CN101809126B - 制备合成气的方法和设备 - Google Patents

制备合成气的方法和设备 Download PDF

Info

Publication number
CN101809126B
CN101809126B CN200880110394.9A CN200880110394A CN101809126B CN 101809126 B CN101809126 B CN 101809126B CN 200880110394 A CN200880110394 A CN 200880110394A CN 101809126 B CN101809126 B CN 101809126B
Authority
CN
China
Prior art keywords
conduit
resorber
acid gas
flow
air
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.)
Active
Application number
CN200880110394.9A
Other languages
English (en)
Other versions
CN101809126A (zh
Inventor
S·纳法
P·撒克
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.)
Air Products and Chemicals Inc
Original Assignee
General Electric Co
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 General Electric Co filed Critical General Electric Co
Publication of CN101809126A publication Critical patent/CN101809126A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN101809126B publication Critical patent/CN101809126B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J3/00—Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous fuels
    • C10J3/72—Other features
    • C10J3/82—Gas withdrawal means
    • C10J3/84—Gas withdrawal means with means for removing dust or tar from the gas
    • 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
    • B01D53/14—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 absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1462—Removing mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B17/00—Sulfur; Compounds thereof
    • C01B17/02—Preparation of sulfur; Purification
    • C01B17/04—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides
    • C01B17/0404—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides by processes comprising a dry catalytic conversion of hydrogen sulfide-containing gases, e.g. the Claus process
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/50—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification
    • C01B3/52—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification by contacting with liquids; Regeneration of used liquids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J3/00—Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous fuels
    • C10J3/46—Gasification of granular or pulverulent flues in suspension
    • C10J3/466—Entrained flow processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J3/00—Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous fuels
    • C10J3/72—Other features
    • C10J3/86—Other features combined with waste-heat boilers
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
    • C10K1/08—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors
    • C10K1/16—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with non-aqueous liquids
    • 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
    • F01K23/067—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 the combustion heat coming from a gasification or pyrolysis process, e.g. coal gasification
    • F01K23/068—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 the combustion heat coming from a gasification or pyrolysis process, e.g. coal gasification in combination with an oxygen producing plant, e.g. an air separation plant
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/304—Hydrogen sulfide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/308—Carbonoxysulfide COS
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/50—Carbon oxides
    • B01D2257/504—Carbon dioxide
    • 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
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0415—Purification by absorption in liquids
    • 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
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0465—Composition of the impurity
    • C01B2203/0475—Composition of the impurity the impurity being carbon dioxide
    • 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
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0465—Composition of the impurity
    • C01B2203/0485—Composition of the impurity the impurity being a sulfur compound
    • 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
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0465—Composition of the impurity
    • C01B2203/0495—Composition of the impurity the impurity being water
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0903—Feed preparation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0903—Feed preparation
    • C10J2300/0906—Physical processes, e.g. shredding, comminuting, chopping, sorting
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0913—Carbonaceous raw material
    • C10J2300/093—Coal
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0953—Gasifying agents
    • C10J2300/0959—Oxygen
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0953—Gasifying agents
    • C10J2300/0973—Water
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/164—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with conversion of synthesis gas
    • C10J2300/1643—Conversion of synthesis gas to energy
    • C10J2300/165—Conversion of synthesis gas to energy integrated with a gas turbine or gas motor
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/1671—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with the production of electricity
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/1671—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with the production of electricity
    • C10J2300/1675—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with the production of electricity making use of a steam turbine
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/1678—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with air separation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/18—Details of the gasification process, e.g. loops, autothermal operation
    • C10J2300/1838—Autothermal gasification by injection of oxygen or steam
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/18—Details of the gasification process, e.g. loops, autothermal operation
    • C10J2300/1861—Heat exchange between at least two process streams
    • C10J2300/1884—Heat exchange between at least two process streams with one stream being synthesis gas
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • Y02E20/18—Integrated gasification combined cycle [IGCC], e.g. combined with carbon capture and storage [CCS]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/151—Reduction of greenhouse gas [GHG] emissions, e.g. CO2
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
    • Y10T29/00—Metal working
    • Y10T29/49—Method of mechanical manufacture
    • Y10T29/49826—Assembling or joining

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Industrial Gases (AREA)

Abstract

组装酸性气体组分减少系统的方法包括使至少一个酸去除系统与至少一个第一合成气(合成气)流流通偶合，所述第一合成气流具有至少一种具有第一酸性气体组分浓度的酸性气体组分。所述方法还包括使至少一个整合吸收器与至少一个酸去除系统流通偶合。所述方法进一步包括构造至少一个整合吸收器，使得至少一个整合吸收器的基本连续运行有利于产生具有第二酸性气体组分浓度的第二合成气流，所述第二酸性气体组分浓度小于第一酸性气体组分浓度。

