CN101663377A - 电力与烃的联产 - Google Patents

Abstract

一种联产电力和烃的方法(10)，包括气化(16、70)煤以产生合成气(36)和燃烧气(86)，所述合成气和燃烧气均至少包含CO、H₂和CO₂并且具有高压，从合成气中分离CO₂(18、48)，和由合成气合成(20、22)烃。由燃烧气产生电力(114)，包括在氧气存在下和至少一部分所述分离的CO₂作为调节剂存在下，燃烧(78)燃烧气以产生包含CO₂的热燃后气(106)。从燃后气再循环(112)或回收CO₂。在某些实施方案中，方法(10)产生可回收或者捕获以作它用的CO₂废气流(134)。

Description

电力与烃的联产

本发明涉及电力与烃的联产。具体而言，本发明涉及电力与烃的联产方法。

整体气化联合循环(IGCC)工艺比常规的燃煤发电厂具有环境优势。由IGCC工艺的气化器产生的合成气也可用作联产液体烃和/或化学品的原料。考虑到减少CO₂大气排放的环境压力，与提供捕获CO₂以作回收的机会的IGCC工艺相结合的烃合成工艺是可取的。

可以通过从废气或烟道气中移除CO₂来捕获从IGCC工艺的燃气轮机单元排出的CO₂。但是，这种废气或烟道气处于低压下，移除CO₂通常需要将通过供应到燃气轮机单元的燃烧室的燃烧气所引入的N₂与CO₂分离。可选的方法是使在废气或烟道气中的CO₂浓度最小化，例如，通过利用H₂使燃气轮机运行。在该方法中，将CO₂从供应到燃烧室的燃烧气(主要是H₂)中除去，使得废气或烟道气是主要为N₂和水的混合物。但是，相较于其它含CO和/或CH₄的潜在燃烧气体，H₂具有低热值。

提供与烃生产工艺相结合的IGCC工艺的有利之处在于表现出经济(即资本和运营成本)效益和环境效益。

根据本发明，提供一种联产电力和烃的方法，该方法包括：

气化煤以产生合成气和燃烧气，二者均至少包含CO、H₂和CO₂并且具有高压；

从合成气中分离CO₂；

由合成气合成烃；

由燃烧气产生电力，包括在氧气存在下和至少一部分所述分离的CO₂作为调节剂存在下燃烧所述燃烧气以产生包含CO₂的燃后气；和，

从所述燃后气或由其获得的气体中回收或再循环CO₂。

如本说明书所用，术语“湿气化段”是指以水作为固体原料(如煤)的载体的气流床气化(entrained flow gasification)段。因此，进料至气化段的是浆料。

如本说明书所用，术语“干气化段”是指以气体作为固体原料(如煤)的载体的气流床气化段。

煤在湿气化段可被气化以产生燃烧气，而煤在干气化段气化则可产生合成气。

燃烧气可以在至少45bar、更优选至少55bar、最优选至少65bar、例如大约70bar的压力下产生。通常，湿气化段使用水淬来冷却燃烧气。

燃烧气中H₂和CO的摩尔比可高于合成气中H₂和CO的摩尔比。为避免疑义，本说明书中使用的短语“H₂和CO的摩尔比”是指氢气的摩尔浓度除以CO的摩尔浓度。H₂/CO的摩尔比具有相同含义。

燃烧气中H₂/CO的摩尔比可以是至少0.6。优选该摩尔比是至少0.8，更优选至少0.9，例如约0.96。通常，燃烧气中H₂/CO的摩尔比是0.6到1.0。

干气化段应在将经过工艺单元的压力损失考虑在内的足够高的压力下产生合成气，以允许在合适的高压下合成烃。通常，合成气前体具有约40bar到约50bar的压力，例如约45bar。通常，干气化段包括气化段废热锅炉。

合成气中H₂/CO的摩尔比为约0.3到约0.6，优选为约0.3到约0.4，例如约0.4。

本方法可包括使第一部分燃烧气富集H₂以产生富H₂气体。使第一部分燃烧气富集H₂可包括使所述第一部分燃烧气进行水煤气变换转化，从而产生富H₂气体。通常，水煤气变换转化是一个酸性变换，即，含有适合使一氧化碳和水在硫存在下反应产生额外氢气的催化剂。

