RU2575519C2

RU2575519C2 - Heat integration at co2 capture

Info

Publication number: RU2575519C2
Application number: RU2013124398/02A
Authority: RU
Inventors: Тор КРИСТЕНСЕН; Херманн ДЕ МЕЙЕР
Original assignee: СО2 КапСол АС
Priority date: 2010-10-28
Filing date: 2011-10-17
Publication date: 2016-02-20

Abstract

FIELD: power industry.

SUBSTANCE: invention relates to the power generation methods. The method of power generation by burning of carbon containing fuels and capture of CO₂ where the recirculated cooling water from the direct contact cooler in the recirculation pipe (16) is cooled in the heat exchanger (17) which is located in the recirculation pipe (16). Into the pipe (16) the cooling water is supplied and is taken away respectively through the water recirculation pipes (70, 70') connected to the heat exchanger (17). The water which is taken away from the heat exchanger (17) through the recirculation line (70') is throttled through the throttling valve (73) and the expansion tank (74). From the expansion tank (74) water is taken away through the line (78) for recirculation of water as washing water into the direct contact cooler of the stripping column (66). Steam in the stripping tank is injected as additional stripping evaporation steam into the stripping column through the line (77) for steam connected to the expansion tank (74).

EFFECT: providing the maximum heat removal.

2 cl, 5 dwg, 2 tbl

Description

Область техники, к которой относится изобретениеFIELD OF THE INVENTION

Настоящее изобретение относится к области захвата CO₂ из газов, содержащих CO₂, таких как отходящие газы, получаемые при сгорании углеродосодержащих топлив. Более конкретно, изобретение относится к улучшению захвата CO₂ для уменьшения потребности в энергии установки для захвата CO₂.The present invention relates to the field of capture of CO ₂ from gases containing CO ₂ , such as exhaust gases from the combustion of carbonaceous fuels. More specifically, the invention relates to improving the capture of CO ₂ to reduce the energy requirements of the installation for capturing CO ₂ .

Уровень техникиState of the art

Выброс CO₂ в результате сгорания углеродосодержащих топлив, в частности ископаемых топлив, представляет собой серьезную проблему, из-за парникового эффекта CO₂ в атмосфере. Один из подходов для снижения эмиссии CO₂ в атмосферу представляет собой захват CO₂ из отходящих газов, получаемых при сгорании углеродосодержащих топлив, и безопасное хранение захваченного CO₂. В последнее десятилетие или т.п. было предложено множество решений для захвата CO₂.The emission of CO ₂ from the combustion of carbon-containing fuels, in particular fossil fuels, is a serious problem due to the greenhouse effect of CO ₂ in the atmosphere. One approach to reducing CO ₂ emissions into the atmosphere is the capture of CO ₂ from the exhaust gases from the combustion of carbon-containing fuels and the safe storage of trapped CO ₂ . In the last decade or the like Many solutions have been proposed for capturing CO ₂ .

Технологии, предложенные для захвата CO₂, могут быть разделены по категориям на три основные группы:The technologies proposed for CO ₂ capture can be categorized into three main groups:

1. Поглощение CO₂, когда CO₂ реверсивно поглощается из отходящего газа так, что получается обедненный CO₂отходящий газ, и абсорбент регенерируют для получения CO₂, который дополнительно обрабатывают и подают на хранение.1. CO ₂ absorption, when CO _{2 is} reversibly absorbed from the exhaust gas so that a CO ₂ depleted exhaust gas is obtained, and the absorbent is regenerated to produce CO ₂ , which is further processed and stored.

2. Преобразование топлива, когда углеводородные топлива преобразуют (реформируют) в водород и CO₂. CO₂ отделяют от водорода и подают на безопасное хранение, в то время как водород используют как топливо.2. Conversion of fuel when hydrocarbon fuels convert (reform) into hydrogen and CO ₂ . CO _{2 is} separated from hydrogen and stored for safe storage, while hydrogen is used as fuel.

3. Окситопливо, когда углеродосодержащее топливо сжигают в присутствии кислорода, который был отделен от воздуха. Замена воздуха кислородом позволяет получить отходящий газ, в основном содержащий CO₂ и пар, которые могут быть разделены в результате охлаждения и испарения.3. Oxyfuel, when carbon-containing fuel is burned in the presence of oxygen that has been separated from the air. Replacing air with oxygen makes it possible to produce off-gas, mainly containing CO ₂ and steam, which can be separated by cooling and evaporation.

В публикации WO 2004/001301 (SARGAS AS) 31.12.2003 описана установка, в которой углеродосодержащее топливо сжигают при повышенном давлении, выхлопные газы охлаждают внутри камеры сгорания путем генерирования пара в трубах для пара в камере сгорания, CO₂ отделяют от отходящего газа путем поглощения/десорбции для получения обедненного отходящего газа и CO₂ для хранения, и обедненный отходящий газ после этого расширяют в газовой турбине.Publication WO 2004/001301 (SARGAS AS) 12/31/2003 describes an installation in which carbon-containing fuel is burned at elevated pressure, the exhaust gases are cooled inside the combustion chamber by generating steam in the steam pipes in the combustion chamber, CO _{2 is} separated from the exhaust gas by absorption / desorption to obtain lean exhaust gas and CO ₂ for storage, and lean exhaust gas is then expanded in a gas turbine.

В публикации WO 2006/107209 (SARGAS AS) 10.12.2000 описана установка для сжигания угля с непосредственным горением под давлением в псевдоожиженном слое, в которой улучшены впрыск топлива и предварительная обработка отходящих газов.Publication WO 2006/107209 (SARGAS AS) 12/10/2000 describes a direct pressure combusted coal burning apparatus in which fuel injection and off-gas pretreatment are improved.

Сжигание углеродсодержащего топлива при повышенном давлении и охлаждение находящихся под давлением сгораемых газов из камеры сгорания уменьшает объем топочного газа относительно аналогичного количества топочного газа при атмосферном давлении. Кроме того, повышенное давление и охлаждение процесса сгорания позволяет получить, по существу, стехиометрическое сгорание. По существу, стехиометрическое сгорание дает остаточное содержание кислорода <5% об., такое как <4% об. или <3% об., уменьшает расход массы воздуха, требуемого для получения заданного количества энергии. Повышенное давление в комбинации с уменьшенным массовым потоком воздуха приводит к существенному снижению общего объема отходящих газов, для которых требуется обработка.Burning carbon-containing fuel at elevated pressure and cooling pressurized combustible gases from the combustion chamber reduces the volume of flue gas relative to a similar amount of flue gas at atmospheric pressure. In addition, increased pressure and cooling of the combustion process allows to obtain essentially stoichiometric combustion. Essentially, stoichiometric combustion gives a residual oxygen content of <5% vol., Such as <4% vol. or <3% vol., reduces the mass flow of air required to obtain a given amount of energy. Increased pressure in combination with a reduced mass air flow leads to a significant reduction in the total volume of exhaust gases for which treatment is required.

Кроме того, это приводит к существенному повышению концентрации и парциального давления CO₂ в топочном газе, что существенно упрощает устройство и уменьшает энергию, требуемую для захвата CO₂.In addition, this leads to a significant increase in the concentration and partial pressure of CO ₂ in the flue gas, which greatly simplifies the device and reduces the energy required to capture CO ₂ .

Публикация WO 2010/020604 относится к установке и способу удаления или существенного уменьшения количества NOx и SOx в отходящем газе судового дизельного двигателя. Кроме того, добавление модуля для удаления CO₂ в такой установке представлено на фиг.6 и в соответствующем описании. Для удаления загрязнений, таких как утечка аммиака из модуля SCR (ИКВ, избирательного каталитического восстановления), используются газоочистители. Кроме того, предусмотрены охладители для охлаждения промывочного раствора в газоочистителях.Publication WO 2010/020604 relates to an apparatus and method for removing or substantially reducing the amount of NOx and SOx in the off-gas of a marine diesel engine. In addition, the addition of a CO ₂ removal module in such an installation is shown in FIG. 6 and the corresponding description. Scrubbers are used to remove contaminants such as ammonia leakage from the SCR module (ICR, selective catalytic reduction). In addition, chillers are provided for cooling the wash solution in scrubbers.

В данной заявке, однако, не выполняются меры по экономии энергии путем передачи тепла между охладителями и другими процессами установки.However, this application does not take measures to save energy by transferring heat between coolers and other plant processes.

Публикация WO 2000/035340 относится к модулю захвата CO₂ для электростанции, где пар для уменьшения нагрузки в ребойлере генерируют путем выпаривания обедненного поглотителя, извлеченного из нижней части отгоночной колонны. Генерируемый пар может быть дополнительно сжат, и к нему может быть добавлена дополнительная вода, как конденсат из расширительного бака на пути отделения пара от CO₂ после отгоночной колонны. При этом, однако, отсутствует какое-либо упоминание или обозначение использования промывочной воды из охладителя прямого контакта в верхней части отгоночной колонны для генерирования пара, или дополнительный нагрев упомянутой промывочной воды в теплообменнике для охладителя непосредственного контакта для поступающего отходящего газа, для улучшения эффективности энергии при захвате CO₂.Publication WO 2000/035340 relates to a CO ₂ capture module for a power plant, where steam is generated to reduce the load in the reboiler by evaporating a lean absorber extracted from the bottom of the stripper. The generated steam can be further compressed, and additional water can be added to it, as condensate from the expansion tank on the way to separate the steam from CO ₂ after the stripping column. However, however, there is no mention or designation of the use of washing water from the direct contact cooler in the upper part of the stripping column for generating steam, or additional heating of said washing water in the heat exchanger for the direct contact cooler for the incoming exhaust gas, to improve energy efficiency at capture of CO ₂ .

Все способы и процессы по захвату CO₂ являются потребляющими энергию. Существенные усилия поэтому были направлены на выработку способов и процессов, приводящих к меньшему потреблению энергии, для уменьшения потери энергии, часто в форме пара при относительно низкой температуре и давлении, и охлаждающей воды. Много подходов было предложено для интегрирования тепла из нескольких этапов процесса, для обеспечения передачи тепла, произведенного на одном этапе, в процесс, в котором требуется тепло. Цель таких подходов состоит в том, чтобы получить более эффективные способы и процессы для электростанции для производства электроэнергии из углеродосодержащих топлив при одновременном захвате CO₂.All CO ₂ capture methods and processes are energy consuming. Substantial efforts have therefore been directed towards the development of methods and processes leading to lower energy consumption, in order to reduce energy loss, often in the form of steam at relatively low temperature and pressure, and cooling water. Many approaches have been proposed for integrating heat from several stages of the process, to ensure the transfer of heat produced in one stage into the process in which heat is required. The goal of such approaches is to obtain more efficient methods and processes for a power plant to produce electricity from carbon-containing fuels while capturing CO ₂ .

