RU2378519C2 - Тепловая электростанция с уменьшенным содержанием co2 и способ выработки электроэнергии из угольного топлива - Google Patents

Тепловая электростанция с уменьшенным содержанием co2 и способ выработки электроэнергии из угольного топлива Download PDF

Info

Publication number
RU2378519C2
RU2378519C2 RU2007140880/06A RU2007140880A RU2378519C2 RU 2378519 C2 RU2378519 C2 RU 2378519C2 RU 2007140880/06 A RU2007140880/06 A RU 2007140880/06A RU 2007140880 A RU2007140880 A RU 2007140880A RU 2378519 C2 RU2378519 C2 RU 2378519C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
combustion chamber
combustion
stream
gas
line
Prior art date
Application number
RU2007140880/06A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2007140880A (ru
Inventor
Тор КРИСТЕНСЕН (NO)
Тор Кристенсен
Хенрик ФЛЕЙСКЕР (NO)
Хенрик ФЛЕЙСКЕР
Кнут БЕРСЕТ (NO)
Кнут Берсет
Original Assignee
Саргас Ас
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from NO20051687A external-priority patent/NO20051687D0/no
Application filed by Саргас Ас filed Critical Саргас Ас
Publication of RU2007140880A publication Critical patent/RU2007140880A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2378519C2 publication Critical patent/RU2378519C2/ru

Links

Images

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/46—Removing components of defined structure
    • B01D53/62—Carbon oxides
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1475—Removing carbon dioxide
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/067—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle the combustion heat coming from a gasification or pyrolysis process, e.g. coal gasification
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23C—METHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN  A CARRIER GAS OR AIR 
    • F23C6/00—Combustion apparatus characterised by the combination of two or more combustion chambers or combustion zones, e.g. for staged combustion
    • F23C6/04—Combustion apparatus characterised by the combination of two or more combustion chambers or combustion zones, e.g. for staged combustion in series connection
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23C—METHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN  A CARRIER GAS OR AIR 
    • F23C9/00—Combustion apparatus characterised by arrangements for returning combustion products or flue gases to the combustion chamber
    • F23C9/003—Combustion apparatus characterised by arrangements for returning combustion products or flue gases to the combustion chamber for pulverulent fuel
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J15/00—Arrangements of devices for treating smoke or fumes
    • F23J15/006—Layout of treatment plant
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/50—Carbon oxides
    • B01D2257/504—Carbon dioxide
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23C—METHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN  A CARRIER GAS OR AIR 
    • F23C2900/00—Special features of, or arrangements for combustion apparatus using fluid fuels or solid fuels suspended in air; Combustion processes therefor
    • F23C2900/10006—Pressurized fluidized bed combustors
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J2215/00—Preventing emissions
    • F23J2215/10—Nitrogen; Compounds thereof
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J2215/00—Preventing emissions
    • F23J2215/50—Carbon dioxide
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J2217/00—Intercepting solids
    • F23J2217/10—Intercepting solids by filters
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J2217/00—Intercepting solids
    • F23J2217/40—Intercepting solids by cyclones
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J2219/00—Treatment devices
    • F23J2219/10—Catalytic reduction devices
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J2219/00—Treatment devices
    • F23J2219/40—Sorption with wet devices, e.g. scrubbers
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23L—SUPPLYING AIR OR NON-COMBUSTIBLE LIQUIDS OR GASES TO COMBUSTION APPARATUS IN GENERAL ; VALVES OR DAMPERS SPECIALLY ADAPTED FOR CONTROLLING AIR SUPPLY OR DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; INDUCING DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; TOPS FOR CHIMNEYS OR VENTILATING SHAFTS; TERMINALS FOR FLUES
    • F23L2900/00—Special arrangements for supplying or treating air or oxidant for combustion; Injecting inert gas, water or steam into the combustion chamber
    • F23L2900/07005—Injecting pure oxygen or oxygen enriched air
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
    • Y02A50/00—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE in human health protection, e.g. against extreme weather
    • Y02A50/20—Air quality improvement or preservation, e.g. vehicle emission control or emission reduction by using catalytic converters
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • Y02E20/18—Integrated gasification combined cycle [IGCC], e.g. combined with carbon capture and storage [CCS]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/32—Direct CO2 mitigation
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/34—Indirect CO2mitigation, i.e. by acting on non CO2directly related matters of the process, e.g. pre-heating or heat recovery

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)

Abstract

Изобретение относится к электростанции с уменьшенным содержанием CO2 и способу выработки электроэнергии из угольного топлива. Газообразные продукты сгорания дополнительно охлаждают и разделяют на поток с высоким содержанием CO2 и поток с низким содержанием СО2 в устройстве захвата CO2, поток с низким содержанием CO2 подогревают и расширяют в турбине для выработки электроэнергии, а затем поток с низким содержанием CO2 сбрасывают в окружающую среду, причем поток с высоким содержанием CO2 разделяют на поток для хранения или для отгрузки и на поток, возвращаемый в камеру сгорания, и, по меньшей мере, часть потока с высоким содержанием CO2, возвращаемого в камеру сгорания, смешивают с угольным топливом и потом вводят в камеру сгорания, при этом его нагнетают в камеру сгорания вместе с угольным топливом. Изобретение позволяет обеспечить использование CO2 в качестве источника движущей силы для введения топлива, а также для устранения вероятности преждевременного воспламенения до его введения в камеру сгорания. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 6 ил.

