[go: up one dir, main page]

RU2012125630A - Способ управления электростанцией - Google Patents

Способ управления электростанцией Download PDF

Info

Publication number
RU2012125630A
RU2012125630A RU2012125630/06A RU2012125630A RU2012125630A RU 2012125630 A RU2012125630 A RU 2012125630A RU 2012125630/06 A RU2012125630/06 A RU 2012125630/06A RU 2012125630 A RU2012125630 A RU 2012125630A RU 2012125630 A RU2012125630 A RU 2012125630A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
carbon dioxide
regenerator
steam
power plant
boiler
Prior art date
Application number
RU2012125630/06A
Other languages
English (en)
Inventor
Нарешкумар Б. ХАНДАГАМА
Штефан ХЕПНЕР
Жак МАРШАН
Аллен М. ПФЕФФЕР
Викрам С. ШАБДЕ
Original Assignee
Альстом Текнолоджи Лтд
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Альстом Текнолоджи Лтд filed Critical Альстом Текнолоджи Лтд
Publication of RU2012125630A publication Critical patent/RU2012125630A/ru

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J15/00—Arrangements of devices for treating smoke or fumes
    • F23J15/006—Layout of treatment plant
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K13/00—General layout or general methods of operation of complete plants
    • F01K13/02—Controlling, e.g. stopping or starting
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K25/00—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for
    • F01K25/06—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for using mixtures of different fluids
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J15/00—Arrangements of devices for treating smoke or fumes
    • F23J15/02—Arrangements of devices for treating smoke or fumes of purifiers, e.g. for removing noxious material
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J2215/00—Preventing emissions
    • F23J2215/50—Carbon dioxide
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J2219/00—Treatment devices
    • F23J2219/40—Sorption with wet devices, e.g. scrubbers
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/32—Direct CO2 mitigation

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Control Of Steam Boilers And Waste-Gas Boilers (AREA)
  • Regulation And Control Of Combustion (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)

Abstract

1. Способ управления электростанцией, содержащей:бойлер электростанции, выполненный с возможностью сжигания органического топлива и генерирования пара и технологического газа, содержащего двуокись углерода;паровую систему, выполненную с возможностью использования, по меньшей мере, части содержания энергии, по меньшей мере, части пара, сгенерированного упомянутым бойлером электростанции; исистему улавливания двуокиси углерода, выполненную с возможностью удаления, по меньшей мере, части двуокиси углерода, по меньшей мере, из части упомянутого технологического газа, в результате контакта раствора абсорбента двуокиси углерода с технологическим газом таким образом, что двуокись углерода из упомянутого технологического газа, сгенерированного в бойлере электростанции, улавливается абсорбентом двуокиси углерода, делая абсорбент двуокиси углерода обогащенным двуокисью углерода,при этом способ содержит этапы, на которых:передают часть пара для регенератора, производимого бойлером электростанции, в регенератор системы улавливания двуокиси углерода;по меньшей мере, частично регенерируют раствор абсорбента в упомянутом регенераторе путем нагрева упомянутого раствора абсорбента двуокиси углерода, когда он обогащен двуокисью углерода, посредством передаваемого пара, с тем, чтобы сделать раствор абсорбента обедненным двуокисью углерода; иавтоматически управляют работой системы улавливания углерода посредством, по меньшей мере, одного автоматического контроллера.2. Способ по п.1, в котором пар передают из бойлера электростанции в регенератор системы улавливания двуокиси углерода через упомянутую парову

Claims (26)

