一种再生CCS胺液的系统及方法与流程

一种再生ccs胺液的系统及方法
技术领域
1.本发明涉及co2捕集与封存技术领域，具体涉及一种再生ccs胺液的系统及方法。


背景技术：

2.全球变暖会引发一系列次生灾害，典型的如海平面上升、极端天气增加和动植物生存环境恶化等。目前的研究表明，全球变暖与温室气体如co2排放量的增加有关，因此如何控制温室气体的排放已经成了全球共识。
3.目前从我国一次能源占比上看，以煤为主的能源结构短时难以改变，这就使得我国在不断优化能源结构的同时，推广使用ccs技术显得至关重要，其中，ccs技术的原理图如图2所示。具体地，锅炉来的尾部烟气在co2吸收塔被吸收剂(胺液)吸附后，形成富液，富液经吸热提温后进入再生塔中解吸，形成再生气(主要成分为co2和水)和贫液。而燃煤发电作为co2排放占比第一的大户，理应承担更多的ccs任务，然而目前最成熟的以胺液(单乙醇胺)作为吸收剂吸收和分离co2的化学吸收法，用于其再生的汽轮机抽汽(即持续稳定的热源)所需消耗的能量一般占发电功率的10％左右，或者占入炉煤热值的5％以上，这无疑极大的限制了以胺液作为吸收剂吸收和分离co2的化学吸收法的推广。
4.因此，亟需一种再生ccs胺液的系统及方法，在减少用于产生汽轮机抽汽的发电功率的同时，有效对ccs胺液进行再生。


技术实现要素：

5.本发明为解决现有技术使用汽轮机抽汽对ccs胺液进行再生，对燃煤机组的发电功率消耗较大，导致经济效益较差的问题，提供了一种再生ccs胺液的系统及方法，从而通过作为汽轮机抽汽的补充对ccs胺液进行再生，有效降低了汽轮机抽汽对燃煤机组发电功率的消耗。
6.本发明为了实现上述目的，本发明第一方面提供了一种再生ccs胺液的系统，该系统包括空预器、热管换热器、再沸器和热管暖风器；
7.所述空预器和所述热管换热器的烟气入口均与燃煤锅炉的烟气管路连接，所述空预器和所述热管换热器的烟气出口均与所述热管暖风器的烟气入口连接，所述热管暖风器的冷风出口与所述空预器的冷风进口连接；
8.所述热管换热器与所述再沸器之间设置有循环水装置，所述循环水装置用于将循环水输送至所述热管换热器内进行换热升温后，输送至所述再沸器内对ccs胺液进行换热再生。
9.优选地，该系统还包括循环水换热控制单元，用于使所述热管换热器内的循环水换热升温成汽水混合物。
10.优选地，所述循环水换热控制单元为：
11.12.其中，x为汽水混合物的干度，x的取值范围为0～1；q1为流经热管换热器的燃煤烟气的质量流量，q1的取值范围为0～500t/h；t1为热管换热器进口的燃煤烟气的温度，t1的取值范围为300～400℃；t2为热管换热器出口的燃煤烟气的温度，t2的取值范围为130～180℃；c
p,烟
为温度从t1至t2的燃煤烟气的定压比热容，单位为kj/(kg
·
℃)；q2为流经热管换热器的循环水的质量流量，q2的取值范围为0～400t/h；t1为热管换热器循环水出口的汽水混合物的温度，t1的取值范围为140～145℃；t2为热管换热器循环水进口的循环水的温度，t2的取值范围为110～130℃；c
p,水
为温度从t1至t2的汽水混合物的定压比热容，单位为kj/(kg
·
℃)；l为p所对应的循环水的汽化潜热，单位为kj/(kg
·
℃)；p为绝对压力，p的取值范围为0.35～0.45mpa。
13.优选地，流经所述再沸器的ccs胺液的质量流量的取值范围为0～2000t/h，ccs胺液的初始温度为105～110℃。
14.优选地，所述热管换热器的放热端的表面设置有肋片；
15.优选地，所述肋片采用不锈钢制成。
16.优选地，所述循环水装置包括流量计、阀门、循环水泵和循环水管路；