Однако все еще остается огромная потребность в решениях, улучшающих энергетическую эффективность электростанций, включая захват CO₂. Цель настоящего изобретения состоит в том, чтобы обеспечить новые и улучшенные решения по интегрированию тепла для повышения энергетической эффективности, то есть обеспечения максимального вывода полезной энергии в виде тепла и/или электричества для заданного количества химической энергии, представленной, как углеродосодержащее топливо.However, there remains a huge need for solutions that improve the energy efficiency of power plants, including CO ₂ capture. The purpose of the present invention is to provide new and improved solutions for the integration of heat to increase energy efficiency, that is, to ensure the maximum output of useful energy in the form of heat and / or electricity for a given amount of chemical energy, presented as carbon-containing fuel.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

В соответствии с настоящим изобретением предложен способ выработки электроэнергии путем сжигания углеродосодержащих топлив и захвата CO₂, в котором углеродосодержащее топливо сжигают в камере сгорания под давлением в присутствии газа, содержащего кислород, газообразные продукты сгорания охлаждают в камере сгорания путем генерирования пара внутри тепловых труб, предусмотренных в камере сгорания, отходящий газ отводят из камеры сгорания через трубу отходящего газа, через теплообменник (теплообменники) и модули обработки отходящего газа, и охладитель прямого контакта, соединенный с трубой рециркуляции воды для рециркуляции воды, собираемой в нижней части охладителя прямого контакта и повторного ввода воды в верхней части охладителя, причем в этом охладителе частично охлажденный отходящий газ дополнительно охлаждают и увлажняют в противотоке воды, отходящий газ выводят из охладителя прямого контакта через трубу очищенного отходящего газа и подают в поглотитель CO₂ и в этот поглотитель подают обедненный абсорбент выше верхней зоны контакта поглотителя для обеспечения потока отходящего газа в противотоке к жидкому абсорбенту CO₂, для получения обогащенного абсорбента, который собирают в нижней части поглотителя CO₂ и который выводят из него по трубе обогащенного абсорбента, и отходящий газ, обедненный CO₂, выводят из верхней части поглотителя через трубу обедненного отходящего газа, соединенную с поглотителем, обедненный отходящий газ промывают на участке промывки, нагревают в теплообменнике и расширяют в турбине для генерирования электроэнергии перед его выпуском в атмосферу, при этом труба обогащенного абсорбента соединена так, что она подает обогащенный абсорбент в отгоночную колонну для регенерирования абсорбента и получения обедненного абсорбента, который выводят через линию рециркуляции обедненного абсорбента, по которой обедненный абсорбент перекачивают обратно в поглотитель, и поток CO₂ дополнительно обрабатывают для получения чистого CO₂, при этом поток CO₂ охлаждают, используя охлаждающую текучую среду, протекающую через охладитель прямого контакта, который предусмотрен в верхней части отгоночной колонны, и воду собирают на пластине коллектора, предусмотренной в нижней части охладителя прямого контакта, и линия рециркуляции воды выполнена с возможностью отвода собранной воды, рециркулируемую охлаждающую воду из охладителя прямого контакта в трубе рециркуляции охлаждают в теплообменнике, который предусмотрен в трубе рециркуляции, куда охлаждающую воду подают и отводят соответственно через трубы рециркуляции воды, соединенные с теплообменником, и воду, отводимую из теплообменника через линию рециркуляции, дросселируют через клапан дросселирования и расширительный бак, воду из расширительного бака отводят через линию для рециркуляции воды в качестве промывочной воды в охладитель прямого контакта отгоночной колонны, и пар в отгоночном баке вводят как дополнительный отгоночный пар испарения в отгоночную колонну через линию для пара, соединенную с расширительным баком.In accordance with the present invention, there is provided a method for generating electricity by burning carbon-containing fuels and capturing CO ₂ , in which carbon-containing fuel is burned in a combustion chamber under pressure in the presence of an oxygen-containing gas, the combustion gas is cooled in the combustion chamber by generating steam inside the heat pipes provided in the combustion chamber, the exhaust gas is removed from the combustion chamber through the exhaust gas pipe, through a heat exchanger (heat exchangers) and exhaust gas treatment modules behind, and a direct contact cooler connected to a water recirculation pipe for recirculating water collected at the bottom of the direct contact cooler and re-entering water at the top of the cooler, and in this cooler the partially cooled exhaust gas is additionally cooled and moistened in countercurrent water, the exhaust gas output from the direct contact cooler purified through the exhaust gas pipe and fed to the absorber and CO ₂ is fed into the absorber depleted absorbent above the top of the absorber to provide a contacting zone I exhaust gas flow in countercurrent to the liquid absorbent CO ₂ , to obtain an enriched absorbent that is collected in the lower part of the CO ₂ absorber and which is removed from it through the pipe of the enriched absorbent, and the exhaust gas depleted in CO ₂ is removed from the upper part of the absorber through a pipe depleted exhaust gas connected to the absorber, depleted exhaust gas is washed in the washing section, heated in a heat exchanger and expanded in a turbine to generate electricity before it is released into the atmosphere, while the pipe is enriched of the absorbent is connected so that it delivers the enriched absorbent to the stripping column to regenerate the absorbent and obtain a depleted absorbent, which is discharged through the lean absorbent recirculation line through which the depleted absorbent is pumped back to the absorber, and the CO ₂ stream is further processed to obtain pure CO ₂ , wherein the CO ₂ stream is cooled using a cooling fluid flowing through a direct contact cooler provided at the top of the stripping column, and water is collected is disposed on the collector plate provided at the bottom of the direct contact cooler and the water recirculation line is adapted to drain the collected water, the recirculated cooling water from the direct contact cooler in the recirculation pipe is cooled in a heat exchanger that is provided in the recirculation pipe where the cooling water is supplied and discharged respectively, through the water recirculation pipes connected to the heat exchanger and the water discharged from the heat exchanger through the recirculation line is throttled through the throttling valve and an expansion tank, water from the expansion tank is discharged through the water recirculation line as washing water to the direct contact cooler of the stripping column, and steam in the stripping tank is introduced as additional stripping vapor into the stripping column through a steam line connected to the expansion tank.

Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings

На фиг.1 показан принципиальный чертеж первого варианта осуществления в соответствии с изобретением,Figure 1 shows a schematic drawing of a first embodiment in accordance with the invention,

на фиг.2 показан принципиальный чертеж второго варианта осуществления в соответствии с изобретением,figure 2 shows a schematic drawing of a second embodiment in accordance with the invention,

на фиг.3 показана схема, иллюстрирующая изменение энтальпии в зависимости от температуры для CO₂/H₂O во время охлаждения,figure 3 shows a diagram illustrating the change in enthalpy with temperature for CO ₂ / H ₂ O during cooling,

на фиг.4 показана схема, иллюстрирующая изменение энтальпии в зависимости от температуры для топочного газа, для сравнения атмосферной электростанции с электростанцией, работающей под давлением, и4 is a diagram illustrating a change in enthalpy versus temperature for flue gas, for comparing an atmospheric power plant with a pressure power plant, and

на фиг.5 показана схема, иллюстрирующая зависимость температуры от давления пара для H₂O над обедненным абсорбентом.5 is a diagram illustrating the dependence of temperature on vapor pressure for H ₂ O over a depleted absorbent.

Подробное описание изобретенияDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

На фиг.1 показана иллюстрация установки в соответствии с настоящим изобретением. Топливо, которое содержит углерод, которое здесь также называется углеродсодержащим топливом, подают через трубу 1 для топлива в камеру 2 сгорания под давлением при давлении от 5 до 50 бар манометрического давления, которое ниже сокращенно обозначается, как barg (бар манометрического давления). Давление в камере сгорания предпочтительно составляет больше 10 бар манометрического давления, например приблизительно 15 бар манометрического давления.Figure 1 shows an illustration of a plant in accordance with the present invention. Fuel that contains carbon, which is also called carbon-containing fuel, is fed through the fuel pipe 1 to the combustion chamber 2 under pressure at a pressure of 5 to 50 bar gauge, which is hereinafter abbreviated as barg (gauge bar). The pressure in the combustion chamber is preferably greater than 10 bar gauge pressure, for example approximately 15 bar gauge pressure.

Топливо может представлять собой природный газ, нефть, уголь, биотопливо или любое другое топливо, богатое углеродом, и способ подачи и сжигания топлива зависят от типа топлива, как хорошо известно для специалистов в данной области техники.The fuel may be natural gas, oil, coal, biofuels, or any other carbon-rich fuel, and the method for supplying and burning the fuel depends on the type of fuel, as is well known to those skilled in the art.

Воздух или газ, содержащий кислород, подают через воздухозаборник 3 в компрессор 4. Компрессор 4 приводится в движение от двигателя 5 или газовой турбины 6 через общий вал 25, как будет дополнительно описано ниже. Для специалиста в данной области техники будет понятно, что компрессор 4 может быть представлен, как один или больше компрессоров или каскадов компрессора, соединенных последовательно в случае необходимости с промежуточными охладителями между отдельными компрессорами или каскадами компрессора. Параллельные компрессоры могут использоваться для очень больших систем.Air or gas containing oxygen is supplied through the air intake 3 to the compressor 4. The compressor 4 is driven from the engine 5 or the gas turbine 6 through a common shaft 25, as will be further described below. One skilled in the art will understand that compressor 4 can be represented as one or more compressors or compressor stages connected in series, if necessary, with intercoolers between individual compressors or compressor stages. Parallel compressors can be used for very large systems.

Воздух или газ, содержащий кислород, из компрессора 4 поступает через трубу 7 сжатого воздуха в камеру 2 сгорания, как источник кислорода для сгорания в камере сгорания. Воздухом и топливом, подаваемыми в камеру сгорания, управляют для получения остаточного содержания кислорода в отходящем газе ниже чем 6% об., например ниже чем 4% об. или ниже чем 3% об. Низкое содержание остаточного кислорода приводит к получению топочного газа с высоким содержанием CO₂. В соответствии с этим содержание CO₂ в отходящем газе составляет от приблизительно 8% до приблизительно 18% об., в случае, когда используется воздух, и при этом получают такие значения для остаточного кислорода, как обозначено выше.Air or gas containing oxygen from the compressor 4 enters through the pipe 7 of compressed air into the combustion chamber 2, as an oxygen source for combustion in the combustion chamber. The air and fuel supplied to the combustion chamber is controlled to obtain a residual oxygen content in the exhaust gas of lower than 6% vol., For example lower than 4% vol. or lower than 3% vol. A low residual oxygen content results in a flue gas with a high CO ₂ content. Accordingly, the content of CO ₂ in the exhaust gas is from about 8% to about 18% vol., In the case when air is used, and at the same time get the values for the residual oxygen, as indicated above.

