WO2014129391A1 - Ｃｏ２回収システム及びｃｏ２回収方法 - Google Patents

Ｃｏ２回収システム及びｃｏ２回収方法 Download PDF

Info

Publication number
WO2014129391A1
WO2014129391A1 PCT/JP2014/053425 JP2014053425W WO2014129391A1 WO 2014129391 A1 WO2014129391 A1 WO 2014129391A1 JP 2014053425 W JP2014053425 W JP 2014053425W WO 2014129391 A1 WO2014129391 A1 WO 2014129391A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
steam
turbine
supply path
steam turbine
drive mechanism
Prior art date
Application number
PCT/JP2014/053425
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
乾　正幸
隆仁 米川
ティファニー ウー
達也 辻内
本城　新太郎
浩次 中山
Original Assignee
三菱重工業株式会社
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 三菱重工業株式会社 filed Critical 三菱重工業株式会社
Publication of WO2014129391A1 publication Critical patent/WO2014129391A1/ja

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
    • B01D53/14—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
    • B01D53/1425—Regeneration of liquid absorbents
    • 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
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2259/00—Type of treatment
    • B01D2259/65—Employing advanced heat integration, e.g. Pinch technology
    • 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
    • Y02E20/14—Combined heat and power generation [CHP]

Definitions

  • the present invention relates to a CO 2 recovery system and a CO 2 recovery method for recovering and removing CO 2 from exhaust gas.
  • a power generation facility 1 such as a thermal power plant
  • a main boiler 2 burns fossil fuels such as coal, oil, and LNG to generate steam T ⁇ b> 1.
  • 4 and 5 are turned to generate electricity.
  • a large amount of exhaust gas G containing CO 2 which is one of the greenhouse gases that influence global warming, is emitted along with the combustion of fossil fuel.
  • equipment A for recovering and removing CO 2 from the exhaust gas G is provided.
  • CO 2 recovery device A is, for example, a desulfurization cooling tower (pretreatment device) 6 that pretreats the exhaust gas G and a desulfurization cooling tower 6 to reduce the temperature.
  • the CO 2 absorbing solution in the exhaust gas G is brought into contact with (lean solution) 7
  • an absorption tower (absorber) 8 is removed by absorbing CO 2 from the exhaust gas G
  • CO 2 absorbent having absorbed CO 2 absorption tower 8 (Rich liquid) 9 includes a regeneration tower (regeneration device) 10 that separates and recovers CO 2 (see, for example, Patent Document 1).
  • the CO 2 absorbent 9 after the CO 2 is recovered by the regeneration tower 10 is sent to the absorption tower 8 and is used again to absorb and remove CO 2 from the exhaust gas G. That is, this CO 2 recovery system A circulates the CO 2 absorbents 7 and 9 through the absorbent circulation path between the absorption tower 8 and the regeneration tower 10, and absorbs CO 2 into the CO 2 absorbent 7 and CO 2. 2 absorbing liquid 9 repeat the recovery of CO 2, and is configured to remove and recover CO 2 from the exhaust gas G that is sequentially supplied.
  • CO 2 recovered by the regeneration tower 10 is processed as compressed CO 2 by the compressor 11 (CO 2 compression mechanism 12).
  • compressed CO 2 can be used as CO 2 for enhanced oil recovery (EOR) to increase the amount of oil (crude oil) collected and increase the oil recovery rate, or released into the atmosphere. In order to prevent global warming, it is processed by storing it in the deep underground.
  • EOR enhanced oil recovery
  • the auxiliary boiler 13 heats the CO 2 absorbent 9 in the regeneration tower 10 to separate and recover the CO 2 , and the high-temperature and high-pressure HP steam T1 supplied to the reheating boiler (reboiler) 14 or the regeneration tower 10.
  • HP steam T1 supplied to the steam turbine for driving the compressor 11 (first steam turbine 15) that processes the CO 2 recovered in step S2 as compressed CO 2 is generated.
  • high-temperature and high-pressure HP steam T1 is introduced from the main boiler 2 on the power generation facility 1 side, and a steam turbine 15 of a large machine such as an exhaust gas blower or a CO 2 compressor 11 is driven.
  • the LP steam T2 having a lower temperature and a lower pressure than the HP steam T1 is fed to the reheating boiler 14.
  • the HP steam T1 is introduced from the main boiler 2 or the like on the power generation facility 1 side, the steam turbine 15 of a large machine such as the CO 2 compressor 11 is driven, and the steam turbine 15 is exhausted.
  • the LP steam T2 is supplied to the reheating boiler 14, the propriety of driving of the steam turbine 15 is determined depending on the condition of the HP steam T1, and a great limitation occurs.
  • a small machine such as a pump is driven using a steam turbine, it is disadvantageous in terms of driving efficiency of the steam turbine. Therefore, machines to which steam driving can be applied are limited, and steam T1 is effectively used. A big restriction will occur.
  • a let-down line (let-down path) 18 is provided between the HP steam header (HP steam supply path 17) and the LP steam header 16, and the LP steam header 16 The pressure is adjusted to be constant.
  • the extra HP steam T1 is consumed through the letdown line 18.
  • CO 2 recovery system absorbing exhaust gas is contacted with CO 2 absorbing solution, an absorption device to absorb CO 2 in the flue gas to the CO 2 absorbing solution, the CO 2 the CO 2 absorbing liquid that has been heated with receiving from the absorber, a reproducing apparatus for separating CO 2 from the CO 2 absorbing solution, in conjunction with the first steam turbine drives, and separated by the reproducing apparatus CO
  • An auxiliary boiler that heats the condensed water of LP steam after heating the CO 2 absorbing liquid to generate HP steam, and supplies the HP steam to the first steam turbine of the CO 2 compression mechanism, and the auxiliary boiler
  • a second turbine drive mechanism is provided that supplies the HP steam generated in the second steam turbine to the second steam turbine and drives the second steam turbine in conjunction with the second steam turbine.
  • the second turbine drive mechanism may be a generator.
  • the first steam turbine and the second steam turbine are the same steam turbine, and the CO 2 compression mechanism of the first turbine drive mechanism and the second turbine
  • the drive mechanism may be configured to drive in conjunction with the same steam turbine.
  • an HP steam supply path for supplying HP steam from the auxiliary boiler to the first steam turbine and / or the second steam turbine, and the first An open / close valve that opens and closes the let-down path provided with a let-down path that connects an LP steam supply path that supplies LP steam from the steam turbine and / or the second steam turbine to the reheat boiler;
  • a pressure measuring mechanism is provided that measures the pressure of the steam supply path and the LP steam supply path, and controls the opening and closing of the on-off valve while the pressure difference between the HP steam supply path and the LP steam supply path becomes a preset pressure difference. It may be done.
  • an HP steam supply path for supplying HP steam from the auxiliary boiler to the first steam turbine and / or the second steam turbine A let-down path is provided to connect an LP steam supply path for supplying LP steam from one steam turbine and / or the second steam turbine to the reheat boiler, and the required steam amount in the reheat boiler is R,
  • the amount of steam necessary for driving the CO 2 compression mechanism of the first turbine drive mechanism is C
  • the amount of steam generated in the auxiliary boiler is B
  • the amount of steam supplied to the second turbine drive mechanism is G
  • the CO 2 recovery method is a method of recovering CO 2 from exhaust gas, wherein any one of the above CO 2 recovery systems is used, and the exhaust gas is converted into CO 2 by the absorption device. brought into contact with the absorption liquid, the CO 2 in the flue gas is absorbed into the CO 2 absorbing solution, together with accepting the CO 2 absorbing solution treated with the absorber, it is heated by the reproducing apparatus, the CO 2 absorbing solution the CO 2 is separated from the regeneration of CO 2 separated by the apparatus in conjunction with the first steam turbine and compressed by the CO 2 compression mechanism of the first turbine driving mechanism for driving said first to said reheat boiler
  • the LP steam discharged from the steam turbine is supplied to heat the CO 2 absorbing liquid with the regenerator, and the condensed water of the LP steam after heating the CO 2 absorbing liquid is heated with the auxiliary boiler.
  • HP steam is generated, the HP steam is supplied to the first steam turbine of the CO 2 compression mechanism and supplied to the second steam turbine, and the second turbine drive mechanism is driven in conjunction with the second steam turbine
  • the second turbine drive mechanism is a generator, and the electric power generated by the generator in conjunction with the second steam turbine is converted to the CO 2. It may be used in a collection system.
  • the first steam turbine and the second steam turbine are the same steam turbine, and the CO 2 compression mechanism of the first turbine drive mechanism and the first The two-turbine drive mechanism may be driven in conjunction with the same steam turbine.
  • the pressure measurement mechanism measures the pressures of the HP steam supply path and the LP steam supply path, and the HP steam supply path and the LP steam supply.
  • the pressure difference of the path may be a preset pressure difference, and the on-off valve that opens and closes the let-down path may be controlled to open and close.
  • the required steam amount in the reheating boiler is R
  • the steam amount required for driving the CO 2 compression mechanism of the first turbine drive mechanism is C.
  • HP steam is generated by an auxiliary boiler using fuel such as natural gas, and this HP steam is converted into a steam turbine driven CO 2 compressor (first turbine drive mechanism).
  • the CO 2 compression mechanism) and a second turbine drive mechanism such as a steam turbine drive generator can be used in a cogeneration system. That is, the HP steam drives the CO 2 compressor mechanism in conjunction with the first steam turbine to compress the CO 2 , and simultaneously drives the second turbine drive mechanism in conjunction with the second steam turbine to generate power. It can be performed.
  • the second turbine drive mechanism can be driven.
  • a turbine-driven generator is adopted as the second turbine drive mechanism to generate power, it is not necessary to receive any power from the power generation facility side, and power is supplied to all devices used in the CO 2 recovery system. It becomes possible to supply.
  • the pressure of the HP steam generated by the auxiliary boiler can be controlled to a certain level by adjusting the flow rate of fuel such as natural gas supplied to the auxiliary boiler. Thereby, the pressure of the HP steam supplied to the first steam turbine and the second steam turbine becomes constant, and there is no need to let down (discharge) the HP steam through the let down path.
  • a second turbine drive mechanism that is driven in conjunction with a second steam turbine that uses HP steam is introduced, and LP steam discharged from the second steam turbine is supplied to the reheating boiler.
  • FIG. 1 It is a diagram showing a CO 2 recovery system according to an embodiment of the present invention (and CO 2 recovery method). Conventional CO 2 recovery system (and CO 2 recovery method).
  • FIG. 1 It is a diagram showing a CO 2 recovery system according to an embodiment of the present invention (and CO 2 recovery method). Conventional CO 2 recovery system (and CO 2 recovery method).
  • FIG. 1 It is a diagram showing a CO 2 recovery system according to an embodiment of the present invention (and CO 2 recovery method). Conventional CO 2 recovery system (and CO 2 recovery method).
  • the CO 2 recovery system and the CO 2 recovery method of the present embodiment treat exhaust gas from a main boiler or turbine that burns a large amount of fossil fuel such as coal, oil, and LNG in a power generation facility such as a thermal power plant.
  • the invention relates to a system for recovering CO 2 from the exhaust gas.
  • the CO 2 recovery system and CO 2 recovery method according to the present invention need not be limited to the treatment of exhaust gas generated at a thermal power plant, and can be applied to other cases where CO 2 is recovered and removed from exhaust gas. It is.
  • the CO 2 recovery system B of the present embodiment is a system for recovering and removing CO 2 in the exhaust gas G generated in the power generation facility 1.
  • HP steam T1 generated in the main boiler 2 drives the high-pressure turbine 3, it is reheated as a high-pressure turbine exhaust by a reheater (not shown) in the main boiler 2, and this reheated medium pressure Steam (HP steam T1) is sent to the intermediate pressure turbine 4 and further to the low pressure turbine 5 to drive the intermediate pressure turbine 4 and the low pressure turbine 5, respectively. Further, the exhaust gas from the low-pressure turbine 5 is condensed by the condenser 20, and the condensed water W generated by the condenser 20 is supplied to the main boiler 2 as a part of boiler water.
  • the CO 2 recovery system B of the present embodiment receives the exhaust gas G generated by burning coal or the like in the main boiler 2 and cools the exhaust gas G, and impurities such as sulfur oxides in the exhaust gas G.
  • a desulfurization cooling tower (pretreatment device) 6 that removes gas and the exhaust gas G treated by the desulfurization cooling tower 6 are received, and the exhaust gas G and CO 2 absorbing liquid (lean liquid) 7 are brought into contact with each other to remove CO 2 from the exhaust gas G.
  • the absorption tower (absorption device) 8 to be removed and the CO 2 absorption liquid (rich liquid) 9 that has absorbed CO 2 in the absorption tower 8 are received and heated to separate the CO 2 absorbed in the CO 2 absorption liquid 9.
  • the CO 2 recovery system B of the present embodiment is a first turbine drive comprising a compressor 11 for compressing CO 2 separated and recovered by the regeneration tower 10 and a first steam turbine 15 for driving the compressor 11.
  • the exhaust gas G from the main boiler 2 is introduced into the lower part, flows from the lower part to the upper part, and supplies the treated exhaust gas G to the absorption tower 8 through a connecting duct connected to the upper part.
