A generic CO2 capture plant flow sh

A generic CO2 capture plant flow sheet developed by Fluor Daniel Ltd and given in the IEA GHGPH4/33 report typically represents the industrial process concept for the post combustion capture of CO2 where an aqueous solution of amine is used as solvent. Figure 1 below shows this generic process flow sheet. It formed the basis for the Aspen-Plus process simulation of the aqueous MEA based post combustion CO2 capture process undertaken in this study. A detailed description of the capture process is, however, given elsewhere (IEA GHG PH4/33 report).

Figure 1– Standard amine based PCC process flow sheet
The CO2 capture process releases CO2 lean flue gas to atmosphere from the top of the absorber. During the process, chemical compounds are produced as a result of complex chemical reactions occurring in the absorber. Some of these products continue to recycle in the plant while others such as amines, ammonia, aldehydes, carboxylic acid etc are released to the atmosphere. Generally, the operating conditions of the absorber top control the amount of concentrated vapour that is expected to be emitted to the atmosphere. According to the vapour pressures of gas constituents that are dependent on the absorber temperature and chemical concentrations, MEA and its degradations products may be entrained to the atmosphere.
For the capture process simulation, the flue gas temperature at inlet to the absorber was kept at 45°C and the stripper bottom temperature at 120°C. The lean MEA solvent temperature at inlet to the absorber was kept at 40°C and its CO2 loading was set at 0.2 mole per mole of MEA. The capture plant efficiency for CO2 removal and recovery was kept at 90%.
Tarong coal with composition shown in Table 1 was chosen as fuel for the base case scenario.
Table 1– Tarong coal composition
Ultimate Analysis Weight (%)
Moisture 14.0
Ash 28.0
Carbon 46.75
Hydrogen 3.07
Nitrogen 0.87
Chlorine 0.0
Sulfur 0.23
Oxygen 7.08
Total 100
Coal HHV (MJ/kg) 19.38
In the present study, for the process analysis the ambient conditions for the capture plant were set as per the “Technical Guidelines - Generator Efficiency Standards” (GES) released in December 2006 by the Australian Government through the Australian Greenhouse Office, i.e. 25°C ambient temperature with 60% relative humidity, the demineralised process water and cooling water inlet temperatures as 20°C and the maximum rise in cooling water temperature restricted to 7°C.
The SO2 and SO3 concentrations in the flue gas leaving the power plant were determined to be 200 ppmv and 1.9 ppmv respectively using the Steam-Pro software to simulate the base load (600 MW) performance of power plant at steady state. The Steam-Pro simulations of the power plant show that despite having a fabric filter with dust collection efficiency of 99.9% roughly 30 mg of particulate matter is present in flue gas per Nm3 of the gas stream. NOX concentration in the flue gas was considered to be at 300 ppmv of which 95% was considered to be NO with rest being NO2. The rest of flue gas consisted of water vapour: 9.45 vol%, Carbon dioxide: 12.9 vol%, Nitrogen: 72.1 vol%, Oxygen: 4.66 vol% and Argon: 0.8 vol%.
The current generation of CO2 capture technology that uses 30% w/w MEA solvent is intolerant to flue gas with levels of SOX and NOX greater than 10 ppmv and to particulate content greater than 3 mg/Nm3. As a result, the implementation of CO2 capture process requires a flue gas desulphurisation (FGD) or a caustic soda wash unit upstream. The Steam-Pro simulations did show that the limestone/lime slurry based FGD unit (98.5% efficiency) can reduce for the present case, the SOXcontent of flue gas to less than 10 ppmv but due to 4% leakage of hot untreated gas into the treated gas in the stack-gas reheater, the final SOX content upstream of the capture plant remained approximately 17 ppmv. It therefore warranted caustic soda wash prior to CO2 absorption. 2.5% w/w caustic soda concentration was assumed in the wash water circulating within the direct contact cooler (DCC) for the exclusive purpose of bringing the SOX content from 17 ppmv to below 10 ppmv. Since Australian power generators have no statutory requirement to have FGD unit and the caustic wash is anyway needed after FGD to bring SOX content of flue gas within the tolerance limit of MEA solvent, direct caustic wash of flue gas in DCC column using 2.5% w/w aqueous caustic soda is also investigated as an alternative to FGD in the present study. The estimated values for concentration of MEA and its degradation products obtained in the CO2 lean gas stream represent the theoretical vapour phase emissions of these chemicals in the treated flue gas and not the physical liquid entrainment based emissions at the plant operating condition. The later emissions are minimised in industrial practice by a Chevron type mist eliminator between the CO2 absorption and the water wash sections, and a wire-mesh mist eliminator downstream of the water wash section. It is difficult to estimate accurately the liquid entrainment since the droplet carryover is influenced by a number of competing factors such as the design of CO2 absorber internals, the hydrodynamics within the absorber, the impact of heat stable salts formed during CO2 absorption on the density, viscosity and surface tension of solvent, the type of demister used in the absorber and the wash water circulation rate. Nevertheless, Veldman (1989) suggests that in an amine based CO2 capture plant, entrainment can lead to the emission of up to 8.5 mg amine per Nm3 of treated gas whereas the Handbook from Gas Processors Suppliers’ Association (2004) quotes liquid carryover from various types of mist extraction devices as 0.01 to 0.13 m3 per million m3 of gas stream. For the purposes of this study, the highest value in the range from the Handbook of Gas Processors Suppliers’ Association was used to estimate physical carryover of wash water in the treated gas that leaves the wash section. From the quantity of entrained wash water and its chemical composition, the actual physical entrainment losses of MEA solvent and its degradation products were calculated. The chemical composition of the entrained wash water was considered to be same as that of the wash water circulating inside the wash section at steady state operation.