本方法可包括纯化部分富H₂气体，例如通过利用膜和/或变压吸附，以产生基本纯的氢气。该基本纯的氢气可用于由合成气合成的烃的氢化处理。

本方法可包括在由合成气合成烃之前，将至少一部分富H₂气体与合成气混合，以提供具有更高H₂/CO摩尔比的合成气。

富H₂气体可以具有高压。将至少一部分富H₂气体与合成气混合可包括使富H₂气体通过膨胀涡轮机以产生电力。

由燃烧气产生电力通常包括使燃后气经燃气涡轮膨胀机膨胀以产生电力和产生热废气，然后从热废气中回收CO₂。通常，燃烧气的燃烧发生在燃烧室内。热废气可以具有大气压力或高于大气压力。

由燃烧气产生电力也可包括在废热回收段从热废气回收热量。通常，废热回收段包括废热回收段废热锅炉。因此，通常在废热回收段从热废气回收热量包括在废热回收段废热锅炉中产生蒸汽。产生的蒸汽可用于驱动汽轮机产生电力，或者该蒸汽可为其他目的用于工艺的其他地方。

废热回收段废热锅炉可以是共烧废热锅炉。由合成气合成烃可产生燃料气。废热回收段废热锅炉可以与燃料气共烧以提高通过废热回收段废热锅炉所产生的蒸汽的压力和/或温度。

本方法可包括分离空气以产生氧气。氧气可用于使燃烧气燃烧以产生热的燃后气。通常，氧气必须在超过燃烧气在其中燃烧的燃烧室的操作压力的压力下产生。通常，将液氧泵压至所需压力，然后加热液氧以产生氧气，然后该氧气用于使燃烧气燃烧。

在较低压力下，氧气也可用于燃烧燃料气从而共烧废热回收段废热锅炉。

通常，氧气也用于在湿气化段和干气化段以气化煤。这种氧气是所使用的最高压力的氧气，并且所需压力通常是通过泵压液氧然后在压力下蒸发而获得的。

由合成气合成烃可采取任意常规方式完成。通常，由合成气合成烃包括费-托(Fischer-Tropsch)合成，其采用一个或多个费-托烃合成段，产生一个或多个烃产物流和包括CO₂、CO和H₂的费-托尾气。

所述一个或多个费-托烃合成段可具有任意合适的反应器，如一个或多个固定床反应器、浆料床反应器、沸腾床反应器或干粉流化床反应器。反应器内的压力可以为1bar到100bar，通常低于45bar，而温度可为160℃到380℃。

一个或多个费-托烃合成段可以是在低于280℃的温度下操作的低温费-托烃合成段。通常，在这种低温费-托烃合成段中，烃合成段的操作温度为160℃到280℃，优选220℃到260℃，例如约250℃。因此这种低温费-托烃合成段是在10到50bar，通常低于45bar的预定操作压力下操作的高链式增长(典型的是浆料床)反应段。

一个或多个费-托烃合成段可以是在至少320℃的温度下操作的高温费-托烃合成段。通常，这种高温费-托烃合成段的操作温度为320℃到380℃，例如约350℃，且操作压力为10到50bar，通常低于45bar。这种高温费-托烃合成段是低链式增长反应段，其通常采用两相流化床反应器。低温费-托烃合成段的特征在于能够在浆料床反应器中保持连续的液体产物相，与之相反，高温费-托烃合成段不能在流化床反应器中产生连续液体产物相。

费-托尾气可经处理以除去CO₂。CO₂可以采取任意常规方式除去，例如通过使用Benfield溶液。通常，费-托尾气经历水煤气变换段以将CO转化为CO₂并产生更多H₂。水煤气变换段通常是常规的水煤气变换段，即，脱硫变换段(sweet shift stage)。

