаном, функционально размещенным между воздушным компрессором и открытым циклом сжигания.
20. Установка по п. 19, дополнительно включающая промежуточный охладитель, функционально размещенный между клапаном и открытым циклом сжигания.
21. Установка по п. 16, дополнительно включающая по меньшей мере один теплообменник.
22. Установка по п. 21, в которой по меньшей мере один теплообменник функционально связан с линией рециркуляции.
23. Установка по п. 21, в которой по меньшей мере один теплообменник функционально связан с первым компрессором, сепаратором СО2 или обоими устройствами.
24. Установка по п. 16, функционально связанная по меньшей мере с одной другой энергетической установкой комбинированного цикла со сжиганием природного газа.
RU2012146915/05A 2010-04-30 2011-04-01 Способ снижения выбросов со2 в потоке газообразных продуктов сгорания и промышленные установки для осуществления этого способа RU2559467C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/772,001 US20110265445A1 (en) 2010-04-30 2010-04-30 Method for Reducing CO2 Emissions in a Combustion Stream and Industrial Plants Utilizing the Same
US12/772,001 2010-04-30
PCT/US2011/030918 WO2011139444A1 (en) 2010-04-30 2011-04-01 Method for reducing co2 emissions in a combustion stream and industrial plants utilizing the same

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2012146915A RU2012146915A (ru) 2014-06-10
RU2559467C2 true RU2559467C2 (ru) 2015-08-10

Family

ID=44146965

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012146915/05A RU2559467C2 (ru) 2010-04-30 2011-04-01 Способ снижения выбросов со2 в потоке газообразных продуктов сгорания и промышленные установки для осуществления этого способа

Country Status (11)

Country Link
US (1) US20110265445A1 (ru)
EP (1) EP2563499B1 (ru)
JP (1) JP2013530815A (ru)
KR (1) KR20130069651A (ru)
CN (1) CN102858434B (ru)
AU (1) AU2011248928A1 (ru)
BR (1) BR112012027258A2 (ru)
CA (1) CA2796871A1 (ru)
MX (1) MX2012012685A (ru)
RU (1) RU2559467C2 (ru)
WO (1) WO2011139444A1 (ru)

Families Citing this family (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105863844B (zh) * 2010-07-02 2017-11-14 埃克森美孚上游研究公司 低排放动力产生系统和方法
US20130145773A1 (en) * 2011-12-13 2013-06-13 General Electric Company Method and system for separating co2 from n2 and o2 in a turbine engine system
US20130255267A1 (en) * 2012-03-30 2013-10-03 General Electric Company System and method of improving emission performance of a gas turbine
EP2853718B1 (en) 2013-09-27 2020-06-24 Ansaldo Energia IP UK Limited Method of exhaust gas treatment for a gas turbine system and exhaust gas treatment assembly
CA3020037A1 (en) * 2016-04-01 2017-10-05 Sigma Energy Storage Inc. Electrical power generation system
JP6764798B2 (ja) 2017-01-30 2020-10-07 三菱重工業株式会社 プラント及びプラントの運転方法
US20190024583A1 (en) * 2017-07-20 2019-01-24 8 Rivers Capital, Llc System and method for power production with solid fuel combustion and carbon capture

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0887530A2 (en) * 1997-06-27 1998-12-30 Hitachi, Ltd. Gas turbine with exhaust gas recirculation
DE102007053192A1 (de) * 2006-11-07 2008-05-08 General Electric Co. Kraftwerke mit Gasturbinen zur Erzeugung von Elektroenergie und Prozesse zu der Reduzierung von CO2-Emissionen
RU2369428C2 (ru) * 2006-09-06 2009-10-10 Мицубиси Хеви Индастриз, Лтд. Система для извлечения co2 и способ извлечения co2