1. Способ управления электростанцией, содержащей:
бойлер электростанции, выполненный с возможностью сжигания органического топлива и генерирования пара и технологического газа, содержащего двуокись углерода;
паровую систему, выполненную с возможностью использования, по меньшей мере, части содержания энергии, по меньшей мере, части пара, сгенерированного упомянутым бойлером электростанции; и
систему улавливания двуокиси углерода, выполненную с возможностью удаления, по меньшей мере, части двуокиси углерода, по меньшей мере, из части упомянутого технологического газа, в результате контакта раствора абсорбента двуокиси углерода с технологическим газом таким образом, что двуокись углерода из упомянутого технологического газа, сгенерированного в бойлере электростанции, улавливается абсорбентом двуокиси углерода, делая абсорбент двуокиси углерода обогащенным двуокисью углерода,
при этом способ содержит этапы, на которых:
передают часть пара для регенератора, производимого бойлером электростанции, в регенератор системы улавливания двуокиси углерода;
по меньшей мере, частично регенерируют раствор абсорбента в упомянутом регенераторе путем нагрева упомянутого раствора абсорбента двуокиси углерода, когда он обогащен двуокисью углерода, посредством передаваемого пара, с тем, чтобы сделать раствор абсорбента обедненным двуокисью углерода; и
автоматически управляют работой системы улавливания углерода посредством, по меньшей мере, одного автоматического контроллера.
2. Способ по п.1, в котором пар передают из бойлера электростанции в регенератор системы улавливания двуокиси углерода через упомянутую паровую систему.
3. Способ по п.1, в котором работой системы улавливания двуокиси углерода управляют автоматически с помощью множества автоматических контроллеров.
4. Способ по п.3, в котором множеством контроллеров управляют с помощью автоматического главного контроллера.
5. Способ по п.1, в котором, по меньшей мере, один контроллер представляет собой часть системы оптимизации, выполненной с возможностью оптимизации общей работы электростанции.
6. Способ по п.5, в котором оптимизацию выполняют путем постоянного расчета и назначения заданных значений для, по меньшей мере, одного контроллера.
7. Способ по п.5, в котором работу электростанции оптимизируют, используя оптимизацию установившегося состояния.
8. Способ по п.5, в котором работу электростанции оптимизируют, используя динамическую оптимизацию.
9. Способ по п.5, в котором оптимизация основана на минимизации целевых функций, по меньшей мере, одной переменной, выбранной из группы, состоящей из манипулируемых переменных, управляемых переменных и переменных нарушений, относящихся к работе электростанции.
10. Способ по п.5, в котором оптимизация основана на дифференциальной игре и/или на принципе минимума Понтрягина.
11. Способ по п.5, в котором работу электростанции, включающую в себя систему улавливания двуокиси углерода, оптимизируют в отношении максимального выхода энергии электростанции, при поддержании улавливания двуокиси углерода на заданном уровне.
12. Способ по п.5, в котором оптимизация работы электростанции включает в себя компромисс между выводом энергии электростанции и уровнем улавливания двуокиси углерода.
13. Способ по п.1, в котором, с помощью по меньшей мере, одного контроллера управляют количеством части пара для регенератора, передаваемой в регенератор.
14. Способ по п.13, в котором, с помощью по меньшей мере, одного контроллера управляют количеством части пара для регенератора, передаваемым в регенератор, по меньшей мере, частично, на основе измеренного значения, по меньшей мере, одной переменной, относящейся к свойствам потока раствора абсорбента, поступающего в регенератор, упомянутое измеренное значение относится к свойствам потока раствора абсорбента, поступающего в регенератор, автоматически принимаемого контроллером.
15. Способ по п.13, в котором, по меньшей мере, один контроллер управляет количеством части пара для регенератора, передаваемой в регенератор, по меньшей мере, частично, на основе измеренного значения, по меньшей мере, одной переменной, относящейся к свойствам потока технологического газа из бойлера электростанции, упомянутое измеренное значение относится к свойствам потока технологического газа из бойлера электростанции, автоматически принимаемого контроллером.
16. Способ по п.13, в котором, с помощью по меньшей мере, одного контроллера управляют количеством части пара для регенератора, передаваемой в регенератор, по меньшей мере, частично, на основе измеренного значения, по меньшей мере, одной переменной, относящейся к свойствам потока газа, обогащенного двуокисью углерода, внутри или выходящего из регенератора, упомянутое измеренное значение, по меньшей мере, одной переменной, относящейся к свойствам потока газа, обогащенного двуокисью углерода, находящегося внутри или выходящего из регенератора, автоматически принимают контроллером.
