RU2807825C1 - Method for separating carbon dioxide from flue gases of tpps - Google Patents
Method for separating carbon dioxide from flue gases of tpps Download PDFInfo
- Publication number
- RU2807825C1 RU2807825C1 RU2023111464A RU2023111464A RU2807825C1 RU 2807825 C1 RU2807825 C1 RU 2807825C1 RU 2023111464 A RU2023111464 A RU 2023111464A RU 2023111464 A RU2023111464 A RU 2023111464A RU 2807825 C1 RU2807825 C1 RU 2807825C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- membrane module
- membrane
- carbon dioxide
- mpa
- pressure
- Prior art date
Links
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 57
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 29
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 title claims abstract description 28
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 title claims abstract description 27
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 27
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims abstract description 60
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 17
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 7
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract description 6
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 6
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- 241000183024 Populus tremula Species 0.000 description 3
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 239000012466 permeate Substances 0.000 description 3
- 239000002594 sorbent Substances 0.000 description 3
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 2
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 2
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 2
- 238000005201 scrubbing Methods 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241001507939 Cormus domestica Species 0.000 description 1
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к способам селективного извлечения диоксида углерода из газовой смеси с азотом методом мембранного газоразделения и может быть использовано в газовой и других отраслях химической промышленности, в электроэнергетической промышленности.The invention relates to methods for the selective extraction of carbon dioxide from a gas mixture with nitrogen using the membrane gas separation method and can be used in the gas and other branches of the chemical industry, and in the electric power industry.
Известна установка для получения углекислоты (авторское свидетельство СССР № 1162459 А, опубл. 23.06.1985), которая описывает устройство и способ для улавливания диоксида углерода из дымовых газов. Принцип работы основан на сорбционном методе, а точнее, на аминовой очистке. В способе дымовые газы орошаются раствором моноэтаноламина при температуре 33-35°С, который сорбирует преимущественно диоксид углерода, а затем раствор направляют в десорбер, где нагревают до 117-120°С, в результате чего образуется парогазовая смесь. После регенерации сорбент охлаждают до 33-35°С, а улетучивание сорбента компенсируют подпиткой свежим раствором по трубопроводу.A known installation for producing carbon dioxide (USSR author's certificate No. 1162459 A, publ. 06/23/1985), which describes a device and method for capturing carbon dioxide from flue gases. The operating principle is based on the sorption method, or more precisely, on amine purification. In the method, flue gases are irrigated with a monoethanolamine solution at a temperature of 33-35°C, which sorbs predominantly carbon dioxide, and then the solution is sent to a desorber, where it is heated to 117-120°C, resulting in the formation of a vapor-gas mixture. After regeneration, the sorbent is cooled to 33-35°C, and volatilization of the sorbent is compensated by feeding fresh solution through the pipeline.
Известна установка для получения диоксида углерода из дымовых газов (авторское свидетельство СССР № 982757 А1, опубл. 23.12.1982), которая описывает установку аминовой очистки дымовых газов. Удельный расход электроэнергии установки приводится равной 412,6 кВт⋅ч/т.There is a known installation for producing carbon dioxide from flue gases (USSR author's certificate No. 982757 A1, published on December 23, 1982), which describes an installation for amine purification of flue gases. The specific electricity consumption of the installation is given as 412.6 kWh/t.
Недостатками способов, основанных на методе аминовой очистки, является высокая энергоемкость процесса, которая объясняется необходимостью постоянного нагрева абсорбента, затем его охлаждением, энергозатратами на два насоса для переноса сорбента между абсорбером и десорбером, а также необходим насос для обеспечения подпитки свежим абсорбентом. The disadvantages of methods based on the amine purification method are the high energy intensity of the process, which is explained by the need for constant heating of the absorbent, then its cooling, energy consumption for two pumps to transfer the sorbent between the absorber and desorber, and also a pump is required to provide replenishment with fresh absorbent.
Наиболее близким к заявляемому изобретению является способ разделения газов с использованием мембран с очисткой от пермеата для удаления CO2 из выхлопных газов сгорания (патент США № 9856769 B2, опубл. 02.01.2018) (прототип). Способ представляет собой процесс, включающий разделение газов, на основе мембран для контроля выбросов диоксида углерода в процессах сгорания, в которых выбросы диоксида углерода таким образом контролируются. Способ включает направление первой части потока выхлопных газов на стадию улавливания диоксида углерода, при одновременном пропускании второй части потока выхлопных газов через питающую сторону мембраны, пропускание потока очищающего газа, обычно воздуха, через пермеатную сторону, затем пропускание пермеата/очищающего газа обратно в камеру сгорания.The closest to the claimed invention is a method for separating gases using membranes with permeate purification to remove CO 2 from combustion exhaust gases (US patent No. 9856769 B2, published 01/02/2018) (prototype). The method is a process involving gas separation based on membranes for controlling carbon dioxide emissions in combustion processes in which carbon dioxide emissions are thereby controlled. The method includes directing a first portion of the exhaust gas stream to a carbon dioxide capture step while simultaneously passing a second portion of the exhaust gas stream through the feed side of the membrane, passing a stream of scrubbing gas, typically air, through the permeate side, then passing the permeate/scrubbing gas back into the combustion chamber.