  • the desulfurization cooling tower 6 is provided with a flush scrubber, and the washing water is sprayed into the desulfurization cooling tower 6 in a mist form from above by a pump. Gaseous harmful substances, etc. are dissolved in the washing water and captured. In addition, flush water that captures harmful substances and the like falls and accumulates in the lower part of the desulfurization cooling tower 6. And in the desulfurization cooling tower 6, the washing water collected in the lower part is pumped up by the pump, sprinkled with a washing scrubber, and the exhaust gas G is pretreated while circulating the washing water.
  • a cooler is provided for cooling the water sprinkling in the washing scrubber, to increase the efficiency in contacting the CO 2 absorbing solution 7 for absorbing CO 2 removal into the exhaust gas G at a later stage of the absorption column 8,
  • the washing water is cooled by a cooler and brought into contact with the washing water to bring the temperature of the exhaust gas G below a predetermined temperature.
  • the desulfurization cooling tower 6 is provided with a demister above the washing scrubber, and the exhaust gas G treated by the washing scrubber passes through the demister, whereby the mist and the like are removed.
  • the exhaust gas G pretreated in the desulfurization cooling tower 6 is introduced into the lower part, and the exhaust gas G circulates from the lower part to the upper part and contacts the CO 2 absorbent 7. This will remove the CO 2 in the exhaust gas G, an exhaust gas G to remove the CO 2 is discharged to the outside from the upper as the process gas.
  • the absorption tower 8 is provided with an absorption liquid scrubber for spraying water in the form of a mist of a CO 2 absorption liquid (amine-based CO 2 absorption liquid) 7, and the CO 2 absorption liquid 7 sprayed from the absorption liquid scrubber and The exhaust gas G flowing from the lower side to the upper side is brought into contact. Thereby, CO 2 in the exhaust gas G dissolves in the CO 2 absorbent 7 and is removed. Moreover, CO 2 absorbing liquid 9 that has absorbed CO 2 is accumulated in the lower portion of the absorption column 8.
  • an absorption liquid scrubber for spraying water in the form of a mist of a CO 2 absorption liquid (amine-based CO 2 absorption liquid) 7, and the CO 2 absorption liquid 7 sprayed from the absorption liquid scrubber and The exhaust gas G flowing from the lower side to the upper side is brought into contact. Thereby, CO 2 in the exhaust gas G dissolves in the CO 2 absorbent 7 and is removed. Moreover, CO 2 absorbing liquid 9 that has absorbed CO 2 is accumulated in the lower portion
  • an amine-based absorbing liquid can be adopted.
  • alkanolamines such as monoethanolamine, diethanolamine, triethanolamine, methyldiethanolamine, diisopropanolamine, and diglycolamine are used.
  • hindered amines can be employed.
  • Each of these single aqueous solutions or a mixed aqueous solution of two or more of these can be used as the CO 2 absorbent 7.
  • the absorption tower 8 is provided with a flush scrubber for spraying the flushed water cooled by the pump and the cooler in a mist form above the absorbent scrubber.
  • a flush scrubber for spraying the flushed water cooled by the pump and the cooler in a mist form above the absorbent scrubber.
  • the absorption tower 8 is connected to an absorption liquid feeding pipe for supplying the CO 2 absorption liquid 9 accumulated in the lower part to the regeneration tower 10, and a liquid feeding pump is connected to the absorption liquid feeding pipe. Is provided.
  • the absorption tower 8 is connected to an absorption liquid supply pipe for supplying the CO 2 absorption liquid 7 to the absorption scrubber.
  • An absorbing liquid circulation path through which the CO 2 absorbing liquids 7 and 9 circulate is formed by the absorbing liquid feeding pipe, the absorbing liquid supply pipe, the inside of the absorption tower 8 and the inside of the regeneration tower 10.
  • Regeneration tower 10 is provided for separating and recovering CO 2 from the CO 2 absorbing liquid 9 that has absorbed CO 2 and the like in the absorption tower 8, to the upper side, introducing a CO 2 absorbing liquid 9 from the absorption tower 8 An absorbent liquid feed pipe is connected for this purpose. Then, by driving the liquid feed pump of the absorbent liquid feed pipe, the CO 2 absorbent 9 accumulated in the lower part of the absorption tower 8 is sprinkled and supplied to the inside of the regeneration tower 10 from the upper side.
  • the regeneration tower 10 is provided with a reheat boiler 14, and the reheated boiler 14 heats the sprinkled CO 2 absorbent 9.
  • the CO 2 is released from the CO 2 absorbing liquid 9 gasified, CO 2 gasified from the top of the regenerator 10 is led to the outside.
  • CO 2 absorbing solution 7 which CO 2 has been removed by dissociation accumulate at the bottom of the regenerator 10 and sent to the absorber 8 by driving the return pump provided in the absorbent liquid supply pipe.
  • the CO 2 absorbing liquid 7 is cooled by a cooler and supplied to the absorption tower 8, sprinkled from the absorbing liquid scrubber, absorbs CO 2 again, and accumulates in the lower part of the absorption tower 8.
  • the CO 2 dissociated in the regeneration tower 10 is cooled by the cooler and compressed and processed by the compressor 11 of the CO 2 compression mechanism 12 of the first turbine drive mechanism. Moisture generated during the treatment of CO 2 is returned to the regeneration tower 10.
  • HP steam T1 generated by the auxiliary boiler 13 using natural gas as fuel is sent to the first steam turbine 15, and this first steam.
  • the compressor 11 is driven in conjunction with the rotational drive of the turbine 15 to compress CO 2 .
  • the LP steam T2 discharged from the first steam turbine 15 is sent to the reheating boiler 14 through the LP steam supply path 16, cooled by the reheating boiler 14, and condensed condensed water is sent to the auxiliary boiler 13. It becomes HP steam T1 again and is supplied to the first steam turbine 15 through the HP steam supply path 17.
  • the second steam turbine 21 together with the first turbine drive mechanism 12 including the compressor 11 that is driven in conjunction with the first steam turbine 15.
  • the HP steam T1 generated in the auxiliary boiler 13 is used in a cogeneration system 24 that is combined with a second turbine drive mechanism 23 that includes a generator 22 that is driven in conjunction with the generator.
  • the first steam turbine 15 of the CO 2 compression mechanism 12 that is the first turbine drive mechanism is driven by the HP steam T1 to perform the CO 2 compression process, and the generator 22 of the second turbine drive mechanism 23 is also connected thereto.
  • the second steam turbine 21 to be driven is driven to generate power.
  • the electricity generated by the generator 22 is supplied to the equipment of the power-driven CO 2 recovery system B other than the CO 2 compressor 11.
  • LP steam T2 exhausted from the first steam turbine 15 that drives the CO 2 compressor 11 and the second steam turbine 21 that drives the generator 22 is supplied to the reheating boiler 14 through the LP steam supply path 16. To do.
  • the HP steam T1 can be generated independently from the power generation facility 1 side by introducing the auxiliary boiler 13. Further, the second steam turbine 21 is driven together with the first steam turbine 15 by using the HP steam T1 generated by the auxiliary boiler 13, and the generator 22 is driven in conjunction with the second steam turbine 21 to generate power. be able to. And by using the electricity generated by the generator 22, for example, it is not necessary to receive any power from the power generation facility 1 side.
  • the HP steam header (HP steam supply) is controlled by controlling the flow rate of fuel such as natural gas supplied to the auxiliary boiler 13. Control the pressure in path 17). Furthermore, in this embodiment, at this time, a control valve (open / close valve) 25 is provided in the letdown line (letdown path) 18 and the pressures of the HP steam header 17 and the LP steam header 16 are measured. The pressure difference between the steam header 17 and the LP steam header 16 becomes a preset pressure difference, and a pressure measuring mechanism 26 for controlling the opening and closing of the control valve 25 is provided to control the inflow amount of the HP steam T1, thereby reducing the LP steam. The pressure of the header 16 is controlled. Further, by controlling the output matchmaking of CO 2 compressor 11 and the generator 22, and controls the steam flow rate of the steam turbine 15, 21 for driving the CO 2 compressor 11 and the generator 22.
  • the pressure of the HP steam T1 supplied to the first steam turbine 15 and the second steam turbine 21 becomes constant, and it is not necessary to let down the HP steam T1 wastefully through the letdown line 18. Further, it is not necessary to let the HP steam T1 be wastefully balanced by balancing the HP steam consumption and the LP steam consumption.
  • surplus LP steam T2 when surplus LP steam T2 is generated at the time of turndown, it is preferable to supply this surplus LP steam T2 to the LP steam cooler in accordance with the pressure of the LP steam header 16.
  • the cogeneration system 24 (cogeneration operation) in the CO 2 recovery system B of the present embodiment will be described more specifically.
  • the required steam amount in the reheating boiler 14 is R
  • the steam amount necessary for driving the CO 2 compressor 11 is C
  • the generated steam amount in the auxiliary boiler 13 is B
  • the steam amount supplied to the generator drive is G.
  • L be the amount of let-down steam.
  • the auxiliary boiler generated steam amount B 10.
  • HP steam T1 is generated in the auxiliary boiler 13 using fuel such as natural gas, and this HP steam T1 is converted into CO 2 driven by the steam turbine.
  • a cogeneration system 24 that combines a compressor 11 (a CO 2 compression mechanism 12 of a first turbine drive mechanism) and a second turbine drive mechanism 23 such as a generator 22 driven by a steam turbine. That is, the CO 2 compressor 11 (CO 2 compression mechanism 12) is driven by the HP steam T1 in conjunction with the first steam turbine 15 to perform the CO 2 compression process, and at the same time, in conjunction with the second steam turbine 21.
  • the second turbine drive mechanism 23 can be driven to generate power.
  • the CO 2 recovery system B and the CO 2 recovery method of the present embodiment it is possible to generate the HP steam T1 independently from the power generation facility 1 side by introducing the auxiliary boiler 13.
  • the CO 2 recovery process can be performed without being affected (suppressing the effect) without being affected by the condition of the HP steam T1 on the power generation facility 1 side.
  • the second turbine driving mechanism 23 performs employing power generator 22 of the turbine driven, by utilizing this electric, for example, eliminates the need for receiving all the power plant 1 side, a CO 2 recovery system B It becomes possible to supply power to all the devices used. Furthermore, since it is not necessary to use steam from the power generation facility 1 side, the power generation efficiency of the power generation facility 1 is not reduced by introducing the CO 2 recovery system B.
  • the condensed water generated in the desulfurization cooling tower 6 and the absorption tower 8 on the CO 2 recovery system B side is used as the boiler water of the auxiliary boiler 13, it is only necessary to supply fuel such as natural gas to the auxiliary boiler 13 separately.
  • the HP steam T1 can be efficiently generated by the auxiliary boiler 13.
  • the pressure of the HP steam T1 generated in the auxiliary boiler 13 can be controlled to be constant by adjusting the flow rate of fuel such as natural gas supplied to the auxiliary boiler 13. As a result, the pressure of the HP steam T1 supplied to the first steam turbine 15 and the second steam turbine 21 becomes constant, and there is no need to let down the HP steam T1 wastefully through the letdown line 18.
  • a second turbine drive mechanism 23 that drives in conjunction with the second steam turbine 21 that uses the HP steam T1 is introduced, and the LP steam T2 discharged from the second steam turbine 21 is supplied to the reheating boiler 14.
  • the first steam turbine 15 of the CO 2 compression mechanism 12 of the first turbine drive mechanism and the second steam turbine 21 that drives the generator 22 of the second turbine drive mechanism 23 are individually steamed.
  • the first steam turbine 15 and the second steam turbine 21 are the same steam turbine, and the CO 2 compression mechanism 12 and the second turbine drive mechanism 23 of the first turbine drive mechanism are the same. You may comprise so that it may drive in response to the same steam turbine.
  • the CO 2 recovery system B can be configured in a compact and economical manner, and the amount of steam generated by the auxiliary boiler 13 can be reduced, so that the utilization efficiency of the steam T1 can be reduced. It becomes possible to increase.
  • the second turbine drive mechanism 23 that is driven in conjunction with the second steam turbine 21 includes the generator 22 (although it is assumed to be the generator 22), the second steam turbine If the 2nd turbine drive mechanism 23 driven in conjunction with 21 is equipment which can be driven in conjunction with steam turbine 21, such as a blower and a pump, for example, it is necessary to limit to having generator 22 in particular. There is no.
  • the CO 2 recovery system B may be configured by including a plurality of devices such as the generator 22 and the pump as the second turbine drive mechanism 23. At this time, even if the second turbine drive mechanism 23 of a plurality of devices is driven in conjunction with one second steam turbine 21, a plurality of second steam turbines 21 are provided, and each second steam turbine 21 includes a plurality of devices.
  • the second turbine drive mechanism 23 may be driven.
  • HP steam is generated by an auxiliary boiler using fuel such as natural gas, and this HP steam is converted into a steam turbine driven CO 2 compressor (first turbine drive mechanism).
  • the CO 2 compression mechanism) and a second turbine drive mechanism such as a steam turbine drive generator can be used in a cogeneration system. That is, the HP steam drives the CO 2 compressor mechanism in conjunction with the first steam turbine to compress the CO 2 , and simultaneously drives the second turbine drive mechanism in conjunction with the second steam turbine to generate power. It can be performed.

