CN101313051A - 混合能量系统 - Google Patents

混合能量系统 Download PDF

Info

Publication number
CN101313051A
CN101313051A CN200680039504.8A CN200680039504A CN101313051A CN 101313051 A CN101313051 A CN 101313051A CN 200680039504 A CN200680039504 A CN 200680039504A CN 101313051 A CN101313051 A CN 101313051A
Authority
CN
China
Prior art keywords
overhead product
coal
char residue
carbonaceous material
gas
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Pending
Application number
CN200680039504.8A
Other languages
English (en)
Inventor
E·科罗斯
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Millennium Synfuels LLC
Original Assignee
Millennium Synfuels LLC
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
Priority claimed from AU2005904943A external-priority patent/AU2005904943A0/en
Application filed by Millennium Synfuels LLC filed Critical Millennium Synfuels LLC
Publication of CN101313051A publication Critical patent/CN101313051A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10B—DESTRUCTIVE DISTILLATION OF CARBONACEOUS MATERIALS FOR PRODUCTION OF GAS, COKE, TAR, OR SIMILAR MATERIALS
    • C10B53/00—Destructive distillation, specially adapted for particular solid raw materials or solid raw materials in special form
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
    • C10G1/002—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal in combination with oil conversion- or refining processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
    • C10G1/02—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal by distillation
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/064—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle in combination with an industrial process, e.g. chemical, metallurgical
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
    • F02C3/22—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being gaseous at standard temperature and pressure
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas- turbine plants for special use
    • F02C6/18—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas- turbine plants for special use using the waste heat of gas-turbine plants outside the plants themselves, e.g. gas-turbine power heat plants
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0233—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being a steam reforming step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/06—Integration with other chemical processes
    • C01B2203/063—Refinery processes
    • C01B2203/065—Refinery processes using hydrotreating, e.g. hydrogenation, hydrodesulfurisation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/80—Aspect of integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas not covered by groups C01B2203/02 - C01B2203/1695
    • C01B2203/84—Energy production

Abstract

由含碳材料产生能量的混合方法，包括以下步骤：在蒸馏设备中在降低的氧气氛下加热该含碳材料以产生馏出物蒸气；将所得的馏出物蒸气加工；将该焦化残余物从该蒸馏设备输送到发电站锅炉；和在该发电站锅炉中燃烧该焦化残余物以产生电能。在该焦化残余物由于在蒸馏设备中的加热而保持发热的同时将该焦化残余物输送到发电站锅炉。集成能量转换系统，包括：用于将含碳材料分解蒸馏以提供馏出物蒸气和焦化残余物的蒸馏设备；发电站锅炉；将处于300－700℃的温度的焦化残余物从蒸馏设备输送到床发电站的装置；和馏出物蒸气的收集装置。