ผลลัพธ์ (ไทย) 1:

ทั่วไป CO2 จับพืชกระแสแผ่นโดย จำกัด Daniel Fluor และให้รายงาน IEA GHGPH4/33 โดยทั่วไปหมายถึงแนวความคิดกระบวนการอุตสาหกรรมจับเผาไหม้ลง CO2 ที่ใช้เป็นตัวทำละลายที่ละลายของ amine รูปที่ 1 ด้านล่างแสดงแผ่นนี้ขั้นตอนของกระบวนการทั่วไป ได้รูปแบบพื้นฐานในการจำลองกระบวนการ Aspen-Plus อควี MEA ตามลงเผาไหม้กระบวนการจับ CO2 ที่ดำเนินการในการศึกษานี้ คำอธิบายโดยละเอียดของการจับภาพ อย่างไรก็ตาม กำหนดอื่น ๆ (IEA GHG PH4/33 รายงาน) รูป 1 – amine มาตรฐานใช้ PCC กระบวนการไหลแผ่นการจับ CO2 ปล่อยก๊าซ CO2 ชำระล้างกรดแบบ lean บรรยากาศจากด้านบนของวิบากที่ ในระหว่างกระบวนการ สารเคมีที่ผลิตจากปฏิกิริยาเคมีที่ซับซ้อนเกิดขึ้นในเสมือนการ ของผลิตภัณฑ์เหล่านี้ยังรีไซเคิลในพืชในขณะที่คนอื่น ๆ เช่น amines แอมโมเนีย aldehydes, carboxylic กรดฯลฯ ออกสู่บรรยากาศ ทั่วไป เงื่อนไขปฏิบัติเสมือนด้านควบคุมปริมาณของไอที่เข้มข้นที่คาดว่าจะปล่อยออกสู่บรรยากาศ ตามความดันไอของก๊าซ constituents ที่ขึ้นอยู่กับวิบากอุณหภูมิและความเข้มข้นสารเคมี MEA และผลิตภัณฑ์ของ degradations อาจจะ entrained ชั้นบรรยากาศสำหรับการจับภาพการจำลอง ชำระล้างกรดแก๊สอุณหภูมิที่ทางเข้าของกับวิบากที่ถูกเก็บไว้ที่ 45° C และอุณหภูมิด้านล่างงที่ 120 องศาเซลเซียส อุณหภูมิเป็นตัวทำละลาย MEA แบบ lean ที่ทางเข้าของกับวิบากที่ถูกเก็บไว้ที่ 40° C และมีการตั้งค่าการโหลดของ CO2 ที่ 0.2 โมลต่อโมลของ MEA ประสิทธิภาพของโรงงานจับเอา CO2 และการกู้คืนถูกเก็บไว้ที่ 90%ถ่านหิน Tarong มีองค์ประกอบที่แสดงในตารางที่ 1 ได้รับเลือกเป็นเชื้อเพลิงสำหรับสถานการณ์กรณีพื้นฐานตาราง 1 – Tarong ถ่านหินประกอบสุดท้ายวิเคราะห์น้ำหนัก (%)ความชื้น 14.0เถ้า 28.0คาร์บอน 46.75ไฮโดรเจนอาหาร 3.07ไนโตรเจน 0.87คลอรีน 0.0ซัลเฟอร์ 0.23ออกซิเจน 7.08รวม 100ถ่านหิน (MJ/kg) 19.38 HHVในการศึกษาปัจจุบัน การวิเคราะห์กระบวนการ สภาพแวดล้อมสำหรับโรงงานจับถูกตั้งตาม "เทคนิคแนวทาง–สร้างประสิทธิภาพมาตรฐาน" (GES) ออกในเดือน 2549 ธันวาคม โดยรัฐบาลออสเตรเลียผ่านออสเตรเลียเรือนกระจกสำนักงาน เช่นอุณหภูมิ 25 ° C มีความชื้นสัมพัทธ์ 60% น้ำกระบวนการ demineralised และระบายน้ำทางเข้าของอุณหภูมิเป็น 20 องศาเซลเซียสและเพิ่มขึ้นสูงสุดในการจำกัด 7 องศาเซลเซียสอุณหภูมิน้ำเย็นความเข้มข้น SO2 และ SO3 ในก๊าซชำระล้างกรดออกโรงไฟฟ้าถูกกำหนด 200 ppmv และ 1.9 ppmv ตามลำดับใช้อบไอน้ำ-Pro ซอฟต์แวร์เพื่อจำลองการใช้งานพื้นฐาน (600 MW) ประสิทธิภาพของโรงไฟฟ้าที่ท่อน แบบจำลองโปรไอน้ำของโรงไฟฟ้าแสดงว่า แม้จะมีผ้ากรอง มีประสิทธิภาพเก็บฝุ่น 99.9% ประมาณ 30 มก.