Тепловые трубы 8, 8' расположены внутри камеры сгорания для охлаждения газов сгорания и генерируют пар и перегретый пар внутри тепловых труб 8, 8' соответственно. Газы сгорания охлаждаются тепловыми трубами 8, 8' таким образом, что выходная температура отходящего газа составляет от 300 до 900 градусов C.Heat pipes 8, 8 'are located inside the combustion chamber to cool the combustion gases and generate steam and superheated steam inside the heat pipes 8, 8', respectively. Combustion gases are cooled by heat pipes 8, 8 'so that the outlet temperature of the exhaust gas is from 300 to 900 degrees C.

В зависимости от предназначенного для использования топлива внутренняя компоновка камеры сгорания может быть разной. При использовании угля в качестве топлива воздух подают для получения псевдоожиженного слоя топлива для сгорания, и тепловые трубы 8, 8' располагают в этом псевдоожиженном слое. При использовании нефти или газа в качестве топлива два или больше каскада нефтяных горелок или газовых горелок соответственно располагают в камере сгорания, и тепловые трубы 8, 8' размещают между каскадами для охлаждения газов сгорания между каждым каскадом. Для специалиста в данной области техники также будет понятно, что возможно использовать комбинацию упомянутых топлив или других топлив, богатых углеродом.Depending on the fuel intended for use, the internal layout of the combustion chamber may be different. When coal is used as fuel, air is supplied to produce a fluidized bed of fuel for combustion, and heat pipes 8, 8 'are arranged in this fluidized bed. When using oil or gas as fuel, two or more cascades of oil burners or gas burners are respectively located in the combustion chamber, and heat pipes 8, 8 'are placed between the cascades for cooling the combustion gases between each cascade. It will also be clear to a person skilled in the art that it is possible to use a combination of these fuels or other carbon-rich fuels.

В упомянутых выше WO 2004001301 и WO 2006107209 описаны примеры конфигураций для различных топлив.The aforementioned WO 2004001301 and WO 2006107209 describe examples of configurations for various fuels.

Отходящий газ отводят из камеры сгорания через трубу 9 отходящего газа и охлаждают в теплообменнике 10 до температуры от 250 до 450 градусов C.The exhaust gas is removed from the combustion chamber through the exhaust gas pipe 9 and cooled in a heat exchanger 10 to a temperature of from 250 to 450 degrees C.

Один или больше модулей для предварительной обработки отходящего газа расположены после теплообменника 10. Предпочтительно модуль 11 фильтра расположен непосредственно после теплообменника 10 для удаления частиц из газов сгорания. Модуль фильтра может быть исключен для отходящего газа, имеющего низкое содержание частиц, такого как отходящий газ, получаемый при сгорании нефти или газа, в качестве топлива. Модуль фильтра, однако, обязательно должен быть установлен при использовании угля, поскольку уголь приводит к формированию повышенного содержания частиц, которые могут оказать отрицательное влияние на каскады, расположенные после модуля обработки газа.One or more modules for pre-treatment of the exhaust gas are located after the heat exchanger 10. Preferably, the filter module 11 is located immediately after the heat exchanger 10 to remove particles from the combustion gases. A filter module may be omitted for flue gas having a low particle content, such as flue gas produced by the combustion of oil or gas, as fuel. The filter module, however, must be installed when using coal, since coal leads to the formation of an increased content of particles, which can have a negative effect on the cascades located after the gas processing module.

При сгорании углеродсодержащего топлива в присутствии воздуха образуется NOx. Помимо его влияния на окружающую среду NOx также может оказывать отрицательное влияние на захват CO₂. Поэтому модуль 12 избирательного каталитического восстановления (SCR) расположен после теплообменника 10 и устанавливаемого при необходимости модуля 11 фильтра. Мочевину или NH₃ подают в модуль SCR, где происходит ее реакция с NOx на катализаторе для удаления NOx в соответствии с хорошо известной технологией. Температура в модуле SCR предпочтительно составляет от 250 до 450 градусов C. Предпочтительная рабочая температура для модуля SCR должна быть выше приблизительно 350 градусов C.The combustion of carbon-containing fuel in the presence of air produces NOx. In addition to its environmental impact, NOx can also have a negative effect on CO ₂ uptake. Therefore, the selective catalytic reduction (SCR) module 12 is located after the heat exchanger 10 and, if necessary, the filter module 11. Urea or NH _{3 is} fed to the SCR module, where it reacts with NOx on a catalyst to remove NOx in accordance with well-known technology. The temperature in the SCR module is preferably between 250 and 450 degrees C. The preferred operating temperature for the SCR module should be above about 350 degrees C.

После модуля SCR расположены один или больше теплообменников и модулей очистителей газа. Первый теплообменник 13 представляет собой модуль охлаждения топочного газа, предназначенный для охлаждения топочных газов до температуры ниже 250 градусов C. Второй представленный модуль 14 может представлять собой газоочиститель с параллельным потоком. В зависимости от состава газа и рабочих условий газоочиститель также может способствовать охлаждению газа.Following the SCR module are one or more heat exchangers and gas purifier modules. The first heat exchanger 13 is a flue gas cooling module designed to cool the flue gases to a temperature below 250 degrees C. The second presented module 14 may be a parallel flow scrubber. Depending on the composition of the gas and the operating conditions, the scrubber can also help cool the gas.

После модулей 13, 14 охлаждения установлены газоочиститель с параллельным потоком или охладитель 15 прямого контакта. Охлаждающую воду подают через трубу 16 рециркуляции в охладитель 15 выше зоны 15' контакта в противопотоке с отходящим газом, который подают в охладитель 15 ниже зоны контакта. Воду собирают в нижней части охладителя 15, охлаждают в теплообменнике 17 и возвращают в процесс через трубу 16 рециркуляции.After the cooling modules 13, 14, a parallel flow scrubber or direct contact cooler 15 is installed. Cooling water is supplied through the recirculation pipe 16 to the cooler 15 above the contact zone 15 'in countercurrent with the exhaust gas, which is supplied to the cooler 15 below the contact zone. Water is collected at the bottom of the cooler 15, cooled in the heat exchanger 17 and returned to the process through the recirculation pipe 16.

Модули 11, 12, 13, 14 и 15 могут совместно называться модулями предварительной обработки, поскольку их цель состоит в том, чтобы подготовить отходящий газ для захватаCO₂.Modules 11, 12, 13, 14, and 15 may be collectively referred to as pre-treatment modules, since their goal is to prepare the off-gas for captureCO₂.

Охлажденный отходящий газ отбирают из охладителя 15 через линию 18 очищенного отходящего газа и подают в нижнюю часть поглотительной колонны 19, где отходящий газ подают в противоток с абсорбентом в одной или более зон 19', 19'', 19''' контакта внутри поглотителя. Абсорбент, текучая среда, которая захватывает CO₂ и может впоследствии быть регенерирована при приложении низкого парциального давления CO₂ в газовой фазе относительно парциального давления CO₂ непосредственно над поверхностью текучей среды, подают в поглотитель над верхней контактной зоной через линию 35 обедненного абсорбента.The cooled exhaust gas is taken from the cooler 15 through the purified exhaust gas line 18 and fed to the lower part of the absorption column 19, where the exhaust gas is supplied countercurrent to the absorbent in one or more contact zones 19 ', 19'',19''inside the absorber. The absorbent, a fluid that traps CO ₂ and can subsequently be regenerated by applying a low partial pressure of CO ₂ in the gas phase relative to the partial pressure of CO ₂ directly above the surface of the fluid, is supplied to the absorber above the upper contact zone through the lean absorbent line 35.

CO₂ в отходящем газе поглощается абсорбентом внутри поглотителя для получения насыщенного CO₂ или обогащенного абсорбента, который отбирают из нижней части поглотителя через линию 30 обогащенного абсорбента. Обедненный отходящий газ, из которого было удалено больше, чем 80%, более предпочтительно, больше чем 95% CO₂ в отходящем газе, поданном в поглотитель, отбирают через линию 20 обедненного отходящего газа.The CO ₂ in the exhaust gas is absorbed by the absorbent inside the absorber to produce saturated CO ₂ or enriched absorbent, which is taken from the bottom of the absorber through the enriched absorbent line 30. The lean exhaust gas from which more than 80%, more preferably more than 95% CO ₂ in the exhaust gas fed to the absorber has been removed, is taken off through the lean exhaust gas line 20.

Давление в поглотителе несколько ниже, чем давление в камере сгорания, например, на 0,5-1 бар ниже, чем давление в камере сгорания, что соответствует давлению в поглотителе от 4,0 до 49,5 бар манометрического давления.The pressure in the absorber is slightly lower than the pressure in the combustion chamber, for example, 0.5-1 bar lower than the pressure in the combustion chamber, which corresponds to a pressure in the absorber from 4.0 to 49.5 bar gauge pressure.

Комбинация высокого давления и высокого содержанияCO₂ в отходящем газе, подаваемом в поглотитель, позволяет уменьшить объем поглотителя и объем циркулирующего абсорбента одновременно с достижением высокой эффективности захвата CO₂.Combination of high pressure and high contentCO₂ in the exhaust gas supplied to the absorber, allows to reduce the volume of the absorber and the volume of the circulating absorbent simultaneously with the achievement of high efficiency capture CO₂.

В поглотителе предпочтительно используется абсорбент на основе горячего водного раствора углекислого калия. Предпочтительно абсорбент содержит от 15 до 35% масс. K₂CO₃, растворенного в воде.The absorber preferably uses an absorbent based on a hot aqueous solution of potassium carbonate. Preferably the absorbent contains from 15 to 35% of the mass. K ₂ CO ₃ dissolved in water.