Description

制备合成气的方法和设备
发明背景
本发明通常涉及气化设备，更具体地讲，涉及通过去除酸性气体优化用气化系统制备合成气的方法和设备。
至少一些已知的气化设备包括气化系统，气化系统与至少一个动力产生涡轮机系统整合，从而形成整合气化组合循环(IGCC)发电设备。例如，已知的气化系统使燃料、空气或氧气、蒸汽和/或CO2转化成合成气体或“合成气”。将合成气引导到燃气涡轮发动机的燃烧器，燃烧器为发电机提供动力，发电机将电力提供到电力网络。来自至少一些已知燃气涡轮发动机的排气提供到热回收蒸汽发生器(HRSG)，热回收蒸汽发生器产生用于驱动蒸汽涡轮机的蒸汽。蒸汽涡轮机产生的动力也驱动发电机，发电机将电力提供到电力网络。
与IGCC设备有关的至少一些已知的气化系统最初产生“粗”合成气燃料，粗合成气燃料包含一氧化碳(CO)、氢气(H2)、二氧化碳(CO2)、硫化羰(COS)和硫化氢(H2S)。一般将CO2、COS和H2S称为酸性气体。一般从粗合成气燃料去除酸性气体，以产生用于在燃气涡轮发动机内燃烧的“清洁”合成气燃料。去除此类酸性气体用酸性气体去除子系统进行，所述子系统一般包括至少一个主吸收器，以去除大部分H2S和COS。此类酸性气体去除子系统一般也包括至少一个辅助吸收器，辅助吸收器将来自相关流体流的预定组分“洗涤”到预定值。很多已知的吸收器位于酸性气体去除子系统导管和允许经洗涤的气流释放到环境的导管之间。这些辅助吸收器一般只在预定操作活动期间运行，例如设备启动和部件故障相关的瞬时过程。一般数量的所用吸收器增加相关管道的数量和长度和提供、安装和操作的吸收器容器的数量，因此增加IGCC设备的总成本，并且获得很小的附加成本有效负荷。另外，大多数已知的辅助吸收器不利于减小相关气流内H2S和COS的浓度。
发明概述
在一个方面，本发明提供一种装配酸性气体组分减少系统的方法。所述方法包括使至少一个酸去除系统与至少一个第一合成气(合成气体)流流通偶合，所述第一合成气流具有至少一种具有第一酸性气体组分浓度的酸性气体组分。所述方法还包括使至少一个整合吸收器与至少一个酸去除系统流通偶合。所述方法进一步包括构造至少一个整合吸收器，使得至少一个整合吸收器的基本连续运行有利于产生具有第二酸性气体组分浓度的第二合成气流，所述第二酸性气体组分浓度小于第一酸性气体组分浓度。
在另一个方面，本发明提供一种减硫系统。所述系统包括至少一个整合吸收器。所述至少一个整合吸收器构造成基本连续运行。所述系统还包括与至少一个整合吸收器和至少一个酸去除系统流通偶合的至少一个导管。所述至少一个整合吸收器、至少一个酸去除系统和至少一个导管构造成有利于减小至少一个流体流内硫的浓度。
在另一个方面，本发明提供一种整合气化组合循环(IGCC)发电设备。所述设备包括构造成产生含酸性气体的粗气流的至少一个气化系统。所述设备还包括构造成从粗气流去除至少一部分酸性气体的至少一个酸性气体去除子系统。所述设备还包括与至少一个酸性气体去除子系统流通偶合的至少一个减硫子系统。所述减硫子系统包括至少一个整合吸收器。所述至少一个整合吸收器构造成基本连续运行。减硫子系统还包括与至少一个整合吸收器和至少一个酸性气体去除系统流通偶合的至少一个导管。所述至少一个整合吸收器、至少一个酸性气体去除子系统和至少一个导管构造成有利于减小至少一个流体流内硫的浓度。
附图简述
图1为示例性整合气化组合循环(IGCC)发电设备的示意图；
图2为图1所示IGCC发电设备能够使用的示例性酸性气体去除子系统和硫去除子系统的示意图；并且
图3为图1所示IGCC发电设备能够使用的供选酸性气体去除子系统和硫去除子系统的示意图。
发明详述
图1为示例性整合气化组合循环(IGCC)发电设备100的示意图。在所述示例性实施方案中，IGCC设备包括燃气涡轮发动机110。涡轮机114通过第一旋转器(rotor)120旋转偶合到第一发电机118。涡轮机114与至少一个燃料源和至少一个空气源(两者在以下更详细描述)流通偶合，并且构造成分别从燃料源和空气源接收燃料和空气。涡轮机114构造成混合空气和燃料，产生热燃烧气体(未显示)，并使气体内的热能转化成旋转能量。旋转能量通过旋转器120传送到发电机118，其中发电机118构造成有利于旋转能量转化成用于传送到至少一个负载的电能(未显示)，负载包括但不限于电力网络(未显示)。
IGCC设备100还包括蒸汽涡轮发动机130。在所述示例性实施方案中，发动机130包括通过第二旋转器136旋转偶合到第二发电机134的蒸汽涡轮机132。
IGCC设备100进一步包括蒸汽产生系统140。在所述示例性实施方案中，系统140包括至少一个热回收蒸汽发生器(HRSG)142，热回收蒸汽发生器142通过至少一个热锅炉给水导管146与至少一个传热装置144流通偶合。为了有利于将锅炉给水加热成蒸汽，HRSG 142构造成通过导管146从装置144接收锅炉给水(未显示)。为了进一步有利于将锅炉给水加热成蒸汽，HRSG 142也构造成通过排气导管(未显示)从涡轮机114接收排气(未显示)。HRSG 142通过蒸汽导管150与涡轮机132流通偶合。过量气体和蒸汽通过烟气导管152从HRSG142排到大气。
导管150构造成将蒸汽(未显示)从HRSG 142引导到涡轮机132。涡轮机132构造成从HRSG 142接收蒸汽，并使蒸汽中的热能转化成旋转能量。旋转能量通过旋转器136传送到发电机134，其中发电机134构造成有利于旋转能量转化成用于传送到至少一个负载的电能(未显示)，负载包括但不限于电力网络。蒸汽冷凝，并通过冷凝管(未显示)作为锅炉给水返回。
IGCC设备100还包括气化系统200。在所述示例性实施方案中，系统200包括通过空气导管204与空气源流通偶合的至少一个空气分离装置202。空气源包括但不限于专用空气压缩机和压缩空气存储装置(均未显示)。装置202构造成使空气分离成氧气(O2)、氮气(N2)和其他组分(均未显示)。其他组分通过排气口(未显示)释放。N2通过N2导管引导到燃气涡轮机114，以有利于燃烧。
系统200包括气化反应器208，气化反应器208与装置202流通偶合，并构造成通过O2导管210接收从装置202引导的O2。系统200还包括煤研磨和制浆装置211。装置211分别通过供煤管212和供水管213与煤源和水源(均未显示)流通偶合。装置211构造成混合煤和水，以形成煤浆流(未显示)，煤浆流通过煤浆导管214引导到反应器208。
反应器208构造成分别通过导管214和210接收煤浆流和O2流。反应器208也构造成有利于产生热的粗合成气(合成气体)流(未显示)。粗合成气包含一氧化碳(CO)、氢气(H2)、二氧化碳(CO2)、硫化羰(COS)和硫化氢(H2S)。虽然一般将CO2、COS和H2S共同称为酸性气体或粗合成气的酸性气体组分，但在此将CO2与其余酸性气体组分分开讨论。另外，反应器208也构造成产生热渣流(未显示)，作为制备合成气的副产物。将渣流通过热渣导管216引导到渣处理装置215。装置215构造成使渣淬火并破碎成小渣片，在其中产生渣去除流，并引导渣去除流通过导管217。
反应器208通过热合成气导管218与传热装置144流通偶合。装置144构造成接收热粗合成气流，并通过导管146将至少一部分热传递到HRSG 142。随后，装置144产生经冷却的粗合成气流(未显示)，经冷却的粗合成气流通过合成气导管219引导到洗涤器和低温气体冷却(LTGC)装置221。装置221构造成去除粗合成气流内夹带的颗粒物质，并有利于通过飞灰导管222去除所除去的物质。装置221也构造成进一步使粗合成气流冷却。另外，装置221构造成通过水解使粗合成气流中的至少一部分COS转化成H2S和CO2。
系统200进一步包括酸性气体去除子系统300，此系统与装置221流通偶合，并构造成通过粗合成气导管220接收冷却的粗合成气流。子系统300也构造成有利于从粗合成气流去除至少一部分酸组分(未显示)，如以下进一步讨论。此类酸性气体组分包括但不限于CO2、COS和H2S。子系统300进一步构造成有利于至少一些酸性气体组分分离成包括但不限于CO2、COS和H2S的组分。另外，子系统300通过导管223与减硫子系统400流通偶合。子系统400也构造成接收并有利于至少一些酸性气体组分分离成包括但不限于CO2、COS和H2S的组分。另外，子系统400构造成通过子系统300和最终整合气流导管224将最终整合气流(未显示)引导到反应器208。最终整合气流包含自前整合气流(未显示)得到的预定浓度的CO2、COS和H2S，如以下进一步讨论。
子系统300通过导管224与反应器208流通偶合，其中最终整合气流引导到反应器208的预定部分。通过子系统300和400分离和去除这些CO2、COS和H2S有利于产生清洁合成气流(未显示)，清洁合成气流通过清洁合成气导管228引导到燃气涡轮机114。
在操作中，空气分离装置202通过导管204接收空气。将空气分离成O2、N2和其他组分。其他组分通过排气口排出，N2通过导管206引导到涡轮机114，O2通过导管210引导到气化反应器208。另外，在操作中，煤研磨和制浆装置211分别通过导管212和213接收煤和水，形成煤浆流，并通过导管214将煤浆流引导到反应器208。