เรื่องฝุ่นอยู่ในแก๊สชำระล้างกรดต่อ Nm3 ของกระแสก๊าซ โรงแรมน็อกซ์ความเข้มข้นในแก๊สชำระล้างกรดถูกพิจารณาอย่าง ppmv 300 ซึ่ง 95% เขาก็จะ ไม่ มีเหลือเป็น NO2 ส่วนเหลือชำระล้างกรดแก๊สประกอบด้วยไอน้ำ: 9.45 vol % ก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์: 12.9% vol ไนโตรเจน: 72.1 vol % ออกซิเจน: 4.66 vol %และอาร์กอน: 0.8 vol %รุ่นปัจจุบันของเทคโนโลยีจับ CO2 ที่ใช้ไฟฟ้านครหลวง 30% w/w ในตัวทำละลายเป็น intolerant แก๊สชำระล้างกรดกับระดับของท่านและโรงแรมน็อกซ์มากกว่า 10 ppmv และเนื้อหามากกว่า 3 mg/Nm3 ฝุ่น ผล ใช้การจับ CO2 ต้อง desulphurisation แก๊สการชำระล้างกรด (FGD) หรือเป็นโซดาล้างหน่วยต้นน้ำ จำลองอบ Pro ไม่ได้แสดงว่า สารละลายหินปูน/มะนาวที่ใช้ FGD หน่วย (98.5% ประสิทธิภาพ) สามารถลดสำหรับกรณีปัจจุบัน SOXcontent แก๊สชำระล้างกรด ppmv 10 น้อยกว่า แต่เนื่อง จากรั่ว 4% ของร้อนไม่ถูกรักษาก๊าซเป็นก๊าซบำบัดใน reheater กองแก๊ส สุดท้ายท่านเนื้อหาต้นน้ำของโรงงานจับยังคง ประมาณ 17 ppmv ดังนั้น warranted โซดาล้างก่อนการดูดซับ CO2 2.5 เข้มข้น% w/w โซดาได้สันนิษฐานในน้ำล้างที่หมุนเวียนภายในโดยตรงติดต่อเย็น (DCC) สำหรับวัตถุประสงค์พิเศษนำท่านเนื้อหาจาก ppmv 17 ไปด้านล่าง 10 ppmv ตั้งแต่กำเนิดไฟฟ้าออสเตรเลียมีข้อกำหนดตามกฎหมายให้ FGD หน่วย และล้างอ่างหรือจำเป็นหลังจาก FGD เพื่อนำเนื้อหาที่ท่านชำระล้างกรดแก๊สภายในขีดจำกัดยอมรับของตัวทำละลายในการไฟฟ้านครหลวง ล้างอ่างโดยตรงของก๊าซชำระล้างกรดในคอลัมน์ DCC ใช้ 2.5% w/w อควีโซดาจะตรวจสอบยังเป็นทางเลือก FGD ในการศึกษาปัจจุบัน ค่าประมาณของความเข้มข้นของการไฟฟ้านครหลวงและผลิตภัณฑ์ย่อยสลายได้ในกระแสก๊าซแบบ lean CO2 แทนปล่อยเฟสทฤษฎีไอของสารเคมีเหล่านี้ในการชำระล้างกรดบำบัดก๊าซและไม่ปล่อย entrainment เหลวทางกายภาพที่ใช้ในโรงงานปฏิบัติเงื่อนไข ปล่อยหลังมีกระบวนการในอุตสาหกรรมฝึก eliminator หมอกชนิดเชฟรอนระหว่างดูดซึม CO2 และส่วนล้างน้ำ และเป็นลวดตาข่ายหมอก eliminator น้ำส่วนล้างน้ำ ยากที่จะประเมินอย่าง entrainment เหลวตั้งแต่ carryover หยดได้รับอิทธิพลจากปัจจัยแข่งขันเช่นการออกแบบของ CO2 วิบาก internals ศาสต์ในวิบากที่ ผลกระทบของความร้อนเกลือมีเสถียรภาพเกิดขึ้นในระหว่างการดูดซึม CO2 ในความหนาแน่น ความหนืด และแรงตึงผิวของตัวทำละลาย ชนิดของ demister ใช้วิบากที่และอัตราการไหลเวียนของน้ำล้างได้ อย่างไรก็ตาม Veldman (1989) แนะนำว่า เป็น amine ที่ใช้ CO2 จับโรงงาน entrainment อาจปล่อยก๊าซของ amine