本方法可包括从费-托尾气中分离H₂(例如利用变压吸附)和将H₂回收至一个或多个费-托烃合成段。

从合成气中分离CO₂可包括处理合成气以除去硫和所述CO₂。处理合成气可采用任意常规方式完成，例如，利用包括冷甲醇洗涤的冷甲醇(Rectisol)法。

本方法可包括压缩至少一部分所分离的CO₂至超过用于由燃烧气产生电力的燃烧室的操作压力。在将CO₂和氧气进料到燃烧室之前，可将压缩的CO₂与已达到压力的氧气混合。

从燃后气中回收或再循环CO₂可包括处理来自废热回收段废热锅炉的主要包含CO₂和水的废气，以除去水，留下CO₂废气流，该CO₂废气流可用任意常规方法回收或者捕获以作它用。CO₂废气流可进一步合并来自合成气处理的CO₂和/或来自费-托尾气处理的CO₂。本方法可包括将来自废热回收段废热锅炉的一些废气或者一些CO₂废气流再循环到燃烧室。

本方法可包括使用燃料气和空气使来自废热回收段废热锅炉的蒸汽过热。在此情况下，通过使蒸汽过热所产生的烟道气不应与来自废热回收段废热锅炉的废气或来自燃气涡轮膨胀机的热废气混合。

本方法可包括在涉及生产烃的至少一些焚烧设备中不使用空气而是使用基本纯的氧气或基本纯的氧气和CO₂的组合。来自这种焚烧设备的烟道气则可被结合以合并CO₂生产流。

现将参考附图通过实施例来描述本发明，在附图中：

图1示出根据本发明的联产电力和烃的方法；和

图2更详细地示出图1方法的一部分。

参照图1，附图标记10通常指根据本发明的联产电力和烃的方法。该方法10包括通常由附图标记12所指示的煤液化(CTL)烃合成设备和通常由附图标记14所指示的整体气化联合循环(IGCC)设备。

CTL设备12包括干气化段16、气体净化段18、第一费-托烃合成段20、与第一费-托烃合成段20串联的第二费-托烃合成段22、重质馏分回收段24、水煤气或脱硫变换段26、CO₂移除段28、氢分离段30、反应水处理段32和产物后处理段34。

合成气管线36从干气化段16通向气体净化段18，并且从气体净化段18经过第一和第二费-托烃合成段20、22。费-托尾气管线38从第二费-托烃合成段22通向重质馏分回收段24，然后从那里通向水煤气或脱硫变换段26、CO₂移除段28并最终到达氢分离段30。氢循环管线40从氢分离段30通回到第一费-托烃合成段20，而燃料气管线42从氢分离段30通向IGCC设备14。

合成气旁路管线44绕过第一费-托烃合成段20。

硫回收管线46和CO₂管线48从气体净化段18离开。

烃产物管线50和反应水管线52离开第一和第二费-托烃合成段20、22，其中反应水管线52通向反应水处理段32，烃产物管线50通向产物后处理段34。利用从重质馏分回收段24通向产物后处理段34的轻质烃管线54，产物后处理段34也与重质馏分回收段24连接。

充氧剂(oxygenates)管线56和水管线58离开反应水处理段32，而LPG管线60、石脑油管线62和柴油管线64离开产物后处理段34。

CO₂移除段28具有CO₂管线66。

IGCC设备14包括湿气化段70、酸性变换段72、富氢气体膨胀段74、气体净化段76、燃烧气膨胀段77、气体燃烧和膨胀段78和包括共烧废热锅炉82和汽轮机84的废热回收段80。

燃烧气管线86从湿气化段70通向气体净化段76，并从气体净化段76通向燃烧气膨胀段77并从那里通向气体燃烧和膨胀段78。湿气化段70和气体净化段76之间的燃烧气管线86也有分支到酸性变换段72。富H₂气体管线88从酸性变换段72经过富氢气气体膨胀段74并加入到CTL设备12中的干气化段16和气体净化段18之间的合成气管线36。

除硫管线90离开气体净化段76。

参照图2，气体燃烧和膨胀段78包括压缩机92和驱动连接至压缩机92的燃气涡轮膨胀机94。燃烧气管线86从燃烧气膨胀段77通向燃烧室96。CO₂管线98通入压缩机92。压缩CO₂管线102从压缩机92通向燃烧室96并且与氧管线100相连。热燃后气体管线104从燃烧室96通向燃气涡轮膨胀机94。热废气管线106从燃气涡轮膨胀机94通向废热回收段80的共烧废热锅炉82。