Description

Изобретение относится к способу генерирования электроэнергии в основном из угольного топлива, при котором газообразные продукты сгорания разделяют на поток с высоким содержанием СО2, который отправляют, например, для безопасного хранения; и на поток с низким содержанием СО2, который выпускают в окружающую среду. Изобретение также относится к реализующей этот способ электростанции и к устройству электростанции.
Концентрация СО2 в атмосфере в последние 150 лет повысилась почти на 30% в основном из-за сгорания ископаемого топлива, такого как уголь и углеводороды. Концентрация метана удвоилась, и концентрация оксидов азота возросла почти на 15%. В результате этого усилился атмосферный парниковый эффект, повлекший за собой следующие явления.
Средняя температура у поверхности земли увеличилась приблизительно на 0,5°С за последние сто лет, причем в последнее десятилетие эта тенденция ускоряется.
За тот же период дождевые осадки увеличились приблизительно на 1%.
Уровень моря повысился на 15-20 см из-за таяния ледников и из-за расширения воды при нагревании.
Ожидается, что растущие количества выбрасываемых в атмосферу парниковых газов будут и далее вызывать изменения климата. Температура может повыситься ни много, ни мало до 0,6-2,5°С в следующие 50 лет. В научных кругах есть общепринятое мнение о том, что возрастающее использование ископаемого топлива с экспоненциальным увеличением количества выброса CO2 в атмосферу изменило природное равновесие содержания CO2, и поэтому является прямой причиной этого явления.
Важно принять незамедлительные меры для стабилизирования содержания CO2 в атмосфере. Это можно осуществить, если вырабатываемый теплоэлектростанцией CO2 будут собирать и надежно складировать. Предполагается, что такая мера по сбору
СО2 обойдется в три четверти всех затрат на сдерживание роста количества выбросов СО2 в атмосферу.
Газ, выбрасываемый тепловой электростнацией в атмосферу, обычно содержит 4-10% CO2 по объему, причем наименьшие показатели обычно у газовых турбин, и наибольшие - в случае использования камер сгорания с охлаждением, например, при генерировании пара.
Захват CO2 из содержащего СО2 газа при помощи абсорбции хорошо известен (см., например, ЕР 0551876). Содержащий CO2 газ вводят в контакт с абсорбентом, который обычно является аминовым раствором, поглощающим CO2 из газа. Аминовый раствор затем регенерируют его нагреванием. Но при этом абсорбция зависит от парциального давления CO2. Если парциальное давление слишком низкое, то поглощается относительно небольшая часть всего CO2. Обычно парциальное давление CO2 в газообразных продуктах сгорания относительно низкое, в случае газовых турбин - обычно 0,04 бар. Расход энергии в такой станции почти в 3 раза выше на единицу веса CO2, чем в случае, когда парциальное давление СО2 в исходном газе равно 1,5 бар. Очистная установка становится слишком дорогой, и степень очистки и размер электростанции при этом являются ограничивающими факторами.
Поэтому конструкторские разработки направлены на повышение парциального давления СО2. Согласно документу WO 00/48709 повторно повышают давление газообразных продуктов сгорания, расширенных в газовой турбине и охлажденных. Газ с повышенным давлением затем вводят в контакт с абсорбентом. Таким образом повышают парциальное давление CO2, например, до 0,5 бар, при этом очистка становится более эффективной. Существенный недостаток этого способа заключается в том, что парциальное давление кислорода в газе тоже становится высоким, например порядка 1,5 бар, причем физические свойства аминов быстро нарушаются при парциальном давлении кислорода свыше приблизительно 0,2 бар. Помимо этого, для этого способа требуется дорогостоящее дополнительное оборудование.
Еще одна возможность повышения парциального давления СО2 заключается в разделении воздуха. За счет разделения воздуха, поступающего в оборудование сгорания, на кислород и азот циркулирующий CO2 можно использовать как газ-носитель (для газовых турбин) или как охлаждающий газ (для работающих на сжигании угля котлах) в газотурбинном комбинированном цикле или в работающих на угле электростанциях, соответственно. Если для разбавления образующегося СО2 азот будет отсутствовать, то CO2 в исходящем газе будет иметь относительно высокое парциальное давление, приблизительно до 1 бар. Избыток CO2, образующегося при сгорании, можно затем отделить сравнительно просто, чтобы можно было упростить соответствующую установку для сбора CO2. Но совокупные затраты на эту систему становятся относительно высокими, поскольку необходимо иметь мощную установку для получения кислорода, помимо электростанции.
Получение и сжигание чистого кислорода ставит серьезные проблемы техники безопасности, кроме большого спроса на этот материал. Для этого, по всей вероятности, также потребуется разработка новых турбин.
Согласно документу WO 2004/001301 осуществляют сгорание при повышенном давлении, охлаждают газообразные продукты сгорания за счет генерирования водяного пара, разделяют газообразные продукты сгорания на поток с высоким содержанием CO2 и на поток с низким содержанием CO2 и расширяют поток с низким содержанием CO2 в турбине перед его сбросом в атмосферу. При этом имеется в виду работающая на газе станция, а использование угля как топлива не упоминается.
Документ WO 2004/026445 раскрывает способ разделения газообразных продуктов сгорания, поступающих из работающей на газе тепловой электростанции, на поток с высоким содержанием СО2 и на поток с низким содержанием СО2. Газообразные продукты сгорания этой станции используют как содержащий кислород газ во вторичной комбинированной электростанции и в установке разделения газа.
Излагаемые в этом документе способы в основном относятся к электростанциям, работающим на природном газе. Но в настоящее время для тепловой электростанции уголь все шире используется вместо природного газа. Угольные тепловые электростанции на единицу электроэнергии производят больше CO2, чем работающие на природном газе станции. Помимо этого, уголь более доступен по сравнению с природным газом, и он более дешевый.
Введение угольного топлива, такого как пылевидный уголь, в камеры сгорания с повышенным давлением связано с техническими трудностями. Использование воздуха в качестве носителя для пылевидного угля создает взрывную смесь, в результате чего сгорание начнется еще до входа в камеру сгорания, и это обстоятельство даже может привести к взрыву в средствах смешивания воздуха и угля, или в соединительных линиях, или в камере сгорания. Использование инертного газа, например азота, представляет собой еще один вариант, но по причине необходимости очистки азота расходы самой электростанции неприемлемо возрастут. Помимо этого, введение азота увеличит общий поток газа и по этой причине снизит парциальное давление CO2 в газообразных продуктах сгорания, и это обстоятельство скажется на производительности по разделению СО2.
Согласно так называемому способу сжигания топлива в кипящем слое под давлением пылевидный уголь смешивают с водой для получения пастообразной смеси, которую нагнетают в камеру сгорания. Водно-угольная паста нужна для закачивания текучей среды и, тем самым, для преодоления давления в котле. Вода испарится из пасты, вследствие чего кпд снизится. Чтобы поджечь водно-угольную пасту, необходимо использовать камеру сгорания с псевдоожиженным слоем. Для этого необходимо крупное и дорогостоящее оборудование. Кроме этого, псевдоожиженный слой значительно снижает давление на порядок 2 бар. В результате этого снижается мощность последующей турбины.
Соответственно, необходимо обеспечить рентабельный способ выработки электроэнергии из угольного топлива, согласно которому газообразные продукты сгорания разделяют на поток с высоким содержанием СО2 - для хранения, и на поток с низким содержанием CO2, который можно сбросить в атмосферу.
Согласно первому аспекту настоящего изобретения создан способ выработки электроэнергии в основном из угольного топлива, при котором угольное топливо и содержащий кислород газ вводят в камеру сгорания и сжигают при повышенном давлении, и газообразные продукты сгорания охлаждают в камере сгорания за счет генерирования пара для выработки электричества; при этом газообразные продукты сгорания дополнительно охлаждают и разделяют на поток с высоким содержанием
CO2 и поток с низким содержанием CO2 в устройстве захвата СО2; поток с низким содержанием СО2 подогревают и расширяют в турбине для выработки электроэнергии, а затем поток с низким содержанием СО2 сбрасывают в окружающую среду; причем поток с высоким содержанием СО2 разделяют на поток для хранения или для отгрузки и на поток возвращаемый в камеру сгорания, и, по меньшей мере, часть потока с высоким содержанием СО2, возвращаемого в камеру сгорания, смешивают с угольным топливом и потом вводят камеру сгорания, при этом его нагнетают в камеру сгорания вместе с угольным топливом.
Предпочтительно, поток с низким содержанием СО2 нагревают теплообменом от газообразных продуктов сгорания из вторичной работающей на газе камеры сгорания, и затем поток с низким содержанием СО2 расширяют в турбине.
Предпочтительно, давление в камере сгорания составляет от 5 до 35 бар.
Предпочтительно, давление составляет от 10 до 20 бар, более предпочтительно приблизительно от 12 до 16 бар.
Предпочтительно, температура газообразных продуктов сгорания, выходящих из камеры сгорания, снижается до температуры ниже приблизительно 350°С за счет генерирования пара.
Предпочтительно, природный газ вводят в камеру сгорания для содействия сгоранию.
Согласно второму аспекту настоящего изобретения создана тепловая электростанция, работающая в основном на угольном топливе, содержащая камеру сгорания, средство для введения угольного топлива и содержащего кислород газа в камеру сгорания, средство охлаждения для охлаждения газообразных продуктов сгорания в камере сгорания и средство для разделения газообразных продуктов сгорания на поток с высоким содержанием CO2 и поток с низким содержанием СО2, линию для рециркуляции части СО2 в камеру сгорания и линию CO2 для доставки остального потока с высоким содержанием СО2 для хранения или для отгрузки, при этом средство для введения угольного топлива в камеру сгорания содержит резервуар и СО2-линию, предназначенную для введения CO2 в резервуар, и инжектор для введения угольного топлива вместе с СО2 из резервуара в камеру сгорания.