В системах горячего карбоната калия CO₂ поглощается в соответствии со следующим общим уравнением:In hot potassium carbonate systems, CO _{2 is} absorbed in accordance with the following general equation:

(1) K₂CO₃ + CO₂ + H₂O <--> 2KHCO₃-ΔH_rl = -32,29 кДж/моль CO₂ (1) K ₂ CO ₃ + CO ₂ + H ₂ O <--> 2KHCO ₃ -ΔH _rl = -32.29 kJ / mol CO ₂

Обедненный отходящий газ отводят в верхней части поглотителя 19 через линию обедненного отходящего газа и подают на участок 21 промывки, где обедненный отходящий газ подают в противотоке с промывочной водой на участке 21' контакта. Промывочную воду собирают в нижней части промывочного участка через линию 22 рециркуляции промывочной воды и повторно вводят в промывочный участок над участком 21' контакта.The lean exhaust gas is led off at the top of the absorber 19 through the lean exhaust gas line and is supplied to the flushing section 21, where the lean exhaust gas is supplied in countercurrent with the flushing water at the contact portion 21 ′. Wash water is collected at the bottom of the wash section through the wash water recirculation line 22 and reintroduced into the wash section above the contact section 21 '.

Промытый обедненный отходящий газ отбирают из верхней части промывочного участка через трубу 23 обработанного газа.The washed lean exhaust gas is taken from the top of the wash section through the treated gas pipe 23.

Газ в трубе 23 обработанного отходящего газа подают в теплообменник 10, где обработанный отходящий газ нагревают, используя горячий необработанный отходящий газ, выходящий из камеры 2 сгорания.The gas in the processed exhaust gas pipe 23 is supplied to a heat exchanger 10, where the treated exhaust gas is heated using hot untreated exhaust gas leaving the combustion chamber 2.

Нагретый таким образом обработанный отходящий газ затем подают в газовую турбину 6, где газ расширяется для генерирования электроэнергии в генераторе 24. Расширенный газ отбирают через трубу 28 расширенного отходящего газа, который охлаждается в теплообменнике 27, прежде, чем он будет выпущен в атмосферу через выход 28 отходящего газа.The heated exhaust gas thus heated is then fed to a gas turbine 6, where the gas is expanded to generate electricity in the generator 24. The expanded gas is taken through the expanded exhaust gas pipe 28, which is cooled in the heat exchanger 27, before it is released into the atmosphere through the outlet 28 off-gas.

Компрессор 4 и газовая турбина 6 могут быть расположены на общем валу 25, таким образом, что компрессор 4, по меньшей мере, частично работает за счет энергии вращения от газовой турбины 6. Однако в настоящее время предпочтительно, чтобы компрессор работал от электродвигателя 5, и чтобы газовая турбина осуществляла привод генератора 24 для генерирования электроэнергии. Разделение компрессора 4 и газовой турбины 6 обеспечивает большую гибкость при работе установки.The compressor 4 and the gas turbine 6 can be located on a common shaft 25, so that the compressor 4 at least partially operates due to the rotational energy from the gas turbine 6. However, it is currently preferred that the compressor is operated from an electric motor 5, and so that the gas turbine drives the generator 24 to generate electricity. The separation of the compressor 4 and the gas turbine 6 provides greater flexibility during operation of the installation.

Обогащенный абсорбент, то есть абсорбент, насыщенный CO₂, собирают в нижней части поглотителя 19 и отбирают оттуда через трубу 30 обогащенного абсорбента. Давление обогащенного абсорбента в трубе 30 сбрасывают в клапане 31 дросселирования до давления несколько выше 1 бар абсолютного значения, такого как 1,2 бара абсолютного значения, которое ниже обозначается bara (бары абсолютного значения), перед подачей в испарительную колонну 32. В линии 30, которая не показана на фиг.1, может быть расположен расширительный бак или испарительный модуль, предназначенный для удаления нежелательных летучих компонентов, абсорбируемых из топочного газа в абсорбент, таких как кислород.An enriched absorbent, i.e., an absorbent saturated with CO ₂ , is collected at the bottom of the absorber 19 and is taken out through the enriched absorbent pipe 30. The pressure of the enriched absorbent in the pipe 30 is vented in the throttle valve 31 to a pressure slightly above 1 bar absolute value, such as 1.2 bar absolute value, which is indicated below bara (absolute value bars), before being fed to the evaporator column 32. In line 30, which is not shown in FIG. 1, an expansion tank or an evaporation module can be arranged to remove unwanted volatile components absorbed from the flue gas into an absorbent, such as oxygen.

Один или более участков 32', 32'', 32''' контакта расположены в отгоночной колонне 32. Обогащенный абсорбент подают выше верхнего участка контакта отгоночного участка, и в противотоке с паром, подаваемым ниже самого нижнего участка контакта. Низкое парциальное давление CO₂ на отгоночном участке, которое представляет собой результат более низкого давления и разбавления CO₂ на отгоночном участке, приводит к тому, что равновесие в уравнении (1), представленном выше, будет сдвинуто в левую строну, и CO₂ будет выведен из абсорбента.One or more contact portions 32 ′, 32 ″, 32 ″ ″ are located in the stripping column 32. The enriched absorbent is supplied above the upper contact portion of the stripping section, and in countercurrent with steam supplied below the lowest contact portion. The low partial pressure of CO ₂ in the stripping section, which is the result of lower pressure and dilution of CO ₂ in the stripping section, causes the equilibrium in equation (1) presented above to be shifted to the left side and CO ₂ will be removed from absorbent.

Обедненный абсорбент собирают в нижней части отгоночной колонны 32 и отбирают через трубу 33 обедненного абсорбента. Труба 33 обедненного абсорбента разделена на две, первую трубу 34 обедненного абсорбента ребойлера, которая нагревается в ребойлере 36 для испарения жидкости, которую подают, как отогоночный газ в отгоночную колонну через линию 37 пара, и линию 35 рециркуляции обедненного абсорбента, по которой обедненный абсорбент перекачивается обратно в поглотитель 19. Насос 38 и охладитель 39 предусмотрены в линии 35 для перекачки и, таким образом, повышения давления абсорбента, для охлаждения абсорбента соответственно перед тем, как абсорбент будет подан в поглотитель.The depleted absorbent is collected at the bottom of the stripper 32 and taken through the depleted absorbent tube 33. The depleted absorbent pipe 33 is divided into two, the first reboiler depleted absorbent pipe 34, which is heated in the reboiler 36 to evaporate the liquid, which is supplied as a stripping gas to the stripper through the steam line 37, and the depleted absorbent recirculation line 35 through which the depleted absorbent is pumped back to the absorber 19. The pump 38 and the cooler 39 are provided in the line 35 for pumping and, thus, increasing the pressure of the absorbent, to cool the absorbent, respectively, before the absorbent is fed to glotitel.

CO₂ и пар собирают в верхней части отгоночной колонны через трубу 40 отбора CO₂. Охладитель 66 прямого контакта десорбера расположен над зонами 32', 32'', 32''' контакта и выше точки, где обогащенный абсорбент вводят в отгоночную колонну 32 через трубу 30, для охлаждения смеси пара и газообразного CO₂, выходящего из верхней зоны контакта. Охлаждающую текучую среду подают выше участка охладителя прямого контакта и обеспечивают возможность ее протекания через участок 66 охладителя прямого контакта. Пластина 65 коллектора расположена ниже участка охладителя прямого контакта, что обеспечивает возможность протекания пара по пути в направлении вверх отгоночной колонны 32, и предотвращает возможность протекания охлаждающей текучей среды в зоны 32', 32'', 32''' контакта. Текучую среду, собирающуюся на пластине 65 коллектора, отбирают через трубу 70 рециркуляции воды и используют, как описано ниже.CO ₂ and steam are collected at the top of the stripper through a CO ₂ extraction pipe 40. The stripper direct contact cooler 66 is located above the contact zones 32 ', 32'',32''' and above the point where the enriched absorbent is introduced into the stripping column 32 through the pipe 30 to cool the mixture of steam and gaseous CO ₂ leaving the upper contact zone . The cooling fluid is supplied above the direct contact cooler portion and is allowed to flow through the direct contact cooler portion 66. The manifold plate 65 is located below the direct contact cooler portion, which allows steam to flow along the upward direction of the stripper 32, and prevents the cooling fluid from flowing into the contact zones 32 ', 32'',32'''. The fluid collected on the manifold plate 65 is sampled through a water recirculation pipe 70 and used as described below.

Пар в трубе 40 охлаждают в охладителе 41 и подают в расширительный бак 42. Жидкость, формируемую в результате охлаждения в охладителе 41, собирают в нижней части расширительного бака 42 через трубу 43 возврата жидкости и подают в отгоночную колонну 32. В качестве альтернативы, что не показано на фиг.1, жидкость может быть направлена в верхнюю часть отгоночной колонны 19. Труба 44 баланса жидкости может быть предусмотрена с тем, чтобы добавлять жидкость в трубу 43 или удалять жидкость из трубы 43 для баланса величины циркуляции воды.The steam in the pipe 40 is cooled in the cooler 41 and fed to the expansion tank 42. The liquid generated by cooling in the cooler 41 is collected in the lower part of the expansion tank 42 through the liquid return pipe 43 and fed to the stripping column 32. Alternatively, that is not shown in FIG. 1, fluid may be directed to the top of stripping column 19. A fluid balance pipe 44 may be provided so as to add fluid to the pipe 43 or to remove fluid from the pipe 43 to balance the amount of water circulation.

Газообразную фазу из расширительного бака 42 отбирают через трубу 45 отбора CO₂, ее сжимают посредством компрессора 47 и охлаждают в теплообменнике 48 прежде, чем газ будет дополнительно обработан для получения сухого и сжатого CO_2, который экспортируют через трубу 46 экспорта CO₂.The gaseous phase of the expansion tank 42 is taken through a sampling tube 45 CO _2, it is compressed by the compressor 47 and cooled in heat exchanger 48 before the gas is further processed to produce a dry and compressed CO _{2 that} is exported through the export conduit 46 CO _2.