17. Способ по п.13, в котором множество автоматических контроллеров взаимодействует для управления количеством части пара для регенератора, передаваемой в регенератор.
18. Способ по п.1, в котором, по меньшей мере, часть части пара для регенератора, передаваемой в регенератор, возвращается в бойлер электростанции, как подаваемая вода.
19. Способ по п.1, в котором система улавливания двуокиси углерода содержит узел абсорбера, в котором технологический газ входит в контакт с количеством раствора абсорбента, подаваемого в узел абсорбера, в результате чего происходит улавливание двуокиси углерода из технологического газа раствором абсорбента.
20. Способ по п.19, в котором, с помощью по меньшей мере, одного контроллера управляют количеством раствора абсорбента, подаваемого в узел абсорбера, по меньшей мере, частично, на основе измеренного значения, по меньшей мере, одной переменной, относящейся к свойствам потока технологического газа, и этот поток выходит из узла абсорбера, упомянутое измеренное значение, по меньшей мере, одной переменной, относящейся к свойствам потока технологического газа, автоматически принимают контроллером.
21. Способ по п.20, в котором, по меньшей мере, одна переменная представляет собой одну или несколько из скорости потока, температуры, давления и концентрации двуокиси углерода.
22. Способ по п.1, в котором, по меньшей мере, часть количества части пара для регенератора сбрасывают из потока пара после прохода упомянутого потока пара через, по меньшей мере, одну паровую турбину.
23. Способ по п.1, в котором часть пара для регенератора, передаваемая в регенератор, представляет собой пар промежуточного давления или пар низкого давления, или смесь пара промежуточного давления и низкого давления.
24. Способ по п.1, в котором, по меньшей мере, часть пара, производимого бойлером электростанции, конденсируется в конденсоре электростанции, который производит конденсат, по меньшей мере, часть этого конденсата передают в теплообменник, для охлаждения потока газа, обогащенного двуокисью углерода, из регенератора системы улавливания двуокиси углерода, после чего часть конденсата возвращается в бойлер, как подаваемая вода.
25. Способ по п.24, в котором количеством части конденсата, передаваемым в теплообменник, автоматически управляют с помощью, по меньшей мере, одного автоматического контроллера.
26. Электростанция, содержащая:
бойлер электростанции, выполненный с возможностью сжигания органического топлива и генерирования пара и технологического газа, содержащего двуокись углерода;
паровую систему, выполненную с возможностью использования, по меньшей мере, части содержания энергии, по меньшей мере, части пара, сгенерированного упомянутым бойлером электростанции; и
систему улавливания двуокиси углерода, выполненную с возможностью удаления, по меньшей мере, части двуокиси углерода из упомянутого технологического газа, путем контакта раствора абсорбента двуокиси углерода с технологическим газом таким образом, что двуокись углерода из упомянутого технологического газа, сгенерированного в бойлере электростанции, улавливается абсорбентом двуокиси углерода, что делает абсорбент двуокиси углерода, обогащенным двуокисью углерода, при этом система улавливания двуокиси углерода содержит:
узел абсорбера, выполненный с возможностью обеспечивать контакт между технологическим газом и раствором абсорбента, причем узел абсорбера соединен с электростанцией таким образом, что, по меньшей мере, часть технологического газа, производимого бойлером передается из электростанции в узел абсорбера;
регенератор, выполненный с возможностью регенерировать раствор абсорбента, таким образом, что раствор абсорбента, обогащенный уловленной двуокисью углерода, по меньшей мере, частично регенерируется, путем удаления двуокиси углерода из раствора абсорбента, при этом регенератор соединен с электростанцией таким образом, что, по меньшей мере, часть пара для регенератора, производимого бойлером, может быть передана из электростанции в регенератор; и
автоматический контроллер, выполненный с возможностью управления работой системы улавливания двуокиси углерода.
RU2012125630/06A 2009-11-20 2010-10-14 Способ управления электростанцией RU2012125630A (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/622,748 2009-11-20
US12/622,748 US20110120128A1 (en) 2009-11-20 2009-11-20 Method of controlling a power plant
PCT/US2010/052593 WO2011062710A2 (en) 2009-11-20 2010-10-14 A method of controlling a power plant

