BE1025793B1 - COMBUSTION SYSTEM AND PROCESS FOR COMBUSTION OF A GAS IN A COMBUSTION SYSTEM - Google Patents

COMBUSTION SYSTEM AND PROCESS FOR COMBUSTION OF A GAS IN A COMBUSTION SYSTEM Download PDF

Info

Publication number
BE1025793B1
BE1025793B1 BE2017/5948A BE201705948A BE1025793B1 BE 1025793 B1 BE1025793 B1 BE 1025793B1 BE 2017/5948 A BE2017/5948 A BE 2017/5948A BE 201705948 A BE201705948 A BE 201705948A BE 1025793 B1 BE1025793 B1 BE 1025793B1
Authority
BE
Belgium
Prior art keywords
gas
stream
combustion
recovery unit
unit
Prior art date
Application number
BE2017/5948A
Other languages
Dutch (nl)
Other versions
BE1025793A1 (en
Inventor
Marcel Goemans
Jan Savelkouls
Ilbige Cigdem Arik
Original Assignee
Europem Technologies Nv
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 Europem Technologies Nv filed Critical Europem Technologies Nv
Priority to BE2017/5948A priority Critical patent/BE1025793B1/en
Publication of BE1025793A1 publication Critical patent/BE1025793A1/en
Application granted granted Critical
Publication of BE1025793B1 publication Critical patent/BE1025793B1/en

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/02—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography
    • B01D53/04—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography with stationary adsorbents
    • B01D53/0407—Constructional details of adsorbing systems
    • B01D53/0446—Means for feeding or distributing gases
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/02—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography
    • B01D53/04—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography with stationary adsorbents
    • B01D53/0454—Controlling adsorption
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23G—CREMATION FURNACES; CONSUMING WASTE PRODUCTS BY COMBUSTION
    • F23G7/00—Incinerators or other apparatus for consuming industrial waste, e.g. chemicals
    • F23G7/06—Incinerators or other apparatus for consuming industrial waste, e.g. chemicals of waste gases or noxious gases, e.g. exhaust gases
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2253/00—Adsorbents used in seperation treatment of gases and vapours
    • B01D2253/10—Inorganic adsorbents
    • B01D2253/106—Silica or silicates
    • B01D2253/108—Zeolites
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/70—Organic compounds not provided for in groups B01D2257/00 - B01D2257/602
    • B01D2257/702—Hydrocarbons
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2259/00—Type of treatment
    • B01D2259/40—Further details for adsorption processes and devices
    • B01D2259/40083—Regeneration of adsorbents in processes other than pressure or temperature swing adsorption
    • B01D2259/40088—Regeneration of adsorbents in processes other than pressure or temperature swing adsorption by heating
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2259/00—Type of treatment
    • B01D2259/40—Further details for adsorption processes and devices
    • B01D2259/401—Further details for adsorption processes and devices using a single bed
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2259/00—Type of treatment
    • B01D2259/40—Further details for adsorption processes and devices
    • B01D2259/402—Further details for adsorption processes and devices using two beds

Abstract

Er is een verbrandingssysteem voorzien omvattende: een verbrandingseenheid ingericht voor het verbranden van een koolwaterstofgebaseerd gas; een eerste zuurstofaanvoermiddel ingericht voor het aanvoeren van een zuurstofbron in de verbrandingseenheid; een gas sturend middel ingericht voor het aanvoeren van een verbrandingssubstroom van een beschikbare gasstroom welke een koolwaterstofgebaseerd gas omvat in de verbrandingseenheid en voor het aanvoeren van een herwinbare substroom van het beschikbare gasstroom in ten minste een eerste gasherwinningseenheid, het gas sturend middel omvattend een selecteermiddel voor het selecteren van de verbrandingssubstroom en de herwinbare substroom van het beschikbare gasstroom, waarbij de eerste gasherwinningseenheid een zeolietstructuur omvat ingericht voor het adsorberen van een deel van de herwinbare substroom, waarbij het geadsorbeerde deel een brandstofbron verschaft voor het verbranden in de verbrandingseenheid.A combustion system is provided comprising: a combustion unit adapted to burn a hydrocarbon-based gas; a first oxygen supply means adapted to supply an oxygen source in the combustion unit; a gas control means adapted to feed a combustion substream of an available gas stream comprising a hydrocarbon-based gas into the combustion unit and to feed a recoverable sub-stream of the available gas stream into at least a first gas recovery unit, the gas control means comprising a select means for selecting the combustion sub-stream and the recoverable sub-stream from the available gas stream, wherein the first gas recovery unit comprises a zeolite structure adapted to adsorb a portion of the renewable sub-stream, wherein the adsorbed portion provides a fuel source for burning in the combustion unit.

Description

Verbrandingssysteem en proces voor het verbranden van een gas in een verbrandingssysteemCombustion system and process for burning a gas in a combustion system

Veld van de uitvindingField of the invention

Het veld van de uitvinding heeft betrekking op een verbrandingssysteem en een proces voor het verbranden van een gas in een verbrandingssysteem.The field of the invention relates to a combustion system and a process for burning a gas in a combustion system.

Achtergrond van de uitvindingBACKGROUND OF THE INVENTION

Een verbrandingssysteem voor het verbranden van een brandbaar gas is algemeen bekend. Het verbrandingssysteem omvat een verbrandingseenheid ingericht voor het verbranden van een koolwaterstofgebaseerd gas en een eerste zuurstofaanvoermiddel ingericht voor het aanvoeren van een zuurstofbron in de verbrandingseenheid. De verbrandingseenheid is ingericht voor het ontvangen van een beschikbare gasstroom welke een koolwaterstof gebaseerd gas omvat en voor het verbranden van het koolwaterstofgebaseerd gas.A combustion system for burning a combustible gas is generally known. The combustion system comprises a combustion unit adapted for burning a hydrocarbon-based gas and a first oxygen supply means adapted for supplying an oxygen source in the combustion unit. The combustion unit is adapted to receive an available gas stream which comprises a hydrocarbon-based gas and to burn the hydrocarbon-based gas.

In een voorbeeld kan de beschikbare gasstroom een uitlaatstroom of een dampemissiebron zijn, zoals een dampemissie gedurende het overladen van een brandstof van een voertuig, zoals een brandstof vrachtwagen, naar een opslagtank van de brandstof.In one example, the available gas stream may be an exhaust stream or a vapor emission source, such as a vapor emission during the transfer of a fuel from a vehicle, such as a fuel truck, to a fuel storage tank.

De beschikbare gasstroom dient te worden verbrand om dampemissies naar de atmosfeer te reduceren. Wanneer echter geen gasstroom aanwezig is dient de verbrandingseenheid in bedrijf te worden gehouden, dat wil zeggen op een stand-by niveau brandend, door het aanvoeren van een ondersteuningsbrandstof naar de verbrandingseenheid.The available gas stream must be burned to reduce vapor emissions to the atmosphere. However, if no gas flow is present, the combustion unit must be kept in operation, i.e. burning at a standby level, by supplying a support fuel to the combustion unit.

Een nadeel van het verbrandingssysteem is dat aan de ene kant de capaciteit van het verbrandingssysteem dient te worden geminimaliseerd om de consumptie van de ondersteuningsbrandstof te verminderen in een stand-by periode van de verbrandingseenheid, wanneer geen gasstroom beschikbaar is, terwijl aan de andere kant de capaciteit van het verbrandingssysteem dient te worden gemaximaliseerd om een grotere hoeveelheid van koolwaterstof gebaseerd gas te kunnen hanteren gedurende een piekladingsperiode van de beschikbare gasstroom.A disadvantage of the combustion system is that on the one hand the capacity of the combustion system must be minimized in order to reduce the consumption of the support fuel in a stand-by period of the combustion unit when no gas flow is available, while on the other hand the The capacity of the combustion system should be maximized to handle a larger amount of hydrocarbon-based gas during a peak loading period of the available gas stream.

Bovendien bestaat een wens om een verbrandingssysteem te voorzien welke ten minste één verschaft van lage investeringskosten, veelzijdig is naar verschillende beschikbare gasstromen, bijvoorbeeld welke verschillende hoeveelheden van een koolwaterstofgebaseerd gas kunnen bevatten en/of verschillende koolwaterstofcomponenten kunnen bevatten, laag is in operationele kosten en laag is in CO2 emissies.In addition, there is a desire to provide a combustion system that provides at least one with low investment costs, is versatile to different available gas streams, for example, which may contain different amounts of a hydrocarbon-based gas and / or may contain different hydrocarbon components, is low in operating costs and low is in CO 2 emissions.

Samenvatting van de uitvindingSummary of the invention

Uitvoeringsvormen van de uitvinding beogen het verschaffen van een verbrandingssysteem of een proces voor het verbranden van een beschikbare gasstroom, welke gemakkelijk aanpasbaar is voorEmbodiments of the invention aim to provide a combustion system or a process for burning an available gas stream, which is easily adaptable for

BE2017/5948 variërende belastingcondities van de gasstroom. Voorbeelduitvoeringsvormen beogen in het bijzonder het verschaffen van een verbrandingssysteem of een proces voor het verbranden van een beschikbare gasstroom, welke het verbruik van ondersteuningsbrandstof reduceert. In het bijzonder voorbeelduitvoeringsvormen beogen het verschaffen van een verbrandingssysteem of een proces voor het verbranden van een beschikbare gasstroom, welke veelzijdig is voor verschillende hoeveelheden van koolwaterstofcomponenten in de beschikbare gasstroom.BE2017 / 5948 varying load conditions of the gas flow. Exemplary embodiments aim in particular to provide a combustion system or a process for burning an available gas stream, which reduces the consumption of support fuel. In particular exemplary embodiments, the aim is to provide a combustion system or a process for burning an available gas stream, which is versatile for different amounts of hydrocarbon components in the available gas stream.

Volgens een eerste aspect van de uitvinding is een verbrandingssysteem voorzien omvattende: een verbrandingseenheid ingericht voor het verbranden van een koolwaterstofgebaseerd gas; een eerste zuurstofaanvoermiddel ingericht voor het aanvoeren van een zuurstofbron in de verbrandingseenheid; een gas sturend middel ingericht voor het aanvoeren van een verbrandingssubstroom van een beschikbare gasstroom welke een koolwaterstofgebaseerd gas omvat in de verbrandingseenheid en voor het aanvoeren van een herwinbare substroom van het beschikbare gasstroom in ten minste een eerste gasherwinningseenheid, het gas sturend middel omvattend een selecteermiddel voor het selecteren van de verbrandingssubstroom en de herwinbare substroom van de beschikbare gasstroom, waarbij de eerste gasherwinningseenheid een zeolietstructuur omvat ingericht voor het adsorberen van een deel van de herwinbare substroom, waarbij het geadsorbeerde deel een brandstofbron verschaft voor het verbranden in de verbrandingseenheid.According to a first aspect of the invention, a combustion system is provided comprising: a combustion unit adapted to burn a hydrocarbon-based gas; a first oxygen supply means adapted to supply an oxygen source in the combustion unit; a gas control means adapted to feed a combustion sub-stream of an available gas stream comprising a hydrocarbon-based gas in the combustion unit and to feed a recoverable sub-stream of the available gas stream into at least a first gas recovery unit, the gas control means comprising a selection means for selecting the combustion sub-stream and the recoverable sub-stream from the available gas stream, wherein the first gas-recovery unit comprises a zeolite structure adapted to adsorb a portion of the recoverable sub-stream, wherein the adsorbed portion provides a fuel source for burning in the combustion unit.

Volgens een tweede aspect van de uitvinding is een proces voorzien voor het verbranden van een gas in een verbrandingssysteem, het proces omvattende de stappen:According to a second aspect of the invention, a process is provided for burning a gas in a combustion system, the process comprising the steps of:

i. het ontvangen van een beschikbare gasstroom in het verbrandingssysteem, het beschikbare gas omvattend een koolwaterstofgebaseerd gas;i. receiving an available gas stream in the combustion system, the available gas comprising a hydrocarbon-based gas;

ii. het aanvoeren van een verbrandingssubstroom van het beschikbare gasstroom in een eerste verbrandingseenheid en het aanvoeren van een herwinbare substroom van het beschikbare gasstroom in ten minste een eerste gasherwinningseenheid, waarbij de sturingsstap omvat het selecteren van de verbrandingssubstroom en de herwinbare substroom van het beschikbare gasstroom;ii. supplying a combustion sub-stream of the available gas stream into a first combustion unit and supplying a recoverable sub-stream of the available gas stream into at least a first gas recovery unit, the control step comprising selecting the combustion sub-stream and the recoverable sub-stream of the available gas stream;

iii. het verbranden van de verbrandingssubstroom in de verbrandingseenheid;iii. burning the combustion substream in the combustion unit;

iv. het adsorberen van de herwinbare substroom door een zeolietstructuur van de eerste gasherwinningseenheid, waarbij het geadsorbeerde deel een brandstofbron verschaft voor het verbranden in de verbrandingseenheid.iv. adsorbing the recoverable sub-stream through a zeolite structure of the first gas recovery unit, wherein the adsorbed part provides a fuel source for combustion in the combustion unit.

Het gassturend middel heeft een selecteermiddel, zoals een bestuurbare klep, welke is ingericht voor het selecteren van de verbrandingssubstroom van de beschikbare gasstroom en de herwinbareThe gas control means has a selection means, such as a controllable valve, which is adapted to select the combustion subflow of the available gas flow and the recoverable

BE2017/5948 substroom van de beschikbare gasstroom. Aanvullend is het gas sturend middel ingericht voor het aanvoeren van de geselecteerde verbrandingssubstroom van de beschikbare gasstroom in de verbrandingseenheid en voor het aanvoeren van de geselecteerde herwinbare substroom van de beschikbare gasstroom in ten minste een eerste gasherwinningseenheid.BE2017 / 5948 sub-stream of the available gas stream. In addition, the gas controlling means is arranged for supplying the selected combustion sub-stream of the available gas stream into the combustion unit and for supplying the selected recoverable sub-stream of the available gas stream into at least a first gas recovery unit.

Bijvoorbeeld, de herwinbare substroom van de beschikbare gasstroom kan worden gekozen zodanig dat een overmaatdeel van de beschikbare gasstroom, welke een verbrandingscapaciteit van de verbrandingseenheid overschrijdt, wordt aangevoerd in de ten minste een eerste gasherwinningseenheid. Typisch omvat de beschikbare gasstroom een koolwaterstofgebaseerd gas. De zeoliet structuur is ingericht voor adsorberen van ten minste één koolwaterstofcomponent. Hierin wordt de verbrandingscapaciteit gedefinieerd als de maximale stroom koolwaters tof componenten welke in de verbrandingseenheid kan worden verbrand. Bijvoorbeeld, als een stroom van koolwaterstofcomponenten (bijvoorbeeld gegeven in kg/uur) de verbrandingscapaciteit overschrijdt, kan een onvolledige verbranding van de koolwaterstofcomponenten optreden in de verbrandingseenheid.For example, the recoverable sub-stream of the available gas stream can be selected such that an excess of the available gas stream, which exceeds a combustion capacity of the combustion unit, is supplied to the at least one first gas recovery unit. Typically, the available gas stream comprises a hydrocarbon-based gas. The zeolite structure is adapted to adsorb at least one hydrocarbon component. Herein, the combustion capacity is defined as the maximum flow of coal waters or components that can be burned in the combustion unit. For example, if a stream of hydrocarbon components (e.g., given in kg / hr) exceeds the combustion capacity, incomplete combustion of the hydrocarbon components may occur in the combustion unit.

