331年二次燃烧捕获系统的介绍
目前人为二氧化碳排放等固定污染源主要来自燃烧系统发电厂,水泥窑炉在工业和钢铁生产厂(见第二章)。在这些大规模的流程,直接燃烧的燃料与空气在燃烧室(几个世纪以来,像今天)最经济的技术来提取和使用中包含的能源燃料。因此,燃烧后捕获系统的战略重要性变得明显时,面对当今的现实的二氧化碳排放源。第二章表明,任何试图减轻固定污染源的二氧化碳排放量在相关范围内使用二氧化碳捕获和存储,将不得不解决二氧化碳捕获从燃烧系统。在这一节中描述的所有二氧化碳捕获系统旨在分离二氧化碳从大规模燃烧过程产生的烟气解雇bet雷竞技 。类似的捕获系统也可以应用于生物质燃烧发射过程往往是规模小得多比用于化石燃料。
烟道气体或堆栈中气体燃烧系统通常是在大气压力。由于低压,氮的大量存在空气和大规模的单位,大量的气体生成,其中最大的例子可能是堆栈排放来自bet雷竞技 联合循环电厂正常最大容量约500万立方米的h。烟道气体二氧化碳含量取决于使用的燃料类型(3%的天然气联合循环量不到15%的燃煤燃烧植物见表2.1)。原则上燃烧后捕获系统可以应用于烟气燃烧产生的任何类型的燃料。然而,燃料中的杂质是非常重要的设计和成本核算的成套设备(Rao和鲁宾,2002)。不仅来自燃煤烟气将包含二氧化碳,N2, O2和H2O,而且空气污染物如袜、氮氧化物、颗粒物、盐酸、高频、汞、其他金属和其他微量有机和无机污染物。图3.3显示了一个火力发电厂的一般原理,部署额外的单元操作之前去除空气污染物二氧化碳捕获在一个absorption-based过程。虽然捕获这些烟道气中的二氧化碳是原则上更多的问题比其他气体流和能源密集型,商业经验是可以在一个足够大的规模(见3.3.2节)提供燃烧后二氧化碳捕获系统成本估算的基础(见3.7节)。同时,做了大量的研发工作正在进行全球开发更高效和更低的成本燃烧后系统(见3.3.3节),在所有可能的方法二氧化碳分离步骤(使用吸着剂、膜或低温;见第3.1.3部分中)。
3.3.2存在技术
有几种商用过程技术原则上可用于从烟道气二氧化碳捕获。然而,比较评估研究(hendrik, 1994;Riemer奥梅罗德,1995;IEA温室气体,2000 b)显示吸收进程年代基于化学溶剂目前燃烧后捕获二氧化碳的首选。在这个时间点上,他们提供捕捉效率高和选择性,最低的能源使用和成本相比,与其他现有的燃烧后捕集技术流程。吸收过程达到了商业操作阶段燃烧后二氧化碳捕获系统,虽然不是电厂烟气所需的规模。因此,致力于以下段落回顾现有的知识技术和关键技术和环境问题相关的应用程序目前领先的商业选择二氧化碳捕获。二氧化碳分离步骤使用商业的基础化学吸收过程进行了讨论。烟气预处理的要求(除了二氧化碳去除污染物)和化学溶剂的再生能源要求跟进。
3.3.2.1吸收过程
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- 图3.3示意图的粉与amine-based燃煤电厂二氧化碳捕获系统和其他排放控制。