Недостатком известного способа является низкая концентрация диоксида углерода на выходе. При входящем потоке дымовых газов около 10 т/ч, концентрация CO2 в линии его извлечения около 67 об.%, а в линии сброса в атмосферу порядка 2 об.%.The disadvantage of this known method is the low concentration of carbon dioxide at the outlet. With an incoming flue gas flow of about 10 t/h, the concentration of CO 2 in the extraction line is about 67 vol.%, and in the discharge line to the atmosphere is about 2 vol.%.
Технической задачей заявляемого изобретения является повышение энергоэффективности выделения диоксида углерода из дымовых газов ТЭЦ в сравнении с методами сорбционной очистки и повышение концентрации выделенного диоксида углерода в сравнении с методами мембранного газоразделения. The technical objective of the claimed invention is to increase the energy efficiency of the release of carbon dioxide from the flue gases of thermal power plants in comparison with sorption purification methods and to increase the concentration of released carbon dioxide in comparison with membrane gas separation methods.
Техническая задача решается путем разработки способа выделения диоксида углерода из дымовых газов ТЭЦ. Принцип работы заявляемого способа основан на методе мембранного газоразделения и предполагает использование мембранного каскада типа «непрерывная мембранная колонна» с заявляемой конфигурацией. Принципиальная схема выделения диоксида углерода из дымовых газов ТЭЦ представлена на фиг.1. Способ заключается в том, что поток дымовых газов, состоящий из N2 и CO2 с концентрациями 83 и 17 мол.%, соответственно, подают по линии 1 со скоростью 976154 кмоль/ч под давлением 0,1 МПа в компрессор 2, откуда поступает в первый мембранный модуль 3, где разделяется на два потока, один из которых отводится из первого мембранного модуля 3 с концентрацией диоксида углерода 0,4 мол.% по линии 4, второй поток поступает в вакуум-компрессор 5, откуда поступает во второй мембранный модуль 6, где разделяется на два потока, один из которых отводится из второго мембранного модуля 6 с концентрацией диоксида углерода 97,7 мол.% и поступает на вакуумный насос 7, второй поток направляют в третий мембранный модуль 8, где он разделяется на два потока, один из которых смешивают с потоком дымовых газов перед вводом в первый мембранный модуль 3, а второй поток смешивают с потоком, вышедшим из первого мембранного модуля 3, перед вакуум-компрессором 5. Компрессором 2 поддерживают давление в надмембранном пространстве первого мембранного модуля 3 равное 0,15 МПа, вакуумным насосом 7 поддерживают давление в подмембранном пространстве второго мембранного модуля 6 равное 0,02 МПа, вакуум-компрессором 5 поддерживают давление 0,02 МПа в подмембранных пространствах первого мембранного модуля 3 и третьего мембранного модуля 8, а также поддерживают давление после себя, во втором мембранном модуле 6 равное 0,15 МПа.The technical problem is solved by developing a method for separating carbon dioxide from the flue gases of a thermal power plant. The operating principle of the proposed method is based on the membrane gas separation method and involves the use of a membrane cascade of the “continuous membrane column” type with the claimed configuration. A schematic diagram of the release of carbon dioxide from the flue gases of a thermal power plant is presented in Fig. 1. The method consists in the fact that a flue gas flow consisting of N 2 and CO 2 with concentrations of 83 and 17 mol.%, respectively, is supplied through line 1 at a speed of 976,154 kmol/h under a pressure of 0.1 MPa into compressor 2, from where into the first membrane module 3, where it is divided into two streams, one of which is removed from the first membrane module 3 with a carbon dioxide concentration of 0.4 mol.% via line 4, the second stream enters the vacuum compressor 5, from where it enters the second membrane module 6, where it is divided into two streams, one of which is removed from the second membrane module 6 with a carbon dioxide concentration of 97.7 mol.% and supplied to the vacuum pump 7, the second stream is sent to the third membrane module 8, where it is divided into two streams, one of which is mixed with the flue gas flow before entering the first membrane module 3, and the second flow is mixed with the flow exiting the first membrane module 3, before the vacuum compressor 5. The compressor 2 maintains the pressure in the above-membrane space of the first membrane module 3 equal to 0, 15 MPa, a vacuum pump 7 maintains the pressure in the submembrane space of the second membrane module 6 equal to 0.02 MPa, a vacuum compressor 5 maintains a pressure of 0.02 MPa in the submembrane spaces of the first membrane module 3 and the third membrane module 8, and also maintains the pressure after itself , in the second membrane module 6 equal to 0.15 MPa.