Предпочтительно, средствами охлаждения являются охлаждающие змеевики внутри камеры сгорания; причем охлаждающие змеевики выполнены с возможностью охлаждения газообразных продуктов сгорания за счет генерирования пара.
Предпочтительно, тепловая электростанция дополнительно содержит паровую турбину, соединенную с генератором для выработки электроэнергии.
Предпочтительно, тепловая электростанция дополнительно содержит работающую на газе вторичную камеру сгорания для генерирования тепла для нагревания потока с низким содержанием CO2 и турбину для расширения нагретого потока с низким содержанием СО2, который затем сбрасывают в окружающую среду.
Предпочтительно, турбина соединена с генератором для выработки электроэнергии.
Таким образом, согласно предпочтительному варианту осуществления, по меньшей мере, часть потока с высоким содержанием CO2, которую возвращают в камеру сгорания, смешивают с угольным топливом перед ее введением в камеру сгорания, и вводят в камеру сгорания вместе с угольным топливом. Возвращаемый в камеру сгорания поток с высоким содержанием CO2 можно использовать для псевдоожижения топлива в резервуарах промежуточного хранения, чтобы осевшее угольное топливо не мешало введению в камеру сгорания. Также поток с высоким содержанием CO2 можно использовать в качестве носителя для топлива, чтобы принудительно выводить топливо из резервуара в камеру сгорания.
Поток с низким содержанием СО3 предпочтительно нагревают теплообменом с газообразными продуктами сгорания из вторичной сжигающей газ камеры сгорания, и затем поток с низким содержанием CO2 расширяют в турбине. Это делается для того, чтобы оптимизировать выработку энергии электростанцией и увеличить ту часть электричества, которую вырабатывают расширением этого потока перед его выпуском в окружающую среду.
Давление в камерах сгорания может составлять 5-35 бар, предпочтительно 10-20 бар и наиболее предпочтительно приблизительно 12-60 бар. Абсорбция СО2 в устройстве захвата CO2 более эффективна при повышенном давлении, чем при пониженном давлении. Сгорание при повышенном давлении доставляет газообразные продукты сгорания под повышенным давлением в устройство захвата без использования расходующих энергию компрессоров. Если камера сгорания постоянно почти полностью заполнена сгоранием, то массовый расход подлежащего очистке дымового газа сводится к минимуму, и поэтому концентрация и парциальное давление CO2 увеличиваются максимально.
Предпочтительно, чтобы температура газообразных продуктов сгорания из камеры сгорания была бы снижена приблизительно до 350°С за счет генерирования водяного пара. Если температуру газообразных продуктов сгорания из камеры сгорания выдерживать в значении 350°С, то в оборудовании для последующей обработки газа можно использовать сталь обычного качества. Из водяного пара, используемого для выработки электроэнергии, отбирают значительное количество энергии.
Согласно одному варианту осуществления изобретения природный газ вводят в камеру сгорания для обеспечения сгорания. Сгорание происходит эффективнее, если ему содействует природный газ.
Согласно предпочтительному осуществлению изобретения используют вторичную работающую на газе камеру сгорания для генерирования тепла, нагревающего поток с низким содержанием CO2; и турбину для расширения нагретого потока с низким содержанием СО2 перед его сбросом в окружающую среду. Нагревание потока перед его сбросом в окружающую среду придает газу дополнительную энергию. В результате этого выработка электроэнергии за счет расширения потока с низким содержанием CO2 в турбине становится более эффективной, в результате чего повышается общая эффективность станции.
Предпочтительно, турбина для расширения потока с низким содержанием CO2 соединена с электрогенератором для выработки электроэнергии.
Согласно третьему аспекту изобретения создан инжектор для угольного топлива и содержащего кислород газа, который нагнетает их в камеру сгорания и содержит центральную трубу для ввода смеси пылевидного угольного топлива и газообразного CO2, вокруг которой установлены инжекторы для содержащего кислород газа. Конструкция инжектора с центральной трубой для нагнетания угля и СО2, вокруг которой установлены инжекторы содержащего кислород газа, обеспечивает быстрое и надлежащее перемешивание угольного топлива и содержащего кислород газа. Это быстрое и надлежащее перемешивание топлива и содержащего кислород газа обеспечивает оптимальное сгорание в камере сгорания.
Согласно предпочтительному варианту осуществления изобретения инжектор дополнительно содержит один или более инжекторов для нагнетания природного газа. Введение дополнительного топлива в виде природного газа можно использовать как для пуска сгорания, так и для поддержания сгорания. Сгорание природного газа в камере сгорания улучшает и оптимизирует сгорание угля, так как дополнительное тепло обеспечивает испарение более легких компонентов топлива и более эффективное сгорание.
В центральной трубе могут быть дополнительно выполнены спиральные ребра. Наличие спиральных ребер обусловливают вихревое движение угольного топлива и
CO2 в центральной трубе. Это движение в еще большей степени улучшает перемешивание угольного топлива, содержащего кислород газа и любого дополнительно введенного природного газа.
Согласно одному варианту осуществления изобретения инжекторы газа ориентированы таким образом, что газ вращается в сторону, противоположную движению пылевидного угля. Вращение газа и пылевидного угля в противоположные стороны обеспечивает оптимальное смешивание газа и пылевидного угля.
Далее, настоящее изобретение будет описано более подробно со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых:
Фиг.1 - схематическая иллюстрация предпочтительного варианта осуществления изобретения;
Фиг.2а - продольное сечение инжектора согласно изобретению;
Фиг.2b - сечение по линии А-А с Фиг.2а;
Фиг.3 - приводимое в качестве примера устройство для размалывания топлива и устройство промежуточного хранения топлива согласно изобретению;
Фиг.4 - продольное сечение комбинированного теплообменника и вторичной камеры сгорания для электростанции согласно изобретению;
Фиг.5 - блок-схема устройства для промежуточного хранения топлива и средства хранения CO2; и
Фиг.6 - блок-схема приводимого в качестве примера устройства захвата СО2.
Приводимый в качестве примера вариант осуществления работающей на природном газе и угле тепловой электростанции показан на Фиг.1. Уголь и, при необходимости, известняк вводят в угольную мельницу 12 по линии 10 угля и линии 11 известняка, соответственно. Уголь и, при необходимости, известняк размалывают до состояния молотой смеси в угольной мельнице 12 до размеров частиц, соответствующих подаче в камеру сгорания.
Размолотые уголь и, при необходимости, известняк по транспортеру 13 подают в средство 14 промежуточного хранения. Средство 14 промежуточного хранения в поясняемом осуществлении включает в себя два или более хранилища, каждое из которых действует как дозатор. Для непрерывной работы камеры сгорания необходимо иметь два или более хранилища.
Каждое промежуточное хранилище имеет входной клапан 15, резервуар 16 и выходной клапан 17. Помимо этого, каждое хранилище имеет один или более входов для CO2, который поступает по CO2-линии 18. Молотая смесь из угольной мельницы доставляется в устройство промежуточного хранения и единовременно ссыпается в один резервуар. Входной клапан 15 для заполняемого резервуара 16 открывают, а выходной клапан 17 закрывают. Во время или после заполнения резервуара 16 воздух предпочтительно удаляют из резервуара при помощи CO2 из CO2-линии 18, чтобы устранить возникновение опасной смеси воздуха и угольной пыли.
CO2 регулируют клапаном 19 для CO2. После заполнения резервуара и удаления воздуха из резервуара входной клапан 15 закрывают. Перед введением смеси из резервуара в камеру 25 сгорания CO2 вводят в резервуар, чтобы давление в резервуаре стало выше давления сгорания, например: 0,5-1 бар, 0,7 бар или выше.
Согласно одному варианту осуществления изобретения входы для CO2 в резервуаре расположены таким образом, что смесь в резервуаре, по меньшей мере, частично псевдоожижается поступающим потоком CO2. Выходной клапан 17 затем открывают, и смесь идет к инжектору 21 по линии 20. Смесь вводят в камеру 25 сгорания инжектором 21 вместе с CO2, сжатым содержащим кислород газом из линии 23 воздуха и, дополнительно, природным газом из линии 2. Инжектор 21 более подробно описан далее со ссылкой на Фиг.2. Газ из линии 22 используют для содействия сгоранию в камере сгорания и для регулирования сгорания в ней.
Содержащим кислород газом может быть воздух, воздух с повышенным содержанием кислорода или кислород. В данном описании и в формуле изобретения термины «содержащий кислород газ» и «воздух» используются как синонимы этого газа.
Сгорание в камере 25 сгорания происходит при повышенном давлении, например, от 5 до 25 бар, более предпочтительно от около 10 до около 20 бар и наиболее предпочтительно около 15 бар.
Твердое вещество в камере сгорания, такое как несгораемый остаток угля и сульфат кальция в связующем серных соединений в газообразных продуктах сгорания, собирают на дне камеры сгорания и удаляют по линии 24 удаления твердых веществ.
Описываемая выше камера 25 сгорания является в настоящее время предпочтительной камерой. Но специалисту в данной области техники будет ясно, что возможны и другие конструкции и принципы работы. Описываемую выше конструкцию камеры сгорания можно заменить, например, камерой сгорания с псевдоожиженным слоем.
Существенное количество создаваемого сгоранием тепла отводят из камеры сгорания путем генерирования пара в охлаждающих змеевиках 9 в камере сгорания. Тепло большей частью отводят с верха камеры сгорания, чтобы понизить температуру газообразных продуктов сгорания, исходящих из камеры 25 сгорания по линии 35 газообразных продуктов сгорания.