17.所述热管换热器和所述再沸器之间通过循环水管路连接成环形通路，所述流量计、所述阀门和所述循环水泵均设置在循环水管路上。
18.优选地，与所述热管换热器的烟气入口连接的燃煤锅炉的烟气管路上设置有烟气流量阀。
19.优选地，所述烟气流量阀连接有用于调节烟气流量的调节结构。
20.本发明第二方面提供了一种再生ccs胺液的方法，使用上述再生ccs胺液的系统实施，该方法包括：
21.将燃煤烟气通过燃煤锅炉的烟气管路分别输送至所述空预器和所述热管换热器内，以分别与所述空预器内的冷风进行换热，以及与所述热管换热器的吸热端进行换热，接着将从所述空预器和所述热管换热器内输出的燃煤烟气输送至所述热管暖风器内，对经由所述热管暖风器输送至所述空预器内的冷风进行预热；
22.采用循环水装置将循环水输送至所述热管换热器的放热端内进行换热升温后，输送至所述再沸器内对ccs胺液进行换热再生。
23.优选地，通过燃煤锅炉的烟气管路输送至所述热管换热器内的燃煤烟气量为输送至所述空预器和所述热管换热器内的燃煤烟气量之和的0-15％；
24.优选地，通过燃煤锅炉的烟气管路输送至所述热管换热器内的燃煤烟气量为输送至所述空预器和所述热管换热器内的燃煤烟气量之和的8-12％。
25.根据上述技术方案，基于该系统，在实际应用过程中，通过将燃煤锅炉的部分燃煤烟气输送至热管换热器内对循环水进行换热升温，再将换热升温后的汽水混合物输送至再沸器内对ccs胺液进行换热再生，可持续有效对ccs胺液进行再生，并有效减少燃煤机组汽轮机抽汽使用量，从而在提高燃煤机组发电效益的同时，减少co2的排放量，具有节省成本、环保的优点。
26.同时，通过设置该系统还包括循环水换热控制单元，所述循环水换热控制单元用于使所述热管换热器内的循环水换热升温成汽水混合物，所述循环水换热控制单元具体为x，则可以通过控制热管换热器出口的汽水混合物的干度在0～1内，保证热管换热器出口的
汽水混合物的温度t1维持在140～145℃内，从而在有效对ccs胺液进行换热再生的同时，最大程度上提高燃煤烟气热量的利用效率。
27.而设置通过燃煤锅炉的烟气管路输送至所述热管换热器内的燃煤烟气量为输送至所述空预器和所述热管换热器内的燃煤烟气量之和的8-12％，则可以在保证对ccs胺液进行有效再生的同时，避免从燃煤锅炉的烟气管路内抽取的燃煤烟气过量，导致空预器出口风温过低的问题。
附图说明
28.图1是再生ccs胺液的系统的结构示意图；
29.图2是ccs技术的原理图。
30.附图标记说明
31.空预器1；热管换热器2；再沸器3；热管暖风器4；
32.循环水装置5；流量计6；阀门7；循环水泵8；烟气流量阀9。
具体实施方式
33.以下结合附图对本发明实施例的具体实施方式进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本发明实施例，并不用于限制本发明实施例。
34.在本技术的描述中，术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示相对重要性，或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，除非另有说明，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括一个或者更多个该特征；“多个”的含义是两个或两个以上。术语“包括”及其任何变形，意为不排他的包含、可能存在或添加一个或更多其他特征、单元、组件和/或其组合。
35.此外，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，或是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语在本技术中的具体含义。