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2012125630A true RU2012125630A (ru) 2013-12-27

Family

ID=44060257

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012125630/06A RU2012125630A (ru) 2009-11-20 2010-10-14 Способ управления электростанцией

Country Status (14)

Country Link
US (1) US20110120128A1 (ru)
EP (1) EP2501903A2 (ru)
JP (1) JP2013511387A (ru)
KR (1) KR20120093383A (ru)
CN (1) CN102713166A (ru)
AU (1) AU2010322317A1 (ru)
BR (1) BR112012012130A2 (ru)
CA (1) CA2781266A1 (ru)
IL (1) IL219862A0 (ru)
MA (1) MA33887B1 (ru)
MX (1) MX2012005843A (ru)
RU (1) RU2012125630A (ru)
WO (1) WO2011062710A2 (ru)
ZA (1) ZA201204255B (ru)

Families Citing this family (31)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP5317833B2 (ja) * 2009-05-28 2013-10-16 株式会社東芝 蒸気タービン発電設備
FR2949553B1 (fr) * 2009-09-02 2013-01-11 Air Liquide Procede de production d'au moins un gaz pauvre en co2 et d'un ou plusieurs fluides riches en co2
GB201010760D0 (en) * 2010-06-28 2010-08-11 Doosan Power Systems Ltd Operation of steam turbine and steam generator apparatus with post-combustion carbon capture
JP5320423B2 (ja) * 2011-03-07 2013-10-23 株式会社日立製作所 火力発電プラント，蒸気タービン設備、およびその制御方法
JP5643691B2 (ja) 2011-03-23 2014-12-17 株式会社東芝 二酸化炭素回収型汽力発電システム及びその運転方法
US8833081B2 (en) * 2011-06-29 2014-09-16 Alstom Technology Ltd Low pressure steam pre-heaters for gas purification systems and processes of use
DE102011053120A1 (de) * 2011-08-30 2013-02-28 Thyssenkrupp Uhde Gmbh Verfahren und Anlage zur Entfernung von Kohlendioxid aus Rauchgasen
JP5450540B2 (ja) * 2011-09-12 2014-03-26 株式会社日立製作所 Ｃｏ２回収装置を備えたボイラーの熱回収システム
EP2644853B8 (en) * 2012-03-29 2016-09-14 General Electric Technology GmbH Energy saving and heat recovery in carbon dioxide compression systems and a system for accomplishing the same
US20140020388A1 (en) * 2012-07-19 2014-01-23 Miguel Angel Gonzalez Salazar System for improved carbon dioxide capture and method thereof
US9108123B2 (en) * 2012-07-26 2015-08-18 Fluor Technologies Corporation Steam efficiency with non depletive condensing and adiabatic solvent heating
WO2014032113A1 (en) * 2012-08-31 2014-03-06 The University Of Sydney A solvent based carbon capture process and plant and a method of sizing and/or configuring same
DE102012215569A1 (de) * 2012-09-03 2014-03-06 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zur schnellen Wirkleistungsänderung von fossil befeuerten Dampfkraftwerksanlagen
US20140060459A1 (en) * 2012-09-06 2014-03-06 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Heat recovery system and heat recovery method
US10195561B2 (en) * 2012-09-20 2019-02-05 Mitsubishi Heavy Industries Engineering, Ltd. Steam supply system and CO2 recovery unit including the same
CN103268066B (zh) * 2013-03-28 2015-11-18 广东电网公司电力科学研究院 一种电站锅炉运行的优化方法和装置
JP6158054B2 (ja) * 2013-11-29 2017-07-05 株式会社東芝 二酸化炭素回収システムおよびその運転方法
US9901870B2 (en) * 2013-04-09 2018-02-27 Kabushiki Kaisha Toshiba Carbon dioxide capturing system and method of operating same
US20150362187A1 (en) * 2014-06-16 2015-12-17 Alstom Technology Ltd Gas processing unit and method of operating the same
JP6280475B2 (ja) 2014-09-22 2018-02-14 株式会社東芝 二酸化炭素分離回収装置およびその運転制御方法
KR101659405B1 (ko) * 2015-01-13 2016-09-23 연세대학교 산학협력단 초임계유체 터빈-증기 동력 하이브리드 시스템을 포함하는 발전시스템
KR101645975B1 (ko) * 2015-07-02 2016-08-05 한국에너지기술연구원 에너지 소비가 최적화된 이산화탄소 포집장치
US10597025B2 (en) 2016-08-18 2020-03-24 Ford Global Technologies, Llc System and method for improving vehicle driveline operation
US11048842B2 (en) 2018-09-19 2021-06-29 Basf Se Simulation of unit operations of a chemical plant for acid gas removal
US10566078B1 (en) 2018-09-19 2020-02-18 Basf Se Method of Determination of Operating and/or Dimensioning Parameters of A Gas Treatment Plant
CN112770829B (zh) * 2018-09-19 2024-03-26 巴斯夫欧洲公司 气体处理装置的运行和/或尺寸参数的建模
JP7332404B2 (ja) 2019-09-12 2023-08-23 株式会社東芝 二酸化炭素回収システムおよびその運転方法
CN112131517B (zh) * 2020-09-02 2024-04-05 苏州西热节能环保技术有限公司 一种垃圾焚烧电厂入炉垃圾低位热值的测算方法
CN115234318B (zh) * 2022-09-22 2023-01-31 百穰新能源科技(深圳)有限公司 配合火电厂深度调峰的二氧化碳储能系统及其控制方法
KR102904659B1 (ko) * 2023-06-02 2025-12-29 삼성중공업 주식회사 동력 발생 시스템
KR102904676B1 (ko) * 2023-06-02 2025-12-29 삼성중공업 주식회사 동력 발생 시스템

