CN104711025B - 气化器冷却系统 - Google Patents

气化器冷却系统 Download PDF

Info

Publication number
CN104711025B
CN104711025B CN201510069598.4A CN201510069598A CN104711025B CN 104711025 B CN104711025 B CN 104711025B CN 201510069598 A CN201510069598 A CN 201510069598A CN 104711025 B CN104711025 B CN 104711025B
Authority
CN
China
Prior art keywords
fuel
gasifier
aqueous fluid
heat
heat exchange
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.)
Expired - Fee Related
Application number
CN201510069598.4A
Other languages
English (en)
Other versions
CN104711025A (zh
Inventor
陈伟
R.A.德普伊
J.B.科里
B.C.施泰因豪斯
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.)
General Electric Co
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 CN104711025A publication Critical patent/CN104711025A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN104711025B publication Critical patent/CN104711025B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • 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
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/36—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using oxygen or mixtures containing oxygen as gasifying agents
    • 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
    • C10J3/74—Construction of shells or jackets
    • 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
    • C10J3/74—Construction of shells or jackets
    • C10J3/76—Water jackets; Steam boiler-jackets
    • 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
    • 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
    • C01B2203/0211—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a non-catalytic reforming step
    • C01B2203/0216—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a non-catalytic reforming step containing a non-catalytic 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
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/025—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a partial oxidation step
    • C01B2203/0255—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a partial oxidation step containing a non-catalytic partial oxidation 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
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0283—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a CO-shift step, i.e. a water gas shift 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
    • C01B2203/04—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
    • C01B2203/049—Composition of the impurity the impurity being carbon
    • 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
    • C01B2203/061—Methanol production
    • 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