Охлаждаемую текучую среду, собираемую на пластине 65 коллектора и отбираемую через трубу 70, подают в упомянутый выше теплообменник 17 для охлаждения рециркулирующей охлаждающей воды в трубе 16 рециркуляции. Насос 71 мог быть установлен предпочтительно в линии 70 для циркуляции воды. Как будет описано ниже, нагретую текучую среду отбирают из теплообменника 17 через трубу 70' и подают в указанный выше теплообменник 48 для дополнительного нагрева от сжатого CO₂ и пара, находящегося в нем. Кроме того, нагретую текучую среду затем отбирают из теплообменника 48 через трубу 72 для воды, сбрасывают ее давление и испаряют в клапане 73 дросселирования перед тем, как испарившуюся текучую среду подадут в расширительный бак 74 для получения воды, которую собирают в его нижней части, и пара, который собирают в верхней части расширительного бака 74 и отбирают через трубу 77 для пара. Компрессор 75 установлен в трубе 77 для пара, после чего следует необязательный корректирующий охладитель 76. Пар в линии 77 для пара затем подают как отгоночный пар через линию 37 в отгоночную колонну 32. На фиг.1 не показано, что текучая среда в линии 70 может быть направлена непосредственно в клапан 73 дросселирования, или может быть нагрета от источников энергии низкой температуры, в дополнение к или вместо теплообменников 17 и 48. Примеры таких источников тепла представляют собой газоочиститель 14, компрессор 4 промежуточных охладителей, или линии 26 и/или 28 остаточного тепла. Большее количество тепла уменьшает требования к энергии в компрессоре 75 и может увеличивать общую тепловую эффективность системы.The cooled fluid collected on the manifold plate 65 and drawn through the pipe 70 is supplied to the aforementioned heat exchanger 17 for cooling the recirculated cooling water in the recirculation pipe 16. Pump 71 could preferably be installed in line 70 for circulating water. As will be described below, the heated fluid is taken from the heat exchanger 17 through the pipe 70 'and fed to the above heat exchanger 48 for additional heating from the compressed CO ₂ and the steam contained therein. In addition, the heated fluid is then withdrawn from the heat exchanger 48 through the water pipe 72, depressurized and evaporated in the throttling valve 73 before the vaporized fluid is supplied to the expansion tank 74 to produce water, which is collected in its lower part, and the steam that is collected at the top of the expansion tank 74 and is taken through the pipe 77 for steam. A compressor 75 is installed in the steam pipe 77, followed by an optional corrective cooler 76. The steam in line 77 for steam is then supplied as stripping steam through line 37 to the stripping column 32. Figure 1 does not show that the fluid in line 70 may be directed directly to the throttling valve 73, or may be heated from low temperature energy sources, in addition to or instead of heat exchangers 17 and 48. Examples of such heat sources are gas scrubber 14, intercooler compressor 4, or lines 26 and / or 28 residual heat. More heat reduces the energy requirements in compressor 75 and can increase the overall thermal efficiency of the system.

Текучую среду из расширительного бака 74 отбирают через линию 78 и подают как промывочную жидкость в охладитель прямого контакта отгоночной колонны через трубу 43. Насос 79 предпочтительно установлен в линии 78 для обеспечения в ней достаточного давления.Fluid from expansion tank 74 is withdrawn via line 78 and supplied as flushing fluid to the direct contact cooler of the stripper through pipe 43. Pump 79 is preferably installed in line 78 to provide sufficient pressure therein.

Охлаждающую воду из камеры сгорания подают в тепловую трубу 8 из водопроводной трубы 50. Пар, генерируемый в тепловой трубе 8, отбирают через трубу 51 для пара и расширяют в паровой турбине 52 высокого давления. Пар из участка турбины высокого давления подают через линию 53 в повторный нагреватель 8' пара, и полученный в результате пар отбирают через трубу 54 для пара. Перегретый пар в трубе 54 расширяется на промежуточном участке и участке низкого давления паровой турбины 55. Полностью расширившийся пар отбирают из участка 55 паровой турбины через трубу 56 для расширенного пара и охлаждают в охладителе 57 для получения воды, которая оседает в баке 68 сбора воды. Воду, собирающуюся в баке 68, отбирают через линию 50, через теплообменник 27, где воду нагревают от очищенного отходящего газа, прежде чем вода будет повторно подана в тепловую трубу 8.Cooling water from the combustion chamber is supplied to the heat pipe 8 from the water pipe 50. The steam generated in the heat pipe 8 is withdrawn through the steam pipe 51 and expanded in the high pressure steam turbine 52. Steam from a portion of the high pressure turbine is supplied via line 53 to a steam re-heater 8 ', and the resulting steam is taken out through the steam pipe 54. The superheated steam in the pipe 54 expands in the intermediate portion and the low pressure portion of the steam turbine 55. The fully expanded steam is withdrawn from the steam turbine portion 55 through the expanded steam pipe 56 and cooled in a cooler 57 to produce water that settles in the water collection tank 68. The water collected in the tank 68, is taken through line 50, through the heat exchanger 27, where the water is heated from the purified exhaust gas before the water will be re-fed into the heat pipe 8.

Первый 52 и второй 55 участки паровой турбины предпочтительно установлены на общем валу 80 вместе с генератором 81 для генерирования электроэнергии. Цикл пара и его оптимизация хорошо известны для специалиста в данной области техники.The first 52 and second 55 sections of the steam turbine are preferably mounted on a common shaft 80 together with a generator 81 for generating electricity. The steam cycle and its optimization are well known to those skilled in the art.

Частично расширенный пар отбирают из второго участка 55 паровой турбины промежуточного давления через трубу 59 частично расширенного пара. Частично расширенный пар по трубе 59 подают в увлажнитель, где пар охлаждается распыляемой водой, подаваемой из трубы 61 для воды. Охлажденный пар отбирают из увлажнителя 60 через трубу 62 пара ребойлера и используют для опосредованного нагрева обедненного абсорбента в ребойлере 36 для получения пара из обедненного абсорбента. Воду от конденсата пара, подаваемую в ребойлер 36 через трубу 62, отбирают через линию 63 конденсата и подают в бак 58.Partially expanded steam is withdrawn from the second portion 55 of the intermediate pressure steam turbine through the partially expanded steam pipe 59. Partially expanded steam through a pipe 59 is fed to a humidifier, where the steam is cooled by spray water supplied from a water pipe 61. Chilled steam is withdrawn from the humidifier 60 through the reboiler steam pipe 62 and is used to indirectly heat the depleted absorbent in the reboiler 36 to produce steam from the depleted absorbent. The water from the steam condensate supplied to the reboiler 36 through the pipe 62 is taken through the condensate line 63 and fed to the tank 58.

Для специалиста в данной области техники будет понятно, что участки контакта, упомянутые в настоящем описании, такие как участки 15', 15'',15''', 19', 19'', 19''', 21', 21'', 21''', 32', 32'', 32''' представляют собой участки контакта, предпочтительно состоящие из структурированной и/или неструктурированной набивки, для увеличения площади внутренней поверхности и, таким образом, площади контакта между жидкостью и газом на участках контакта.For a person skilled in the art it will be understood that the contact areas mentioned in the present description, such as sections 15 ', 15' ', 15' '', 19 ', 19' ', 19' '', 21 ', 21' ', 21' '', 32 ', 32' ', 32' '' are contact areas, preferably consisting of a structured and / or unstructured packing, to increase the internal surface area and thus the contact area between the liquid and gas by contact areas.

На фиг.2 иллюстрируется специфичный вариант осуществления настоящего изобретения, который обеспечивает еще более высокую энергетическую эффективность, чем вариант осуществления, описанный со ссылкой на фиг.1. Единственная разница между вариантом осуществления фиг.2 по сравнению с фиг.1 состоит в расширении обедненного абсорбента, как будет описано ниже. Расширение обедненного абсорбента, как средство улучшения энергетической эффективности, по сути хорошо известно, но не в связи со свойствами сохранения тепла, как описано со ссылкой на фиг.1.Figure 2 illustrates a specific embodiment of the present invention, which provides even higher energy efficiency than the embodiment described with reference to figure 1. The only difference between the embodiment of FIG. 2 compared to FIG. 1 is the expansion of the depleted absorbent, as will be described below. The expansion of a lean absorbent as a means of improving energy efficiency is essentially well known, but not in connection with heat storage properties, as described with reference to FIG.

Часть обедненного абсорбента, покидающую отгоночную колонну через линию 33, которая должна вернуться в поглотитель 19, вводят в клапан 90 дросселирования и затем выводят в расширительный бак 91. Газовую фазу в расширительном баке 91 отбирают через линию 92 для пара и сжимают с помощью компрессора 93 пара для сжатия и, таким образом, нагрева пара. Сжатый и нагретый пар затем подают как отгоночный газ в отгоночную колонну через линию 94 сжатого пара. Жидкую фазу, собирающуюся в нижней части расширительного бака 92, отбирают из нее и перекачивают в линию 35 обедненного абсорбента с помощью насоса 95. В данном варианте осуществления охладитель 39 не используется.A portion of the depleted absorbent leaving the stripper through line 33, which should return to the absorber 19, is introduced into the throttle valve 90 and then discharged into the expansion tank 91. The gas phase in the expansion tank 91 is taken out through the steam line 92 and compressed using a 93 compressor to compress and thus heat the steam. The compressed and heated steam is then supplied as stripping gas to the stripping column via a compressed steam line 94. The liquid phase collected at the bottom of the expansion tank 92 is withdrawn from it and pumped to the lean absorbent line 35 using a pump 95. In this embodiment, the cooler 39 is not used.

Пример 1Example 1

Как отмечено выше, CO₂ абсорбируют в соответствии с уравнением 1);As noted above, CO _{2 is} absorbed in accordance with equation 1);

Равновесие для уравнения обеспечивается в соответствии с уравнением 2):Equilibrium for the equation is provided in accordance with equation 2):

(2) K_eq = (HCO₃ ^-)²/[(CO₃ ^2-)PCO₂](2) K _eq = (HCO ₃ ^- ) ² / [(CO ₃ ^2- ) PCO ₂ ]

Насыщенность абсорбента определяется по следующему уравнению 3):The saturation of the absorbent is determined by the following equation 3):

(3) s = 2x#mol(KHCO₃)/[#mol/K₂CO₃) + 2x#mol (KHCO₃)].(3) s = 2x # mol (KHCO ₃ ) / [# mol / K ₂ CO ₃ ) + 2x # mol (KHCO ₃ )].

Во время работы установки абсорбции/десорбции целевые значения насыщенности составляют: s=0,30 для обедненного абсорбента (min 0,1), поскольку более высокая степень регенерации K₂CO₃ требует дополнительной энергии и обычно не требуется для процесса CO₂, описанного выше, и s=0,60 (максимум 0,7) для обогащенного абсорбента, поскольку более высокая концентрация KHCO₃ приводит к более высокой загрузке абсорбента, но может привести к нежелательному увеличению температуры кристаллизации.During operation of the absorption / desorption unit, target saturations are: s = 0.30 for a lean absorbent (min 0.1), since a higher degree of regeneration of K ₂ CO ₃ requires additional energy and is usually not required for the CO ₂ process described above , and s = 0.60 (maximum 0.7) for the enriched absorbent, since a higher concentration of KHCO ₃ leads to a higher load of the absorbent, but can lead to an undesirable increase in the crystallization temperature.