反应器208通过导管210接收O2，通过导管214接收煤，并通过导管224从子系统300接收最终整合气流。反应器208有利于产生热粗合成气流，热粗合成气流通过导管218引导到装置144。将在反应器208中形成的渣副产物通过渣处理装置215和导管216和217去除。装置144有利于冷却热粗合成气流，以产生冷却的粗合成气流，冷却的粗合成气流通过导管219引导到洗涤器和LTGC装置221，其中通过导管222从合成气去除颗粒物质，使合成气进一步冷却，并通过水解使至少一部分COS转化成H2S和CO2。将冷却粗合成气流引导到酸性气体去除子系统300，在其中使酸性气体组分基本上去除，以便清洁合成气流形成，并通过导管228引导到燃气涡轮机114。
另外，在操作中，从合成气流去除的至少一部分酸组分通过导管223引导到子系统400，在其中去除并分离酸组分，以便通过子系统300和导管224将最终整合气流引导到反应器208。
另外，在操作中，涡轮机114分别通过导管206和228接收N2和清洁合成气。涡轮机114使合成气燃料燃烧，产生热燃烧气体，并引导热燃烧气体，以引起涡轮机114旋转，随后通过旋转器120使第一发电机118旋转。
通过传热装置144从热合成气去除的至少一部分热量通过导管146引导到HRSG 142，在其中热量使水沸腾形成蒸汽。蒸汽通过导管150引导到蒸汽涡轮机132，并引起涡轮机132旋转。涡轮机132通过第二旋转器136使第二发电机134旋转。
图2为IGCC发电设备100(图1所示)能够使用的示例性酸性气体去除子系统300和硫去除子系统400的示意图。子系统300通过导管220接收粗流(未显示)。子系统300也通过导管228引导清洁合成气流(未显示)。另外，子系统300通过导管224将整合气流(未显示)引导到气化反应器208(在图1中显示)。导管220与至少一个主吸收器302流通偶合。在所述示例性实施方案中，子系统300包括与导管220流通偶合的一个主吸收器302。或者，子系统300包括任何数目的有利于操作本文所述子系统300的主吸收器302。
在所述示例性实施方案中，主吸收器302用溶剂(未显示)有利于从粗转移合成气流去除酸性气体，溶剂包括但不限于聚乙二醇的二甲基醚(DEPG)。或者，主吸收器302使用胺基和/或甲醇基溶剂或有利于去除本文所述酸性气体的任何溶剂。粗合成气流接触至少一部分贫酸性气体的溶剂(未显示)，所述溶剂从粗合成气流去除至少一部分选择的酸性气体组分，以产生清洁合成气流。去除的酸性气体组分保留在溶剂内，从而形成第一富酸性气体的溶剂流或简单为富溶剂流(未显示)。在所述示例性实施方案中，此类酸性气体组分包括但不限于CO2、COS和H2S。或者去除任何组分以有利于操作如本文所述IGCC设备100。
在所述示例性实施方案中，主吸收器302通过传热装置304和第一富溶剂流导管306和310与一个闪蒸槽308流通偶合。或者，主吸收器302与有利于操作本文所述子系统300的任何数目的闪蒸槽308流通偶合。装置304构造成从至少一部分富酸性气体的溶剂流除热，导管306构造成将第一富酸性气体的溶剂流从吸收器302引导到装置304。传热装置304通过导管310与闪蒸槽308(有时称为闪蒸罐)流通偶合。
闪蒸槽308构造成通过闪蒸第一富溶剂流内的至少一部分CO2、COS和H2S气体组分以形成闪蒸气流(未显示)来有利于相分离。闪蒸气流包括预定浓度的气态CO2、COS和H2S组分。具体地讲，闪蒸气流包含第一浓度的气态CO2、第一浓度的气态COS和第一浓度的气态H2S。闪蒸槽308通过导管314和传热装置316与第一相分离器312流通偶合。导管314构造成将闪蒸气流从闪蒸槽308引导到分离器312。装置316构造成从至少一部分闪蒸气流除热。第一整合气流(未显示)在相分离器312内产生，如以下进一步讨论。
闪蒸槽308也构造成形成第二富溶剂流(未显示)，第二富溶剂流包含未由上述闪蒸机构去除的至少一些剩余的CO2、COS和H2S气体组分。因此，在所述示例性实施方案中，这一个闪蒸槽308也通过第二富溶剂导管320与至少一个酸性气体汽提塔318流通偶合，第二富溶剂导管320构造成将第二富溶剂流引导到酸性气体汽提塔318。或者，使多个闪蒸槽308以串联或并联结构相互流通偶合，其中多个闪蒸槽308通过有利于操作本文所述子系统300的任何数目的导管与酸性气体汽提塔318流通偶合。
汽提塔318也通过部分溶剂和水导管322与第一相分离器312流通偶合。分离器312构造成从导管314和传热装置316接收闪蒸气流，闪蒸气流除了包含第一浓度的气态CO2、第一浓度的气态COS和第一浓度的气态H2S外，还包含至少一些富溶剂和水。分离器312也构造成使至少一部分水从闪蒸气流分离，从而形成第一整合气流和部分溶剂和水流(未显示)。第一整合气流具有第二浓度的气态CO2。第一整合气流还具有第二浓度的气态COS。第一整合气流还具有第二浓度的气态H2S。导管322构造成将部分溶剂和水流引导到酸性气体汽提塔318。
汽提塔318构造成接收多个富溶剂流和部分溶剂和水流，包括导管320和322引导的那些流。可进一步构造汽提塔318，以通过有利于去除富溶剂内的基本所有任何酸性气体组分，将接收的富溶剂再生成贫溶剂，从而形成基本不含CO2、COS和H2S的贫溶剂流(未显示)。在所述示例性实施方案中，汽提塔318包括有利于再生的制冷系统(未显示)，其中此制冷系统包括至少一个电动机驱动的制冷压缩机。或者，汽提塔318包括任何有利于操作本文所述系统300的系统或装置。
汽提塔318通过导管326与再沸器324流通偶合，在导管326中将贫溶剂流引导到再沸器324。再沸器324构造成加热贫溶剂。另外，再沸器324进一步通过导管328与汽提塔318流通偶合，其中一部分被加热的贫溶剂被引导到汽提塔318，从而有利于蒸气在汽提塔318内沸腾，以便有利于汽提塔运行。
再沸器324也通过至少一个泵330和导管332和334与装置304流通偶合，其中泵330和导管332和334构造成引导热贫溶剂流通过装置304。装置304构造成有利于热从热贫溶剂流转移到第一富溶剂流。装置304通过多个导管336、至少一个泵338和传热装置340与主吸收器302流通偶合。导管336、泵338和装置340构造成从装置304引导温热贫溶剂流(未显示)，并有利于去除温热溶剂流内的至少一些热量，以形成冷却贫溶剂流。导管342构造成将那个流从装置340引导到主吸收器302。
泵330也与贫溶剂补充子系统344流通偶合。子系统344包括贫溶剂源(未显示)、偶合到所述源的至少一个泵346，在所述示例性实施方案中，还包括导管348，导管348构造成将贫溶剂流引导到在子系统300内使用的导管332。或者，导管348与传热装置304下游的导管336流通偶合，从而有利于优化热量转移进入从再沸器324引导的贫溶剂流。
汽提塔318也构造成由再生上述溶剂产生第一CO2/COS/H2S酸性气体流。第一CO2/COS/H2S酸性气体流包含第三CO2浓度、第三COS浓度、第三H2S浓度和第一浓度的水，其中第三CO2、COS和H2S浓度不分别涉及上述第一和第二CO2、COS和H2S浓度。汽提塔318通过至少一个传热装置352和多个导管354与第二相分离器350流通偶合。装置352构造成从热的第一CO2/COS/H2S酸性气体流除热，使水冷凝并从流去除。第一CO2/COS/H2S酸性气体流可包含溶剂，因此，分离器350有利于去除此类溶剂，并通过至少一个泵356和导管358将溶剂引导回到汽提塔318。因此，分离器350形成第二CO2/COS/H2S酸性气体流(未显示)。第二CO2/COS/H2S酸性气体流包含第四CO2浓度、第四H2S浓度和第二浓度的水。第二CO2/COS/H2S酸性气体流中的第二水浓度小于第一CO2/COS/H2S酸性气体流中的第一水浓度。
子系统300也包括通过至少一个导管362和用于各SRU 360的至少一个入口截止阀364与分离器350流通偶合的多个化学转变装置或硫去除装置(SRU)360。各SRU 360构造成接收第二CO2/COS/H2S酸性气体流，并形成二氧化硫(SO2)和元素硫(S)。具体地讲，第二CO2/COS/H2S酸性气体流内的一部分H2S与O2反应成SO2。SO2进一步与一部分剩余的H2S反应成元素S和H2O。第二CO2/COS/H2S酸性气体流内的一部分COS与H2O反应成H2S和CO2，其中一些可进一步如上所述转化。SRU 360内的未转化CO2、SO2、COS、H2S和N2形成并组成SRU尾气流(未显示)，其中SRU尾气流具有第五CO2浓度、第五COS浓度和第五H2S浓度。生成的元素S通过导管366从各SRU 360去除。
SRU 360通过阀369和导管370与构造成接收SRU尾气流的至少一个化学转变装置或尾气装置(TGU)368流通偶合。TGU 368也构造成通过用氢气(H2)使未转化的SO2氢化形成H2S。第二CO2/COS/H2S酸性气体流和SRU尾气流的CO2部分基本上化学不变，即，第四和第五CO2浓度分别基本类似。因此，TGU 368构造成形成具有第六CO2浓度、第六COS浓度和第六H2S浓度的第二整合气流(未显示)，其中CO2与H2S的比率基本大于第二CO2/COS/H2S酸性气体流中CO2与H2S的比率。