    • C01B2203/068—Ammonia synthesis
    • 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
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0872—Methods of cooling
    • C01B2203/0877—Methods of cooling by direct injection of fluid
    • 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
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0872—Methods of cooling
    • C01B2203/0883—Methods of cooling by indirect heat exchange
    • 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
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0872—Methods of cooling
    • C01B2203/0888—Methods of cooling by evaporation of a fluid
    • C01B2203/0894—Generation of steam
    • 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
    • C01B2203/16—Controlling the process
    • C01B2203/169—Controlling the feed
    • 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
    • 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
    • C10J2300/0916—Biomass
    • 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
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/1603—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with gas treatment
    • C10J2300/1606—Combustion 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
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/1603—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with gas treatment
    • C10J2300/1618—Modification of synthesis gas composition, e.g. to meet some criteria
    • 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
    • C10J2300/1653—Conversion of synthesis gas to energy integrated in a gasification combined cycle [IGCC]
    • 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
    • C10J2300/1656—Conversion of synthesis gas to chemicals
    • 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
    • C10J2300/1861—Heat exchange between at least two process streams
    • 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
    • C10J2300/1892—Heat exchange between at least two process streams with one stream being water/steam
    • 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
    • C10K3/00—Modifying the chemical composition of combustible gases containing carbon monoxide to produce an improved fuel, e.g. one of different calorific value, which may be free from carbon monoxide
    • C10K3/02—Modifying the chemical composition of combustible gases containing carbon monoxide to produce an improved fuel, e.g. one of different calorific value, which may be free from carbon monoxide by catalytic treatment
