JP2012533025A

JP2012533025A - ガス処理のためのシステム

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Publication number: JP2012533025A
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Publication date: 2012-12-20
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Abstract

本発明によれば、化石燃料の燃焼により生じる煙道ガスを処理するためのシステム（１）を備える電気エネルギーを発生させるための発電プラントは、煙道ガスの第１の低圧圧縮のための断熱圧縮機（５）と、第２の多段式低圧煙道ガス圧縮システム（１４）と、多段式高圧ＣＯ_２圧縮システム（１５）とを備える。低圧煙道ガス圧縮システムと高圧ＣＯ_２圧縮システムとの両方は、単一の装置（Ｃ２）内で結合されており、１つの共通駆動装置（１７）により駆動される１つの共通シャフト（１６）上に配置されている。熱交換器（８）は、断熱圧縮された煙道ガスの冷却の結果得られる熱の回収の向上を容易にする。本発明によれば、本処理システムと統合された発電プラントの全体の動力効率を向上することができるとともに、投資コストを削減することができる。

Description

本発明は、電気エネルギーを発生させるための化石燃料火力発電プラントより生じるガスを処理するためのシステムに関する。本発明は、特に、二酸化炭素の輸送及び貯蔵を容易にするためにこのようなガスを精製するガス処理のためのシステムに関する。

温室効果ガスである二酸化炭素（ＣＯ_２）の大気への排出を削減する観点から、電気エネルギーを発生させるための化石燃料火力発電プラントの煙道ガスには、典型的には、いわゆるＣＯ_２捕捉システムが備えられている。煙道ガスに含まれるＣＯ_２ガスは、先ず分離され、その後に圧縮、乾燥及び冷却されることにより、永久貯蔵のために、又は石油増進回収等の更なる利用のために調整される。安全な輸送、貯蔵又は更なる利用のためには、このＣＯ_２はある程度の品質を有する必要がある。例えば、石油増進回収用には、このガスは、ＣＯ_２濃度が少なくとも９５％、温度が５０℃未満、圧力が１３.８Ｍｐａである必要がある。化石燃料火力発電プラントからの煙道ガスには、ＣＯ_２だけでなく、水蒸気、酸素、窒素、アルゴン、並びにＳＯ_３、ＳＯ_２、ＮＯ及びＮＯ_２といった、多くの更なる汚染物質が含まれている。ＳＯ_３、ＳＯ_２、ＮＯ及びＮＯ_２は、環境規制や、ＣＯ_２の輸送・貯蔵のための要件を満たすために除去する必要がある。化石燃料の種類、燃焼パラメーター及び燃焼器の設計に応じて、これら全ての汚染物質やＣＯ_２それ自体は、様々な濃度で存在する。煙道ガスに含まれるＣＯ_２の比率は、ガスタービン用ガスの燃焼の場合における４％から、燃焼プロセスに酸素を更に供給する空気分離ユニットを備える石炭焚きボイラーの場合における６０％〜９０％に及ぶ。煙道ガスからの汚染物質の除去は、技術的な障害によって制限されるのではなく、むしろ、追加されるコストとエネルギーに対する要求及びその結果生じる発電プラント全体での効率の低下により制限される。

Minish M. Shah, “Oxyfuel combustion for CO2 capture from pulverized coal boilers”, GHGT-7, Vancouver, 2004には、化石燃料焚きボイラーより生じる煙道ガスを扱うためのシステムの一例が開示されている。このシステムは、空気分離ユニットからの酸素と供に煙道ガスの一部を前記石炭焚きボイラーへと戻すためのリサイクルラインを含む。この煙道ガスは織布フィルター又は静電集塵機等の灰分及び粉塵の除去用フィルターに通され、更にＳＯｘの除去のための煙道ガス脱硫ユニットに通され、最後にＣＯ_２精製圧縮用ガス処理ユニットに通される。本ユニットは、Ｏ_２、Ｎ_２及びＡｒ等の凝縮できないガスを除去するためのシステムと、水蒸気を除去するための脱水システムと、一連の圧縮・冷却システムとを備える。これらは、未精製の煙道ガスの第１の低圧圧縮システムと精製されたＣＯ_２の高圧圧縮システムとを含む。第１の低圧圧縮システムと高圧圧縮システムはそれぞれ一体化された冷却器を備える。