吸收过程的燃烧后捕集技术利用水的化学反应的可逆性质碱性溶剂,通常一个胺与酸或酸气。一个商业吸收系统的工艺流程图,提出如图3.4所示。烟气冷却后,进入吸收器与溶剂接触。鼓风机必须克服通过吸收器的压降。在吸收剂温度通常40到60 oc,二氧化碳是受化学溶剂的吸收器。然后烟气经过水洗部分平衡水系统并删除任何溶剂滴或溶剂蒸汽,然后离开了吸收器。可以减少出口气体中二氧化碳浓度降至非常低的值,由于化学反应的溶剂,但较低的出口浓度增加的高度吸收容器。“富裕”溶剂,其中包含的化学绑定然后注入的二氧化碳汽提塔(或再生船),通过热交换器。化学溶剂的再生是脱衣舞女在升高的温度下进行(100 oc - 140 oc)和压力不高于大气压力。热量供应重沸器保持再生条件。这导致热能损失由于加热溶剂,为消除化学绑定提供所需的热解吸二氧化碳和蒸汽生产作为汽提气。蒸汽在冷凝器中恢复和美联储脱衣舞女,而二氧化碳产品气体离开脱衣舞娘。包含更少的二氧化碳的“精益”溶剂,然后抽回吸收器通过lean-rich热交换器和冷却器来吸收器的温度水平。
图3.4还显示了一些额外的设备维护解决方案所需的质量由于降解产物的形成,腐蚀产物和粒子的存在。这通常是通过使用过滤器,碳床和热回收装置。退化和腐蚀的控制实际上一直是发展的一个重要方面吸收过程在过去的几十年里。
关键参数确定二氧化碳吸收的技术和经济运行系统:
•烟气流量,烟气流速的大小将决定吸收和吸收器代表总体成本的一个相当大的贡献。
•烟气二氧化碳含量——因为烟气通常是在大气压力,二氧化碳的分压将低至3日- 15日kPa。在这些低二氧化碳分压条件下,水胺(化学溶剂)是最合适的吸收溶剂(科尔和尼尔森,1997)。
•二氧化碳去除——在实践中,典型的二氧化碳复苏是在80%和95%之间。确切的复苏经济权衡选择,更高的复苏将导致更高的吸收塔,更高的能源处罚,因此增加的成本。
•溶剂流率-溶剂流率的大小将决定大多数设备除了吸收器。对于一个给定的溶剂,流量将由之前的固定参数以及选择二氧化碳浓度在精益和丰富的解决方案。
•能源需求的ios版雷竞技下载 的过程和所需的热能再生溶剂和操作所需的电能液体泵和烟气鼓风机或风扇。能源也压缩二氧化碳所需恢复所需的最终压力传输和存储。
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- 图3.4工艺流程图供化学吸收二氧化碳从烟气中复苏。
•冷却要求,冷却需要降低烟气和溶剂的温度温度水平所需的高效吸收的二氧化碳。同时,脱模的产品需要恢复冷却蒸汽剥离过程。
二氧化碳的纯度和压力通常从一个amine-based化学吸收过程如下(砂光机和Mariz, 1992):
•二氧化碳纯度:99.9%或更多(水饱和条件)
进一步二氧化碳净化步骤可以使CO2-quality达到食品级标准。这是需要用于饮料和包装。
因为燃烧烟气通常在大气压力和二氧化碳稀释,二氧化碳分压很低。同时,烟气含氧和其他杂质;因此一个吸收过程的一个重要特点是在适当的溶剂的选择过程。高二氧化碳加载和低热量的大气烟气二氧化碳解吸能源是必不可少的复苏。溶剂还必须低副产物的形成和分解率低,保持溶剂性能和限制废料生产。其他污染物的重要影响的溶剂是3.3.2.2节中讨论。
以下三个吸收过程是商用燃烧后的二氧化碳捕获系统:
•科尔-麦吉/ ABB鲁玛斯佳洁士的过程(Barchas和戴维斯,1992)——这个过程恢复从可口可乐和二氧化碳
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- 图3.5使用200吨二氧化碳捕获工厂在马来西亚d 1 KEPCO /三菱重工化学溶剂过程(由三菱)。
燃煤锅炉,提供二氧化碳纯碱和液体二氧化碳的准备工作。它使用一个15 - 20%重量的水(Mono-Ethanolamine)解决方案。最大的能力经历这个过程是800 tCO2 d-1utilizing两条平行的火车(阿诺德et al ., 1982)。