ระดับถึง 8.5 มิลลิกรัมต่อ Nm3 บำบัดก๊าซในขณะที่คู่มือจากสมาคมแก๊สโปรเซสเซอร์เออร์ (2004) ราคาเหลว carryover จากหมอกชนิดต่าง ๆ อุปกรณ์สกัดเป็น m3 ไป 0.01 0.13 ต่อ m3 ล้านของกระแสก๊าซ เพื่อการศึกษา ค่าสูงสุดในช่วงจากคู่มือของก๊าซโปรเซสเซอร์ซัพพลายเออร์ของสมาคมถูกใช้เพื่อประเมิน carryover กายภาพบำบัดก๊าซที่ออกจากส่วนล้างน้ำล้าง มีคำนวณขาดทุน entrainment จริงทางกายภาพของตัวทำละลายในการไฟฟ้านครหลวงและผลิตภัณฑ์ย่อยสลายจากปริมาณของน้ำล้างฟองและองค์ประกอบของสารเคมี องค์ประกอบทางเคมีของน้ำล้างฟองถูกถือว่าเป็นเหมือนที่ล้างน้ำหมุนเวียนภายในส่วนที่ดำเนินการท่อนล้าง

ผลลัพธ์ (ไทย) 2:

จับภาพ CO2 ทั่วไปแผ่นไหลพืชที่พัฒนาโดย Fluor แดเนียล จำกัด และได้รับใน IEA GHGPH4 / 33 รายงานมักจะแสดงให้เห็นถึงแนวคิดกระบวนการทางอุตสาหกรรมสำหรับการจับภาพการเผาไหม้ที่โพสต์ของ CO2 ที่สารละลายของเอมีนถูกนำมาใช้เป็นตัวทำละลาย รูปที่ 1 ด้านล่างแสดงให้เห็นกระบวนการทั่วไปนี้แผ่นไหล มันก็กลายเป็นพื้นฐานสำหรับการจำลองกระบวนการแอ-Plus ของกฟน. น้ำกระบวนการตรวจจับ CO2 เผาไหม้ตามโพสต์นำไปใช้ในการศึกษาครั้งนี้ อธิบายรายละเอียดของขั้นตอนการจับภาพที่มี แต่ได้รับอื่น ๆ (IEA เรือนกระจก PH4 / 33 รายงาน). รูปที่ 1 เอมีมาตรฐานตามแผ่น PCC การไหลของกระบวนการขั้นตอนการจับCO2 ปล่อยก๊าซไอเสียยัน CO2 สู่ชั้นบรรยากาศจากด้านบนของโช้คที่ ในระหว่างขั้นตอนของสารประกอบทางเคมีที่มีการผลิตเป็นผลมาจากปฏิกิริยาทางเคมีที่ซับซ้อนที่เกิดขึ้นในดูด บางส่วนของผลิตภัณฑ์เหล่านี้ยังคงนำมาใช้ในโรงงานในขณะที่คนอื่น ๆ เช่นเอมีน, แอมโมเนียลดีไฮด์ ฯลฯ กรดคาร์บอกซิจะถูกปล่อยออกสู่บรรยากาศ โดยทั่วไปสภาพการใช้งานของการควบคุมด้านบนโช้คปริมาณของไอน้ำที่มีความเข้มข้นที่คาดว่าจะถูกปล่อยออกมาสู่ชั้นบรรยากาศ ตามแรงกดดันไอขององค์ประกอบก๊าซที่ขึ้นอยู่กับอุณหภูมิโช้คและความเข้มข้นของสารเคมีที่กฟน. และผลิตภัณฑ์เสื่อมลงของมันอาจจะ entrained สู่ชั้นบรรยากาศ. สำหรับการจำลองกระบวนการตรวจจับอุณหภูมิก๊าซไอเสียที่ไหลเข้าเพื่อโช้คที่ถูกเก็บไว้ที่ 45 องศาเซลเซียสและอุณหภูมิด้านล่างเต้นระบำเปลื้องผ้าที่ 120 องศาเซลเซียส อุณหภูมิยันกฟนตัวทำละลายที่จะเข้าโช้คที่ถูกเก็บไว้ที่อุณหภูมิ 40 องศาเซลเซียสและโหลด CO2 ถูกตั้งไว้ที่ 0.2 โมลต่อโมลของกฟน. ประสิทธิภาพการจับโรงงานสำหรับการกำจัด CO2 และการกู้คืนถูกเก็บไว้ที่ 90%. Tarong ถ่านหินที่มีส่วนประกอบดังแสดงในตารางที่ 1 ได้รับเลือกให้เป็นเชื้อเพลิงสำหรับสถานการณ์กรณีที่ฐาน. ตารางที่ 1 องค์ประกอบ Tarong