Description

混合能量系统
发明领域
本发明大体上涉及有效应用燃料的方法和系统。例如，本发明涉及将含碳材料热解以产生燃料和电能的方法和系统。
发明背景
自然资源，尤其是矿物燃料资源的有效率和有效果的应用由于其有限的性质而越来越具重要性。从经济观点考虑，当前应用燃料的方法的损失主要归因于不能回收有价值的副产物，和不能足够地实现能量最大化。缺乏对矿物燃料副产物的适当的回收方法还加剧了与这些燃料的燃烧有关的污染问题。除了所提及的当前资源的无效果使用和相关的污染问题之外，世界的原油储量正在消耗(对于最近30年，每2筒采出油仅发现一筒油)。这些因素表明原油的替代燃料源的有效率使用是合乎需要的。
已知煤炭可以用来产生烃类燃料超过100年了。基本在没有氧的存在下从煤炭蒸馏油的方法多样地称作″分解蒸馏″或″低温碳化″。通常地，可以说分解蒸馏的目的一方面是减少过度的污染，另一方面是增加燃料应用和副产物回收的总效率。
由煤炭热解形成的尤其有用的副产物是含氮和含硫材料。这些副产物可用于生产材料如硫酸、元素硫、氨和氨盐、和肥料。因而，这些化合物的回收是高度合乎需要的。当这些化合物还是由煤炭的低效加工产生的显著的污染物时，它们的回收更是合乎需要的。
煤炭不是均匀的燃料源。取决于使用的煤炭类型，预期分解蒸馏可以产生50L-250L油/吨煤炭(对应于0.3-1.5筒油/吨煤炭)。例如，以AU$85/桶的价格，这将对应于AU$25-AU$127附加值/吨加工煤炭。通过分解蒸馏方法，原料煤炭的仅25％-30％总能量转变成烃类燃料。其余的能源(呈焦化残余物形式)被回收和用作常规发电站的燃料源。每年消耗2百万吨低质煤的操作可能每年产生2百万桶油(基于1.0筒/吨煤炭的预计油产量)，这对应于每年大致AU$170百万的当前值。每年2百万吨煤炭的煤炭焦化残余物和气体将为200MW发电站提供足够的燃料。
发明概述
在一个方面中，本发明提供由含碳材料产生能量的混合方法，包括以下步骤：
(i)在蒸馏设备中在降低的氧气氛下加热该含碳材料以产生馏出物蒸气；
(ii)将所得的馏出物蒸气加工；
(iii)将该焦化残余物从该蒸馏设备输送到发电站锅炉；和
(iv)在该发电站锅炉中燃烧该焦化残余物以产生电能。
在一个实施方案中，该焦化残余物输送到发电站锅炉的同时，保持该焦化残余物在蒸馏设备中加热产生的热量。
适合地，通过双放卸阀、管子和输送机中的一种或多种将该焦化残余物从蒸馏设备输送到发电站锅炉。
该焦化物在输送过程中的流动和行进任选地经由双放卸阀、螺杆、振动、压缩空气、重力、耐热皮带输送机、链式输送机、振动输送机如振动溜管输送机、高温旋转阀或它们的任何结合控制。
该含碳材料可以选自煤炭，洗煤次品，低质量煤炭如褐煤，油页岩和它们的任何结合物。
优选地，该含碳材料当经受分解蒸馏时提供高水平的挥发性烃组分。在一些实施方案中，该含碳材料的总能量的至多30％转变成液态和气态烃馏分。
在一个实施方案中，该含碳材料是煤炭。
在另一个实施方案中，该含碳材料具有小于1.0％的平均最大镜质体反射率。
在一个优选的实施方案中，该含碳材料是高壳质煤素质煤炭。
在又一个实施方案中，将该含碳材料加热到大约400-大约700℃。
在另一个实施方案中，通过热交换将馏出物蒸气的温度降低到小于大约150℃的温度。
在另一个实施方案中，通过热交换将馏出物蒸气的温度降低到小于大约30℃的温度。
在另一个实施方案中，将馏出物的温度降低到小于大约25℃，在又一个实施方案中降低到大约0℃。
在另一个实施方案中，在减压下加热该含碳材料。
通常地，蒸馏设备具有其中将含碳材料热解的蒸馏甑装置。该蒸馏甑室的气氛与空气相比具有降低的氧气含量。优选地，该蒸馏甑的气氛基本上是无氧气的。
优选地，在300-700℃温度下将焦化残余物从蒸馏设备送到发电设备锅炉。
在第二个方面中，本发明提供集成能量转换系统，包括：
(i)用于将含碳材料分解蒸馏以提供馏出物蒸气和焦化残余物的蒸馏设备；
(ii)发电站锅炉；
(iii)将处于300-700℃的温度的焦化残余物从蒸馏设备输送到床发电站的装置；和
(iv)馏出物蒸气的收集装置。
在一个实施方案中，蒸气的收集装置是通过将该蒸气的可冷凝部分冷凝。可以通过热交换冷凝该蒸气。可以冷凝该馏出物蒸气以提供液态烃馏出物馏分。
所述发电站可以是常规发电站或流化床发电站。
附图简述
将参照附图描述本发明一个优选的实施方案，其中：
图1表示一般商业方法的综述；
图2显示了混合能量系统方法的综述；
图3示出了氨的示意性脱除；
图4显示了烃馏出物馏分或者称为″合成原油″的示意性加工；
图5表示由焦化残余物产生电能的示意图；
图6表示合成气体的生产和纯化示意图；
图7显示了升级煤炭馏出物的概观；
图8示出了集成能量系统的示意图；和
图9示出了集成能量系统的替代示意图。
具体实施方式
参照附图，不言而喻的是，本发明可以按各种形式执行，给出这一描述仅是为了举例。
转到附图，图1示出了产生煤炭衍生燃料的方法步骤的示意图，其中煤矿1.0的煤炭输送到具有蒸馏装置例如，蒸馏甑的蒸馏设备2.0，在此煤炭被热解。可以多样地加工煤热解的产物。通常地，煤炭的分解蒸馏产生馏出物蒸气，其在例如通过传热冷凝法温度降低到近乎环境温度(298K)后提供气态馏分，液态馏分。还有剩余的焦化残余物。该液态馏分可以进一步分离成液态烃馏分和含水液态馏分。例如，包括有用的副产物9.0和气态和可冷凝合成燃料5.0的馏出物可以进一步加工成合成气6.0(通常是氢气和烃合成原油7.0的混合物)、可冷凝合成液态烃馏分(在环境温度下)和含含硫和含氮产物的含水液态馏分。产生的含水馏分的相对量可以取决于，例如，热解的煤炭的水含量，或该蒸馏是否受蒸汽辅助。其它方法例如水洗刷也产生含水馏分。通过分解蒸馏产生的合成气多样地称为例如，照明气或煤气。通过例如，煤炭或泥煤的分解蒸馏产生的合成气通常是氢气和烃的混合物。由分解蒸馏方法制备的合成气不应该与其它合成气例如″水煤气″(通过水与一氧化碳的反应形成的二氧化碳和氢气的混合物)或合成气(由甲烷与蒸汽的反应制备的一氧化碳和氢气的混合物)混淆。氢气可以由合成气制备。由烃制备氢气的方法称为″蒸汽重整″(7.3)或″催化氧化″并且在工业规模上是产生氢气的主要方法。