酸性气体去除子系统300进一步包括通过导管374和截止阀376与TGU 368流通偶合的至少一个鼓风机372。另外，子系统300包括通过导管380和截止阀382与鼓风机372流通偶合的至少一个低压(LP)压缩机378。另外，子系统300包括通过导管386和387和阀388与LP压缩机378流通偶合的至少一个高压(HP)压缩机384。HP压缩机384与导管224流通偶合。
在所述示例性实施方案中，阀364、369、376、382和388为与控制系统(未显示)数据连通偶合的远程自动操作阀。或者，阀364、369、376、382和388为以有利于操作本文所述子系统300的方式操作的任何阀。
在操作中，子系统300通过导管220接收粗合成气。将粗合成气流引导到主吸收器302，其中粗合成气流接触至少一部分贫酸性气体的溶剂，所述溶剂从粗合成气流去除至少一部分选择的酸性气体组分，以产生清洁合成气流。去除的酸性气体组分保留在溶剂内，从而形成第一富酸性气体的溶剂流。在所述示例性实施方案中，此类酸性气体组分包括但不限于CO2、COS和H2S。
富溶剂通过导管306从主吸收器302引导，并且贫溶剂通过导管342引入主吸收器302。将第一富溶剂流在传热装置304中加热，并通过导管310引导到闪蒸槽308。第一富溶剂流在槽308内通过预定压降闪蒸，以便从富溶剂去除基本部分的夹带CO2、COS和H2S。随后，形成具有夹带的至少部分富溶剂的闪蒸气流。具体地讲，闪蒸气流包括第一浓度的气态CO2、第一浓度的COS和第一浓度的H2S。另外形成具有部分CO2、COS和H2S的第二富溶剂流。第二富溶剂流中CO2/COS/H2S酸性气体浓度小于第一富溶剂流中CO2/COS/H2S酸性气体浓度。
第二富溶剂流通过导管320引导到汽提塔318，闪蒸气流通过导管314和传热装置316引导到第一相分离器312。装置316有利于冷却闪蒸气流，以便有利于由分离器312去除液体。将部分包括溶剂和水的液体去除，以形成部分溶剂和水流，此流通过导管322引导到汽提塔318。部分溶剂和水流中CO2/COS/H2S酸性气体浓度小于第二富溶剂流中CO2/COS/H2S酸性气体浓度。另外由分离器312形成第一整合气流，如以下进一步讨论，其中第一整合气流中CO2/COS/H2S酸性气体与溶剂的比率大于闪蒸气流中CO2/COS/H2S酸性气体与溶剂的比率。
酸性气体汽提塔318分别通过导管320和322接收第二富溶剂流和部分溶剂和水流，其中在这两个流内夹带的基本部分CO2、COS和H2S从溶剂汽提。因此使富溶剂再生成贫溶剂和从溶剂汽提的基本部分其余夹带的CO2、COS和H2S，以形成第一CO2/COS/H2S酸性气体流。第一CO2/COS/H2S酸性气体流包含第三CO2浓度、第三COS浓度、第三H2S浓度和第一浓度的水，其中第三CO2、COS和H2S浓度不分别涉及上述第一和第二CO2、COS和H2S浓度。
经再生的贫溶剂通过导管326从汽提塔318引导到再沸器324，在其中加热贫溶剂。使一部分热贫溶剂通过导管328循环回到汽提塔318，以有利于蒸气在汽提塔318内沸腾，这随后有利于汽提塔318的液-气汽提操作。其余贫溶剂通过泵330和导管332和334作为热贫溶剂流引导到传热装置304。另外通过子系统344和导管332将补充贫溶剂引导到热贫溶剂流。热贫溶剂通过装置304将热量转移到第一富溶剂流，在装置304中加热第一富溶剂流，并使热贫溶剂流冷却成温热的贫溶剂流。温热贫溶剂流通过泵338和导管336引导到传热装置340，其中温热贫溶剂流冷却成冷却贫溶剂流，冷却贫溶剂流通过导管342引导到主吸收器302，以代替从吸收器302引出的富溶剂，如上讨论。
第一CO2/COS/H2S酸性气体流通过导管354和传热装置352引导到第二相分离器350。装置352有利于冷却第一CO2/COS/H2S酸性气体流，以便有利于由分离器350去除液体。将包括夹带富溶剂的液体去除，以形成溶剂流，溶剂流通过泵356和导管358引导到汽提塔318。另外由分离器350形成第二CO2/COS/H2S酸性气体流，其中第二CO2/COS/H2S酸性气体流中CO2/H2S酸性气体与溶剂的比率大于第一CO2/COS/H2S酸性气体流中CO2/H2S酸性气体与溶剂的比率。另外，第二CO2/COS/H2S酸性气体流包含第四CO2浓度、第四H2S浓度和第二浓度的水。第二CO2/COS/H2S酸性气体流中的第二水浓度小于第一CO2/COS/H2S酸性气体流中的第一水浓度。
包含很少或不包含溶剂的第二CO2/COS/H2S酸性气体流通过导管362和截止阀364引导到SRU 360，其中阀364在子系统300运行时一般打开。SRU 360有利于形成二氧化硫(SO2)和元素硫(S)。具体地讲，第二CO2/COS/H2S酸性气体流内的一部分H2S与O2反应成SO2。SO2进一步与一部分剩余的H2S反应成元素S和H2O。第二CO2/COS/H2S酸性气体流内的一部分COS与H2O反应成H2S和CO2，其中一些可进一步如上所述转化。SRU 360内的未转化CO2、COS、SO2和N2形成并组成SRU尾气流，其中SRU尾气流具有第五CO2浓度、第五浓度COS和第五H2S浓度。生成的元素S通过相关的导管366从各SRU 360去除。
阀369一般打开，因此，TGU 368通过导管370接收SRU尾气流，并通过使未转化的SO2氢化生成H2S。第二CO2/COS/H2S酸性气体流和SRU尾气流内的CO2部分基本上化学不变，即，第四和第五CO2浓度分别基本类似。因此，TGU 368形成第二整合气流，其中CO2与H2S的比率基本大于第二CO2/COS/H2S酸性气体流中CO2与H2S的比率。
第二整合气流通过导管374和阀376引导到鼓风机372。第二整合气流然后通过导管380和阀382引导到LP CO2压缩机378。随后，第二整合气流通过导管386和387和阀388引导到HP CO2压缩机384。然后，第二整合气流通过导管224作为至少一部分最终整合气流引导到气化反应器208。阀376、382和388一般在子系统300运行时打开。
组装酸性气体组分减少系统的示例性方法包括使至少一个酸去除系统300与至少一个第一合成气(合成气体)流流通偶合，所述第一合成气流具有至少一种具有第一酸性气体组分浓度的酸性气体组分。所述方法还包括使至少一个整合吸收器402与至少一个酸去除系统300流通偶合。所述方法进一步包括构造至少一个整合吸收器402，使得至少一个整合吸收器402的基本连续运行有利于产生具有第二酸性气体组分浓度的第二合成气流，所述第二酸性气体组分浓度小于第一酸性气体组分浓度。
具体地讲，使减硫子系统400与子系统300流通偶合。子系统400包括至少一个整合吸收器402。吸收器402与主吸收器302的相似之处在于，吸收器302和402两者均构造成用溶剂从流体流分离和去除预定组分。吸收器402与主吸收器302的不同之处在于，吸收器402在低于主吸收器302的压力操作，并且构造成使CO2从H2S和COS选择性分离，所述H2S和COS保留在从第一相分离器312接收的第一整合气流中。吸收器402也构造成产生第三整合气流(未显示)。
分离器312通过多个导管404和截止阀406与吸收器402流通偶合，其中导管404有利于第一整合气流从分离器312引导到吸收器402。
子系统400也包括通过截止阀412与第二贫溶剂导管410流通偶合的第一贫溶剂导管408。导管410通过截止阀414与导管342流通偶合。导管410和408有利于至少一部分冷却的贫溶剂流从导管342引导到吸收器402。
吸收器402通过多个导管416和截止阀418与汽提塔318流通偶合，其中导管416有利于第三富溶剂流引导到汽提塔318。另外，子系统400还包括富溶剂存储回路420。回路420包括流通偶合到导管416的至少一个富溶剂转移泵422。泵422构造成通过至少一个导管428和截止阀430将至少一部分第三富溶剂流从导管416通过冷却器424泵送到富溶剂储槽426。回路420与汽提塔318流通偶合，其中包括截止阀434的多个导管432有利于将预定部分富溶剂引导到汽提塔318。
吸收器402也通过多个HP压缩机旁通导管436和HP压缩机旁通阀438与导管386流通偶合。吸收器402进一步通过多个CO2导管440和CO2阀442与导管387流通偶合。导管440与多个排出-放空(discharge-to-flare)导管444和排出-放空阀446流通偶合。导管440构造成引导吸收器402产生的第三整合气流。
在所述示例性实施方案中，阀406、412、414、418、430、434、438、442和446为与控制系统(未显示)数据连通偶合的远程自动操作阀。或者，阀406、412、414、418、430、434、438、442和446为以有利于操作本文所述子系统400的方式操作的任何阀。
在操作中，子系统400的部分在基本连续操作中，而其他部分在备用状态，如以下进一步讨论。阀406一般打开，并且第一整合气流通过导管404基本连续地从第一相分离器312引导到吸收器402。第一整合气流接触至少一部分贫溶剂，贫溶剂从第一整合气流去除至少一部分选择的酸性气体组分，以产生第三整合气流。在所述示例性实施方案中，此类酸性气体组分包括但不限于H2S和COS。第三整合气流包括第七CO2浓度、第七COS浓度和第七H2S浓度，其中第三整合气流有很少或没有在其内夹带的H2S和COS。去除的H2S和COS保留在溶剂内，从而形成第三富溶剂流。