36.本发明第一方面提供了一种再生ccs胺液的系统，如图1-2所示，该再生ccs胺液的系统包括空预器1、热管换热器2、再沸器3和热管暖风器4；
37.所述空预器1和所述热管换热器2的烟气入口均与燃煤锅炉的烟气管路连接，所述空预器1和所述热管换热器2的烟气出口均与所述热管暖风器4的烟气入口连接，所述热管暖风器4的冷风出口与所述空预器1的冷风进口连接；其中，在一种具体的实施方式中，所述热管暖风器的放热端分成两个独立的风道，分别为一次风道和二次风道，其中，一次风道内一次风来自一次风机出口，进入所述空预器1一次风道内；二次风道内二次风来自送风机出口，进入所述空预器1二次风道内。
38.所述热管换热器2与所述再沸器3之间设置有循环水装置5，所述循环水装置5用于将循环水输送至所述热管换热器2内进行换热升温后，输送至所述再沸器3内对ccs胺液进行换热再生。
39.根据上述技术方案，基于该系统，在实际应用过程中，通过将燃煤锅炉的部分燃煤烟气输送至热管换热器内对循环水进行换热升温，再将换热升温后的汽水混合物输送至再
沸器内对ccs胺液进行换热再生，可持续有效对ccs胺液进行再生，并有效减少燃煤机组用于产生汽轮机抽汽的功率，从而在提高燃煤机组发电效益的同时，减少co2的排放量，具有节省成本、环保的优点。
40.本发明所述的再生ccs胺液的系统，在一种优选的实施方式中，该系统还包括循环水换热控制单元，用于使所述热管换热器2内的循环水换热升温成汽水混合物。
41.在一种具体的实施方式中，所述循环水换热控制单元为：
[0042][0043]
其中，x为汽水混合物的干度，x的取值范围为0～1；q1为流经热管换热器的燃煤烟气的质量流量，q1的取值范围为0～500t/h；t1为热管换热器进口的燃煤烟气的温度，t1的取值范围为300～400℃；t2为热管换热器出口的燃煤烟气的温度，t2的取值范围为130～180℃；c
p,烟
为温度从t1至t2的燃煤烟气的定压比热容，单位为kj/(kg
·
℃)；q2为流经热管换热器的循环水的质量流量，q2的取值范围为0-400t/h；t1为热管换热器出口的汽水混合物的温度，t1的取值范围为140～145℃；t2为热管换热器进口的循环水的温度，t2的取值范围为110～130℃；c
p,水
为温度从t1至t2的汽水混合物的定压比热容，单位为kj/(kg
·
℃)；l为p所对应的循环水的汽化潜热，单位为kj/(kg
·
℃)；p为绝对压力，p的取值范围为0.35～0.45mpa。
[0044]
在一种更具体的实施方式中，流经所述再沸器3的ccs胺液的质量流量的取值范围为0～2000t/h，ccs胺液的初始温度为105～110℃，最终得到的ccs胺液的目标温度为110～115℃。
[0045]
在本发明实施方式中，通过所述循环水换热控制单元用于使所述热管换热器2内的循环水换热升温成汽水混合物，再进一步具体设置所述循环水换热控制单元为x，可有效利用燃煤烟气的温度对循环水进行换热升温，并将换热升温后的汽水混合物输送至所述再沸器3内对ccs胺液进行再生，从而不仅可以进一步提高经济效益，而且还能够促进电厂发电过程中ccs技术的推广。
[0046]
进一步，由于实际测得ccs胺液解析co2的最佳温度在110℃左右，以及ccs胺液在较高温度条件下极易分解，因此本发明中对ccs胺液进行换热再生的工质温度需控制在150℃以下，较佳地，对ccs胺液进行换热再生的工质温度宜控制在140-145℃。而由于燃煤锅炉的空预器出口的燃煤烟气温度通常为125～130℃，而一般金属管式换热器的换热温压约15℃，非金属换热器的换热温压更高，因此若仅靠空预器出口燃煤烟气加热105-110℃的ccs胺液，其温降幅度有限，回收的热量也难以满足对ccs胺液进行再生要求。