如所提及的那样，通过分解蒸馏方法产生的气态馏分通常是低分子量烃和氢气，和其它气体如一氧化碳和二氧化碳的混合物。氢气(H2)和气态烃类(例如由化学式：CnH2n+2和C2H2n′表示，其中n是整数)的相对百分率可以取决于蒸馏温度和实施蒸馏的压力(通常减压)变化。通常地，照明气主要由甲烷、乙烯和氢气组成。由分解蒸馏产生的气体中的烃组分与H2的相对量可以随温度增加而变化。通常注意到温度的增加将引起所产生的H2气体的量增加，而烃气减少。气态烃类组分已经显示(例如对于烟煤)从在大约400℃下的大约50％降低到在大约900℃下的大约35％。然而在相同范围内H2的百分率从大约20％增加到大约55％。通常，随着达到大于600℃的温度，烃组分更有分解的倾向。然而，这可能取决于实施蒸馏的压力(减压或者相反)。
将剩余的焦化残余物3.0(高生热燃料)输送到发电站，其中它在锅炉中燃烧以产生电8.0。所述发电站可以是常规发电站或流化床发电站。在输送到发电站之前，一些焦化残余物还可以部分地与过热蒸汽起反应以产生氢气。在这种情况下，在这一方法步骤已经完成之后将剩余的焦化残余物输送到发电站。
在图2示意图中，示意图示出了从煤矿1.0开采煤炭1.3的是矿1.2，然后运输1.4到蒸馏设备。具有壳质煤素质含量的煤炭通常认为当分解蒸馏时提供更大量的合成原油。然而，其它煤炭，如褐色煤炭褐煤也是适合的。一般而言，对于本文描述的方法，低煤级煤炭或具有小于1％的平均最大镜质体反射率的煤炭是优选的。具有高含灰量的煤炭也是容许的。通常地，含碳材料如洗煤次品、褐煤、油页岩或它们的结合物适合用于本发明。优选地，蒸馏设备和发电站接近原料源。将煤炭1.3输送1.4到蒸馏设备蒸馏甑2.1的热解室。原料煤炭1.3可以基本上在它从煤矿1.0到达时(即作为粗、未洗煤)用于该热解室。使用原煤可以实现构造、操作和投资费用方面的显著节约。将原料煤炭雾化成粉尘级分尺寸，例如，当用于雾化燃料发电站时那样，是不必要的。仅可能需要将煤炭压碎到6mm的上限尺寸，从而提供额外的资本和操作费用节约。在加入蒸馏室之前可以将煤炭预先加热。优选地，通过重力给料1.4将煤炭输送到蒸馏甑2.1。然后通过低温碳化或者称为分解蒸馏2.2从煤炭蒸馏气体和其它挥发性烃。蒸馏可以在减压下进行并且优选在大约400-700℃的温度范围内进行。通过热交换冷凝法5.1将粗制的或″合成″气体6.1，和可冷凝的烃馏分(合成原油7.0)分离。合成原油可以进一步被加工以提供例如，油类、燃料和沥青。例如，合成原油可以进一步分馏成许多馏分以产生许多有用的有机产物，包括苯、甲苯、二甲苯、萘、蒽和菲。粗馏出物可以形成许多其它产物的合成起点。从该分馏留下的残渣沥青可以用于铺路、盖屋顶、防水和绝缘。液态馏出物的比重可以取决于因素如实施碳化的温度，和如何冷凝或收集馏分而改变。由煤蒸馏液体的进一步蒸馏形成的残油可以具有相当高的比重。
冷凝法还允许在含水馏分中萃取氨5.2。粗合成气6.1可以经受进一步纯化方法6.2处理如含氮和含硫气体的萃取和颗粒物质的过滤以提供清洁的合成气6.3。合成气可以用作流化床发电站(FBPS)6.5的锅炉中的燃料，可以用来加热蒸馏甑6.4，可以作为高能燃料销售，和可以进一步加工。例如，可以催化重整合成气以合成肥料和甲醇。煤炭的氮和硫组分可以回收6.6作为有用的副产物6.7。在已经从煤炭蒸馏挥发性材料之后，将焦化残余物从热解室2.1输送3.1到发电站锅炉，如流化床发电站锅炉4.1，在此，使它燃烧产生蒸汽4.2以驱动涡轮4.3用于电8.0的产生4.5。
在图3示意图中，在煤炭热解之后，离开2.2热解室2.1的气体可以用含水溶液(冲洗液)5.1.0的喷雾淬火，这产生液态冷凝物料流5.2.1和气流6.1。当将粗蒸馏气体冷却时，烃蒸气可以冷凝形成气悬体，它们连同该气流一起被输送。静电沉淀器可以用来使颗粒带电，该颗粒然后可以利用静电引力从该气体收集。粗气6.1和冲洗液然后分离并流向副产物设备用于处理。氨可以例如呈硫酸铵6.2.1形式与气流分离。硫酸铵的产生可以采取各种形式，例如，通过让气流与硫酸接触。或者，可以通过用水洗刷从该气流中除去氨。用水洗刷进一步从该气流中除去一些硫化氢和氰化氢。水洗涤氨处理在较低的气体温度下得到改进。可以在蒸馏釜中加工氨溶液以提供浓氨溶液或形成硫酸铵。另一个相关的方法是使用一磷酸铵的溶液从该气流中除去氨。这一方法产生可销售的无水氨。也可以例如，通过使用洗油从该气流中洗刷轻质油和萘。该轻质油和萘可以一起气提或作为独立的馏分。轻质油也可以保留在该气体中以增加其热值。将冲洗液输送到溶液设备。可以通过倾析5.2.2将该烃馏分与该含水馏分分离。该含水冲洗液然后可以被加工以提供氨，其可以被反馈到该氨气提上游的气流中，或可以另外集中到氨加工系统中。该溶液可以被进一步加工以除去组分如碱性含氮烃(例如吡啶)、酚类和氰化物，或例如，在生物排出物设备中现场处理。
在图4示意图中，收集5.1烃的液态可冷凝馏分并将水相与有机相5.2.1分离。该水相很可能含有一些可以回收的水溶性烃如酚类和含氮碱。例如，酚类可以通过与NaOH反应转化成它们的钠盐来回收。含氮碱可以通过与合适的平衡离子反应作为盐类似地回收。例如，由于它们不同的密度，可以通过使用分离漏斗或排放口，或通过离心分离分离这些相。相应液态含水和液体烃馏分的一般亲水性和疏水性性质也可以帮助它们彼此的分离。在与水相分离之后，液态烃″合成原油″馏分7.0组分可以输送到炼油厂7.1，在此它被进一步加工成例如，油、燃料如石油烧料和沥青组分。如所提及的那样，含水馏分5.2.2是氨和水溶性烃如酚类和含氮碱6.7的源物质。
或者，可以通过蒸汽注入2.3辅助煤热解。任选地在蒸馏甑的顶部，沿着侧面或底部通过阀门导入蒸汽以注意热膨胀。引导该蒸汽和气体穿过热交换装置或冷凝器5.1(n＝1)，其中去掉重油，提供第一液态馏出物馏分。剩余的气体或馏出物蒸气然后到达冷的冷凝器，其中蒸汽和油被冷凝5.1(n＝2)以提供由水相和有机相组成的第二液态馏出物馏分。然后导出剩余的气体。热冷凝器将气体的温度降低到大约150℃。该冷的冷凝器设计用来将气体的温度从大约25℃降低到大约50℃。冷却剂，通常是水的温度至多25℃但是可以低到大约0℃。蒸馏的终点可以在各个阶段并且与各种目标有关。冷凝的液体到达分离器，在此液态烃馏出物馏分或″合成原油″7.0和含水馏出物馏分5.2.2被分离5.2.1。将该合成原油带到原油储存槽然后例如，加以裂化和精炼7.1。由例如，煤炭的分解蒸馏或通过过热蒸汽与焦化残余物的反应形成的氢气可以用于催化加氢方法以将由分解蒸馏产生的合成原油产物升级。
