(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
一体型ＣＯ2分離システムであって、
圧縮酸化体及び燃料を実質的に化学量論的に燃焼させるよう構成されている燃焼チャンバを有するガスタービンシステムと、
前記燃焼チャンバからの放出流を生成し且つ該燃焼チャンバからの放出流の温度を制御する希釈剤として作用するように、圧縮された再循環流の少なくとも一部分を前記燃焼チャンバに注入する燃焼温度制御システムであって、前記圧縮された再循環流が前記圧縮酸化体とは別に燃焼チャンバに注入される燃焼温度制御システムと、
前記燃焼チャンバからの放出流を膨張させガス状排出物流を生成し少なくとも主圧縮機を部分的に駆動する膨張機と、
ブースト圧縮機と、冷却された再循環ガスを前記主圧縮機に提供する１つ又は２つ以上の冷却ユニットとの少なくとも一方を有する排ガス再循環システムであって、前記主圧縮機は、冷却された再循環ガスを圧縮して圧縮された再循環流を発生させ、前記圧縮された再循環流の一部分は前記燃焼チャンバに差し向けられ、前記圧縮された再循環流の一部分はパージ流となる、排ガス再循環システムと、
前記パージ流に流体結合されたＣＯ2分離器であって、該ＣＯ2分離器が、
吸収器コラムであって、前記パージ流を受け入れ、前記吸収器コラム内で炭酸カリウム溶剤を循環させて前記パージ流中のＣＯ2を吸収するよう構成され、窒素に富む残留流及び重炭酸塩溶剤溶液を放出する吸収器コラムと、
前記吸収器コラムに流体結合され前記重炭酸塩溶剤溶液を大気圧に近い圧力に送り出させるよう構成された第１の弁と、
前記第１の弁に流体結合され、前記重炭酸塩溶剤溶液を受け入れてこれを沸騰させてＣＯ2及び水を前記重炭酸塩溶剤溶液から除去するよう構成された再生コラムを有し、それにより前記吸収器コラムに再循環して戻されるべき再生された炭酸カリウム溶剤を生じさせる、ＣＯ2分離器を備えている、
ことを特徴とするシステム。
【請求項２】
前記パージ流の温度は、８００°Ｆ（４２６．７℃）であり、前記パージ流の圧力は、２８０ｐｓｉａ(約１９３１ＫＰａ)である、
請求項１記載のシステム。
【請求項３】
前記パージ流と関連した熱交換器を更に有し、前記熱交換器は、前記パージ流の温度を２５０°Ｆ（１２１．１℃）〜３００°Ｆ（１４８．９℃）に減少させるよう構成された交差交換型熱交換器である、
請求項２記載のシステム。
【請求項４】
前記再生コラムは、３ｐｓｉｇ(約２１ＫＰａ)の圧力で動作する、
請求項１記載のシステム。
【請求項５】
前記再生コラムに流体結合され、前記再生炭酸カリウム溶剤の一部分を受け入れてこれを加熱し、そして加熱された再生炭酸カリウム溶剤を生じさせるよう構成された再沸器を更に有する、
請求項１記載のシステム。
【請求項６】
前記再沸器は、前記加熱再生炭酸カリウム溶剤を再循環させて前記再生コラムに戻し、それにより重炭酸塩溶剤溶液を沸騰させる流れを生じさせるよう構成されている、
請求項５記載のシステム。
【請求項７】
前記再生コラムに流体結合され、前記重炭酸塩溶剤溶液から除去されたＣＯ2と水を受け入れて分離するよう構成された凝縮器を更に有し、ＣＯ2は、下流側の圧縮システムに差し向けられる、
請求項１記載のシステム。
【請求項８】
ＣＯ2から分離された前記水の一部分は、ポンプ輸送されて前記再生コラム中に戻されて流れが生じる、
請求項７記載のシステム。
【請求項９】
前記重炭酸塩溶剤溶液の一部分は、溶剤再生を完了させる前に前記再生コラムから取り出されて再循環され、そして前記吸収器コラム中に下方に送り込まれる、
請求項１記載のシステム。
【請求項１０】
重炭酸塩溶剤溶液の全量のうちの５０％以上が溶剤再生を完了させる前に前記再生コラムから取り出される、
請求項９記載のシステム。
【請求項１１】
一体型ＣＯ2分離システムであって、
圧縮酸化体及び燃料を実質的に化学量論的に燃焼させるよう構成されている燃焼チャンバを備えたガスタービンシステムと、
圧縮された再循環流の少なくとも一部分を前記燃焼チャンバに注入し前記燃焼チャンバからの放出流を膨張機内で膨張させるために前記燃焼チャンバからの放出流を生成し、それによりガス状排出物流を発生させると共に主圧縮機を少なくとも部分的に駆動する希釈剤注入システムであって、前記圧縮された再循環流は、前記燃焼チャンバからの放出流の温度を加減するようになった希釈剤として作用し、前記圧縮された再循環流は前記圧縮酸化剤とは別に前記燃焼チャンバに注入される、希釈剤注入システムと、
ブースト圧縮機及び前記ブースト圧縮機に流体結合された１つ又は２つ以上の冷却ユニットを有する排ガス再循環システムであって、前記ブースト圧縮機は、前記ガス状排出物流を受け入れてその圧力を上昇させるよう構成され、前記１つ又は２つ以上の冷却ユニットは、前記ガス状排出物流を冷却して冷却された再循環ガスを前記主圧縮機に提供するよう構成され、前記主圧縮機は、前記冷却された再循環ガスを圧縮して圧縮された再循環流を発生させる、排ガス再循環システムと、
前記圧縮された再循環流に流体結合されたパージ流であって、前記パージ流の温度を減少させて冷却されたパージ流を発生させるよう構成された熱交換器を有するパージ流と、
前記熱交換器に流体結合されたＣＯ2分離器であって、前記ＣＯ2分離器は、
前記冷却パージ流を受け入れ、前記吸収器コラム内で炭酸カリウム溶剤を循環させて前記冷却パージ流中のＣＯ2を吸収するよう構成され、窒素に富む残留流及び重炭酸塩溶剤溶液を放出する吸収器コラムと、
前記吸収器コラムに流体結合され、前記重炭酸塩溶剤溶液を低圧に向かって送り出させ、それにより減圧溶液を発生させるよう構成された第１の弁と、
前記第１の弁に流体結合され、前記減圧溶液を受け入れ、そして下流側の圧縮システムの内部段に注入されるべきＣＯ2の第１の部分を前記減圧溶液から取り出すよう構成された分離器と、
前記分離器に流体結合され、前記減圧溶液の残部を受け入れて前記残部を大気圧に近い圧力に向かって送り出させ、それにより大気圧に近い圧力状態の重炭酸塩溶剤溶液を発生させるよう構成された第２の弁と、
前記第２の弁に流体結合され、前記大気圧に近い圧力状態の重炭酸塩溶剤溶液を受け入れてこれを沸騰させてＣＯ2の第２の部分及び水を除去し、それにより再循環して前記吸収器コラムに戻されるべき再生された炭酸カリウム溶剤を生じさせるよう構成された再生コラムと、を有しているＣＯ2分離器と、を備えている、
ことを特徴とするシステム。
【請求項１２】
前記パージ流の温度は、８００°Ｆ（４２６．７℃）であり、前記パージ流の圧力は、２８０ｐｓｉａ(約１９３１ＫＰａ)である、
請求項１１記載のシステム。
【請求項１３】
前記熱交換器は、前記パージ流の温度を２５０°Ｆ（１２１．１℃）〜３００°Ｆ（１４８．９℃）に減少させるよう構成された交差交換型熱交換器である、
請求項１２記載のシステム。
【請求項１４】
前記下流側圧縮システムの前記内部段中への注入に先立ってＣＯ2の前記第１の部分を冷却するよう構成された高圧冷却ユニットを更に有する、
請求項１３記載のシステム。
【請求項１５】
前記再生コラムに流体結合されていて、前記水からＣＯ2の前記第２の部分を分離してＣＯ2の前記第２の部分を前記下流側圧縮システムの第１の段に差し向けるよう構成された凝縮器を更に有する、
請求項１３記載のシステム。
【請求項１６】
ＣＯ2を分離する方法であって、
圧縮された酸化体及び燃料を燃焼チャンバ内で実質的に化学量論的に燃焼させるステップと、
圧縮された再循環流の少なくとも一部分を前記燃焼チャンバに注入するステップであって、膨張機内で膨張させられる前記燃焼チャンバからの放出流を生じさせ、前記燃焼チャンバからの放出流は、主圧縮機を駆動してガス状排出物流を生成し、前記圧縮された再循環流は前記燃焼チャンバからの放出流の温度を加減し、前記圧縮された再循環流は、前記圧縮酸化剤とは別に前記燃焼チャンバに注入される、注入するステップと、
前記ガス状排出物流の圧力をブースト圧縮機で上昇させると共に前記ガス状排出物流を前記ブースト圧縮機に流体結合された１つ又は２つ以上の冷却ユニットで冷却し、それにより、冷却された再循環ガスを圧縮のために前記主圧縮機中に差し向け、前記主圧縮機が前記冷却された再循環ガスを圧縮して圧縮された再循環流を発生させるステップと、
前記圧縮された再循環流に流体結合されたパージ流を熱交換器で冷却して冷却されたパージ流を発生させるステップを有し、
前記冷却パージ流を吸収器コラム中に差し向け、前記吸収器コラム中では炭酸カリウム溶剤が循環し、前記炭酸カリウム溶剤は前記冷却パージ流中に存在するＣＯ2を吸収するようになっている、ステップと、
窒素に富む残留流と重炭酸塩溶剤溶液とを前記吸収器コラムから放出するステップと、  弁を介して前記重炭酸塩溶剤溶液を大気圧に近い圧力に向かって送り出させるステップと、
前記重炭酸塩溶剤溶液を再生コラム内で沸騰させてＣＯ2及び水を前記重炭酸塩溶剤溶液から除去し、それにより再生された炭酸カリウム溶剤を発生させるステップと、
前記再生炭酸カリウム溶剤を再循環させて前記吸収器コラムに戻すステップと、を備えている、
ことを特徴とする方法。
【請求項１７】
前記再生炭酸カリウム溶剤の一部分の温度を再沸器で上昇させて加熱された再生炭酸カリウム溶剤を生じさせるステップを更に有する、
請求項１６記載の方法。
【請求項１８】
前記加熱再生炭酸カリウム溶剤を再循環させて前記再生コラム中に戻して前記重炭酸塩溶剤溶液を沸騰させる流れを生じさせるステップを更に有する、
請求項１７記載の方法。
【請求項１９】
前記再生コラムに流体結合された凝縮器内で前記重炭酸塩溶剤溶液から除去された水からＣＯ2を分離し、該ＣＯ2を下流側の圧縮システムに差し向けるステップを更に有する、  請求項１６記載の方法。
【請求項２０】
前記凝縮器内で前記ＣＯ2から分離された水の一部分を前記再生コラム中に差し向けて流れを生じさせるステップを有する、