另外，阀418一般打开，并且第三富溶剂流通过导管416从吸收器402引导到汽提塔318，其中富溶剂以上述方式再生。另外，阀414和412一般打开，使得冷却的贫溶剂基本连续地从导管342引导到吸收器402，以补充从吸收器402去除的富溶剂。另外，阀442一般打开，使得第三整合气流基本连续地从吸收器402引导到导管387。第三整合气流与通过压缩机378引导通过导管386和387的整合气流之一(以下进一步讨论)混合，以形成至少一部分最终整合气流。
另外，阀430一般关闭，以便将基本所有的第三富溶剂流引导到汽提塔318。在需要将预定部分第三富溶剂流引导到储槽426的情况下，将阀430打开，并操作泵422。引导部分流通过冷却器424，以去除正被引导到槽426的流部分中的至少一部分热量。在将预定部分第三富溶剂流引导到槽426时，使泵422停止，并且阀430关闭。类似地，在需要将槽426内的预定部分富溶剂引导到汽提塔318的情况下，将阀434打开，并引导溶剂通过导管432。一旦已引导所需部分的溶剂，就将阀434关闭。
在如上所述操作期间，一般将阀364和366打开。然而，如果由于计划操作原因或设备跳闸要使SRU 360从运行中退出，则通过关闭相关的阀364和366使受影响的SRU 360从运行中退出。通过其余运行中SRU 360的另外流可降低运行中SRU 360的效率。为了有利于减小到运行中SRU 360的流量，将阀418关闭，从而减小到汽提塔318的富溶剂流量，汽提塔318随后通过相分离器350减小从汽提塔318到运行中SRU 360的第一CO2/COS/H2S酸性气体流流量。对SRU 360的这种流量调节有利于操作运行中SRU 360和TGU 368，以便基本达到运行中SRU 360和TGU 368的预定效率。另外，调节从汽提塔318到运行中SRU 360的第一CO2/CO/H2S酸性气体流流量的这种方法有利于避免排放物释放。另外，连续保持吸收器402在运行中和调节相关流流量的这种方法有利于避免在瞬时过程不适当排放物释放，因为减小的H2S和COS浓度有利于增加这些化合物的环境适应限度操作边限。
关闭阀418和基本排除从吸收器402进入汽提塔318的富溶剂流同时保持通过导管404进入吸收器402的第一整合气流流速需要打开阀430并使泵422处于运行中，从而有利于连续操作吸收器402。在吸收器402中产生的富溶剂被引导到储槽426，用于在较低汽提塔318负载期间引导到汽提塔318。可使阀434打开，以有利于将富溶剂以促进操作汽提塔318的预定速率引导到汽提塔318。
在使压缩机384从运行中脱离的情况下，由于计划操作原因或设备跳闸，通过压缩机378引导的流可通过关闭阀388和阀442并打开阀438和阀446引导到吸收器402，从而通过导管436和440引导流通过吸收器402达到放空导管444。连续保持吸收器402在运行中和引导相关流的这种方法有利于避免在瞬时过程不适当排放物释放，因为减小的H2S和COS浓度有利于增加这些化合物的环境适应限度操作边限。
另外，如果IGCC设备100用多个鼓风机372、压缩机378和384和相关导管380、386和387以及阀376、382和388构造，则可由于计划操作原因或设备跳闸使一个鼓风机372和/或一个LP压缩机378从运行中脱离，同时引导相关流的增加部分通过其余部件和吸收器402。引导相关流的这种方法有利于灵活性保持预定操作通过量。另外，连续保持吸收器402在运行中和调节相关流流量的这种方法有利于避免在瞬时过程不适当排放物释放，因为减小的H2S和COS浓度有利于增加这些化合物的环境适应限度操作边限。
通过基本连续减小经导管224引导到气化反应器208的最终整合气流中H2S和COS的浓度，减硫系统400有利于减小分别通过导管220和228引导的粗和清洁合成气流中一定浓度的含硫物质，如但不限于H2S和COS。吸收器402基本连续处于运行中，其中吸收器402基本连续去除上述H2S和COS。具体地讲，例如，减小通过导管224引导到气化反应器208的最终整合气流中H2S和CO2的浓度有利于通过在装置221内水解使冷却粗合成气流中的COS转化成H2S和CO2。具体地讲，主要由通过降低相关产物浓度改变相关化学反应，增加COS到H2S和CO2的转化率。
这些H2S、COS和CO2浓度的减小有利于降低IGCC 100的相关基本建设成本。例如，减小与贫溶剂有关的前述部件的尺寸有利于减小主吸收器302的尺寸和贫溶剂到吸收器302的流速。另外，贫溶剂到吸收器302的减小流速有利于减小传热装置304和340的尺寸和导管348、332、334、336和342和泵346、330和338的尺寸。另外，有利降低标准操作成本，包括但不限于与电动机驱动再生制冷压缩机和贫溶剂存料相关的辅助电力使用。另外，减小通过压缩机384引导的H2S和COS的浓度有利于减小压缩机384的尺寸和辅助电力要求。减小辅助电力消耗有利于增加IGCC设备100的总效率。
另外，HP压缩机旁通导管436有利于在操作瞬时过程中继续去除H2S和COS。此类瞬时过程包括但不限于使预定设备从运行中脱离。这些脱离可由于计划操作原因或未计划设备跳闸。因此，在一般操作期间通过导管404和在瞬时操作通过导管436保持H2S和COS低于预定浓度有利于瞬时控制方案。具体地讲，将预定边限保持在H2S和COS浓度和环境释放限度之间有利于增加操作IGCC设备100的灵活性，同时减小环境释放的可能性。
图3为IGCC发电设备100能够使用的供选酸性气体去除子系统500和硫去除子系统600的示意图。供选酸性气体去除子系统500与子系统300相似，但有一些例外。子系统500不包括TGU截止阀369、鼓风机372和相关的导管374和阀376、LP压缩机378和相关的导管380和386和阀382和388。另外，子系统500包括使TGU 368与热氧化器(未显示)偶合的导管590，热氧化器用于去除和化学转化从TGU 368引导的第三整合气流(未显示)。因此，在供选的子系统500中，不将第三整合气流引导到气化系统200，这一般用子系统300进行。
同样，供选硫去除子系统600与子系统400相似，但有一些例外。子系统600不包括HP压缩机旁通导管436和相关的阀438。另外，子系统600包括使至少一部分TGU 368与SRU入口导管362流通偶合的SRU循环导管656。导管656构造成将至少一部分由TGU 368形成的第三整合气流引导到SRU 360，用于另外的化学转化。一般打开的阀658位于导管656内。
因此，阀658和导管656有利于使至少一部分由TGU 368形成的第三整合气流基本连续地循环到SRU 360，用于另外的化学转化。这种循环有利于SRU 360的效率。为了进一步有利于此效率，可通过关闭阀418减小到SRU 360的流量，从而减小到汽提塔318的富溶剂流量，汽提塔318随后通过相分离器350减小从汽提塔318到SRU 360的第一CO2/COS/H2S酸性气体流流量。对SRU 360的这种流量调节有利于操作SRU 360和TGU 368，以便基本达到SRU 360和TGU 368的预定效率。另外，调节从汽提塔318到SRU 360的第一CO2/CO/H2S酸性气体流流量的这种方法有利于避免排放物释放。
关闭阀418和基本排除从吸收器402进入汽提塔318的富溶剂流同时保持通过导管404进入吸收器402的第一整合气流流速需要打开阀430并使泵422处于运行中，从而有利于连续操作吸收器402。在吸收器402中产生的富溶剂被引导到储槽426，用于在较低汽提塔318负载期间引导到汽提塔318。可使阀434打开，以有利于将富溶剂以促进操作汽提塔318的预定速率引导到汽提塔318。
本文所述制备合成气体或合成气的方法和装置有利于操作整合气化组合循环(IGCC)发电设备，更具体地讲，有利于操作合成气制备系统。具体地讲，增加从合成气制备流体流去除硫化氢(H2S)和硫化羰(COS)提高合成气制备效率。更具体地讲，降低到气化反应器的二氧化碳(CO2)进料流中H2S和CO2的浓度有利于降低引导到燃气涡轮机的清洁合成气内杂质的浓度。另外，构造整合吸收器以如本文所述基本连续去除H2S和COS有利于最佳地操作合成气制备过程，以便有利于提高IGCC设备制备效率，从而有利于降低操作成本。另外，连续保持吸收器在运行中和调节相关气流流量的这种方法有利于避免不适当排放物释放，因为减小的H2S和COS浓度有利于增加这些化合物的环境适应限度操作边限。另外，如本文所述制备此类合成气的方法和设备有利于减少与制造这种IGCC设备相关的资本成本。
以上详细描述了与IGCC设备相关的合成气制备的示例性实施方案。这些方法、装置和系统既不限于本文所述的具体实施方案，也不限于具体图示说明的IGCC设备。另外，这些方法、装置和系统不限于IGCC设备，并且可装入设施内，这些设施一般包括但不限于氢制备、费-托燃料制备过程以及气化系统和气体净化系统。
虽然已在不同的具体实施方案方面描述了本发明，但本领域的技术人员应认识到，可在权利要求的精神和范围内对本发明作出修改。