在图5示意图中，将焦化残余物从蒸馏甑输送3.1到FBPS锅炉。焦化残余物是高能源燃料，与焦炭相似并且具有比煤炭本身高的发热值。焦化残余物还提供具有可忽略水含量的高能燃料。优选地，将焦化残余物输送到加热的锅炉，即处于或大约实施分解蒸馏的温度，该温度通常至多大约700℃。通过在处于或大约蒸馏温度下将焦化残余物从蒸馏设备热解室输送到流化床发电设备锅炉，实现了显著的节省能量，因为没有损失该焦化残余物的热能。优选地，流化床发电站接近该蒸馏设备，更优选，它该蒸馏设备的100公尺范围内，甚至更优选，它紧挨着该蒸馏设备。蒸馏设备的蒸馏甑可以位于该发电站锅炉的上面以致从蒸馏甑将该热焦化物移动到锅炉要求最小的转移距离。该蒸馏甑和锅炉可以例如，通过双放卸阀连接。在该锅炉附近地区内可以设置多于一个蒸馏甑以根据需要提供足够的焦化残余物来燃烧该锅炉。沿焦化物流动方向的惰性气体如氮气的正压力帮助避免不希望的气体从锅炉进入蒸馏甑室。可以通过耐热输送机将该焦化残余物从蒸馏设备管送或运输到流化床发电站锅炉。烧焦流动可以经由螺杆、双放卸阀、振动、压缩空气、重力、高温旋转阀、耐热皮带输送机、链式输送机、振动输送机如振动溜管输送机、或上述装置的任何结合控制。然后在流化床锅炉中燃烧该焦化残余物以产生呈蒸汽形式的能量4.2.1以驱动涡轮4.3而产生4.5电8.0。通常，将热焦化残余物3.1与流化床锅炉4.1中的吸附剂4.1.1例如石灰石相结合。该吸附剂通过与硫反应产生煤炭燃烧副产物4.1.2来进一步使硫排放最小化。煤炭燃烧产物(CCP)是在煤炭燃烧之后剩余的残余物，并且包括流化床锅炉中使用的吸附剂材料。CCP的实例是(炉底灰，锅炉防护套、飞尘)。CCP可以成功地用于水泥和混凝土。CCP的组分具有不同的物理和化学性能，这使得它们适合于不同的应用。应用实例是墙板制造、矿山开垦、道路基底和结构填充中的合成石膏。锅炉的烟道气排放可以进一步通过气流的排放前纯化来进一步控制以除去颗粒物质和有害气体4.2.2然后送到烟囱4.2.3。一种烟道气脱硫方法使用氨作为吸附剂。产物是硫酸铵。硫酸盐是容易被农作物吸收的优选的硫形式并且硫酸铵是用于土壤添加物的理想的硫酸盐化合物，因为它还提供来自氨的氮。氧化铜是另一种可再生的吸附剂以从烟道气俘获二氧化硫以作为可销售的副产物例如元素硫、硫酸铵肥料或硫酸收集硫。氧化铜也可以催化还原氧化氮。或者，可以通过使用吸附剂，如金属氧化物或钙基吸附剂，或通过使用二氧化硫还原催化剂从烟道气中除去硫。其它金属盐如钛酸锌或铁酸锌可用来产生金属硫化物，后者可以被加工而使该金属盐再生用于再利用和浓SO2。可以通过如用氨选择性催化还原(SCR)的方法，或通过选择性非催化还原(SNCR)或等效方法除去有害的气态含氮组分如NOx。选择性非催化还原(SNCR)是控制NOx排放量的后燃烧方法，其中将氨或脲与空气或蒸汽混合并注入到高温下的燃烧室，在此它高温下与NOx反应产生氮气和水。通过SCR方法，将氨注入烟道气，在那里，它在催化剂如钛或钒存在下与NOx反应而产生氮气和水。
在图6示意图中，在可冷凝烃馏分5.1的冷凝之后，可以过滤该粗合成气6.1以除去颗粒物质6.2.1。可以通过静电沉积器(ESP)和织物过滤器(例如袋子-外壳过滤器)控制颗粒排放。ESP是常用的用于颗粒控制的设备并且已经商业上应用于收集粉尘、烟气和雾颗粒。织物过滤器可以实现高收集效率。许多不同的过滤介质可用于不同的过滤应用。用于织物过滤器的高级气流分配系统可以排除磨擦并因此降低袋子损耗。混合系统将静电沉降与织物过滤组合以在低成本下实现高的颗粒除去效率。其它方法包括陶瓷过滤器、旋风滤器和包括文氏管、喷口和EDV洗涤器的湿式洗涤器。在颗粒过滤之前或之后，可以从气流中提取含硫组分。HCN和COS可以经由水解反应器6.2.2除去，酸性气体(例如H2S)然后可以从该气流6.2.3吸收并经由例如，克劳斯法6.7.2，可以转变成元素硫然后转变成硫酸。通常，克劳斯法通过在催化剂存在下燃烧H2S并从所得的蒸气中作为冷凝物回收硫产生元素硫。硫化氢(H2S)是有臭味、腐蚀性、高毒性的气体。H2S通常在天然气中发现并且还在煤发电站制造，尤其是如果该煤炭含大量硫化合物时更如此。因为H2S是这样一种令人讨厌的物质，所以在其中产生它的大多数场所将它转变成无毒和有用的元素硫。克劳斯硫回收装置可以与各种尾气装置结合，例如：Beavon尾气装置和选择性胺尾气装置。对于采用重质残渣和含大量硫的焦炭操作的锅炉，以硫酸形式回收硫变成一个有吸引力的替代方案。如所提及的那样，通过增加硫含量改进了方法经济性，这归因于反应热的回收和硫的销售价值(在这种情况下，硫酸产品)。也可以通过湿硫酸(WSA)方法(Topsφe)从煤气中提取呈硫酸形式的硫。简而言之，WSA方法是作为第一阶段将H2S和CS2转化成SO2的催化方法。然后将SO2转化成SO3，并且该SO3与水蒸汽反应并冷凝为具有商品质量的浓硫酸(取决于实际的设计条件，94-97wt％)。通过这种方法可以处理各种含硫排出物例如：富硫化氢的气体、克劳斯法尾气和锅炉烟道气。该方法还适合于处理具有高烃含量的含硫气体。WSA方法可以与克劳斯法同时使用。在Smoven方法中，将煤气输入含Zn基吸附剂的夹带流动反应器，在此硫组分被吸收，得到流过的清洁合成气。当用硫饱和时，或当反应性不足以用于实际脱硫时，硫化物的吸附剂流到分离反应器，其中在富氧的气氛中将它再生。然后将再生的吸附剂输送回到该夹带流动反应器以参与另一个吸附循环。该再生反应产生富含SO2的尾气，该尾气可以用于生产元素硫、液态SO2或硫酸。除去硫化氢的其它方法包括用碳酸钾溶液吸收、用氨溶液吸收或用一乙醇胺溶液吸收。
转到图7，一般地，分解蒸馏的产品范围包括以下：燃料气体；轻汽油；石脑油；煤油；柴油和残油7.5。