    • C10K3/04—Modifying the chemical composition of combustible gases containing carbon monoxide to produce an improved fuel, e.g. one of different calorific value, which may be free from carbon monoxide by catalytic treatment reducing the carbon monoxide content, e.g. water-gas shift [WGS]
    • 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]

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Processing Of Solid Wastes (AREA)
  • Industrial Gases (AREA)

Abstract

本发明涉及一种气化器冷却系统。具体而言，一种系统包括气化器，所述气化器包括：气化区；围绕所述气化区的内壁和围绕所述内壁的外壁。系统还包括第一燃料源；第一燃料通道，第一燃料通道包括热交换部分，热交换部分与燃料喷射部分流动连通地连接，在内壁和外壁之间延伸，配置用于当气化器运行时从第一燃料源接收第一燃料以使第一燃料在外壁和内壁之间流动以便冷却气化器；燃料喷射部分从热交换部分接收所述第一燃料并将第一燃料喷射到气化区中；以及系统还包括换热器。

Description

气化器冷却系统
技术领域
本文公开的主题涉及气化器，并且更具体而言，涉及用于冷却气化器的系统。
背景技术
整体化联合气化循环(IGCC)发电设备能够相对清洁和高效地从各种烃进料(例如煤)产生能量。IGCC技术可使烃进料通过在气化器中与氧和蒸气反应而转化成一氧化碳(CO)和氢(H2)的气体混合物，即，合成气。在传统的联合循环发电设备中，可对这些气体进行清洁、处理，并将其用作燃料。气化器内发生的气化过程的温度可高达3500华氏度。因此，冷却系统可被用来冷却气化器。令人遗憾的是，现有冷却系统可导致大量能量浪费(例如热)和/或降低IGCC发电设备的效率。
发明内容
下面概述了与初始要求保护的发明的范围相当的某些实施例。这些实施例并非意图限制本发明要求保护的范围，相反，这些实施例仅意图提供本发明的可能形式的简要概述。实际上，本发明可包括与下面所述的实施例类似或不同的多种形式。
在第一实施例中，一种系统包括气化器，该气化器具有：气化区，围绕气化区的内壁，以及沿内壁延伸的第一燃料通道。第一燃料通道设置为用以使第一燃料流过以冷却气化器。该气化器设置为用以将第一燃料从第一燃料通道喷射到气化区中。
在第二实施例中，一种装置包括气化器，该气化器具有：气化区，围绕气化区的内壁，围绕内壁的外壁，以及在内壁和外壁之间延伸的第一燃料通道。第一燃料通道设置为用以使第一燃料流过以冷却气化器。该装置还包括换热器，该换热器设置为用以从第一燃料通道的第一燃料传热给外部通道的流体。
在第三实施例中，一种系统包括气化器，该气化器具有：气化区，围绕气化区的壁，以及沿壁延伸的非水流体通道。该非水流体通道设置为用以使非水流体流过以冷却气化器。该系统还包括设置为用以接收来自非水流体通道的非水流体的设备构件。
附图说明
当参照相关附图阅读下面的详细描述时，本发明的这些与其他特征、方式和优点将变得更好理解，附图中相同的标号在所有图中表示相同的部件，其中：
图1是具有使用燃料进料作为冷却剂的主动冷却系统(active cooling system)的气化系统的一个实施例的框图；
图2是具有使用燃料进料作为冷却剂的主动冷却系统的整体化联合气化循环(IGCC)发电设备的一个实施例的框图；
图3是具有使用燃料进料作为冷却剂的主动冷却系统的气化器的一个实施例的框图；
图4是具有使用燃料进料作为冷却剂的主动冷却系统的气化器的一个实施例的框图；
图5是具有使用燃料进料作为冷却剂的主动冷却系统的气化器的一个实施例的框图；
图6是具有使用燃料进料作为冷却剂的主动冷却系统的气化器的一个实施例的框图；
图7是沿图4至图6中的线7-7所得到的气化器的一个实施例的截面图，其显示了使用燃料进料作为冷却剂的主动冷却系统的冷却剂管；
图8是在图7中的线8-8内所得到的使用燃料进料作为冷却剂的主动冷却系统的一个实施例的局部示意性侧视图，其显示了上冷却剂集管与下冷却剂集管以及中间冷却剂管；
图9是在图7中的线8-8内所得到的使用燃料进料作为冷却剂的主动冷却系统的一个实施例的局部示意性侧视图，其显示了向上和向下弯曲的冷却剂管；以及
图10是在图7中的线8-8内所得到的使用燃料进料作为冷却剂的主动冷却系统的一个实施例的局部示意性侧视图，其显示了螺旋形的冷却剂管。
项目清单
100 系统
102 燃料进料
104 氧
106 燃料通道
108 燃料通道
110 气化器
112 动力生产单元
114 动力生产单元
116 脱盐系统
118 工业化学物处理系统
200 动力设备系统
202 燃料进料
203 气化器
204 燃料通道
206 燃料通道
210 ASU(空气分离单元)
211 RSC(辐射式合成气冷却器)
212 渣
213 处理单元
215 HRSG(热回收蒸汽发生器)
216 洗涤器
217 硫
218 硫处理器
220 可分离的盐
221 LTGC(低温气体冷却)单元
222 水处理单元
224 燃烧器(CC)
226 燃气涡轮发动机
228 化学处理系统
230 变换反应器
232 化工设备
234 涡轮(T)
236 传动轴
238 压缩机(C)
240 负载
242 脱盐单元
244 蒸汽涡轮发动机(ST)
246 第二负载
248 脱盐系统
250 冷凝器
252 冷却塔
260 燃料进料冷却的气化器
262 控制器
264 阀
266 燃料进料
268 燃料通道
270 燃料进料
272 燃料通道
274 氧源
280 燃料进料冷却的气化器
284 控制器
290 阀
292 燃料进料
294 两个燃料通道
296 两个燃料通道
298 燃料进料源
300 燃料通道
302 混合室
304 燃料通道
306 氧源
310 燃料进料冷却的气化器
314 控制器
316 燃料进料
318 氧源
320 非水流体
322 阀
328 燃料通道
330 燃料通道
334 设备构件
336 设备构件