In uitvoeringsvormen kan het overmaatdeel worden bepaald gebaseerd op een hoeveelheid koolwaterstofcomponenten in de beschikbare gasstroom. Op deze wijze wordt de verbrandingscapaciteit van de verbrandingseenheid gebruikt terwijl het verbrandingssysteem het overmaatdeel van de beschikbare gasstroom kan opslaan in de ten minste een eerste gasherwinningseenheid door het adsorberen van overmaathoeveelheden van koolwaterstofcomponenten. Daarom is er geen noodzaak om het overmaatdeel uit te stoten naar de omgeving, welke verschillende hoeveelheden van koolwaterstofcomponenten kan bevatten. Als zodanig kunnen het ontwerp en de verbrandingscapaciteit van de verbrandingseenheid worden geminimaliseerd en tegelijkertijd kan het verbrandingssysteem beschikbare gasstromen hanteren welke verschillende hoeveelheden koolwaterstofgebaseerd gas bevatten.In embodiments, the excess portion can be determined based on an amount of hydrocarbon components in the available gas stream. In this way, the combustion capacity of the combustion unit is used while the combustion system can store the excess part of the available gas stream in the at least one first gas recovery unit by adsorbing excess amounts of hydrocarbon components. Therefore, there is no need to eject the excess part to the environment, which may contain different amounts of hydrocarbon components. As such, the design and combustion capacity of the combustion unit can be minimized and, at the same time, the combustion system can handle available gas flows containing different amounts of hydrocarbon-based gas.

Aanvullend wordt in een stand-by periode van de verbrandingseenheid, wanneer geen gasstroom beschikbaar is of wanneer de beschikbare gasstroom een beperkte hoeveelheid koolwaterstoffen bevat, een verbruik van een ondersteuningsbrandstof gereduceerd door het kleinere ontwerp van de verbrandingseenheid. Als gevolg daarvan is het verbrandingssysteem laag in operationele kosten en laag in CO2 emissies.Additionally, in a standby period of the combustion unit, when no gas stream is available or when the available gas stream contains a limited amount of hydrocarbons, consumption of a support fuel is reduced by the smaller design of the combustion unit. As a result, the combustion system is low in operating costs and low in CO 2 emissions.

In voorbeelduitvoeringsvormen omvat het verbrandingssysteem een regeneratiemiddel ingericht voor ten minste één van: het verwarmen van de zeoliets truc tuur naar een regeneratietemperatuur voor het loslaten van ten minste een deel van het geadsorbeerde deel van de herwinbare substroom van de zeolietstructuur en/of het verschaffen van een onderdruk in de zeolietstructuur voor hetIn exemplary embodiments, the combustion system comprises a regenerator adapted to at least one of: heating the zeolite structure to a regeneration temperature for releasing at least a portion of the adsorbed portion of the recoverable sub-stream of the zeolite structure and / or providing a negative pressure in the zeolite structure for it

BE2017/5948 loslaten van ten minste een deel van het geadsorbeerde deel van de herwinbare substroom van de zeolietstructuur, waarbij de brandstofbron wordt herwonnen.BE2017 / 5948 releasing at least a portion of the adsorbed portion of the recoverable sub-stream of the zeolite structure, thereby recovering the fuel source.

Bij voorkeur is het regeneratiemiddel ingericht voor het verwarmen van de zeolietstructuur naar een regeneratietemperatuur voor het loslaten van ten minste een deel van het geadsorbeerde deel van de herwinbare substroom van de zeolietstructuur, waarbij de brandstofbron wordt herwonnen. Aanvullend of alternatief kan het regeneratiemiddel zijn ingericht voor het verschaffen van een onderdruk in de zeolietstructuur voor het loslaten van ten minste een deel van het geadsorbeerde deel van de herwinbare substroom van de zeolietstructuur, waarbij de brandstofbron wordt herwonnen. De onderdruk in de zeoliet kan aanvullend een loslatingssnelheid van het geadsorbeerde deel van de herwinbare substroom van de zeolietstructuur vergroten.Preferably, the regenerating means is adapted to heat the zeolite structure to a regeneration temperature for releasing at least a portion of the adsorbed portion of the recoverable sub-stream from the zeolite structure, thereby recovering the fuel source. Additionally or alternatively, the regenerating means may be adapted to provide an underpressure in the zeolite structure for releasing at least a portion of the adsorbed portion of the recoverable sub-stream from the zeolite structure, thereby reclaiming the fuel source. The underpressure in the zeolite can additionally increase a release rate of the adsorbed part of the recoverable substeam of the zeolite structure.

Bij voorkeur verschaft het regeneratiemiddel een verwarming van de zeolietstructuur naar de regeneratietemperatuur, daarbij ondersteunend een gemakkelijk bestuurbare en snelle wijze voor het regenereren van de zeolietstructuur en het loslaten van het geadsorbeerde deel van de herwinbare substroom van de zeolietstructuur. Op deze manier kan een adsorptiecapaciteit van de zeolietstructuur gemakkelijk worden herwonnen en kan de herwonnen brandstofbron later worden hergebruikt voor verbrandingsdoeleinden, bijvoorbeeld als een ondersteuningsbrandstofbron worden gebruikt voor de verbrandingseenheid.Preferably, the regenerant provides a heating of the zeolite structure to the regeneration temperature, thereby supporting an easily controllable and rapid manner for regenerating the zeolite structure and releasing the adsorbed portion of the recoverable substeam from the zeolite structure. In this way, an adsorption capacity of the zeolite structure can be easily recovered and the recovered fuel source can later be reused for incineration purposes, for example, if a support fuel source is used for the combustion unit.

In voorbeelduitvoeringsvormen kan het loslaten van het geadsorbeerde deel van de zeolietstructuur volledig zijn en kan het loslaten van het geadsorbeerde deel van de zeolietstructuur gedeeltelijk zijn afhankelijk van regeneratiecondities, zoals temperatuur, gasstroom en tijd. Bij voorkeur wordt het geadsorbeerde deel in hoofdzaak volledig losgelaten van de zeolietstructuur in reactie op het regeneratieproces.In exemplary embodiments, the release of the adsorbed portion of the zeolite structure can be complete and the release of the adsorbed portion of the zeolite structure can be partially dependent on regeneration conditions such as temperature, gas flow and time. Preferably, the adsorbed portion is substantially completely released from the zeolite structure in response to the regeneration process.

De zeolietstructuur is ingericht voor het loslaten van het geadsorbeerde deel bij de regeneratietemperatuur. De regeneratietemperatuur kan afhangen van de koolwaterstoffen welke zijn geadsorbeerd. Typisch is de regeneratietemperatuur boven kamertemperatuur. In voorbeelduitvoeringsvormen is de regeneratietemperatuur tussen 50°C en 500°C, bij voorkeur tussen 100°C en 400°C, meer bij voorkeur tussen 120°C en 250°C.The zeolite structure is adapted to release the adsorbed part at the regeneration temperature. The regeneration temperature can depend on the hydrocarbons that are adsorbed. Typically, the regeneration temperature is above room temperature. In exemplary embodiments, the regeneration temperature is between 50 ° C and 500 ° C, preferably between 100 ° C and 400 ° C, more preferably between 120 ° C and 250 ° C.

In het algemeen kan een hogere regeneratietemperatuur resulteren in een snelle regeneratie van de zeolietstructuur. In een bijzondere uitvoeringsvorm wordt de regeneratietemperatuur ongeveer 50°C gekozen boven het hoogste kookpunt van de koolwaterstoffen welke dienen te worden geadsorbeerd.In general, a higher regeneration temperature can result in a rapid regeneration of the zeolite structure. In a particular embodiment, the regeneration temperature is selected about 50 ° C above the highest boiling point of the hydrocarbons to be adsorbed.

De voorkeursuitvoeringsvormen zijn weergegeven in de afhankelijke conclusies.The preferred embodiments are shown in the dependent claims.

BE2017/5948BE2017 / 5948

In een voorbeelduitvoeringsvorm omvat het systeem aanvullend een regeneratiemiddel ingericht voor ten minste één van: het verwarmen van de zeoliets truc tuur naar een regeneratietemperatuur voor het loslaten van tenminste een deel van het geadsorbeerde deel van de herwinbare substroom van de zeolietstructuur en/of het verschaffen van een onderdruk in de zeolietstructuur voor het loslaten van tenminste een deel van het geadsorbeerde deel van de herwinbare substroom van de zeolietstructuur, waarbij de brandstofbron wordt herwonnen.In an exemplary embodiment, the system additionally comprises a regenerator adapted to at least one of: heating the zeolite structure to a regeneration temperature for releasing at least a portion of the adsorbed portion of the recoverable sub-stream of the zeolite structure and / or providing an underpressure in the zeolite structure for releasing at least a portion of the adsorbed portion of the recoverable substeam of the zeolite structure, the fuel source being recovered.

In een voorbeelduitvoeringsvorm is het regeneratiemiddel ingericht voor het aanvoeren van de herwonnen brandstofbron van de eerste herwinningseenheid in een brandstof opslag ingericht voor het opslaan van de brandstofbron.In an exemplary embodiment, the regeneration means is adapted to feed the recovered fuel source from the first recovery unit into a fuel storage adapted to store the fuel source.

In een voorbeelduitvoeringsvorm is de brandstofopslag verbonden met een brandstofondersteuningsaanvoermiddel ingericht voor het aanvoeren van de brandstofbron in de verbrandingseenheid.In an exemplary embodiment, the fuel storage is connected to a fuel support supply means adapted for supplying the fuel source to the combustion unit.

In een voorbeelduitvoeringsvorm omvat het regeneratiemiddel een regeneratiegasaanvoermiddel ingericht voor het aanvoeren van een verwarmd regeneratiegas hebbende een temperatuur van de regeneratietemperatuur door de zeolietstructuur van de eerste gasherwinningseenheid.In an exemplary embodiment, the regeneration means comprises a regeneration gas supply means adapted to supply a heated regeneration gas having a temperature of the regeneration temperature through the zeolite structure of the first gas recovery unit.

In een voorbeelduitvoeringsvorm omvat het regeneratiemiddel een warmtewisselaar welke is gekoppeld met de verbrandingseenheid, waarbij het regeneratiegasaanvoermiddel ingericht is voor het aanvoeren van het regeneratiegas door de warmtewisselaar en waarbij de warmtewisselaar ingericht is voor het verwarmen van het regeneratiegas door de verbrandingseenheid zodanig dat het verwarmd regeneratiegas het tenminste de regeneratietemperatuur bereikt.In an exemplary embodiment, the regeneration means comprises a heat exchanger which is coupled to the combustion unit, wherein the regeneration gas supply means is adapted for supplying the regeneration gas through the heat exchanger and wherein the heat exchanger is adapted to heat the regeneration gas through the combustion unit such that the heated regeneration gas at least the regeneration temperature.

In een voorbeelduitvoeringsvorm is de regeneratietemperatuur tussen 50 °C en 500 °C, bij voorkeur tussen 100 °C en 400 °C, meer bij voorkeur tussen 120 °C en 250 °C. In het algemeen kan een hogere regeneratietemperatuur resulteren in een snelle regeneratie van de zeolietstructuur.In an exemplary embodiment, the regeneration temperature is between 50 ° C and 500 ° C, preferably between 100 ° C and 400 ° C, more preferably between 120 ° C and 250 ° C. In general, a higher regeneration temperature can result in a rapid regeneration of the zeolite structure.

In een bijzondere uitvoeringsvorm wordt de regeneratietemperatuur ongeveer 50°C gekozen boven het hoogste kookpunt van de koolwaterstoffen welke dienen te worden geadsorbeerd.In a particular embodiment, the regeneration temperature is selected about 50 ° C above the highest boiling point of the hydrocarbons to be adsorbed.

In een voorkeursuitvoeringsvorm is de zeolietstructuur ingericht voor het adsorberen van ten minste één koolwaterstofbestanddeel. Een zeolietstructuur kan ten minste één zeolietbestanddeel omvatten voor het adsorberen van ten minste een koolwaterstofbestanddeel. Zeolietbestanddelen voor het adsorberen van ten minste één koolwaterstofbestanddeel zijn algemeen bekend voor een vakman, zoals alumino silicaatmineralen en synthetische zeolietbestanddelen.In a preferred embodiment, the zeolite structure is adapted to adsorb at least one hydrocarbon component. A zeolite structure can comprise at least one zeolite component for adsorbing at least one hydrocarbon component. Zeolite components for adsorbing at least one hydrocarbon component are well known to those skilled in the art, such as alumino silicate minerals and synthetic zeolite components.

BE2017/5948BE2017 / 5948

In een voorbeelduitvoeringsvorm heeft de ten minste één koolwaterstofbestanddeel een dampdruk van minder dan 1013 mbar bij een operationele temperatuur van de herwinbare substroom.In an exemplary embodiment, the at least one hydrocarbon component has a vapor pressure of less than 1013 mbar at an operating temperature of the recoverable sub-stream.

In een voorbeelduitvoeringsvorm is de zeolietstructuur ingericht voor het adsorberen van tenminste één koolwaterstofbestanddeel, bij voorkeur ten minste één koolwaterstofbestanddeel gekozen uit de groep bestaande uit methaan, ethaan, propaan, butaan, pentaan, hexaan, heptaan, octaan, ethyleen en propyleen.In an exemplary embodiment, the zeolite structure is adapted to adsorb at least one hydrocarbon component, preferably at least one hydrocarbon component selected from the group consisting of methane, ethane, propane, butane, pentane, hexane, heptane, octane, ethylene and propylene.

In een voorbeelduitvoeringsvorm zijn het gas sturend middel en het regeneratiemiddel ingericht zodanig dat het verwarmd regeneratiegas wordt aangevoerd door de eerste gasherwinningseenheid in een stroomrichting tegengesteld aan een stroomrichting van de herwinbare substroom.In an exemplary embodiment, the gas controlling means and the regenerating means are arranged such that the heated regeneration gas is supplied by the first gas recovery unit in a flow direction opposite to a flow direction of the recoverable sub-stream.

In een voorbeelduitvoeringsvorm omvat het systeem aanvullend ten minste één meetmiddel ingericht voor het bemeten van ten minste één van: een debiet van de beschikbare gasstroom, een hoeveelheid van koolwaterstofbestanddelen in de beschikbare gasstroom, een waarde representatief voor een calorische waarde van de beschikbare gasstroom, een temperatuur in de verbrandingseenheid; en een besturingsmiddel ingericht voor het besturen van ten minste één van: het gas sturend middel, de verbrandingseenheid, het eerste zuurstofaanvoermiddel, het optionele brandstofondersteuningsaanvoermiddel, en de tenminste een eerste gasherwinningseenheid, gebaseerd op data gemeten door het ten minste één meetmiddel.In an exemplary embodiment, the system additionally comprises at least one measuring means adapted to measure at least one of: a flow rate of the available gas flow, an amount of hydrocarbon components in the available gas flow, a value representative of a calorific value of the available gas flow, a temperature in the combustion unit; and a control means adapted to control at least one of: the gas control means, the combustion unit, the first oxygen supply means, the optional fuel support means, and the at least one first gas recovery unit based on data measured by the at least one measuring means.

In een voorbeelduitvoeringsvorm is het besturingsmiddel ingericht voor het besturen van het selecteermiddel zodanig dat de verbrandingstroom gelijk is aan of lager dan een brandstofcapaciteit van de verbrandingseenheid.In an exemplary embodiment, the control means is adapted to control the selection means such that the combustion stream is equal to or lower than a fuel capacity of the combustion unit.