液态馏出物馏分或″合成原油″可以进一步经由一种或多种升级方法精炼。一种这样的升级方法是分馏7.2。其它升级方法包括裂化法和加氢处理法7.4。在精炼开始之前，可以为储存的合成原油清除掉污染物如沙子和水并且如果需要的话可以经由热交换方法如让该合成原油经由管子穿过或流到热产生体来进行预先加热。
可以如下将加热的合成原油升级：使用热来产生合成原油的化学分裂，形成燃烧气体(炉子燃料气体)、液体产物和残油(固体、通常最终作为柏油的复杂烃)。可以在氢气的分压存在下通过催化加氢将合成原油升级(7.4)。催化加氢需要的氢气可以通过合成气的蒸汽重整7.3产生或可以例如，由过热蒸汽与热焦化残余物的反应产生。
一般而言，在精炼方法中，烃分子越长，沸点越高。煮出气油必须的温度可能仅是40摄氏度而重瓦斯油可能需要超过400摄氏度的温度。物质的不同沸点可以用来通过分级装置如分馏塔中的分馏7.2将它们分级分离。例如，产生了以下物质(最轻到最重或塔顶到塔底)：废气、直馏汽油(由长度大约5-大约10个碳的分子组成)、煤油馏分(具有长度大约11-大约15个碳的分子)、轻瓦斯油(大约13-大约17个碳)和重瓦斯油(大约18-大约25个碳)，用于润滑油。
在塔上相隔一定距离设置的收集塔板根据产物的密度收集它们，其中最小密度的产物如废气和直馏汽油在更接近该分馏塔顶部被俘获和虹吸抽出，更重质材料如瓦斯油在更接近塔的底部取得。
然而，重质残油(26-超过60个碳)可以经受甚至更加精炼处理。该残油可以在真空塔中接收更多加热，在那里，可以从其中提炼轻质真空瓦斯油和重质真空瓦斯油。焦油固体可以传送穿过另一个热交换然后经受加氢裂化法7.4。例如，残油可以经受压力、热、催化剂和氢气处理(其帮助分解该残油中的极其复杂的烃粘结料)。产生了另外的气体和液体。该气体包括：可以从中提取硫的硫化氢和可以收集用作炉子燃料的气体。将收集的液体重新导回到分级装置。分馏的产物可以经受进一步升级处理如加氢处理和加氢裂化，并且加氢处理和加氢裂化的产物也可以进一步经受分馏处理。
加氢处理装置是精炼厂中的一种″升级″方法装置，它用来处理产物如气油、煤油和柴油和中间体如瓦斯油。加氢处理装置使用氢气来饱和芳族化合物和烯烃以及除去元素如硫和氮的不希望的化合物。
加氢处理装置的典型的主要构件是加热器、固定床催化反应器和氢气压缩机。催化剂促进氢气与硫化合物如硫醇的反应以产生硫化氢或H2S，然后通常将该硫化氢或H2S排出并在胺处理器中用胺处理。氢气还使烃双键饱和，这帮助提高燃料的稳定性。
加氢裂化器是稍微类似的升级精炼厂装置，它使用更高的程度如更强的催化剂和更高的压力以将烃分子裂化成更小的那些，例如将瓦斯油和柴油机转化成更轻的烃如汽油调合料和丁烷。加氢裂化器通常具有加氢处理装置作为第一个步骤以除去可能充当加氢裂化催化剂毒物的硫和氮化合物。
加氢裂化由于升高的氢分压存在而得到帮助。这种方法的产物是饱和烃类。这种反应方法的产物取决于使用的反应条件(温度、压力、催化剂活性)。产物可以从乙烷和LPG到更重质的烃如异链烷烃。加氢裂化可以被双功能催化剂促进，该双功能催化剂能够使烃链重排和断裂以及将氢添加到芳香烃和烯烃上以产生萘和烷烃。
加氢裂化的主要产物是航空煤油、柴油机、较高辛烷值汽油馏分和LPG。这些产物可以具有非常低的硫和其它污染物含量。衍生自合成原油的燃料烃可以包括各种精炼的石油产品。例如，气油包含许多烃类，一些杂环化合物。该烃类主要是沸点为23-200℃的C5-C12碳链和氢原子。石油工程师通常将烃分为三组，链烷烃(直链和环状饱和烃类即，不存在双键)，烯烃(不饱和烃，即含双键的化合物)和芳族化合物(由苯环构成的化合物)。气油的精确组成非常不同并且取决于其原油来源和制造方法。苯、甲苯、乙苯和二甲苯(BTEX)可以经由蒸馏法出现在气油中并且由于它们的抗爆特性和辛烷提高还被添加。BTEX化合物可以构成气油的大约16wt％。
柴油由沸点在大约200-大约300℃之间的烃组成。柴油与气油相比包含更多碳数可以为大约10-大约19的烃。燃料油是用于各种石油产品的术语。燃料油包括煤油、火炉油、炉用燃料油、柴油和船用油。船用油是用来给船提供能量的重质燃料油。燃料油可以是馏出物油如柴油、煤油、炉用燃料油和火炉油，或残渣油如船用油。馏出物油是在蒸馏法期间由原油蒸发和冷凝的，并因此具有确定的沸点范围。残渣油包含原油蒸馏的残余物。结果，残渣油包含高沸点和柏油质组分。例如，航空煤油通常由调合石脑油、气油和煤油根据军队和商用航空设置的规格制造的。航空煤油的组成将取决于来源和制造方法显著地不同。
转到图8，示出了集成能量转换系统的示意图，包括具有蒸馏甑的蒸馏设备2.0，包括锅炉的发电站4.1，输送焦化残余物的装置3.1，和馏出物蒸气的收集装置5.1。一般而言，热焦化物从蒸馏甑的底部离开并被输送到发电站的锅炉。如图9的替代示意图所示，热焦化物可以经由双阀门系统输送，其中2.01处的开口打开以允许焦化残余物进入到由3.1表示的中间输送部分中。中间输送部分的尺寸将取决于正在干馏过程期间热解的煤炭的量。2.02处的阀门打开以允许该焦化残余物进入发电站锅炉。此种阀门系统称为双放卸阀系统。该焦化残余物可以经由如图83.1处所示的输送机部分输送。该焦化物在2.01离开该蒸馏甑并在2.02处被输送到输送机3.1上。在3.1处的输送机可以是呈为热焦化物的输送提供重力帮助的角度的管子。焦化物从蒸馏甑输送到输送机还可以是双阀门方法如采用双放卸阀。馏出物蒸气离开该蒸馏甑并经由热交换冷凝。如此前所论述，取决于由热交换方法达到的温度降低，可以存在独立的其它液态烃馏分，添加到气态馏分中。气体可以继续穿过该腔室5.1用于进一步加工。收集液体馏出物残余物(5.1)并进一步加工该烃馏分用于升级。可以将烃馏出物输送(5.10)用于在蒸馏塔(20.0)中通过分馏(20.2)升级以提供烃馏分作为最终产物或者可以将材料进一步升级，或者，可以将液态烃馏出物馏分输送例如通过管道(5.12)，直接地从5.1输送到加氢裂化设备加以裂化，任选地放在加氢处理之前。然后可以将加氢裂化馏出物输送(5.14)到蒸馏塔(20.0)并进一步分馏以提供合成燃料7.5。20.1处的箭头方向表示不同烃馏分的不同沸点的范围。20.2处的垂直箭头表示正在排出(分离)的不同沸点馏分。