Водяной пар, образующийся в охлаждающем змеевике 9, удаляют из камеры сгорания по линии 26 пара и расширяют в турбине 28 для выработки электричества в генераторе 27. Расширившийся пар поступает по линии 29 в конденсатор 30, где расширившийся газ охлаждается и конденсируется. Водный конденсат откачивают насосом 31 и предварительно нагревают теплообменом в подогревателе 32, потом воду вновь вводят по линии 33 в охлаждающий змеевик 9 в камере 25 сгорания. Следует отметить, что эта схема может быть намного сложнее. Охлаждающий змеевик можно подразделить на два или более охлаждающих змеевиков, каждый из которых будет участвовать в нагревании одной или более паровых турбин.
Выходящие из камеры 25 сгорания газообразные продукты сгорания по линии 35 газообразных продуктов сгорания предпочтительно имеют температуру около 350°С или ниже. Температура ниже 350°С в газообразных продуктах сгорания из камеры сгорания позволяет использовать относительно недорогую сталь, используемую в сооружении линий и технологического оборудования, и снизить затраты на их сооружение.
Газообразные продукты сгорания в линии 35 содержат пыль, попадающую из камеры сгорания. Эта пыль может быть вредной для дальнейшей переработки газообразных продуктов сгорания. Соответственно, пыль нужно удалять в устройстве 36 пылеудаления, которое содержит установленные последовательно циклоны или фильтры 38.
Устройство 36 пылеудаления также может содержать более двух параллельных линий, каждая из которых будет иметь несколько последовательно установленных циклонов или фильтров. Это устройство может содержать более двух параллельных линий. Для непрерывной работы устройства пылеудаления одну или более параллельных линий можно перекрыть для очистки и техобслуживания, если, по меньшей мере, одна из параллельных линий при этом всегда будет открыта и будет работать.
Входная сторона одной из параллельных линий может быть закрытой предшествующим клапаном 34, при этом другая сторона параллельных линий может быть закрыта последующим клапаном 40. Пыль, уловленную в циклонах и/или фильтрах, удаляют по линиям 39 пылеудаления.
Из устройства пылеудаления не имеющие пыли газообразные продукты сгорания поступают по линии 41 в установку избирательного каталитического восстановления для существенного восстановления NOx, образовавшихся в камере сгорания. В этой установке 42 избирательного каталитического восстановления (ИКВ) NOx можно удалить при помощи NH3 согласно следующей реакции: 3NO+2NH3=2,5N2+3H2O. Эта очистка эффективна до 90% при атмосферном давлении, но предполагается, что ее можно улучшить при рабочем давлении свыше 10 бар. Поэтому есть возможность очистки NOx до остаточного содержание 5 частей на миллион или ниже. При помощи теплообменников газу можно придать температуру, оптимальную для этого процесса. Можно также использовать и другие способы очистки NOx без использования NH3. Способ с использованием NH3 имеет тот недостаток, что некоторое количество NH3 «проскакивает».
Очищенный газ выходит из ИКВ по линии 3 и охлаждается в теплообменнике 44. Из теплообменника 44 газ поступает в конденсатор 47 на линии 46. В конденсаторе газ дополнительно охлаждается, и водный конденсат удаляется из газа. Газ из конденсатора поступает в установку 49 захвата CO2 на линии 48.
Как вариант, перед конденсатором можно установить скруббер. В используемом дополнительно скруббере газ насыщают водяным паром, и газ охлаждают противоточным контактом с водой при соответствующих температурах. Скруббер может использовать химикаты для окисления и/или абсорбции содержащих NOx, SOx, другие кислоты или газы, или макрочастицы остатков в потоке дымовых газов. Этим химикатом может быть «проскочивший» NH3 из системы ИКВ, который дает щелочной раствор, или специальный химикат с щелочными и/или окислительными свойствами. В последнем случае скруббер может полностью заменить установку 42 ИКВ.
Очистка дымовых газов существенно важна для уменьшения образования стойких к теплу солей в захватывающем СО2 абсорбенте, для уменьшения ухудшения, с течением времени, показателей захвата СО2.
Установка захвата СО2 обычно содержит абсорбер, в котором дымовые газы идут противотоком по отношению к такому абсорбенту, как амин, горячий карбонат или физический абсорбент. Количество СО2 в дымовом газе обычно снижается на 90-99% в абсорбере, и затем дымовой газ выходит из абсорбера как поток с низким содержанием СО2. Абсорбент с абсорбированным СО2 (насыщенный абсорбент) нагревают в теплообменнике типа «растворитель/растворитель» и регенерируют в десорбере. Регенерированный растворитель охлаждают в теплообменнике типа «растворитель/растворитель», охлаждают в дополнительном охладителе и возвращают в абсорбционную колонну СО2, при этом СО2 удаляют из десорбера как поток, насыщенный СО2. На Фиг.6 показано приводимое в качестве примера устройство для захвата CO2. Конкретная конструкция устройства будет зависеть от типа используемого растворителя.
Устройство 49 захвата СО2 может быть любым устройством, которое будет разделять частично очищенные газообразные продукты сгорания на поток с высоким содержанием CO2, выходящий из устройства по СО2-линии 51, и на поток с низким содержанием СО2, выходящий из устройства по линии 50. В линии 51 поток с высоким содержанием СО2 сжимают до давления около 100 бар в компрессоре 52, работающем от электродвигателя 53. Часть сжатого потока с высоким содержанием СО2 выходит из компрессора по линии 51 и возвращается в качестве источника СО2 для средства 14 промежуточного хранения. Остальной СО2 сжимают далее и удаляют из станции по
CO2-линии 55.
Выходящий из устройства 49 захвата СО2 поток с высоким содержанием СО2 по линии 50 поступает в увлажнитель, где газ нагревают и насыщают водой, который потом идет по линии 57 в теплообменник 44, где газ с низким содержанием СО2 нагревается от горячего газа в линии 43. Предпочтительно воздух или другой соответствующий газ вводят в линию 57 (или 50) по линии 73 воздуха, чтобы компенсировать массу СО2, которая была удалена из газообразных продуктов сгорания, и поэтому теплоемкость потока с низким содержанием СО2 приблизительно та же, что и теплоемкость газообразных продуктов сгорания в линии 43. Воздух впускается в систему через воздухозаборник 70 и сжимается компрессором 71, работающим от электродвигателя 72. Как вариант, некоторое количество воздуха из компрессора 78 можно пустить в обход камеры 25 сгорания и последующего оборудования и ввести в линию 50 или линию 57 (на Фиг.1 это не показано).
Нагретый поток с низким содержанием СО2 выходит из теплообменника 44 по линии 58 и поступает в теплообменник 59, где поток с низким содержанием СО2 нагревается от газообразных продуктов сгорания, входящих в теплообменник по линии 82 из вторичной камеры 81 сгорания. Вторичная камера 81 сгорания сжигает природный газ, который поступает из входной линии 80. Кислород для сгорания во вторичной камере 81 сгорания вводят во вторичную камеру сгорания по линии 87.
Охлажденный газ из теплообменника 59 выходит из него по линии 86, которая переходит в линию 41 для удаления СО2. Часть газа в линии 86 можно отбирать в линии 83 и возвращать в линию 82 при помощи вентилятора 84 и линии 85. Возвращение по линии 83 используют для увеличения расхода массы нагретого газа через теплообменник 59 из линии 82. Если теплообменник выполнен из материала, который выдерживает высокую температуру, до 2000°С, то рециркуляция не нужна.
Нагретый поток с низким содержанием СО2, выходящий из теплообменника 59 по линии 60, расширяется в турбине 61. Расширенный поток с низким содержанием CO2 из турбины 61 по линии 62 далее охлаждается в теплообменниках 63, и потом газовый поток выпускают в атмосферу по линии 64. Теплообменник(и) 63 может быть идентичен подогревателю 32 и подогревать охлаждающие змеевики в камере сгорания, и энергия расширившегося потока с низким содержанием CO2 используется для нагревания воды в подогревателе 32.
Воздух для камеры 25 сгорания и вторичной камеры 81 сгорания в поясняемом варианте осуществления изобретения вводят в систему через воздухозаборник 75. Воздух в воздухозаборнике 75 сжимают предпочтительно в двухступенчатом компрессоре, имеющем два компрессора 76 и 78 и промежуточный холодильник 77. Сжатый газ из компрессора 78 выходит по линии 79 и разделяется на два потока: в линию 23 воздуха, которая идет в инжектор 21, и во вторую линию 87 воздуха, которая выходит во вторичную камеру 81 сгорания. Переток в компрессорах 76, 78 и/или турбине 61 показан в виде линии 88 перетока. Компрессоры в поясняемом осуществлении расположены на валу 66, общем для обоих компрессоров 76, 78, турбины 61 и электрогенератора 65. Как вариант, можно использовать двухступенчатый компрессор 76, 78 (не показан) и двухступенчатую турбину 61 (ступень низкого давления и ступень высокого давления) - не показаны - при этом турбина низкого давления приводит в действие компрессор 76 низкого давления, а турбина высокого давления приводит в действие компрессор 78 высокого давления и генератор 65.
На Фиг.2а показано сечение по длине камеры сгорания и предпочтительного варианта осуществления инжектора 21. Инжектор 21 установлен на манжете 101, приваренной к стенке камеры сгорания. Инжектор вставлен в манжету 101 и прикреплен к манжете крепежной пластиной 100. Инжектор содержит центральную трубу 102 для нагнетания угля, инжекторы 103 воздуха и инжекторы 104 газа, установленные вокруг центральной трубы. Манжету 101 предпочтительно охлаждают воздухом из входного отверстия 109 для воздуха, циркулирующего в рубашке 106 охлаждения, расположенной вокруг манжеты. Воздух, нагретый охлаждением манжеты в рубашке охлаждения, предпочтительно идет по линии 107, входит в инжекторы 103 воздуха и подается в камеру сгорания.
Смесь угля, CO2 и, при необходимости, известняка, поступающая в инжектор 20 по линии 21, входит в центральную трубу 102. Эту смесь вдувают по трубке за счет имеющего повышенное давление CO2 и вводят в камеру сгорания. Согласно чертежу воздух нагнетается в камеру сгорания соплами, и создаваемый соплами эффект Вентури обусловит дополнительный унос материала из центральной трубы в камеру сгорания.