蒸汽管线108从共烧废热锅炉82通向汽轮机84，冷凝水循环管线110从汽轮机84导回到共烧废热锅炉82。共烧废热锅炉82与来自CTL设备12的燃料气管线42相连，并且也具有废气管线112。

富氢气体膨胀段74、燃烧气膨胀段77、气体燃烧和膨胀段78和汽轮机84提供电力，其通常由附图标记114指示。电可以被输出和内部使用，例如用于CTL设备12中。

CTL设备12和IGCC设备14共享空气分离单元120、CO₂和水分离段122、CO₂压缩和脱水段124以及水处理段126。

如前文中所述，氧管线100从空气分离单元120通向气体燃烧和膨胀段78，不过也通向CTL设备12和IGCC设备14中的其它氧用户。

CO₂管线48从CTL设备12的气体净化段18通向CO₂和水分离段122，而CO₂管线98从CO₂和水分离段122通向气体燃烧和膨胀段78的压缩机92。水管线128从CO₂和水分离段122通向水处理段126。

CO₂压缩和脱水段124连接来自废热回收段80的废气管线112和来自CTL设备12的CO₂移除段28的CO₂管线66。

水管线130从CO₂压缩和脱水段124通向水处理段126，而水处理段126也连接来自CTL设备12的反应水处理段32的水管线58。一个或多个处理水管线132(为简洁仅示出一个)从水处理段126通向CTL设备12和IGCC设备14。

再参照图2，空气分离单元120具有空气供应管线134和氮气产生管线136。

煤颗粒在干气化段16气化以产生合成气。干气化段16可应用任意常规的气流床干进料气化技术，例如，Shell(商标名)干气化技术，其产生具有低惰性气体和CO₂含量以及H₂/CO摩尔比为约0.4的合成气。尽管未在图中示出，但是废热锅炉被用来冷却合成气，该合成气通常在约45bar压力下产生。废热锅炉产生过程蒸汽(未显示)。合成气通过合成气管线36供应到气体净化段18。但是合成气先通过沿着富H₂气体管线88流动的富H₂气体而富集氢气，由此提高H₂/CO摩尔比，使得H₂/CO摩尔比在约0.7到约2.5的范围。

在气体净化段18中，以常规方式净化合成气以除去硫、颗粒物和CO₂。常规合成气净化技术可使用，例如：冷甲醇(Rectisol)法、胺洗法和应用Benfield溶液的CO₂吸收法。利用硫回收管线46从气体净化段18中除去硫，并且利用CO₂管线48除去CO₂。

净化的合成气进料到第一费-托烃合成段20，并从那里进入第二费-托烃合成段22以将合成气转化成烃。可以使用任意常规的费-托烃合成配置。在图1所示的实施方案中，说明了应用合成气旁路(利用合成气旁路管线44)和氢循环(利用氢循环管线40)的两段工艺。因此费-托烃合成段20、22可包括一个或多个合适的反应器，例如流化床反应器、管式固定床反应器，浆料床反应器或沸腾床反应器。甚至可以包括在不同条件下操作的多个反应器。反应器中的压力可为1bar到100bar，在此实施方案中所用压力为约45bar。温度可为160℃到380℃。因此，反应器将包含颗粒形状的费-托催化剂。催化剂可包含作为活性催化成分的Co、Fe、Ni、Ru、Re和/或Rh，但优选具有Fe作为其活性催化成分。催化剂可具有选自碱金属、V、Cr、Pt、Pd、La、Re、Rh、Ru、Th、Mn、Cu、Mg、K、Na、Ca、Ba、Zn和Zr中的一种或多种助催化剂。催化剂可以是负载催化剂，其中活性催化成分例如Co负载在合适的载体例如Al₂O₃、TiO₂、SiO₂、ZnO或它们的组合上。优选地，催化剂是非负载的Fe催化剂。

在第一费-托烃合成段20和第二费-托烃合成段22中，产生的反应水通过反应器水管线52移除并供应到反应水处理段32。在反应水处理段32中，利用常规分离技术将充氧剂从反应水中分离出来并通过充氧剂管线56将其移除。从反应水处理段32收回的水通过水管线58供应到水处理段126。