338 换热器
340 换热器
342 工作流体(working fuid)
344 工作流体
350 燃料进料冷却的气化器
354 控制器
356 燃料进料
358 氧源
360 非水流体
362 阀
368 燃料通道
370 燃料通道
374 设备构件
376 设备构件
378 换热器
380 换热器
400 气化器
406 最外层
408 耐热层/内壁
410 气化区
412 管
414 管
420 第一集管(header)
422 第二集管
424 流体通道
426 出口
428 入口
440 流体通道
448 入口
450 流体通道
454 气化器
具体实施方式
下面将对本发明的一个或多个特定实施例进行描述。为了致力于提供这些实施例的简要描述，该说明书可能并未描述实际实施方式的所有特征。应当理解，在任何这样的实际实施方式的研发中，如在任何工程或设计项目中那样，必须作出许多实施方式特定的决定以实现开发者的特定目标，例如遵循系统相关与商业相关的约束，该特定目标可根据不同的实施方式而有所不同。此外，应当理解，这种开发工作可能很复杂和耗时，但对于受益于本公开内容的普通技术人员而言仍然是设计、生产和制造的常规事项。
在介绍本发明的各种实施例的元件时，冠词“一”、“一个”、“该”和“所述”意图表示存在一个或多个元件。用语“包括”、“包含”和“具有”意图是包括性的，并且意指可存在除所列元件之外的其他元件。
公开的实施例涉及使用燃料进料作为冷却剂来主动地冷却气化器的系统和方法。主动冷却气化器的能力对于所有类型的气化器均是可能的，例如带有或不带有多进给喷射的拽流式气化器(entrained flow gasifier)、固定床气化器、下流式气化器、上流式气化器和流化床气化器。燃料进料可包括含碳燃料，例如生物燃料(例如生物质)或化石燃料(例如烃或石油)。燃料可以是液体燃料、浆体燃料(例如煤浆)或能在流过冷却剂通道同时还能在气化器中气化的任何其他燃料。在下面详细论述的那样，主动冷却系统的实施例包括一个或多个通过气化器的冷却剂通道，以使燃料进料在燃烧前从气化器中吸热。在某些实施例中，燃料进料在从气化器吸热后被喷射到气化器中，并且在气化器内经历气化过程。在其他实施方式中，燃料进料在从气化器吸热后可经过换热器，以使燃料进料将所吸收的热量的至少一部分传递给另一种介质和/或设备的构件。例如，在从气化器吸热后，燃料进料可以传热给流体(例如气体或液体)，例如水、空气、溶剂、蒸汽或设备中的其他工艺流体。使热添加至流体可提高设备中其他构件的效率，并且因此整体地提高设备效率。所公开的主动冷却系统的实施例可减少对其他冷却剂的依赖、减少能量浪费的量(例如热)、减少用在气化器中的耐热材料的量(例如绝热砖或衬套)和提高了气化器的效率。例如，使热添加至燃料进料可通过直接利用燃料进料添加能量至气化反应区而提高气化器的效率。在主动冷却系统中，燃料进料还可产生渣层以在可自我修复的方式下缓和不稳定传热带来的影响。
图1是具有使用燃料进料102作为冷却剂的主动冷却系统101的气化系统100的一个实施例的框图。可向气化器110提供燃料进料102和氧104以生产合成气。燃料进料102可沿多个不同的通道(包括燃料通道106和108)进入气化器110。例如，燃料通道106可表示燃料进料102进入气化器110中的直接燃料喷射通道，燃料进料102在喷射前不从气化器110吸热。燃料通道108可表示燃料进料102进入气化器110中的间接燃料喷射通道，在喷射前能够从气化器110吸热。因此，燃料通道108包括冷却剂通道部分107和燃料喷射部分109。冷却剂通道部分107引导燃料进料102通过气化器110的一部分，从而使得燃料进料102能从气化器110吸热用以主动冷却气化器110。随后，燃料喷射部分109将加热的燃料进料102连同氧104一起喷射到气化器110中，以便为气化反应提供燃料。应当理解，使热量添加至燃料进料102提高气化器的效率。虽然所示的实施例包括两个燃料通道108和106，但是其他实施方式可除去燃料通道106和/或增加额外的燃料通道108。
通过气化系统100生产的合成气和蒸汽可用于发电和/或工业化学物加工。例如，从气化器110、合成气冷却器、气体处理单元、热回收蒸汽发生器(HRSG)和/或系统100中的其他单元产生的蒸汽可被提供给动力生产单元112，例如蒸汽涡轮发动机。一些或全部的合成气可被提供给动力生产单元114，例如燃气涡轮发动机。可将动力生产单元112和114的功率输出提供给脱盐系统116，脱盐系统116从盐水中去除盐(或者盐和其他矿物质)以生产淡水。在某些实施例中，一些或全部的合成气可被提供给工业化学物处理系统118以便从合成气和其他输入中生产工业化学物。这样的工业化学物可包括胺、甲醇或任何其他可生产的工业化学物。
图2是具有使用燃料进料202作为冷却剂的主动冷却系统201的整体化联合气化循环(IGCC)发电设备200的一个实施例的框图。如上所述，燃料进料202可被用来沿着主动冷却系统201的燃料通道204主动冷却气化器203。例如，燃料通道204可包括一个或多个沿着气化器203的壁延伸的冷却剂管205，其在气化器203的内部或外部。再例如，冷却剂管205可在气化器203的壁与围绕气化器203内的气化反应区的耐热材料(例如衬套、砖等)之间延伸。而燃料进料202可从冷却剂管205流入气化器203，以便至少部分地或完全地给气化器203内的气化反应提供燃料。这样，燃料进料202用作冷却剂以对气化器203进行热保护，同时还通过流入气化器203的燃料进料202将热直接补回给气化反应。在所示的实施例中，气化器203还接收沿着燃料通道206进入气化器203的燃料进料202的流，以便进一步给气化器203内的气化反应提供燃料。
燃料进料202可以是任意数量的燃料，例如液体、固体或浆体燃料。燃料可包括各种含碳燃料，例如生物燃料(例如生物质)或化石燃料(例如烃或石油)。如果燃料是固体(例如煤)，则燃料可通过粉碎、粉化、压块或粒化来制备。固体燃料还可与合适的液体(例如水)混合以产生浆体进料。在一个实施例中，可将燃料进料202研磨并与水混合来制备焦浆。通过使干燃料与液体混合，浆体在被用来进给气化器203之前能够主动地冷却气化器203。