Горячая и горящая газо-угольная смесь из инжектора 21 может отрицательно воздействовать на стенку камеры сгорания и нагревающие водяной пар змеевики 9. Во избежание повреждения стенки камеры сгорания и нагревающих водяной пар змеевиков 9 напротив инжектора 21 установлена отражательная пластина 111 для снижения скорости остающихся несгоревших частиц и во избежание или для уменьшения повреждения внутренней стенки камеры сгорания. Отражатель предпочтительно охлаждается при помощи СО2, доставляемого по линии 110 газа, циркулирующего по охлаждающим каналам 112 на задней стороне отражательной пластины. Обычно устанавливают одну отражательную пластину на каждый инжектор, если на стенке камеры сгорания установлено более одного инжектора. Как вариант, отражатель может иметь форму усеченного конуса с отверстиями для инжекторов.
На Фиг.2b показано поперечное сечение по линии А-А с Фиг.2а. Вокруг центральной трубы 102 установлены инжекторы 103 воздуха. Инжекторы газа для нагнетания природного газа, идущего в инжекторы по линии 22 газа, расположены, согласно приводимому в качестве примера инжектору, внутри одного или более инжекторов воздуха. Имеющие спиральную форму ребра 105 на внутренней стенке центральной трубы обусловливают вращение угольной смеси и, соответственно, образование турбулентности в камере сгорания. Турбулентность имеет важное значение, чтобы обеспечивать должное смешивание вводимого угля, газа и воздуха, нужное для создания оптимальных условий сгорания.
На Фиг.3 показаны комбинированная мельница и устройство 14 промежуточного хранения. Уголь и известняк транспортируют по транспортеру 10, 11, 13 в воронку 150, выходящую в мельницу 12. Воронка 150 имеет внутренние щитки 151 снижения скорости подачи угля/известняка в мельницу 12. Сниженная скорость подачи позволит оптимально снизить интенсивность поступления воздуха. Мельница 12 предпочтительно содержит несколько мельниц; причем поступающие уголь и известняк сначала входят в мельницу, а затем в мельницу тонкого помола, чтобы обеспечить нужный размер частиц.
Мельницу и нижнюю часть воронки предпочтительно очищают при помощи CO2, который поступает из линии 152 очистки, чтобы уменьшить количество кислорода или воздуха, приносимого с углем и известняком, так как смесь угольной пыли и кислорода может быть взрывоопасной. Поток CO2 в линии очистки регулируется клапаном 153.
После мельницы состоящая из угля и известняка пыль подается вертикально архимедовым винтом 13 в резервуар 16. Клапан 15, установленный между транспортером 13 и резервуаром 16, используется для закрытия резервуара, когда тот наполнится состоящей из угля и известняка пылью. Когда резервуар 16 надо будет опорожнить в камеру сгорания, клапан 15 закрывают, CO2 вводят в резервуар сверху резервуара по линии 154 СО2, регулируемой клапаном 155, и/или по СО2-линии 157, регулируемой клапаном 158. Введение CO2 либо по линии 154, либо линии 157 повышает давление в резервуаре. Давление в резервуаре повышается до давления, превышающего давление в камере сгорания. Давление в резервуаре предпочтительно на 0,5-1 бар выше давления в камере сгорания. Введение CO2 по линии 157 вблизи днища резервуара будет, по меньшей мере, частично псевдоожижать содержимое резервуара. Клапан 17 в линии 20 тогда откроют, и смесь СО2, угольной пыли и известняка будет принудительно вводиться по линии 20 через инжектор 21 в камеру сгорания, как было описано ранее. После опорожнения резервуара 16 клапан 17 снова закроют, клапан 15 откроют, и резервуар будет снова заполняться пылью, как упомянуто выше.
На Фиг.4 показана комбинированная вторичная камера сгорания и теплообменник 200 вместо вторичной камеры 81 сгорания, теплообменника 59 и соединяющих их линий. Эта комбинация с точки зрения теплотехники более эффективна и устраняет или снижает необходимость в соединительных линиях.
Воздух и природный газ вводят по линии 203 воздуха и линии 202 газа, соответственно, в камеру 201 сгорания. СО2 вводят из СО2-линии 204 по рубашке 205 охлаждения, чтобы охлаждать верхнюю часть камеры сгорания, и затем он выходит в камеру сгорания для регулирования состава газа в камере сгорания. Горящий газ в камере сгорания принудительно вводится вниз в камеру сгорания и по отверстиям 206 вблизи днища камеры сгорания. Теплый дымовой газ из камеры сгорания циркулирует в камере дымового газа, расположенной вокруг камеры сгорания. Горячий дымовой газ в камере дымового газа охлаждается теплообменом от потока с низким содержанием СО2 из линии 58, входящего в устройство через входное отверстие 212. Поток с низким содержанием CO2 циркулирует в циркуляционном пространстве между внешней стенкой камеры 207 дымового газа и кожухом 210 теплообменника.
Дымовой газ из вторичной камеры 201 сгорания выходит из этого устройства через выходное отверстие 208 дымового газа и входит в линию 86. Нагретый поток с низким содержанием CO2 выходит из этого устройства через выходное отверстие 213 теплообменника в линию 60. Воздух, вводимый в линию 203 воздуха, предпочтительно предварительно нагревают теплообменом от потока с низким содержанием CO2 при введении воздуха во вход для воздуха в рубашке 216, которая окружает, по меньшей мере, часть кожуха 210 теплообменника. Нагретый воздух удаляют через выходное отверстие 217 воздуха и выводят в линию 203 воздуха.
Эта комбинированная камера сгорания и теплообменник обеспечивает более компактную конструкцию камеры сгорания. Значительная разница температур на стенке, разделяющей камеру сгорания и теплообменник этого устройства, обусловливает необходимость относительно небольшой площади теплообмена.
На Фиг.5 показан вариант осуществления средства 14 промежуточного хранения, имеющего средство 250 хранения для CO2. Средство 250 хранения СО2 содержит резервуар 255 СО2, компрессор 259, действующий от электродвигателя 263, фильтр 252 пыли и соединительные линии 257 и 261, и несколько клапанов 253, 254, 258, 260 и 262, регулирующих потоки системы. Средство 250 хранения СО2 выполнено с возможностью его перекрытия от средства 14 промежуточного хранения дополнительным клапаном 251.
Когда находящийся под давлением СО2 в резервуаре 255 заполняет один из резервуаров 16, 16' или 16'', то клапан, соединенный с резервуаром 16, то есть 248, 248'' или 248'', открывается. Затем открываются клапаны 256 и 262, чтобы газ из резервуара 255 шел по линиям 257, 261 и 249, 249' или 249''. Когда поток из резервуара 255 в резервуар 16, 16' или 16'' прекращается по причине снижения разности давлений, то клапан 256 закрывается, клапаны 254, 260 и 258 открываются, и CO2 из резервуара 255 сжимается компрессором 259, чтобы давление в резервуаре 255 достигло почти атмосферного давления. Все клапаны 253, 254, 256, 258, 260, 262 и 248 затем закрываются.
Для направления избыточного СО2 из резервуара 16, 16' и 16'' в резервуар 255 открывается соответствующий клапан 248, 248' или 248''. Затем СО2 может идти через фильтр 252 из резервуара 16, 16' или 16'' в резервуар 255 за счет открытия клапанов 253 и 254. Как только поток уменьшится из-за снижения разности давлений между резервуарами, клапан 254 закроется, клапаны 260, 258 и 256 откроются, и газ из резервуара 16, 16' или 16'' будет сжат и подан в резервуар 255 для временного хранения. Когда давление в резервуаре 16, 16' и 16'' достигнет почти атмосферного давления, все клапаны 248, 248' и 248'', 253, 254, 256, 258, 260 и 262 закроются.
Специалисту в данной области техники будет очевидно, что СО2 можно вводить в резервуар 16 и удалять из него по любым линиям CO2 в резервуар, например, по линиям 154, 157 или 18; и что линия 249 указана только в целях пояснения и может быть любой упомянутой линией, например одной или в комбинации с другими.
На Фиг.6 показано приводимое в качестве примера и несколько упрощенное устройство 49 захвата CO2. Охлажденные газообразные продукты сгорания входят в устройство 49 по линии 48 и поступают в абсорбер 300 вблизи его днища. Очищенные газообразные продукты сгорания выходят из абсорбера 300 по линии 50 вблизи верха абсорбера. Абсорбент, такой как амин или горячий раствор карбоната, вводят в абсорбер по линии 301 вблизи верха абсорбера, и абсорбент выходит из абсорбера в качестве насыщенного абсорбента (с высоким содержанием CO2) по линии 302 вблизи днища абсорбера. Противоположные течения очищаемого газа и абсорбента через абсорбер обеспечивают оптимальные условия для абсорбции CO2.
Насыщенный абсорбент в линии 302 нагревается в теплообменнике 303 от регенерированного (обедненного) абсорбента, и потом насыщенный абсорбент входит в десорбер 305 вблизи его верха. Температура в десорбере является более высокой, а давление - более низким, чем в абсорбере 300, в результате чего CO2 выделяется из абсорбента. Выделившийся из абсорбента СО2 удаляют из десорбера по линии 306 CO2. CO2 в линии 306 охлаждается в парциальном конденсаторе 307 горячего орошения, из потока с высоким содержанием СО2, выходящего из устройства захвата СО2, удаляется влага по линии 51. Влага, сконденсировавшаяся в парциальном конденсаторе 307 горячего орошения, возвращается в десорбер по линии 308 горячего орошения.
Десорбат отбирают вблизи днища десорбера 305 по линии 301. Десорбат в линии 301 охлаждают в теплообменнике 303 и в охладителе 311, и затем он поступает в абсорбер 300. Часть десорбата можно отбирать в нагревательном контуре 309, где он нагревается в ребойлере 310, и затем нагретый десорбат вновь вводят в десорбер 305.
В приводимой в качестве примера станции согласно Фиг.1 основные значения температуры, давления и массового расхода могут быть следующими:
Таблица 1
Давление, температура, массовый расход и производительность для разных устройств/в разных местоположениях на станции мощностью 400 МВт
№ Давление (бар) Температура (°С) Массовый расход (кг/с) Произв. (МВт)
13 1,013 30 21 (уголь)  
22 20 15 2,3  
23 16 300 300  
26 300 600 272  
27       428
35 16 350 323  
46   120-130    
48   40-90    
55 100 30 78  
58 15 330 385  
60 15 850 385  
65       80
73 16 145 50  
75 1,013 15 400  
80 20 15 5  
82   870    
86 15 330 90  
87 16 300 85  
88 16 300 15  
Специалисту в данной области техники будет очевидно, что упомянутые теплообменники, турбины, компрессоры и т.п. могут быть двумя или более устройствами, подключенными параллельно и/или последовательно. В тех случаях, когда упоминаются две или более параллелей, их число может отличаться от числа, указываемого в приводимом в качестве примера варианте осуществления изобретения.