請求項１９記載の方法。
【請求項２１】
溶剤再生を完了する前に前記再生コラムから前記重炭酸塩溶剤溶液の一部分を取り出し、前記取り出した重炭酸塩溶剤溶液を前記吸収器コラム中に下方に送り込むステップを更に有する、
請求項１６記載の方法。
【請求項２２】
一体型ＣＯ2分離システムであって、
圧縮酸化体及び燃料を実質的に化学量論的に燃焼させるよう構成されている燃焼チャンバを備えたガスタービンシステムと、
前記燃焼チャンバからの放出流を生成し且つ該燃焼チャンバからの放出流の温度を制御する希釈剤として作用するように、圧縮された再循環流の少なくとも一部分を前記圧縮酸化体とは別に前記燃焼チャンバに注入する燃焼温度制御システムと、
前記燃焼チャンバからの放出流を膨張させガス状排出物流を生成し少なくとも主圧縮機を部分的に駆動する膨張機と、
ブースト圧縮機及び前記ブースト圧縮機に流体結合された１つ又は２つ以上の冷却ユニットを有する排ガス再循環システムであって、前記ブースト圧縮機は前記ガス状排出物流を受け入れてその圧力を上昇させるよう構成され、前記１つ又は２つ以上の冷却ユニットは前記ガス状排出物流を冷却して冷却された再循環ガスを前記主圧縮機に提供するよう構成され、前記主圧縮機は前記冷却された再循環ガスを圧縮して圧縮された再循環流を発生させる排ガス再循環システムと、
前記圧縮された再循環流に流体結合され、前記パージ流の温度を低下させ冷却されたパージ流及び低圧流を発生させるよう構成された熱交換器を有するパージ流と、
前記熱交換器に流体結合されたＣＯ2分離器であって、前記ＣＯ2分離器は、
吸収器コラムであって、前記冷却パージ流を受け入れ前記吸収器コラム内で炭酸カリウム溶剤を循環させて前記冷却パージ流中のＣＯ2を吸収するよう構成され、窒素に富む残留流及び重炭酸塩溶剤溶液を放出する、吸収器コラムと、
前記吸収器コラムに流体結合され、前記重炭酸塩溶剤溶液を大気圧に近い圧力に向かって送り出させるよう構成されている弁と、
前記弁に流体結合され、前記重炭酸塩溶剤溶液を受け入れてこれを沸騰させ、それにより前記重炭酸塩溶剤溶液からＣＯ2の第１の部分及び水を除去し、それにより再生された炭酸カリウム溶剤を生じさせる再生コラムと、
前記再生コラム及び対応の１つ又は２つ以上のエダクタに流体結合された１つ又は２つ以上の混合チャンバであって、前記再生炭酸カリウム溶剤を受け入れるよう構成され、前記１つ又は２つ以上のエダクタは、前記熱交換器から前記低圧流を受け入れて前記再生炭酸カリウム溶剤を瞬間沸騰させて前記再生コラムに再循環して戻されるべきＣＯ2の第２の部分及び水を抽出するよう構成されている、前記１つ又は２つ以上の混合チャンバと、
前記１つ又は２つ以上の混合チャンバの少なくとも１つに流体結合され、前記再生炭酸カリウム溶剤の残りの部分を前記吸収器コラムに差し向けて戻すよう構成されたポンプを有する、ＣＯ2分離器と、を備えている
ことを特徴とするシステム。
【請求項２３】
前記低圧流は、５０ｐｓｉｇ(約３４５ＫＰａ)以上の圧力を有する、
請求項２２記載のシステム。
【請求項２４】
前記再生コラムに流体結合され、前記再生コラムから除去された前記水から前記ＣＯ2の前記第１の部分を分離し、前記ＣＯ2の前記第１の部分を下流側の圧縮システムに差し向けるよう構成された凝縮器を更に有する、
請求項２２記載のシステム。
【請求項２５】
前記ＣＯ2から分離された前記水の一部分は、ポンプ輸送されて前記再生コラム中に戻されて流れが生じる、
請求項２４記載のシステム。
【請求項２６】
前記ＣＯ2から分離された前記水の第２の部分は、前記低圧流を発生させるために前記熱交換器に差し向けられる、
請求項２５記載のシステム。
【請求項２７】
前記再生コラムに流体結合され、前記再生炭酸カリウム溶剤の一部分を受け入れてこれを加熱し、そして加熱された再生炭酸カリウム溶剤を生じさせるよう構成された再沸器を更に有し、前記加熱された再生炭酸カリウム溶剤は、再循環して前記再生コラムに戻され、それにより重炭酸塩溶剤溶液を沸騰させる流れが生じる、
請求項２２記載のシステム。
【請求項２８】
ＣＯ2を分離する方法であって、
圧縮酸化体及び燃料を燃焼チャンバ内で実質的に化学量論的に燃焼させるステップと、
圧縮された再循環流の少なくとも一部分を注入するステップであって、膨張機内で膨張させられるべき前記燃焼チャンバからの放出流を生じさせ、前記燃焼チャンバからの放出流は、主圧縮機を駆動してガス状排出物流を発生させ、前記圧縮された再循環流は前記燃焼チャンバからの放出流の温度を加減し、前記圧縮された再循環流入は、前記圧縮酸化剤とは別に前記燃焼チャンバに注入される、ステップと、
前記ガス状排出物流の圧力をブースト圧縮機で上昇させると共に前記ガス状排出物流を前記ブースト圧縮機に流体結合された１つ又は２つ以上の冷却ユニットで冷却するステップであって、それにより、冷却された再循環ガスを圧縮のために前記主圧縮機中に差し向け、前記主圧縮機は、前記冷却された再循環ガスを圧縮して圧縮された再循環流を発生させる、ステップと、
前記圧縮された再循環流に流体結合されたパージ流を熱交換器で冷却して冷却されたパージ流及び低圧流を発生させるステップと、
前記冷却パージ流を吸収器コラム中に差し向け、前記吸収器コラム中では炭酸カリウム溶剤が循環しており、前記炭酸カリウム溶剤は前記冷却パージ流中に存在するＣＯ2を吸収するようになっている、ステップと、
窒素に富む残留流及び重炭酸塩溶剤溶液を前記吸収器コラムから放出するステップと、
弁を介して前記重炭酸塩溶剤溶液を大気圧に近い圧力に向かって送り出させるステップと、
前記重炭酸塩溶剤溶液を再生コラム内で沸騰させてＣＯ2の第１の部分及び水を前記重炭酸塩溶剤溶液から除去し、それにより再生された炭酸カリウム溶剤を発生させるステップと、
前記低圧流を１つ又は２つ以上の混合チャンバに流体結合された１つ又は２つ以上のエダクタ中に注入するステップであって、前記１つ又は２つ以上の混合チャンバは、前記再生炭酸カリウム溶剤を受け入れるよう構成されているステップと、
前記再生炭酸カリウム溶剤を１つ又は２つ以上のエダクタに流体結合されている１つ又は２つ以上の混合チャンバ内で前記再生コラムから瞬間沸騰させてＣＯ2の第２の部分及び水を含む流出液を生じさせるステップと、
前記１つ又は２つ以上のエダクタを通って前記低圧流を加速させて前記流出液を前記１つ又は２つ以上の混合チャンバから抽出するステップであって、前記流出液は、再循環して前記再生コラムに戻されるステップと、
前記再生炭酸カリウム溶剤の残りの部分を再循環させて前記吸収器コラムに戻すステップと、を備えている、
ことを特徴とする方法。
【請求項２９】
前記再生コラムに流体結合された凝縮器内で前記重炭酸塩溶剤溶液から除去された水からＣＯ2の前記第１の部分を分離し、該ＣＯ2を下流側の圧縮システムに差し向けるステップを更に有する、
請求項２８記載の方法。
【請求項３０】
前記凝縮器内で前記ＣＯ2から分離された前記水の一部分を前記再生コラム中に差し向けて戻し、それにより流れを生じさせるステップを更に有する、
請求項２９記載の方法。
【請求項３１】
前記凝縮器内で前記ＣＯ2から分離された前記水の第２の部分を前記熱交換器に差し向けて前記低圧流を発生させるステップを更に有する、
請求項３０記載の方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明の実施形態は、コンバインドサイクル発電システムにおける低エミッション発電に関する。
【０００２】
〔関連出願の説明〕
本願は、２０１０年７月２日に出願された米国特許仮出願第６１／３６１，１８０号（発明の名称：Low Emission Power Generation Systems and Methods）の権益主張出願であり、この米国特許仮出願を参照により引用し、その記載内容全体を本明細書の一部とする。
【０００３】
本願は、２０１０年７月２日に出願された米国特許仮出願第６１／３６１，１６９号（発明の名称：Systems and Methods for Controlling Combustion of a Fuel）、２０１０年７月２日に仮出願された米国特許仮出願第６１／３６１，１７０号（発明の名称：Low Emission Triple-Cycle Power Generation Systems and Methods）、２０１０年７月２日に仮出願された米国特許仮出願第６１／３６１，１７３号（発明の名称：Low Emission Triple-Cycle Power Generation Systems and Methods）、２０１０年７月２日に仮出願された米国特許仮出願第６１／３６１，１７６号（発明の名称：Stoichiometric Combustion With Exhaust Gas Recirculation and Direct Contact Cooler）及び２０１０年７月２日に仮出願された米国特許仮出願第６１／３６１，１７８号（発明の名称：Stoichiometric Combustion of Enriched Air With Exhaust Gas Recirculation）に関連した発明内容を含む。
【０００４】
本発明の実施形態は、コンバインドサイクル発電システムにおける低エミッション発電に関する。
【背景技術】
【０００５】
本項は、本発明の例示の実施形態と関連している場合のある当該技術分野の種々の観点を紹介するものである。この説明は、本発明の特定の観点の良好な理解を容易にする技術内容の枠組みの提供を助けるものと考えられる。従って、本項は、このような見方で読まれるべきであり、必ずしも本項の記載内容が先行技術である旨の承認として読まれるべきではないことは理解されるべきである。
【０００６】