Claims (26)

1.由含碳材料产能的方法，包括：
(i)在蒸馏设备中在降低的氧气氛下加热该含碳材料以产生馏出物蒸气；
(ii)将所得的馏出物蒸气加工；
(iii)将该焦化残余物从该蒸馏设备输送到发电站锅炉；和
(iv)在该发电站锅炉中燃烧该焦化残余物以产生电能。
2.权利要求1的方法，其中该焦化残余物在蒸馏设备中加热而保持热量的同时将该焦化残余物输送到发电站锅炉。
3.权利要求1的方法，其中通过双放卸阀、管子和输送机中的一种或多种将该焦化残余物从蒸馏设备输送到流化床发电站锅炉。
4.权利要求1-3中任一项的方法，其中该焦化物在输送过程中的流动经由双放卸阀、螺杆、振动、压缩空气、重力、耐热皮带输送机、链式输送机、振动输送机如振动溜管输送机、高温旋转阀或它们的任何结合控制。
5.权利要求1的方法，其中，将该含碳材料加热到400-700℃。
6.权利要求1的方法，其中该含碳材料在蒸馏设备中的加热在蒸馏甑中进行。
7.权利要求1-6中任一项的方法，其中在大约300-大约700℃温度下将该焦化残余物从该蒸馏甑输送到该发电设备锅炉。
8.权利要求1-7中任一项的方法，其中该含碳材料选自煤炭，洗煤次品，低质量煤炭如褐煤，油页岩和它们的任何结合物。
9.权利要求8的方法，其中该含碳材料是煤炭。
10.权利要求9的方法，其中该煤炭小于1.0％的平均最大镜质体反射率。
11.权利要求9或权利要求10中任一的方法，其中该煤炭是高壳质煤素质煤炭。
12.权利要求1的方法，其中在减压下加热该含碳材料。
13.权利要求1的方法，其中步骤(i)还包括添加过热蒸汽。
14.权利要求1的方法，其中通过热交换加工该馏出物蒸气。
15.权利要求14的方法，其中通过热交换降低该馏出物蒸气的温度。
16.权利要求15的方法，其中将该馏出物蒸气的温度降低到小于大约150℃。
17.权利要求16的方法，其中一部分馏出物蒸气冷凝以提供烃馏出物馏分。
18.权利要求1的方法，其中将该馏出物蒸气的温度降低到小于大约30℃。
19.权利要求18的方法，其中一部分馏出物蒸气冷凝以提供液体馏出物馏分。
20.权利要求19的方法，其中该液体馏出物馏分包括含水馏出物馏分和烃馏出物馏分。
21.权利要求20的方法，其中将该含水馏出物馏分和烃馏出物馏分彼此分离。
22.权利要求21的方法，其中通过离心分离将该烃馏出物馏分与该含水馏出物馏分分离。
23.权利要求17、21或22中任一项的方法，还包括以下步骤：将该烃馏出物馏分升级。
24.权利要求23的方法，其中该升级通过分馏、加氢处理和加氢裂化中一种或多种进行。
25.集成能量转换系统，包括：
(v)用于将含碳材料分解蒸馏以提供馏出物和焦化残余物的蒸馏设备；
(vi)发电站；
(vii)将该焦化残余物从蒸馏设备输送到发电站的同时仍保持该焦化残余物中的分解蒸馏的热量的装置；和
(viii)馏出物的收集装置。
26.权利要求25的系统，其中该发电站是流化床发电站。
CN200680039504.8A 2005-09-08 2006-09-08 混合能量系统 Pending CN101313051A (zh)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
AU2005904943A AU2005904943A0 (en) 2005-09-08 Hybrid Energy System
AU2005904943 2005-09-08