In een voorbeelduitvoeringsvorm is het besturingsmiddel ingericht voor het bepalen van een overmaatdeel van de beschikbare gasstroom gebaseerd op de brandstofcapaciteit van de verbrandingseenheid en op data gemeten door het ten minste één meetmiddel; en waarbij het besturingsmiddel is ingericht voor het besturen van het selecteermiddel zodanig dat de herwinbare substroom gelijk is aan of hoger dan het overmaatdeel.In an exemplary embodiment, the control means is adapted to determine an excess part of the available gas flow based on the fuel capacity of the combustion unit and on data measured by the at least one measuring means; and wherein the control means is adapted to control the selection means such that the recoverable sub-stream is equal to or higher than the oversize portion.

In een voorbeelduitvoeringsvorm omvat het selecteermiddel ten minste één bestuurbare klep omvat.In an exemplary embodiment, the selecting means comprises at least one controllable valve.

BE2017/5948BE2017 / 5948

In een voorbeelduitvoeringsvorm omvat het systeem aanvullend een tweede gasherwinningseenheid ingericht langs een herwinningslijn parallel aan de eerste gasherwinningseenheid, de tweede gasherwinningseenheid omvattend een zeolietstructuur ingericht voor het adsorberen van een deel van de herwinbare substroom, waarbij het geadsorbeerde deel een brandstofbron verschaft voor het verbranden in de verbrandingseenheid; waarbij het gas sturend middel een herwinningsselecteermiddel omvat ingericht voor het aanvoeren van een eerste deel van de herwinbare substroom naar de eerste gasherwinningseenheid en voor het aanvoeren van een tweede deel van de herwinbare substroom naar de tweede gasherwinningseenheid.In an exemplary embodiment, the system additionally comprises a second gas recovery unit arranged along a recovery line parallel to the first gas recovery unit, the second gas recovery unit comprising a zeolite structure adapted to adsorb a portion of the recoverable sub-stream, the adsorbed portion providing a fuel source for burning in the combustion unit; wherein the gas controlling means comprises a recovery selecting means adapted for supplying a first part of the recoverable sub-stream to the first gas recovery unit and for supplying a second part of the recoverable sub-stream to the second gas recovery unit.

In een voorbeelduitvoeringsvorm omvat het systeem aanvullend ten minste één herwinningsmeetmiddel ingericht voor het bemeten van ten minste één van: een hoeveelheid van koolwaterstofbestanddelen in de herwinbare substroom stroomafwaarts van de eerste gasherwinningseenheid, een waarde representatief voor een calorische waarde van de herwinbare substroom stroomafwaarts van de eerste gasherwinningseenheid, en een resterende capaciteit van de eerste gasherwinningseenheid; optioneel met in begrip van ten minste één van: een hoeveelheid van koolwaterstofbestanddelen in de herwinbare substroom stroomafwaarts van de tweede gasherwinningseenheid, een waarde representatief voor een calorische waarde van de herwinbare substroom stroomafwaarts van de tweede gasherwinningseenheid, en een resterende capaciteit van de tweede gasherwinningseenheid.In an exemplary embodiment, the system additionally comprises at least one recovery measuring means adapted to measure at least one of: an amount of hydrocarbon components in the recoverable sub-stream downstream of the first gas recovery unit, a value representative of a calorific value of the recoverable sub-stream downstream of the first gas recovery unit, and a remaining capacity of the first gas recovery unit; optionally including at least one of: an amount of hydrocarbon components in the recoverable sub-stream downstream of the second gas recovery unit, a value representative of a calorific value of the recoverable sub-stream downstream of the second gas recovery unit, and a residual capacity of the second gas recovery unit.

In een voorbeelduitvoeringsvorm is het besturingsmiddel ingericht voor het besturen van ten minste één van: het selecteermiddel, het herwinningsselecteermiddel, de eerste gasherwinningseenheid, de tweede gasherwinningseenheid en het regeneratiemiddel, gebaseerd op data gemeten door het ten minste één herwinningsmeetmiddel.In an exemplary embodiment, the control means is adapted to control at least one of: the selection means, the recovery selection means, the first gas recovery unit, the second gas recovery unit, and the regeneration means based on data measured by the at least one recovery measurement means.

In een voorbeelduitvoeringsvorm is elke gasherwinningseenheid verbonden aan een stroomafwaarts einde van de corresponderende gasherwinningseenheid met de verbrandingseenheid voor het lossen van een niet-geadsorbeerd deel van de herwinbare substroom naar de verbrandingseenheid.In an exemplary embodiment, each gas recovery unit is connected to a downstream end of the corresponding gas recovery unit with the combustion unit for releasing an non-adsorbed portion of the recoverable sub-stream to the combustion unit.

In een voorbeelduitvoeringsvorm omvat het proces aanvullend een regeneratiestap omvattend tenminste één stap van:In an exemplary embodiment, the process additionally comprises a regeneration step comprising at least one step of:

V. het verwarmen van de zeolietstructuur naar een regeneratietemperatuur voor het loslaten van tenminste een deel van het geadsorbeerde deel van de herwinbare substroom van de zeolietstructuur, waarbij de brandstofbron wordt herwonnen; enV. heating the zeolite structure to a regeneration temperature to release at least a portion of the adsorbed portion of the recoverable sub-stream from the zeolite structure, thereby recovering the fuel source; and

BE2017/5948 vi. het verschaffen van een onderdruk in de zeolietstructuur voor het loslaten van tenminste een deel van het geadsorbeerde deel van de herwinbare substroom van de zeolietstructuur, waarbij de brandstofbron wordt herwonnen.BE2017 / 5948 vi. providing an underpressure in the zeolite structure for releasing at least a portion of the adsorbed portion of the recoverable substeam of the zeolite structure, wherein the fuel source is recovered.

In een voorbeelduitvoeringsvorm omvat het proces aanvullend de stap:In an exemplary embodiment, the process additionally comprises the step of:

vii. het aanvoeren van de herwonnen brandstofbron van de eerste herwinningseenheid naar een brandstof opslag ingericht voor het opslaan van de brandstofbron.vii. feeding the recovered fuel source from the first recovery unit to a fuel storage adapted to store the fuel source.

In een voorbeelduitvoeringsvorm omvat het proces aanvullend de stap:In an exemplary embodiment, the process additionally comprises the step of:

viii. het aanvoeren van de brandstofbron van de brandstofopslag in de eerste verbrandingseenheid.viii. feeding the fuel source from the fuel storage into the first combustion unit.

In een voorbeelduitvoeringsvorm omvat de regeneratiestap (v) het aanvoeren van een verwarmd regeneratiegas hebbende een temperatuur van de regeneratietemperatuur door de eerste gasherwinningseenheid.In an exemplary embodiment, the regeneration step (v) comprises supplying a heated regeneration gas having a temperature of the regeneration temperature through the first gas recovery unit.

In een voorbeelduitvoeringsvorm is de regeneratietemperatuur tussen 50 °C en 500 °C, bij voorkeur tussen 100 °C en 400 °C, meer bij voorkeur tussen 120 °C en 250 °C.In an exemplary embodiment, the regeneration temperature is between 50 ° C and 500 ° C, preferably between 100 ° C and 400 ° C, more preferably between 120 ° C and 250 ° C.

In een voorbeelduitvoeringsvorm omvat het gasverbrandingssysteem een warmtewisselaar gekoppeld aan de verbrandingseenheid, en de aanvoerstap van het verwarmd regeneratiegas omvat het aanvoeren van een regeneratiegas door de warmtewisselaar gedurende het verwarmen van het regeneratiegas in de warmtewisselaar door de verbrandingseenheid zodanig dat het verwarmd regeneratiegas tenminste de regeneratietemperatuur bereikt.In an exemplary embodiment, the gas combustion system comprises a heat exchanger coupled to the combustion unit, and the supply step of the heated regeneration gas comprises supplying a regeneration gas through the heat exchanger during heating of the regeneration gas in the heat exchanger through the combustion unit such that the heated regeneration gas reaches at least the regeneration temperature .

In een voorbeelduitvoeringsvorm omvat het proces aanvullend een meetstap (ix) van het meten van tenminste één van: een debiet van de beschikbare gasstroom, een hoeveelheid van koolwaterstofbestanddelen in de beschikbare gasstroom, een waarde representatief voor een calorische waarde van de beschikbare gasstroom, een temperatuur in de verbrandingseenheid.In an exemplary embodiment, the process additionally comprises a measuring step (ix) of measuring at least one of: a flow rate of the available gas stream, an amount of hydrocarbon components in the available gas stream, a value representative of a calorific value of the available gas stream, a temperature in the combustion unit.

In een voorbeelduitvoeringsvorm omvat de sturingsstap (ii) het besturen van de verbrandingssubstroom en de herwinbare substroom gebaseerd op data gemeten in de meetstap (ix).In an exemplary embodiment, the control step (ii) comprises controlling the combustion sub-stream and the recoverable sub-stream based on data measured in the measuring step (ix).

BE2017/5948BE2017 / 5948

In een voorbeelduitvoeringsvorm omvat de sturingsstap (ii) het besturen van de verbrandingssubstroom om lager te zijn dan of gelijk aan een brandstofcapaciteit van de verbrandingseenheid (100).In an exemplary embodiment, the control step (ii) comprises controlling the combustion substream to be less than or equal to a fuel capacity of the combustion unit (100).

In een voorbeelduitvoeringsvorm omvat de sturingsstap (ii) het vaststellen van een overmaatdeel van de beschikbare gasstroom gebaseerd op de brandstofcapaciteit van de verbrandingseenheid en op data gemeten door het ten minste één meetmiddel; en het besturen van de herwinbare substroom zodanig dat de herwinbare substroom gelijk is aan of hoger dan het overmaatdeel.In an exemplary embodiment, the control step (ii) comprises determining an excess portion of the available gas flow based on the fuel capacity of the combustion unit and on data measured by the at least one measuring means; and controlling the recoverable sub-stream such that the recoverable sub-stream is equal to or higher than the excess portion.

In een voorbeelduitvoeringsvorm wordt de brandstofbronaanvoerstap (viii) bestuurd gebaseerd op data gemeten in de meetstap (ix).In an exemplary embodiment, the fuel source supply step (viii) is controlled based on data measured in the measurement step (ix).

In een voorbeelduitvoeringsvorm omvat het gasverbrandingssysteem aanvullend een tweede gasherwinningseenheid, de tweede gasherwinningseenheid omvattend een zeolietstructuur ingericht voor het adsorberen van een deel van de herwinbare substroom, waarbij het geadsorbeerde deel een brandstofbron verschaft voor het verbranden in de verbrandingseenheid; en waarbij de sturingsstap (ii) aanvullend een herwinningsselectiestap (x) omvat van het aanvoeren van een eerste deel van de herwinbare substroom naar de eerste gasherwinningseenheid en een tweede deel van de herwinbare substroom naar de tweede gasherwinningseenheid.In an exemplary embodiment, the gas combustion system additionally comprises a second gas recovery unit, the second gas recovery unit comprising a zeolite structure adapted to adsorb a portion of the recoverable sub-stream, the adsorbed portion providing a fuel source for combustion in the combustion unit; and wherein the control step (ii) additionally comprises a recovery selection step (x) of supplying a first part of the recoverable sub-stream to the first gas recovery unit and a second part of the recoverable sub-stream to the second gas recovery unit.

In een voorbeelduitvoeringsvorm omvat het proces aanvullend een regeneratiestap (xi) omvattend tenminste één stap van: het verwarmen van de zeolietstructuur van de tweede gasherwinningseenheid en/of het verschaffen van een onderdruk in de zeolietstructuur voor het loslaten van tenminste een deel van het geadsorbeerde deel van de herwinbare substroom van de zeolietstructuur, optioneel inclusief het aanvoeren van de brandstofbron van de tweede gasherwinningseenheid naar de brandstof opslag.In an exemplary embodiment, the process additionally comprises a regeneration step (xi) comprising at least one step of: heating the zeolite structure of the second gas recovery unit and / or providing a negative pressure in the zeolite structure for releasing at least a part of the adsorbed part of the recoverable sub-stream of the zeolite structure, optionally including supplying the fuel source from the second gas recovery unit to the fuel storage.

In een voorbeelduitvoeringsvorm omvat het proces aanvullend een herwinningsmeetstap (xii) voor het bemeten van ten minste één van: een hoeveelheid van koolwaterstofbestanddelen in de herwinbare substroom stroomafwaarts van de eerste gasherwinningseenheid, een waarde representatief voor een calorische waarde van de herwinbare substroom stroomafwaarts van de eerste gasherwinningseenheid, en een resterende capaciteit van de eerste gasherwinningseenheid; optioneel inclusief ten minste één van: een hoeveelheid van koolwaterstofbestanddelen in de herwinbare substroom stroomafwaarts van de tweede gasherwinningseenheid, een waarde representatief voor een calorische waarde van de herwinbare substroom stroomafwaarts van deIn an exemplary embodiment, the process additionally comprises a recovery measurement step (xii) for measuring at least one of: an amount of hydrocarbon components in the recoverable sub-stream downstream of the first gas recovery unit, a value representative of a calorific value of the recoverable sub-stream downstream of the first gas recovery unit, and a remaining capacity of the first gas recovery unit; optionally including at least one of: an amount of hydrocarbon constituents in the recoverable substream downstream of the second gas recovery unit, a value representative of a calorific value of the recoverable substream downstream of the

BE2017/5948 tweede gasherwinningseenheid, en een resterende capaciteit van de tweede gasherwinningseenheidBE2017 / 5948 second gas recovery unit, and a remaining capacity of the second gas recovery unit

In een voorbeelduitvoeringsvorm omvat de herwinningsselectiestap (x) het selecteren van het eerste deel en het tweede deel van de herwinbare substroom gebaseerd op data gemeten in de herwinningsmeetstap (xii).In an exemplary embodiment, the recovery selection step (x) comprises selecting the first part and the second part of the recoverable sub-stream based on data measured in the recovery measurement step (xii).

In een voorbeelduitvoeringsvorm wordt de regeneratiestap (v, vi) van de eerste gasherwinningseenheid gestart in reactie op data gemeten in de herwinningsmeetstap (xii).In an exemplary embodiment, the regeneration step (v, vi) of the first gas recovery unit is started in response to data measured in the recovery measurement step (xii).

In een voorbeelduitvoeringsvorm wordt de regeneratiestap (xi) van de tweede gasherwinningseenheid gestart in reactie op data gemeten in de herwinningsmeetstap (xii).In an exemplary embodiment, the regeneration step (xi) of the second gas recovery unit is started in response to data measured in the recovery measurement step (xii).

In een voorbeelduitvoeringsvorm omvat de regeneratiestap (v) het aanvoeren van het verwarmd regeneratiegas door de eerste gasherwinningseenheid in een stroomrichting tegengesteld aan de stroomrichting van de herwinbare substroom door de eerste gasherwinningseenheid.In an exemplary embodiment, the regeneration step (v) comprises supplying the heated regeneration gas through the first gas recovery unit in a flow direction opposite to the flow direction of the recoverable sub-stream through the first gas recovery unit.

In een voorbeelduitvoeringsvorm omvat de aanvoerstap (vii) het koelen van de herwonnen brandstofbron naar een condenseertemperatuurbereik zodanig dat de brandstofbron vloeibaar is gemaakt.In an exemplary embodiment, the feed step (vii) comprises cooling the recovered fuel source to a condensing temperature range such that the fuel source is liquefied.

In een voorbeelduitvoeringsvorm omvat het proces aanvullend een opslagstap (xiii) van het opslaan van de vloeibaar gemaakte brandstofbron in de brandstofopslag.In an exemplary embodiment, the process additionally comprises a storage step (xiii) of storing the liquefied fuel source in the fuel storage.