Поглотитель обычно работает при температуре от 80 до 110 градусов C, в то время как десорбер (отгоночная секция) работает при температуре от 90 до 120 градусов C в зависимости от давления, обычно температура в десорбере составляет 92 градуса C в верхней части и 110 градусов C в нижней части из-за более высокого давления и более высокой концентрации K₂CO₃.The absorber usually operates at a temperature of 80 to 110 degrees C, while the stripper (stripping section) operates at a temperature of 90 to 120 degrees C depending on pressure, usually the temperature in the stripper is 92 degrees C at the top and 110 degrees C in the lower part due to higher pressure and higher concentration of K ₂ CO ₃ .

Энергия, подаваемая в десорбер для десорбции/удаления CO_2, в основном в виде пара, используется для:The energy supplied to the stripper for desorption / removal of CO _2, mainly in the form of steam, is used for:

1. нагрева абсорбента1. heat absorbent

2. нагрева рециркулируемой жидкости2. heating the recirculated fluid

3. обеспечения тепла реакции, даже если тепло реакции очень низкое для некоторых абсорбентов, таких как на основе горячих систем карбоната калия3. providing reaction heat, even if the reaction heat is very low for some absorbents, such as those based on hot potassium carbonate systems

4. получения десорбирующего пара (приблизительно от 0,8 до 1,2 раза больше массы CO₂в верхней части десорбера, в зависимости от свойств абсорбента).4. receiving a stripping vapor (approximately 0.8 to 1.2 times the mass of CO ₂ in the upper part of the stripper, depending on the properties of the absorbent).

Для электростанции, работающей на угле типа псевдоожиженного слоя под давлением, уголь подают вместе с сорбентом SOx и обычно 25% воды для формирования пасты, которую впрыскивают в псевдоожиженный слой камеры сгорания. При скорости сгорания 275 LHV нижнего значения нагрева (LHV, НЗН) и 282 МВТ верхнего значения нагрева (HHV, ВЗН) пар генерируется в тепловых трубах в камере сгорания. Обычно генерируется 86 кг/с пара с давлением приблизительно 185 бар абсолютного значения и 565 градусов C в трубе 8, и этот пар расширяется в паровой турбине 52.For a coal-fired power plant such as a fluidized bed under pressure, the coal is supplied together with an SOx sorbent and usually 25% water to form a paste that is injected into the fluidized bed of the combustion chamber. At a combustion rate of 275 LHV of the lower heating value (LHV, NZN) and 282 MW of the upper heating value (HHV, WZN), steam is generated in the heat pipes in the combustion chamber. Typically, 86 kg / s of steam is generated with a pressure of approximately 185 bar absolute and 565 degrees C in the pipe 8, and this steam expands in the steam turbine 52.

Расширенный пар подвергают повторному нагреву до приблизительно 565 градусов C приблизительно при 40 бар абсолютного значения в тепловой трубе 8', и он расширяется в паровой турбине 55. Как правило, приблизительно 18 кг/с пара отбирают из каскадов паровой турбины при различных давлениях и используют для предварительного нагрева бойлера. Это не показано на фиг.1 и 2 для ясности изображения. Кроме того, пар отбирают из паровой турбины в линию 59 под давлением приблизительно 4 бар абсолютного значения. Количество такого отбора должно быть минимизировано. На основе этого количество пара, который полностью расширился в паровой турбине, составляет 86 кг/с минус приблизительно 18 кг/с, минус поток пара по линии 59. Это соответствует 68 кг/с минус пар, протекающий в линии 59. Полностью расширенный пар отбирают из турбины 55 через линию 56 и рециркулируют в качестве воды, подаваемой в бойлер, в тепловой трубе 8, тогда как приблизительно 12 кг/с пара частично расширяется и отбирается через трубу 59. Пар, отбираемый через трубу 59, обычно имеет температуру приблизительно 258 градусов C и давление 4 бар абсолютного значения, но температура и давление могут изменяться в зависимости от системы паровой турбины. Этот пар охлаждается в увлажнителе 60 для получения пара при давлении приблизительно 4 бар абсолютного значения и 144 градуса C, который подают в ребойлер десорбера 36 для опосредованного нагрева, для получения в нем пара.The expanded steam is reheated to about 565 degrees C at about 40 bar absolute in a heat pipe 8 ′, and it expands in a steam turbine 55. Typically, approximately 18 kg / s of steam is taken from the cascades of the steam turbine at various pressures and used for pre-heating the boiler. This is not shown in FIGS. 1 and 2 for clarity. In addition, steam is withdrawn from the steam turbine to line 59 at a pressure of approximately 4 bar absolute. The amount of such selection should be minimized. Based on this, the amount of steam that has expanded completely in the steam turbine is 86 kg / s minus approximately 18 kg / s, minus the steam flow through line 59. This corresponds to 68 kg / s minus the steam flowing in line 59. The fully expanded steam is withdrawn from the turbine 55 via line 56 and is recycled as water to the boiler in the heat pipe 8, while approximately 12 kg / s steam is partially expanded and taken through the pipe 59. The steam taken through the pipe 59 usually has a temperature of about 258 degrees C and pressure 4 bar absolute but the temperature and pressure may vary depending on the steam turbine system. This steam is cooled in a humidifier 60 to produce steam at a pressure of approximately 4 bar absolute and 144 degrees C, which is fed to the reboiler of the stripper 36 for indirect heating to produce steam therein.

Пар, отбираемый через линию 59 при давлении 4 бар абсолютного значения и температуре 258 градусов C, может в качестве альтернативы быть расширен приблизительно до 0,035 бар абсолютного значения при приблизительно 27 градусах C для получения приблизительно 0,7 МДж электроэнергии на кг расширенного пара, предполагая, что адиабатическая эффективность паровой турбины составляет 90%. Для паровой турбины 120 МВт пар протекает из каскада 4 бар абсолютного значения в конденсатор, поток которого составляет приблизительно 68 кг /с, если поток в линии 59 равен нулю. Камера сгорания производит порядка 24,5 кг/с CO_2, из которых приблизительно 22 кг/с захватывается (90% захвата). Когда латентное тепло, требуемое для работы десорбера, составляет 3,6 МДж на килограмм захваченного CO₂, требуется приблизительно 80 МВт латентного тепла. Содержание тепла у пара с давлением 4 бар абсолютного значения при 258 градусов C, при охлаждении до температуры насыщения при 4 бар абсолютного значения и конденсации при 4 бар абсолютного значения составляет приблизительно 2,4 МДж/кг. Требуемое количество пара из паровой турбины поэтому составляет 80/2,4 кг/с, или приблизительно 34 кг/с. Потеря энергии паровой турбины при этом составляет 34*0,7 МВт или приблизительно 24 МВт.Steam taken through line 59 at an absolute pressure of 4 bar and a temperature of 258 degrees C can alternatively be expanded to approximately 0.035 bar absolute at approximately 27 degrees C to produce approximately 0.7 MJ of electricity per kg expanded steam, assuming that the adiabatic efficiency of a steam turbine is 90%. For a 120 MW steam turbine, steam flows from a 4 bar absolute value cascade into a condenser with a flow of approximately 68 kg / s if the flow in line 59 is zero. The combustion chamber produces about 24.5 kg / s CO _2, of which approximately 22 kg / s is captured (90% capture). When the latent heat required to operate the stripper is 3.6 MJ per kilogram of CO ₂ trapped, approximately 80 MW of latent heat is required. The heat content of steam with a pressure of 4 bar absolute value at 258 degrees C, when cooled to a saturation temperature at 4 bar absolute value and condensation at 4 bar absolute value, is approximately 2.4 MJ / kg. The required amount of steam from the steam turbine is therefore 80 / 2.4 kg / s, or approximately 34 kg / s. The energy loss of the steam turbine is 34 * 0.7 MW or approximately 24 MW.

На холодной стороне ребойлера 36 отгоночной секции давление несколько выше атмосферного. Поэтому продукт, получаемый из пара, выделяемого из паровой турбины, теперь представляет собой пар с давлением, например, 1,2 бар абсолютного значения при температуре приблизительно 110 градусов C, что составляет точку кипения обедненного абсорбента при таком давлении.On the cold side of the reboiler 36 of the stripping section, the pressure is slightly higher than atmospheric. Therefore, the product obtained from the steam generated from the steam turbine is now steam with a pressure of, for example, 1.2 bar absolute value at a temperature of approximately 110 degrees C, which is the boiling point of the depleted absorbent at this pressure.

В соответствии с тем же предположением, что и выше, то есть, что 22 кг/с CO₂ удаляется из абсорбента, требуемая энергия составляет 3,6 МДж/кг CO₂ или приблизительно 80 МВт латентного и измеряющего температуру тепла. Это соответствует потоку приблизительно 34 кг/час пара, сгенерированного в ребойлере, в нижнюю часть десорбера.In accordance with the same assumption as above, that is, that 22 kg / s CO ₂ is removed from the absorbent, the required energy is 3.6 MJ / kg CO ₂ or approximately 80 MW latent and temperature-measuring heat. This corresponds to a flow of approximately 34 kg / hr of steam generated in the reboiler to the bottom of the stripper.