この圧縮のために、このようなシステムは、例えば、多段式遠心圧縮機を２機、すなわち低圧圧縮機と高圧圧縮機と、該低圧及び高圧圧縮機の間に配置された脱水用及び不活性ガスの低温除去用装置を備える。圧縮の動力消費量を最小化するために、前記多段式遠心圧縮機は、各圧縮機段に続く中間冷却器を有する。この多段式遠心圧縮は、典型的には４〜６段の圧縮段を含む。圧縮機段数が多いため、低圧及び高圧圧縮機はそれぞれ別の駆動装置を備える独立したシャフト上に配置される。中間冷却器より得られる熱は、７０〜８０℃の低レベル熱であり、この熱は典型的には回収されることなく、発電プラントの冷却水システム内で散逸される。この不活性ガスの除去のための低温システムは、加圧下不活性ガス流を生み出す。不活性ガス流は典型的には適当なタービン内で膨張させる。膨張した不活性ガスは、次に、発電機を駆動する、又は圧縮機を駆動するための機械的動力の一部を供給するよう配置される。

更に、Bin Xu, R.A. Stobbs, Vince White, R.A. Wall, “Future CO2 Capture Technology for the Canadian Market”, Department for Business Enterprises & Regulatory reform, Report No. COAL R309, BERR//Pub, URN 07/1251, March 2007の１２４〜１２９頁には、脱水、圧縮、冷却及び低温処理を含む、煙道ガスを処理するためのシステムが開示されている。使用されている圧縮機は断熱圧縮機であり、これにより動力消費量と冷却に関する要求の点での向上が可能となる。

米国特許第６,３０１,９２７号公報には、自動冷却により供給ガスからＣＯ_２を分離する方法が開示されている。ここでは、前記供給ガスを先ず圧縮し、タービン内で膨張させる。供給ガス中に含まれるＣＯ_２は、その後、液化され、気液分離機内で供給ガスのガス状成分と分離される。

米国特許第４,９７７,７４５号公報には、煙道ガスからの低純度ＣＯ_２を回収する方法が開示されている。該方法は、煙道ガスを圧縮することと、圧縮された煙道ガスを水洗装置及び乾燥機を経由し、最終的にＣＯ_２分離ユニットに誘導することとを含む。

米国特許第７,４１６,７１６号公報には、二酸化炭素を精製するための、特に、石炭燃焼プロセスにより生じるＣＯ_２煙道ガスからＳＯ_２及びＮＯｘを除去するための方法及び装置が開示されている。このためには、煙道ガス又は未処理のＣＯ_２ガスは、圧縮されたガスの冷却のための中間冷却器を備えた圧縮機構により高い圧力まで圧縮される。ここで、圧縮の一部は断熱的に行われる。水蒸気、Ｏ_２、ＳＯｘ及びＮＯｘを含む圧縮されたガスは、その後、ＳＯｘ及びＮＯｘを除去するために水でガス状のＣＯ_２を洗浄するための気液接触装置へと導かれる。

上述の背景技術に鑑み、本発明は、発電プラント用の化石燃料の燃焼により生じる煙道ガスを処理するための改良された煙道ガス処理システムを備えた、電気エネルギーを発生させるための化石燃料火力発電プラントを提供することを目的とする。

本発明によれば、化石燃料火力発電プラントは、燃焼後煙道ガス処理システムを備え、前記システムは、
中間冷却を行わない断熱軸流式圧縮機である第１の低圧煙道ガス圧縮機と、
前記第１の低圧煙道ガス圧縮機の下流に配置され、圧縮された煙道ガスから前記発電プラントへ又は前記発電プラントに接続されたシステムへの熱移動を行うように構成・配置された１つ以上の熱交換器と、
前記１つ以上の熱交換器の下流に配置され、１つ以上の段と１つ以上の冷却器とを有する第２の低圧煙道ガス圧縮機と、
前記第２の低圧煙道ガス圧縮機の下流に配置された、前記煙道ガスから不活性ガスを除去することにより前記煙道ガスを低温精製するためのユニットと、
前記低温精製するためのユニットの下流に配置され、前記低温精製するためのユニットより生じるＣＯ_２流を圧縮するよう構成・配置された、幾つかの段と１つ以上の冷却器とを有する高圧ＣＯ_２圧縮機システムと
を備え、
前記第２の低圧煙道ガス圧縮機と前記高圧ＣＯ_２圧縮システムのとの両方は、単一の装置内で結合され、１つの共通駆動装置により駆動される１本の共通シャフト上に配置されている。