多くの産油国は、電力需要における強い国内成長を経験しており、石油・原油の貯留層からの石油・原油の回収を向上させるために石油・原油の回収増進法（ＥＯＲ）に関心がある。通常利用される２種類のＥＯＲ技術としては、貯留層圧力維持のための窒素（Ｎ2）注入及びＥＯＲ用の混和性フラッディングのための二酸化炭素（ＣＯ2）注入が挙げられる。また、温室効果ガス（ＧＨＧ）エミッションに関する世界的な懸念が存在する。多くの国におけるキャップ・アンド・トレード（cap-and-trade）政策の実施と組み合わさったこの懸念により、ＣＯ2エミッションの減少が、これらの国及び他の国並びに炭化水素を産出システムを稼働させている会社にとって優先事項となっている。
【０００７】
ＣＯ2エミッションを減少させる幾つかの対策は、溶剤、例えばアミンを用いた燃料脱炭又は燃焼後捕捉を含む。しかしながら、これら解決策の両方は、費用が高く付く上に発電効率が悪く、その結果、発電量は低く、燃料需要が高く、しかも国内電力需要を満たすのに電気のコストが高い。特に、酸素、ＳＯX及びＮＯX化合物の存在により、アミン溶剤吸収の使用は、極めて問題となっている。別の対策は、コンバインドサイクルにおけるオキシ燃料ガスタービンの使用である（例えば、この場合、ガスタービンブレイトンサイクルからの排（廃）熱は、ランキンサイクルにおいて蒸気を生じさせると共に追加の動力を生じさせるよう捕捉される）。しかしながら、このようなサイクルで動作可能な商業的に入手できるガスタービンは存在せず、高純度酸素を生じさせるのに必要な動力は、プロセスの全体的効率を著しく低下させる。幾つかの研究がこれらプロセスを比較し、各対策の利点のうちの幾つかを示している。これについては、例えば、URL: http://www.energy.sintef.no/publ/xergi/98/3/3art-8-engelsk.htm (1998)に見受けられるボーランド（BOLLAND），オラブ（OLAV）及びアンドラム（UNDRUM），アンリエット（HENRIETTE），「リムーバル・オブ・ＣＯ2・フロム・ガス・タービン・パワー・プランツ：エバリュエーション・オブ・プリ・アンド・ポストコンバッション・メソッズ（Removal of CO2 from Gas Turbine Power Plants: Evaluation of pre- and post-combustion methods）」，エスアイエヌティーイーエフ・グループ（SINTEF Group）を参照されたい。
【０００８】
ＣＯ2エミッションを減少させる他の対策としては、例えば天然ガスコンバインドサイクル（ＮＧＣＣ）における化学量論的排ガス再循環が挙げられる。従来型ＮＧＣＣシステムでは、燃料の適度な化学量論的燃焼を可能にするのに空気取り入れ量の約４０％しか必要とせず、これに対し、空気取り入れ量の残りの６０％は、温度を加減すると共に排ガスを冷却して次の膨張機中への導入に適するようにするのに役立つ。追加の空気取り入れ量は又、不都合なことに、排ガス中に過剰酸素を発生させ、これは、除去するのが困難である。典型的なＮＧＣＣは、低圧排ガスを生じさせ、これには、隔離又はＥＯＲのためにＣＯ2を取り出すのに得た電力のうちの何分の一かが必要であり、それによりＮＧＣＣの熱効率が低下する。さらに、ＣＯ2取り出しのための機器は、大型であり且つ費用が高く付き、周囲圧力ガスをＥＯＲ又は隔離に必要な圧力にするのに幾つかの圧縮段が必要である。このような問題は、他の化石燃料、例えば石炭の燃焼と関連した低圧排ガスからの燃焼後炭素捕捉に特有である。
【先行技術文献】
【非特許文献】
【０００９】
【非特許文献１】ボーランド（BOLLAND），オラブ（OLAV）及びアンドラム（UNDRUM），アンリエット（HENRIETTE），「リムーバル・オブ・ＣＯ2・フロム・ガス・タービン・パワー・プランツ：エバリュエーション・オブ・プリ・アンド・ポストコンバッション・メソッズ（Removal of CO2 from Gas Turbine Power Plants: Evaluation of pre- and post-combustion methods）」，エスアイエヌティーイーエフ・グループ（SINTEF Group）（URL: http://www.energy.sintef.no/publ/xergi/98/3/3art-8-engelsk.htm (1998)）
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【００１０】
当該技術分野における要望についての上述の説明は、網羅的ではなく、代表的であるに過ぎない。１つ又は２つ以上のこのような要望又は当該技術分野における他の幾つかの関連の欠点に取り組む技術は、コンバインドサイクル発電システムにおける発電に利益をもたらす。
【課題を解決するための手段】
【００１１】
本発明は、一体型ＣＯ2分離システムを用いて動力を発生させるシステム及び方法を提供する。例示のシステムは、ガスタービンシステム、排ガス再循環システム、熱交換器及びＣＯ2分離器を含む。ガスタービンシステムは、放出流を発生させるために圧縮再循環流の存在下で圧縮酸化体及び燃料を化学量論的に燃焼させるよう構成されている燃焼チャンバを有するのが良く、放出流を膨張機内で膨張させ、それによりガス状排出物流が生じると共に主圧縮機が少なくとも部分的に駆動される。圧縮再循環流は、放出流の温度を加減するようになった希釈剤又は希釈ガスとして作用する。排ガス再循環システムは、ブースト圧縮機及び冷却された再循環ガスを主圧縮機に提供するためにガス状排出物流の質量流量を増大させるよう構成された１つ又は２つ以上の冷却ユニットのうちの少なくとも１つを有するのが良い。主圧縮機は、冷却再循環ガスを圧縮して圧縮された再循環流を発生させ、圧縮再循環流の一部分は、燃焼チャンバに差し向けられ、圧縮再循環流の一部分は、パージ流となる。ＣＯ2分離器は、パージ流に流体結合されるのが良く、ＣＯ2分離器は、吸収器コラム、第１の弁及び再生コラムを有するのが良い。吸収器コラムは、パージ流を受け入れ、吸収器コラム内で炭酸カリウム溶剤を循環させてパージ流中のＣＯ2を吸収するよう構成されているのが良い。吸収器コラムは、窒素に富む残留流及び重炭酸塩溶剤溶液を放出する。第１の弁は、吸収器コラムに流体結合されていて、重炭酸塩溶剤溶液を大気圧に近い圧力に迸り出させるよう構成されているのが良い。再生コラムは、第１の弁に流体結合されていて、重炭酸塩溶剤溶液を受け入れてこれを沸騰させてＣＯ2及び水を重炭酸塩溶剤溶液から除去するよう構成されているのが良く、それにより吸収器コラムに再循環して戻されるべき再生された炭酸カリウム溶剤を生じさせる。
【００１２】
本発明は更に、排ガス再循環流からＣＯ2を除去するようになった関連システム及び関連方法を提供する。
【００１３】
本発明の上述の利点及び他の利点は、実施形態の非限定的な例に関する以下の詳細な説明及び図面を参照すると、明らかになろう。
【図面の簡単な説明】
【００１４】
【図１】本発明の１つ又は２つ以上の実施形態としての低エミッション発電及びＣＯ2回収の増進のための一体型システムを示す図である。
【図２】本発明の１つ又は２つ以上の実施形態としての低エミッション発電及びＣＯ2回収の増進のための別の一体型システムを示す図である。
【図３】本発明の１つ又は２つ以上の実施形態としての低エミッション発電及びＣＯ2回収の増進のための別の一体型システムを示す図である。
【図４】本発明の１つ又は２つ以上の実施形態としての例示のＣＯ2捕捉システムを示す図である。
【図５】本発明の１つ又は２つ以上の実施形態としての別の例示のＣＯ2捕捉システムを示す図である。
【図６】本発明の１つ又は２つ以上の実施形態としての別の例示のＣＯ2捕捉システムを示す図である。
【図７】本発明の１つ又は２つ以上の実施形態としての別の例示のＣＯ2捕捉システムを示す図である。
【図８】本発明の１つ又は２つ以上の実施形態としての石油・原油回収増進のための低エミッション発電及び窒素膨張のための一体型システムを示す図である。
【発明を実施するための形態】
【００１５】
以下の詳細な説明の項において、本発明の特定の実施形態を好ましい実施形態と関連して説明する。しかしながら、以下の説明が本発明の特定の実施形態又は特定の使用に特有である範囲まで、これは、例示目的にのみ行われ、例示の実施形態についての説明を提供するに過ぎない。したがって、本発明は、以下に説明する特定の実施形態には限定されず、それどころか、本発明は、特許請求の範囲に記載された本発明の範囲に含まれるあらゆる変形例、改造例及び均等例を含む。
【００１６】
本明細書において用いられる種々の用語について以下に定義する。特許請求の範囲の記載に用いられている用語が以下において定義されていない場合、関連分野における当業者が少なくとも１つの印刷された刊行物又は発行された特許に反映されているようにその用語には最も広い定義が与えられるべきである。
【００１７】
本明細書で用いられている「天然ガス」という用語は、原油田（随伴ガス）又は地下ガス貯留地層（非随伴ガス）から得られた他成分ガスを意味している。天然ガスの組成及び圧力は、千差万別であると言える。典型的な天然ガス流は、主要成分としてメタン（ＣＨ4）を含み、即ち、天然ガス流の５０ｍｏｌ％以上がメタンである。天然ガス流は、エタン（Ｃ2Ｈ6）、これよりも分子の高い炭化水素（例えば、Ｃ3〜Ｃ20炭化水素）、１種類又は２種類以上の酸性ガス（例えば、硫化水素、二酸化炭素）又はこれらの任意の組み合わせを更に含む場合がある。天然ガスは、微量の汚染要因物、例えば水、窒素、硫化鉄、蝋、原油又はこれらの任意の組み合わせを更に含む場合がある。
【００１８】