Claims (11)

1.一种组装酸性气体组分减少系统的方法，所述方法包括：
使至少一个酸去除系统与包含气化反应器的第一合成气流源流通偶合，所述第一合成气流包含二氧化碳(CO2)和至少一种具有第一酸性气体组分浓度的酸性气体组分；
使单个整合吸收器与至少一个酸去除系统流通偶合，使得该单个整合吸收器与第一合成气流并非直接流通偶合；
在该至少一个酸去除系统内构造至少一个相分离装置，以：
接收包含CO2和至少一部分该至少一种酸性气体组分的至少一个酸去除物质流；
从至少一部分该至少一个酸去除物质流分离至少一部分CO2和至少一部分该至少一种酸性气体组分，从而形成至少一个CO2/酸性气体流；和
在具有第一CO2浓度的第一气流中，将该至少一个CO2/酸性气体流供给到该单个整合吸收器；
构造该单个整合吸收器，以产生具有第二CO2浓度的第二气流，所述第二CO2浓度大于第一CO2浓度；
在所述单个整合吸收器、所述第一合成气流源和放空导管之间偶合排出导管；和
构造该排出导管，以将第二合成气流由所述单个整合吸收器选择性引导到第一合成气流源与放空导管中的至少其中之一。
2.权利要求1的方法，所述方法进一步包括：
构造该单个整合吸收器，以产生具有第二酸性气体组分浓度的第二合成气流，所述第二酸性气体组分浓度小于第一酸性气体组分浓度；和
使第二合成气流与第一合成气流源偶合，从而有利于降低第一酸性气体组分浓度。
3.权利要求1的方法，其中使该单个整合吸收器与至少一个酸去除系统流通偶合包括构造该单个整合吸收器，以接收包含至少一部分该至少一种酸性气体组分的基本连续流体流。
4.权利要求1的方法，在该至少一个酸去除系统内构造至少一个相分离装置包括：
在该至少一个酸去除系统内构造至少一个第一导管，以将该至少一个酸去除物质流引导到该至少一个相分离装置；和
在该至少一个酸去除系统内构造至少一个第二导管，以将该至少一个CO2/酸性气体流引导到该单个整合吸收器。
5.权利要求4的方法，其中使该单个整合吸收器与该至少一个酸去除系统流通偶合进一步包括：
使至少一个化学转变装置与该单个整合吸收器流通偶合；和
使至少一个酸去除物质存储子系统与该单个整合吸收器流通偶合。
6.权利要求5的方法，其中使该单个整合吸收器与该至少一个酸去除系统流通偶合进一步包括：
构造至少一个第三导管，以将至少一部分至少一个CO2/酸性气体流引导到至少一个化学转变装置；和
构造至少一个第四导管，以将至少一部分至少一个CO2/酸性气体流引导到该单个整合吸收器。
7.权利要求6的方法，其中构造至少一个第三导管包括下列之一：
构造至少一个第三导管，以形成包含低于第一预定限度的第二酸性气体组分浓度的第一整合气流，从而形成第一贫酸性气体流；和
构造至少一个第三导管，以形成包含低于第二预定限度的第二酸性气体组分浓度的第二整合气流，从而形成第二贫酸性气体流。
8.权利要求7的方法，其中构造该单个整合吸收器以接收基本连续流体流包括构造该单个整合吸收器，以增加第一和第二酸性气体组分浓度之间的边限，所述边限有利于增加第二酸性气体组分浓度和第一和第二预定限度之间的边限，从而有利于瞬时控制方案。
9.权利要求7的方法，其中构造至少一个第三导管以形成第一整合气流包括构造至少一个第三导管，以引导至少一部分第一贫酸性气体流，使得至少一部分第一贫酸性气体流从该单个整合吸收器旁通过。
10.权利要求7的方法，其中构造至少一个第三导管以形成第二整合气流包括构造至少一个第三导管，以将至少一部分第二富酸性气体流引导到该单个整合吸收器。
11.权利要求5的方法，其中使所述单个整合吸收器与该至少一个酸去除系统流通偶合进一步包括：
构造该单个整合吸收器，以接收至少一部分至少一个CO2/酸性气体流；
构造该单个整合吸收器，以通过至少一部分酸去除物质从至少一个CO2/酸性气体流去除至少一部分CO2和至少一部分至少一种酸性气体组分，从而形成至少一个富酸物质流；和
构造该单个整合吸收器，以将至少一部分至少一个富酸物质流引导到至少一个酸去除物质存储子系统。
CN200880110394.9A 2007-07-31 2008-06-12 制备合成气的方法和设备 Active CN101809126B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/831,639 US8591631B2 (en) 2007-07-31 2007-07-31 Method and apparatus to produce synthetic gas
US11/831,639 2007-07-31
PCT/US2008/066721 WO2009017886A2 (en) 2007-07-31 2008-06-12 Method and apparatus to produce synthetic gas