在第一费-托烃合成段20和第二费-托烃合成段22中生成的烃产物通过烃产物管线50移除并供应到产物后处理段34。在产物后处理段34中，烃产物经后处理而生产出LPG气体、石脑油(naphta)和柴油，它们分别通过LPG管线60、石脑油管线62和柴油管线64从产物后处理段34中移除。

通过费-托尾气管线38将费-托尾气从第二费-托烃合成段22中移除并供应到重质馏分回收段24，其中轻质烃例如C₃ ⁺烃以常规方法移除并通过轻质烃管线54供应到产物后处理段34，以与通过烃产物管线50进入产物后处理段34的烃产物一起进行后处理。然后，在脱硫变换段26中，将费-托尾气与蒸汽(未示出)混合并经历公知的水煤气变换反应将CO和水(蒸汽)转化成CO₂和H₂。接着，将此时CO₂和H₂浓度增加的费-托尾气从脱硫变换段26供应到CO₂移除段28。在CO₂移除段28中，再次利用常规技术移除费-托尾气中的CO₂和水。通常，这包括应用Benfield溶液吸收CO₂。然后，CO₂再次解吸并且CO₂和水通过CO₂管线66从CO₂移除段28中移除并供应到CO₂压缩和脱水段124。

将此时CO₂和水的浓度降低的费-托尾气从CO₂移除段28供应到氢分离段30。在氢分离段30中，用常规变压吸附从费-托尾气中分离氢，产生主要包含CO和烃气体的燃料气。氢通过氢循环管线40回收到第一费-托烃合成段20。燃料气通过燃料气管线42移除并供应到IGCC设备14的废热回收段80。任选地，燃料气可作为合成天然气出售并且也可以与其他气流混合以获得正确的销售规格。

为了产生电力，在IGCC设备14的湿气化段70中气化煤浆以产生燃烧气。可以使用任意常规湿气化技术，如General Electric(商标名)浆料气化技术(slurry fed gasification technology)。水用作煤载体以使煤浆气化，从而在湿气化段70中产生的燃烧气中得到约0.96的H₂/CO摩尔比。通常，利用水淬来冷却燃烧气。燃烧气在超过70bar的压力下产生。

燃烧气通过燃烧气管线86从湿气化段70移除并供应到气体净化段76。在气体净化段76之前，部分燃烧气与所要求蒸汽(未显示)混合并转移到酸性变换段72，在此处利用公知的水煤气变换反应将CO和水转化成CO₂和H₂。因此，在酸性变换段72中产生富H₂气体并且该富H₂气体通过富H₂气体管线88供应到氢气膨胀段74。在氢气膨胀段74中，富H₂气体通过驱动发电机的膨胀涡轮机膨胀，从而产生电力。在膨胀涡轮机中，富H₂气体的压力从超过70bar降至约45bar，随后富H₂气体与合成气管线36中的合成气混合，以提高如前文所述的合成气的H₂/CO摩尔比。

在气体净化段76中，以常规方法净化燃烧气以沿着除硫管线90除硫。然后将净化的燃烧气通过燃烧气管线86经由燃烧气膨胀段77供应到气体燃烧和膨胀段78。在燃烧气膨胀段77中，净化的燃烧气通过燃气涡轮膨胀机膨胀，使燃烧气的压力降至气体燃烧和膨胀段78的操作压力，并且产生电力(通常用附图标记114指示)。

如图2所更详细示出的，在空气分离单元120中利用常规低温空气分离技术分离空气以产生氮气和氧气。氮气通过氮气管线136移除然后应用于CTL设备12和IGCC设备14中所需之处或者回收用于商业目的或净化。氧气通过氧气管线100从氧气分离单元120移除并且也分配到CTL设备12和IGCC设备14中所需之处使用。一部分氧气通过氧气管线100供应到气体燃烧和膨胀段78的燃烧室96中(见图2)。

在CO₂和水分离段122中，从CO₂中脱除水。水通过水线128供应到水处理段126。CO₂从CO₂和水分离段122中移除并供应到气体燃烧和膨胀段78的压缩机92中。