本明細書で用いられる「化学量論的燃焼」という用語は、燃料及び酸化剤を含む所与の量の反応体及び反応体の全体積が生成物を形成するために用いられる場合、反応体を燃焼させることによって生じる所与の量の生成物を有する燃焼反応を意味している。本明細書で用いられる「実質的に化学量論的燃焼」という表現は、燃焼用燃料と化学量論的比に必要な酸素の約±１０％又はより好ましくは化学量論的比に必要な酸素の約±５％の範囲の酸素のモル比を有する燃焼反応を意味している。例えば、メタンに関する燃料と酸素の化学量論比は、１：２（ＣＨ4＋２Ｏ2＞ＣＯ2＋２Ｈ2Ｏ）である。プロパンの燃料と酸素の化学量論比は、１：５であろう。実質的に化学量論的燃焼を測定する別のやり方は、供給される酸素と化学量論的燃焼に必要な酸素の比としてであり、例えば、約０．９：１から約１．１：１であり、より好ましくは約０．９５：１から約１．０５：１である。
【００１９】
本明細書において開示されるシステム及びプロセスの実施形態は、超低エミッション発電を行うと共に石油・原油の回収増進（ＥＯＲ）又は隔離用途のためのＣＯ2を生じさせるために利用されるのが良い。本明細書において開示する実施形態によれば、空気と燃料の混合物を化学量論的に又は実質的に化学量論的に燃焼させて再循環排ガスの流れと混合するのが良い。一般に燃焼生成物、例えばＣＯ2を含む再循環排ガスの流れは、化学量論的燃焼及び次の膨張機に入る排ガスの温度を制御し又は違ったやり方で加減する希釈剤として使用可能である。
【００２０】
排ガスを冷却すると共に流れから水を凝縮することによって、比較的高い含有量のＣＯ2流を生じさせることができる。再循環排ガスの一部分を閉鎖ブレイトンサイクルにおける温度加減のために利用することができるが、残りのパージ流をＥＯＲ用途に用いることができ、大気中に放出されるＳＯX、ＮＯX又はＣＯ2がほとんどなく又は全くない状態で動力を生じさせることができる。
【００２１】
再循環のために圧縮される前に排ガスの圧力のブースト又は排ガスの質量流量の他の増加と組み合わせられる燃料の化学量論的又は実質的に化学量論的燃焼により、ＣＯ2分圧を従来型ガスタービン排出物中のＣＯ2分圧よりも極めて高くすることができる。その結果、ＣＯ2分離器における炭素捕捉は、エネルギーをそれほど用いない溶剤、例えば炭酸カリウム（Ｋ2ＣＯ3）又は炭酸ナトリウム（Ｎａ2ＣＯ3）を用いて実施することができる。排ガス中における酸素（Ｏ2）、ＳＯX及びＮＯXの存在により、圧力は高く且つＣＯ2含有量が多い場合であってもアミン溶剤（例えば、ＭＥＡ、ＤＥＡ、ＭＤＥＡ及び関連溶剤）の使用が困難になる。というのは、アミン溶剤は、これらの存在下において劣化する場合があるからである。炭酸カリウム又は炭酸ナトリウム溶剤は、劣化しないで本発明の最小限の酸素含有量を許容する。さらに、炭酸カリウムは、容易にＳＯX又はＮＯXを吸収し、これを単純な肥料、例えば硫化カリウム（Ｋ2ＳＯ3）及び硝酸カリウム（ＫＮＯ3）に変換する。これら肥料を環境的に無害な仕方で容易に放出することができる。
【００２２】
次に図を参照すると、図１は、１つ又は２つ以上の実施形態に従ってコンバインドサイクル構成を用いて発電及びＣＯ2回収を行う例示の一体型システム１００の略図である。少なくとも１つの実施形態では、発電システム１００は、動力を生じさせる閉鎖ブレイトンサイクルとして特徴付けられるガスタービンシステム１０２を有するのが良い。ガスタービンシステム１０２は、シャフト１０８を介して膨張機１０６に結合された第１の又は主圧縮機１０４を有するのが良い。シャフト１０８は、任意の機械的、電気的又は他の動力結合手段であって良く、それにより、膨張機１０６により生じた機械的エネルギーの一部分が主圧縮機１０４を駆動することができる。少なくとも１つの実施形態では、ガスタービンシステム１０２は、標準型ガスタービンであって良く、この場合、主圧縮機１０４及び膨張機１０６は、それぞれ、圧縮機側端部及び膨張機側端部を形成する。しかしながら、他の実施形態では、主圧縮機１０４及び膨張機１０６は、システム１０２内における個別化されたコンポーネントであっても良い。
【００２３】
ガスタービンシステム１０２は、ライン１１４内の圧縮酸化体と混合されたライン１１２内の燃料を燃焼させるよう構成された燃焼チャンバ１１０を更に有するのが良い。１つ又は２つ以上の実施形態では、ライン１１２内の燃料は、任意適当な炭化水素ガス又は液体、例えば天然ガス、メタン、エタン、ナフサ、ブタン、プロパン、合成ガス、ディーゼル、ケロシン、航空燃料、石炭由来燃料、生物燃料、酸素化炭化水素供給原料又はこれらの組み合わせを含むのが良い。ライン１１４内の圧縮酸化体は、燃焼チャンバ１１０に流体結合されていて、供給酸化体１２０を圧縮するようになった第２の又は入口圧縮機１１８から導かれるのが良い。１つ又は２つ以上の実施形態では、供給酸化体１２０は、酸素を含有した任意適当なガス（気体）、例えば空気、酸素に富んだ空気、酸素が乏しい空気、純粋酸素又はこれらの組み合わせを含むことができる。
【００２４】
以下に詳細に説明するように、燃焼チャンバ１１０は、主としてＣＯ2及び窒素成分を有する排ガスを含む圧縮再循環流１４４も又受け入れるのが良い。圧縮再循環流１４４を主圧縮機１０４から導くのが良く、このような圧縮再循環流は、ライン１１４内の圧縮酸化体及びライン１１２内の燃料の化学量論的又は実質的に化学量論的燃焼を容易にするのに役立ち、更に排ガス中のＣＯ2濃度を増大させるようになっている。ライン１１６内の排ガスを圧縮再循環流１４４の存在下においてライン１１２内の燃料及びライン１１４内の圧縮酸化体の燃焼生成物として生じさせることができる。排ガス１１６を膨張機１０６の入口に差し向ける。少なくとも１つの実施形態では、ライン１１２中の燃料は、主として天然ガスであるのが良く、それにより蒸発した水、ＣＯ2、窒素、窒素酸化物（ＮＯX）及び硫黄酸化物（ＳＯX）の体積部分を含む排ガスがライン１１６内に生じる。幾つかの実施形態では、未燃焼燃料又は他の化合物の僅かな部分も又、燃焼平衡上の問題に起因してライン１１６内の排ガス中に存在する場合がある。ライン１１６内の排ガスが膨張機１０６中で膨張すると、それにより主圧縮機１０４、発電機又は他の設備を駆動するための機械的動力が生じると共に更にライン１４４内の圧縮再循環排ガスの流れ込みに起因して生じる増大したＣＯ2含有量を有するガス状排出物がライン１２２内に生じる。
【００２５】
発電システム１００は、排ガス再循環（ＥＧＲ）システム１２４を更に有するのが良い。１つ又は２つ以上の実施形態では、ＥＧＲシステム１２４は、蒸気ガスタービン１２８に流体結合された排熱回収蒸気発生器（排熱回収ボイラ又は排熱回収熱交換器とも言う）（ＨＲＳＧ）１２６又はこれに類似した装置を有するのが良い。少なくとも１つの実施形態では、ＨＲＳＧ１２６と蒸気ガスタービン１２８の組み合わせは、閉鎖ランキンサイクルとして特徴付けることができる。ＨＲＳＧ１２６及び蒸気ガスタービン１２８は、ガスタービンシステム１０２と組み合わさった状態で、コンバインドサイクル発電プラント、例えば天然ガスコンバインドサイクル（ＮＧＣＣ）プラントの一部をなすことができる。ライン１２２内のガス状排出物をＨＲＳＧ１２６に送るのが良く、その目的は、ライン１３０内に蒸気を発生させると共にライン１３２内に冷却排ガスを生じさせることにある。一実施形態では、ライン１３０内の蒸気を蒸気ガスタービン１２８に送って追加の電力を発生させるのが良い。
【００２６】
ライン１３２内の冷却排ガスを主圧縮機１０４に戻る再循環ループをなして様々な装置及び／又は設備のうちの任意のものに送ることができる。図示の具体化例では、冷却ユニット及び／又はブースタ圧縮機が図示されていると共に様々な順序及び形態で説明され、これらは各々、冷却排ガスの質量流量を増大させるよう構成されているものとして理解できる。主圧縮機に流入する冷却排ガスの質量流量を増大させることによって、高い出力圧力を主圧縮機から得ることができる。
【００２７】
幾つかの具体化例では、図１に示されているように、再循環ループは、ライン１３２内の冷却排ガスの温度を減少させて冷却再循環ガス流１４０を発生させるよう構成された少なくとも１つの冷却ユニット１３４を含むのが良い。１つ又は２つ以上の実施形態では、冷却ユニット１３４は、直接接触型冷却器、トリム冷却器、機械的冷凍ユニット又はこれらの組み合わせであるのが良い。冷却ユニット１３４は又、水ドロップアウト流１３８を介して凝縮水の一部分を除去するよう構成されているのが良く、水ドロップアウト流は、少なくとも１つの実施形態では、ライン１４１を介してＨＲＳＧ１２６に送られるのが良く、それによりライン１３０内に追加の蒸気の発生のための水源が得られる。１つ又は２つ以上の実施形態では、冷却再循環ガス流１４０は、冷却ユニット１３４に流体結合されたブースト圧縮機１４２に差し向けられるのが良い。ライン１３２内の冷却排ガスを冷却ユニット１３４で冷却することにより、ブースト圧縮機１４２内の冷却再循環ガス流１４０を圧縮するのに必要な動力を減少させることができる。
【００２８】
ブースタ圧縮機１４２は、冷却再循環ガス流１４０を主圧縮機１０４内に導入する前に冷却再循環ガス流１４０の圧力を増大させるよう構成されているのが良い。従来型ファン又はブロワシステムとは対照的に、ブースト圧縮機１４２は、冷却再循環ガス流１４０の全体的密度を増大させ、それにより体積流量が同一の状態で増大した質量流量を主圧縮機１０４に差し向ける。主圧縮機１０４は代表的には体積流量が制限されているので、より多くの質量流量を主圧縮機１０４中に差し向けると、その結果として、主圧縮機１０４から高い吐き出し圧力が得られ、それにより、このような高い吐き出し圧力は、膨張機１０６前後の高い圧力比に変わる。膨張機１０６前後に生じた高い圧力比により、入口温度を高くすることができ、従って、膨張機１０６の出力及び効率を増大させることができる。これは、ライン１１６内のＣＯ2に富んだ排ガスが一般に高い比熱容量を維持するので有利であることが分かる。
【００２９】