因此现有技术中通常并不会采用空预器出口的燃煤烟气用于对ccs胺液进行再生。而本发明中通过直接抽取空预器入口的燃煤烟气，再进一步选用所述热管换热器2，可在有效降低换热温差的同时，实现对循环水的换热升温，从而通过换热升温后的汽水混合物实现了对ccs胺液的有效再生。而通过进一步设计所述热管暖风器4，对从所述空预器1和所述热管换热器2输出的燃煤烟气的热量进一步回收，用于对进入所述空预器1内的冷风进行预热，则不仅可以保证从空预器入口抽取的一定量的燃煤烟气，能够足够对ccs胺液进行再生，而且还不会对所述空预器1造成影响，同时还可以有效避免冬季冷风未经预热直接输送至所述空预器1内进行换热，导致所述空预器1的abs(硫酸氢铵)堵塞的问题。
[0047]
本发明所述的再生ccs胺液的系统，在一种优选的实施方式中，所述热管换热器2的放热端的表面设置有肋片，也可以直接在表面设置外螺纹；优选地，所述肋片采用不锈钢制成，从而在对循环水进行换热升温的过程中，防止出现循环水侧高热流密度下膜态沸腾恶化，导致传热效果变差。其中，所述热管换热器2按温度区间的不同可分为高温热管换热器、中温热管换热器和低温热管换热器，具体在实际应用过程中，可根据需要具体选择。
[0048]
本发明所述的再生ccs胺液的系统，在一种优选的实施方式中，所述循环水装置5包括流量计6、阀门7、循环水泵8和循环水管路；
[0049]
所述热管换热器2和所述再沸器3之间通过循环水管路连接成环形通路，所述流量计6、所述阀门7和所述循环水泵8均设置在循环水管路上。
[0050]
在本发明实施方式中，通过控制所述阀门7的开度和/或所述循环水泵8的出力，可有效控制循环水的流量。其中，在优选的实施方式中，循环水管路内的循环水在所述循环水泵8的作用下，可实现闭环，即所述循环水泵8无需一直从外部抽取循环水，也可以抽取在所述再沸器3内对ccs胺液进行换热降温后输出的循环水，从而形成循环。
[0051]
本发明所述的再生ccs胺液的系统，在一种优选的实施方式中，与所述热管换热器2的烟气入口连接的燃煤锅炉的烟气管路上设置有烟气流量阀9。在一种更优选的实施方式中，所述烟气流量阀9连接有用于调节烟气流量的调节结构。
[0052]
在本发明实施方式中，通过所述调节结构对所述烟气流量阀9的开度进行控制，可有效控制所抽取的燃煤烟气的流量，从而准确控制所抽取的燃煤烟气的流量。
[0053]
本发明第二方面还提供了一种再生ccs胺液的方法，使用上述再生ccs胺液的系统实施，该方法包括以下步骤：
[0054]
将燃煤烟气通过燃煤锅炉的烟气管路分别输送至所述空预器1和所述热管换热器2内，以分别与所述空预器1内的冷风进行换热，以及与所述热管换热器2的吸热端进行换热，接着将从所述空预器1和所述热管换热器2内输出的燃煤烟气输送至所述热管暖风器4内，对经由所述热管暖风器4输送至所述空预器1内的冷风进行预热；
[0055]
采用循环水装置5将循环水输送至所述热管换热器2的放热端内进行换热升温后，输送至所述再沸器3内对ccs胺液进行换热再生。
[0056]
本发明所述的方法，在实际应用过程中，通过将燃煤锅炉的部分燃煤烟气输送至热管换热器内对循环水进行换热升温，再将换热升温后的汽水混合物输送至再沸器内对ccs胺液进行换热再生，可持续有效对ccs胺液进行再生，并有效减少燃煤机组用于产生汽轮机抽汽的功率，从而在提高燃煤机组发电效益的同时，减少co2的排放量，具有节省成本、环保的优点。
[0057]
本发明所述的再生ccs胺液的方法，在一种优选的实施方式中，通过燃煤锅炉的烟气管路输送至所述热管换热器2内的燃煤烟气量为输送至所述空预器1和所述热管换热器2内的燃煤烟气量之和的0-15％；
[0058]