因此，将CO₂管线98中的CO₂供应到压缩机92并压缩。将压缩的CO₂与来自氧气管线100的高压氧气混合，并将该压缩CO₂和氧气的混合物通过压缩CO₂和氧气管线102供应到燃烧室96。在CO₂和氧气存在下，通过燃烧气管线86进料的燃烧气在燃烧室96中燃烧，以产生热燃后气。热燃后气通过热燃后气管线104移除并穿过燃气涡轮膨胀机94，燃气涡轮膨胀机94还通过直接机械耦合方式驱动压缩机92。燃气涡轮膨胀机94还用于驱动发电机(未显示)以产生电力(通常由附图标记114指示)。主要包含CO₂和水的热废气通过热废气管线106从燃气涡轮膨胀机94中除移并供应到废热回收段80的共烧废热锅炉82中。废热锅炉82利用通过燃料气管线42供应的燃料气进行燃烧，并产生高压蒸汽，该高压蒸汽通过蒸汽管线108供应到用于驱动发电机(未显示)的汽轮机84以产生电力(通常由附图标记114指示)。冷凝水从汽轮机84再循环到共烧废热锅炉82。

燃气涡轮膨胀机94和/或汽轮机84可与空气分离单元120形成一个整体以通过直接机械耦合方式来驱动空气分离单元120的空气压缩机。

在共烧废热锅炉82中，通过燃料气燃烧所产生的废气与来自燃气涡轮膨胀机94的废气合并，并通过废气管线112移除。可以理解，该废气主要包含CO₂和水。该废气被供应到CO₂压缩和脱水段124并在此被压缩。水从压缩CO₂中脱除并通过水管线130供应到水处理段126。来自CO₂压缩和脱水段124的压缩CO₂可用于回收或捕获，如附图标记134所示。因此，压缩CO₂可例如应用于增强石油开采(EOR)或者增强煤层甲烷回收(ECBMR)。

在水处理段126中，沿水管线58、128和130供应到水处理段126的水被处理以产生所需级别的水。处理过的水通过处理水管线132移除，并分配到CTL设备12和IGCC设备14，特别是用作锅炉给水。

选择最适合特定投资风险的气化技术涉及考虑各种因素，包括原料特性、资金成本、经营成本，可靠性、生产的合成气的预期应用等。如上所述，本发明提供受益于优化资本密集型规模经济的一体化IGCC发电厂和CTL厂，并且还提供CO₂捕获或回收。干气化和湿气化的组合用于提供分别适合于烃合成和发电的中间流。对于发电有利的是，湿气化过程可供应压力高于70bar燃烧气。干气化过程可提供匹配费-托烃合成要求的通常为约45bar的压力的合成气前体。通常，燃烧气比合成气前体具有更高的氢气含量，因此一部分燃烧气为富集氢气提供合适的进料以向上调节合成气前体中H₂和CO的摩尔比。此外，湿气化段通常应用水淬，因此燃烧气在相对高的温度下被水饱和。有利的是，因此减少了用于使第一部分燃烧气富集氢气的酸性变换所需的蒸汽。另外，干气化段通常应用废热锅炉提供工艺蒸汽。因此通过干、湿气化技术的组合增强了总体能效，因为干气化方法在产生富含一氧化碳和所需工艺蒸汽的合成气方面更加有效，而湿气化工艺是产生富氢气体的最有效方法。

有利的是，IGCC设备可以只是适合能源内部消费的规模，或与之相反，如果附近有合适的电力市场，则IGCC设备可以扩大规模以使电力输出的规模经济最大化。

因为大型的压缩需求，所以空气分离单元建造昂贵并且操作起来是能量密集的。有利的是，当IGCC设备和CTL设备共享空气分离单元时，规模经济降低了CTL设备所需的每单位体积氧气的成本。IGCC设备的发电涡轮机可以通过直接机械耦合与空气分离单元的空气压缩机形成一体，因为避免了与产生电力有关的效率损失，因而改善了工厂的能量效率。

设备共享降低了用作锅炉给水补充以产生用于IGCC设备的汽轮机中蒸汽的超纯水的昂贵成本。因为更好的规模经济，也可节约CTL工厂的设备成本。

CTL设备产生的燃料气在多数情况下会被净化，但也可用作IGCC设备的燃料，例如用于IGCC设备的热回收单元。这使得所产生蒸汽的压力和/或温度更高。因为燃料气会从大规模设备内部传输过来，因此成本会降低。从CTL设备的前景来看，这个选择为燃料气流提供了内部得到保证的用户。