На фиг. 1 представлена принципиальная схема выделения диоксида углерода из дымовых газов ТЭЦ, состоящая из линии 1, компрессора 2, первого мембранного модуля 3, линии 4, вакуум-компрессора 5, второго мембранного модуля 6, вакуумного насоса 7, третьего мембранного модуля 8.In fig. Figure 1 shows a schematic diagram of the separation of carbon dioxide from the flue gases of a thermal power plant, consisting of line 1, compressor 2, first membrane module 3, line 4, vacuum compressor 5, second membrane module 6, vacuum pump 7, third membrane module 8.
Существенным признаком изобретения является взаимное расположение мембранных модулей, схема их соединения и организация потоков в ней. An essential feature of the invention is the relative position of the membrane modules, their connection diagram and the organization of flows in it.
Входные параметры выделения диоксида углерода из дымовых газов ТЭЦ представлены в таблице 1. Расчет выходных параметров выделения диоксида углерода из дымовых газов ТЭЦ проводят в среде моделирования технологических процессов Aspen Plus.The input parameters for the release of carbon dioxide from the flue gases of a thermal power plant are presented in Table 1. The calculation of the output parameters for the release of carbon dioxide from the flue gases of a thermal power plant is carried out in the Aspen Plus technological process modeling environment.
Интеграция пользовательского блока мембранного модуля, созданного в Aspen Custom Modeler в технологическую среду Aspen Plus, была осуществлена научным коллективом РХТУ им. Д.И. Менделеева. Математическая модель производит расчет технологического процесса, результатом которого являются составы газовых смесей в отбираемых линиях (линия 4 на выходе из первого мембранного модуля 3 и состав газовой смеси после второго мембранного модуля 6 перед вакуумным насосом 7), а также расчет энергоемкости процесса, результатом которого является количество электроэнергии, затраченной на достижение результата. Выходные параметры выделения диоксида углерода из дымовых газов ТЭЦ приведены в таблице 2. Давления в надмембранных и подмембранных полостях мембранных модулей поддерживают компрессором 1, вакуум-компрессором 5 и вакуумным насосом 7, сумму энергозатрат которых приводят как общие энергозатраты процесса.The integration of a custom membrane module block created in Aspen Custom Modeler into the Aspen Plus technological environment was carried out by the research team of the Russian Chemical Technical University. DI. Mendeleev. The mathematical model calculates the technological process, the result of which is the composition of gas mixtures in the selected lines (line 4 at the outlet of the first membrane module 3 and the composition of the gas mixture after the second membrane module 6 before the vacuum pump 7), as well as the calculation of the energy intensity of the process, the result of which is the amount of electricity spent to achieve the result. The output parameters for the release of carbon dioxide from the flue gases of a thermal power plant are given in Table 2. The pressure in the above-membrane and sub-membrane cavities of the membrane modules is maintained by compressor 1, vacuum compressor 5 and vacuum pump 7, the sum of energy costs of which is given as the total energy costs of the process.