Claims (11)

1. Способ выработки электроэнергии в основном из угольного топлива, при котором угольное топливо и содержащий кислород газ вводят в камеру сгорания и сжигают при повышенном давлении и газообразные продукты сгорания охлаждают в камере сгорания за счет генерирования пара для выработки электричества, при этом газообразные продукты сгорания дополнительно охлаждают и разделяют на поток с высоким содержанием CO2 и поток с низким содержанием CO2
в устройстве захвата CO2, поток с низким содержанием CO2 подогревают и расширяют в турбине для выработки электроэнергии, а затем поток с низким содержанием CO2 сбрасывают в окружающую среду, причем поток с высоким содержанием CO2 разделяют на поток для хранения или для отгрузки и на поток, возвращаемый в камеру сгорания, и, по меньшей мере, часть потока с высоким содержанием CO2, возвращаемого в камеру сгорания, смешивают с угольным топливом и потом вводят в камеру сгорания, при этом его нагнетают в камеру сгорания вместе с угольным топливом.
2. Способ по п.1, при котором поток с низким содержанием СО2 нагревают теплообменом от газообразных продуктов сгорания из вторичной работающей на газе камеры сгорания, и затем поток с низким содержанием СО2 расширяют в турбине.
3. Способ по п.1 или 2, при котором давление в камере сгорания составляет от 5 до 35 бар.
4. Способ по п.3, при котором давление составляет от 10 до 20 бар, более предпочтительно приблизительно от 12 до 16 бар.
5. Способ по п.1, при котором температура газообразных продуктов сгорания, выходящих из камеры сгорания, снижается до температуры, ниже приблизительно 350°С за счет генерирования пара.
6. Способ по п.1, при котором природный газ вводят в камеру сгорания для содействия сгоранию.
7. Тепловая электростанция, работающая в основном на угольном топливе, содержащая камеру сгорания, средство для введения угольного топлива и содержащего кислород газа в камеру сгорания, средство охлаждения для охлаждения газообразных продуктов сгорания в камере сгорания и средство для разделения газообразных продуктов сгорания на поток с высоким содержанием СО2 и поток с низким содержанием СО2, линию для рециркуляции части CO2 в камеру сгорания и линию СО2 для доставки остального потока с высоким содержанием CO2 для хранения или для отгрузки, при этом средство для введения угольного топлива в камеру сгорания содержит резервуар и CO2 - линию, предназначенную для введения СО2 в резервуар, и инжектор для введения угольного топлива вместе с CO2 из резервуара в камеру сгорания.
8. Тепловая электростанция по п.7, в которой средствами охлаждения являются охлаждающие змеевики внутри камеры сгорания, причем охлаждающие змеевики выполнены с возможностью охлаждения газообразных продуктов сгорания за счет генерирования пара.
9. Тепловая электростанция по п.8, дополнительно содержащая паровую турбину, соединенную с генератором для выработки электроэнергии.
10. Тепловая электростанция по п.7, дополнительно содержащая работающую на газе вторичную камеру сгорания для генерирования тепла для нагревания потока с низким содержанием CO2 и турбину для расширения нагретого потока с низким содержанием CO2, который затем сбрасывают в окружающую среду.
11. Тепловая электростанция по п.10, в которой турбина соединена с генератором для выработки электроэнергии.
RU2007140880/06A 2005-04-05 2005-04-08 Тепловая электростанция с уменьшенным содержанием co2 и способ выработки электроэнергии из угольного топлива RU2378519C2 (ru)