Korte aanduiding van de figurenBrief description of the figures

De begeleidende figuren worden gebruikt voor het illustreren van huidige niet-beperkende voorkeursuitvoeringsvormen van apparaten volgens de huidige uitvinding. De hierboven beschreven en andere voordelen van de kenmerken en doelstellingen van de uitvinding zullen duidelijk worden en de uitvinding kan beter worden begrepen uit de volgende gedetailleerde beschrijving wanneer deze gelezen wordt in samenhang met de bij gevoegde figuren waarin:The accompanying figures are used to illustrate current non-limiting preferred embodiments of devices according to the present invention. The above described and other advantages of the features and objects of the invention will become apparent and the invention may be better understood from the following detailed description when read in conjunction with the accompanying figures wherein:

FIG. 1A-1D illustreren schematisch een verbrandingssysteem van een voorbeelduitvoeringsvorm hebbende een eerste gasherwinningseenheid en illustreren verscheidene voorbeelduitvoeringsvormen van een proces van de huidige uitvinding;FIG. 1A-1D schematically illustrate a combustion system of an exemplary embodiment having a first gas recovery unit and illustrate various exemplary embodiments of a process of the present invention;

BE2017/5948BE2017 / 5948

FIG. 2 illustreert schematisch het verbrandingssysteem van een andere voorbeelduitvoeringsvorm van de huidige uitvinding, welke een eerste gasherwinningseenheid en een tweede gasherwinningseenheid heeft;FIG. 2 schematically illustrates the combustion system of another exemplary embodiment of the present invention, which has a first gas recovery unit and a second gas recovery unit;

Gedetailleerde beschrijving van de geïllustreerde uitvoeringsvormenDetailed description of the illustrated embodiments

De figuren zijn slechts schematisch en zijn niet-beperkend. In de figuren kan de grootte van sommige elementen worden overdreven en niet op schaal worden getekend voor illustratieve doeleinden. Referentietekens in de conclusies zullen niet worden beschouwd als beperkend voor de beschermingsomvang. In de figuren duiden dezelfde referentietekens naar dezelfde of overeenkomstige elementen.The figures are only schematic and are non-limiting. In the figures, the size of some elements can be exaggerated and not drawn to scale for illustrative purposes. Reference characters in the claims will not be considered as limiting the scope of protection. In the figures, the same reference signs indicate the same or corresponding elements.

FIG. 1A-1D illustreren schematisch het verbrandingssysteem van een voorbeelduitvoeringsvorm van de huidige uitvinding hebbende een eerste gasherwinningseenheid. Het verbrandingssysteem omvat een beschikbare gasstroom 20 welke een koolwaterstof gebaseerd gas omvat, een verbrandingseenheid 100 ingericht voor het verbranden van een koolwaterstof gebaseerd gas, een eerste zuurstofaanvoermiddel 110 ingericht voor het aanvoeren van een zuurstofbron 112 in de verbrandingseenheid, een gassturend middel 50, 102, 104 ingericht voor het aanvoeren van een verbrandingssubstroom van de beschikbare gasstroom 20 in de verbrandingseenheid 100 en voor het aanvoeren van een herwinbare substroom van de beschikbare gasstroom in ten minste een eerste gasherwinningseenheid 210, een meetmiddel 500, en een besturingsmiddel 700. In het bijzonder omvat het gas sturend middel een selecteermiddel 50, zoals een bestuurbare klep 52, voor het selecteren van de verbrandingssubstroom en de herwinbare substroom van de beschikbare gasstroom 20. Het gas sturend middel omvat aanvullend een eerste pijp 102 voor het geleiden van de verbrandingssubstroom naar de verbrandingseenheid 100 en een tweede pijp 104 voor het geleiden van de herwinbare substroom naar de eerste gasherwinningseenheid 210.FIG. 1A-1D schematically illustrate the combustion system of an exemplary embodiment of the present invention having a first gas recovery unit. The combustion system comprises an available gas stream 20 which comprises a hydrocarbon-based gas, a combustion unit 100 adapted to burn a hydrocarbon-based gas, a first oxygen supply means 110 adapted to supply an oxygen source 112 in the combustion unit, a gas-directing means 50, 102, 104 arranged for supplying a combustion sub-stream of the available gas stream 20 into the combustion unit 100 and for supplying a recoverable sub-stream of the available gas stream into at least a first gas recovery unit 210, a measuring means 500, and a control means 700. In particular, the gas-directing means a selecting means 50, such as a controllable valve 52, for selecting the combustion sub-stream and the recoverable sub-stream of the available gas stream 20. The gas-controlling means additionally comprises a first pipe 102 for guiding the combustion sub-stream to the combustion unit 1 00 and a second pipe 104 for guiding the recoverable substeam to the first gas recovery unit 210.

De gasherwinningseenheid 210 omvat zeolietstructuur 212 welke is ingericht voor het adsorberen van een deel van de herwinbare substroom. In het bijzonder is de zeolietstructuur 212 ingericht voor het adsorberen van ten minste een koolwaterstofbestanddeel. In een bijzonder voorbeeld heeft de tenminste een koolwaterstofbestanddeel een dampdruk van minder dan 1013 mbar bij een operationele temperatuur van de herwinbare substroom. Bij voorkeur wordt het ten minste één koolwaterstof bestanddeel gekozen uit de groep bestaande uit methaan, ethaan, propaan, butaan, pentaan, hexaan, heptaan, octaan, ethyleen en propyleen. Het geabsorbeerde deel verschaft een brandstofbron voor het verbranden in de verbrandingseenheid.The gas recovery unit 210 comprises zeolite structure 212 which is adapted to adsorb a portion of the recoverable sub-stream. In particular, the zeolite structure 212 is adapted to adsorb at least one hydrocarbon component. In a particular example, the at least one hydrocarbon component has a vapor pressure of less than 1013 mbar at an operating temperature of the recoverable sub-stream. Preferably, the at least one hydrocarbon component is selected from the group consisting of methane, ethane, propane, butane, pentane, hexane, heptane, octane, ethylene and propylene. The absorbed portion provides a fuel source for burning in the combustion unit.

Het besturingsmiddel 700 wordt verbonden met het meetmiddel 500 en is ingericht voor het ontvangen van data gemeten door het meetmiddel 500. Het besturingsmiddel 700 is ingericht voorThe control means 700 is connected to the measuring means 500 and is adapted to receive data measured by the measuring means 500. The control means 700 is adapted to

BE2017/5948 het besturen van het selecteermiddel 50, de verbrandingseenheid en het eerste zuurstofaanvoermiddel 110, gebaseerd op data gemeten door het ten minste één meetmiddel. In het bijzonder is het besturingsmiddel ingericht voor het besturen van de bestuurbare klep 52 voor het besturen van een aanvoer van de verbrandingssubstroom van de beschikbare gasstroom 20 in de verbrandingseenheid 100 en voor het besturen van het aan voeren van de herwinbare substroom van de beschikbare gasstroom in de eerste gasherwinningseenheid 210.BE2017 / 5948 controlling the selection means 50, the combustion unit and the first oxygen supply means 110, based on data measured by the at least one measuring means. In particular, the control means is adapted to control the controllable valve 52 for controlling a supply of the combustion sub-stream of the available gas stream 20 into the combustion unit 100 and for controlling the supply of the recoverable sub-stream of the available gas stream into the first gas recovery unit 210.

Fig. IA illustreert een voorbeelduitvoeringsvorm van een proces voor het verbranden van gas in het verbrandingssysteem. Fig. 1B illustreert een andere voorbeelduitvoeringsvorm van een proces voor het verbranden van gas in het verbrandingssysteem. Fig. 1C illustreert een andere voorbeelduitvoeringsvorm van een regeneratieproces in het verbrandingssysteem. Fig. 1D illustreert een andere voorbeelduitvoeringsvorm van een stand-by proces voor het verbranden van gas in het verbrandingssysteem.FIG. IA illustrates an exemplary embodiment of a gas burning process in the combustion system. FIG. 1B illustrates another exemplary embodiment of a gas burning process in the combustion system. FIG. 1C illustrates another exemplary embodiment of a regeneration process in the combustion system. FIG. 1D illustrates another exemplary embodiment of a standby process for burning gas in the combustion system.

Het proces getoond in fig. IA omvat de stap S10 van het op vangen van de beschikbare gasstroom 20 in het verbrandingssysteem. De beschikbare gasstroom 20 kan verschillende hoeveelheden koolwaterstofbestanddelen bevatten. De beschikbare gasstroom 20 kan worden verschaft bij elk geschikt temperatuurbereik. Typisch kan de temperatuur van de beschikbare gasstroom 20 omgevingstemperatuur zijn. De beschikbare gasstroom 20 kan zijn beladen met koolwaterstoffen en kan beluchtingsgas, zuurgas, waterstofsulfidebevattendgas en dergelijke, omvatten.The process shown in Fig. 1A includes the step S10 of capturing the available gas stream 20 in the combustion system. The available gas stream 20 can contain different amounts of hydrocarbon components. The available gas stream 20 can be provided at any suitable temperature range. Typically, the temperature of the available gas stream 20 can be ambient temperature. The available gas stream 20 may be loaded with hydrocarbons and may include aeration gas, acid gas, hydrogen sulfide containing gas and the like.

Het proces omvat aanvullende stap SI 1 van het bemeten door het meetmiddel 500 van ten minste één van een debiet van de beschikbare gasstroom 20, een hoeveelheid koolwaterstofbestanddelen in de beschikbare gasstroom 20, een waarde representatief voor een calorische waarde van de beschikbare gasstroom 20. In deze uitvoeringsvorm bepaalt het besturingsmiddel 700 uit de data gemeten door het meetmiddel 500, dat de beschikbare gasstroom een hoeveelheid koolwaterstofbestanddelen bevat, welke een verbrandingscapaciteit van de verbrandingseenheid 100 niet overstijgt.The process comprises additional step S1 of the measuring means 500 measuring at least one of a flow rate of the available gas stream 20, an amount of hydrocarbon components in the available gas stream 20, a value representative of a calorific value of the available gas stream 20. In in this embodiment, the control means 700 determines from the data measured by the measuring means 500 that the available gas stream contains a quantity of hydrocarbon components that does not exceed a combustion capacity of the combustion unit 100.

Het proces omvat aanvullend stap S12 van het besturen van de bestuurbare klep 52 voor het volledig aanvoeren van de beschikbare gasstroom 20 in stap S20 als de verbrandingsgassubstroom naar de verbrandingseenheid 100. In deze uitvoeringsvorm is de verbrandingsgassubstroom gelijk aan de beschikbare gasstroom en is geen herwinbare substroom voorzien.The process additionally includes step S12 of controlling the controllable valve 52 for fully supplying the available gas stream 20 in step S20 as the combustion gas substream to the combustion unit 100. In this embodiment, the combustion gas substream is equal to the available gas stream and is not a recoverable substream to provide.

Aanvullend wordt het eerste zuurstofaanvoermiddel bestuurd door het besturingsmiddel 700 in een stap S22 voor het aan voeren van een zuurstofbron 112 in de verbrandingseenheid. De aan voer stap S22 omvat het besturen van een hoeveelheid van de zuurstofbron 112 gebaseerd op data gemetenIn addition, the first oxygen supply means is controlled by the control means 700 in a step S22 for supplying an oxygen source 112 to the combustion unit. The feed step S22 includes controlling an amount of the oxygen source 112 based on data measured

BE2017/5948 door het meetmiddel 500 zodanig dat de stoichiometrische verhouding van de brandbare stoffen tot de zuurstof in de verbrandingseenheid 100 gelijk is aan een gewenste verhouding voor het verbranden van de koolwaterstofbestanddelen van de verbrandingsgassubstroom.BE2017 / 5948 by the measuring means 500 such that the stoichiometric ratio of the combustible substances to the oxygen in the combustion unit 100 is equal to a desired ratio for burning the hydrocarbon components of the combustion gas substream.

Het proces omvat aanvullend stap S30 van het verbranden van de verbrandingsgassubstroom in de verbrandingseenheid 100. Gedurende de verbrandingsstap wordt als gevolg van het exotherme oxidatieproces een hogetemperatuursverbrandingsproductgas P gevormd in de verbrandingseenheid 100.The process additionally includes step S30 of burning the combustion gas sub-stream in the combustion unit 100. During the combustion step, as a result of the exothermic oxidation process, a high temperature combustion product gas P is formed in the combustion unit 100.

Fig. 1B illustreert een andere voorbeelduitvoeringsvorm van een proces voor het verbranden van een gas in het verbrandingssysteem. Het proces van fig. 1B omvat de ontvangststap S10, de meetstap Sll zoals beschreven in relatie tot fig. IA. In deze voorbeelduitvoeringsvorm, overstijgt de hoeveelheid koolwaterstofbestanddelen in de beschikbare gasstroom 20 een verbrandingscapaciteit van de verbrandingseenheid 100. In het bijzonder, bepaalt de besturingseenheid 700 gebaseerd op de data gemeten door het meetmiddel 500, dat de beschikbare gasstroom 20 een hoeveelheid koolwaterstofbestanddelen omvat, welke een verbrandingscapaciteit van de verbrandingseenheid 100 met een overmaatdeel van de beschikbare gasstroom 20 overstijgt.FIG. 1B illustrates another exemplary embodiment of a process for burning a gas in the combustion system. The process of Fig. 1B comprises the receiving step S10, the measuring step S11 as described in relation to Fig. 1A. In this exemplary embodiment, the amount of hydrocarbon constituents in the available gas stream 20 exceeds a combustion capacity of the combustion unit 100. In particular, the control unit 700 determines based on the data measured by the measuring means 500 that the available gas stream 20 comprises an amount of hydrocarbon constituents, which combustion capacity of the combustion unit 100 with an excess part of the available gas stream 20.

Het proces omvat stap S12b van het besturen van de bestuurbare klep 52 voor het gedeeltelijk aanvoeren van de beschikbare gasstroom 20 als een verbrandingssubstroom naar de verbrandingseenheid 100, zoals getoond in stap S20, en het gedeeltelijk aanvoeren van de beschikbare gasstroom 20 als een herwinbare substroom in de eerste gasherwinningseenheid 210, zoals getoond in stap S40. In het bijzonder, is de herwinbare substroom zodanig dat het ten miste gelijk is aan of hoger is dan het overmaatdeel van de beschikbare gasstroom 20.The process includes step S12b of controlling the controllable valve 52 for partially supplying the available gas stream 20 as a combustion substream to the combustion unit 100, as shown in step S20, and partially supplying the available gas stream 20 as a recoverable subflow in the first gas recovery unit 210, as shown in step S40. In particular, the recoverable sub-stream is such that it is at least equal to or higher than the excess of the available gas stream 20.

Aanvullend in stap S20 wordt het eerste zuurstofaanvoermiddel 110 bestuurd door het besturingsmiddel 700 voor het aan voeren van een zuurstofbron 112 in de verbrandingseenheid. De aanvoerstap S22 omvat het besturen van een hoeveelheid van de zuurstofbron 112 gebaseerd op de verbrandingssubstroom S20.Additionally in step S20, the first oxygen supply means 110 is controlled by the control means 700 for supplying an oxygen source 112 into the combustion unit. The supply step S22 comprises controlling an amount of the oxygen source 112 based on the combustion substream S20.