本発明に係る燃焼後煙道ガス処理システムを備える上記発電プラントによれば、断熱圧縮機が統合されているので、煙道ガス圧縮に必要な総動力消費量を削減できる。更に、中間冷却器を有さない断熱圧縮機により、煙道ガスから熱を回収すること、及び、その熱を発電プラント内で又は産業需要家や熱を必要とする他の需要家等の該発電プラントに接続されたシステム内で使用することができる。これにより、発電プラントから取り出されていた例えば給水予熱に必要とされる熱を圧縮された煙道ガスから取り出すことができるようになる。従って、本発明に係るシステムによれば、圧縮機装置の数を増加させることなく、煙道ガス処理システムとこのように統合された発電プラントの全体効率を容易に向上できる。

更に、本発明に係る煙道ガス処理システムによれば、システムの初期投資コストを削減することができる。このシステムは、２つの駆動装置と２本のシャフトを備えた合計２つの圧縮装置のみを備える。すなわち、一方は煙道ガス断熱圧縮機であり、他方は第２の低圧煙道ガス圧縮機と多段式高圧ＣＯ_２圧縮機とを結合したものである。断熱圧縮機を追加したにもかかわらず、システムの装置の総数は同じままである。最後に、第２の低圧煙道ガス圧縮機と高圧ＣＯ_２圧縮機を結合し１つの装置とした結果、投資コストが削減されるだけでなく、発電プラント建設において空間の効率化を図ることができる。

本発明の特定の実施形態の１つにおいては、第２の低圧煙道ガス圧縮システムと高圧ＣＯ_２圧縮システムとは、２段の低圧圧縮機段と４〜６段の高圧圧縮機段を備え、１本のシャフト上に配置される１つの装置として結合される。

本発明の別の特定の実施形態においては、前記煙道ガス処理システムは、第２の低圧煙道ガス圧縮機の下流に配置された脱水ユニットを備える。これにより、得られるＣＯ_２の取り扱いと利用の可能性を広げることができる。

本発明の別の特定の実施形態においては、前記煙道ガス処理システムは、断熱圧縮機の下流に煙道ガスの冷却のための１つ以上の熱交換器を備える。ここで、該１つ以上の熱交換器は、発電プラントの水／蒸気サイクルの一部であってもよい水流と、又は、プラント内若しくは該発電プラントに接続されたシステム内の熱回収のための他の任意の水流システムとの熱交換を行うように構成される。本実施形態において、煙道ガス断熱圧縮機は、煙道ガスの吐出圧力が選択された圧力範囲となるように構成されている。この圧力範囲は、例えば、発電プラントの水／蒸気サイクル、断熱圧縮機の最適に最小化された動力消費量、及び、煙道ガス断熱圧縮機の下流の低圧及び高圧圧縮段の統合に関連した最適な熱回収を考慮して選択される。

一実施形態において、煙道ガス断熱圧縮機の吐出圧力は、７〜９ｂａｒａｂｓに設定することができる。この圧力範囲を超えると、中間冷却式遠心圧縮機内の圧縮よりも多くの動力消費量が断熱圧縮に必要となる。この吐出圧力であれば、断熱圧縮機の吐出時における温度は、１７０から２８０℃までの範囲となる。これにより、例えば専用の熱交換器を用い発電プラント蒸気／水サイクルからの凝縮物を加熱することにより効率的な熱回収を行うことができる。この熱回収の後、煙道ガスの温度は５０℃程度となる。煙道ガスはその後第２の交換器内で更に冷却される。第２の交換器では、熱は散逸される。煙道ガスはその後、中間冷却器を備える遠心圧縮機である第２の低圧煙道ガス圧縮機の２段により３０〜４０ｂａｒａｂｓまで圧縮される。これらの２段は、例えば、６〜８段を備える１つの統合ギア圧縮機を用いることにより、４〜６段を有する高圧ＣＯ_２圧縮機と容易に結合することができる。