ถ่านหินวิเคราะห์ที่ดีที่สุดน้ำหนัก(%) ความชื้น 14.0 เถ้า 28.0 คาร์บอน 46.75 ไฮโดรเจน 3.07 ไนโตรเจน 0.87 คลอรีน 0.0 ซัลเฟอร์ 0.23 ออกซิเจน 7.08 รวม 100 ถ่านหิน HHV (MJ / kg) 19.38 ในการศึกษาในปัจจุบันสำหรับการวิเคราะห์กระบวนการสภาวะแวดล้อมสำหรับโรงงานจับภาพถูกกำหนดตาม "แนวทางด้านเทคนิค - มาตรฐานประสิทธิภาพเครื่องกำเนิดไฟฟ้า" (GES) ออกในเดือนธันวาคมปี 2006 โดยรัฐบาลออสเตรเลียผ่านสำนักงานเรือนกระจกออสเตรเลียคือ 25 ° C อุณหภูมิ 60% ความชื้นสัมพัทธ์น้ำกระบวนการปราศจากแร่ธาตุและความเย็นอุณหภูมิช่องเติมน้ำถึง 20 องศาเซลเซียสและการเพิ่มขึ้นสูงสุดในการระบายความร้อนอุณหภูมิของน้ำ จำกัด 7 ° C. SO2 และความเข้มข้นของ SO3 ในก๊าซไอเสียออกจากโรงไฟฟ้าได้รับการพิจารณาให้เป็น 200 ppmv และ 1.9 ppmv ตามลำดับโดยใช้ซอฟแวร์ไอ-Pro เพื่อจำลองโหลดฐาน (600 เมกะวัตต์) ผลการดำเนินงานของโรงไฟฟ้าที่คงที่ สถานะ. จำลองไอ-Pro ของการแสดงโรงไฟฟ้าที่แม้จะมีตัวกรองผ้าอย่างมีประสิทธิภาพการเก็บฝุ่น 99.9% ประมาณ 30 มิลลิกรัมของอนุภาคมีอยู่ในก๊าซไอเสียต่อ Nm 3 ของกระแสก๊าซ ความเข้มข้น NOX ในก๊าซไอเสียได้รับการพิจารณาว่าจะอยู่ที่ 300 ppmv ที่ 95% ถือว่าเป็น NO กับส่วนที่เหลือเป็น NO2 ส่วนที่เหลือของก๊าซไอเสียประกอบด้วยไอน้ำ: 9.45% โดยปริมาตร, คาร์บอนไดออกไซด์: 12.9% โดยปริมาตรไนโตรเจน: 72.1% โดยปริมาตร, ออกซิเจน: 4.66% โดยปริมาตรและอาร์กอน:. 0.8% โดยปริมาตรรุ่นปัจจุบันของเทคโนโลยีการจับCO2 ที่ใช้ 30% น้ำหนัก / น้ำหนักตัวทำละลายกฟน. เป็นทิฐิที่จะปล่องก๊าซที่มีระดับของ SOX และ NOX มากกว่า 10 ppmv และอนุภาคเนื้อหามากกว่า 3 mg / Nm3 เป็นผลให้การดำเนินงานของกระบวนการตรวจจับ CO2 ต้องใช้ก๊าซ desulphurisation (FGD) หรือโซดาไฟล้างหน่วยต้นน้ำ จำลองไอ-Pro ได้แสดงให้เห็นว่าหินปูน / สารละลายมะนาวตามหน่วย FGD (98.5% ประสิทธิภาพ) สามารถลดกรณีปัจจุบัน SOXcontent ของก๊าซไอเสียน้อยกว่า 10 ppmv แต่เนื่องจากการรั่วไหล 4% ของก๊าซได้รับการรักษาร้อนลงใน ได้รับการรักษาก๊าซใน reheater กองก๊าซเนื้อหา SOX สุดท้ายต้นน้ำของพืชจับภาพยังคงอยู่ประมาณ 17 ppmv ดังนั้นจึงสมควรล้างโซดาไฟก่อนที่จะมีการดูดซึม CO2 2.5% w / w การเข้มข้นโซดาไฟสันนิษฐานในน้ำล้างไหลเวียนภายในเย็นติดต่อโดยตรง (DCC) เพื่อวัตถุประสงค์เฉพาะของการนำเนื้อหา SOX จาก 17 ppmv จะต่ำกว่า 10 ppmv ตั้งแต่กำเนิดไฟฟ้าออสเตรเลียไม่มีข้อกำหนดตามกฎหมายที่จะมีหน่วย FGD และล้างกัดกร่อนเป็นสิ่งจำเป็นต่อไปหลังจาก FGD จะนำเนื้อหา SOX ของก๊าซภายในวงเงินความอดทนของตัวทำละลายการไฟฟ้านครหลวงล้างกัดกร่อนโดยตรงของก๊าซไอเสียในคอลัมน์ DCC ใช้ 2.5% w / น้ำหนักน้ำโซดาไฟมีการตรวจสอบนอกจากนี้ยังเป็นทางเลือกที่ FGD ในการศึกษาในปัจจุบัน ค่าประมาณสำหรับความเข้มข้นของการไฟฟ้านครหลวงและการย่อยสลายของผลิตภัณฑ์ที่ได้รับในกระแสก๊าซ CO2 ยันแทนการปล่อยระยะทางทฤษฎีของไอสารเคมีเหล่านี้ในก๊าซไอเสียได้รับการรักษาและไม่ขึ้นรถไฟที่มีสภาพคล่องทางกายภาพตามการปล่อยก๊าซที่สภาวะการดำเนินงานโรงงาน การปล่อยต่อมาจะลดลงในการปฏิบัติอุตสาหกรรมโดยหมอกประเภทเชฟรอนกำจัดระหว่างการดูดซึม CO2 และส่วนซักน้ำและหมอกลวดตาข่ายกำจัดปลายน้ำของส่วนล้างน้ำ มันเป็นเรื่องยากที่จะประเมินอย่างถูกต้องขึ้นรถไฟเหลวตั้งแต่ยกยอดหยดเป็นผลมาจากจำนวนของปัจจัยการแข่งขันเช่นการออกแบบของ internals ดูด CO2 ที่ hydrodynamics ภายในโช้คผลกระทบของเกลือที่มีเสถียรภาพความร้อนที่เกิดขึ้นในระหว่างการดูดซึม CO2 ในความหนาแน่น ความหนืดและแรงตึงผิวของตัวทำละลายชนิดของ DEMISTER ที่ใช้ในการดูดและอัตราการไหลเวียนของน้ำล้าง อย่างไรก็ตาม Veldman (1989) แสดงให้เห็นว่าในโรงงาน CO2 ตาม amine จับการรถไฟสามารถนำไปสู่การปล่อยก๊าซเรือนกระจกได้ถึง 8.5 amine มิลลิกรัมต่อ Nm 3 ของก๊าซได้รับการรักษาในขณะที่คู่มือจากซัพพลายเออร์โปรเซสเซอร์ก๊าซสมาคม (2004) คำพูดยกยอดของเหลวจากที่ต่างๆ ประเภทของอุปกรณ์การสกัดหมอกเป็น 0.01-0.13 m3 ต่อล้าน M3 ของกระแสก๊าซ สำหรับวัตถุประสงค์ของการศึกษาครั้งนี้มีมูลค่าสูงที่สุดในช่วงจากคู่มือของสมาคมผู้จัดจำหน่ายก๊าซโปรเซสเซอร์ 'ถูกใช้ในการประมาณการยกยอดทางกายภาพของน้ำล้างในก๊าซได้รับการรักษาที่ใบส่วนการซัก จากปริมาณน้ำล้างฟองและองค์ประกอบทางเคมีของมันสูญเสียรถไฟทางกายภาพจริงของกฟนตัวทำละลายและการย่อยสลายของผลิตภัณฑ์จะถูกคำนวณ องค์ประกอบทางเคมีของน้ำล้างฟองได้รับการพิจารณาให้เป็นเช่นเดียวกับที่ล้างน้ำที่ไหลเวียนอยู่ภายในส่วนล้างการดำเนินงานที่มั่นคงของรัฐ

ผลลัพธ์ (ไทย) 3:

ทั่วไปการดักจับก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์พืชแผ่นพัฒนาโดย Fluor แดเนียล Ltd และได้รับใน IEA ghgph4 / 33 รายงานโดยทั่วไปหมายถึงแนวคิดกระบวนการอุตสาหกรรมสำหรับการโพสต์การเผาไหม้จับ CO2 ซึ่งมีสารละลายของเอมีนที่ใช้เป็นตัวทำละลาย รูปที่ 1 ด้านล่างแสดงให้เห็นโดยทั่วไปกระบวนการผลิตแผ่นมันรูปแบบพื้นฐานสำหรับ Aspen Plus แบบจำลองกระบวนการของสารละลายมีการเผาไหม้กระบวนการดําเนินการดักจับก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์จากการโพสต์ในการศึกษา รายละเอียดของกระบวนการจับภาพ , อย่างไรก็ตาม , ให้ที่อื่น ( IEA รายงานก๊าซเรือนกระจก ph4 / 33 ) .