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)

Abstract

　このＣＯ２回収システム及びＣＯ２回収方法は、排ガス中のＣＯ２をＣＯ２吸収液に吸収させる吸収装置と、ＣＯ２吸収液を加熱してＣＯ２を分離する再生装置と、第１蒸気タービンに連動して駆動し、分離したＣＯ２を圧縮処理する第１タービン駆動機構のＣＯ２圧縮機構と、ＣＯ２吸収液を加熱するために第１蒸気タービンから排出されたＬＰ蒸気を供給する再加熱ボイラと、ＣＯ２吸収液を加熱した後のＬＰ蒸気の凝縮水を加熱してＨＰ蒸気を生成し、第１蒸気タービンに供給する補助ボイラと、補助ボイラで生成したＨＰ蒸気を第２蒸気タービンに供給し、第２蒸気タービンに連動して駆動する第２タービン駆動機構とを備える。

Description

ＣＯ２回収システム及びＣＯ２回収方法
　本発明は、排ガス中からＣＯ２を回収除去するためのＣＯ２回収システム及びＣＯ２回収方法に関する。
　本願は、２０１３年２月２５日に、米国に出願された米国特許出願第１３／７７５，４６４号に基づき優先権を主張し、その内容をここに援用する。
　従来、図２に示すように、火力発電所などの発電設備１では、例えば主ボイラ２で石炭、石油、ＬＮＧなどの化石燃料を燃焼させて蒸気Ｔ１を生成し、この蒸気Ｔ１でタービン３、４、５を回して発電を行っている。そして、このような火力発電所などでは、化石燃料の燃焼に伴い、地球温暖化の影響要因の温室効果ガスの一つであるＣＯ２を含む大量の排ガスＧが排出されるため、この排ガスＧを処理、特に排ガスＧからＣＯ２を回収除去するための設備Ａが設けられている。
　そして、この種のＣＯ２を回収するシステム（ＣＯ２回収装置）Ａは、例えば、排ガスＧの前処理を行う脱硫冷却塔（前処理装置）６と、脱硫冷却塔６で処理して低温化した排ガスＧにＣＯ２吸収液（リーン液）７を接触させ、排ガスＧからＣＯ２を吸収して除去する吸収塔（吸収装置）８と、吸収塔８でＣＯ２を吸収したＣＯ２吸収液（リッチ液）９からＣＯ２を分離して回収する再生塔（再生装置）１０とを備えて構成されている（例えば、特許文献１参照）。
　また、再生塔１０でＣＯ２を回収した後のＣＯ２吸収液９は、吸収塔８に送られ、再度、排ガスＧからＣＯ２を吸収して除去するために利用される。すなわち、このＣＯ２回収システムＡは、吸収塔８と再生塔１０の間の吸収液循環経路でＣＯ２吸収液７、９を循環させ、ＣＯ２吸収液７へのＣＯ２の吸収と、ＣＯ２吸収液９からＣＯ２の回収を繰り返し、順次供給される排気ガスＧからＣＯ２を回収して除去するように構成されている。
　一方、再生塔１０で回収したＣＯ２は、圧縮機１１（ＣＯ２圧縮機構１２）で圧縮ＣＯ２として処理される。例えば、圧縮ＣＯ２は、石油（原油）の採取量を増進させ、石油の回収率を高めるための石油増進回収技術（ＥＯＲ：Enhanced Oil Recovery）用のＣＯ２として利用したり、大気に放出されて地球温暖化を招くことがないように地下深部に貯留するなどして処理される。
　また、補助ボイラ１３によって、再生塔１０でＣＯ２吸収液９を加熱してＣＯ２を分離回収するための再加熱ボイラ（リボイラ）１４に供給する高温・高圧のＨＰ蒸気Ｔ１や、再生塔１０で回収したＣＯ２を圧縮ＣＯ２として処理する圧縮機１１の駆動用の蒸気タービン（第１蒸気タービン１５）に供給するＨＰ蒸気Ｔ１を生成するようにしている。さらに、発電設備１側の主ボイラ２などから高温・高圧のＨＰ蒸気Ｔ１を導入し、排ガスブロアやＣＯ２圧縮機１１などの大型機械の蒸気タービン１５を駆動させ、これらの蒸気タービン１５から排気されたＨＰ蒸気Ｔ１よりも低温・低圧のＬＰ蒸気Ｔ２を再加熱ボイラ１４に給送するようにしている。
特開２０１２－２１７９０３号公報
　しかしながら、上記のように、発電設備１側の主ボイラ２などからＨＰ蒸気Ｔ１を導入し、ＣＯ２圧縮機１１などの大型機械の蒸気タービン１５を駆動させ、これらの蒸気タービン１５から排気されたＬＰ蒸気Ｔ２を再加熱ボイラ１４に供給する場合には、ＨＰ蒸気Ｔ１の条件次第で、蒸気タービン１５の駆動の適否が決まることになり、大きな制限が生じてしまう。また、ポンプなどの小型機械を蒸気タービンを用いて駆動するようにすると、蒸気タービンの駆動効率の上で不利になるため、蒸気駆動を適用できる機械が限定され、蒸気Ｔ１を有効利用することに大きな制限が生じてしまう。
　また、再生塔１０の安定運転のためには、ＬＰ蒸気管寄せ（ＬＰ蒸気供給経路１６）の圧力を一定にさせる必要があるが、発電設備１側の負荷変動、主ボイラ２のＨＰ蒸気Ｔ２の条件変動に影響され、ＬＰ蒸気Ｔ２の圧力も変動してしまう。このため、従来では、図２に示すように、ＨＰ蒸気管寄せ（ＨＰ蒸気供給経路１７）からＬＰ蒸気管寄せ１６の間にレットダウンライン（レットダウン経路）１８を設け、ＬＰ蒸気管寄せ１６の圧力を一定に調整するようにしている。しかしながら、このように発電設備１側の負荷変動に対応し、ＬＰ蒸気管寄せ１６の圧力制御を行うために、余分のＨＰ蒸気Ｔ１がレットダウンライン１８を通して消費されてしまうことになる。
　さらに、蒸気タービン（ＣＯ２圧縮機構１２の第１蒸気タービン１５）でのＨＰ蒸気消費量と再加熱ボイラ１４でのＬＰ蒸気消費量はバランスしないため、従来では、図２に示すように、再加熱ボイラ１４でのＬＰ蒸気消費量に見合うように、余分のＨＰ蒸気Ｔ１をレットダウンライン１８を通して再加熱ボイラ１４に供給するようにしている。このため、再加熱ボイラ１４でのＬＰ蒸気消費量に見合うように余分のＨＰ蒸気Ｔ１をただ単にＬＰ蒸気Ｔ２にレットダウンさせているだけの状態になり、このＨＰ蒸気Ｔ１のエネルギーを有効活用できていなかった。
　本発明の第１の態様によれば、ＣＯ２回収システムは、排ガスにＣＯ２吸収液を接触させ、前記排ガス中のＣＯ２を前記ＣＯ２吸収液に吸収させる吸収装置と、ＣＯ２を吸収した前記ＣＯ２吸収液を前記吸収装置から受け入れるとともに加熱して、前記ＣＯ２吸収液からＣＯ２を分離する再生装置と、第１蒸気タービンに連動して駆動し、前記再生装置で分離したＣＯ２を圧縮処理する第１タービン駆動機構のＣＯ２圧縮機構と、前記再生装置で前記ＣＯ２吸収液を加熱するために前記第１蒸気タービンから排出されたＬＰ蒸気を供給する再加熱ボイラと、前記ＣＯ２吸収液を加熱した後のＬＰ蒸気の凝縮水を加熱してＨＰ蒸気を生成し、該ＨＰ蒸気を前記ＣＯ２圧縮機構の第１蒸気タービンに供給する補助ボイラと、前記補助ボイラで生成したＨＰ蒸気を第２蒸気タービンに供給し、該第２蒸気タービンに連動して駆動する第２タービン駆動機構を備えていることを特徴とする。
　本発明の第１の態様に係るＣＯ２回収システムにおいては、前記第２タービン駆動機構が発電機であってもよい。
　本発明の第１の態様に係るＣＯ２回収システムにおいては、前記第１蒸気タービンと前記第２蒸気タービンを同一の蒸気タービンとし、前記第１タービン駆動機構のＣＯ２圧縮機構と前記第２タービン駆動機構が前記同一の蒸気タービンに連動して駆動するように構成されていてもよい。
　また、本発明の第１の態様に係るＣＯ２回収システムにおいては、前記補助ボイラから前記第１蒸気タービン及び／又は前記第２蒸気タービンにＨＰ蒸気を供給するＨＰ蒸気供給経路と、前記第１蒸気タービン及び／又は前記第２蒸気タービンから前記再加熱ボイラにＬＰ蒸気を供給するＬＰ蒸気供給経路とを繋ぐレットダウン経路が設けられ、且つ、前記レットダウン経路を開閉する開閉弁と、前記ＨＰ蒸気供給経路と前記ＬＰ蒸気供給経路の圧力を計測し、前記ＨＰ蒸気供給経路と前記ＬＰ蒸気供給経路の圧力差が予め設定した圧力差になるとともに前記開閉弁を開閉制御する圧力計測機構が設けられていてもよい。