Het proces omvat aanvullend stap S50 van het adsorberen van een deel van de herwinbare substroom van de beschikbare gasstroom 20 door de zeolietstructuur 212 in de eerste gasherwinningseenheid 210. In het bijzonder omvat het geadsorbeerde deel van de herwinbare substroom ten minste één koolwaterstofbestanddeel. Afhankelijk van de zeolietstructuur 212 kan de zeolietstructuur 212 meer dan één koolwaterstofbestanddeel op geschikte wijze adsorberen, zoals methaan, ethaan, propaan, butaan, ethyleen en propyleen. Het geadsorbeerde deel verschaft een brandstofbron voor het verbranden in de brandstofeenheid. De adsorptiestap S50 wordtThe process additionally includes step S50 of adsorbing a portion of the renewable gas stream from the available gas stream 20 through the zeolite structure 212 into the first gas recovery unit 210. In particular, the adsorbed portion of the renewable gas stream comprises at least one hydrocarbon component. Depending on the zeolite structure 212, the zeolite structure 212 can suitably adsorb more than one hydrocarbon component, such as methane, ethane, propane, butane, ethylene, and propylene. The adsorbed portion provides a fuel source for burning in the fuel unit. The adsorption step S50 becomes

BE2017/5948 uitgevoerd bij een geschikte lagere temperatuur, zoals bij omgevingstemperatuur, zodanig dat de ten minste één koolwaterstofbestanddeel wordt geadsorbeerd door de zeolietstructuur 212.BE2017 / 5948 performed at a suitable lower temperature, such as at ambient temperature, such that the at least one hydrocarbon component is adsorbed by the zeolite structure 212.

Het proces omvat aanvullend stap S60 van het lossen van een niet-geadsorbeerd deel van de herwinbare substroom naar de verbrandingseenheid 100. In deze uitvoeringsvorm is de eerste gasherwinningseenheid 210 verbonden aan een stroomafwaarts einde van de corresponderende gasherwinningseenheid 210 via pijp 104b en verbrandingssubstroompijp 102 naar de verbrandingseenheid voor het lossen van een niet-geadsorbeerd deel van de herwinbare substroom naar de verbrandingseenheid 100. Op deze wijze worden alle brandbare stoffen van het nietgeadsorbeerde deel verbrand in de verbrandingseenheid 100.The process additionally includes step S60 of releasing an non-adsorbed portion of the recoverable sub-stream to the combustion unit 100. In this embodiment, the first gas recovery unit 210 is connected to a downstream end of the corresponding gas recovery unit 210 via pipe 104b and combustion sub-flow pipe 102 to the incineration unit for releasing an unadsorbed part of the recoverable sub-stream to the incineration unit 100. In this way, all combustible substances from the non-adsorbed part are incinerated in the incineration unit 100.

In alternatieve uitvoeringsvormen kan, zelfs wanneer de beschikbare gasstroom niet een verbrandingscapaciteit van de verbrandingseenheid 100 overstijgt, het besturingsmiddel 700 bepalen dat de beschikbare gasstroom slechts gedeeltelijk aangevoerd wordt als de verbrandingssubstroom naar de verbrandingseenheid 100. In een voorbeeld stuurt het besturingsmiddel 700 de verbrandingssubstroom zodanig dat het ten minste gelijk is aan een minimumstroom, welke minimumstroom noodzakelijk is voor het in verbrandingstoestand houden van de verbrandingseenheid 100, en stuurt de herwinbare substroom zodanig dat het het overblijvende deel van de beschikbare gasstroom bevat.In alternative embodiments, even if the available gas stream does not exceed a combustion capacity of the combustion unit 100, the control means 700 may determine that the available gas flow is only partially supplied as the combustion subflow to the combustion unit 100. In one example, the control means 700 controls the combustion subflow such that it is at least equal to a minimum flow, which minimum flow is necessary for keeping the combustion unit 100 in combustion state, and controls the recoverable substeam such that it contains the remaining part of the available gas flow.

Fig. 1C illustreert een andere voorbeelduitvoeringsvorm van een regeneratieproces in het verbrandingssysteem. Het verbrandingssysteem omvat aanvullend een herwinningsmeetmiddel 800 welke stroomafwaarts is ingericht van de eerste gasherwinningseenheid 210 en is ingericht voor het bemeten van ten minste één van: een hoeveelheid koolwaterstofbestanddelen in de herwinbare substroom stroomafwaarts van de eerste gasherwinningseenheid 210, een waarde representatief voor een calorische waarde van de herwinbare substroom stroomafwaarts van de eerste gasherwinningseenheid 210, en een overblijvende capaciteit van de eerste gasherwinningseenheid 210. Het besturingsmiddel 700 ontvangt data gemeten door het herwinningsmeetmiddel 800. Het verbrandingssysteem omvat aanvullend een regeneratiemiddel 400. Het regeneratiemiddel 400 omvat een regeneratiegasaanvoermiddel 412 voor het aan voeren van een verwarmd regeneratiegas door de zeolietstructuur van de gasherwinningseenheid 210. Het regeneratiemiddel 400 omvat een warmtewisselaar 420 welke is gekoppeld aan de verbrandingseenheid 100. De warmtewisselaar 420 heeft ten minste één pijp ingericht voor het geleiden van een regeneratiegas langs ten minste één warmte-uitwisselingsoppervlak, zodanig dat het regeneratiegas kan worden verwarmd door een hogetemperatuursverbrandingsproductgas P van de verbrandingseenheid 100. Typisch heeft hetFIG. 1C illustrates another exemplary embodiment of a regeneration process in the combustion system. The combustion system additionally comprises a recovery measuring means 800 which is arranged downstream of the first gas recovery unit 210 and is adapted to measure at least one of: a quantity of hydrocarbon components in the recoverable sub-stream downstream of the first gas recovery unit 210, a value representative of a calorific value of the recoverable sub-stream downstream of the first gas recovery unit 210, and a remaining capacity of the first gas recovery unit 210. The control means 700 receives data measured by the recovery measurement means 800. The combustion system additionally comprises a regeneration means 400. The regeneration means 400 comprises a regeneration gas supply means 412 for supplying of a heated regeneration gas through the zeolite structure of the gas recovery unit 210. The regeneration means 400 comprises a heat exchanger 420 which is coupled to the combustion unit 100. The heat exchanger 420 h At least one pipe is arranged for guiding a regeneration gas along at least one heat exchange surface, such that the regeneration gas can be heated by a high temperature combustion product gas P of the combustion unit 100. Typically it has

BE2017/5948 hogetemperatuursverbrandingsproductgas P een temperatuur van ten minste 700°C, bij voorkeur ten minste 800°C.BE2017 / 5948 high temperature combustion product gas P a temperature of at least 700 ° C, preferably at least 800 ° C.

In een eerste stap van het proces S70 meet het herwinningsmeetmiddel 800 data welke aangeven dat het niet-geadsorbeerde deel van de herwinbare substroom naar de verbrandingseenheid koolwaterstofbestanddelen bevat. In het bijzonder geven de data een indicatie dat de overblijvende capaciteit van de eerste gasherwinningseenheid 210 onvoldoende is geworden voor het adsorberen van de koolwaterstofbestanddelen.In a first step of the process S70, the recovery measuring means 800 measures data indicating that the non-adsorbed portion of the recoverable sub-stream to the combustion unit contains hydrocarbon components. In particular, the data gives an indication that the remaining capacity of the first gas recovery unit 210 has become insufficient to adsorb the hydrocarbon components.

Het proces omvat aanvullende stap S80 van het besturen van het regeneratiegasaanvoermiddel 412, zoals een stikstofgasdruksysteem en stikstofaanvoersysteem van een terminal of fabriek, door de warmtewisselaar 420, welke is gekoppeld aan de verbrandingseenheid 100. Het regeneratiegas kan elk geschikt gas zijn, zoals een stikstofgas welke op druk wordt gehouden in vaten, welke in hoofdzaak niet worden geadsorbeerd door de eerste gasherwinningseenheid 210.The process includes additional step S80 of controlling the regeneration gas supply means 412, such as a nitrogen gas pressure system and nitrogen supply system from a terminal or plant, through the heat exchanger 420, which is coupled to the combustion unit 100. The regeneration gas can be any suitable gas, such as a nitrogen gas which is kept under pressure in vessels which are substantially not adsorbed by the first gas recovery unit 210.

Het proces omvat aanvullend stap S90 van het verwarmen van het regeneratiegas in de warmtewisselaar 420, dat wil zeggen door het gebruikmaken van de warmte van het hogetemperatuursverbrandingsproductgas P, naar een temperatuur van een regeneratietemperatuur TG. De regeneratietemperatuur TG is tussen 50°C en 500°C, bij voorkeur tussen 100°C en 400°C, meer bij voorkeur tussen 120°C en 250°C. In een bijzondere uitvoeringsvorm wordt de regeneratietemperatuur ongeveer 50°C gekozen boven het hoogste kookpunt van de koolwaterstoffen welke dienen te worden geadsorbeerd.The process additionally includes step S90 of heating the regeneration gas in the heat exchanger 420, i.e. by using the heat of the high temperature combustion product gas P, to a temperature of a regeneration temperature T G. The regeneration temperature T G is between 50 ° C and 500 ° C, preferably between 100 ° C and 400 ° C, more preferably between 120 ° C and 250 ° C. In a particular embodiment, the regeneration temperature is selected about 50 ° C above the highest boiling point of the hydrocarbons to be adsorbed.

Het proces omvat aanvullende stap SI 00 van het aan voeren van het verwarmde regeneratiegas 410 van de warmtewisselaar 420 door de zeolietstructuur van de eerste gasherwinningseenheid 210. Als gevolg daarvan wordt de zeolietstructuur van de eerste gasherwinningseenheid 210 verwarmd naar de regeneratietemperatuur TG. Stap SI00 omvat de stappen van het besturen van kleppen SI00a, SI00b voor het sturen van het verwarmde regeneratiegas 410 door de zeolietstructuur van de eerste gasherwinningseenheid 210 naar een brandstofopslag 300.The process includes additional step S00 of supplying the heated regeneration gas 410 from the heat exchanger 420 through the zeolite structure of the first gas recovery unit 210. As a result, the zeolite structure of the first gas recovery unit 210 is heated to the regeneration temperature T G. Step SI00 includes the steps of controlling valves SI00a, SI00b for controlling the heated regeneration gas 410 through the zeolite structure of the first gas recovery unit 210 to a fuel storage 300.

In reactie op de stap SI00 omvat het proces aanvullend stap SI 10 van het loslaten van ten minste een deel van het geadsorbeerde deel van de zeolietstructuur 212 bij de regeneratietemperatuur TG. Afhankelijk van de hoeveelheid geadsorbeerde koolwaterstofbestanddelen, het type koolwaterstofbestanddelen en/of het type zeolietstructuur 212, kan stap SI00 worden uitgevoerd gedurende een voldoende tijd bij de regeneratietemperatuur TG voor het deels of volledig loslaten van de geadsorbeerde koolwaterstofbestanddelen. Het verwarmde regeneratiegas 410 omvat hetIn response to the step S100, the process additionally includes step S1 of releasing at least a portion of the adsorbed portion of the zeolite structure 212 at the regeneration temperature T G. Depending on the amount of adsorbed hydrocarbon components, the type of hydrocarbon components and / or the type of zeolite structure 212, step S100 can be carried out for a sufficient time at the regeneration temperature T G to partially or completely release the adsorbed hydrocarbon components. The heated regeneration gas 410 comprises it

BE2017/5948 losgelaten deel van de koolwaterstofbestanddelen welke worden aangevoerd door de stroom van het verwarmde regeneratiegas 410 naar de brandstofopslag 300, waarbij de koolwaterstofbestanddelen als een brandstofbron worden herwonnen.BE2017 / 5948 released portion of the hydrocarbon components supplied by the stream from the heated regeneration gas 410 to the fuel storage 300, the hydrocarbon components being recovered as a fuel source.

Optioneel omvat het proces aanvullend stap SI20 van het koelen van het regeneratiegas 410b, inclusief de koolwaterstofgasbestanddelen, in een koeleenheid, zoals een luchtkoeler, naar een condenseertemperatuurbereik, zoals omgevingstemperatuur, zodanig dat de koolwaterstofbestanddelen vloeibaar worden gemaakt. Aanvullend of alternatief kan het regeneratiegas 410b stroomafwaarts van de eerste gasherwinningseenheid 210 worden gekoeld naar een temperatuur lager dan de regeneratietemperatuur TG als gevolg van thermische verliezen gedurende het transport van de eerste gasherwinningseenheid 210 naar de brandstofopslag 300. Het proces omvat aanvullend de stap SI30 van het opslaan van de, optioneel vloeibaar gemaakte, koolwaterstofbestanddelen in de brandstofopslag 300. In een voorbeeld, wanneer de koolwaterstofbestanden vloeibaar zijn gemaakt in de koelstap S120, kan de brandstofopslag 300 worden uitgevoerd als een knock-out vat ingericht voor het scheiden van de vloeibare koolwaterstofbestanddelen van de luchtstroom. De verzamelde koolwaterstofbestanddelen worden opgeslagen in de brandstofopslag 300 als een vloeibare brandstofbron.Optionally, the process additionally includes step SI20 of cooling the regeneration gas 410b, including the hydrocarbon gas components, in a cooling unit, such as an air cooler, to a condensing temperature range, such as ambient temperature, such that the hydrocarbon components are liquefied. Additionally or alternatively, the regeneration gas 410b can be cooled downstream of the first gas recovery unit 210 to a temperature lower than the regeneration temperature T G due to thermal losses during transport from the first gas recovery unit 210 to the fuel storage 300. The process additionally includes the step SI30 of storing the optionally liquefied hydrocarbon constituents in the fuel storage 300. In an example, when the hydrocarbon constituents have been liquefied in the cooling step S120, the fuel storage 300 may be designed as a knockout vessel adapted to separate the liquid hydrocarbon constituents of the air flow. The hydrocarbon components collected are stored in the fuel storage 300 as a liquid fuel source.

Optioneel wordt gedurende het regeneratieproces volgens de stappen S70-S130 de bestuurbare klep 52 bestuurd S12c voor het volledig aanvoeren van beschikbare gasstroom 20 in de vorm van de verbrandingssubstroom S20 in de verbrandingseenheid 100. Aanvullend wordt de verbrandingsstap S30 inclusief de zuurstofaanvoerstap S22 uitgevoerd voor het verbranden van de verbrandingssubstroom in de verbrandingseenheid 100.Optionally, during the regeneration process according to steps S70-S130, the controllable valve 52 is controlled S12c for fully supplying available gas stream 20 in the form of the combustion substream S20 in the combustion unit 100. Additionally, the combustion step S30 including the oxygen supply step S22 is performed for burning of the combustion substream in the combustion unit 100.

Alternatief of aanvullend kan het regeneratiemiddel 400 worden ingericht voor het verschaffen van een onderdruk in de zeoliet structuur voor het loslaten van ten minste een deel van het geadsorbeerde deel van de herwinbare substroom van de zeoliet structuur, waarbij de brandstofbron wordt herwonnen. De onderdruk in de zeoliet kan aanvullend een loslatingssnelheid van het geadsorbeerde deel van de herwinbare substroom van de zeoliet structuur vergroten.Alternatively or additionally, the regenerating means 400 may be arranged to provide an underpressure in the zeolite structure for releasing at least a portion of the adsorbed portion of the recoverable sub-stream from the zeolite structure, thereby reclaiming the fuel source. The underpressure in the zeolite can additionally increase a release rate of the adsorbed portion of the recoverable substeam of the zeolite structure.