断熱圧縮機により、圧縮された煙道ガスの冷却の結果得られる熱の回収を容易に向上できる。これにより、この種の煙道ガス処理システムと統合された発電プラントの全体効率を更に向上することができる。本発明に係る発電プラントの更なる利点は、断熱圧縮機及び遠心圧縮機からなる煙道ガス圧縮機の数が、遠心圧縮機のみを有する従来技術の発電プラントと比べ変わらないことにある。

本発明の別の特定の実施形態においては、第１の低圧煙道ガス圧縮機及び第２の低圧煙道ガス圧縮機は、断熱圧縮機の吐出圧力の低圧煙道ガス圧縮機の１段目の吐出圧力に対する比率が１.５から２.５までの範囲となるよう構成される。

発電プラントは、空気分離ユニットにより更に供給される酸素の存在下又は不存在下で運転できる石炭焚きボイラーを備える蒸気タービン発電プラントを含むいかなる種類の化石燃料火力発電プラントであってもよい。化石燃料火力発電プラントにはまた、ガスタービン又はコンバインドサイクル発電プラントが含まれる。

別の実施形態において、本発明に係るシステムは、ＳＯｘ及びＮＯｘを除去又は還元するためのシステムを更に備える。このようなシステムは、煙道ガス圧縮の上流の低圧煙道ガス処理システム内、又は、断熱圧縮機の下流のどちらにも配置することができる。ＳＯｘ及びＮＯｘ除去システムが、煙道ガス断熱圧縮機の下流に配置される場合であっても、本提案の発明はなお、１つの駆動装置により駆動される１つの装置内で、煙道ガス圧縮に必要とされる残りの遠心段と、ＣＯ_２圧縮に必要となる段とを結合することにより実現される。ＳＯｘ及びＮＯｘ除去反応のキネティックス及び反応器のサイズ設定は、断熱圧縮機の吐出圧力選択に影響を与える。例えば、吐出圧力は、後に１５ｂａｒａｂｓ程度まで上昇させることができ、それにより１つの多段式遠心圧縮機内で煙道ガス圧縮の１つの段をＣＯ_２圧縮と結合させておく。

本発明に係る、電気を発生させる発電プラントに統合可能な煙道ガス処理システムの一実施形態の図を示す。

図１に、化石燃料火力発電プラントより生じる煙道ガスを処理するための煙道ガス処理システム１を示す。タービンを駆動する作動媒体を発生させるために化石燃料を燃焼させることにより生じる煙道ガスを誘導するライン２を除き、発電プラント自体は示されていない。処理システム１は、基本的に、煙道ガスを第１の圧縮機システムＣ１、熱回収システムＨＲ、第２の圧縮機システムＣ２へと誘導する煙道ガスライン２と、分離されたＣＯ_２を更なる利用のための設備へと誘導するためのＣＯ_２ライン３とを備える。第１の圧縮機システムＣ１と、熱回収システムＨＲと、第２の圧縮機システムＣ２とはすべて、上述した順番で直列に配置される。煙道ガスライン２は発電プラントから第１の圧縮機システムＣ１へと通じている。第１の圧縮機システムＣ１は、煙道ガス断熱圧縮機５を備える。熱回収システムＨＲは、圧縮機Ｃ１から放出される圧縮された煙道ガスを冷却するため及び煙道ガスから発電プラントへの熱移動を行うための熱交換器を備える。第２の圧縮機システムＣ２は、煙道ガスを低圧圧縮するため及び精製されたＣＯ_２を高圧圧縮するための結合多段式中間冷却式圧縮機システムを備える。最後に、ライン３は、精製・圧縮されたＣＯ_２がシステム１を離れ、輸送、貯蔵又は石油増進回収等のＣＯ_２の更なる利用のための更なるシステム４へと導く。