　さらに、本発明の第１の態様に係るＣＯ２回収システムおいては、前記補助ボイラから前記第１蒸気タービン及び／又は前記第２蒸気タービンにＨＰ蒸気を供給するＨＰ蒸気供給経路と、前記第１蒸気タービン及び／又は前記第２蒸気タービンから前記再加熱ボイラにＬＰ蒸気を供給するＬＰ蒸気供給経路とを繋ぐレットダウン経路が設けられており、前記再加熱ボイラでの必要蒸気量をＲ、前記第１タービン駆動機構のＣＯ２圧縮機構の駆動に必要な蒸気量をＣ、前記補助ボイラでの発生蒸気量をＢ、前記第２タービン駆動機構に供給する蒸気量をＧ、前記レットダウン経路を通じて前記ＨＰ蒸気供給経路から前記ＬＰ蒸気供給経路に蒸気をレットダウンさせるレットダウン蒸気量をＬとした場合に、Ｂ＝Ｃ＋Ｇ、あるいはＢ＝Ｃ＋Ｇ＋Ｌ＞Ｒとなるように構成されていてもよい。
　本発明の第２の態様によれば、ＣＯ２回収方法は、排ガスからＣＯ２を回収する方法であって、上記のいずれかのＣＯ２回収システムを用い、前記吸収装置で前記排ガスをＣＯ２吸収液に接触させ、前記排ガス中のＣＯ２を前記ＣＯ２吸収液に吸収させ、前記吸収装置で処理した前記ＣＯ２吸収液を受け入れるとともに、前記再生装置で加熱して、前記ＣＯ２吸収液からＣＯ２を分離し、前記再生装置で分離したＣＯ２を第１蒸気タービンに連動して駆動する前記第１タービン駆動機構のＣＯ２圧縮機構で圧縮処理し、前記再加熱ボイラに前記第１蒸気タービンから排出されたＬＰ蒸気を供給して前記再生装置で前記ＣＯ２吸収液を加熱するようにし、前記ＣＯ２吸収液を加熱した後のＬＰ蒸気の凝縮水を前記補助ボイラで加熱してＨＰ蒸気を生成し、該ＨＰ蒸気を前記ＣＯ２圧縮機構の第１蒸気タービンに供給するとともに第２蒸気タービンに供給し、前記第２蒸気タービンに連動させて第２タービン駆動機構を駆動させるようにしたことを特徴とする。
　また、本発明の第２の態様に係るＣＯ２回収方法においては、前記第２タービン駆動機構が発電機であり、前記第２蒸気タービンに連動して前記発電機で発電した電力を前記ＣＯ２回収システムで利用してもよい。
　さらに、本発明の第２の態様に係るＣＯ２回収方法においては、前記第１蒸気タービンと前記第２蒸気タービンを同一の蒸気タービンとし、前記第１タービン駆動機構のＣＯ２圧縮機構と前記第２タービン駆動機構を前記同一の蒸気タービンに連動して駆動させてもよい。
　また、本発明の第２の態様に係るＣＯ２回収方法においては、圧力計測機構によって、前記ＨＰ蒸気供給経路と前記ＬＰ蒸気供給経路の圧力を計測し、前記ＨＰ蒸気供給経路と前記ＬＰ蒸気供給経路の圧力差が予め設定した圧力差になるとともに、前記レットダウン経路を開閉する前記開閉弁を開閉制御してもよい。
　さらに、本発明の第２の態様に係るＣＯ２回収方法においては、前記再加熱ボイラでの必要蒸気量をＲ、前記第１タービン駆動機構のＣＯ２圧縮機構の駆動に必要な蒸気量をＣ、前記補助ボイラでの発生蒸気量をＢ、前記第２タービン駆動機構に供給する蒸気量をＧ、前記レットダウン経路を通じて前記ＨＰ蒸気供給経路から前記ＬＰ蒸気供給経路に蒸気をレットダウンさせるレットダウン蒸気量をＬとした場合に、Ｂ＝Ｃ＋Ｇ、あるいはＢ＝Ｃ＋Ｇ＋Ｌ＞Ｒとなるようにしてもよい。
　上記したＣＯ２回収システム及びＣＯ２回収方法においては、天然ガスなどの燃料を用いて補助ボイラでＨＰ蒸気を発生させ、このＨＰ蒸気を、蒸気タービン駆動のＣＯ２圧縮機（第１タービン駆動機構のＣＯ２圧縮機構）、及び蒸気タービン駆動の発電機などの第２タービン駆動機構を組み合わせたコジェネレーションシステムで利用することができる。すなわち、ＨＰ蒸気によって、第１蒸気タービンに連動してＣＯ２圧縮機機構を駆動させＣＯ２の圧縮処理を行い、これとともに第２蒸気タービンに連動して第２タービン駆動機構を駆動させ発電などを行うことができる。
　これにより、まず、本実施形態のＣＯ２回収システム及びＣＯ２回収方法においては、補助ボイラを導入することで、発電設備側から独立してＨＰ蒸気を発生させることが可能になり、発電設備側のＨＰ蒸気の条件、影響を受けることなく（影響を小さく抑えて）、ＣＯ２回収処理を行うことが可能になる。
　さらに、補助ボイラで生成したＨＰ蒸気を用いて第１蒸気タービンや第２蒸気タービンを駆動させ、これら蒸気タービンの駆動によって第１タービン駆動機構のＣＯ２圧縮機構でＣＯ２を圧縮処理するとともに、第２タービン駆動機構を駆動させることができる。これにより、例えば、第２タービン駆動機構にタービン駆動の発電機を採用し発電を行うようにすると、発電設備側から一切受電する必要がなくなり、ＣＯ２回収システムで使用するすべての機器に電力を供給することが可能になる。
　また、補助ボイラで生成したＨＰ蒸気の圧力を、補助ボイラに供給する天然ガスなどの燃料流量を調節することで一定にコントロールすることができる。これにより、第１蒸気タービン、第２蒸気タービンに供給するＨＰ蒸気の圧力が一定となり、レットダウン経路を通して無駄にＨＰ蒸気をレットダウン（排出）する必要がない。
　さらに、ＨＰ蒸気を利用する第２蒸気タービンに連動して駆動する第２タービン駆動機構を導入し、第２蒸気タービンから排出されるＬＰ蒸気を再加熱ボイラに供給する。これにより、ＨＰ蒸気消費量とＬＰ蒸気消費量をバランスさせることも可能になり、この点からも、無駄にＨＰ蒸気をレットダウンさせる必要がない。
本発明の一実施形態に係るＣＯ２回収システム（及びＣＯ２回収方法）を示す図である。 従来のＣＯ２回収システム（及びＣＯ２回収方法）を示す図である。
　以下、図１を参照し、本発明の一実施形態に係るＣＯ２回収システム及びＣＯ２回収方法について説明する。
　ここで、本実施形態のＣＯ２回収システム及びＣＯ２回収方法は、火力発電所などの発電設備で石炭、石油、ＬＮＧなどの大量の化石燃料を燃焼させる主ボイラやタービンからの排ガスを処理し、この排ガスからＣＯ２を回収するためのシステムに関するものである。なお、本発明に係るＣＯ２回収システム及びＣＯ２回収方法は、火力発電所で発生した排ガスの処理に限定して使用する必要はなく、排ガスからＣＯ２を回収除去する他のケースでも適用可能である。
　はじめに、本実施形態のＣＯ２回収システムＢは、図１に示すように、発電設備１で発生した排ガスＧ中のＣＯ２を回収除去するためのシステムであり、本実施形態における発電設備１には、例えば、高圧タービン３、中圧タービン４、低圧タービン５と、これらを駆動するための高温・高圧のＨＰ蒸気Ｔ１を生成する主ボイラ２とが具備されている。
　ここで、主ボイラ２で生成したＨＰ蒸気Ｔ１は、高圧タービン３を駆動した後、高圧タービン排気として主ボイラ２中の再加熱器（不図示）により再加熱され、この再加熱された中圧蒸気（ＨＰ蒸気Ｔ１）を中圧タービン４、さらに低圧タービン５に送り、これら中圧タービン４、低圧タービン５をそれぞれ駆動させる。また、低圧タービン５からの排気は復水器２０で凝縮され、この復水器２０で生成した凝縮水Ｗがボイラ水の一部として主ボイラ２に供給される。
　一方、本実施形態のＣＯ２回収システムＢは、主ボイラ２で石炭等を燃焼させることによって生成された排ガスＧを受け入れ、この排ガスＧを冷却するとともに、排ガスＧ中の硫黄酸化物等の不純物を除去する脱硫冷却塔（前処理装置）６と、脱硫冷却塔６で処理した排ガスＧを受け入れ、この排ガスＧとＣＯ２吸収液（リーン液）７を接触させて排ガスＧ中からＣＯ２を除去する吸収塔（吸収装置）８と、吸収塔８でＣＯ２を吸収したＣＯ２吸収液（リッチ液）９を受け入れるとともに加熱して、このＣＯ２吸収液９に吸収されたＣＯ２を分離して回収する再生塔（再生装置）１０とを備えて構成されている。
　また、本実施形態のＣＯ２回収システムＢは、再生塔１０で分離回収したＣＯ２を圧縮処理する圧縮機１１及びこの圧縮機１１を駆動するための第１蒸気タービン１５からなる第１タービン駆動機構のＣＯ２圧縮機構１２と、再生塔１０でＣＯ２吸収液９からＣＯ２を分離して回収するための再加熱ボイラ（リボイラ）１４に供給するＨＰ蒸気Ｔ１や、ＣＯ２圧縮機構１２の第１蒸気タービン１５を駆動させるためのＨＰ蒸気Ｔ１を生成する補助ボイラ１３とを備えている。