Fig. 1D illustreert een andere voorbeelduitvoeringsvorm van een stand-by proces voor het verbranden van gas in het verbrandingssysteem. In het stand-by proces ontvangt het verbrandingssysteem in hoofdzaak geen gasstroom of bevat de gasstroom in hoofdzaak geen koolwaterstofbestanddelen.FIG. 1D illustrates another exemplary embodiment of a standby process for burning gas in the combustion system. In the standby process, the combustion system receives substantially no gas stream or the gas stream contains substantially no hydrocarbon components.

In een eerste stap SI 1 van het stand-by proces meet het meetmiddel 500 ten minste één van een debiet van de beschikbare gasstroom 20, een hoeveelheid koolwaterstofbestanddelen in deIn a first step S11 of the standby process, the measuring means 500 measures at least one of a flow rate of the available gas stream 20, an amount of hydrocarbon components in the

BE2017/5948 beschikbare gasstroom 20, een waarde representatief voor de calorische waarde van de beschikbare gasstroom 20. Het besturingsmiddel 700 bepaalt dat de gasstroom 20 niet aanwezig is of dat de beschikbare gasstroom 20 in hoofdzaak geen koolwaterstofbestanddelen bevat.BE2017 / 5948 available gas stream 20, a value representative of the calorific value of the available gas stream 20. The control means 700 determines that the gas stream 20 is not present or that the available gas stream 20 contains substantially no hydrocarbon components.

Het proces omvat aanvullend stap SI40 van het besturen van het ondersteuningsbrandstofaanvoermiddel 310 voor het aan voeren van de brandstofbron, dat wil zeggen de koolwaterstofbestanddelen, als een ondersteuningsbrandstof in de verbrandingseenheid 100.The process additionally includes step SI40 of controlling the support fuel supply means 310 for supplying the fuel source, i.e., the hydrocarbon components, as a support fuel in the combustion unit 100.

Gedurende het stand-by proces wordt de brandstofbron verbrand in de verbrandingseenheid 100 S30. Op deze wijze worden de opgeslagen koolwaterstofbestanddelen hergebruikt als ondersteuningsbrandstof voor de verbrandingseenheid 100 en is geen aanvullende ondersteuningsbrandstof of slechts een beperkte hoeveelheid aanvullende ondersteuningsbrandstof nodig gedurende het stand-by proces van de verbrandingseenheid 100.During the standby process, the fuel source is burned in the combustion unit 100 S30. In this way, the stored hydrocarbon components are reused as support fuel for the combustion unit 100 and no additional support fuel or only a limited amount of additional support fuel is required during the standby process of the combustion unit 100.

Omwille van de eenvoud wordt een aanvullende ondersteuningsbrandstofstroom niet getoond, maar kan optioneel worden verschaft in het verbrandingssysteem.For the sake of simplicity, an additional support fuel flow is not shown, but may optionally be provided in the combustion system.

Fig. 2 illustreert schematisch het verbrandingssysteem van een andere voorbeelduitvoeringsvorm van de huidige uitvinding welke een eerste gasherwinningseenheid en een tweede gasherwinningseenheid heeft.FIG. 2 schematically illustrates the combustion system of another exemplary embodiment of the present invention which has a first gas recovery unit and a second gas recovery unit.

Het verbrandingssysteem, welke wordt getoond in fig. 2, omvat de volgende componenten van de uitvoeringsvorm getoond in fig. 1A-1D: een beschikbare gasstroom 20, een verbrandingseenheid 100 ingericht voor het verbranden van een koolwaterstof gebaseerd gas, een eerste zuurstofaanvoermiddel 110, een gas sturend middel 50, 102, 104 ingericht voor het aan voeren van een verbrandingssubstroom van de beschikbare gasstroom in de verbrandingseenheid 100 en voor het aanvoeren van herwinbare substroom van de beschikbare gasstroom in ten minste een eerste gasherwinningseenheid 210, een meetmiddel 500 en een besturingsmiddel 700. Het gas sturend middel omvat een selecteermiddel 50, welke is uitgevoerd als bestuurbare kleppen 52, 54, voor het selecteren van de verbrandingssubstroom en de herwinbare substroom van de beschikbare gasstroom 20.The combustion system, shown in Fig. 2, comprises the following components of the embodiment shown in Figs. 1A-1D: an available gas stream 20, a combustion unit 100 adapted to burn a hydrocarbon-based gas, a first oxygen supply means 110, a gas controlling means 50, 102, 104 arranged for supplying a combustion sub-stream of the available gas stream into the combustion unit 100 and for supplying recoverable sub-stream of the available gas stream into at least a first gas recovery unit 210, a measuring means 500 and a control means 700 The gas controlling means comprises a selecting means 50, which is designed as controllable valves 52, 54, for selecting the combustion sub-stream and the recoverable sub-stream of the available gas stream 20.

Het verbrandingssysteem omvat aanvullend een eerste gasherwinningseenheid 210, een tweede gasherwinningseenheid 220, een herwinningsselecteermiddel 205a, 205b en een herwinningsmeetmiddel 800. De eerste gasherwinningseenheid 210 en de tweede gasherwinningseenheid 220 zijn parallel aan elkaar ingericht langs een individuele pijp 211, 221, respectievelijk.The combustion system additionally comprises a first gas recovery unit 210, a second gas recovery unit 220, a recovery selection means 205a, 205b and a recovery measurement means 800. The first gas recovery unit 210 and the second gas recovery unit 220 are arranged parallel to each other along an individual pipe 211, 221, respectively.

BE2017/5948BE2017 / 5948

Het herwinningsselecteermiddel 205a, 205b is ingericht voor het aanvoeren van een eerste deel van de herwinningssubstroom naar de eerste gasherwinningseenheid 210 en voor het aan voeren van een tweede deel van de herwinningssubstroom naar de tweede gasherwinningseenheid 220. In fig.The recovery selecting means 205a, 205b is arranged for supplying a first part of the recovery subflow to the first gas recovery unit 210 and for supplying a second part of the recovery subflow to the second gas recovery unit 220. In FIG.

zijn de herwinningsselecteermiddellen 205a, 205b uitgevoerd als bestuurbare kleppen 205a, 205b. Het herwinningsselecteermiddel kan echter op verschillende manieren worden uitgevoerd voor het besturen van het eerste deel en het tweede deel van de herwinbare substroom.the recovery selection means 205a, 205b are designed as controllable valves 205a, 205b. However, the recovery selecting means can be implemented in various ways to control the first part and the second part of the recoverable sub-stream.

Elk van de gasherwinningseenheden 210, 220 omvat een zeolietstructuur 212, 222, welke is ingericht voor het adsorberen van een deel van de herwinbare substroom.Each of the gas recovery units 210, 220 comprises a zeolite structure 212, 222, which is adapted to adsorb a portion of the recoverable sub-stream.

Het herwinningsmeetmiddel 800 is ingericht langs een gezamenlijke pijp 104b stroomafwaarts van de gasherwinningseenheden 210, 220. Het herwinningsmeetmiddel 800 meet ten minste één van: een hoeveelheid koolwaterstofbestanddelen in de herwinbare substroom stroomafwaarts van de respectievelijke gasherwinningseenheden, een waarde representatief voor een calorische waarde van de herwinbare substroom stroomafwaarts van de respectievelijke gasherwinningseenheden, en een overblijvende capaciteit van de respectievelijke gasherwinningseenheden.The recovery measuring means 800 is arranged along a common pipe 104b downstream of the gas recovery units 210, 220. The recovery measuring means 800 measures at least one of: a quantity of hydrocarbon components in the recoverable sub-stream downstream of the respective gas recovery units, a value representative of a calorific value of the recoverable substream downstream from the respective gas recovery units, and a remaining capacity of the respective gas recovery units.

In een alternatief kan het verbrandingssysteem een herwinningsmeetmiddel 800 hebben individueel gekoppeld aan elke gasherwinningseenheid 210, 220.In an alternative, the combustion system may have a recovery measurement means 800 individually coupled to each gas recovery unit 210, 220.

Het besturingsmiddel 700 is gekoppeld aan het meetmiddel 500 en het herwinningsmeetmiddel 800 en ontvangt data van het meetmiddel 500 en het herwinningsmeetmiddel 800, respectievelijk. Het besturingsmiddel 700 bepaalt of een capaciteit van één van de gasherwinningseenheden 210, 220 volledig of bijna volledig is gebruikt gebaseerd op de gemeten data.The control means 700 is coupled to the measuring means 500 and the recovery measuring means 800 and receives data from the measuring means 500 and the recovery measuring means 800, respectively. The control means 700 determines whether a capacity of one of the gas recovery units 210, 220 has been used completely or almost completely based on the measured data.

Wanneer de beschikbare gasstroom 20 niet een verbrandingscapaciteit van de verbrandingseenheid 100 overschrijdt, kan het besturingsmiddel 700 de kleppen 52, 54 besturen, zodanig dat de verbrandingssubstroom gelijk is aan de beschikbare gasstroom en geen herwinbare substroom wordt verschaft, zoals is getoond in fig. IA.If the available gas stream 20 does not exceed a combustion capacity of the combustion unit 100, the control means 700 can control the valves 52, 54 such that the combustion sub-stream is equal to the available gas stream and no recoverable sub-stream is provided, as shown in Fig. IA.

Wanneer de beschikbare gasstroom 20 een verbrandingscapaciteit van de eerste verbrandingseenheid 100 overstijgt, kan het besturingsmiddel 700 de kleppen 52, 54 besturen zodanig dat de verbrandingssubstroom gelijk is aan of lager dan de verbrandingscapaciteit van de verbrandingseenheid 100 en de herwinbare substroom gelijk is aan of hoger dan het overmaatdeel van de beschikbare gasstroom 20, zoals getoond is in fig. 1B.When the available gas stream 20 exceeds a combustion capacity of the first combustion unit 100, the control means 700 can control the valves 52, 54 such that the combustion subflow is equal to or lower than the combustion capacity of the combustion unit 100 and the recoverable subflow is equal to or higher than the excess part of the available gas stream 20, as shown in Fig. 1B.

Het besturingsmiddel 700 bestuurt initieel de kleppen 205a en 205b van het herwinningsselecteermiddel zodanig dat het eerste deel van de herwinbare substroom volledig de herwinbare substroom bevat (dat wil zeggen het eerste deel is 1.0 x de herwinbare substroom enThe control means 700 initially controls the valves 205a and 205b of the recovery selecting means such that the first part of the recoverable sub-stream completely contains the recoverable sub-stream (i.e., the first part is 1.0 x the recoverable sub-stream and

BE2017/5948 het tweede deel is 0.0 x de herwinbare substroom). De herwinbare substroom wordt volledig aangevoerd naar de eerste gasherwinningseenheid 210. Wanneer het besturingsmiddel 700 bepaalt, gebaseerd op gemeten data, dat de capaciteit van de eerste gasherwinningseenheid 210 volledig is gebruikt, bestuurt het besturingsmiddel 700 de kleppen 205a en 205b van het herwinningsselecteermiddel zodanig dat het tweede deel van de herwinbare substroom volledig de herwinbare substroom bevat (dat wil zeggen het eerste deel is 0.0 x de herwinbare substroom en het tweede deel is 1.0 x de herwinbare substroom). De herwinbare substroom wordt volledig aangevoerd naar de tweede gasherwinningseenheid 220.BE2017 / 5948 the second part is 0.0 x the renewable sub-stream). The recoverable sub-stream is fully supplied to the first gas recovery unit 210. When the control means 700 determines, based on measured data, that the capacity of the first gas recovery unit 210 has been fully utilized, the control means 700 controls the valves 205a and 205b of the recovery selection means such that the second part of the renewable sub-stream completely contains the renewable sub-stream (ie the first part is 0.0 x the renewable sub-stream and the second part is 1.0 x the renewable sub-stream). The renewable sub-stream is fully supplied to the second gas recovery unit 220.

Tegelijkertijd start het besturingsmiddel 700 het regeneratieproces van de eerste gasherwinningseenheid 210 op een wijze gelijksoortig aan het regeneratieproces van fig. 1C. In het bijzonder wordt de eerste gasherwinningseenheid 210 geregenereerd door het verwarmde regeneratiegas 410a, terwijl tegelijkertijd de tweede gasherwinningseenheid 220 de koolwaterstofbestanddelen adsorbeert van de herwinbare substroom. Op deze manier is te allen tijde een gasherwinningseenheid 220 beschikbaar voor het ontvangen van een herwinbare substroom en het adsorberen van koolwaterstofbestanddelen van een beschikbare gasstroom.At the same time, the control means 700 starts the regeneration process of the first gas recovery unit 210 in a manner similar to the regeneration process of Fig. 1C. In particular, the first gas recovery unit 210 is regenerated by the heated regeneration gas 410a, while at the same time the second gas recovery unit 220 adsorbs the hydrocarbon components of the recoverable sub-stream. In this way, a gas recovery unit 220 is available at all times for receiving a recoverable sub-stream and adsorbing hydrocarbon components from an available gas stream.

Aanvullend kan het besturingsmiddel 700 op elk moment het regeneratieproces starten van de eerste gasherwinningseenheid 210, zelfs wanneer de capaciteit van de eerste gasherwinningseenheid 210 nog niet volledig wordt gebruikt.Additionally, the control means 700 can start the regeneration process of the first gas recovery unit 210 at any time, even when the capacity of the first gas recovery unit 210 is not yet fully utilized.

In een alternatief kan, wanneer geen herwinbare substroom wordt aangevoerd naar de gasherwinningseenheden 210, 220, het besturingsmiddel 700 het regeneratieproces van beide de eerste gasherwinningseenheid 210 en de tweede gasherwinningseenheid 220 tegelijkertijd uitvoeren gebruikmakend van hetzelfde verwarmde regeneratiegas 410, welke wordt verschaft door de warmtewisselaar 420 en het regeneratiegasaanvoermiddel 412.In an alternative, if no recoverable sub-stream is supplied to the gas recovery units 210, 220, the control means 700 can simultaneously perform the regeneration process of both the first gas recovery unit 210 and the second gas recovery unit 220 using the same heated regeneration gas 410 provided by the heat exchanger 420 and the regeneration gas feed means 412.

Hoewel de principes van de uitvinding hierboven uiteengezet zijn in relatie tot specifieke uitvoeringsvormen, dient het te worden begrepen dat deze beschrijving slechts gemaakt is als voorbeeld en niet als een beperking van de beschermingsomvang, welke wordt bepaald door de aangehechte conclusies.Although the principles of the invention have been set forth above in relation to specific embodiments, it is to be understood that this description is made merely as an example and not as a limitation on the scope of protection which is defined by the appended claims.