Таким образом, в заявляемом методе удельная энергоемкость процесса выделения CO2 составляет 372 кВт⋅ч/т, что более чем на 10 % ниже, чем в методе аминовой очистки (412,6 кВт⋅ч/т), а концентрация выделяемого диоксида углерода равна 97,2 мол.%, что позволяет снизить энергозатраты на его дальнейшее сжижение.Thus, in the proposed method, the specific energy intensity of the CO 2 release process is 372 kWh/t, which is more than 10% lower than in the amine purification method (412.6 kWh/t), and the concentration of carbon dioxide released is 97.2 mol.%, which makes it possible to reduce energy costs for its further liquefaction.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2807825C1 true RU2807825C1 (en) | 2023-11-21 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20110167821A1 (en) * | 2008-05-12 | 2011-07-14 | Membrane Technology And Research, Inc | Combustion systems, power plants, and flue gas treatment systems incorporating sweep-based membrane separation units to remove carbon dioxide from combustion gases |
| RU2534075C1 (en) * | 2010-09-13 | 2014-11-27 | Мембране Текнолоджи Энд Ресерч, Инк | Method of separating carbon dioxide from spent gas using blowing and absorption based membrane separation steps |
| RU2561113C2 (en) * | 2010-09-13 | 2015-08-20 | Мембране Текнолоджи Энд Ресерч, Инк. | Method of gases separation using membranes with blowing of output surface to remove co2 from combustion products of gaseous fuel |
| US9856769B2 (en) * | 2010-09-13 | 2018-01-02 | Membrane Technology And Research, Inc. | Gas separation process using membranes with permeate sweep to remove CO2 from combustion exhaust |
| US11117092B2 (en) * | 2018-03-14 | 2021-09-14 | Gas Technology Institute | Energy efficient membrane-based process for CO2 capture |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20110167821A1 (en) * | 2008-05-12 | 2011-07-14 | Membrane Technology And Research, Inc | Combustion systems, power plants, and flue gas treatment systems incorporating sweep-based membrane separation units to remove carbon dioxide from combustion gases |
| RU2534075C1 (en) * | 2010-09-13 | 2014-11-27 | Мембране Текнолоджи Энд Ресерч, Инк | Method of separating carbon dioxide from spent gas using blowing and absorption based membrane separation steps |
| RU2561113C2 (en) * | 2010-09-13 | 2015-08-20 | Мембране Текнолоджи Энд Ресерч, Инк. | Method of gases separation using membranes with blowing of output surface to remove co2 from combustion products of gaseous fuel |
| US9856769B2 (en) * | 2010-09-13 | 2018-01-02 | Membrane Technology And Research, Inc. | Gas separation process using membranes with permeate sweep to remove CO2 from combustion exhaust |
| US11117092B2 (en) * | 2018-03-14 | 2021-09-14 | Gas Technology Institute | Energy efficient membrane-based process for CO2 capture |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| АТЛАСКИН А.А., Разделение газовых смесей в мембранном каскаде типа "Непрерывная мембранная колонна", Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, Москва, 2020, сс. 101-104. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8007570B2 (en) | Systems, methods, and apparatus for capturing CO2 using a solvent | |
| CN101201171B (en) | Method and system for reducing CO2 emissions in a combustion stream | |
| RU2010120716A (en) | MULTI-STAGE CO2 REMOVAL SYSTEM AND SMOKE GAS FLOW TREATMENT METHOD | |
| RU2013114714A (en) | METHOD FOR SEPARATION OF CARBON DIOXIDE FROM EXHAUST GAS USING MEMBRANE SEPARATION STAGES ON THE BASIS OF PURGE AND ABSORPTION | |
| CN102133499A (en) | System and method for trapping acid gas in smoke | |
| CN106474904B (en) | A kind of CO of hydrate joint chemical absorption method2Gas fractionation unit and method | |
| WO2012102124A1 (en) | Method for recovering carbon dioxide and recovery device | |
| CN207562639U (en) | Carbon dioxide in flue gas traps retracting device | |
| RU2807825C1 (en) | Method for separating carbon dioxide from flue gases of tpps | |
| Song et al. | Intensification of CO2 separation performance via cryogenic and membrane hybrid process—Comparison of polyimide and polysulfone hollow fiber membrane | |
| RU2004139017A (en) | MEMBRANE SEPARATION METHOD FOR ENRICHING, AT LEAST, ONE GAS COMPONENT IN A GAS FLOW | |
| CN106914104B (en) | Absorption-regenerator suitable for continuously capturing carbon dioxide in flue gas | |
| RU2619313C2 (en) | Method for separating gases using membranes based on purge joined with power generation at gas power stations and extracting co2 | |
| RU2296793C2 (en) | Unit for preparation of hydrocarbon gas for transportation | |
| CN207628185U (en) | The joint of carbon dioxide in flue gas and nitrogen traps retracting device | |
| RU2011127527A (en) | METHOD FOR PRODUCING XENON CONCENTRATE FROM XENON-CONTAINING OXYGEN AND INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION | |
| CN106310847A (en) | Oxygen-enriched combustion boiler flue gas purification and resource recycling system and process | |
| KR101830752B1 (en) | Method and apparatus for improving the recovery rate of carbon dioxide in the combustion gas | |
| WO2018103461A1 (en) | Method and device for separating and recovering o2 and o3 | |
| Jaschik et al. | The separation of carbon dioxide from CO2/N2/O2 mixtures using polyimide and polysulphone membranes | |
| KR101861646B1 (en) | Separation membrane system for recovering the carbon dioxide in the combustion gas | |
| US8668892B2 (en) | Method and system for NOx removal from a flue gas | |
| EP2540377A1 (en) | A method of cleaning a carbon dioxide rich flue gas | |
| CN220443506U (en) | Coupling type carbon dioxide trapping system | |
| CN217367764U (en) | System for preparing cold and hot air by using vortex tube to realize direct air carbon capture |