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN101809126A CN101809126A (zh) 2010-08-18
CN101809126B true CN101809126B (zh) 2015-03-11

Family

ID=40084379

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN200880110394.9A Active CN101809126B (zh) 2007-07-31 2008-06-12 制备合成气的方法和设备

Country Status (5)

Country Link
US (1) US8591631B2 (zh)
CN (1) CN101809126B (zh)
AU (1) AU2008282706B2 (zh)
CA (1) CA2694184C (zh)
WO (1) WO2009017886A2 (zh)

Families Citing this family (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20100095845A1 (en) * 2003-03-04 2010-04-22 Lg Chem, Ltd. VENT GAS ABSORPTION SYSTEM AND METHOD FOR RECOVERY VOCs
US9157042B2 (en) * 2008-07-16 2015-10-13 Kellogg Brown & Root Llc Systems and methods for producing substitute natural gas
US9132401B2 (en) * 2008-07-16 2015-09-15 Kellog Brown & Root Llc Systems and methods for producing substitute natural gas
US7811361B2 (en) * 2009-06-30 2010-10-12 Uop Llc Process for a gas removal zone
US20110067306A1 (en) * 2009-09-18 2011-03-24 Bp Corporation North America Inc. Processes and Apparatuses for Reducing Pollutants and Producing Syngas
US20110162380A1 (en) * 2010-01-04 2011-07-07 General Electric Company Method to increase net plant output of a derated igcc plant
CN102869856B (zh) * 2010-04-28 2015-04-01 国际壳牌研究有限公司 由酸性气体发电的方法
US8419843B2 (en) 2010-05-18 2013-04-16 General Electric Company System for integrating acid gas removal and carbon capture
US9028568B2 (en) 2010-09-02 2015-05-12 General Electric Company System for treating carbon dioxide
US8535429B2 (en) 2011-10-18 2013-09-17 Clean Energy Renewable Fuels, Llc Caustic scrubber system and method for biogas treatment
US8574888B2 (en) 2011-10-18 2013-11-05 Clean Energy Fuels Corp. Biological H2S removal system and method
US9731243B2 (en) 2014-06-30 2017-08-15 Uop Llc Low pressure re-absorber and its integration with sulfur-rich solvent flash drum or sulfur-rich solvent stripper in an absorption unit

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0227259A1 (en) * 1985-10-28 1987-07-01 The Dow Chemical Company Sulfur removal from hydrocarbons
US5137550A (en) * 1991-04-26 1992-08-11 Air Products And Chemicals, Inc. Cascade acid gas removal process
US20040118126A1 (en) * 2002-12-19 2004-06-24 Ong James O.Y. Use of a chemical solvent to separate CO2 from a H2S-rich stream
EP1207132A4 (en) * 1999-07-09 2006-03-29 Ebara Corp METHOD FOR PRODUCING HYDROGEN BY GASIFICATION OF COMBUSTIBLE MATERIAL AND METHOD FOR ELECTRIC CURRENT MANUFACTURING USING A FUEL CELL AND POWER GENERATION SYSTEM USING FUEL CELLS
US20070129450A1 (en) * 2005-11-18 2007-06-07 Barnicki Scott D Process for producing variable syngas compositions