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN101313051A true CN101313051A (zh) 2008-11-26

Family

ID=37835312

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN200680039504.8A Pending CN101313051A (zh) 2005-09-08 2006-09-08 混合能量系统

Country Status (5)

Country Link
US (1) US20080314726A1 (zh)
EP (1) EP1966346A1 (zh)
CN (1) CN101313051A (zh)
CA (1) CA2621185A1 (zh)
WO (1) WO2007028208A1 (zh)

Families Citing this family (24)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8298304B1 (en) 2009-02-20 2012-10-30 Castle Light Corporation Coal treatment process for a coal-fired power plant
US8864888B2 (en) * 2009-12-10 2014-10-21 Ihi Corporation Oil-water separation device and refining device
JP5857340B2 (ja) 2011-03-15 2016-02-10 九州電力株式会社 石炭をチャー・原料ガス製造と発電に利用する複合システム
US20130042615A1 (en) * 2011-08-18 2013-02-21 Albert Calderon Advanced method and apparatus for addressing the serious pollution from existing coal-burning power stations
EP2711412A1 (en) 2012-09-20 2014-03-26 Castle Light Corporation Coal treatment process for a coal-fired power plant
CN102965131B (zh) * 2012-10-15 2014-11-05 金涌 一种高挥发性年轻煤种的高效、清洁利用工艺
US20160115397A1 (en) * 2014-10-22 2016-04-28 Chevron U.S.A. Inc. Hydroprocessing of hydrocarbons using delaminated zeolite supports as catalysts
US9738838B2 (en) * 2014-10-22 2017-08-22 Chevron U.S.A. Inc. Hydroprocessing of hydrocarbons using delaminated zeolite supports as catalysts
US9803505B2 (en) 2015-08-24 2017-10-31 Saudi Arabian Oil Company Power generation from waste heat in integrated aromatics and naphtha block facilities
US9803511B2 (en) 2015-08-24 2017-10-31 Saudi Arabian Oil Company Power generation using independent dual organic rankine cycles from waste heat systems in diesel hydrotreating-hydrocracking and atmospheric distillation-naphtha hydrotreating-aromatics facilities
US9803145B2 (en) 2015-08-24 2017-10-31 Saudi Arabian Oil Company Power generation from waste heat in integrated crude oil refining, aromatics, and utilities facilities
US9803508B2 (en) 2015-08-24 2017-10-31 Saudi Arabian Oil Company Power generation from waste heat in integrated crude oil diesel hydrotreating and aromatics facilities
US9725652B2 (en) 2015-08-24 2017-08-08 Saudi Arabian Oil Company Delayed coking plant combined heating and power generation
US9803507B2 (en) 2015-08-24 2017-10-31 Saudi Arabian Oil Company Power generation using independent dual organic Rankine cycles from waste heat systems in diesel hydrotreating-hydrocracking and continuous-catalytic-cracking-aromatics facilities
US9803513B2 (en) 2015-08-24 2017-10-31 Saudi Arabian Oil Company Power generation from waste heat in integrated aromatics, crude distillation, and naphtha block facilities
US9803506B2 (en) 2015-08-24 2017-10-31 Saudi Arabian Oil Company Power generation from waste heat in integrated crude oil hydrocracking and aromatics facilities
US10227899B2 (en) 2015-08-24 2019-03-12 Saudi Arabian Oil Company Organic rankine cycle based conversion of gas processing plant waste heat into power and cooling
US9745871B2 (en) 2015-08-24 2017-08-29 Saudi Arabian Oil Company Kalina cycle based conversion of gas processing plant waste heat into power
WO2019046469A1 (en) * 2017-08-30 2019-03-07 Pyro Dynamics L.L.C. APPARATUS, SYSTEM AND METHOD FOR SHALE PYROLYSIS
US10670334B2 (en) * 2017-12-01 2020-06-02 Dilip Kumar De Highly cost effective technology for capture of industrial emissions without reagent for clean energy and clean environment applications
JP7285098B2 (ja) * 2019-03-15 2023-06-01 三菱重工業株式会社 アンモニア分解設備、これを備えるガスタービンプラント、アンモニア分解方法
CN110484284A (zh) * 2019-08-07 2019-11-22 东南大学 一种可燃固体废弃物热解装置及热解方法
US11111440B1 (en) 2020-02-27 2021-09-07 Pyro Dynamics, Llc Apparatus, system, and method for shale pyrolysis
US11866649B2 (en) 2020-02-27 2024-01-09 Pyro Dynamics, Llc Apparatus, system, and method for shale pyrolysis