Claims (38)

ConclusiesConclusions 1. Een verbrandingssysteem omvattende:A combustion system comprising: een verbrandingseenheid (100) ingericht voor het verbranden van een koolwaterstofgebaseerd gas;a combustion unit (100) adapted to burn a hydrocarbon-based gas; een eerste zuurstofaanvoermiddel (110) ingericht voor het aan voeren van een zuurstofbron in de verbrandingseenheid (100);a first oxygen supply means (110) adapted to supply an oxygen source to the combustion unit (100); een gas sturend middel (50, 102, 104) ingericht voor het aanvoeren van een verbrandingssubstroom van een beschikbare gasstroom welke een koolwaterstofgebaseerd gas omvat in de verbrandingseenheid (100) en voor het aan voeren van een herwinbare substroom van de beschikbare gasstroom in ten minste een eerste gasherwinningseenheid (210), het gas sturend middel omvattend een selecteermiddel (52, 54) voor het selecteren van de verbrandingssubstroom en de herwinbare substroom van de beschikbare gasstroom, waarbij de eerste gasherwinningseenheid (210) een zeolietstructuur (212) omvat ingericht voor het adsorberen van een deel van de herwinbare substroom, waarbij het geadsorbeerde deel een brandstofbron verschaft voor het verbranden in de verbrandingseenheid.a gas controlling means (50, 102, 104) adapted to feed a combustion sub-stream of an available gas stream comprising a hydrocarbon-based gas in the combustion unit (100) and for supplying a recoverable sub-stream of the available gas stream in at least one first gas recovery unit (210), the gas control means comprising a selection means (52, 54) for selecting the combustion substream and the recoverable sub-stream of the available gas stream, the first gas recovery unit (210) comprising a zeolite structure (212) adapted for adsorption of a portion of the recoverable sub-stream, the adsorbed portion providing a fuel source for combustion in the combustion unit. 2. Het systeem volgens conclusie 1, aanvullend omvattend een regeneratiemiddel (400) ingericht voor ten minste één van: het verwarmen van de zeolietstructuur naar een regeneratietemperatuur voor het loslaten van tenminste een deel van het geadsorbeerde deel van de herwinbare substroom van de zeolietstructuur en/of het verschaffen van een onderdruk in de zeolietstructuur voor het loslaten van tenminste een deel van het geadsorbeerde deel van de herwinbare substroom van de zeolietstructuur, waarbij de brandstofbron wordt herwonnen.The system of claim 1, further comprising a regenerating means (400) adapted to at least one of: heating the zeolite structure to a regeneration temperature to release at least a portion of the adsorbed portion of the recoverable sub-stream from the zeolite structure and / or providing an underpressure in the zeolite structure for releasing at least a portion of the adsorbed portion of the recoverable substeam of the zeolite structure, thereby reclaiming the fuel source. 3. Het systeem volgens conclusie 2, waarbij het regeneratiemiddel (400) is ingericht voor het aan voeren van de herwonnen brandstofbron van de eerste herwinningseenheid (210) in een brandstof opslag (300) ingericht voor het opslaan van de brandstofbron.The system of claim 2, wherein the regeneration means (400) is adapted to feed the recovered fuel source from the first recovery unit (210) into a fuel storage (300) adapted to store the fuel source. 4. Het systeem volgens conclusie 3, waarbij de brandstofopslag (300) is verbonden met een brandstofondersteuningsaanvoermiddel (310) ingericht voor het aan voeren van de brandstofbron in de verbrandingseenheid (100).The system of claim 3, wherein the fuel storage (300) is connected to a fuel support feed means (310) adapted to feed the fuel source into the combustion unit (100). 5. Het systeem volgens één van de conclusies 2-4, waarbij het regeneratiemiddel (400) een regeneratiegasaanvoermiddel (412) omvat ingericht voor het aan voeren van een verwarmd The system of any one of claims 2-4, wherein the regeneration means (400) comprises a regeneration gas supply means (412) adapted to supply a heated BE2017/5948 regeneratiegas met een temperatuur van de regeneratietemperatuur door de zeolietstructuur van de eerste gasherwinningseenheid (210).BE2017 / 5948 regeneration gas with a temperature of the regeneration temperature through the zeolite structure of the first gas recovery unit (210). 6. Het systeem volgens conclusie 5, waarbij het regeneratiemiddel (400) een warmtewisselaar (420) omvat welke is gekoppeld aan de verbrandingseenheid (100), waarbij het regeneratiegasaanvoermiddel (412) is ingericht voor het aan voeren van het regeneratiegas door de warmtewisselaar (420) en waarbij de warmtewisselaar (420) is ingericht voor het verwarmen van het regeneratiegas door de verbrandingseenheid (100) zodanig dat het verwarmd regeneratiegas het ten minste de regeneratietemperatuur bereikt.The system of claim 5, wherein the regeneration means (400) comprises a heat exchanger (420) coupled to the combustion unit (100), wherein the regeneration gas supply means (412) is adapted to feed the regeneration gas through the heat exchanger (420) and wherein the heat exchanger (420) is adapted to heat the regeneration gas by the combustion unit (100) such that the heated regeneration gas reaches at least the regeneration temperature. 7. Het systeem volgens één van de conclusies 2-6, waarbij de regeneratietemperatuur is tussen 50 °C en 500 °C, bij voorkeur tussen 100 °C en 400 °C, meer bij voorkeur tussen 120 °C en 250 °C.The system of any one of claims 2-6, wherein the regeneration temperature is between 50 ° C and 500 ° C, preferably between 100 ° C and 400 ° C, more preferably between 120 ° C and 250 ° C. 8. Het systeem volgens één van de voorgaande conclusies, waarbij de zeolietstructuur (212) is ingericht voor het adsorberen van ten minste één koolwaterstofbestanddeel, bij voorkeur ten minste één koolwaterstofbestanddeel gekozen uit de groep bestaande uit methaan, ethaan, propaan, butaan, pentaan, hexaan, heptaan, octaan, ethyleen en propyleen.The system of any one of the preceding claims, wherein the zeolite structure (212) is adapted to adsorb at least one hydrocarbon component, preferably at least one hydrocarbon component selected from the group consisting of methane, ethane, propane, butane, pentane, hexane, heptane, octane, ethylene and propylene. 9. Het systeem volgens één van de voorgaande conclusies 4-7, waarbij het gas sturend middel (50) en het regeneratiemiddel (400) zijn ingericht zodanig dat het verwarmd regeneratiegas wordt aangevoerd door de eerste gasherwinningseenheid (210) in een stroomrichting tegengesteld aan een stroomrichting van de herwinbare substroom.The system of any one of the preceding claims 4-7, wherein the gas controlling means (50) and the regenerating means (400) are arranged such that the heated regeneration gas is supplied by the first gas recovery unit (210) in a flow direction opposite to a flow direction of the renewable sub-stream. 10. Het systeem volgens één van de voorgaande conclusies, verder omvattend ten minste één meetmiddel (500) ingericht voor het bemeten van ten minste één van: een debiet van de beschikbare gasstroom, een hoeveelheid van koolwaterstofbestanddelen in de beschikbare gasstroom, een waarde representatief voor een calorische waarde van de beschikbare gasstroom, een temperatuur in de verbrandingseenheid; en een besturingsmiddel (700) ingericht voor het besturen van ten minste één van: het gas sturend middel (52, 54), de verbrandingseenheid, het eerste zuurstofaanvoermiddel, het optionele brandstofondersteuningsaanvoermiddel, en de tenminste een eerste gasherwinningseenheid, gebaseerd op data gemeten door het ten minste één meetmiddel.The system of any one of the preceding claims, further comprising at least one measuring means (500) adapted to measure at least one of: a flow rate of the available gas stream, an amount of hydrocarbon components in the available gas stream, a value representative of a calorific value of the available gas stream, a temperature in the combustion unit; and a control means (700) adapted to control at least one of: the gas control means (52, 54), the combustion unit, the first oxygen supply means, the optional fuel support supply means, and the at least one first gas recovery unit based on data measured by the at least one measuring means. 11. Het systeem volgens de voorgaande conclusie, waarbij het besturingsmiddel (700) is ingericht voor het besturen van het selecteermiddel (52, 54) zodanig dat de The system of the preceding claim, wherein the control means (700) is adapted to control the selection means (52, 54) such that the BE2017/5948 verbrandingsstroom gelijk is aan of lager dan een brandstofcapaciteit van de verbrandingseenheid (100).BE2017 / 5948 combustion stream is equal to or lower than a fuel capacity of the combustion unit (100). 12. Het systeem volgens één van de voorgaande conclusies 10 - 11, waarbij het besturingsmiddel (700) is ingericht voor het bepalen van een overmaatdeel van de beschikbare gasstroom gebaseerd op de brandstofcapaciteit van de verbrandingseenheid (100) en op data gemeten door het ten minste één meetmiddel; en waarbij het besturingsmiddel (700) is ingericht voor het besturen van het selecteermiddel (52, 54) zodanig dat de herwinbare substroom gelijk is aan of hoger dan het overmaatdeel.The system according to any of the preceding claims 10-11, wherein the control means (700) is adapted to determine an excess of the available gas flow based on the fuel capacity of the combustion unit (100) and on data measured by the at least one measuring device; and wherein the control means (700) is adapted to control the selection means (52, 54) such that the recoverable sub-stream is equal to or higher than the oversize portion. 13. Het systeem volgens één van de voorgaande conclusies, waarbij het selecteermiddel (52, 54) ten minste één bestuurbare klep omvat.The system of any one of the preceding claims, wherein the selecting means (52, 54) comprises at least one controllable valve. 14. Het systeem volgens één van de voorgaande conclusies, aanvullend omvattend een tweede gasherwinningseenheid (220) ingericht langs een herwinningslijn (221) parallel aan de eerste gasherwinningseenheid (210), de tweede gasherwinningseenheid (220) omvattend een zeolietstructuur (222) ingericht voor het adsorberen van een deel van de herwinbare substroom, waarbij het geadsorbeerde deel een brandstofbron verschaft voor het verbranden in de verbrandingseenheid; waarbij het gas sturend middel (50) een herwinningsselecteermiddel (205a, 205b) omvat ingericht voor het aan voeren van een eerste deel van de herwinbare substroom naar de eerste gasherwinningseenheid (210) en voor het aanvoeren van een tweede deel van de herwinbare substroom naar de tweede gasherwinningseenheid (220).The system of any one of the preceding claims, further comprising a second gas recovery unit (220) arranged along a recovery line (221) parallel to the first gas recovery unit (210), the second gas recovery unit (220) comprising a zeolite structure (222) arranged for the adsorbing a portion of the recoverable sub-stream, the adsorbed portion providing a fuel source for incineration in the combustion unit; wherein the gas controlling means (50) comprises a recovery selecting means (205a, 205b) adapted to feed a first part of the recoverable sub-stream to the first gas recovery unit (210) and to feed a second part of the recoverable sub-stream to the second gas recovery unit (220). 15. Het systeem volgens één van de voorgaande conclusies, aanvullend omvattend ten minste één herwinningsmeetmiddel (800) ingericht voor het bemeten van ten minste één van: een hoeveelheid van koolwaterstofbestanddelen in de herwinbare substroom stroomafwaarts van de eerste gasherwinningseenheid (210), een waarde representatief voor een calorische waarde van de herwinbare substroom stroomafwaarts van de eerste gasherwinningseenheid (210), en een resterende capaciteit van de eerste gasherwinningseenheid (210); optioneel met in begrip van ten minste één van: een hoeveelheid van koolwaterstofbestanddelen in de herwinbare substroom stroomafwaarts van de tweede gasherwinningseenheid (220), een waarde representatief voor een calorische waarde van de herwinbare substroom stroomafwaarts van de tweede gasherwinningseenheid (220), en een resterende capaciteit van de tweede gasherwinningseenheid (220).The system of any one of the preceding claims, further comprising at least one recovery measuring means (800) adapted to measure at least one of: a quantity of hydrocarbon components in the recoverable sub-stream downstream of the first gas recovery unit (210), a value representative for a calorific value of the recoverable sub-stream downstream of the first gas recovery unit (210), and a residual capacity of the first gas recovery unit (210); optionally including at least one of: an amount of hydrocarbon constituents in the recoverable substream downstream of the second gas recovery unit (220), a value representative of a calorific value of the recoverable substream downstream of the second gas recovery unit (220), and a residual capacity of the second gas recovery unit (220). BE2017/5948BE2017 / 5948 16. Het systeem volgens conclusie 10 en conclusie 14 en conclusie 15, waarbij het besturingsmiddel (700) is ingericht voor het besturen van ten minste één van: het selecteermiddel, het herwinningsselecteermiddel, de eerste gasherwinningseenheid, de tweede gasherwinningseenheid en het regeneratiemiddel, gebaseerd op data gemeten door het ten minste één herwinningsmeetmiddel.The system of claim 10 and claim 14 and claim 15, wherein the control means (700) is adapted to control at least one of: the selection means, the recovery selection means, the first gas recovery unit, the second gas recovery unit and the regeneration means based on data measured by the at least one recovery measuring means. 17. Het systeem volgens één van de voorgaande conclusies, waarbij elke gasherwinningseenheid (210, 220) is verbonden aan een stroomafwaarts einde van de corresponderende gasherwinningseenheid (210, 220) met de verbrandingseenheid (100) voor het lossen van een niet-geadsorbeerd deel van de herwinbare substroom naar de verbrandingseenheid (100).The system of any one of the preceding claims, wherein each gas recovery unit (210, 220) is connected to a downstream end of the corresponding gas recovery unit (210, 220) with the combustion unit (100) for releasing a non-adsorbed portion of the recoverable sub-stream to the combustion unit (100). 18. Een proces voor het verbranden van een gas in een verbrandingssysteem, het proces omvattende de stappen:18. A process for burning a gas in a combustion system, the process comprising the steps of: i. het ontvangen van een beschikbare gasstroom in het verbrandingssysteem, het beschikbare gas omvattend een koolwaterstof gebaseerd gas;i. receiving an available gas stream in the combustion system, the available gas comprising a hydrocarbon based gas; ii. het aanvoeren van een verbrandingssubstroom van de beschikbare gasstroom in een eerste verbrandingseenheid (100) en het aan voeren van een herwinbare substroom van de beschikbare gasstroom in ten minste een eerste gasherwinningseenheid (210), waarbij de sturingsstap omvat het selecteren van de verbrandingssubstroom en de herwinbare substroom van de beschikbare gasstroom;ii. supplying a combustion sub-stream of the available gas stream into a first combustion unit (100) and supplying a recoverable sub-stream of the available gas stream into at least a first gas recovery unit (210), wherein the control step comprises selecting the combustion sub-stream and the recoverable sub-stream of the available gas stream; iii. het verbranden van de verbrandingssubstroom in de verbrandingseenheid (100);iii. burning the combustion sub-stream in the combustion unit (100); iv. het adsorberen van de herwinbare substroom door een zeolietstructuur van de eerste gasherwinningseenheid (210), waarbij het geadsorbeerde deel een brandstofbron verschaft voor het verbranden in de verbrandingseenheid.iv. adsorbing the recoverable sub-stream through a zeolite structure of the first gas recovery unit (210), wherein the adsorbed portion provides a fuel source for combustion in the combustion unit. 19. Het proces volgens conclusie 18, waarbij het proces aanvullend omvat een regeneratiestap omvattend tenminste één stap van:The process of claim 18, wherein the process additionally comprises a regeneration step comprising at least one step of: V. het verwarmen van de zeolietstructuur naar een regeneratietemperatuur voor het loslaten van tenminste een deel van het geadsorbeerde deel van de herwinbare substroom van de zeolietstructuur, waarbij de brandstofbron wordt herwonnen; en vi. het verschaffen van een onderdruk in de zeolietstructuur voor het loslaten van tenminste een deel van het geadsorbeerde deel van de herwinbare substroom van de zeolietstructuur, waarbij de brandstofbron wordt herwonnen.V. heating the zeolite structure to a regeneration temperature to release at least a portion of the adsorbed portion of the recoverable sub-stream from the zeolite structure, thereby recovering the fuel source; and vi. providing an underpressure in the zeolite structure for releasing at least a portion of the adsorbed portion of the recoverable substeam of the zeolite structure, wherein the fuel source is recovered. BE2017/5948BE2017 / 5948 20. Het proces volgens conclusie 19, waarbij het proces aanvullend de stap omvat van:The process of claim 19, wherein the process additionally comprises the step of: vii. het aanvoeren van de herwonnen brandstofbron van de eerste herwinningseenheid (210) naar een brandstofopslag (300) ingericht voor het opslaan van de brandstofbron.vii. feeding the recovered fuel source from the first recovery unit (210) to a fuel storage (300) adapted to store the fuel source. 21. Het proces volgens conclusie 19 of 20, waarbij het proces aanvullend de stap omvat van:The process of claim 19 or 20, wherein the process additionally comprises the step of: viii. het aanvoeren van de brandstofbron van de brandstofopslag (300) in de eerste verbrandingseenheid (100).viii. supplying the fuel source from the fuel storage (300) into the first combustion unit (100). 22. Het proces volgens één van de conclusies 19-21, waarbij de regeneratiestap (v) omvat het aanvoeren van een verwarmd regeneratiegas hebbende een temperatuur van de regeneratietemperatuur door de eerste gasherwinningseenheid (210).The process of any one of claims 19-21, wherein the regeneration step (v) comprises supplying a heated regeneration gas having a temperature of the regeneration temperature through the first gas recovery unit (210). 23. Het proces volgens conclusie 19, waarbij de regeneratietemperatuur is tussen 50 °C en 500 °C, bij voorkeur tussen 100 °C en 400 °C, meer bij voorkeur tussen 120 °C en 250 °C.The process of claim 19, wherein the regeneration temperature is between 50 ° C and 500 ° C, preferably between 100 ° C and 400 ° C, more preferably between 120 ° C and 250 ° C. 24. Het proces volgens één van de conclusies 22-23, waarbij het gas verbrandingssysteem een warmtewisselaar (420) omvat gekoppeld aan de verbrandingseenheid (100), en de aanvoerstap van het verwarmd regeneratiegas omvat het aanvoeren van een regeneratiegas door de warmtewisselaar gedurende het verwarmen van het regeneratiegas in de warmtewisselaar (420) door de verbrandingseenheid (100) zodanig dat het verwarmd regeneratiegas ten minste de regeneratietemperatuur bereikt.The process according to any of claims 22-23, wherein the gas combustion system comprises a heat exchanger (420) coupled to the combustion unit (100), and the supply step of the heated regeneration gas comprises supplying a regeneration gas through the heat exchanger during heating of the regeneration gas in the heat exchanger (420) through the combustion unit (100) such that the heated regeneration gas reaches at least the regeneration temperature. 25. Het proces volgens één van de conclusies 18 - 24, waarbij het proces aanvullend omvat een meetstap (ix) van het meten van ten minste één van: een debiet van de beschikbare gasstroom, een hoeveelheid van koolwaterstofbestanddelen in de beschikbare gasstroom, een waarde representatief voor een calorische waarde van de beschikbare gasstroom, een temperatuur in de verbrandingseenheid.The process of any one of claims 18 to 24, wherein the process additionally comprises a measuring step (ix) of measuring at least one of: a flow rate of the available gas stream, an amount of hydrocarbon components in the available gas stream, a value representative of a calorific value of the available gas stream, a temperature in the combustion unit. 26. Het proces volgens conclusie 25, waarbij de sturingsstap (ii) omvat het besturen van de verbrandingssubstroom en de herwinbare substroom gebaseerd op data gemeten in de meetstap (ix).The process of claim 25, wherein the control step (ii) comprises controlling the combustion sub-stream and the recoverable sub-stream based on data measured in the measuring step (ix). 27. Het proces volgens één van de conclusies 25 - 26, waarbij de sturingsstap (ii) omvat het besturen van de verbrandingssubstroom om lager te zijn dan of gelijk aan een brandstofcapaciteit van de verbrandingseenheid (100).The process of any one of claims 25 to 26, wherein the control step (ii) comprises controlling the combustion substream to be less than or equal to a fuel capacity of the combustion unit (100). BE2017/5948BE2017 / 5948 28. Het proces volgens één van de conclusies 25 - 26, waarbij de sturingsstap (ii) omvat het vaststellen van een overmaatdeel van de beschikbare gasstroom gebaseerd op de brandstofcapaciteit van de verbrandingseenheid (100) en op data gemeten door het ten minste één meetmiddel; en het besturen van de herwinbare substroom zodanig dat de herwinbare substroom gelijk is aan of hoger dan het overmaatdeel.The process of any one of claims 25 to 26, wherein the control step (ii) comprises determining an excess portion of the available gas flow based on the fuel capacity of the combustion unit (100) and on data measured by the at least one measuring means; and controlling the recoverable sub-stream such that the recoverable sub-stream is equal to or higher than the excess portion. 29. Het proces volgens conclusie 21 en conclusie 25, waarbij de brandstofbronaanvoerstap (viii) wordt bestuurd gebaseerd op data gemeten in de meetstap (ix).The process of claim 21 and claim 25, wherein the fuel source supply step (viii) is controlled based on data measured in the measurement step (ix). 30. Het proces volgens één van de conclusies 18 - 29, waarbij het gasverbrandingssysteem aanvullend omvat een tweede gasherwinningseenheid (220), de tweede gasherwinningseenheid (220) omvattend een zeolietstructuur (222) ingericht voor het adsorberen van een deel van de herwinbare substroom, waarbij het geadsorbeerde deel een brandstofbron verschaft voor het verbranden in de verbrandingseenheid; en waarbij de sturingsstap (ii) aanvullend een herwinningsselectiestap (x) omvat van het aanvoeren van een eerste deel van de herwinbare substroom naar de eerste gasherwinningseenheid (210) en een tweede deel van de herwinbare substroom naar de tweede gasherwinningseenheid (220).The process of any one of claims 18 to 29, wherein the gas combustion system additionally comprises a second gas recovery unit (220), the second gas recovery unit (220) comprising a zeolite structure (222) adapted to adsorb a portion of the recoverable sub-stream, wherein the adsorbed portion provides a fuel source for burning in the combustion unit; and wherein the control step (ii) additionally comprises a recovery selection step (x) of supplying a first part of the recoverable sub-stream to the first gas recovery unit (210) and a second part of the recoverable sub-stream to the second gas recovery unit (220). 31. Het proces volgens conclusie 30, aanvullend omvattend een regeneratiestap (xi) omvattend tenminste één stap van: het verwarmen van de zeolietstructuur van de tweede gasherwinningseenheid (220) en/of het verschaffen van een onderdruk in de zeolietstructuur voor het loslaten van tenminste een deel van het geadsorbeerde deel van de herwinbare substroom van de zeolietstructuur, optioneel inclusief het aanvoeren van de brandstofbron van de tweede gasherwinningseenheid (220) naar de brandstofopslag (300).The process according to claim 30, further comprising a regeneration step (xi) comprising at least one step of: heating the zeolite structure of the second gas recovery unit (220) and / or providing an underpressure in the zeolite structure for releasing at least one part of the adsorbed part of the recoverable substeam of the zeolite structure, optionally including supplying the fuel source from the second gas recovery unit (220) to the fuel storage (300). 32. Het proces volgens één van de conclusies 18-31, waarbij het proces aanvullend omvat een herwinningsmeetstap (xii) voor het bemeten van ten minste één van: een hoeveelheid van koolwaterstofbestanddelen in de herwinbare substroom stroomafwaarts van de eerste gasherwinningseenheid (210), een waarde representatief voor een calorische waarde van de herwinbare substroom stroomafwaarts van de eerste gasherwinningseenheid (210), en een resterende capaciteit van de eerste gasherwinningseenheid (210); optioneel inclusief ten minste één van: een hoeveelheid van koolwaterstofbestanddelen in de herwinbare substroom stroomafwaarts van de tweede gasherwinningseenheid (220), een waarde representatief voor een calorische waarde van de herwinbare substroom stroomafwaarts The process of any one of claims 18 to 31, wherein the process additionally comprises a recovery measurement step (xii) for measuring at least one of: an amount of hydrocarbon constituents in the recoverable sub-stream downstream of the first gas recovery unit (210), a value representative of a calorific value of the recoverable sub-stream downstream of the first gas recovery unit (210), and a residual capacity of the first gas recovery unit (210); optionally including at least one of: an amount of hydrocarbon constituents in the recoverable substream downstream of the second gas recovery unit (220), a value representative of a calorific value of the recoverable substream downstream BE2017/5948 van de tweede gasherwinningseenheid (220), en een resterende capaciteit van de tweede gasherwinningseenheid (220).BE2017 / 5948 of the second gas recovery unit (220), and a remaining capacity of the second gas recovery unit (220). 33. Het proces volgens conclusie 30 en 32, waarbij de herwinningsselectiestap (x) omvat het selecteren van het eerste deel en het tweede deel van de herwinbare substroom gebaseerd op data gemeten in de herwinningsmeetstap (xii).The process according to claims 30 and 32, wherein the recovery selection step (x) comprises selecting the first part and the second part of the recoverable sub-stream based on data measured in the recovery measurement step (xii). 34. Het proces volgens conclusie 32, waarbij de regeneratiestap (v, vi) van de eerste gasherwinningseenheid (210) wordt gestart in reactie op data gemeten in de herwinningsmeetstap (xii).The process of claim 32, wherein the regeneration step (v, vi) of the first gas recovery unit (210) is started in response to data measured in the recovery measurement step (xii). 35. Het proces volgens conclusie 31 en 32, waarbij de regeneratiestap (xi) van de tweede gasherwinningseenheid (220) wordt gestart in reactie op data gemeten in de herwinningsmeetstap (xii).The process of claims 31 and 32, wherein the regeneration step (xi) of the second gas recovery unit (220) is started in response to data measured in the recovery measurement step (xii). 36. Het proces volgens conclusie 22, waarbij de regeneratiestap (v) omvat het aanvoeren van het verwarmd regeneratiegas door de eerste gasherwinningseenheid (210) in een stroomrichting tegengesteld aan de stroomrichting van de herwinbare substroom door de eerste gasherwinningseenheid (210).The process of claim 22, wherein the regeneration step (v) comprises supplying the heated regeneration gas through the first gas recovery unit (210) in a flow direction opposite to the flow direction of the recoverable sub-stream through the first gas recovery unit (210). 37. Het proces volgens conclusie 20, waarbij de aanvoerstap (vii) omvat het koelen van de herwonnen brandstofbron naar een condenseertemperatuurbereik zodanig dat de brandstofbron vloeibaar is gemaakt.The process of claim 20, wherein the feed step (vii) comprises cooling the recovered fuel source to a condensing temperature range such that the fuel source is liquefied. 38. Het proces volgens conclusie 37, waarbij het proces aanvullend omvat een opslagstap (xiii) van het opslaan van de vloeibaar gemaakte brandstofbron in de brandstofopslag (300).The process of claim 37, wherein the process additionally comprises a storage step (xiii) of storing the liquefied fuel source in the fuel storage (300).
BE2017/5948A 2017-12-15 2017-12-15 COMBUSTION SYSTEM AND PROCESS FOR COMBUSTION OF A GAS IN A COMBUSTION SYSTEM BE1025793B1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
BE2017/5948A BE1025793B1 (en) 2017-12-15 2017-12-15 COMBUSTION SYSTEM AND PROCESS FOR COMBUSTION OF A GAS IN A COMBUSTION SYSTEM