气化器203可将燃料进料202转变为一氧化碳和氢的组合物，例如合成气。取决于所使用的气化器的类型，这种转变可通过使燃料进料202经受受控量的蒸汽和高压氧(例如从大约20巴至85巴)以及温度(例如大约700摄氏度至1600摄氏度)而实现。气化过程还可包括使燃料进料202经历热解过程，由此加热燃料进料202。在热解过程期间，取决于燃料进料202，气化器203内的气化子系统的温度可从大约150摄氏度至700摄氏度的范围。在热解过程期间对进料加热可产生固体(例如炭)和残余气体(例如一氧化碳、氢和氮)。来自热解过程的残留于进料的炭可只重达原进料重量的大约40-20％。
随后可气化器203中发生燃烧过程。在所示的实施例中，空气分离单元(ASU)210给气化器203供给氧以促进燃烧过程。例如，ASU210接收来自压缩机209的空气，然后将空气分离成组分气体，例如氧和氮。ASU 210可采用蒸馏技术(例如低温蒸馏)、变压吸附(PSA)或其他合适工艺。在一些实施例中，设备200可在涡轮发动机226的燃烧器224中使用一部分氮，而氧被用于气化器203中。
因此，通过气化器203从ASU 210接收氧以用于燃烧目的。燃烧可包括将氧引导至炭和残余气体，从而使得炭和残余气体可与氧反应而形成二氧化碳和一氧化碳，因而为随后的气化反应提供热量。燃烧过程期间的温度可为从大约700摄氏度至1600摄氏度的范围。在某些实施例中，在气化步骤期间可将蒸汽引导到气化器203中。在范围从大约800摄氏度至1100摄氏度的温度下，炭可与二氧化碳和蒸汽反应以产生一氧化碳和氢。
这样，通过气化器203制造了产生的合成气。这种产生的气体可包括大约80-90％的一氧化碳和氢，以及CH4、CO2、H2O、HCl、HF、COS、NH3、HCN和H2S(基于进料的硫含量)。这种产生的气体可被称为粗合成气。气化器203还可产生废料，例如渣212，其可为湿灰材料。该渣212可从气化器203中除去，例如通过一个或多个闭锁式料斗(lockhopper)，并被处理为例如作为路基或其他建筑材料。来自气化器203的灰水可被送至水处理单元214以除去氨和固体。处理过的灰水可送至深井灌注、生物处理或零工艺用水排放单元。
在一些实施例中，气化器203可联接至冷却单元208，例如辐射式合成气冷却器(RSC)211和/或骤冷单元213，以便冷却由气化器203产生的合成气。当从合成气传热至冷却单元208时，冷却单元可产生蒸汽供设备200使用。例如，可将部分或全部的蒸汽提供给热回收蒸汽发生器(HRSG)215，如下文进一步描述的那样。
设备200还可包括气体处理系统(例如洗涤器216)以处理由气化器203产生的合成气。洗涤器216可洗涤粗合成气以从粗合成气中去除HCl、HF、COS、HCN和H2S，这可包括在硫处理器218中分离硫217，例如通过硫处理器218中的酸性气体去除工艺。此外，气体处理系统可经由水处理单元222从合成气中分离盐220，该水处理单元222可利用水净化技术从合成气中产生可用的盐220。这样，气体处理系统生产处理过的或干净的合成气供设备200使用。一些干净的合成气可被提供至低温气体冷却(LTGC)单元221，其回收热以及冷却合成气。由LTGC单元221产生的蒸汽可被提供至HRSG 215，如下文进一步描述的那样。干净和冷却的合成气可作为可燃的燃料传送至燃气涡轮发动机226的燃烧器224(例如燃烧室)中。
一些干净的合成气可被提供至化学处理系统228。化学处理系统228可包括变换反应器(shift reactor)230。变换反应器230可处理干净的合成气以产生适当比例的一氧化碳和氢用于化学生产。合成气在变换和热回收后可被传送至化工设备232，例如甲醇或氨转化器。
如上所述，一些或全部的干净的合成气可从洗涤器216传输至燃气涡轮发动机226的燃烧器224。燃气涡轮发动机226可包括涡轮234、传动轴236和压缩机238，以及燃烧器224。燃烧器224可接收燃料(例如合成气)，该燃料可在压力下从燃料喷嘴喷射。该燃料可与压缩空气以及压缩的氮混合并在燃烧器224内燃烧。该燃烧过程可产生热的加压的燃烧气体。
燃烧器224可朝涡轮234的入口引导燃烧气体。当来自燃烧器224的燃烧气体通过涡轮234时，该燃烧气体可促使涡轮234中的涡轮叶片使传动轴236沿燃气涡轮发动机226的轴线旋转。如图所示，传动轴236连接到燃气涡轮发动机226的各种构件上，包括压缩机238。
传动轴236可将涡轮234连接到压缩机238上以形成转子。压缩机238可包括连接到传动轴236上的叶片。因此，涡轮234中的涡轮叶片的旋转引起传动轴236(其将涡轮234连接到压缩机238上)使压缩机238内的叶片旋转。压缩机238中的叶片的这种旋转可引起压缩机238在压缩机238中压缩经由进气口接收的空气。压缩空气然后可被进给到燃烧器224，并且与燃料和压缩氮混合以允许更高效的燃烧。传动轴236还可连接至负载240，负载240可为固定负载，例如用于发电的发电机(例如在发电设备中)。实际上，负载240可为由燃气涡轮发动机234的旋转输出供以动力的任何合适的装置。
在一个实施例中，负载240可连接至脱盐系统242并给脱盐系统242提供动力。脱盐系统242可使用由涡轮发动机226提供的动力处理盐水，以便从盐水中去除盐和其他溶解的固体和矿物质。脱盐系统242可输出淡水用于人类消费(例如饮用水)、灌溉和/或任何其他合适用途。因此，脱盐系统242由提供至涡轮发动机226的合成气(并且从燃料进料202产生)供以动力。
IGCC系统200还可包括蒸汽涡轮发动机244和热回收蒸汽发生器(HRSG)系统215。蒸汽涡轮发动机244可驱动第二负载246。第二负载246也可为用于发电的发电机。然而，第一负载240和第二负载246均可为能够由燃气涡轮发动机226和蒸汽涡轮发动机244驱动的其他类型的负载。另外，如所述实施例所示的那样，尽管燃气涡轮发动机226和蒸汽涡轮发动机244可驱动单独的负载240和246，但燃气涡轮发动机226和蒸汽涡轮发动机244也可串联使用，以便经由单个轴驱动单个负载。蒸汽涡轮发动机226以及燃气涡轮发动机244的特定构造可为实施方式特定的，并且可包括区段的任何组合。在一个实施例中，负载240可为脱盐系统242提供动力。如上所述，脱盐系统242可使用由蒸汽发动机244提供的动力来处理盐水和从盐水中分离淡水和盐。