　脱硫冷却塔６は、例えば、主ボイラ２からの排ガスＧが下部側に導入され、下部から上部に流通し、上部に接続された連絡ダクトを通じて処理後の排ガスＧを吸収塔８に供給する。また、脱硫冷却塔６は、水洗スクラバーを備えており、ポンプよって脱硫冷却塔６内に水洗水を上方からミスト状にして散水し、この水洗水と排ガスＧが接触することで排ガスＧ中のガス状の有害物質等が水洗水に溶け込んで捕捉される。また、有害物質等を捕捉した水洗水が脱硫冷却塔６の下部に落下して溜まる。そして、脱硫冷却塔６では、下部に溜まった水洗水をポンプで汲み上げ、水洗スクラバーで散水し、この水洗水を循環させながら排ガスＧの前処理を行う。
　また、水洗スクラバーで散水する水を冷却する冷却器が設けられており、後段の吸収塔８で排ガスＧにＣＯ２吸収液７を接触させてＣＯ２を吸収除去する際の効率を上げるため、水洗水を冷却器で冷却し、この水洗水と接触させて排ガスＧの温度を所定の温度以下にする。さらに、脱硫冷却塔６には、水洗スクラバーの上方にデミスタが設けられ、水洗スクラバーによって処理した排ガスＧがデミスタを通過することにより、そのミストなどが除去される。
　吸収塔８は、脱硫冷却塔６で前処理された排ガスＧが下部側に導入され、この排ガスＧが下部から上部に流通するとともに、ＣＯ２吸収液７と接触する。これにより、排ガスＧ中のＣＯ２が除去され、ＣＯ２を除去した排ガスＧが処理ガスとして上部から外部に排出される。
　また、この吸収塔８は、ＣＯ２吸収液（アミン系ＣＯ２吸収液）７をミスト状にして散水する吸収液スクラバーが内部に設けられ、この吸収液スクラバーから散水したＣＯ２吸収液７と、下部側から上部に流通する排ガスＧとを接触させる。これにより、排ガスＧ中のＣＯ２がＣＯ２吸収液７に溶け込んで除去される。また、ＣＯ２を吸収したＣＯ２吸収液９は吸収塔８の下部に溜まる。
　ＣＯ２吸収液７としては、例えばアミン系吸収液を採用することができ、具体的には、モノエタノールアミン、ジエタノールアミン、トリエタノールアミン、メチルジエタノールアミン、ジイソプロパノールアミン、ジグリコールアミンなどのアルカノールアミンを採用することができる。また、ヒンダードアミン類を採用することもできる。また、これらの各単独水溶液、あるいはこれらの二以上の混合水溶液をＣＯ２吸収液７として用いることができる。
　さらに、吸収塔８は、吸収液スクラバーよりも上方に、ポンプと冷却器によって冷却された水洗水をミスト状にして散水する水洗スクラバーが設けられている。これにより、ＣＯ２吸収液７で吸収されなかった排ガスＧ中の不純物（有害物質含む）が水洗水に捕捉され、除去されるとともにＣＯ２吸収部で温度が上昇した排ガスＧが冷却され、排ガス中の水分を凝縮させ、ＣＯ２吸収液が濃縮されることを防ぐ。さらに、吸収液スクラバーよりも上方で、且つ水洗スクラバーの下方及び上方に上下方向に間隔をあけて一対以上のデミスタが設けられ、これらデミスタによって排ガスＧ中のミストなどが除去される。これにより、より確実に清浄化した排ガスＧが外部に排出される。
　さらに、吸収塔８には、下部に溜まったＣＯ２吸収液９を再生塔１０に供給するための吸収液送液管が下部側に接続され、この吸収液送液管には送液ポンプが設けられている。また、吸収塔８には、ＣＯ２吸収液７を吸収液スクラバーに供給する吸収液供給管が接続されている。そして、吸収液送液管と吸収液供給管と吸収塔８の内部と再生塔１０の内部によって、ＣＯ２吸収液７、９が循環する吸収液循環経路が形成されている。
　再生塔１０は、吸収塔８でＣＯ２等を吸収したＣＯ２吸収液９からＣＯ２を分離して回収するためのものであり、上部側に、吸収塔８からＣＯ２吸収液９を導入するための吸収液送液管が接続されている。そして、この吸収液送液管の送液ポンプを駆動することで吸収塔８の下部に溜まったＣＯ２吸収液９が再生塔１０の内部に上部側から散水して供給される。
　また、再生塔１０は、再加熱ボイラ１４が設けられ、この再加熱ボイラ１４によって、散水したＣＯ２吸収液９が加熱される。これにより、ＣＯ２吸収液９からＣＯ２が解離してガス化し、再生塔１０の上部からガス化したＣＯ２が外部に導出される。
　ＣＯ２が解離して除去されたＣＯ２吸収液７は、再生塔１０の下部に溜まり、吸収液供給管に設けられた返送ポンプを駆動することにより吸収塔８に送られる。また、このとき、ＣＯ２吸収液７は、冷却器で冷却して吸収塔８に供給され、吸収液スクラバーから散水されて再びＣＯ２を吸収し、吸収塔８の下部に溜まる。
　すなわち、吸収塔８と再生塔１０の間の吸収液循環経路でＣＯ２吸収液７、９を循環させ、ＣＯ２吸収液７へのＣＯ２の吸収と、ＣＯ２吸収液９からＣＯ２の回収を繰り返し、順次供給される排気ガスＧからＣＯ２が回収されて除去される。
　一方、再生塔１０で解離したＣＯ２は冷却器で冷却するとともに第１タービン駆動機構のＣＯ２圧縮機構１２の圧縮機１１で圧縮して処理される。ＣＯ２を処理するとともに発生した水分は、再生塔１０に返送される。
　また、本実施形態の第１タービン駆動機構であるＣＯ２圧縮機構１２においては、例えば天然ガスを燃料として補助ボイラ１３で生成したＨＰ蒸気Ｔ１が第１蒸気タービン１５に送られ、この第１蒸気タービン１５の回転駆動に連動して圧縮機１１が駆動し、ＣＯ２を圧縮処理する。さらに、第１蒸気タービン１５から排出されたＬＰ蒸気Ｔ２がＬＰ蒸気供給経路１６を通じて再加熱ボイラ１４に送られ、この再加熱ボイラ１４で冷却され、凝縮した凝縮水が補助ボイラ１３に送られて再びＨＰ蒸気Ｔ１となり、ＨＰ蒸気供給経路１７を通じて第１蒸気タービン１５に供給される。
　さらに、本実施形態のＣＯ２回収システムＢ（及びＣＯ２回収方法）では、第１蒸気タービン１５に連動して駆動する圧縮機１１を備えた第１タービン駆動機構１２とともに、第２蒸気タービン２１に連動して駆動する発電機２２を備えた第２タービン駆動機構２３を組み合わせたコジェネレーションシステム２４で、補助ボイラ１３で生成したＨＰ蒸気Ｔ１を利用する。
　すなわち、ＨＰ蒸気Ｔ１によって、第１タービン駆動機構であるＣＯ２圧縮機構１２の第１蒸気タービン１５を駆動させてＣＯ２の圧縮処理を行い、これとともに第２タービン駆動機構２３の発電機２２を駆動させる第２蒸気タービン２１を駆動させて発電を行う。そして、本実施形態では、発電機２２で発電した電気をＣＯ２圧縮機１１以外の電力駆動のＣＯ２回収システムＢの設備機器に供給する。また、ＣＯ２圧縮機１１を駆動させる第１蒸気タービン１５と、発電機２２を駆動させる第２蒸気タービン２１からそれぞれ排気されるＬＰ蒸気Ｔ２をＬＰ蒸気供給経路１６を通じて再加熱ボイラ１４に給送する。
　これにより、本実施形態のＣＯ２回収システムＢ及びＣＯ２回収方法においては、補助ボイラ１３を導入することで、発電設備１側から独立してＨＰ蒸気Ｔ１を発生させることが可能になる。また、補助ボイラ１３で生成したＨＰ蒸気Ｔ１を用いて第１蒸気タービン１５とともに第２蒸気タービン２１を駆動させ、この第２蒸気タービン２１に連動させて発電機２２を駆動させることで発電を行うことができる。そして、発電機２２で発電した電気を利用することで、例えば、発電設備１側から一切受電する必要がなくなる。
　本実施形態のＣＯ２回収システムＢを上記のコジェネレーション運転（制御）する際には、補助ボイラ１３に供給する天然ガスなどの燃料の流量を制御することによって、ＨＰ蒸気管寄せ（ＨＰ蒸気供給経路１７）の圧力を制御する。さらに、本実施形態では、このとき、レットダウンライン（レットダウン経路）１８にコントロールバルブ（開閉弁）２５を設け、且つ、ＨＰ蒸気管寄せ１７とＬＰ蒸気管寄せ１６の圧力を計測し、ＨＰ蒸気管寄せ１７とＬＰ蒸気管寄せ１６の圧力差が予め設定した圧力差になるとともにコントロールバルブ２５を開閉制御する圧力計測機構２６を設け、ＨＰ蒸気Ｔ１の流入量を制御することによって、ＬＰ蒸気管寄せ１６の圧力を制御する。さらに、ＣＯ２圧縮機１１及び発電機２２の出力見合いを制御することによって、ＣＯ２圧縮機１１及び発電機２２を駆動するための各蒸気タービン１５、２１の蒸気流量を制御する。