Family Cites Families (24)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2487576A (en) * 1945-11-13 1949-11-08 Phillips Petroleum Co Process for the removal of acidic material from a gaseous mixture
US2608461A (en) * 1949-03-26 1952-08-26 Fluor Corp Prevention of amine losses in gas treating systems
BE617822A (ru) * 1961-05-19
US3851041A (en) * 1966-02-01 1974-11-26 A Eickmeyer Method for removing acid gases from gaseous mixtures
US3563696A (en) * 1969-06-17 1971-02-16 Field And Epes Separation of co2 and h2s from gas mixtures
GB2100471B (en) * 1981-05-28 1985-03-06 British Gas Corp Automatic coi removal system and operation thereof
EP0168019B1 (en) * 1984-07-09 1993-09-29 Hitachi, Ltd. Controller for heat power plant
EP0553643B1 (en) * 1992-01-17 1998-05-13 The Kansai Electric Power Co., Inc. Method for treating combustion exhaust gas
US5598706A (en) * 1993-02-25 1997-02-04 Ormat Industries Ltd. Method of and means for producing power from geothermal fluid
JP2809381B2 (ja) * 1994-02-22 1998-10-08 関西電力株式会社 燃焼排ガス中の二酸化炭素の除去方法
US6278899B1 (en) * 1996-05-06 2001-08-21 Pavilion Technologies, Inc. Method for on-line optimization of a plant
JP4274846B2 (ja) * 2003-04-30 2009-06-10 三菱重工業株式会社 二酸化炭素の回収方法及びそのシステム
US7096683B2 (en) * 2003-09-12 2006-08-29 Ford Global Technologies, Llc Vehicle cooling system
US8062410B2 (en) * 2004-10-12 2011-11-22 Great River Energy Apparatus and method of enhancing the quality of high-moisture materials and separating and concentrating organic and/or non-organic material contained therein
US9771834B2 (en) * 2004-10-20 2017-09-26 Emerson Process Management Power & Water Solutions, Inc. Method and apparatus for providing load dispatch and pollution control optimization
JP4875303B2 (ja) * 2005-02-07 2012-02-15 三菱重工業株式会社 二酸化炭素回収システム、これを用いた発電システムおよびこれら方法
US8062408B2 (en) * 2006-05-08 2011-11-22 The Board Of Trustees Of The University Of Illinois Integrated vacuum absorption steam cycle gas separation
US20080071395A1 (en) * 2006-08-18 2008-03-20 Honeywell International Inc. Model predictive control with stochastic output limit handling
US8549857B2 (en) * 2006-12-16 2013-10-08 Christopher J. Papile Methods and/or systems for magnetobaric assisted generation of power from low temperature heat
US20090151318A1 (en) * 2007-12-13 2009-06-18 Alstom Technology Ltd System and method for regenerating an absorbent solution