Family Cites Families (31)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS6180763A (ja) * 1984-09-26 1986-04-24 Shimadzu Corp 燃料電池発電システムの制御方式
FR2674290B1 (fr) * 1991-03-18 1993-07-09 Gaz De France Systeme a turbine a gaz naturel a vapeur d'eau fonctionnant en cycle semi ouvert et en combustion stóoechiometrique.
JPH05190191A (ja) * 1992-01-13 1993-07-30 Toshiba Corp 燃料電池発電プラント
JPH05345115A (ja) * 1992-06-11 1993-12-27 Kyodo Sanso Kk 石灰炉排出ガスからのｃｏ２の回収方法
US5450801A (en) * 1993-10-29 1995-09-19 Abboud; Harry I. Fuel gas from incineration process
NO180520C (no) 1994-02-15 1997-05-07 Kvaerner Asa Fremgangsmåte til fjerning av karbondioksid fra forbrenningsgasser
US5724805A (en) * 1995-08-21 1998-03-10 University Of Massachusetts-Lowell Power plant with carbon dioxide capture and zero pollutant emissions
JP3794168B2 (ja) * 1997-06-27 2006-07-05 株式会社日立製作所 排気再循環型コンバインドプラント
AU2001276823A1 (en) * 2000-05-12 2001-12-03 Clean Energy Systems, Inc. Semi-closed brayton cycle gas turbine power systems
FR2825935B1 (fr) * 2001-06-14 2003-08-22 Inst Francais Du Petrole Generateur de puissance a faibles rejets de co2 et procede associe
EP1432889B1 (de) * 2001-10-01 2006-07-12 Alstom Technology Ltd Verfahren und vorrichtung zum anfahren von emissionsfreien gasturbinenkraftwerken
KR100785955B1 (ko) * 2002-10-10 2007-12-14 엘피피 컴버션, 엘엘씨 연소용 액체 연료의 기화 기구 및 사용 방법
EP1592867B1 (en) * 2003-02-11 2016-11-23 Statoil ASA Efficient combined cycle power plant with co2 capture and a combustor arrangement with separate flows
DE10325111A1 (de) * 2003-06-02 2005-01-05 Alstom Technology Ltd Verfahren zur Erzeugung von Energie in einer eine Gasturbine umfassende Energieerzeugungsanlage sowie Energieerzeugungsanlage zur Durchführung des Verfahrens
DE102004039164A1 (de) * 2004-08-11 2006-03-02 Alstom Technology Ltd Verfahren zur Erzeugung von Energie in einer eine Gasturbine umfassenden Energieerzeugungsanlage sowie Energieerzeugungsanlage zur Durchführung des Verfahrens
US7266940B2 (en) * 2005-07-08 2007-09-11 General Electric Company Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation
US20080011161A1 (en) * 2006-07-17 2008-01-17 General Electric Company Carbon dioxide capture systems and methods
US7942008B2 (en) * 2006-10-09 2011-05-17 General Electric Company Method and system for reducing power plant emissions
US7895822B2 (en) * 2006-11-07 2011-03-01 General Electric Company Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation
US7739864B2 (en) * 2006-11-07 2010-06-22 General Electric Company Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation
US20080127632A1 (en) * 2006-11-30 2008-06-05 General Electric Company Carbon dioxide capture systems and methods
US7966829B2 (en) * 2006-12-11 2011-06-28 General Electric Company Method and system for reducing CO2 emissions in a combustion stream
US8850789B2 (en) * 2007-06-13 2014-10-07 General Electric Company Systems and methods for power generation with exhaust gas recirculation
EP2067941A3 (de) * 2007-12-06 2013-06-26 Alstom Technology Ltd Kombikraftwerk mit Abgasrückführung und CO2-Abscheidung sowie Verfahren zum Betrieb eines solchen Kombikraftwerks
EP2085587A1 (en) 2008-02-04 2009-08-05 ALSTOM Technology Ltd Low carbon emissions combined cycle power plant and process
US8535417B2 (en) * 2008-07-29 2013-09-17 Praxair Technology, Inc. Recovery of carbon dioxide from flue gas
EP2210656A1 (en) * 2009-01-27 2010-07-28 General Electric Company Hybrid carbon dioxide separation process and system
US8459030B2 (en) * 2009-09-30 2013-06-11 General Electric Company Heat engine and method for operating the same
US8171718B2 (en) * 2009-10-05 2012-05-08 General Electric Company Methods and systems involving carbon sequestration and engines
US20110138766A1 (en) * 2009-12-15 2011-06-16 General Electric Company System and method of improving emission performance of a gas turbine
US9062690B2 (en) * 2010-11-30 2015-06-23 General Electric Company Carbon dioxide compression systems