Family Cites Families (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4162959A (en) * 1976-06-25 1979-07-31 Occidental Petroleum Corporation Production of hydrogenated hydrocarbons
DE3320227A1 (de) * 1983-06-03 1984-12-06 Kraftwerk Union AG, 4330 Mülheim Kraftwerk mit einer integrierten kohlevergasungsanlage
US4578175A (en) * 1984-04-02 1986-03-25 Conoco Inc. Combined process for coal pyrolysis and char gasification
US4854937A (en) * 1984-10-09 1989-08-08 Carbon Fuels Corporation Method for preparation of coal derived fuel and electricity by a novel co-generation system
CA1265760A (en) * 1985-07-29 1990-02-13 Reginald D. Richardson Process utilizing pyrolyzation and gasification for the synergistic co-processing of a combined feedstock of coal and heavy oil to produce a synthetic crude oil
JPS6487786A (en) * 1987-09-30 1989-03-31 Toshiba Corp Production of shadow mask
DE3828534A1 (de) * 1988-08-23 1990-03-08 Gottfried Dipl Ing Roessle Verfahren zur verwertung von energiehaltiger masse, vorrichtung zur durchfuehrung des verfahrens und verwendung eines bei der verwertung anfallenden produkts
US5133780A (en) * 1990-08-09 1992-07-28 Crs Sirrine Engineers, Inc. Apparatus for fixed bed coal gasification
US5327726A (en) * 1992-05-22 1994-07-12 Foster Wheeler Energy Corporation Staged furnaces for firing coal pyrolysis gas and char
US5401364A (en) * 1993-03-11 1995-03-28 Sgi International, Inc. Process for treating noncaking, noncoking coal to form char with process derived gaseous fuel having a variably controllable calorific heating value
US5496465A (en) * 1993-04-22 1996-03-05 Fraas; Arthur P. Vibrating bed coal pyrolysis system
DE4342165C1 (de) * 1993-12-10 1995-05-11 Umwelt & Energietech Verfahren zur energetischen Nutzung von Biomasse
AU7318596A (en) * 1995-10-26 1997-05-15 Compact Power Limited Feeding systems for a continuous pyrolysis and gasification process and apparatus
US5728271A (en) * 1996-05-20 1998-03-17 Rti Resource Transforms International Ltd. Energy efficient liquefaction of biomaterials by thermolysis

Also Published As

Publication number Publication date
CA2621185A1 (en) 2007-03-15
WO2007028208A1 (en) 2007-03-15
EP1966346A1 (en) 2008-09-10
US20080314726A1 (en) 2008-12-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN101313051A (zh) 混合能量系统
US4375402A (en) Pyrolysis process
US6709573B2 (en) Process for the recovery of hydrocarbon fractions from hydrocarbonaceous solids
CN101959996B (zh) 用于气化作用的颗粒状组合物及其制备和连续转化
CN102895873B (zh) 同时脱除烟气中硫氧化物、氮氧化物和一氧化碳的方法
AU636324B2 (en) Improved method of refining coal by short residence time hydrodisproportionation
CN102895872A (zh) 一种脱除催化裂化再生烟气中的硫氧化物、氮氧化物的方法
CN102527208B (zh) 一种脱除催化裂化再生烟气中硫氧化物、氮氧化物的方法
US4260471A (en) Process for desulfurizing coal and producing synthetic fuels
US5110452A (en) Method of refining coal by catalyzed short residence time hydrodisproportionation to form a novel coal-derived fuel system
US20060076275A1 (en) Process for the recovery of hydrocarbon fractions from hydrocarbonaceous solids
Rammler The production of synthetic crude oil from oil sand by application of the lurgi‐ruhrgas‐process
US4324640A (en) Pyrolysis process
CN103509585B (zh) 一种重油的组合加工方法
CN103509586B (zh) 一种劣质重油的加工方法
US4324639A (en) Pyrolysis process with feed pretreatment
US4324638A (en) Pyrolysis process for stabilizing volatile hydrocarbons
AU2006289663A1 (en) Hybrid energy system
CN103571519B (zh) 一种重油的组合加工方法
CN104593040A (zh) 一种同时脱除接触剂上金属的重油轻质化方法
US20130042615A1 (en) Advanced method and apparatus for addressing the serious pollution from existing coal-burning power stations
Gaire et al. Fluidized bed retorting of eastern oil shale
US20160096998A1 (en) Processes and systems for producing liquid transportation fuels
Mencigar Process design and simulation of gasification and Fischer-Tropsch
CN103571517B (zh) 一种重油加工方法

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C02 Deemed withdrawal of patent application after publication (patent law 2001)
WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication

Open date: 20081126