Следовательно, приблизительно 12 кг/с конденсируется для обеспечения тепла для пунктов 1)-3), представленных выше. Остальные приблизительно 22 кг/с используются как отгоночный пар, пункт 4). Этот пар выходит через верхнюю часть набивки десорбера вместе с восстанавливаемым CO₂. Это означает, что энергия, используемая для отгонки, по существу представляет собой потерянную энергию в результате разбавления пара десорбции CO₂. 22 кг/с CO₂, смешанного с 22 кг/с H₂O, означает, что присутствует приблизительно 70% моль H₂O. Таким образом, парциальное давление H₂O уменьшается от уровня несколько выше 1 бар абсолютного значения в нижней части десорбера до приблизительно 0,7 бар абсолютного значения в верхней части (что соответствует точке росы H₂O при приблизительно 90 градусов C, когда общее давление составляет 1,0 бар абсолютного значения). На практике этот пар конденсируют для получения CO₂, и латентное тепло отгоночного пара поэтому теряется, что представляет собой намного большие потери, чем потери, связанные с уменьшением парциального давления отгоночного пара в результате разбавления восстановленным CO₂. При этом желательно сохранить это латентное тепло и подавать энергию только для компенсации потерь парциального давления отгоночного пара.Therefore, approximately 12 kg / s condenses to provide heat for items 1) -3) above. The remaining approximately 22 kg / s are used as stripping steam, paragraph 4). This vapor escapes through the top of the stripper pack along with reduced CO ₂ . This means that the energy used for stripping is essentially the energy lost as a result of dilution of the CO ₂ desorption vapor. 22 kg / s CO ₂ mixed with 22 kg / s H ₂ O means that approximately 70% mol of H ₂ O is present. Thus, the partial pressure of H ₂ O decreases from a level slightly above 1 bar of absolute value at the bottom of the stripper to about 0.7 bar absolute at the top (which corresponds to a dew point of H ₂ O at about 90 degrees C, when the total pressure is 1.0 bar absolute). In practice, this vapor is condensed to produce CO ₂ , and the latent heat of the stripping vapor is therefore lost, which is a much larger loss than the loss associated with a decrease in the partial pressure of the stripping vapor as a result of dilution with reduced CO ₂ . It is desirable to maintain this latent heat and supply energy only to compensate for the loss of the partial pressure of the stripping steam.

Изменение энтальпии в результате конденсации отгоночного газа в зависимости от температуры конденсации показано на фиг.3. По мере конденсации воды парциальное давление пара воды уменьшается, и требуется более низкая температура для дальнейшей конденсации. Поэтому для восстановления дополнительного тепла на участке 66 охладителя прямого контакта десорбера охлаждающая вода, подаваемая из расширительного бака 74 через линию 78 и насос 79, должна быть более холодной. Это уменьшает давление в расширительном баке 74 и поэтому работу, требуемую от компрессора 75. Если меньшее количество тепла будет восстановлено на участке 66 охладителя прямого контакта, и эта разность будет подана в отдельный источник тепла с более высокой температурой, тогда температура в расширительном баке может быть более высокой. Это также определяет более высокое давление и меньшую работу, требуемую от компрессора 75.The change in enthalpy resulting from condensation of the stripping gas as a function of the condensation temperature is shown in FIG. 3. As the water condenses, the partial pressure of the water vapor decreases, and a lower temperature is required for further condensation. Therefore, in order to recover additional heat in the cooler section 66 of the direct contact of the stripper, the cooling water supplied from the expansion tank 74 through line 78 and pump 79 should be colder. This reduces the pressure in the expansion tank 74 and therefore the work required by the compressor 75. If less heat is recovered in the direct contact cooler portion 66, and this difference is supplied to a separate heat source with a higher temperature, then the temperature in the expansion tank can be higher. It also determines the higher pressure and less work required from compressor 75.

В соответствии с фиг.3 восстанавливаемое тепло в диапазоне от 80-90 градусов C требует приблизительно 28 МВт, которые могут быть получены на участке 66 охладителя прямого контакта десорбера в промывочной воде, отводимой через трубу 70.In accordance with figure 3, the recovered heat in the range from 80-90 degrees C requires approximately 28 MW, which can be obtained at section 66 of the cooler direct contact of the stripper in the wash water removed through the pipe 70.

Тепловая энергия, получаемая в охладителе 66 прямого контакта десорбера, представляет собой важный источник для получения тепла в настоящем процессе. CO₂/пар, выводимый из десорбера/отгоночного участка, охлаждается путем охлаждения водой в результате прямого контакта. В результате такого охлаждения пар из газа, насыщенного паром, конденсируется, и, таким образом, происходит отделение пара воды от требуемого продукта, который представляет собой CO₂.The heat energy generated in the direct contact cooler 66 of the stripper is an important source for generating heat in the present process. CO ₂ / steam discharged from the stripper / stripping section is cooled by cooling with water as a result of direct contact. As a result of such cooling, the steam from the gas saturated with steam condenses, and thus, water vapor is separated from the desired product, which is CO ₂ .

Другой важный источник получения тепла представляет собой охладитель 15 прямого контакта топочного газа. Топочный газ поступает в вентилятор - охладитель 15 прямого контакта топочного газа при температуре приблизительно от 115 до 120 градусов C. Он содержит пары воды, полученные в результате процесса сгорания либо в результате сгорания водорода, который составляет часть газа, нефти, угля или биотоплива, или из системы подачи топлива, такого как уголь, который может подаваться в камеру 2 сгорания в виде пасты с водой. Температура насыщения паров воды зависит от количества паров воды и давления. Когда угольное топливо подают в камеру сгорания в виде пасты, и давление составляет приблизительно 12-13 бар абсолютного значения, температура насыщения топочного газа составляет приблизительно 115 градусов C. Если используется топливо в виде природного газа, количество паров воды будет более высоким, и температура насыщения будет более высокой. Если давление будет ниже, температура насыщения будет ниже. Вследствие того, что топочный газ находится при повышенном давлении и содержит существенное количество пара, конденсация пара начинается при температуре насыщения, которая относительно высока, в результате чего получают существенное количество восстанавливаемой высокотемпературной энергии в форме тепла. На фиг.4 представлена иллюстрация зависимости давления от количества высокотемпературного восстанавливаемого тепла при охлаждении топочного газа. Эта кривая была получена на основе предположения, что поток топочного газа составляет 111 кг/с, где входная температура топочного газа составляет 115 градусов C, и выходная температура топочного газа составляет 100 градусов C, и содержание воды в топочном газе составляет 14,5%.Another important source of heat generation is the flue gas direct contact cooler 15. The flue gas enters the fan-cooler 15 of the direct contact of the flue gas at a temperature of from about 115 to 120 degrees C. It contains water vapor resulting from the combustion process or as a result of the combustion of hydrogen, which makes up part of the gas, oil, coal or biofuel, or from a fuel supply system, such as coal, which can be supplied to the combustion chamber 2 in the form of a paste with water. The saturation temperature of water vapor depends on the amount of water vapor and pressure. When coal fuel is supplied to the combustion chamber in the form of a paste, and the pressure is approximately 12-13 bar absolute, the saturation temperature of the flue gas is approximately 115 degrees C. If fuel in the form of natural gas is used, the amount of water vapor will be higher and the saturation temperature will be higher. If the pressure is lower, the saturation temperature will be lower. Due to the fact that the flue gas is at elevated pressure and contains a significant amount of steam, steam condensation begins at a saturation temperature that is relatively high, resulting in a substantial amount of recoverable high-temperature energy in the form of heat. Figure 4 presents an illustration of the dependence of pressure on the amount of high-temperature recoverable heat during cooling of the flue gas. This curve was obtained on the assumption that the flue gas flow is 111 kg / s, where the inlet temperature of the flue gas is 115 degrees C and the outlet temperature of the flue gas is 100 degrees C and the water content in the flue gas is 14.5%.

Разница между атмосферными (традиционными) системами и системой в соответствии с настоящим изобретением состоит в конденсации паров воды в системе под давлением. Атмосферная система имеет гораздо более низкое парциальное давление H₂O, даже при том, что количество паров H₂O может быть таким же, и поэтому охлаждение топочных газов не приводит к получению конденсата, в результате чего происходит меньшая рекуперация энергии.The difference between atmospheric (traditional) systems and the system in accordance with the present invention is the condensation of water vapor in the system under pressure. The atmospheric system has a much lower partial pressure of H ₂ O, even though the amount of H ₂ O vapor can be the same, and therefore the cooling of the flue gases does not lead to condensation, resulting in less energy recovery.

В соответствии с настоящим изобретением топочный газ охлаждают до приблизительно 100 градусов C в конденсаторе, который предпочтительно выполнен в виде охладителя прямого контакта, где топочный газ протекает через набивку в противотоке с циркулирующей водой. Эта вода устанавливает энергию газа и охлаждается в теплообменнике 17, который принимает охлаждающую воду из охладителя прямого контакта десорбера, дополнительно нагревая эту воду и подавая больше энергии.In accordance with the present invention, the flue gas is cooled to about 100 degrees C in a condenser, which is preferably made in the form of a direct contact cooler, where the flue gas flows through the packing in countercurrent with circulating water. This water sets the energy of the gas and is cooled in a heat exchanger 17, which receives cooling water from the direct contact cooler of the stripper, further heating this water and supplying more energy.

Пунктирная кривая на фиг.4 представлена только для сравнения и представляет одно преимущество данной системы по сравнению с более традиционными атмосферными системами захвата CO₂, где очень малое количество полезной энергии (энергии выше 100 градусов C в данном случае) может быть получено из того же топочного газа.The dashed curve in Fig. 4 is presented for comparison only and represents one advantage of this system compared to more traditional atmospheric CO ₂ capture systems, where a very small amount of useful energy (energy above 100 degrees C in this case) can be obtained from the same furnace gas.

Третий источник получения тепловой энергии представляет собой охладитель (охладители) 48 компрессора CO₂. Количество доступной энергии в охладителе (охладителях) при сжатии будет ниже, чем в охладителях, упомянутых выше, но температура будет выше.The third source of thermal energy is the cooler (s) 48 of the CO ₂ compressor. The amount of available energy in the cooler (s) during compression will be lower than in the coolers mentioned above, but the temperature will be higher.

В таблице 1 иллюстрируется суммарная энергия, генерируемая настоящей электростанцией с захватом CO₂, как функция пара, производимого посредством настоящей регенерации тепла в охладителе 15 с прямым контактом топочного газа (в таблице обозначен как "Конденсатор"), на участке 60 охладителя с прямым контактом десорбера (В таблице обозначен как "Десорбер"), и промежуточном охладителе (охладителях) 48 компрессора (В таблице обозначены как "Компрессоры").Table 1 illustrates the total energy generated by this CO ₂ capture power plant as a function of steam produced by real heat recovery in a cooler 15 with direct flue gas contact (indicated in the table as “Condenser"), in the cooler section 60 with direct contact of the stripper (The table is designated as "Desorber"), and the compressor intercooler (s) 48 (The table is designated as "Compressors").