主圧縮機１０４は、ブースト圧縮機１４２から受け取った冷却再循環ガス流１４０を圧縮して名目的に燃焼チャンバ１１０の圧力よりも高い圧力に圧縮するよう構成されているのが良く、それにより圧縮された再循環流１４４が生じる。少なくとも１つの実施形態では、パージ流１４６を圧縮再循環流１４４から取り出し、次にＣＯ2分離器１４８内で処理し、それによりライン１５０を介して高い圧力状態にあるＣＯ2を捕捉するのが良い。ライン１５０内の分離されたＣＯ2を販売のために利用することができ、二酸化炭素を必要とする別のプロセスに用いることができ且つ／或いは圧縮して石油・原油の回収増進（ＥＯＲ）、隔離又は別の目的のための陸上リザーバ中に注入することができる。
【００３０】
本質的にＣＯ2が減少し、主として窒素から成る残留流１５１をＣＯ2分離器１４８から導くのが良い。１つ又は２つ以上の実施形態では、残留流１５１をＣＯ2分離器１４８に流体結合されているガス膨張機１５２、例えば動力発生窒素膨張機で膨張させるのが良い。図１〜図３に示されているように、ガス膨張機１５２は、オプションとして、共通シャフト１５４又は他の機械的、電気的若しくは他の動力結合手段を介して入口圧縮機１１８に結合されても良く、それにより、ガス膨張機１５２により生じた動力の一部分が入口圧縮機１１８を駆動することができる。ガス膨張機１５２内での膨張後、主として窒素から成るライン１５６内の排ガスを大気中に逃がし又は当該技術分野において知られている他の下流側の用途に具体化するのが良い。例えば、膨張後の窒素流を蒸発式冷却プロセスに用いることができ、このような蒸発式冷却プロセスは、一般に同日出願の米国特許出願（発明の名称：Stoichiometric Combustion with Exhaust Gas Recirculation and Direct Contact Cooler）に説明されているように排ガスの温度を一段と減少させるよう構成されており、この米国特許出願を参照により引用し、本発明の開示内容と矛盾しない程度までその記載内容を本明細書の一部とする。少なくとも１つの実施形態では、ガス膨張機１５２、入口圧縮機１１８及びＣＯ2分離器の組み合わせは、開放ブレイトンサイクル又はシステム１００の第３の動力発生コンポーネントとして特徴付けることができる。
【００３１】
しかしながら、他の実施形態では、ガス膨張機１５２は、化学量論的圧縮機１１８に直接結合されない状態で、動力を他の用途に提供するよう利用できる。例えば、膨張機１５２により生じる動力と圧縮機１１８の要件との間に相当な不一致が存在する場合がある。このような場合、膨張機１５２は、必要とする動力が少ない小型圧縮機（図示せず）を駆動するようになっているのが良い。追加的に又は代替的に、膨張機１５２は、適宜他の機器を駆動するようになっていても良い。さらに別の実施形態では、図８に示されているように、ガス膨張機１５２に代えて下流側圧縮機１８８を用いても良く、この下流側圧縮機は、残留流１５１を圧縮してライン１９０内に圧縮排ガスを発生させるよう構成されている。１つ又は２つ以上の実施形態では、ライン１９０内の圧縮排ガスは、圧力維持用途のためのリザーバ内に注入されるのに適していると言える。メタンガスが一般に、坑井内圧力を維持するために炭化水素坑井内に再注入される用途では、残留流１５１を圧縮することは、有利であることが分かる。例えば、これとは異なり、ライン１９０内の加圧窒素ガスを炭化水素坑井内に注入し、任意の残留メタンガスを販売し又は関連用途における燃料として用いても良く、例えば、ライン１１２内に燃料を提供する。
【００３２】
特にブースト圧縮機１４２が追加された本明細書において説明するＥＧＲシステム１２４は、発電システム１００の排ガス中にＣＯ2の高い濃度を達成するよう具体化されるのが良く、それにより次の隔離、圧力維持又はＥＯＲ用途のための効果的なＣＯ2分離が可能である。例えば、本明細書において開示する実施形態は、排ガス流中のＣＯ2の濃度を約１０体積％以上に効果的に増大させることができる。これを達成するため、燃焼チャンバ１１０は、ライン１１２内の燃料とライン１１４内の圧縮酸化体の流入混合物を化学量論的に燃焼させるようになっているのが良い。膨張機１０６の入口温度及びコンポーネント冷却要件に適合するよう化学量論的燃焼の温度を加減するために圧縮再循環流１４４から導いた排ガスの一部分を希釈剤として燃焼チャンバ１１０中に注入するのが良い。本発明の実施形態は、本質的に、排ガスから過剰酸素をなくすことができ、それと同時にそのＣＯ2濃度を増大させることができる。したがって、ライン１２２内のガス状排出物は、約３．０体積％以下の酸素、約１．０体積％以下の酸素、約０．１体積％以下の酸素又はそれどころか約０．００１体積％以下の酸素を有することができる。
【００３３】
次に、システム１００の例示の作動の詳細について説明する。理解できるように、本明細書において開示する実施形態においての任意のものの種々のコンポーネントで達成され又は生じる特定の温度及び圧力は、多くの要因のうちでとりわけ、用いられる酸化体の純度及び膨張機、圧縮機、冷却器等の特定の製造メーカ及び／又はモデルに応じて変わる場合がある。したがって、本明細書において説明する特定のデータは、例示に過ぎず、本発明の唯一の解釈として認識されるべきでないことは理解されよう。一実施形態では、入口圧縮機１１８は、約２８０ｐｓｉａ(約１９３１ＫＰａ)〜約３００ｐｓｉａ(約２０６９ＫＰａ)の圧力でライン１１４内に圧縮酸化体を提供する化学量論的圧縮機として構成されるのが良い。しかしながら、最高約７５０ｐｓｉａ(約５１７２ＫＰａ)以上の圧力を生じさせると共に消費することができる航空機転用形ガスタービン技術も又本発明に含まれる。
【００３４】
主圧縮機１０４は、再循環排ガスを再循環させると共にこれを圧縮して名目上、燃焼チャンバ１１０の圧力よりも高い圧力又は燃焼チャンバ１１０の圧力の状態の圧縮再循環流１４４にし、この再循環排ガスの一部分を燃焼チャンバ１１０内における希釈剤として用いるよう構成されているのが良い。燃焼チャンバ１１０内で必要な希釈剤の量は、膨張機１０６の化学量論的燃焼又はモデルに用いられる酸化体の純度に依存する場合があるので、リング状に配置された熱電対及び／又は酸素センサ（図示せず）を燃焼チャンバ及び／又は膨張機と関連して配置するのが良い。例えば、熱電対及び／又は酸素センサは、燃焼チャンバ１１０の出口、膨張機１０６の入口及び／又は膨張機１０６の出口に設けられるのが良い。作用を説明すると、熱電対及びセンサは、燃焼生成物を所要の膨張機入口温度まで冷却する希釈剤としての排ガスの所要量を求める際に使用できるよう１つ又は２つ以上の流れの組成及び／又は温度を測定するようになっているのが良い。追加的に又は代替的に、熱電対及びセンサは、燃焼チャンバ１１０中に注入されるべき酸化体の量を測定するようになっているのが良い。熱電対により検出された熱要件及び酸素センサにより検出された酸素レベルに応答して、需要にマッチするようライン１４４内の圧縮再循環ガス及び／又はライン１１４内の圧縮酸化体の体積質量流量を操作し又は制御することができる。熱電対及び／又は酸素センサと電気的連絡状態にあるのが良い任意適当な流量制御システムによって体積質量流量を制御することができる。
【００３５】
少なくとも１つの実施形態では、約１２ｐｓｉａ(約８３ＫＰａ)〜１３ｐｓｉａ(約９０ＫＰａ)の圧力降下が化学量論的燃焼中、燃焼チャンバ１１０の前後に生じる場合がある。ライン１１２内の燃料及びライン１１４内の圧縮酸化体の燃焼により、約２０００°Ｆ（１０９３℃）〜約３０００°Ｆ（１６４９℃）の温度及び２５０ｐｓｉａ(約１７２５ＫＰａ)〜約３００ｐｓｉａ(約２０６９ＫＰａ)の圧力を生じさせることができる。圧縮再循環流１４４から導き出されたＣＯ2に富む排ガスの質量流量の増大及び比熱容量の増大に鑑みて、膨張機１０６前後に高い圧力比を達成することができ、それにより入口温度を高くすると共に膨張機１０６の出力を増大させることができる。
【００３６】
膨張機１０６から出るライン１２２内のガス状排出物は、周囲圧力又は周囲圧力に近い圧力を有することができる。少なくとも１つの実施形態では、ライン１２２内のガス状排出物は、約１５．２ｐｓｉａ(約１０５ＫＰａ)の圧力を有するのが良い。ライン１２２内のガス状排出物の温度は、約１１８０°Ｆ（６３８℃）から約１２５０°Ｆ（６７７℃）までの範囲にあり、その後このガス状排出物は、ＨＲＳＧ１２６を通過し、それによりライン１３０内に蒸気が生じると共にライン１３２内に冷却された排ガスが生じる。ライン１３２内の冷却排ガスは、約１９０°Ｆ（８８℃）から約２００°Ｆ（９３℃）までの範囲の温度を有することができる。１つ又は２つ以上の実施形態では、冷却ユニット１３４は、ライン１３２内の冷却排ガスの温度を減少させることができ、それにより主として特定の場所及び特定の季節の間の湿球温度に応じて、約３２°Ｆ（０℃）〜１２０°Ｆ（４９℃）の温度を有する冷却再循環ガス流１４０が生じる。
【００３７】
１つ又は２つ以上の実施形態によれば、ブースト圧縮機１４２は、冷却再循環ガス流１４０の圧力を約１７．１ｐｓｉａ(約１１８ＫＰａ)から約２１ｐｓｉａ(約１４５ＫＰａ)までの範囲の圧力に高めるよう構成されているのが良い。追加的に又は代替的に、冷却再循環ガス流の質量流量を他の手段、例えば冷却によって増大させても良い。結果的に、主圧縮機１０４は、密度が増大すると共に質量流量が増大した再循環排ガスを受け取ってこれを圧縮し、それにより圧力比を同一に又はほぼ同じに維持しながら実質的に高い吐き出し圧力を生じさせることができる。少なくとも１つの実施形態では、主圧縮機１０４から吐き出された圧縮再循環流１４４の温度は、８００°Ｆ（４２７℃）であり、その圧力は、約２８０ｐｓｉａ(約１９３１ＫＰａ)であるのが良い。
【００３８】