优选地，通过燃煤锅炉的烟气管路输送至所述热管换热器2内的燃煤烟气量为输送至所述空预器1和所述热管换热器2内的燃煤烟气量之和的8-12％。
[0059]
在本发明实施方式中，通过对输送至所述热管换热器2内的燃煤烟气量进行控制，可在有效保证对ccs胺液进行换热再生的同时，避免燃煤烟气抽取过量，导致所述空预器1无法对冷风进行有效换热，从而影响燃煤机组的发电。
[0060]
以下将通过实施例对本发明进行详细描述，但本发明的保护范围并不局限于此。
[0061]
实施例1
[0062]
如图1所示，采用本发明所述的再生ccs胺液的系统实施，具体地，该系统包括空预器1、热管换热器2、再沸器3和热管暖风器4；
[0063]
所述空预器1和所述热管换热器2的烟气入口均与燃煤锅炉的烟气管路连接，所述空预器1和所述热管换热器2的烟气出口均与所述热管暖风器4的烟气入口连接，所述热管暖风器4的冷风出口与所述空预器1的冷风进口连接；
[0064]
所述热管换热器2与所述再沸器3之间设置有循环水装置5，所述循环水装置5用于将循环水输送至所述热管换热器2内进行换热升温后，输送至所述再沸器3内对ccs胺液进行换热再生。
[0065]
具体地，所述循环水装置5包括流量计6、阀门7、循环水泵8和循环水管路；所述热管换热器2和所述再沸器3之间通过循环水管路连接成环形通路，所述流量计6、所述阀门7和所述循环水泵8均设置在循环水管路上；与所述热管换热器2的烟气入口连接的燃煤锅炉的烟气管路上设置有烟气流量阀9，所述烟气流量阀9连接有用于调节烟气流量的调节结构。
[0066]
在实际应用过程中，将燃煤烟气通过燃煤锅炉的烟气管路分别输送至所述空预器和所述热管换热器内，以分别与所述空预器内的冷风进行换热，以及与所述热管换热器的吸热端进行换热，接着将从所述空预器和所述热管换热器内输出的燃煤烟气输送至所述热管暖风器内，对经由所述热管暖风器输送至所述空预器内的冷风进行预热；采用循环水装置将循环水输送至所述热管换热器的放热端内进行换热升温后，输送至所述再沸器内对ccs胺液进行换热再生。
[0067]
经检测，采用本发明所述的再生ccs胺液的系统，通过将燃煤锅炉的部分燃煤烟气输送至热管换热器内对循环水进行换热升温，再将换热升温后的汽水混合物输送至再沸器内对ccs胺液进行换热再生，可持续有效对ccs胺液进行再生，并有效减少燃煤机组用于产生汽轮机抽汽的功率，从而在提高燃煤机组发电效益的同时，减少co2的排放量，具有节省成本、环保的优点。
[0068]
实施例2
[0069]
参照实施例1实施，与之不同的是，该系统还包括循环水换热控制单元，用于使所述热管换热器2内的循环水换热升温成汽水混合物；所述循环水换热控制单元为：
[0070][0071]
其中，x为汽水混合物的干度，x的取值范围为0～1；q1为流经热管换热器的燃煤烟气的质量流量，q1的取值范围为0～500t/h；t1为热管换热器进口的燃煤烟气的温度，t1的取值范围为300～400℃；t2为热管换热器出口的燃煤烟气的温度，t2的取值范围为130～180℃；c
p,烟
为温度从t1至t2的燃煤烟气的定压比热容，单位为kj/(kg
·
℃)；q2为流经热管换热器的循环水的质量流量，q2的取值范围为0-400t/h；t1为热管换热器出口的汽水混合物的温度，t1的取值范围为140～145℃；t2为热管换热器进口的循环水的温度，t2的取值范围为110～130℃；c
p,水
为温度从t1至t2的汽水混合物的定压比热容，单位为kj/(kg
·
℃)；l为p所对应的循环水的汽化潜热，单位为kj/(kg
·
℃)；p为绝对压力，p的取值范围为0.35～
0.45mpa；流经所述再沸器3的ccs胺液的质量流量的取值范围为0～2000t/h，ccs胺液的初始温度为105～110℃。
[0072]