　これにより、第１蒸気タービン１５、第２蒸気タービン２１に供給するＨＰ蒸気Ｔ１の圧力が一定となり、レットダウンライン１８を通して無駄にＨＰ蒸気Ｔ１をレットダウンする必要がなくなる。また、ＨＰ蒸気消費量とＬＰ蒸気消費量をバランスさせ、無駄にＨＰ蒸気Ｔ１をレットダウンさせる必要もなくなる。
　なお、ターンダウン時に余剰ＬＰ蒸気Ｔ２が発生する場合には、ＬＰ蒸気管寄せ１６の圧力見合いでＬＰ蒸気クーラーにこの余剰ＬＰ蒸気Ｔ２を供給することが好ましい。
　ここで、本実施形態のＣＯ２回収システムＢにおけるコジェネレーションシステム２４（コジェネレーション運転）についてより具体的に説明する。
　まず、再加熱ボイラ１４での必要蒸気量をＲ、ＣＯ２圧縮機１１の駆動に必要な蒸気量をＣ、補助ボイラ１３での発生蒸気量をＢ、発電機駆動に供給する蒸気量をＧ、レットダウン蒸気量をＬとする。
　従来のＣＯ２回収システムＡでは、再加熱ボイラ必要蒸気量Ｒ＝１０、圧縮機必要蒸気量Ｃ＝５とした場合、補助ボイラ発生蒸気量Ｂ＝１０とし、残りをレットダウン蒸気量Ｌ＝５としてレットダウンするか、主ボイラ２の蒸気Ｔ１を５持ってくる必要があった。すなわち、Ｂ＝Ｒ＝Ｃ＋Ｌとなるようにする必要があった。
　これに対し、本実施形態のＣＯ２回収システムＢ及びＣＯ２回収方法では、再加熱ボイラ必要蒸気量Ｒ＝１０、圧縮機必要蒸気量Ｃ＝５とした場合、補助ボイラ発生蒸気量Ｂ＝１０、発電機駆動蒸気量Ｇ＝５でバランスさせ、主ボイラ２からの蒸気Ｔ１をゼロにする。あるいは、例えば再加熱ボイラ必要蒸気量Ｒ＝１１、レットダウン蒸気量Ｌ＝１として、レットダウン蒸気量Ｌを最小化させる。すなわち、Ｂ＝Ｃ＋Ｇ、あるいはＢ＝Ｃ＋Ｇ＋Ｌ＞Ｒとなるようにする。
　このとき、必ずＣ＞Ｒとなるので、Ｒ－Ｃ＝Ｇとすることにより、発電機２２の容量を決めることができる。なお、ＣＯ２回収システムＢで必要な電力を賄い、余剰の電力が生じる際には、発電設備１側に外電、売電してもよい。また、ＨＰ蒸気（レットダウン量Ｌ１）、ＬＰ蒸気（レットダウン量Ｌ２）をそれぞれレットダウンして圧力制御した場合には、Ｒ＋Ｌ２－（Ｃ＋Ｌ１）＝Ｇとすることにより、補助ボイラ１３の容量ＢをＢ＝Ｃ＋Ｇ＋Ｌ１と決めることができる。
　したがって、本実施形態のＣＯ２回収システムＢ及びＣＯ２回収方法においては、天然ガスなどの燃料を用いて補助ボイラ１３でＨＰ蒸気Ｔ１を発生させ、このＨＰ蒸気Ｔ１を、蒸気タービン駆動のＣＯ２圧縮機１１（第１タービン駆動機構のＣＯ２圧縮機構１２）、及び蒸気タービン駆動の発電機２２などの第２タービン駆動機構２３を組み合わせたコジェネレーションシステム２４で利用することができる。すなわち、ＨＰ蒸気Ｔ１によって、第１蒸気タービン１５に連動してＣＯ２圧縮機１１（ＣＯ２圧縮機構１２）を駆動させＣＯ２の圧縮処理を行い、これとともに第２蒸気タービン２１に連動して第２タービン駆動機構２３を駆動させ発電などを行うことができる。
　これにより、まず、本実施形態のＣＯ２回収システムＢ及びＣＯ２回収方法においては、補助ボイラ１３を導入することで、発電設備１側から独立してＨＰ蒸気Ｔ１を発生させることが可能になり、発電設備１側のＨＰ蒸気Ｔ１の条件、影響を受けることなく（影響を小さく抑えて）、ＣＯ２回収処理を行うことが可能になる。
　さらに、第２タービン駆動機構２３にタービン駆動の発電機２２を採用し発電を行い、この電気を利用することにより、例えば、発電設備１側から一切受電する必要がなくなり、ＣＯ２回収システムＢで使用するすべての機器に電力を供給することが可能になる。さらに、発電設備１側からの蒸気を利用しなくても済むため、ＣＯ２回収システムＢを導入したことで、発電設備１の発電効率が低下することもない。
　また、ＣＯ２回収システムＢ側の脱硫冷却塔６や吸収塔８で発生する凝縮水を補助ボイラ１３のボイラ水として使用すると、補助ボイラ１３には別途天然ガスなどの燃料を供給するだけで済み、効率的に補助ボイラ１３でＨＰ蒸気Ｔ１を生成することができる。
　また、補助ボイラ１３で生成したＨＰ蒸気Ｔ１の圧力を、補助ボイラ１３に供給する天然ガスなどの燃料流量を調節することで一定にコントロールすることができる。これにより、第１蒸気タービン１５、第２蒸気タービン２１に供給するＨＰ蒸気Ｔ１の圧力が一定となり、レットダウンライン１８を通して無駄にＨＰ蒸気Ｔ１をレットダウンする必要がない。
　さらに、ＨＰ蒸気Ｔ１を利用する第２蒸気タービン２１に連動して駆動する第２タービン駆動機構２３を導入し、第２蒸気タービン２１から排出されるＬＰ蒸気Ｔ２を再加熱ボイラ１４に供給する。これにより、ＨＰ蒸気消費量とＬＰ蒸気消費量をバランスさせることも可能になり、この点からも、無駄にＨＰ蒸気Ｔ１をレットダウンさせる必要がない。
　以上、本発明に係るＣＯ２回収システム及びＣＯ２回収方法の実施形態について説明したが、本発明は上記の一実施形態に限定されるものではなく、その趣旨を逸脱しない範囲で適宜変更可能である。
　例えば、本実施形態では、第１タービン駆動機構のＣＯ２圧縮機構１２の第１蒸気タービン１５と、第２タービン駆動機構２３の発電機２２を駆動させる第２蒸気タービン２１とがそれぞれ個別の蒸気タービンであるものとして説明を行ったが、これら第１蒸気タービン１５と第２蒸気タービン２１を同一の蒸気タービンとし、第１タービン駆動機構のＣＯ２圧縮機構１２と第２タービン駆動機構２３がこの同一の蒸気タービンに連動して駆動するように構成してもよい。
　そして、この場合には、ＣＯ２回収システムＢをコンパクトに且つ経済的に構成することが可能になるとともに、補助ボイラ１３で生成する蒸気量を減らすことも可能になり、蒸気Ｔ１の利用効率を高めることが可能になる。
　また、本実施形態では、第２蒸気タービン２１に連動して駆動する第２タービン駆動機構２３が発電機２２を備えるものとしたが（発電機２２であるものとしたが）、第２蒸気タービン２１に連動して駆動する第２タービン駆動機構２３は、例えばブロアやポンプ等、蒸気タービン２１に連動して駆動させることが可能な機器であれば、特に発電機２２を備えることに限定する必要はない。また、発電機２２とポンプなど、複数の機器を第２タービン駆動機構２３として備えて、ＣＯ２回収システムＢが構成されていてもよい。このとき、一つの第２蒸気タービン２１に連動して複数の機器の第２タービン駆動機構２３を駆動させても、複数の第２蒸気タービン２１を備え、各第２蒸気タービン２１で複数の機器の第２タービン駆動機構２３を駆動させてもよい。
　上記したＣＯ２回収システム及びＣＯ２回収方法においては、天然ガスなどの燃料を用いて補助ボイラでＨＰ蒸気を発生させ、このＨＰ蒸気を、蒸気タービン駆動のＣＯ２圧縮機（第１タービン駆動機構のＣＯ２圧縮機構）、及び蒸気タービン駆動の発電機などの第２タービン駆動機構を組み合わせたコジェネレーションシステムで利用することができる。すなわち、ＨＰ蒸気によって、第１蒸気タービンに連動してＣＯ２圧縮機機構を駆動させＣＯ２の圧縮処理を行い、これとともに第２蒸気タービンに連動して第２タービン駆動機構を駆動させ発電などを行うことができる。
　１　　　発電設備
　２　　　主ボイラ
　３　　　高圧タービン
　４　　　中圧タービン
　５　　　低圧タービン
　６　　　脱硫冷却塔（前処理装置）
　７　　　ＣＯ２吸収液（リーン液）
　８　　　吸収塔（吸収装置）
　９　　　ＣＯ２吸収液（リッチ液）
　１０　　再生塔（再生装置）
　１１　　圧縮機
　１２　　ＣＯ２圧縮機構（第１タービン駆動機構）
　１３　　補助ボイラ
　１４　　再加熱ボイラ（リボイラ）
　１５　　第１蒸気タービン
　１６　　ＬＰ蒸気管寄せ（ＬＰ蒸気供給経路）
　１７　　ＨＰ蒸気管寄せ（ＨＰ蒸気供給経路）
　１８　　レットダウンライン（レットダウン経路）
　２０　　復水器
　２１　　第２蒸気タービン
　２２　　発電機
　２３　　第２タービン駆動機構
　２４　　コジェネレーションシステム
　２５　　コントロールバルブ（開閉弁）
　２６　　圧力計測機構
　Ａ　　　従来のＣＯ２回収システム
　Ｂ　　　ＣＯ２回収システム
　Ｇ　　　排ガス
　Ｔ１　　ＨＰ蒸気
　Ｔ２　　ＬＰ蒸気
　Ｗ　　　凝縮水