以下の表は、本明細書において説明したブースト圧縮機１４２の追加の利点を有する又は有していないコンバインドサイクルガスタービンに基づく試験結果及び性能評価を提供している。
表１
0005913305.tif 000002
【００３９】
表１から明らかなはずであるように、ブースト圧縮機１４２を含む実施形態により、圧縮比の増大に起因して膨張機１０６の動力（即ち、「ガスタービン膨張機動力」）の増大が得られる。主圧縮機１０４の動力需要が増大する場合があるが、その増大分は、膨張機１０６の動力出力の増大によって埋め合わされる以上のものがあり、その結果、約１％ｌｈｖ（低位発熱量）の全体的熱力学的性能効率の向上が得られる。
【００４０】
さらに、排ガス再循環システム中へのブースト圧縮機１４２又は冷却作用の追加によって、窒素膨張機１５２の動力出力を増大させることができると共にパージ流１４６ライン内のＣＯ2パージ圧力を増大させることができる。パージ流１４６のパージ圧力の増大により、高いＣＯ2分圧に起因してＣＯ2分離器１４８の溶剤処理性能を向上させることができる。このような性能向上としては、溶剤抽出プロセスに関して機器サイズの減少の形での資本的支出全体の減少が挙げられるが、これには限定されない。
【００４１】
次に図２を参照すると、システム２００として具体化されると共に説明する図１の発電システム１００の変形実施形態が示されている。したがって、図２は、図１を参照すると最も良く理解できる。図１のシステム１００と同様、図２のシステム２００は、排ガス再循環（ＥＧＲ）システム１２４に結合され又は違ったやり方でこれによって支持されたガスタービンシステム１０２を有している。しかしながら、図２のＥＧＲシステム１２４は、ブースタ圧縮機１４２がＨＲＳＧ１２６の次に配置され又は違ったやり方でこれに流体結合された実施形態から成るのが良い。したがって、ライン１３２内の冷却された排ガスをブースタ圧縮機１４２で圧縮し、その後、冷却ユニット１３４でその温度を減少させることができる。冷却ユニット１３４は、ブースト圧縮機１４２によって生じた圧縮熱を除去するようになった後置冷却器（アフタークーラ）としての役目を果たすことができる。先に開示した実施形態の場合と同様、水ドロップアウト流１３８は、ライン１３０内に追加の蒸気を生じさせるようＨＲＳＧ１２６に送られても良く、或いは送られなくても良い。
【００４２】
次に、冷却再循環ガス流１４０を主圧縮機１０４に差し向けるのが良く、このような冷却再循環ガス流は、上述したようにここで更に圧縮され、それにより圧縮された再循環流１４４が生じる。理解できるように、ブースト圧縮機１４２での圧縮後にライン１３２内の冷却排ガスを冷却ユニット１３４で冷却することにより、冷却再循環ガス流１４０を次の主圧縮機１０４内の所定の圧力まで圧縮するのに必要な動力の大きさを減少させることができる。
【００４３】
図３は、システム３００として具体化された図１の低エミッション発電システム１００の別の実施形態を示している。したがって、図３は、図１及び図２を参照すると最も良く理解できる。図１及び図２にそれぞれ記載されているシステム１００，２００と同様、システム３００は、ＥＧＲシステム１２４により支持され又は違ったやり方でこれに結合されたガスタービンシステム１０２を有している。しかしながら、図３のＥＧＲシステム１２４は、第１の冷却ユニット１３４及び第２の冷却ユニット１３６を有するのが良く、これら冷却ユニット相互間には、ブースト圧縮機１４２が流体結合されている。左記の実施形態の場合と同様、各冷却ユニット１３４，１３６は、当該技術分野で知られている直接接触型冷却器、トリム冷却器等であるのが良い。
【００４４】
１つ又は２つ以上の実施形態では、ＨＲＳＧ１２６から放出されたライン１３２内の冷却排ガスを第１の冷却ユニット１３４に送って凝縮水ドロップアウト流１３８及び冷却再循環ガス流１４０を生じさせるのが良い。冷却再循環ガス流１４０をブースト圧縮機１４２に差し向けるのが良く、その目的は、冷却再循環ガス流１４０の圧力を上昇させることにあり、次に、この冷却再循環ガス流を第２の冷却ユニット１３６に差し向けることにある。第２の冷却ユニット１３６は、ブースト圧縮機１４２により生じた圧縮熱を除去し、更に水ドロップアウト流１４３を介して追加の凝縮水を除去するようになった後置冷却器としての役目を果たすことができる。１つ又は２つ以上の実施形態では、各水ドロップアウト流１３８，１４３は、ライン１３０内に追加の流れを生じさせるようＨＲＳＧ１２６に送られても良く、或いは送られなくても良い。
【００４５】
次に、冷却再循環ガス流１４０を主圧縮機１０４中に導入して名目上、燃焼チャンバ１１０の圧力よりも高い圧力状態にあり又はこの燃焼チャンバ圧力の状態にある圧縮再循環流１４４を生じさせるのが良い。理解できるように、ライン１３２内の冷却排ガスを第１の冷却ユニット１３４で冷却することにより、冷却再循環ガス流１４０をブースト圧縮機１４２で圧縮するのに必要な動力の大きさを減少させることができる。さらに、排出物を第２の冷却ユニット１３６で一段と冷却することにより、冷却再循環ガス流１４０を次の主圧縮機１０４内の所定の圧力まで圧縮するのに必要な動力の大きさを減少させることができる。
【００４６】
燃焼チャンバ１１０内における化学量論的燃焼と冷却ユニット１３４，１３６による水の除去の組み合わせによって、排ガス（例えば、流れ１２２，１３２，１４０及び／又は１４４）中のＣＯ2含有量は、約１０体積％以上に増加することができ、これは、従来型コンバインドサイクルシステムの排ガスの場合よりも高い。これら効果にブースト圧縮機１４２及び／或いは冷却ユニットの具体化及び作用効果に起因して得られる高い質量流量の影響が加わることにより、ＣＯ2分圧が従来型ガスタービン排出物よりも極めて高くなる。その結果、これにより、エネルギーをそれほど必要としない溶剤、例えば炭酸カリウム（Ｋ2ＣＯ3）溶剤技術を利用してＣＯ2分離器１４８内における炭素捕捉を行うことができる。
【００４７】
酸素（Ｏ2）、ＳＯX及びＮＯXの存在により、圧力が高く且つＣＯ2含有量が多い場合であってもアミン溶剤（例えば、ＭＥＡ、ＤＥＡ、ＭＤＥＡ及び関連溶剤）の使用が困難になる。というのは、これらガスは、アミン劣化を引き起こす場合があるからである。しかしながら、炭酸カリウムは、非反応性であり、酸素の影響を何ら受けない。燃焼チャンバ１１０内で行われる反応は、化学量論的であるが、それにもかかわらず、ほんの僅かな酸素が燃焼平衡上の問題に起因してパージ流１４６中に存在する場合がある。ＭＥＡ溶剤をこの用途に用いるには、相当な溶剤再生及び複雑な処分が必要であるが、炭酸カリウム溶剤の使用により、酸素を利用した溶剤の劣化がなくなる。
【００４８】
炭酸カリウムは、排ガス中のＳＯX又はＮＯXを容易に吸収し、これら化合物を簡単な肥料、例えば硫化カリウム（Ｋ2ＳＯ3）及び硝酸カリウム（ＫＮＯ3）に変換する。特に、ＳＯ2、ＳＯ3及びＮＯ2は全て、水中でかなり強い酸となり、ＣＯ2よりも極めて強い酸性を示す。これら化合物は、優先的には溶剤溶液中に吸収されるが、熱安定性のある塩（ＨＳＳ）になり、再生によっては除去されない。他方、ＮＯ及びＮ2Ｏは、低い溶解性を有し、ＮＯ2よりも吸収されるのが困難であり、低い濃度で生じる傾向がある。単純な肥料として、硫化カリウム及び硝酸カリウムを環境的に無害な仕方で容易に放出することができる。ただし、溶剤系に他の毒性化合物、例えば腐食防止剤、活性剤等が添加されていないことを条件とする。硫酸塩及び硝酸塩化合物を除去すると、水酸化カリウム（ＫＯＨ）を溶剤補充のために追加するのが良い。水酸化カリウムは、かなり安価な化学物質なので、これは、かなり経済的に達成できる。
【００４９】
図４を参照すると、本明細書において説明している炭酸カリウム溶剤技術を利用することができるＣＯ2分離システム４００の例示の実施形態が示されている。ＣＯ2分離システム４００は、図１〜図３を参照して本明細書において概要説明したようにＣＯ2分離器１４８の少なくとも一部分であるのが良く又はこれを形成するのが良い。１つ又は２つ以上の実施形態では、システム４００は、約８００°Ｆ（４２７℃）の温度及び約２７０ｐｓｉａ(約１８６３ＫＰａ)〜約２８０ｐｓｉａ(約１９３１ＫＰａ)の圧力で圧縮再循環流１４４（図１〜図３）から取り出されたパージ流１４６を受け入れるよう構成されているのが良い。
【００５０】
主として窒素、ＣＯ2及び過剰燃焼水を含むパージ流１４６を熱交換器４０２で約２５０°Ｆ（１２１℃）から約３００°Ｆ（１４９℃）までの範囲にある温度まで冷却するのが良く、それにより、ライン４０４内に冷却パージ流が生じる。一実施形態では、熱交換器４０２は、ＨＲＳＧ１２６（図１〜図３）からの蒸気流１３０と合流すべき流を生じさせることができる。ＣＯ2分離システム４００でパージ流１４６からＣＯ2を取り出すことにより、パージ流１４６の高い圧力状態又はこれに近い圧力状態にあると共に約１５０°Ｆ（６６℃）の温度状態にある窒素に富んだ残留流１５１が生じる。少なくとも１つの実施形態では、熱交換器４０２は、残留流１５１に流体結合されると共に残留流１５１を再熱するためにパージ流１４６の冷却と関連した熱エネルギーを抽出するよう構成されている交差熱交換型熱交換器であるのが良い。主として温度が約７５０°Ｆ（３９９℃）圧力が約２７０ｐｓｉａ(約１８６３ＫＰａ)〜２８０(約１９３１ＫＰａ)ｐｓｉａの窒素蒸気から成る残留流１５１をいったん再熱すると、次に、これを膨張させると、全体として上述したように機械的動力を発生させることができる。
【００５１】