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0887530A2 (en) * 1997-06-27 1998-12-30 Hitachi, Ltd. Gas turbine with exhaust gas recirculation
RU2369428C2 (ru) * 2006-09-06 2009-10-10 Мицубиси Хеви Индастриз, Лтд. Система для извлечения co2 и способ извлечения co2
DE102007053192A1 (de) * 2006-11-07 2008-05-08 General Electric Co. Kraftwerke mit Gasturbinen zur Erzeugung von Elektroenergie und Prozesse zu der Reduzierung von CO2-Emissionen

Also Published As

Publication number Publication date
MX2012012685A (es) 2013-01-29
CA2796871A1 (en) 2011-11-10
CN102858434B (zh) 2016-01-20
US20110265445A1 (en) 2011-11-03
WO2011139444A1 (en) 2011-11-10
CN102858434A (zh) 2013-01-02
KR20130069651A (ko) 2013-06-26
RU2012146915A (ru) 2014-06-10
EP2563499B1 (en) 2017-08-09
JP2013530815A (ja) 2013-08-01
EP2563499A1 (en) 2013-03-06
BR112012027258A2 (pt) 2017-07-18
AU2011248928A1 (en) 2012-11-08

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2559467C2 (ru) Способ снижения выбросов со2 в потоке газообразных продуктов сгорания и промышленные установки для осуществления этого способа
US6282901B1 (en) Integrated air separation process
US20100018218A1 (en) Power plant with emissions recovery
RU2287067C2 (ru) Система с гибридным циклом газификации угля с использованием рециркулирующей рабочей текучей среды и способ генерирования электроэнергии
AU2011271632B2 (en) Low emission triple-cycle power generation systems and methods
EP1936128B1 (en) Method and system for reducing CO2 emissions in a combustion stream
KR101378195B1 (ko) 가스 터빈을 포함하는 발전 장치에서 에너지를 발생시키는 방법
US8850789B2 (en) Systems and methods for power generation with exhaust gas recirculation
AU2007310516B2 (en) Method of and apparatus for CO2 capture in oxy-combustion
CA2576613A1 (en) Method for generating energy in an energy generating installation comprising a gas turbine, and energy generating installation for carrying out said method
MX2012014458A (es) Combustion estequiometrica de aire enriquecido con recirculacion de gas de escape.
US20130145773A1 (en) Method and system for separating co2 from n2 and o2 in a turbine engine system
JP2008115863A (ja) 二酸化炭素の単離を伴う発電用システム及び方法
US20100107592A1 (en) System and method for reducing corrosion in a gas turbine system
Berdowska et al. Technology of oxygen production in the membrane-cryogenic air separation system for a 600 MW oxy-type pulverized bed boiler
CN117753172A (zh) 用于二次再热机组变工况碳捕集的多热源自平衡热力系统
WO2022031185A1 (ru) Энергетическая установка
Shelton et al. An exploratory study of an oxyfuel combustion turbine cycle with vapor absorption refrigeration and water production
Botros et al. Thermodynamic and Economic Assessment of Two Semi-Closed CO2 Cycles for Emission Abatement and Power Augmentation at Compressor Stations

Legal Events

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

Effective date: 20170402