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20051687 2005-04-05
NO20051687A NO20051687D0 (no) 2005-04-05 2005-04-05 Termisk kraftanlegg med lavt CO2 utslipp
US66900405P 2005-04-07 2005-04-07
US60/669,004 2005-04-07

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2007140880A RU2007140880A (ru) 2009-05-20
RU2378519C2 true RU2378519C2 (ru) 2010-01-10

Family

ID=35529540

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2007140880/06A RU2378519C2 (ru) 2005-04-05 2005-04-08 Тепловая электростанция с уменьшенным содержанием co2 и способ выработки электроэнергии из угольного топлива

Country Status (6)

Country Link
US (1) US20090025390A1 (ru)
EP (1) EP1871993A1 (ru)
JP (1) JP2008534862A (ru)
CA (1) CA2603529A1 (ru)
RU (1) RU2378519C2 (ru)
WO (1) WO2006107209A1 (ru)

Families Citing this family (109)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
NO328975B1 (no) * 2008-02-28 2010-07-05 Sargas As Gasskraftverk med CO2-rensing
PL2251596T3 (pl) * 2008-03-06 2017-01-31 Ihi Corp Sposób oraz instalacja do zasilania dwutlenkiem węgla kotła ze spalaniem tlenowo-paliwowym
WO2009121008A2 (en) 2008-03-28 2009-10-01 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
CN101981272B (zh) 2008-03-28 2014-06-11 埃克森美孚上游研究公司 低排放发电和烃采收***及方法
EP2108888A1 (en) * 2008-04-07 2009-10-14 Siemens Aktiengesellschaft Carbon capture plant and power plant system
WO2009150666A1 (en) * 2008-06-13 2009-12-17 Ashok Kumar Datta An artificial sink for removal of pollutants from flue-gases
DE102008039449A1 (de) 2008-08-25 2010-03-04 Rheinisch-Westfälische Technische Hochschule Aachen Emissionsfreies Karftwerk
JP4981771B2 (ja) * 2008-09-08 2012-07-25 三菱重工業株式会社 石炭ガス化複合発電設備
BRPI0920139A2 (pt) 2008-10-14 2015-12-22 Exxonmobil Upstream Res Co sistema de combustão, método de controle de combustão, e, sistema de combustor.
FI20086192A (fi) * 2008-12-12 2010-06-13 Foster Wheeler Energia Oy Kiertoleijureaktori happipolttoon, menetelmä sellaisen reaktorin käyttämiseksi ja menetelmä kiertoleijureaktorin muuttamiseksi
EP2141413A1 (en) * 2008-12-22 2010-01-06 L'Air Liquide Société Anonyme pour l'Etude et l'Exploitation des Procédés Georges Claude Method for oxycombustion of pulverized solid fuels
JP2012515296A (ja) * 2009-01-15 2012-07-05 サルガス アーエス 流動床燃焼の改良
JP5639602B2 (ja) 2009-02-26 2014-12-10 パルマー ラボ，エルエルシー 高圧および高温にて燃料を燃焼させるための装置および方法、および関連するシステムおよび機器
US8596075B2 (en) 2009-02-26 2013-12-03 Palmer Labs, Llc System and method for high efficiency power generation using a carbon dioxide circulating working fluid
US10018115B2 (en) 2009-02-26 2018-07-10 8 Rivers Capital, Llc System and method for high efficiency power generation using a carbon dioxide circulating working fluid
JP5898069B2 (ja) 2009-06-05 2016-04-06 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 燃焼器システムおよびその使用方法
MX341477B (es) 2009-11-12 2016-08-22 Exxonmobil Upstream Res Company * Sistemas y métodos de generación de potencia de baja emisión y recuperación de hidrocarburos.
JP5578907B2 (ja) 2010-03-29 2014-08-27 三菱重工業株式会社 石炭ガス化複合発電プラント
CA2801488C (en) 2010-07-02 2018-11-06 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission triple-cycle power generation systems and methods
EA029523B1 (ru) 2010-07-02 2018-04-30 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Интегрированная система производства энергии и снижения выбросов co
MY156099A (en) 2010-07-02 2016-01-15 Exxonmobil Upstream Res Co Systems and methods for controlling combustion of a fuel
CN102959202B (zh) 2010-07-02 2016-08-03 埃克森美孚上游研究公司 集成***、发电的方法和联合循环发电***
WO2012003079A1 (en) 2010-07-02 2012-01-05 Exxonmobil Upstream Research Company Stoichiometric combustion of enriched air with exhaust gas recirculation
EP2598230A1 (en) * 2010-07-28 2013-06-05 Sargas AS Jet engine with carbon capture
CN103069130B (zh) 2010-08-06 2016-02-24 埃克森美孚上游研究公司 优化化学计量燃烧的***和方法
US9399950B2 (en) 2010-08-06 2016-07-26 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for exhaust gas extraction
US9657937B2 (en) * 2010-08-23 2017-05-23 Saudi Arabian Oil Company Steam generation system having multiple combustion chambers and dry flue gas cleaning
GB2484080A (en) * 2010-09-28 2012-04-04 Univ Cranfield Power generation using a pressurised carbon dioxide flow
JP2012087974A (ja) * 2010-10-18 2012-05-10 Central Res Inst Of Electric Power Ind 石炭火力発電システム
NO333145B1 (no) 2010-10-28 2013-03-18 Sargas As Varmeintegrering i et CO2-fangstanlegg
EP2481471B1 (en) 2011-02-01 2015-08-05 Alstom Technology Ltd Apparatus and system for NOx reduction in wet flue gas
TWI564474B (zh) 2011-03-22 2017-01-01 艾克頌美孚上游研究公司 於渦輪系統中控制化學計量燃燒的整合系統和使用彼之產生動力的方法
TWI563166B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Integrated generation systems and methods for generating power
TWI563165B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Power generation system and method for generating power
TWI593872B (zh) 2011-03-22 2017-08-01 艾克頌美孚上游研究公司 整合系統及產生動力之方法
US8453462B2 (en) * 2011-08-25 2013-06-04 General Electric Company Method of operating a stoichiometric exhaust gas recirculation power plant
KR20130039185A (ko) * 2011-10-11 2013-04-19 한국에너지기술연구원 에너지효율이 향상된 건식 이산화탄소 포집장치
PL2776692T3 (pl) 2011-11-02 2016-11-30 Układ wytwarzania energii i odpowiedni sposób
WO2013095829A2 (en) 2011-12-20 2013-06-27 Exxonmobil Upstream Research Company Enhanced coal-bed methane production
US20130167557A1 (en) * 2012-01-04 2013-07-04 General Electric Company Power plant
EA028822B1 (ru) 2012-02-11 2018-01-31 Палмер Лэбс, Ллк Реакция парциального окисления с быстрым охлаждением в закрытом цикле
US9353682B2 (en) 2012-04-12 2016-05-31 General Electric Company Methods, systems and apparatus relating to combustion turbine power plants with exhaust gas recirculation
US10273880B2 (en) 2012-04-26 2019-04-30 General Electric Company System and method of recirculating exhaust gas for use in a plurality of flow paths in a gas turbine engine
US9784185B2 (en) 2012-04-26 2017-10-10 General Electric Company System and method for cooling a gas turbine with an exhaust gas provided by the gas turbine
JP5907621B2 (ja) 2012-05-30 2016-04-26 月島機械株式会社 加圧流動炉システムの不純物の搬送方法
US20140102096A1 (en) * 2012-10-12 2014-04-17 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Carbon-dioxide recovery system
US9708977B2 (en) 2012-12-28 2017-07-18 General Electric Company System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation
US10138815B2 (en) 2012-11-02 2018-11-27 General Electric Company System and method for diffusion combustion in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US9611756B2 (en) 2012-11-02 2017-04-04 General Electric Company System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US10107495B2 (en) 2012-11-02 2018-10-23 General Electric Company Gas turbine combustor control system for stoichiometric combustion in the presence of a diluent
US9599070B2 (en) 2012-11-02 2017-03-21 General Electric Company System and method for oxidant compression in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US9869279B2 (en) 2012-11-02 2018-01-16 General Electric Company System and method for a multi-wall turbine combustor
US9803865B2 (en) 2012-12-28 2017-10-31 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US10215412B2 (en) 2012-11-02 2019-02-26 General Electric Company System and method for load control with diffusion combustion in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US9574496B2 (en) 2012-12-28 2017-02-21 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9631815B2 (en) 2012-12-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US10208677B2 (en) 2012-12-31 2019-02-19 General Electric Company Gas turbine load control system
US9581081B2 (en) 2013-01-13 2017-02-28 General Electric Company System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US9512759B2 (en) 2013-02-06 2016-12-06 General Electric Company System and method for catalyst heat utilization for gas turbine with exhaust gas recirculation
TW201502356A (zh) 2013-02-21 2015-01-16 Exxonmobil Upstream Res Co 氣渦輪機排氣中氧之減少
US9938861B2 (en) 2013-02-21 2018-04-10 Exxonmobil Upstream Research Company Fuel combusting method
RU2637609C2 (ru) 2013-02-28 2017-12-05 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Система и способ для камеры сгорания турбины
CN103157340A (zh) * 2013-03-07 2013-06-19 陈卫星 一种燃煤微尘实现零排放工艺
WO2014137648A1 (en) 2013-03-08 2014-09-12 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and methane recovery from methane hydrates
US20140250945A1 (en) 2013-03-08 2014-09-11 Richard A. Huntington Carbon Dioxide Recovery
TW201500635A (zh) 2013-03-08 2015-01-01 Exxonmobil Upstream Res Co 處理廢氣以供用於提高油回收
US9618261B2 (en) 2013-03-08 2017-04-11 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and LNG production
TWI654368B (zh) 2013-06-28 2019-03-21 美商艾克頌美孚上游研究公司 用於控制在廢氣再循環氣渦輪機系統中的廢氣流之系統、方法與媒體
US9617914B2 (en) 2013-06-28 2017-04-11 General Electric Company Systems and methods for monitoring gas turbine systems having exhaust gas recirculation
US9835089B2 (en) 2013-06-28 2017-12-05 General Electric Company System and method for a fuel nozzle
US9631542B2 (en) 2013-06-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for exhausting combustion gases from gas turbine engines
US9903588B2 (en) 2013-07-30 2018-02-27 General Electric Company System and method for barrier in passage of combustor of gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US9587510B2 (en) 2013-07-30 2017-03-07 General Electric Company System and method for a gas turbine engine sensor
US9951658B2 (en) 2013-07-31 2018-04-24 General Electric Company System and method for an oxidant heating system
JP6250332B2 (ja) 2013-08-27 2017-12-20 ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー ガスタービン設備
US10030588B2 (en) 2013-12-04 2018-07-24 General Electric Company Gas turbine combustor diagnostic system and method
US9752458B2 (en) 2013-12-04 2017-09-05 General Electric Company System and method for a gas turbine engine
US10227920B2 (en) 2014-01-15 2019-03-12 General Electric Company Gas turbine oxidant separation system
US9915200B2 (en) 2014-01-21 2018-03-13 General Electric Company System and method for controlling the combustion process in a gas turbine operating with exhaust gas recirculation
US9863267B2 (en) 2014-01-21 2018-01-09 General Electric Company System and method of control for a gas turbine engine
US10079564B2 (en) 2014-01-27 2018-09-18 General Electric Company System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US10047633B2 (en) 2014-05-16 2018-08-14 General Electric Company Bearing housing
US10655542B2 (en) 2014-06-30 2020-05-19 General Electric Company Method and system for startup of gas turbine system drive trains with exhaust gas recirculation
US9885290B2 (en) 2014-06-30 2018-02-06 General Electric Company Erosion suppression system and method in an exhaust gas recirculation gas turbine system
US10060359B2 (en) 2014-06-30 2018-08-28 General Electric Company Method and system for combustion control for gas turbine system with exhaust gas recirculation
TWI691644B (zh) 2014-07-08 2020-04-21 美商八河資本有限公司 具改良效率之功率生產方法及系統
CN107108233B (zh) 2014-09-09 2019-12-20 八河流资产有限责任公司 从发电***和方法生产低压液态二氧化碳
US11231224B2 (en) 2014-09-09 2022-01-25 8 Rivers Capital, Llc Production of low pressure liquid carbon dioxide from a power production system and method
US11686258B2 (en) 2014-11-12 2023-06-27 8 Rivers Capital, Llc Control systems and methods suitable for use with power production systems and methods
MA40950A (fr) 2014-11-12 2017-09-19 8 Rivers Capital Llc Systèmes et procédés de commande appropriés pour une utilisation avec des systèmes et des procédés de production d'énergie
US10961920B2 (en) 2018-10-02 2021-03-30 8 Rivers Capital, Llc Control systems and methods suitable for use with power production systems and methods
US9869247B2 (en) 2014-12-31 2018-01-16 General Electric Company Systems and methods of estimating a combustion equivalence ratio in a gas turbine with exhaust gas recirculation
US9819292B2 (en) 2014-12-31 2017-11-14 General Electric Company Systems and methods to respond to grid overfrequency events for a stoichiometric exhaust recirculation gas turbine
US10788212B2 (en) 2015-01-12 2020-09-29 General Electric Company System and method for an oxidant passageway in a gas turbine system with exhaust gas recirculation
US10316746B2 (en) 2015-02-04 2019-06-11 General Electric Company Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction
US10094566B2 (en) 2015-02-04 2018-10-09 General Electric Company Systems and methods for high volumetric oxidant flow in gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US10253690B2 (en) 2015-02-04 2019-04-09 General Electric Company Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction
US10267270B2 (en) 2015-02-06 2019-04-23 General Electric Company Systems and methods for carbon black production with a gas turbine engine having exhaust gas recirculation
US10145269B2 (en) 2015-03-04 2018-12-04 General Electric Company System and method for cooling discharge flow
US10480792B2 (en) 2015-03-06 2019-11-19 General Electric Company Fuel staging in a gas turbine engine
EP3308004B1 (en) 2015-06-15 2021-09-29 8 Rivers Capital, LLC System and method for startup of a power production plant
KR102204443B1 (ko) 2016-02-18 2021-01-18 8 리버스 캐피탈, 엘엘씨 메탄화를 포함하는 동력 생산을 위한 시스템 및 방법
ES2960756T3 (es) 2016-02-26 2024-03-06 8 Rivers Capital Llc Sistemas y métodos para controlar una planta de energía
BR112019004762A2 (pt) 2016-09-13 2019-05-28 8 Rivers Capital Llc sistema e método para a produção de energia mediante o uso de oxidação parcial
US11125159B2 (en) 2017-08-28 2021-09-21 8 Rivers Capital, Llc Low-grade heat optimization of recuperative supercritical CO2 power cycles
BE1025689B1 (nl) * 2017-11-08 2019-06-11 Europem Technologies Nv Systeem en werkwijze voor warmterecuperatie en reiniging van een uitlaatgas van een verbrandingsproces
US10914232B2 (en) 2018-03-02 2021-02-09 8 Rivers Capital, Llc Systems and methods for power production using a carbon dioxide working fluid
NO347376B1 (no) * 2020-04-14 2023-10-02 Karbon Ccs Ltd Et system og en fremgangsmåte for CO2‐fangst
CN114459033B (zh) * 2022-01-28 2024-06-25 佛山仙湖实验室 基于富氧及氢气助燃的氨燃烧控制***