具体地，以1000mw等级超超临界燃煤锅炉为例，当环境温度为25℃时，1000mw负荷下的特定煤种下的锅炉烟气参数，如下表1所示。
[0073]
表1：1000mw负荷下的特定煤种下的锅炉烟气参数(环境温度：25℃)
[0074][0075]
1000mw负荷下，q1为400t/h，t1为365℃，t2为150℃，q2为200t/h，t1为145℃，t2为130℃，p为0.4mpa，流经所述再沸器3的ccs胺液的质量流量为1200t/h，ccs胺液的初始温度为105℃；其中，c
p,烟
可通过查阅《电站锅炉性能试验规程》(gb/t 10184-2015)获得，c
p,水
可查阅水和水蒸气热力性质图获得。
[0076]
经检测，采用本发明所述的再生ccs胺液的系统，通过将燃煤锅炉的部分燃煤烟气输送至热管换热器内对循环水进行换热升温，再将换热升温后的汽水混合物输送至再沸器内对ccs胺液进行换热再生，最终测得的再生之后的ccs胺液的温度为112℃，不仅可有效对ccs胺液进行再生，而且还可以有效减少燃煤机组用于产生汽轮机抽汽的功率(换热器还需汽轮机抽气热量为10kw，本发明占ccs胺液再生所需热量的69.6％)，从而在提高燃煤机组发电效益的同时，减少co2的排放量，具有节省成本、环保的优点。
[0077]
实施例3
[0078]
参照实施例2实施，与之不同的是，750mw负荷下，q1为300t/h，t1为345℃，t2为150℃，q2为200t/h，t1为145℃，t2为130℃，p为0.4mpa，流经所述再沸器3的ccs胺液的质量流量为1200t/h，ccs胺液的初始温度为105℃；其中，c
p,烟
可通过查阅《电站锅炉性能试验规程》(gb/t 10184-2015)获得，c
p,水
可查阅水和水蒸气热力性质图获得。
[0079]
经检测，采用本发明所述的再生ccs胺液的系统，通过将燃煤锅炉的部分燃煤烟气输送至热管换热器内对循环水进行换热升温，再将换热升温后的汽水混合物输送至再沸器内对ccs胺液进行换热再生，最终测得的再生之后的ccs胺液的温度为112℃，不仅可有效对ccs胺液进行再生，而且还可以有效减少燃煤机组用于产生汽轮机抽汽的功率(换热器还需汽轮机抽气热量为18kw，本发明占ccs胺液再生所需热量的47.3％)，从而在提高燃煤机组发电效益的同时，减少co2的排放量，具有节省成本、环保的优点。
[0080]
实施例4
[0081]
参照实施例2实施，与之不同的是，500mw负荷下，q1为200t/h，t1为325℃，t2为150℃，q2为200t/h，t1为145℃，t2为130℃，p为0.4mpa，流经所述再沸器3的ccs胺液的质量流量为1200t/h，ccs胺液的初始温度为105℃；其中，c
p,烟
可通过查阅《电站锅炉性能试验规程》(gb/t 10184-2015)获得，c
p,水
可查阅水和水蒸气热力性质图获得。
[0082]
经检测，采用本发明所述的再生ccs胺液的系统，通过将燃煤锅炉的部分燃煤烟气输送至热管换热器内对循环水进行换热升温，再将换热升温后的汽水混合物输送至再沸器内对ccs胺液进行换热再生，最终测得的再生之后的ccs胺液的温度为112℃，不仅可有效对ccs胺液进行再生，而且还可以有效减少燃煤机组用于产生汽轮机抽汽的功率(换热器还需汽轮机抽气热量为25kw，本发明占ccs胺液再生所需热量的28.3％)，从而在提高燃煤机组发电效益的同时，减少co2的排放量，具有节省成本、环保的优点。
[0083]
实施例5
[0084]
参照实施例2实施，与之不同的是，所述热管换热器2的放热端的表面设置有肋片；所述肋片采用不锈钢制成。
[0085]