•福陆丹尼尔®ECONAMINE™过程(Sander Mariz, 1992年教堂et al ., 1999)——这个过程被福陆丹尼尔收购公司从1989年的陶氏化学公司。是MEA-based过程按重量(30%水溶液)抵制碳钢腐蚀抑制剂,是专门针对含氧气体流。它被用在许多植物全球复苏320 tCO2 d 1在一个火车用于饮料和尿素生产。
•关西电力有限公司、三菱重工有限公司,KEPCO /三菱重工流程(Mimura et al ., 1999年和2003年),这个过程是基于位阻胺和三溶剂(KS-1, KS-2和KS-3)已经开发了。KS-1商业化在尿素生产应用程序。在这个过程中,低胺损失和低溶剂退化已表示不使用抑制剂或添加剂。如图3.5所示,第一个商用核电站200 tCO2 d 1恢复从烟道气体流自1999年以来一直在马来西亚运营为尿素生产(相当于燃煤电厂排放10 MWt)
化学溶剂的性能操作维护更换,过滤和回收,导致耗材需求。典型的溶剂消耗值在0.2和1.6公斤/ tCO2之间。此外,化学物质需要回收的胺热稳定盐(一般是0.03 - -0.13公斤氢氧化钠/ tCO2)和删除分解产品活性炭(一般是0.03 - -0.06公斤/ tCO2)。范围主要是依赖于吸收过程,KS-1是低端的范围和ECONAMINE™在高端。
3.3.2.2。烟气预处理
烟气从燃烧发电厂通常高于100°C,这意味着他们需要冷却所需的温度水平吸收过程。可以在一个凉爽的水直接接触,也充当一个烟气用额外的精细颗粒的去除。
除了上述之外,在煤燃烧烟气会包含其他酸性气体成分如没有所以。烟气从天然气燃烧通常只含有氮氧化物。这些组件将酸性气体,类似于二氧化碳,化学与碱性溶剂的交互。这是不可取的不可逆转的自然交互导致热稳定盐的形成,因此溶剂的吸收能力损失和风险的形成固体的解决方案。也导致额外消费的化学物质再生溶剂的生产废物流如硫酸钠或硝酸钠。因此,遣返前的氮氧化物和二氧化碳之前袜非常低的值
恢复就变得非常重要了。对于氮氧化物是NO2导致热稳定盐的形成。幸运的是,NO2的水平主要是不到10%的总体烟气中氮氧化物含量(教堂et al ., 1999)。”
烟气中的容许袜内容主要是取决于溶剂的成本——这与袜被反应。烟气中二氧化硫浓度一般在300 - 5000 ppm。商用脱硫工厂将删除高达98 - 99%。胺是相对廉价的化学物质,但即使是廉价的溶剂如MEA(价格约1.25公斤美元(Rao,鲁宾2002)可能需要袜浓度约为10ppm,保持溶剂消耗(大约1.6公斤的MEA / tCO2分离),成本合理的价值观,这常常意味着额外的烟气脱硫是必要的。前的最佳二氧化硫含量,二氧化碳吸收过程是一个成本之间的权衡CO2-solvent消费和脱硫成本。科麦奇/ ABB鲁玛斯顶技术,脱硫通常是没有正当理由的二氧化硫水平低于50 ppm (Barchas和戴维斯,1992)。福陆丹尼尔Econamine FG过程最多10 ppm二氧化硫含量通常设置为原料气规范(Sander Mariz, 1992)。这可以通过使用碱性盐的解决方案在一个喷淋洗涤器(教堂et al ., 1999)。二氧化硫洗涤器也可能双作为直接接触冷却烟气冷却器。