Family Cites Families (32)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3628332A (en) * 1970-04-16 1971-12-21 John J Kelmar Nonpolluting constant output electric power plant
GB2062839B (en) * 1979-09-13 1983-12-14 Rolls Royce Gas turbine engine fuel burner
GB2099132B (en) * 1981-04-16 1985-02-06 Boc Ltd Fuel burners and theeir operation
US4434613A (en) * 1981-09-02 1984-03-06 General Electric Company Closed cycle gas turbine for gaseous production
JPH0633370B2 (ja) * 1984-11-09 1994-05-02 株式会社日立製作所 石炭ガス化発電プラント
US4748918A (en) * 1985-10-30 1988-06-07 Chang Shien F Incinerator for the high speed combustion of waste products
US5149261A (en) * 1985-11-15 1992-09-22 Nippon Sanso Kabushiki Kaisha Oxygen heater and oxygen lance using oxygen heater
GB2206195A (en) * 1987-06-26 1988-12-29 Air Prod & Chem Safety system for pulverised fuel burner
JP2954972B2 (ja) * 1990-04-18 1999-09-27 三菱重工業株式会社 ガス化ガス燃焼ガスタービン発電プラント
JPH04116232A (ja) * 1990-09-07 1992-04-16 Babcock Hitachi Kk 石炭ガス化複合発電方法
WO1992006328A1 (en) * 1990-10-05 1992-04-16 Massachusetts Institute Of Technology Combustion system for reduction of nitrogen oxides
JPH04244504A (ja) * 1991-01-30 1992-09-01 Central Res Inst Of Electric Power Ind 二酸化炭素回収型石炭火力発電システム
BE1005524A6 (fr) * 1991-11-06 1993-08-31 Centre Rech Metallurgique Bruleur oxy-charbon.
CA2086399C (en) * 1992-01-27 2004-03-30 Joel Vatsky Split stream burner assembly
US5937652A (en) * 1992-11-16 1999-08-17 Abdelmalek; Fawzy T. Process for coal or biomass fuel gasification by carbon dioxide extracted from a boiler flue gas stream
US5335609A (en) * 1993-04-29 1994-08-09 University Of Chicago Thermal and chemical remediation of mixed waste
US5544624A (en) * 1993-07-12 1996-08-13 Institute Of Gas Technology Gas-fired, porous matrix, combustor-steam generator
NO180520C (no) * 1994-02-15 1997-05-07 Kvaerner Asa Fremgangsmåte til fjerning av karbondioksid fra forbrenningsgasser
DE4407619C1 (de) * 1994-03-08 1995-06-08 Entec Recycling Und Industriea Verfahren zur schadstoffarmen Umwandlung fossiler Brennstoffe in technische Arbeit
US5724805A (en) * 1995-08-21 1998-03-10 University Of Massachusetts-Lowell Power plant with carbon dioxide capture and zero pollutant emissions
JPH09228807A (ja) * 1996-02-26 1997-09-02 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd 石炭ガス化複合発電システム
US5896740A (en) * 1996-09-12 1999-04-27 Shouman; Ahmad R. Dual cycle turbine engine having increased efficiency and heat recovery system for use therein
US5906806A (en) * 1996-10-16 1999-05-25 Clark; Steve L. Reduced emission combustion process with resource conservation and recovery options "ZEROS" zero-emission energy recycling oxidation system
JPH11264325A (ja) * 1998-03-18 1999-09-28 Toshiba Corp 二酸化炭素回収型発電プラント
NO993704D0 (no) * 1999-03-26 1999-07-29 Christensen Process Consulting Fremgangsmåte for å kontrollere CO2 innholdet i en utslippsgass fra et brennkammer
US6173663B1 (en) * 1999-06-21 2001-01-16 The University Of Chicago Carbon dioxide remediation via oxygen-enriched combustion using dense ceramic membranes
DE10110783A1 (de) * 2001-03-06 2002-10-02 Innovationen Zur Verbrennungst Heizungsanlage und Verfahren zum Betreiben einer Heizungsanlage
FR2825995B1 (fr) * 2001-06-15 2004-07-09 Inst Francais Du Petrole Installation et procede de production de gaz de synthese comprenant un reacteur de vaporeformage et un reacteur de conversion du co2 chauffe par un gaz chaud
US6832485B2 (en) * 2001-11-26 2004-12-21 Ormat Industries Ltd. Method of and apparatus for producing power using a reformer and gas turbine unit
NO20023050L (no) * 2002-06-21 2003-12-22 Fleischer & Co Fremgangsmåte samt anlegg for utf degree relse av fremgangsmåten
US7028622B2 (en) * 2003-04-04 2006-04-18 Maxon Corporation Apparatus for burning pulverized solid fuels with oxygen
US6951454B2 (en) * 2003-05-21 2005-10-04 The Babcock & Wilcox Company Dual fuel burner for a shortened flame and reduced pollutant emissions

Also Published As

Publication number Publication date
RU2007140880A (ru) 2009-05-20
WO2006107209A1 (en) 2006-10-12
US20090025390A1 (en) 2009-01-29
EP1871993A1 (en) 2008-01-02
JP2008534862A (ja) 2008-08-28
CA2603529A1 (en) 2006-10-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2378519C2 (ru) Тепловая электростанция с уменьшенным содержанием co2 и способ выработки электроэнергии из угольного топлива
EP1690040B1 (en) Method for co2 separation from thermal power plant combution gas
TWI443290B (zh) 用於淨化富二氧化碳煙氣之方法及鍋爐系統
KR101401813B1 (ko) 화석 연료 발전 설비의 배기 가스로부터 이산화탄소를 분리하기 위한 방법 및 장치
US6574962B1 (en) KOH flue gas recirculation power plant with waste heat and byproduct recovery
CN102597672B (zh) 用于气体处理的***
US7690201B2 (en) Method of efficiency and emissions performance improvement for the simple steam cycle
US5199263A (en) Combustion system with reduced sulfur oxide emissions
US8752384B2 (en) Carbon dioxide capture interface and power generation facility
EP2724767A1 (en) A method of treating a carbon dioxide rich flue gas and a flue gas treatment system
JP5448858B2 (ja) 酸素燃焼発電プラントとその運転方法
WO2000057990A1 (en) Method for controlling the co2 content flue gas from thermal power plants and a thermal power plant using the method
CN108290111A (zh) 用于从发电循环去除燃烧产物的***和方法
US5078752A (en) Coal gas productions coal-based combined cycle power production
KR20110022580A (ko) 석탄 가압 가스화 공정과 통합한 변형된 가스 및 스팀 터빈 공정
WO2013057661A1 (en) Oxygen preheating in oxyfuel combustion system
JP2001354975A (ja) 石炭ガス化および灰溶融炉、および複合発電システム
KR20200109327A (ko) 이젝터에 의한 비용효율적인 가스 정제 방법 및 시스템
CN210424975U (zh) 高效燃烧冷却***及烟气冷却器
CN209944283U (zh) 高速循环燃烧***
KR20110114629A (ko) 유동상 연소의 개선
ES2900017T3 (es) Procedimiento e instalación de producción de electricidad a partir de una carga de combustible sólido de recuperación
CN101175899A (zh) 低co2热能动力设备
RU2088774C1 (ru) Способ работы газотурбинной установки и установка для его осуществления
JP2023515919A (ja) ガスストリームにおけるｃｏ２および窒素の捕捉のためのシステムおよび方法

Legal Events

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

Effective date: 20150616

MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20200409