Таблица 1Table 1 Произведено пара(расширительный бак 74), кг/сSteam produced (expansion tank 74), kg / s Источник тепла для производства параHeat source for steam production Пар 4 бар абсолютного значения*, кг/сSteam 4 bar absolute value *, kg / s Паровая турбина,
МВтSteam turbine,
MW Компрессор испарителя,
МВтEvaporator compressor
MW Суммарная мощность, МВтTotal power, MW Охладитель 66 десорбера,
МВтCooler 66 stripper,
MW Охладитель 17 конденсатора,
МВтCondenser cooler 17,
MW Охладители 48 компрессора,
МВтCooler 48 compressor,
MW 00 -- -- -- 3434 9696 -- 9696 1010 55 11eleven 66 2424 103103 -1,1-1.1 101,9101.9 1616 1616 11eleven 66 1919 106,5106.5 -2,2-2.2 104,3104.3 20twenty 2828 11eleven 66 14fourteen 110110 -3,6-3.6 106,4106,4 2525 3939 11eleven 66 99 113,5113.5 -6,4-6.4 107,1107.1 *Паровая турбина с боковым выпуском. С нулевым боковым выпуском, выход паровой турбины составляет 120 МВт.* Steam turbine with side outlet. With zero lateral output, the output of the steam turbine is 120 MW.

В таблице 1 ясно иллюстрируется увеличение суммарной мощности паровой турбины как результат увеличения извлеченного тепла из упомянутых трех элементов установки и иллюстрируются наиболее важные преимущества настоящего изобретения.Table 1 clearly illustrates the increase in the total power of the steam turbine as a result of the increase in the extracted heat from the above three plant elements and illustrates the most important advantages of the present invention.

Суммарная мощность, выход паровой турбины минус мощность компрессора испарителя, увеличивается более чем на 10 МВт, когда генерируют 20 кг/с пара и сжимают в соответствии с изобретением и направляют в нижнюю часть десорбера, заменяя такое же количество пара при давлении 4 бар абсолютного значения из паровой турбины.The total capacity, output of the steam turbine minus the capacity of the evaporator compressor, increases by more than 10 MW when 20 kg / s of steam is generated and compressed in accordance with the invention and sent to the bottom of the stripper, replacing the same amount of steam at an absolute pressure of 4 bar from steam turbine.

Дальнейшее увеличение генерирования пара путем испарения и сжатия, например до 25 кг/с, требует значительного увеличения производительности компрессора, и увеличение суммарной мощности при этом будет намного меньшим. Производительность за пределами 25 кг/с не приводит к какому-либо отрицательному вкладу в суммарный выход паровой турбины минус производительность компрессора испарителя.A further increase in steam generation by evaporation and compression, for example up to 25 kg / s, requires a significant increase in compressor performance, and the increase in total power will be much less. Productivity beyond 25 kg / s does not lead to any negative contribution to the total output of the steam turbine minus the capacity of the evaporator compressor.

Пример 2Example 2

В этом примере иллюстрируется дополнительный эффект испарения и сжатия и впрыска пара из расширительного бака 81 в колонну регенератора в качестве газа десорбции, как представлено со ссылкой на фиг.2.This example illustrates the additional effect of evaporation and compression and injection of steam from expansion tank 81 into the regenerator column as a desorption gas, as shown with reference to FIG. 2.

На фиг.5 иллюстрируется давление пара обедненного абсорбента как функция температуры при приблизительно 100 градусах C. Теплоемкость обедненного абсорбента составляет приблизительно 3,0 кДж/кг-K при потоке обедненного абсорбента 1000 кг/с и при охлаждении от приблизительно 112 градусов C (приблизительная температура в нижней части десорбера) до приблизительно 98,6 градусов C (приблизительная температура подачи обедненного абсорбента в верхнюю часть поглотителя) приблизительно составляет генерирование 1000*3,0*(112-98,6) кВт = 40000 кВт.5 illustrates the vapor pressure of a lean absorbent as a function of temperature at about 100 degrees C. The heat capacity of a lean absorbent is about 3.0 kJ / kg-K at a lean absorbent stream of 1000 kg / s and when cooled from about 112 degrees C (approximate temperature in the lower part of the stripper) to about 98.6 degrees C (the approximate temperature of the supply of the lean absorbent to the upper part of the absorber) is approximately 1000 * 3.0 * (112-98.6) kW = 40,000 kW.

При производстве 22 кг/с CO₂ и общем требовании к теплу десорбера, в форме латентного тепла пара, 3,9 МДж/кг CO₂ общее требование по теплу составляет приблизительно 80 МВт. Следовательно, обедненная десорбция позволяет получить приблизительно 50% этого тепла.In the production of 22 kg / s CO ₂ and the general heat requirement of the stripper, in the form of latent steam heat, 3.9 MJ / kg CO _{2, the} total heat requirement is approximately 80 MW. Consequently, depleted desorption provides approximately 50% of this heat.

При латентном тепле пара приблизительно 2250 кДж/кг (при приблизительно 1,2 бара абсолютного значения) это соответствует приблизительно 17,8 кг/с пара. Этот пар должен быть сжат от приблизительно 0,75 бар абсолютного значения до приблизительно 1,2 бар абсолютного значения. Производительность компрессора тогда составляет приблизительно 2,0 МВт, предполагая адиабатическую эффективность 80%.With latent heat of steam of approximately 2250 kJ / kg (at approximately 1.2 bar absolute), this corresponds to approximately 17.8 kg / s of steam. This steam should be compressed from about 0.75 bar absolute to about 1.2 bar absolute. The compressor capacity is then approximately 2.0 MW, assuming an adiabatic efficiency of 80%.

В таблице 2 приведено влияние испарения обедненного абсорбента на общий выход мощности паровой турбины.Table 2 shows the effect of evaporation of a depleted absorbent on the total output of a steam turbine.

Таблица 2table 2 Источник параSteam source Пар в результате испарения, кг/сSteam as a result of evaporation, kg / s Латентное тепло пара испарения, МВтLatent heat of vapor evaporation, MW Сжатие пара испарения,
МВтVapor compression evaporation,
MW Пар 4 бар абсолютного значения*,
кг/сPar 4 bar absolute value *,
kg / s Мощность паровой турбины,
МВтSteam turbine power,
MW Суммарная мощность,
МВтTotal power
MW Паровая турбинаSteam turbine 00 00 00 3434 9696 9696 Настоящее изобретениеThe present invention 17,817.8 4040 -3,0-3.0 <1<1 120120 115115 Расширение обедненной жидкостиExpansion of lean fluid 17,817.8 4040 -2,0-2.0 *Паровая турбина с боковым выводом. При нулевом боковом отводе выход паровой турбины составляет приблизительно 120 МВт.* Steam turbine with side outlet. With a zero lateral outlet, the output of the steam turbine is approximately 120 MW.

В таблице 2 ясно иллюстрируется влияние расширения обедненного абсорбента на общую выходную мощность паровой турбины. При комбинировании свойств энергии по примеру 1 суммарная мощность может быть увеличена с 96 МВт до 115 МВт по сравнению с 120 МВт без захвата углерода.Table 2 clearly illustrates the effect of expansion of a lean absorbent on the overall output power of a steam turbine. When combining the energy properties of Example 1, the total power can be increased from 96 MW to 115 MW compared to 120 MW without carbon capture.

Тот факт, что тепло реакции по уравнению 1 относительно мало, представляет собой преимущество для систем с карбонатом калия, поскольку соответствующее экзотермическое тепло реакции в поглотителе будет низким, и, таким образом, нагрев абсорбента в поглотителе будет низким. Нагрев абсорбента в поглотителе может сдвинуть реакцию влево и, таким образом, уменьшить способность поглощения абсорбента.The fact that the reaction heat of Equation 1 is relatively small is an advantage for potassium carbonate systems, since the corresponding exothermic reaction heat in the absorber will be low, and thus the heating of the absorbent in the absorber will be low. Heating the absorbent in the absorber can shift the reaction to the left and, thus, reduce the absorption capacity of the absorbent.

Claims

1. A method of generating electricity by burning carbon-containing fuel and trapping CO ₂ , in which the carbon-containing fuel is burned in a combustion chamber (2) under pressure in the presence of a gas containing oxygen, the gaseous products of combustion are cooled by generating steam inside the heat pipes located in the combustion chamber, the exhaust gas is removed from the combustion chamber through the exhaust gas pipe (9), a heat exchanger or heat exchangers (10), exhaust gas treatment modules (11, 12), a direct contact cooler (15) connected to the pipe (1) 6) water recirculation to recycle the water collected in the lower part of the direct contact cooler (15) and re-enter the water into the upper part of the cooler, in which the partially cooled exhaust gas is additionally cooled and moistened in countercurrent water, the exhaust gas is removed from the direct cooler (15) contact through the pipe (18) of the cleaned exhaust gas and supply CO ₂ to the absorber (19), into which a lean absorbent is fed above the upper contact zone (19 ''') of the absorber (19) to ensure the flow of exhaust gas in countercurrent to the liquid absorbent CO ₂ to obtain an enriched absorbent, which is collected in the lower part of the CO ₂ absorber and removed from it through the enriched absorbent pipe (30), while the exhaust gas depleted in CO ₂ is removed from the upper part of the absorber (19) through the depleted exhaust pipe (20) gas connected to the absorber (19), the depleted exhaust gas is washed in the washing section, heated in a heat exchanger and expanded in a turbine to generate electricity before it is released into the atmosphere, while the tube (30) of the enriched absorbent is connected so that it burns enny absorbent is fed to a stripping column (32) for regenerating absorbent to obtain lean absorbent that is outputted via line (35) recycling lean absorbent at which the lean absorbent is pumped back to the absorber (19), and the flow CO _2, which is further processed to give pure CO _2, CO ₂ stream is cooled using a cooling fluid flowing through the cooler (66) in direct contact, which is provided at the top of the stripping column (32), and the water is collected on the plate (65) manifold, etc. provided in the lower part of the direct contact cooler (15), while the water recirculation line (70) is adapted to discharge collected water, characterized in that the recirculated cooling water from the direct contact cooler (15) in the recirculation pipe (16) is cooled in a heat exchanger ( 17), which is located in the recirculation pipe (16), into which cooling water is supplied and discharged, respectively, through water recirculation pipes (70, 70 ') connected to the heat exchanger (17), and water discharged from the heat exchanger (17) through the line ( 70 ') recirculation throttle water through the throttling valve (73) and expansion tank (74), from the expansion tank (74) water is discharged through line (78) to recycle it as washing water into the cooler (15) of the direct contact of the stripping column (66), and steam to the stripping tank is introduced as an additional stripping vapor of vaporization into the stripping column (66) through a steam line (77) connected to the expansion tank (74).

2. The method according to claim 1, in which the fluid in the pipe (70 ') is heated in a heat exchanger (48), which serves cold compressed CO ₂ and steam until the fluid enters the pipe (70') after expansion in the valve (73 ) throttling.