用于CTL设备内部消耗的电力是在最优化的成本和效率下产生的，相较于两个单独的设备，CTL和IGCC设备的整合提高了总体的碳和工厂效率。

最后，CTL设备和IGCC设备的整合允许从IGCC设备的废气中捕获CO₂。其方法如下：将产自CTL设备的一部分CO₂引向IGCC设备的燃气涡轮膨胀机的压缩机，与来自空气分离单元的纯氧一起，从而避免了氮气引入IGCC设备的压缩机。这使得燃气轮机得以使用氧气和CO₂的混合物而非使用空气时的常规氧气和N₂混合物作为温度调节剂来运行。因此，IGCC设备的最终废气将是相对纯的CO₂和水蒸汽的组合，其可以合并CTL设备产生的剩余CO₂并输出，使得CO₂处理和压缩设备得益于经济规模的增加。

Claims (14)

1.一种联产电力和烃的方法，所述方法包括

气化煤以产生合成气和燃烧气，所述合成气和燃烧气均至少包含CO、H₂和CO₂并且具有高压；

从所述合成气中分离CO₂；

由所述合成气合成烃；

由所述燃烧气产生电力，包括在氧气存在下和至少一部分所述分离的CO₂作为调节剂存在下，燃烧所述燃烧气以产生包含CO₂的燃后气；和

从所述燃后气或者由所述燃后气获得的气体中回收或再循环CO₂。

2.根据权利要求1所述的方法，其中煤在湿气化段气化以产生所述燃烧气，而煤在干气化段气化以产生所述合成气。

3.根据权利要求1或权利要求2所述的方法，其中所述燃烧气中H₂和CO的摩尔比高于所述合成气中H₂和CO的摩尔比。

4.根据前述权利要求中任一项所述的方法，其中所述燃烧气中H₂/CO的摩尔比为至少0.6。

5.根据前述权利要求中任一项所述的方法，其中所述合成气中H₂/CO的摩尔比为约0.3到约0.6。

6.根据前述权利要求中任一项所述的方法，包括使第一部分所述燃烧气富集H₂以产生富H₂气体。

7.根据权利要求6所述的方法，包括纯化一部分所述富H₂气体以产生基本纯的氢气。

8.根据权利要求6或权利要求7所述的方法，包括在由所述合成气合成烃之前，将至少一部分的所述富H₂气体和所述合成气混合，以提供具有更高H₂/CO摩尔比的合成气。

9.根据权利要求8所述的方法，其中所述富H₂气体具有高压，并且其中将至少一部分所述富H₂气体和所述合成气混合包括使所述富H₂气体穿过膨胀涡轮机以产生电力。

10.根据前述权利要求中任一项所述的方法，其中由所述燃烧气产生电力包括使所述燃后气经燃气涡轮膨胀机膨胀以产生电力和产生热废气，以及在废热回收段中从所述热废气回收热量，所述废热回收段包括产生蒸汽的废热锅炉。

11.根据权利要求10所述的方法，其中所述废热锅炉是共烧废热锅炉，其中由所述合成气合成烃产生燃料气，所述废热锅炉与所述燃料气共烧以提高所述废热锅炉所产生的蒸汽的压力和/或温度。

12.根据前述权利要求中任一项所述的方法，其中由所述合成气合成烃包括费-托合成，所述费-托合成使用一个或多个费-托烃合成段，产生一个或多个烃产物流和包括CO₂、CO和H₂的费-托尾气。

13.根据前述权利要求中任一项所述的方法，包括压缩至少一部分所述分离的CO₂至超过用于由所述燃烧气产生电力的燃烧室的操作压力，和在将CO₂和氧气供应到所述燃烧室之前，将所述压缩的CO₂与已达到压力的氧气混合。

14.根据权利要求10所述的方法，其中从所述燃后气中回收或再循环CO₂包括处理来自所述废热锅炉的主要包含CO₂和水的废气，以移除水，留下CO₂废气流，所述CO₂废气流可回收或捕获以作它用。

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