经检测，采用本发明所述的再生ccs胺液的系统，通过将燃煤锅炉的部分燃煤烟气输送至热管换热器内对循环水进行换热升温，再将换热升温后的汽水混合物输送至再沸器内对ccs胺液进行换热再生，最终测得的再生之后的ccs胺液的温度为112℃，不仅可有效对ccs胺液进行再生，而且还可以有效减少燃煤机组用于产生汽轮机抽汽的功率，从而在提高燃煤机组发电效益的同时，减少co2的排放量，具有节省成本、环保的优点；而进一步通过在所述热管换热器的放热端的表面设置有肋片，且肋片采用不锈钢制成，可有效防止出现循环水侧高热流密度下膜态沸腾恶化，导致传热效果变差的问题，从而进一步提高传热效果。
[0086]
实施例6
[0087]
参照实施例5实施，与之不同的是，通过燃煤锅炉的烟气管路输送至所述热管换热器2内的燃煤烟气量为输送至所述空预器1和所述热管换热器2内的燃煤烟气量之和的10％。
[0088]
经检测，采用本发明所述的再生ccs胺液的系统，通过将燃煤锅炉的部分燃煤烟气输送至热管换热器内对循环水进行换热升温，再将换热升温后的汽水混合物输送至再沸器内对ccs胺液进行换热再生，最终测得的再生之后的ccs胺液的温度为112℃，不仅可有效对ccs胺液进行再生，而且还可以有效减少燃煤机组用于产生汽轮机抽汽的功率，从而在提高燃煤机组发电效益的同时，减少co2的排放量，具有节省成本、环保的优点；而进一步通过在所述热管换热器的放热端的表面设置有肋片，且肋片采用不锈钢制成，可有效防止出现循环水侧高热流密度下膜态沸腾恶化，导致传热效果变差的问题，从而进一步提高传热效果；而通过燃煤锅炉的烟气管路输送至所述热管换热器2内的燃煤烟气量为输送至所述空预器
1和所述热管换热器2内的燃煤烟气量之和的10％，则可有效保证不会对空预器造成影响，避免影响燃煤机组原本的正常功能。
[0089]
本发明提供的再生ccs胺液的系统及方法，通过将燃煤锅炉的部分燃煤烟气输送至热管换热器内对循环水进行换热升温，再将换热升温后的汽水混合物输送至再沸器内对ccs胺液进行换热再生，可持续有效对ccs胺液进行再生，并有效减少燃煤机组用于产生汽轮机抽汽的功率，从而在提高燃煤机组发电效益的同时，减少co2的排放量，具有节省成本、环保的优点。
[0090]
以上结合附图详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于此。在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，为了避免不必要的重复，本发明对各种可能的组合方式不再另行说明。但这些简单变型和组合同样应当视为本发明所公开的内容，均属于本发明的保护范围。

技术特征：
1.一种再生ccs胺液的系统，其特征在于，该再生ccs胺液的系统包括空预器(1)、热管换热器(2)、再沸器(3)和热管暖风器(4)；所述空预器(1)和所述热管换热器(2)的烟气入口均与燃煤锅炉的烟气管路连接，所述空预器(1)和所述热管换热器(2)的烟气出口均与所述热管暖风器(4)的烟气入口连接，所述热管暖风器(4)的冷风出口与所述空预器(1)的冷风进口连接；所述热管换热器(2)与所述再沸器(3)之间设置有循环水装置(5)，所述循环水装置(5)用于将循环水输送至所述热管换热器(2)内进行换热升温后，输送至所述再沸器(3)内对ccs胺液进行换热再生。2.根据权利要求1所述的再生ccs胺液的系统，其特征在于，该系统还包括循环水换热控制单元，用于使所述热管换热器(2)内的循环水换热升温成汽水混合物。3.根据权利要求2所述的再生ccs胺液的系统，其特征在于，所述循环水换热控制单元为：其中，x为汽水混合物的干度，x的取值范围为0～1；q1为流经热管换热器的燃煤烟气的质量流量，q1的取值范围为0～500t/h；t1为热管换热器进口的燃煤烟气的温度，t1的取值范围为300～400℃；t2为热管换热器出口的燃煤烟气的温度，t2的取值范围为130～180℃；c