小心还必须注意粉煤灰和烟尘烟气中,他们可能会把吸收器如果污染物水平太高了。通常的要求其他烟气处理,预防措施已经被采取。的二氧化碳从燃煤锅炉烟气复苏,植物通常必须配备一个DeNOx单元,静电除尘器和布袋过滤器和DeSO或烟气脱硫单元作为发电厂的环保设施。在某些情况下,这些环保设施不足以进行深所以切除1 - 2 ppm水平有时需要减少溶剂消耗和其回收溶剂的废物回收装置管表面。
3.3.2.3发电效率在二氧化碳捕获二氧化碳燃烧后捕获过程的一个关键特性基于吸收高能源需求和由此产生的效率损失权力周期。这主要是由于再生溶剂所需的热量,蒸汽用于剥离和一定程度上的液体注入所需的电力,烟气球迷最后压缩的二氧化碳产品。在本章后面,章节3.6和3.7目前总结的二氧化碳捕获各种电力系统和能源需求讨论的环境和经济影响这些能源需求。
原则上,再生过程的热能可以提供一个辅助锅炉的改造情况。然而,大多数研究集中在一个整体的过程中吸收过程集成到电厂。热量需求是低压蒸汽在这样的水平,例如冷凝在0.3 MPa (g),可用于重沸器。然后,提取所需的蒸汽再生过程的蒸汽循环在电厂。燃煤发电厂,低压蒸汽提取之前最后一个汽轮机的扩张阶段。自然燃气联合循环,低压蒸汽提取最后阶段的热回收蒸汽发生器。多出来的这部分热量可以通过预热锅炉给水(hendrik, 1994)。吸收的热量值要求的主要技术是2.7和3.3 GJ / tCO2之间,这取决于溶剂的过程。典型值之间的电力需求是0.06和0.11 GJ / tCO2燃烧后捕集技术在燃煤发电厂和0.21和0.33 GJ / tCO2燃烧后捕集技术在自然燃气联合循环。压缩的二氧化碳110酒吧需要大约0.4 GJ / tCO2 (IEA温室气体,2004)。
吸收过程的整合与现有电厂需要修改的低压蒸汽循环的一部分,作为一个相当大的一部分蒸汽提取可用,因此不会产生电能(2001年Nsakala et al, Mimura et al ., 1995年,Mimura et al ., 1997)。限制所需的修改,小背压汽轮机使用中压蒸汽驱动烟气可以使用风扇和锅炉给水泵。再沸器的蒸汽浓缩(Mimura et al ., 1999)。此外,在基于蒸汽发电厂周期超过50%热能的蒸汽循环处理蒸汽冷凝器。如果蒸汽循环系统可以集成和二氧化碳复苏,部分废热蒸汽冷凝器可以用于处理的再生的化学溶剂。
减少能量的损失,然而,与所选溶剂系统密切相关。IEA温室项目(IEA GHG)进行了性能评估与燃烧后捕获二氧化碳的发电厂,考虑到最近的改进二次燃烧二氧化碳捕获过程被授权人专有技术(IEA温室气体,2004)。在这项研究中,三井巴布科克能源有限公司和阿尔斯通提供信息的使用效率高、超超临界蒸汽循环(29 MPa, 600°C, 620°C再热)为火力发电厂锅炉和汽轮机,而对于NGCC的情况,使用通用电气9 fa的联合循环燃气轮机。萤石提供信息萤石Econamine +过程基于MEA和三菱重工提供的信息在关西电力/三菱重工流程基于KS-1溶剂二氧化碳捕获。二氧化碳使这些系统被压缩到11 MPa的压力。整体净电厂效率有或没有二氧化碳捕获如图3.6所示,在图3.7显示了二氧化碳捕获效率损失。总的来说,这项研究的结果表明,煤炭和天然气燃烧后捕获的效率损失了植物低KEPCO / mht二氧化碳吸收过程。为了比较,电厂的性能与预燃和氧燃料捕获,基于同一组标准的工厂设计标准也如图3.6和3.7所示。
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