ライン４０４内の冷却パージ流を吸収器コラム４０６に差し向けるのが良く、ここでライン４０８からの溶剤を循環させ、残留流１５１をそれと同時に上方に放出し、次の下流側の処理を行う。一実施形態では、溶剤は、炭酸カリウムの水性塩溶液である。競合する溶剤、例えばＭＥＡと比較すると、炭酸カリウム溶剤は、温度許容性が極めて高い。その結果、パージ流１４６の冷却を必要に応じて最小限に抑えることができ、温度の高いパージ流１４６は、熱的劣化に関する懸念が高くなることなく吸収器コラム４０６に入るようにすることができる。したがって、パージ流１４６の冷却度は、熱的劣化を回避するために冷却ではなく、プロセス熱要件にマッチするよう変更することができる。
【００５２】
ＣＯ2を吸収器コラム４０６内で炭酸カリウムにより吸収すると、ＣＯ2は、水と反応して炭酸（Ｈ2ＣＯ3）を生じ、次に重炭酸イオン（ＨＣＯ3-）を生じる。炭酸の酸性部分（Ｈ+）は、炭酸イオン（ＣＯ3-2）と反応することができ、それにより追加の重炭酸イオンが生じる。全体的反応は、次の通りであるのが良い。
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【００５３】
その結果、濃厚（リッチ）重炭酸塩溶剤をライン４１０を介して吸収器コラム４０６の底部から放出し、そして再生コラム４１２に差し向けることができる。一実施形態では、ライン４１０内に設けられた第１の又は中間弁４１４が再生コラム４１２への導入に先立って、重炭酸塩溶剤を低い大気圧に近い圧力に向かって迸り出させるよう構成されているのが良い。少なくとも１つの実施形態では、第１の弁４１４は、余剰の動力を発生させるよう構成された水車であるのが良い。
【００５４】
少なくとも１つの実施形態では、再生コラム４１２は、水の通常の沸点を超える温度で動作するのが良い。例えば、再生コラム４１２は、約２２０°Ｆ（１０４℃）、約２３０°Ｆ（１１０℃）又は約２４０°Ｆ（１１６℃）から約２８０°Ｆ（１３８℃）、約２９０°Ｆ（１４３℃）又は約３００°Ｆ（１４９℃）の範囲にある温度で動作するのが良い。再生コラム４１２は、約０ｐｓｉｇから約１０ｐｓｉｇの範囲にある圧力で動作するのが良い。少なくとも１つの実施形態では、再生コラム４１２は、約３ｐｓｉｇの圧力で動作するよう構成されているのが良い。再生コラム４１２は、この中で循環する蒸気を用いて重炭酸塩溶剤を沸騰させて吸収器コラム４０６内で行われる反応を逆にし、それにより以下において説明するライン４１６を介する再循環に適した再生希薄炭酸カリウム溶剤を生じさせるよう構成されているのが良い。少なくとも１つの実施形態では、インライン型ポンプ４１８等がライン４２０を介して希薄炭酸カリウム溶剤の少なくとも一部分を吸収器コラム４０６に戻すのが良い。
【００５５】
吸収器コラム４０６への途中で、希薄（リーン）炭酸カリウム溶剤の一部分がライン４２３を介して熱安定性塩（ＨＳＳ）として取り出されるのが良い。上述したように、ライン４２３を介して取り出される例示のＨＳＳは、化合物としての肥料、例えば硫化カリウム及び／又は硝酸カリウムを含むのが良いが、これには限定されない。ライン４２３を介して取り出された炭酸カリウム含有量の損失を補うと共に全体的溶液強度を維持するために、次に、ライン４２５を経て水酸化カリウムの流れを添加するのが良い。１つ又は２つ以上の実施形態では、水酸化カリウムは、溶剤補充手段として働く。次に、ライン４２０内の希薄炭酸カリウム溶剤をオプションとして第１の冷却ユニット４２２中に差し向けるのが良い。１つ又は２つ以上の実施形態では、第１の冷却ユニット４２２は、例えば、溶剤の温度を減少させるよう構成された空気冷却器又はラジエータ型熱交換器であるのが良い。第１の冷却ユニット４２２は、用いられる場合、希薄炭酸カリウム溶剤を約２３０°Ｆ（１１０℃）〜約６０°Ｆ（１６℃）の温度まで減少させるよう構成されているのが良い。理解できるように、少なくとも１つの実施形態では、ＨＳＳを変形例として、第１の冷却ユニット４２２並びに水酸化カリウムの添加の次に肥料として取り出しても良い。
【００５６】
再生コラム４１２内で循環する蒸気を発生させると共に所要の再生熱を維持するため、ライン４１６内の希薄炭酸カリウム溶剤の少なくとも一部分をライン４１７経由で再沸器４１９に差し向けるのが良い。再沸器４１９は、ライン４１７内の希薄炭酸カリウム溶剤の温度を増大させ、そして加熱された再生炭酸カリウム溶剤をライン４２１経由で再生コラムに戻すよう構成されているのが良い。少なくとも１つの実施形態では、再熱器４１９にはＨＲＳＧ１２６（図１〜図３）から熱が供給されるのが良い。しかしながら、他の実施形態では、再沸器４１９には蒸気ガスタービン１２８（図１〜図３）の排出部から熱が供給されるのが良い。
【００５７】
パージ流１４６に含まれている水は、凝縮して吸収器コラム４０６内の溶剤溶液になることができ、次に、再生コラム４１２内で沸騰蒸発する。その結果、再生コラム４１２は、オーバーヘッドライン４２４を介してＣＯ2蒸気及び残留水を更に放出することができる。少なくとも１つの実施形態では、ＣＯ2蒸気及び残留水を第２の冷却ユニット４２６、例えば空気冷却器又はラジエータ型熱交換器中に差し向けるのが良く、その後凝縮器４２８内に導入する。凝縮器４２８は、回収したＣＯ2から残留水を分離し、分離した水をライン４３０中に下方に差し向けると共に回収したＣＯ2をライン１５０中に上方に送り込むよう構成されているのが良い。理解できるように、ライン１５０は、図１〜図３を参照して上述したのと同じライン１５０であるのが良い。少なくとも１つの実施形態では、ライン１５０内の分離ＣＯ2を次に例えばＣＯ2隔離、石油・原油の回収増進、ＣＯ2販売、炭素捕捉及び／又はこれらの組み合わせのような用途向きに圧縮するのが良い。
【００５８】
一実施形態では、ライン４３０内の分離した水の少なくとも一部分をポンプ４３２の使用によりライン４３４を介して再循環させて再生コラム４１２に戻すのが良く、それによりシステム内の水のバランスを一定に保つことができる。水は、流れ４０４を介して常時溶剤中に導入され、その後、ライン４３６，１５０，１５１を経て取り出される。溶剤の条件及び強度を維持するため、水は、システム４００内においてバランスが取れた状態のままでなければならない。したがって、ライン４３４内の再循環水により、水を戻してライン４２１内の昇圧蒸気をこの水のバランスとは別個独立に制御することができる。換言すると、この再循環水を再生コラム４１２内における蒸気の再生のための給水として用いることができ又は供給物冷却からの低圧蒸気を増圧するよう使用できる。他の実施形態では、ライン４３０内の残留水の一部分をライン４３６を介して新鮮なプロセス水として処分することができる。例えば、ライン４３６内の水は、溶解ＣＯ2の一部分を含んでいるが、灌漑用の水に使用することができ、ボイラ給水及び／又は他のプロセス水に使用されるよう処理することができる。
【００５９】
次に図５を参照すると、図４のシステム４００と幾つかの点においてほぼ同じＣＯ2分離システム５００の別の例示の実施形態が示されている。したがって、システム５００全体を詳細には説明せず、このようなシステム５００は、図４を参照すると最も良く理解できる。図４のシステム４００を、単一段炭酸カリウムプロセスとして特徴付けることができるが、図５のシステム５００を少なくとも一実施形態では、２段炭酸カリウムプロセスとして特徴付けることができる。図示のように、ＣＯ2分離システム５００は、「半希薄」溶剤再循環ループを有するのが良く、このようなループでは、再生を完了する前にライン５０２を介して溶剤の一部分を再生コラム４１２から取り出すことができる。少なくとも１つの実施形態では、ライン５０２を介して取り出された溶剤の一部分は、再生コラム４１２を通って循環する溶剤全量のうちの約５０％以上であるのが良い。再生コラム４１２内に残っている溶剤溶液の残部を上述したように完全に再生することができ、そしてライン４１６を介してその下に放出することができる。
【００６０】
ライン５０２内に設けられたポンプ５０４が半希薄溶剤溶液を吸収器コラム４０６に差し向けることができる。一実施形態では、半希薄溶剤溶液を吸収器コラム４０６内に下部５０６のところで送り込むのが良い。ライン５０２内の半希薄溶剤は、部分的に再生されるに過ぎず、吸収器コラム４０６内よりも多量に低濃度ガスからＣＯ2を吸収することができない。その代わりに、半希薄溶剤を吸収器コラム４０６内に送り込むことができ、ここで、半希薄溶剤は、最大量のＣＯ2を吸収することができ、ライン４０８を介して吸収器コラム４０６に流入する完全希薄溶剤を希釈することはない。
【００６１】
システム５００におけるこの変更には、図４のシステム４００よりも高い溶剤循環流量を必要とする場合があるが、ＣＯ2を除去するのに要求される外部熱エネルギーは少なくてすむ。熱効率のこの向上により、システム５００は、パージ流１４６中に含まれる場合よりも必要とする再沸器４１９のヒートデューティが少なくてすむ。換言すると、流入パージ流１４６の熱は、再沸器４１９の熱的要件の全てを満たすことができる場合がある。その結果、残留流１５１がＥＯＲのために注入された場合、システム５００は、熱的に自給自足状態であることが可能であり、動力タービンＨＲＳＧ１２６からの補給熱を必要としない。
【００６２】
次に図６を参照すると、図４及び図５のそれぞれのシステム４００，５００と幾つかの点においてほぼ同じＣＯ2分離システム６００の別の例示の実施形態が示されている。したがって、システム６００全体について詳細に説明せず、このようなシステム６００は、図４及び図５を参照すると最も良く理解できる。図示のように、濃厚重炭酸塩溶剤をライン４１０経由で吸収器コラム４０６の底部から放出することができ、第１の弁６０２を用いて減圧することができ、その後分離器６０４中に導入される。一実施形態では、第１の弁６０２は、重炭酸塩溶剤の圧力をパージ流１４６の圧力（例えば、約２７０ｐｓｉａ(約１８６３ＫＰａ)〜２８０ｐｓｉａ(約１９３１ＫＰａ)）から中間圧力レベルまで減少させるよう構成されているのが良い。１つ又は２つ以上の実施形態では、中間圧力レベルは、約２０ｐｓｉａ(約１３８ＫＰａ)から約５０ｐｓｉａ(約３４５ＫＰａ)までの範囲であるのが良い。