図示したように、煙道ガスは、ライン２経由でシステム１に導かれる。ライン２において、煙道ガスは、例えば、石炭焚きボイラー、ガス燃焼室、又は酸素吹石炭焚きボイラーより生じたものである。そのため、このような煙道ガスは、煙道ガス再循環を行う又は行わないガスタービン発電プラントの場合における４％以上や、蒸気タービン発電プラント用の酸素吹石炭焚ボイラーの場合における最大６０〜９０％等様々な濃度でＣＯ_２ガスを含む。このボイラー又は燃焼室の後で、煙道ガスは、静電集塵機や織布フィルターのようなフィルターや、他の硫黄除去のための任意の処理ユニットにおいて前処理されていてもよい。更に、煙道ガスは、ＮＯｘ又は水銀を除去するための装置において、処理されていてもよい。

煙道ガスライン２は、ＣＯ_２含有煙道ガスを、駆動装置６により駆動され煙道ガスを５から２０ｂａｒａｂｓまでの吐出圧力まで圧縮するよう構成された低圧煙道ガス断熱圧縮機５へと運ぶ。圧縮の動力消費量が最小化されるのは、吐出圧力が５から８ｂａｒａｂｓまで、例えば７ｂａｒａｂｓとなるよう構成したときである。断熱圧縮機５は２０ｂａｒを越えない吐出圧力まで圧縮を行うように構成される。この限界を超える吐出圧力まで圧縮すると、断熱圧縮機を使用することによる利点がもはや何ら無くなる程度まで動力消費量が増加する。これは、８ｂａｒａｂｓ程度の圧力以降では、断熱式（軸流式）動力消費量が、中間冷却式遠心圧縮機のそれを上回るようになるためである。この圧力以降では、軸流式装置においてより効率的なホイールを有するという利点が、中間冷却不在によるガス温度上昇による動力消費量の増加により相殺され、この増加が利点を上回るようになる。圧縮機の吐出時、圧縮された煙道ガスの温度はおよそ２００℃〜２８０℃である。断熱圧縮機の最適な吐出圧力は、動力消費量を最小化することにより設定されることとなるが、水／蒸気サイクルの統合、もし存在するのならばＳＯｘ及びＮＯｘの中間除去等の付属パラメーターや、装置の選択によっても設定される。

ライン７は、低圧煙道ガス圧縮機５の吐出部から第１の熱交換器８へと通じている。第１の熱交換器８内では、圧縮された高温煙道ガスは水又は他の冷媒の流れに対し向流で流れる。冷媒は、熱交換器８からライン９経由で発電プラント内のシステム内又は発電プラントに接続されたシステム内の熱回収のためのシステムへと導かれる。煙道ガス断熱／軸流式圧縮機５は、この場所で遠心圧縮機を代わりに用いた場合と比べ高い温度（１７０〜２４０℃）で煙道ガスから熱を回収することを可能にする。この熱は発電プラント内で有効に用いることができる。例えば、図示された実施形態においては、熱回収システムは、蒸気タービンシステムの水／蒸気サイクル９である。特定の一例において、この水流は、給水予熱器又は凝縮物抽出ポンプに接続される。凝縮物の一部は直接煙道ガスで加熱することができ、それにより、低圧加熱器を迂回できる。低圧加熱器の蒸気消費量は減少し、その結果、より多くの蒸気がサイクル蒸気タービン内で膨張するので、プラントはより多くの電力を生成できる。煙道ガス断熱／軸流式圧縮機を使用することにより、煙道ガス遠心式圧縮機のみを有する発電プラントの正味出力に対し、発電プラントの正味発電出力を０.５％から１％までの範囲で上昇させることができる。本発明に係る発電プラントは、遠心圧縮機のみを備える発電プラントと同数の圧縮装置を備えているにもかかわらず、より大きな出力を達成する。

熱交換器８を通過後の煙道ガスの温度は例えば５０℃である。煙道ガス側では、熱交換器８は、ライン１０経由で、更なる熱交換器又は冷却器１１に接続さている。そこで、煙道ガスは例えば３０℃の温度まで更に冷却される。この冷却の結果得られる熱は低品位なものであり、散逸させてよい。