在诸如IGCC系统200这样的联合循环系统中，热排气可从燃气涡轮发动机226中流出并传送至HRSG 215，热排气可在那里被用来产生高压、高温的蒸汽。由HRSG 215产生的蒸汽然后可经过蒸汽涡轮发动机244以用于产生动力。另外，所产生的蒸汽还可被供给至其中可使用蒸汽的任何其他过程，例如供给至气化器203。燃气涡轮发动机226的产生循环通常被称为“顶循环”，而蒸汽涡轮发动机244的产生循环则通常称为“底循环”。通过如图2所示的那样将这两个循环结合，IGCC系统200可在两个循环中引起更高的效率。特别地，可从顶循环捕获排出热并用来产生蒸汽以用于底循环中。
如上所述，HRSG 215可从冷却单元208、LTGC 221和/或从来自燃气涡轮发动机226的热排气中接收蒸汽。这些输出的任何一项均可传送至HRSG 215，并且用来加热水以及产生蒸汽以便给蒸汽涡轮发动机244提供动力。或者，在某些实施例中，可省略HRSG 215，并且可将来自冷却单元208、LTGC 221和/或燃气涡轮发动机226的蒸汽直接提供至蒸汽涡轮244。来自例如蒸汽涡轮244的低压区段的排气可被引导到冷凝器250中。冷凝器250可利用冷却塔252来使热水转换为冷水。冷却塔252用于向冷凝器250提供冷却水，以便有助于使从蒸汽涡轮244转移到冷凝器250的蒸汽冷凝。来自冷凝器250的冷凝物又可被引导到HRSG215中。此外，来自燃气涡轮发动机226的排气也可被引导到HRSG 215中以加热来自冷凝器250的水并产生蒸汽。
图3是具有使用燃料进料作为冷却剂的主动冷却系统261的气化系统260的一个实施例的框图。控制器262通过多个阀264控制燃料和氧喷射到气化器263中。在所示的实施例中，气化系统260包括第一燃料源266、第二燃料源270和氧源274，第一燃料源266联接至引导通过并随后进入气化器263的第一燃料管线或通道268，第二燃料源270联接至导入气化器263的与第一燃料通道268分开的第二燃料管线或通道272，氧源274联接至导入气化器263的氧管线或通道276。
第一燃料通道268有助于从气化器263传热至沿通道268流动的第一燃料266，从而冷却气化器263和加热第一燃料266。因此，第一燃料通道268可被描述为使用燃料266作为冷却剂的第一冷却剂通道。如图所示，第一燃料通道268包括换热器部分267，其后是燃料喷射部分269。换热器部分267可包括沿气化器263的壁延伸的一个或多个冷却剂管，其在气化器263的内部或外部。燃料喷射部分269设置为用以在吸收换热器部分267中的热量后，将第一燃料266喷射到气化器263中。在第一燃料266被喷射到气化器263中之后，燃料266与氧274混合以便为气化反应提供燃料。相反，第二燃料通道272不使第二燃料270通过气化器263用于主动冷却，而是，通道272直接将第二燃料270喷射到气化器263中以便结合第一燃料266和氧274而为气化反应提供燃料。
控制器262设置为用以控制气化反应以及由第一燃料266提供的主动冷却。例如，控制器262设置为用以调节阀264以控制进入气化器263的第一燃料266、第二燃料270和氧274的流，从而改变气化器263中的燃料/氧的比率。再例如，控制器262设置为用以调节沿第一燃料通道268的阀264以控制通过换热器部分267的燃料流率，并且因此控制通过第一燃料266对气化器263的主动冷却的量。对沿着第一燃料通道268的阀264的控制还控制由通过燃料喷射部分269进入气化器263的第一燃料266所携带的热量，因而改变输入气化反应的热量。因此，控制器262可增加沿第一燃料通道268的阀264的开度以增加对气化器263的主动冷却，并且增加输入气化反应中的热量，而控制器262可减少沿第一燃料通道268的阀264的开度以降低对气化器263的主动冷却，并且减少输入气化反应中的热量。另外，控制器262可调节沿第二燃料通道270的阀264的开度，这取决于沿第一燃料通道268流动的第一燃料266的量。因此，控制器262可在第一构造与第二构造之间提供调节，其中第一构造设置为仅第一燃料266通过第一燃料通道268而没有任何第二燃料270通过第二燃料通道272，并且第二构造设置为仅第二燃料270通过第二燃料通道272而没有任何第一燃料266通过第一燃料通道268。
尽管被显示为两个分开的燃料源266和270，但是第一燃料266和第二燃料270可以相同或彼此不同。在带有相同燃料的实施例中，燃料源266和270可被组合为单个燃料源。第一燃料266和第二燃料270可包括各种含碳燃料，例如生物燃料(例如生物质)或化石燃料(例如烃或石油)。第一燃料266和第二燃料270也可为不同形式，例如液体、气体、浆体、固体或其组合。例如，第一燃料266可以是液体或浆体燃料，而第二燃料270可以是液体、气体、浆体或固体燃料。
图4是具有使用燃料进料作为冷却剂的主动冷却系统282的气化系统280的一个实施例的框图。控制器284通过多个阀290控制燃料和氧喷射到气化器286中。在所示的实施例中，气化系统280包括联接至第一燃料管线或通道294和第二燃料管线或通道296的第一燃料源292，其中，第一和第二燃料管线或通道294和296引导燃料通过气化器286并随后进入气化器286中。气化系统280还包括第二燃料源298，第二燃料源298联接至导入气化器286的第三燃料管线或通道300，其与来自第一和第二燃料通道294和296的第一燃料结合。第一、第二和第三燃料通道294、296和300在混合室302汇合，这可在使燃料沿混合燃料管线或通道304喷射到气化器286中之前促进燃料混合。气化系统280还包括氧源306，氧源306联接至导入气化器286的氧管线或通道306。