รูปที่ 1 –มาตรฐานตามกระบวนการผลิตแผ่นดน
กระบวนการนี้มีการปล่อย CO2 CO2 จับยันก๊าซสู่บรรยากาศจากด้านบนของน้ำในระหว่างกระบวนการ สารประกอบทางเคมีที่ผลิตเป็นผลของปฏิกิริยาทางเคมีที่ซับซ้อนที่เกิดขึ้นในน้ำ บางส่วนของผลิตภัณฑ์เหล่านี้ยังคงใช้ในโรงงานในขณะที่คนอื่น ๆเช่น แอมโมเนีย เอมีน อัลดีไฮด์กรดคาร์บอกซิลิก ฯลฯ ออกสู่บรรยากาศ โดยทั่วไปสภาวะการทำงานของโช้คด้านบนควบคุมปริมาณความเข้มข้นของไอที่คาดว่าจะปล่อยออกมาสู่บรรยากาศ ไปตามแรงกดดันขององค์ประกอบที่เป็นไอก๊าซ ขึ้นอยู่กับอุณหภูมิและความเข้มข้นของสารเคมีดูดซับ , กฟน. และผลิตภัณฑ์ของ บริษัท degradations อาจจะ entrained บรรยากาศ .
สำหรับจับกระบวนการจำลองปล่องก๊าซอุณหภูมิขาเข้ากับโช้คไว้ที่ 45 ° C และโคโยตี้ล่างอุณหภูมิ 120 องศา ลีน กฟน. ตัวทำละลาย อุณหภูมิขาเข้ากับโช้คไว้ที่ 40 ° C และ CO2 โหลดไว้ที่ 0.2 โมลต่อโมลของการไฟฟ้านครหลวง ประสิทธิภาพในการกำจัดพืชจับ CO2 และการกู้คืนที่ถูกเก็บไว้ที่ 90% .
แก้วถ่านหินที่มีองค์ประกอบที่แสดงในตารางที่ 1 ได้รับเลือกเป็นเชื้อเพลิงสำหรับกรณีฐานสถานการณ์
ตารางที่ 1 –แก้วถ่านหินองค์ประกอบ
สุดยอดการวิเคราะห์น้ำหนัก ( % )


14.0 ความชื้นเถ้า 28 คาร์บอนไฮโดรเจนไนโตรเจน 46.75
4
2


ออกซิเจนกำมะถันคลอรีน 0.0 จำนวน 7.08

ของเชื้อเพลิง ( ถ่านหินรวม 100 เอ็มเจ กิโลกรัม ) 19.38
ในการศึกษาปัจจุบันสำหรับการวิเคราะห์สภาพแวดล้อมเพื่อจับโรงงานถูกตั้งตามแนวทางด้านเทคนิค - มาตรฐานประสิทธิภาพเครื่องกำเนิดไฟฟ้า " ( GES ) ออกในเดือนธันวาคม 2549 โดยรัฐบาลออสเตรเลียผ่านสำนักงานเรือนกระจกออสเตรเลียคือ 25 องศา C อุณหภูมิ 60 % ความชื้นการ demineralised กระบวนการน้ำและความเย็นอุณหภูมิน้ำขาเข้า 20 ° C และอุณหภูมิของน้ำสูงสุดเพิ่มขึ้นในเขต 7 องศา ดังนั้น 3
และความเข้มข้นของ SO2 ในก๊าซไปโรงไฟฟ้าความร้อนมีความตั้งใจจะ 200 ppmv และ 1.9 ตามลำดับ โดยใช้ไอน้ำ ppmv Pro ซอฟต์แวร์จำลองฐาน ( 600 เมกะวัตต์ ) โหลด ประสิทธิภาพของโรงไฟฟ้าที่ steady stateไอโปรจำลองของโรงไฟฟ้า ที่แสดงให้เห็นว่าแม้จะมีกรองด้วยผ้าเก็บฝุ่นประสิทธิภาพ 99.9% ประมาณ 30 มิลลิกรัม ปริมาณฝุ่นละอองอยู่ในไอเสียก๊าซต่อ nm3 ของลำธาร ซีรั่มเข้มข้นในก๊าซถูกถือว่าเป็น 300 ppmv ซึ่ง 95% เป็นไม่กับส่วนที่เหลือเป็น NO2 . ส่วนที่เหลือของก๊าซไอเสีย ประกอบด้วยไอน้ำ : 9.45 Vol %คาร์บอนไดออกไซด์ : 12.9 Vol เปอร์เซ็นต์ไนโตรเจน : 72.1 % ปริมาตรออกซิเจน : 4.66 % Vol และอาร์กอน : 0.8 % Vol .