Claims (10)

  1. 　排ガスにＣＯ２吸収液を接触させ、前記排ガス中のＣＯ２を前記ＣＯ２吸収液に吸収させる吸収装置と、
    　ＣＯ２を吸収した前記ＣＯ２吸収液を前記吸収装置から受け入れるとともに加熱して、前記ＣＯ２吸収液からＣＯ２を分離する再生装置と、
    　第１蒸気タービンに連動して駆動し、前記再生装置で分離したＣＯ２を圧縮処理する第１タービン駆動機構のＣＯ２圧縮機構と、
    　前記再生装置で前記ＣＯ２吸収液を加熱するために前記第１蒸気タービンから排出されたＬＰ蒸気を供給する再加熱ボイラと、
    　前記ＣＯ２吸収液を加熱した後のＬＰ蒸気の凝縮水を加熱してＨＰ蒸気を生成し、該ＨＰ蒸気を前記ＣＯ２圧縮機構の第１蒸気タービンに供給する補助ボイラと、
    　前記補助ボイラで生成したＨＰ蒸気を第２蒸気タービンに供給し、該第２蒸気タービンに連動して駆動する第２タービン駆動機構を備えているＣＯ２回収システム。
  2. 　請求項１に記載のＣＯ２回収システムにおいて、
    　前記第２タービン駆動機構が発電機であるＣＯ２回収システム。
  3. 　請求項１に記載のＣＯ２回収システムにおいて、
    　前記第１蒸気タービンと前記第２蒸気タービンを同一の蒸気タービンとし、前記第１タービン駆動機構のＣＯ２圧縮機構と前記第２タービン駆動機構が前記同一の蒸気タービンに連動して駆動するように構成されているＣＯ２回収システム。
  4. 　請求項１に記載のＣＯ２回収システムにおいて、
    　前記補助ボイラから前記第１蒸気タービン及び／又は前記第２蒸気タービンにＨＰ蒸気を供給するＨＰ蒸気供給経路と、前記第１蒸気タービン及び／又は前記第２蒸気タービンから前記再加熱ボイラにＬＰ蒸気を供給するＬＰ蒸気供給経路とを繋ぐレットダウン経路が設けられ、
    　且つ、前記レットダウン経路を開閉する開閉弁と、前記ＨＰ蒸気供給経路と前記ＬＰ蒸気供給経路の圧力を計測し、前記ＨＰ蒸気供給経路と前記ＬＰ蒸気供給経路の圧力差が予め設定した圧力差になるとともに前記開閉弁を開閉制御する圧力計測機構が設けられているＣＯ２回収システム。
  5. 　請求項１に記載のＣＯ２回収システムにおいて、
    　前記補助ボイラから前記第１蒸気タービン及び／又は前記第２蒸気タービンにＨＰ蒸気を供給するＨＰ蒸気供給経路と、前記第１蒸気タービン及び／又は前記第２蒸気タービンから前記再加熱ボイラにＬＰ蒸気を供給するＬＰ蒸気供給経路とを繋ぐレットダウン経路が設けられており、
    前記再加熱ボイラでの必要蒸気量をＲ、前記第１タービン駆動機構のＣＯ２圧縮機構の駆動に必要な蒸気量をＣ、前記補助ボイラでの発生蒸気量をＢ、前記第２タービン駆動機構に供給する蒸気量をＧ、前記レットダウン経路を通じて前記ＨＰ蒸気供給経路から前記ＬＰ蒸気供給経路に蒸気をレットダウンさせるレットダウン蒸気量をＬとした場合に、Ｂ＝Ｃ＋Ｇ、あるいはＢ＝Ｃ＋Ｇ＋Ｌ＞Ｒとなるように構成されているＣＯ２回収システム。
  6. 　排ガスからＣＯ２を回収する方法であって、
    請求項１から請求項５のいずれか一項に記載のＣＯ２回収システムを用い、
    前記吸収装置で前記排ガスをＣＯ２吸収液に接触させ、前記排ガス中のＣＯ２を前記ＣＯ２吸収液に吸収させ、
    　前記吸収装置で処理した前記ＣＯ２吸収液を受け入れるとともに、前記再生装置で加熱して、前記ＣＯ２吸収液からＣＯ２を分離し、
    　前記再生装置で分離したＣＯ２を第１蒸気タービンに連動して駆動する前記第１タービン駆動機構のＣＯ２圧縮機構で圧縮処理し、
    　前記再加熱ボイラに前記第１蒸気タービンから排出されたＬＰ蒸気を供給して前記再生装置で前記ＣＯ２吸収液を加熱するようにし、
    　前記ＣＯ２吸収液を加熱した後のＬＰ蒸気の凝縮水を前記補助ボイラで加熱してＨＰ蒸気を生成し、該ＨＰ蒸気を前記ＣＯ２圧縮機構の第１蒸気タービンに供給するとともに第２蒸気タービンに供給し、前記第２蒸気タービンに連動させて第２タービン駆動機構を駆動させるようにしたＣＯ２回収方法。
  7. 　請求項６に記載のＣＯ２回収方法において、
    　前記第２タービン駆動機構が発電機であり、前記第２蒸気タービンに連動して前記発電機で発電した電力を前記ＣＯ２回収システムで利用するＣＯ２回収方法。
  8. 　請求項６に記載のＣＯ２回収方法において、
    　前記第１蒸気タービンと前記第２蒸気タービンを同一の蒸気タービンとし、前記第１タービン駆動機構のＣＯ２圧縮機構と前記第２タービン駆動機構を前記同一の蒸気タービンに連動して駆動させるＣＯ２回収方法。
  9. 　請求項６に記載のＣＯ２回収方法において、
    圧力計測機構によって、前記ＨＰ蒸気供給経路と前記ＬＰ蒸気供給経路の圧力を計測し、前記ＨＰ蒸気供給経路と前記ＬＰ蒸気供給経路の圧力差が予め設定した圧力差になるとともに、前記レットダウン経路を開閉する前記開閉弁を開閉制御するＣＯ２回収方法。
  10. 　請求項６に記載のＣＯ２回収方法において、
    　前記再加熱ボイラでの必要蒸気量をＲ、前記第１タービン駆動機構のＣＯ２圧縮機構の駆動に必要な蒸気量をＣ、前記補助ボイラでの発生蒸気量をＢ、前記第２タービン駆動機構に供給する蒸気量をＧ、前記レットダウン経路を通じて前記ＨＰ蒸気供給経路から前記ＬＰ蒸気供給経路に蒸気をレットダウンさせるレットダウン蒸気量をＬとした場合に、Ｂ＝Ｃ＋Ｇ、あるいはＢ＝Ｃ＋Ｇ＋Ｌ＞ＲとなるようにするＣＯ２回収方法。
PCT/JP2014/053425 2013-02-25 2014-02-14 Ｃｏ２回収システム及びｃｏ２回収方法 WO2014129391A1 (ja)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/775,464 2013-02-25
US13/775,464 US20140238236A1 (en) 2013-02-25 2013-02-25 Cogeneration system concept for co2 recovery plant