p,烟
为温度从t1至t2的燃煤烟气的定压比热容，单位为kj/(kg
·
℃)；q2为流经热管换热器的循环水的质量流量，q2的取值范围为0～400t/h；t1为热管换热器出口的汽水混合物的温度，t1的取值范围为140～145℃；t2为热管换热器进口的循环水的温度，t2的取值范围为110～130℃；c
p,水
为温度从t1至t2的汽水混合物的定压比热容，单位为kj/(kg
·
℃)；l为p所对应的循环水的汽化潜热，单位为kj/(kg
·
℃)；p为绝对压力，p的取值范围为0.35～0.45mpa。4.根据权利要求3所述的再生ccs胺液的系统，其特征在于，流经所述再沸器(3)的ccs胺液的质量流量的取值范围为0～2000t/h，ccs胺液的初始温度为105～110℃。5.根据权利要求1或4所述的再生ccs胺液的系统，其特征在于，所述热管换热器(2)的放热端的表面设置有肋片；优选地，所述肋片采用不锈钢制成。6.根据权利要求1所述的再生ccs胺液的系统，其特征在于，所述循环水装置(5)包括流量计(6)、阀门(7)、循环水泵(8)和循环水管路；所述热管换热器(2)和所述再沸器(3)之间通过循环水管路连接成环形通路，所述流量计(6)、所述阀门(7)和所述循环水泵(8)均设置在循环水管路上。7.根据权利要求1所述的再生ccs胺液的系统，其特征在于，与所述热管换热器(2)的烟气入口连接的燃煤锅炉的烟气管路上设置有烟气流量阀(9)。8.根据权利要求7所述的再生ccs胺液的系统，其特征在于，所述烟气流量阀(9)连接有用于调节烟气流量的调节结构。9.一种再生ccs胺液的方法，使用上述权利要求1-8中任意一项所述的系统实施，其特征在于，该方法包括：将燃煤烟气通过燃煤锅炉的烟气管路分别输送至所述空预器(1)和所述热管换热器
(2)内，以分别与所述空预器(1)内的冷风进行换热，以及与所述热管换热器(2)的吸热端进行换热，接着将从所述空预器(1)和所述热管换热器(2)内输出的燃煤烟气输送至所述热管暖风器(4)内，对经由所述热管暖风器(4)输送至所述空预器(1)内的冷风进行预热；采用循环水装置(5)将循环水输送至所述热管换热器(2)的放热端内进行换热升温后，输送至所述再沸器(3)内对ccs胺液进行换热再生。10.根据权利要求9所述的再生ccs胺液的方法，其特征在于，通过燃煤锅炉的烟气管路输送至所述热管换热器(2)内的燃煤烟气量为输送至所述空预器(1)和所述热管换热器(2)内的燃煤烟气量之和的0-15％；优选地，通过燃煤锅炉的烟气管路输送至所述热管换热器(2)内的燃煤烟气量为输送至所述空预器(1)和所述热管换热器(2)内的燃煤烟气量之和的8-12％。

技术总结
本发明涉及CO2捕集与封存技术领域，具体涉及一种再生CCS胺液的系统及方法，该系统包括空预器、热管换热器、再沸器和热管暖风器；空预器和热管换热器的烟气入口均与燃煤锅炉的烟气管路连接，所述空预器和所述热管换热器的烟气出口均与所述热管暖风器的烟气入口连接，所述热管暖风器的冷风出口与所述空预器的冷风进口连接；所述热管换热器与所述再沸器之间设置有循环水装置，所述循环水装置用于将循环水输送至所述热管换热器内进行换热升温后，输送至所述再沸器内对CCS胺液进行换热再生。运用该系统，可在保证不对空预器冷风换热造成影响的情况下，充分利用燃煤锅炉的烟气余热对CCS胺液进行再生，从而有效减少了汽轮机的蒸汽使用量。汽使用量。汽使用量。


技术研发人员：黄林滨 孙俊威 陈国庆 李朝兵 陈辉 葛荣存 何陆灿 戴维葆
受保护的技术使用者：国家能源集团科学技术研究院有限公司
技术研发日：2023.04.24
技术公布日：2023/8/13