รุ่นปัจจุบันของ CO2 จับเทคโนโลยีที่ใช้ 30 % w / w ของการไฟฟ้านครหลวง คือตัวทำละลาย intolerant ก๊าซที่มีระดับของ Sox NOx และมากกว่า 10 ppmv และปริมาณฝุ่นละอองมากกว่า 3 มิลลิกรัม / nm3 . ผลการดำเนินงานของกระบวนการจับ CO2 ต้องใช้ก๊าซ desulphurisation ( FGD ) หรือโซดาไฟล้างหน่วยน้ำ ไอโปรจำลองแสดงให้เห็นว่า หินปูน / มะนาว น้ำจากหน่วยเอฟจีดี ( ประสิทธิภาพ 98.5 % ) สามารถลดกรณีปัจจุบัน soxcontent ไอเสียน้อยกว่า 10 ppmv แต่เนื่องจากการรั่วไหลของก๊าซร้อน และร้อยละ 4 ในการรักษาก๊าซในกอง reheater แก๊ส ,เนื้อหา Sox สุดท้ายต้นน้ำของพืชที่ยังคงจับประมาณ 17 ppmv . ดังนั้น การรับประกันโซดาไฟล้างก่อน CO2 absorption . 2.5 % w / w โซดาไฟความเข้มข้นสันนิษฐานในน้ำล้างหมุนเวียนภายในโดยตรงติดต่อเย็น ( DCC ) สำหรับพิเศษวัตถุประสงค์ของการนำเนื้อหา Sox จาก 17 ppmv ต่ำกว่า 10 ppmv .ตั้งแต่กำเนิดพลังงานออสเตรเลียไม่มีกฎหมายความต้องการที่จะมีหน่วย FGD และล้างโซดาไฟคือยังไงก็ต้องหลังจาก FGD นำทีมเนื้อหาของก๊าซภายในความอดทนจำกัดตัวทำละลาย กฟน ล้างกัดกร่อนโดยตรงของก๊าซในคอลัมน์ DCC ใช้ 2.5 % w / w สารละลายโซดาไฟ นี้เป็นทางเลือกที่โรงไฟฟ้าใน การศึกษาปัจจุบันการประมาณค่าความเข้มข้นของระบบและผลิตภัณฑ์ที่ได้ในการย่อยสลายของก๊าซ CO2 ยันกระแสทฤษฎีขั้นตอนการปล่อยไอของสารเคมีเหล่านี้ในการรักษาก๊าซและไม่เหลวทางกายภาพจากการรถไฟที่โรงงานปฏิบัติการเงื่อนไขการปล่อยทีหลังจะลดลงในอุตสาหกรรมการปฏิบัติโดยเชฟรอนชนิดหมอกกำจัดระหว่าง CO2 absorption และน้ำล้างส่วน , และลวดตาข่ายหมอกกำจัดท้าย ส่วนล้างน้ำมันเป็นเรื่องยากที่จะประมาณการได้แม่นยำของเหลวรถไฟตั้งแต่หยดคงไปเป็นอิทธิพลจากหมายเลขของคู่แข่ง ปัจจัยต่างๆ เช่น การออกแบบของ CO2 ดูดซับ internals , พลศาสตร์ภายในโช้ค ผลกระทบของความร้อนที่เกิดขึ้นในระหว่างการดูดซับ CO2 เกลือที่มีต่อความหนาแน่น ความหนืด และความตึงผิวของตัวทำละลายประเภทของ DEMISTER ใช้โช้คและล้างการไหลเวียนของน้ำ อัตรา อย่างไรก็ตาม veldman ( 1989 ) แสดงให้เห็นว่าในเอมีนโดยดักจับก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์พืช , รถไฟสามารถนำไปสู่การปล่อยมา 8.5 มิลลิกรัมต่อ nm3 เอมีนของการก๊าซและคู่มือจากโปรเซสเซอร์สมาคมแก๊สซัพพลายเออร์ ( 2004 ) ราคาน้ำคงไปจากประเภทต่างๆของอุปกรณ์การสกัดหมอกเป็น 0.01 013 m3 ต่อล้าน M3 ของกระแสก๊าซ สำหรับวัตถุประสงค์ของการศึกษานี้ มีค่าสูงสุดในช่วงจากคู่มือของซัพพลายเออร์ก๊าซสมาคมโปรเซสเซอร์ใช้ประมาณการคงไปทางกายภาพของน้ำล้างในการรักษาก๊าซที่ใบส่วนล้าง จากปริมาณของ entrained ล้างน้ำและส่วนประกอบทางเคมีทางกายภาพที่แท้จริงรถไฟขาดทุนของตัวทำละลายกฟน. และผลิตภัณฑ์ย่อยสลายของมันได้ องค์ประกอบทางเคมีของ entrained ล้างน้ำถือว่าเป็นเช่นเดียวกับที่ของน้ำล้างหมุนเวียนภายในส่วนการซักที่
steady state