【００６３】
分離器６０４は、減圧溶液を受け入れてオーバーヘッドライン６０６を経てＣＯ2の少なくとも一部分を除去するよう構成されているのが良い。１つ又は２つ以上の実施形態では、ライン６０６内の除去したＣＯ2を冷却ユニット６０８で冷却するのが良く、次に下流側の圧縮システム６０７に送り込むのが良い。１つ又は２つ以上の実施形態では、冷却ユニット６０８は、直接接触型冷却器、トリム冷却器、機械的冷凍ユニット又はこれらの組み合わせであるのが良い。ライン６０６内のＣＯ2の除去部分は、パージ流１４６の圧力と大気圧との間の中間圧力状態であるが高い圧力状態にあるので、このような除去部分を下流側圧縮システム６０７の中間段中に注入することができ、それにより圧縮システム６０７に加わる所要の圧縮負荷を減少させることができる。
【００６４】
分離器６０４内に残っているＣＯ2及び重炭酸塩溶剤の残部をライン６１０経由で分離器６０４から放出し、第２の弁６１２を用いて流６１１中の低い大気圧に近い圧力に向かって迸り出させ、その後再生コラム４１２中に差し向けるのが良い。システム６００の幾つかの実施形態では、次に、溶剤再生全体が図４又は図５にそれぞれ示されたシステム４００又はシステム５００を参照して上述したように行われるのが良い。例えば、上述したように、ＣＯ2の分離部分をライン１５０経由で凝縮器４２８から大気圧の状態で又は大気圧に近い圧力状態で取り出して下流側圧縮システム６０７の第１の圧縮段に差し向けるのが良い。その結果、下流側圧縮システム６０７は、実質的に捕捉ＣＯ2を含む少なくとも２つの供給流、即ち、中間圧縮段に注入されるライン６０６内の高圧ＣＯ2を含む第１の供給流及び第１の圧縮段のところで注入されるライン１５０内の低圧ＣＯ2を含む第２の供給流を受け取ることができる。理解できるように、このような構成により、再生コラム４１２の熱的負荷の増大が事実上なしの状態でＥＯＲ又は隔離に備えてＣＯ2圧縮のための動力需要を減少させることができる。
【００６５】
システム６００から得られる少なくとも１つの利点は、再生コラム４１２から純粋又はほぼ純粋ＣＯ2流を生じさせることができるということにある。ライン４１０内のＣＯ2流中に存在する汚染要因物としては、水や循環中の溶剤中に溶解した何種類かの揮発性ガス（例えば、Ｎ2、ＣＯ、Ａｒ等）が挙げられる。システム６００は、これら揮発性ガスの本質的に全てを除去するようになっているのが良く、後には高純度ＣＯ2及び水だけを含む再生コラム４１２オーバーヘッド流４２４が残される。１つ又は２つ以上の実施形態では、オーバーヘッドライン４２４内のＣＯ2濃度は、システム６００内のＣＯ2全流量の約２／３であるのが良い。ライン１５０内のＣＯ2の一部分は、水からいったん分離されると、パージライン６１４中に差し向けられて非ＥＯＲ使用、例えば化学薬品供給原料、食品生産等のために捕捉されるのが良い。
【００６６】
理解できるように、図５及び図６を参照して開示した実施形態及び特徴を本発明の範囲から逸脱することなく組み合わせることができる。したがって、以下の表及び補足的情報は、上述の実施形態及び／又は特徴の組み合わせのための例示のプロセスデータを提供している。表に示されている溶剤流及びガス流の参照符号については図５及び図６を参照されたい。
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【００６７】
次に図７を参照すると、ＣＯ2分離システム７００の別の例示の実施形態が示されている。システム７００は、幾つかの点において上述のシステム４００，５００とほぼ同じなので、システム７００全体については詳細に説明せず、このようなシステム７００は、図４及び図５を参照すると最も良く理解できる。システム７００は、ライン１５０内の残留流１５１及び捕捉ＣＯ2がＥＯＲ用途に再注入されるべき実施形態においては特に有利であることが分かる。以下に説明するように、システム７００は、再生コラム４１２及び再沸器４１９のプロセスを熱的要件と関連してパージ流１４６の冷却の優れた一体化を可能にするよう構成されているのが良い。
【００６８】
システム７００内の残留流１５１を次にＥＯＲのために圧縮することができるので、熱交換器４０２は、必ずしも残留流１５１と交差熱交換される必要がなく、これとは異なり、その熱エネルギーは、他の使用に利用することができる。例えば、１つ又は２つ以上の実施形態では、熱交換器４０２は、ライン７０２内に低圧流を生じさせるためにライン４３６から回収した燃焼水又は廃水の少なくとも一部分を受け入れるよう構成されているのが良い。ライン７０２内の結果として生じる蒸気は、約５０ｐｓｉｇ以上の圧力を有するのが良く、このような蒸気をライン７０２ａ，７０２ｂに分流して１つ又は２つ以上のエダクタ７０４ａ，７０４ｂのための原動力ガスとして用いるのが良い。２本のライン７０２ａ，７０２ｂ及び２つのエダクタ７０４ａ，７０４ｂが図７に示されているが、理解されるように、これらよりも多く又はこれらよりも少なくても良く、これは、本発明の範囲から逸脱しない。
【００６９】
一実施形態では、エダクタ７０４ａ，７０４ｂは、再生コラム４１２からライン４１６内に放出された希薄炭酸カリウム溶剤に加わる圧力を減少させるようになった蒸気エゼクタとして構成されているのが良い。これを達成するため、ライン４１６内の希薄溶剤を直列に配置されると共にエダクタ７０４ａ，７０４ｂにそれぞれ流体結合された１つ又は２つ以上の混合チャンバ７０６ａ，７０６ｂ内に差し向けるのが良い。一実施形態では、第１の混合チャンバ７０６ａは、次の処理のために第２の混合チャンバ７０６ｂへの供給を行うことができる。しかしながら、他の実施形態では、混合チャンバ７０６ａ，７０６ｂは、並列に配置されても良く、これは、本発明の範囲から逸脱しない。
【００７０】
作用を説明すると、エダクタ７０４ａ，７０４ｂは、ライン７０２内の蒸気を加速させて、混合チャンバ７０６ａ，７０６ｂ内の希薄溶剤を瞬間沸騰させるよう構成された真空条件又はこれに近い条件の低圧ゾーンを形成するようになっているのが良い。希薄溶剤を沸騰させることにより、オーバーヘッドライン４２４を経て回収されなかった追加の水及びＣＯ2を放出することができ、そして結果として得られるガス状排出物をライン７０８ａ，７０８ｂ中に引き込むことができる。ライン７０８ａ，７０８ｂ内の結果として生じた排出物を再生コラム４１２中に注入してオーバーヘッドライン４２４を経て過剰のＣＯ2を除去すると共に捕捉するのが良い。排出物は、その蒸気含有量に鑑みて、ストリッピング蒸気としての役目を果たすことができ、それにより一般に再沸器４１９により供給される再生沸騰ヒートデューティのうちの少なくとも幾分かを補充し又は完全に取って代わる。したがって、システム７００により、希薄溶剤中に保たれている熱の何割かが混合チャンバ７０６ａ，７０６ｂ内の蒸気の流れを駆動し、それにより溶剤再生に必要な正味の熱及び再沸器４１９の全体サイズが減少する。
【００７１】
また、混合チャンバ７０６ａ，７０６ｂ内の追加の水及びＣＯ2を瞬間沸騰させることにより、それと同時に残りの希薄溶剤の圧力を約３ｐｓｉｇから約１０ｐｓｉｇ真空に減少させることによって残りの希薄溶剤を冷却することができる。１つ又は２つ以上の実施形態では、希薄溶剤の温度を約２４０°Ｆ（１１６℃）、約２３０°Ｆ（１１０℃）又は約２２０°Ｆ（１０４℃）から約２１０°Ｆ（９８℃）、約２００°Ｆ（９２℃）又は約１９０°Ｆ（８６℃）に減少させることができる。次に、冷却状態の希薄溶剤をライン７１０経由で混合チャンバ７０６ｂから放出し、次に、インライン型ポンプ４１８に差し向けることができ、このインライン型ポンプは、上述したように、ライン４２０を経て溶剤を駆動してこれを吸収器コラム４０６に戻すことができる。希薄溶剤の温度を、混合チャンバ７０６ａ，７０６ｂ内で減少させることができるので、冷却ユニット４２２のサイズを減少させることができる。
【００７２】
エダクタ７０４ａ，７０４ｂにそれぞれ通じるライン７０２ａ，７０２ｂ内の低圧蒸気が再生コラム４１２中に注入されるので、その結果、ライン４３４内の分離水から引き出された給水の少なくとも一部分が消費される場合がある。したがって、オーバーヘッドライン４２４を介して追加の廃水として追加の水を再生コラム４１２から回収するのが良い。その結果、過剰の水が連続してシステム７００内に蓄積することができ、このような過剰の水を廃水ライン４３６を経て取り出すことができる。理解できるように、水還流量を変化させると、溶剤水バランス又は炭酸カリウム溶剤強度を維持することができる。
【００７３】
理解できるように、図５〜図７を参照して開示した実施形態及び特徴を本発明の範囲から逸脱することなく組み合わせることができる。したがって、以下の表及び補足的情報は、上述の実施形態及び／又は特徴の組み合わせのための例示のプロセスデータを提供している。表に示されている溶剤流及びガス流の参照符号については図５〜図７を参照されたい。
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【００７４】
本発明の技術には種々の改造及び変形形態が可能であるが、上述の例示の実施形態は、例示として示されているに過ぎない。再度確認的に理解されるべきこととして、本発明は、本明細書において開示された特定の実施形態に限定されるわけではない。もっとはっきりと言えば、本発明は、特許請求の範囲に記載された本発明の精神及び範囲に含まれる全ての改造例、均等例及び変形例を含む。
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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