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2014129391A1 true WO2014129391A1 (ja) 2014-08-28

Family

ID=51386802

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2014/053425 WO2014129391A1 (ja) 2013-02-25 2014-02-14 Ｃｏ２回収システム及びｃｏ２回収方法

Country Status (2)

Country Link
US (1) US20140238236A1 (ja)
WO (1) WO2014129391A1 (ja)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112096469A (zh) * 2020-09-21 2020-12-18 上海朝临动力科技有限公司 再压缩发电***的启动方法、装置、设备及存储介质

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9782718B1 (en) * 2016-11-16 2017-10-10 Membrane Technology And Research, Inc. Integrated gas separation-turbine CO2 capture processes
CN110005486B (zh) * 2019-03-20 2021-05-04 江苏科技大学 一种基于全热循环的零碳排放冷热电联产装置及工作方法

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2005107944A (ja) * 2003-09-30 2005-04-21 Simulation Technology:Kk 温室効果ガス排出削減量算定方法
JP2012217903A (ja) * 2011-04-06 2012-11-12 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 二酸化炭素の回収システム及び方法
JP2012217904A (ja) * 2011-04-06 2012-11-12 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 二酸化炭素の回収システム及び方法

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2005107944A (ja) * 2003-09-30 2005-04-21 Simulation Technology:Kk 温室効果ガス排出削減量算定方法
JP2012217903A (ja) * 2011-04-06 2012-11-12 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 二酸化炭素の回収システム及び方法
JP2012217904A (ja) * 2011-04-06 2012-11-12 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 二酸化炭素の回収システム及び方法

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112096469A (zh) * 2020-09-21 2020-12-18 上海朝临动力科技有限公司 再压缩发电***的启动方法、装置、设备及存储介质
CN112096469B (zh) * 2020-09-21 2022-07-12 上海朝临动力科技有限公司 再压缩发电***的启动方法、装置、设备及存储介质

Also Published As

Publication number Publication date
US20140238236A1 (en) 2014-08-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA2755469C (en) Carbon-dioxide-recovery-type thermal power generation system and method of operating the same
US9242204B2 (en) Carbon dioxide recovery system and method
JP5875245B2 (ja) Ｃｏ２回収システム及びｃｏ２ガス含有水分の回収方法
AU2013248181B2 (en) A method of treating a carbon dioxide rich flue gas and a flue gas treatment system
KR20110110244A (ko) 화석 연료 발전 설비의 배기 가스로부터 이산화탄소를 분리하기 위한 방법 및 장치
JP5843464B2 (ja) 二酸化炭素の回収システム及び方法
JP2013533426A (ja) 炭素捕捉を有するジェットエンジン
JP2009247932A (ja) 排ガス熱源を利用した二酸化炭素の除去方法
EP2726179B1 (en) Low pressure steam pre-heaters for gas purification systems and processes of use
US20120247104A1 (en) System and method for controlling waste heat for co2 capture
JP7330718B2 (ja) ガスタービンプラント、及びその排出二酸化炭素回収方法
JPWO2013088731A1 (ja) 蒸気再圧縮設備を設置した二酸化炭素化学吸収システム
JP5738045B2 (ja) 二酸化炭素の回収システム及び方法
WO2014129391A1 (ja) Ｃｏ２回収システム及びｃｏ２回収方法
CA2883111C (en) Heat recovery system and heat recovery method
WO2021131459A1 (ja) 排気ガス処理設備、及びガスタービンプラント
JP2014515074A (ja) Ｃｏ２捕捉のための廃熱を制御するためのシステム及び方法
AU2018202315B2 (en) Power generating system using low quality coal
KR20140088860A (ko) 연도 가스로부터 이산화탄소를 제거하는 방법 및 시스템
US20140250887A1 (en) Power generation system making use of low grade coal

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 14754846

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 14754846

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: JP