Family Cites Families (31)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4080424A (en) * 1976-02-11 1978-03-21 Institute Of Gas Technology Process for acid gas removal from gaseous mixtures
US4275044A (en) * 1977-06-14 1981-06-23 Koppers Company, Inc. Sulfur dioxide disposal system
US4138230A (en) * 1977-07-05 1979-02-06 Uop Inc. Dual pressure absorption process
US4189307A (en) * 1978-06-26 1980-02-19 Texaco Development Corporation Production of clean HCN-free synthesis gas
US4359450A (en) * 1981-05-26 1982-11-16 Shell Oil Company Process for the removal of acid gases from gaseous streams
US4741884A (en) * 1981-11-13 1988-05-03 Phillips Petroleum Company Process and apparatus for removing H2 S from gas streams
US4682985A (en) * 1983-04-21 1987-07-28 Rockwell International Corporation Gasification of black liquor
US4568364A (en) * 1984-03-22 1986-02-04 Bechtel International Corporation Process for desulfurization of fuel gas
US5240476A (en) * 1988-11-03 1993-08-31 Air Products And Chemicals, Inc. Process for sulfur removal and recovery from a power generation plant using physical solvent
US5669960A (en) * 1995-11-02 1997-09-23 Praxair Technology, Inc. Hydrogen generation process
IT1291576B1 (it) * 1996-04-17 1999-01-11 Jgc Corp Procedimento per produrre diestere di acido carbonico,metodo per rimuovere co2 assorbente di co2 e apparecchiatura per produrre
US6036748A (en) * 1997-06-06 2000-03-14 Texaco Inc. Black water flash and vapor recovery method
US6090356A (en) * 1997-09-12 2000-07-18 Texaco Inc. Removal of acidic gases in a gasification power system with production of hydrogen
US6149859A (en) * 1997-11-03 2000-11-21 Texaco Inc. Gasification plant for direct reduction reactors
DE19753903C2 (de) * 1997-12-05 2002-04-25 Krupp Uhde Gmbh Verfahren zur Entfernung von CO¶2¶ und Schwefelverbindungen aus technischen Gasen, insbesondere aus Erdgas und Roh-Synthesegas
US6033456A (en) * 1998-02-06 2000-03-07 Texaco Inc. Integration of partial oxidation process and direct reduction reaction process
US6114400A (en) * 1998-09-21 2000-09-05 Air Products And Chemicals, Inc. Synthesis gas production by mixed conducting membranes with integrated conversion into liquid products
EP1022046A1 (de) * 1999-01-22 2000-07-26 Krupp Uhde GmbH Verfahren zur Entfernung von Kohlendioxid, Schwefelverbindungen, Wasser und aromatischen und höheren aliphatischen Kohlenwasserstoffen aus technischen Gasen
EP1475429A1 (en) * 1999-05-21 2004-11-10 Ebara Corporation Electric power generating system by gasification
US6203599B1 (en) * 1999-07-28 2001-03-20 Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation Process for the removal of gas contaminants from a product gas using polyethylene glycols
CN1425196A (zh) * 1999-11-24 2003-06-18 霍尼韦尔国际公司 导电互连
US6334886B1 (en) * 2000-05-12 2002-01-01 Air Products And Chemicals, Inc. Removal of corrosive contaminants from alkanolamine absorbent process
US6667347B2 (en) * 2001-09-14 2003-12-23 Chevron U.S.A. Inc. Scrubbing CO2 from methane-containing gases using an aqueous stream
US6720359B2 (en) * 2001-09-14 2004-04-13 Chevron U.S.A. Inc. Scrubbing CO2 from a CO2-containing gas with an aqueous stream
US6596780B2 (en) * 2001-10-23 2003-07-22 Texaco Inc. Making fischer-tropsch liquids and power
US6964696B2 (en) * 2002-12-04 2005-11-15 Texaco, Inc. Method and apparatus for treating synthesis gas and recovering a clean liquid condensate
AU2003211033B2 (en) * 2002-12-17 2008-10-09 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for acid gas and contaminant removal with near zero emission
US7455828B2 (en) * 2004-03-01 2008-11-25 H2S Technologies, Ltd. Process and apparatus for converting hydrogen sulfide into hydrogen and sulfur
DE102005009393A1 (de) * 2005-03-01 2006-09-14 Linde Ag Verfahren zur Adsorberregenerierung
US7503947B2 (en) * 2005-12-19 2009-03-17 Eastman Chemical Company Process for humidifying synthesis gas
US7708801B2 (en) * 2007-11-09 2010-05-04 General Electric Company System and methods for treating transient process gas

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0227259A1 (en) * 1985-10-28 1987-07-01 The Dow Chemical Company Sulfur removal from hydrocarbons
US5137550A (en) * 1991-04-26 1992-08-11 Air Products And Chemicals, Inc. Cascade acid gas removal process
EP1207132A4 (en) * 1999-07-09 2006-03-29 Ebara Corp METHOD FOR PRODUCING HYDROGEN BY GASIFICATION OF COMBUSTIBLE MATERIAL AND METHOD FOR ELECTRIC CURRENT MANUFACTURING USING A FUEL CELL AND POWER GENERATION SYSTEM USING FUEL CELLS
US20040118126A1 (en) * 2002-12-19 2004-06-24 Ong James O.Y. Use of a chemical solvent to separate CO2 from a H2S-rich stream
US20070129450A1 (en) * 2005-11-18 2007-06-07 Barnicki Scott D Process for producing variable syngas compositions

Also Published As

Publication number Publication date
CA2694184A1 (en) 2009-02-05
CA2694184C (en) 2016-06-07
WO2009017886A3 (en) 2009-08-06
CN101809126A (zh) 2010-08-18
AU2008282706B2 (en) 2013-07-18
US8591631B2 (en) 2013-11-26
AU2008282706A1 (en) 2009-02-05
US20090031630A1 (en) 2009-02-05
WO2009017886A2 (en) 2009-02-05

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN101809126B (zh) 制备合成气的方法和设备
CN101899329B (zh) 用于处理包括不希望的排放气体的流的系统和方法
US8696797B2 (en) Carbon dioxide removal from synthesis gas at elevated pressure
CA2704398C (en) System and methods for treating transient process gas
CN102858429B (zh) 二氧化碳捕获系统和方法
EP1391669A2 (en) Plant and method for producing liquefied natural gas and recovering carbon dioxide contained in natural gas and in a combustion exhaust gas
PL218564B1 (pl) Instalacja zintegrowanego cyklu zgazowania paliwa (IGCC)
CN102378808A (zh) 用以再循环尾气的方法和设备
JP2011001953A (ja) ガスタービン吸気を冷却するためのシステム
US20110179712A1 (en) Method and apparatus to preheat slurry
CN102032048A (zh) 碳捕捉冷却系统和方法
CN102200057A (zh) 用于冷却燃气涡轮构件的系统和方法
AU2013206438B2 (en) Method and apparatus to produce synthetic gas
US9279340B2 (en) System and method for cooling gas turbine components
US8535418B2 (en) Gaseous byproduct removal from synthesis gas

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant
TR01 Transfer of patent right
TR01 Transfer of patent right

Effective date of registration: 20200110

Address after: Pennsylvania, USA

Patentee after: Gas Products and Chemical Company

Address before: New York State, USA

Patentee before: General Electric Company