RU2378519C2

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

Info

Publication number: RU2378519C2
Application number: RU2007140880/06A
Authority: RU
Inventors: Тор КРИСТЕНСЕН (NO); Тор Кристенсен; Хенрик ФЛЕЙСКЕР (NO); Хенрик ФЛЕЙСКЕР; Кнут БЕРСЕТ (NO); Кнут Берсет
Original assignee: Саргас Ас
Priority date: 2005-04-05
Filing date: 2005-04-08
Publication date: 2010-01-10
Also published as: JP2008534862A; EP1871993A1; WO2006107209A1; RU2007140880A; US20090025390A1; CA2603529A1

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

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.