第一燃料通道294和第二燃料通道296有助于从气化器286传热给沿通道294和296流动的第一燃料292，从而冷却气化器286和加热第一燃料292。因此，第一燃料通道294和第二燃料通道296可被描述为使用燃料292作为冷却剂的第一冷却剂通道和第二冷却剂通道。如所示的那样，第一燃料通道294包括第一换热器部分293，并且第二燃料通道296包括第二换热器部分295。换热器部分293和295可包括沿气化器286的壁延伸的一个或多个冷却剂管，其在气化器286的内部或外部。在所示的实施例中，第一换热器部分293可布置在气化器286的第一直径处，第二换热器部分295可布置在气化器286的第二直径处。第一直径和第二直径可以相同或彼此不同。所示的第一直径大于第二直径，从而使得第一换热器部分293围绕第二换热器部分295(例如同心或同轴布置)。在吸收第一换热器部分293和第二换热器部分295中的热量后，第一燃料292继续沿第一燃料通道294和第二燃料通道296进入混合室302。混合室302能使第一燃料292和第二燃料298混合，从而混合燃料组份以及不同温度的燃料292和298。在将燃料混合物304喷射到气化器286中之后，燃料混合物304进一步与氧306混合以便为气化反应提供燃料。
控制器284设置为用以控制气化反应和由第一燃料292提供的主动冷却。例如，控制器284设置为用以调节阀290以控制进入气化器286的第一燃料292、第二燃料298和氧306的流，从而改变气化器286中的燃料/氧的比率。再例如，控制器284设置为用以调节沿第一和第二燃料通道294和296的阀290以控制通过换热器部分293和295的燃料流率，并且因此控制通过第一燃料292对气化器286的主动冷却的量。对沿第一燃料通道294和第二燃料通道296的阀290的控制还控制由进入气化器286的第一燃料292携带的热量，因而改变输入气化反应的热量。因此，控制器284可增加沿第一燃料通道294和第二燃料通道296的阀290的开度以增加对气化器286的主动冷却并且增加输入气化反应中的热量，而控制器284可减少沿第一燃料通道294和第二燃料通道296的阀290的开度以降低对气化器286的主动冷却并且减少输入气化反应中的热量。另外，控制器284可调节沿第三燃料通道300的阀290的开度，这取决于沿第一燃料通道294和第二燃料通道296流动的第一燃料292的量。因此，控制器284可在第一构造与第二构造之间提供调节，其中第一构造设置为仅第一燃料292通过第一燃料通道294和/或第二燃料通道296而没有任何第二燃料298通过第三燃料通道300，第二构造设置为仅第二燃料298通过第三燃料通道300而没有任何第一燃料292通过第一燃料通道294和第二燃料通道296。控制器284还可在第一主动冷却构造、第二主动冷却构造和第三主动冷却构造之间提供调节，其中第一主动冷却构造设置为第一燃料292在第一燃料通道294和第二燃料通道296之间通过，第二主动冷却构造设置为第一燃料292仅通过第一燃料通道294而没有任何燃料通过第二燃料通道296，第三主动冷却构造设置为第一燃料292仅通过第二燃料通道296而没有任何燃料通过第一燃料通道294。应当理解，第一换热器部分293和第二换热器部分295可布置在气化器286内的不同区域，并且因此可得到不同冷却量以用于气化器286的高效操作。控制器284能够调节流过这些不同区域的燃料以便为气化器286提供恰当的冷却。
尽管被显示为两个分开的燃料源292和298，但是第一燃料292和第二燃料298可以相同或彼此不同。在带有相同燃料的实施例中，燃料源292和298可组合为单个燃料源。第一燃料292和第二燃料298可包括各种含碳燃料，例如生物燃料(如生物质)或化石燃料(如烃或石油)。第一燃料292和第二燃料298也可为不同形式，例如液体、气体、浆体、固体或其组合。例如，第一燃料292可以是液体或浆体燃料，而第二燃料298可以是液体、气体、浆体或固体燃料。在一些实施例中，第一燃料292可以是液体或浆体燃料，第二燃料298可以是固体或干燃料(例如煤)，并且燃料292和298在混合室302中相互混合以形成浆体燃料。
图5是具有使用燃料进料和非水流体作为冷却剂的主动冷却系统312的系统310的实施例的框图。控制器314通过多个阀322控制燃料316、氧318和非水流体320的流。例如，控制器314控制燃料316和氧318喷射进入气化器324以便为气化器324内的气化反应提供燃料。在所示的实施例中，系统310包括第一燃料源316，第一燃料源316联接至第一燃料管线或通道326和第二燃料管线或通道328，其中，第一燃料管线或通道326引导燃料通过并随后进入气化器324中，并且第二燃料管线或通道328直接导入气化器324。系统310还包括氧源318，氧源318联接至导入气化器324的氧管线或通道330。系统310还包括非水流体源320，非水流体源320联接至引导通过并随后离开气化器324的非水流体管线或通道332。如下文所述，燃料通道326和非水流体通道332设置为用以响应控制器314的控制而提供气化器324的主动冷却，同时还分别经由换热器338和340将热量从气化器324转移至外部设备构件334和336以及相关联的冷却剂(例如流体)342和344。在所示的实施例中，燃料通道326和非水流体通道332沿相同的方向(例如向上的方向)流动通过气化器324。其他实施例可使燃料316和非水流体320沿向下的方向(或者相对于彼此沿相反的方向)流动。
燃料通道326和非水流体通道332有助于从气化器324传热至沿通道326和332流动的燃料316和流体320，从而冷却气化器324并且加热燃料316和流体320。因此，燃料通道326可被描述为使用燃料316作为冷却剂的第一冷却剂通道，而非水流体通道332可被描述为使用非水流体320作为冷却剂的第二冷却剂通道。如图所示，燃料通道326包括第一换热器部分346，并且非水流体通道332包括第二换热器部分348。换热器部分346和348可包括沿气化器324的壁延伸的一个或多个冷却剂管，其在气化器324的内部或外部。在所示的实施例中，第一换热器部分346可布置在气化器324的第一直径处，并且第二换热器部分348可布置在气化器324的第二直径处。第一直径和第二直径可以相同或彼此不同。所示的第一直径大于第二直径，从而使得第一换热器部分346围绕第二换热器348(例如同心或同轴布置)。然而，其他实施例可使第二换热器部分348设置为围绕第一换热器部分346。
在吸收第一换热器部分346和第二换热器部分348中的热量后，燃料316流至换热器338而非水流体320流至换热器340。在所示的实施例中，换热器338从燃料316传热至流体342和/或设备构件334，而换热器340从非水流体320传热至流体344和/或设备构件336。例如，流体342和344可以是工作流体，例如水、蒸汽或溶剂，其循环通过相应的设备构件334和336。在某些实施例中，设备构件334和336可包括不同的IGCC构件，例如气体处理构件、气体冷却构件、HRSG构件、碳捕集构件、燃气涡轮发动机、蒸汽涡轮、锅炉、蒸馏器、汽提塔(stripper)、吸收器、蒸汽发生器或其组合。