ライン１３は、冷却器１１から、駆動装置１７により駆動される結合圧縮システムＣ２へと通じている。結合圧縮システムＣ２は、シャフト１６上に配置され駆動装置１７により駆動される低圧煙道ガス圧縮機１４及び高圧ＣＯ_２圧縮機１５を備える。低圧煙道ガス圧縮機は、例えば、中間冷却器を備えた２段式の遠心圧縮機を有することができる。一方、高圧ＣＯ_２圧縮機は、例えば、中間冷却器を備えた４〜６段を有することができる。断熱圧縮機の吐出圧力がより低い場合、すなわち、５〜２０ｂａｒａｂｓの吐出圧力範囲にある場合、低圧煙道ガス遠心圧縮機は２段ではなく３段を有していてもよい。煙道ガスは、低圧圧縮機１４により例えば３０ｂａｒａｂｓの圧力に圧縮され、ライン１８経由で脱水ユニット１９へと導かれ、その後低温ユニット２０へと導かれる。低温ユニットにおいて、煙道ガスは分離され、精製ＣＯ_２ガス流、及び、窒素、酸素アルゴン等の不活性ガスを含むベントガスになる。ベントガスは、ライン２１経由でエキスパンダー２２へと送られる。エキスパンダー２２は、同一のシャフト１６に取り付けることも、独立したシャフトに取り付けることもできる。本発明に係る煙道ガス処理システムにおいては、低圧煙道ガス圧縮システム１４と高圧ＣＯ_２圧縮システム１５とは同じシャフト上に配置される。一方で、低圧煙道ガス圧縮システムは、低温精製システムの上流に配置され、高圧ＣＯ_２圧縮システムは精製システムの下流に配置される。

輸送や貯蔵に十分な濃度のＣＯ_２を主に含有するに至った低温精製された煙道ガスは、ユニット２０から、１１０ｂａｒａｂｓの圧力へと更に圧縮するための高圧圧縮機システム１５へと導かれる。そこから、精製された煙道ガスは最終的に、ライン３を経由して、ＣＯ_２の更なる利用のためのシステム４へと導かれる。この低温処理は、精製ＣＯ_２ガスが、それぞれ異なる２つの圧力の２つの別の流れとして圧縮機システム１５へと供給される点で最適化することができる。これにより、圧縮機の動力消費量は最小化される。一方の第１の低圧ラインは、精製ＣＯ_２ガスを圧縮機システム１５の前部入口へと供給し、第２の中間圧力ラインは、精製ＣＯ_２ガスを圧縮機システム１５の中間段へと供給する。

１煙道ガス処理用システム
２発電プラントからの煙道ガスライン
３精製ＣＯ_２ガス用ライン
４精製ＣＯ_２の輸送、貯蔵又は更なる利用のためのシステム
５断熱圧縮機
６駆動装置
７煙道ガスライン
８熱交換器
９冷媒用システム
１０煙道ガスライン
１１熱交換器
１２冷媒用システム
１３煙道ガスライン
１４煙道ガス用低圧圧縮機
１５ＣＯ_２ガス用高圧圧縮機
１６シャフト
１７結合された低圧及び高圧圧縮機用駆動装置
１８煙道ガスライン
１９脱水ユニット
２０低温ユニット
２１不活性ガス用ライン
２２ベント不活性ガス用エキスパンダー
Ｃ１断熱圧縮機
Ｃ２結合圧縮装置
ＨＲ熱回収システム