EP2078827A1 (en) * 2008-01-11 2009-07-15 ALSTOM Technology Ltd Power plant with CO2 capture and compression
US20110052453A1 (en) * 2008-01-18 2011-03-03 Mclarnon Christopher Removal of carbon dioxide from a flue gas stream
US20100205964A1 (en) * 2009-02-13 2010-08-19 General Electric Company Post-combustion processing in power plants
JP5484811B2 (ja) * 2009-07-17 2014-05-07 三菱重工業株式会社 二酸化炭素の回収システム及び方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN102713166A (zh) 2012-10-03
MX2012005843A (es) 2012-08-03
KR20120093383A (ko) 2012-08-22
IL219862A0 (en) 2012-07-31
BR112012012130A2 (pt) 2016-04-12
WO2011062710A8 (en) 2012-04-05
EP2501903A2 (en) 2012-09-26
JP2013511387A (ja) 2013-04-04
US20110120128A1 (en) 2011-05-26
WO2011062710A2 (en) 2011-05-26
AU2010322317A1 (en) 2012-06-21
MA33887B1 (fr) 2013-01-02
CA2781266A1 (en) 2011-05-26
WO2011062710A3 (en) 2011-12-15
ZA201204255B (en) 2013-08-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2012125630A (ru) Способ управления электростанцией
CN103961979B (zh) 一种多级分流再生的二氧化碳捕集系统与工艺
JP5039651B2 (ja) 排ガス中の二酸化炭素回収システム
JP2009247932A (ja) 排ガス熱源を利用した二酸化炭素の除去方法
AU2015286248B2 (en) CO2 recovery unit and CO2 recovery method
NO340465B1 (no) System og fremgangsmåte for CO2 gjenvinning
NO332159B1 (no) Fremgangsmate og anlegg for energieffektiv oppfanging og utskillelse av CO2 fra en gassfase
AU2015210213B2 (en) CO2 recovery apparatus and CO2 recovery process
JP2017113665A (ja) 二酸化炭素分離回収システムおよびその運転制御方法
JP2013099727A (ja) Ｃｏ２化学吸収システムの制御方法
CN203803335U (zh) 一种多级分流再生的二氧化碳捕集系统
JP5237204B2 (ja) Ｃｏ２回収装置及び方法
JP2018155484A (ja) 有機性廃棄物燃焼プラントの制御方法
US20130099508A1 (en) Methods for using a carbon dioxide capture system as an operating reserve
JP2011000528A (ja) Ｃｏ２回収装置及び方法
JP6552762B1 (ja) 複合プラント及び複合プラントの余剰熱回収方法
WO2014129391A1 (ja) Ｃｏ２回収システム及びｃｏ２回収方法
CN103223294A (zh) 一种利用太阳能对燃煤锅炉污染物进行脱除的方法及系统
JP2012137269A (ja) 石炭火力発電プラント及び石炭火力発電プラントの制御方法
JP2011005367A (ja) Ｃｏ２回収装置及び方法
CN105201570B (zh) 一种低碳排放的发电系统的电网运行方法
CN115888330A (zh) 一种烟气能量利用的低碳排放的燃煤系统及控制方法
JP2014531969A (ja) 煙道ガスから二酸化炭素を除去する方法およびシステム
TW201247995A (en) System and method for controlling waste heat for CO2 capture
CN204026728U (zh) 智能相变余热回收系统

Legal Events

Date Code Title Description
FA94 Acknowledgement of application withdrawn (non-payment of fees)

Effective date: 20150324