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
BE2017/5948A BE1025793B1 (en) 2017-12-15 2017-12-15 COMBUSTION SYSTEM AND PROCESS FOR COMBUSTION OF A GAS IN A COMBUSTION SYSTEM

Publications (2)

Publication Number Publication Date
BE1025793A1 BE1025793A1 (en) 2019-07-10
BE1025793B1 true BE1025793B1 (en) 2019-07-17

Family

ID=61626842

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
BE2017/5948A BE1025793B1 (en) 2017-12-15 2017-12-15 COMBUSTION SYSTEM AND PROCESS FOR COMBUSTION OF A GAS IN A COMBUSTION SYSTEM

Country Status (1)

Country Link
BE (1) BE1025793B1 (en)

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3455089A (en) * 1967-11-29 1969-07-15 Day & Zimmermann Inc Process for removing organic contaminats from air
WO1995001827A1 (en) * 1993-07-06 1995-01-19 ABB Fläkt AB Method for cleaning a gas flow
US6286316B1 (en) * 1998-12-21 2001-09-11 Edwards Engineering Corp. System for recovering and utilizing vapor
WO2006019131A1 (en) * 2004-08-19 2006-02-23 Ishikawajima-Harima Heavy Industries Co., Ltd. Method of treating volatile organic compound with gas turbine and system for treating volatile organic compound
WO2016149291A1 (en) * 2015-03-17 2016-09-22 Steel Research, Llc Methods and equipment for treatment of odorous gas streams

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3455089A (en) * 1967-11-29 1969-07-15 Day & Zimmermann Inc Process for removing organic contaminats from air
WO1995001827A1 (en) * 1993-07-06 1995-01-19 ABB Fläkt AB Method for cleaning a gas flow
US6286316B1 (en) * 1998-12-21 2001-09-11 Edwards Engineering Corp. System for recovering and utilizing vapor
WO2006019131A1 (en) * 2004-08-19 2006-02-23 Ishikawajima-Harima Heavy Industries Co., Ltd. Method of treating volatile organic compound with gas turbine and system for treating volatile organic compound
WO2016149291A1 (en) * 2015-03-17 2016-09-22 Steel Research, Llc Methods and equipment for treatment of odorous gas streams

Also Published As

Publication number Publication date
BE1025793A1 (en) 2019-07-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP5752804B2 (en) Fuel supply system and method of operating fuel supply system
JP4597140B2 (en) Marine ship gas supply apparatus and gas supply method
JP5926464B2 (en) Method for filling fuel tank with liquefied gas and liquefied gas fuel system
JP2008157457A (en) Gas supply device for driving machine
CN101970082A (en) Gaseous hydrocarbon treating/recovering apparatus and method
BE1025793B1 (en) COMBUSTION SYSTEM AND PROCESS FOR COMBUSTION OF A GAS IN A COMBUSTION SYSTEM
KR20150115092A (en) A Treatment System Liquefied Gas
JP2008201890A (en) Mixed gas feeder, calorific value regulation apparatus, and calorific value regulation method in mixed gas feeder
KR20180087367A (en) How to use VOS as an oil tank blanket gas
KR101826685B1 (en) Vaporization Reducing System and Method of Liquid Cargo
CA2991985C (en) Pretreatment equipment for hydrocarbon gas to be liquefied and shipping base equipment
NO961666L (en) Process and system for the capture and storage of light hydrocarbon vapor from crude oil
US20220196209A1 (en) Subcooled cyrogenic storage and transport of volatile gases
US10870811B2 (en) Method for operating fuel gas manufacturing device
JP2004308844A (en) Fuel supply system and its operating method
KR20220016415A (en) Bunkering Vessel
US5540757A (en) Method for preconditioning adsorbent
JP5221087B2 (en) Hydrocarbon recovery system, degassing apparatus used therefor, and hydrocarbon recovery method.
KR20140026865A (en) Fuel cell systen and ship having the same
KR20210045328A (en) Bunkering Vessel
KR101801730B1 (en) Fuel gas managemant and supply system in ships
JP2003117339A (en) Adsorbent regeneration equipment
KR102374659B1 (en) Bunkering Vessel
KR102374660B1 (en) Bunkering Vessel
KR102374654B1 (en) Bunkering Vessel

Legal Events

Date Code Title Description
FG Patent granted

Effective date: 20190717

PD Change of ownership

Owner name: NUTARA ENVIRONMENT BV; BE

Free format text: DETAILS ASSIGNMENT: CHANGE OF OWNER(S), CESSION; FORMER OWNER NAME: EUROPEM TECHNOLOGIES NV

Effective date: 20191009

PD Change of ownership

Owner name: TIALOC BELGIUM NV; BE

Free format text: DETAILS ASSIGNMENT: CHANGE OF OWNER(S), CESSION; FORMER OWNER NAME: NUTARA ENVIRONMENT BV

Effective date: 20200720