Claims

化石燃料の燃焼により生じる煙道ガスを処理するためのシステムを備える電気エネルギーを発生させるための化石燃料火力発電プラントにおいて、
前記煙道ガス処理システムは、
中間冷却を行わない断熱軸流式圧縮機である第１の低圧煙道ガス圧縮機（５）と、
前記第１の低圧煙道ガス圧縮機（５）の下流に配置され、圧縮された前記煙道ガスから前記発電プラントへ又は前記発電プラントに接続されたシステムへの熱移動を行うように構成・配置された１つ以上の熱交換器（８，１１）と、
前記１つ以上の熱交換器（８，１１）の下流に配置され、１つ以上の段と１つ以上の冷却器とを有する第２の低圧煙道ガス圧縮機（１４）と、
前記第２の低圧煙道ガス圧縮機（１４）の下流に配置された、前記煙道ガスから不活性ガスを除去することにより前記煙道ガスを低温精製するためのユニット（２０）と、
前記低温精製するためのユニット（２０）の下流に配置され、前記低温精製するためのユニット（２０）より生じるＣＯ_２流を圧縮するよう構成・配置された、幾つかの段と１つ以上の冷却器とを有する高圧ＣＯ_２圧縮機システム（１５）と
を備え、
前記第２の低圧煙道ガス圧縮機（１４）と前記高圧ＣＯ_２圧縮機システム（１５）との両方は、単一の装置（Ｃ２）内で結合され、１つの共通駆動装置（１７）により駆動される１本の共通シャフト（１６）上に配置されていることを特徴とする化石燃料火力発電プラント。
前記煙道ガス処理システム（１）は、前記第２の低圧煙道ガス圧縮機（１４）の下流に配置された脱水ユニット（１９）を更に備えることを特徴とする、請求項１に記載の発電プラント。
前記第２の低圧煙道ガス圧縮機（１４）は２段の低圧圧縮機段を備え、
前記高圧ＣＯ_２圧縮機システム（１５）は４〜６段の高圧圧縮機段を備え、
前記２段の低圧圧縮機段と前記４〜６段の高圧圧縮機段とは単一のシャフト上に配置されていることを特徴とする、請求項１に記載の発電プラント。
前記第２の低圧煙道ガス圧縮機（１４）は３段の低圧圧縮機段を備え、
前記高圧ＣＯ_２圧縮機システム（１５）は４〜６段の高圧圧縮機段を備え、
前記３段の低圧圧縮機段と前記４〜６段の高圧圧縮機段とは単一のシャフト上に配置されていることを特徴とする、請求項１に記載の発電プラント。
前記熱交換器（８）は、熱回収のために水流システム（９）との熱交換を行うように構成されていることを特徴とする、請求項１に記載の発電プラント。
前記水流システム（９）は、蒸気タービン発電プラントの水／蒸気サイクルの一部であることを特徴とする、請求項５に記載の発電プラント。
前記水流システム（９）は、凝縮物抽出ポンプに接続されていることを特徴とする、請求項６に記載の発電プラント。
前記断熱圧縮機（５）は、前記煙道ガスの吐出圧力が５ｂａｒａｂｓから２０ｂａｒａｂｓまでの範囲の圧力となるように構成されていることを特徴とする、請求項１に記載の発電プラント。
前記断熱圧縮機（５）は、前記煙道ガスの吐出圧力が７ｂａｒａｂｓから９ｂａｒａｂｓまでの範囲の圧力となるように構成されていることを特徴とする、請求項８に記載の発電プラント。
前記第１の低圧煙道ガス断熱圧縮機（５）及び前記第２の低圧煙道ガス圧縮機（１４）は、前記第２の低圧煙道ガス圧縮機（１４）の第１段の吐出圧力に対する前記第１の断熱圧縮機（５）の吐出圧力の比率が１.５から２.５までの範囲となるよう構成されていることを特徴とする、請求項１〜９のいずれか１項に記載の発電プラント。
低圧精製ＣＯ_２ガス用の第１のラインが、前記低温精製ユニット（２０）から前記高圧ＣＯ_２圧縮システム（１５）の第１の入口へと通じており、
中圧精製ＣＯ_２ガス用の第２のラインが、前記低温精製ユニット（２０）から前記高圧ＣＯ_２圧縮システム（１５）の中間段へと通じていることを特徴とする、請求項１〜１０のいずれか１項に記載の発電プラント。
前記煙道ガス処理システム（１）は、前記煙道ガス圧縮機（５，１４）の上流の低圧煙道ガス処理システム内に又は前記断熱圧縮機（５）の後に配置されたＳＯｘ及びＮＯｘの除去又は還元用システムを備えることを特徴とする、請求項１〜１１のいずれか１項に記載の発電プラント。
前記発電プラントは、ガス、石炭又は酸素吹石炭を燃料とするプラント、若しくは、ガスタービン発電プラントであることを特徴とする、請求項１〜１２のいずれか１項に記載の発電プラント。