控制器314设置为用以控制气化反应以及由燃料316和非水流体320提供的主动冷却。例如，控制器314设置为用以调节阀322以控制进入气化器324的燃料316和氧318的流，从而改变气化器324中的燃料/氧的比率。再例如，控制器314设置为用以调节沿第一燃料通道326的阀322，以便控制通过换热器部分346的燃料流率，并且因此控制通过第一燃料316对气化器324的主动冷却的量。对沿第一燃料通道326的阀322的控制还控制由燃料326朝换热器338传送的热量，因而改变输入设备构件334的热量。同样，控制器314设置为用以调节沿非水流体通道332的阀322以便控制通过换热器部分348的非水流体的流率，并且因此控制通过非水流体320对气化器324的主动冷却的量。对沿非水流体通道332的阀322的控制还控制由流体320朝换热器340传送的热量，因而改变输入设备构件336的热量。
因此，控制器314可增加沿通道326和332的阀322的开度以增加对气化器324的主动冷却以及增加输入设备构件334和336的热量，反之，控制器314可减少沿通道326和332的阀322的开度以降低对气化器324的主动冷却以及减少输入设备构件334和336的热量。在一些实施例中，控制器314可使用燃料316用于对气化器324主动冷却而不使用非水流体320用于主动冷却，控制器314可使用非水流体320来对气化器324主动冷却而不使用燃料316来主动冷却，或者控制器314可使用一定比率的燃料316和非水流体320来对气化器324主动冷却。
燃料316和非水流体320可包括各种适合用于冷却气化器324的介质。例如，燃料316可包括各种含碳燃料，例如生物燃料(例如生物质)或化石燃料(例如烃或石油)。燃料316也可为不同形式，例如液体、气体、浆体、固体或其组合。非水流体320可包括各种工作流体或基本上不含水的冷却介质。例如，非水流体320可包括液体、气体、浆体、固体或多相流。在一些实施例中，非水流体320可包括与燃料316相同或不同的第二燃料。然而，非水流体320可以是非易燃流体、不可气化的流体，或其组合。非水流体320的示例包括但不限于塑料、液态金属等，或其组合。
图6是具有使用燃料进料和非水流体作为冷却剂的主动冷却系统352的系统350的一个实施例的框图。控制器354通过多个阀362控制燃料356、氧358和非水流体360的流。例如，控制器354控制燃料356和氧358喷射进入气化器364以便为气化器364内的气化反应提供燃料。在所示的实施例中，系统350包括第一燃料源356，第一燃料源356联接至第一燃料管线或通道366和第二燃料管线或通道368，其中，第一燃料管线或通道366引导燃料通过并随后进入气化器364中，并且第二燃料管线或通道368直接导入气化器364中。系统350还包括氧源358，氧源358联接至导入气化器364中的氧管线或通道370。系统350还包括非水流体源360，非水流体源360联接至引导通过并随后离开气化器364的非水流体管线或通道372。如下文所述，燃料通道366和非水流体通道372设置为用以响应由控制器354的控制而对气化器364主动冷却，同时还分别经由换热器378和380从气化器364传热至外部设备构件374和376。在所示的实施例中，燃料通道366和非水流体通道372沿相反的方向(例如，向上和向下)流动通过气化器364。
燃料通道366和非水流体通道372有助于从气化器364传热给沿通道366和372流动的燃料356和流体360，从而冷却气化器364并加热燃料356和流体360。因此，燃料通道366可被描述为使用燃料356作为冷却剂的第一冷却剂通道，而非水流体通道372可被描述为使用非水流体360作为冷却剂的第二冷却剂通道。如图所示，燃料通道366包括第一换热器部分386，并且非水流体通道372包括第二换热器部分388。换热器部分386和388可包括沿气化器364的壁延伸的一个或多个冷却剂管，其在气化器364的内部或外部。在所示的实施例中，第一换热器部分386可布置在气化器364的第一直径处，并且第二换热器部分388可布置在气化器364的第二直径处。第一直径和第二直径可以相同或彼此不同。所示的第一直径大于第二直径，从而使得第一换热器部分386围绕第二换热器388(例如同心或同轴布置)。然而，其他实施例可设置为使第二换热器部分388围绕第一换热器部分386。
在吸收第一换热器部分386和第二换热器部分388中的热量后，燃料356流向换热器378，同时非水流体360流向换热器380。在所示的实施例中，换热器378从燃料356传热给设备构件374，而换热器380从非水流体360传热给设备构件376。在一些实施例中，设备构件374和376可包括不同的IGCC构件，例如气体处理构件、气体冷却构件、HRSG构件、碳捕集构件、燃气涡轮发动机、蒸汽涡轮、锅炉、蒸馏器、汽提塔、吸收器、蒸汽发生器或其组合。例如，设备构件374和376可以是锅炉，其煮沸流体、蒸发溶剂，或者是可包括蒸汽发生器以用于将水汽化成蒸汽的锅炉。
控制器354设置为用以控制气化反应以及由燃料356和非水流体360提供的主动冷却。例如，控制器354设置为用以调节阀362以控制进入气化器364的燃料356和氧358的流体，从而改变气化器364中的燃料/氧的比率。再例如，控制器354设置为用以调节沿第一燃料通道366的阀362以控制通过换热器部分386的燃料的流率，并且因此控制通过第一燃料356对气化器364的主动冷却的量。对沿第一燃料通道366的阀362的控制还控制由燃料366朝换热器378传送的热量，因而改变输入设备构件374的热量。同样，控制器354设置为用以调节沿非水流体通道372的阀362以控制通过换热器部分388的非水流体的流率，并且因此控制通过非水流体通道360对气化器364的主动冷却的量。对沿非水流体通道372的阀362的控制还控制由流体360朝换热器380传送的热量，因而改变输入设备构件376的热量。
图7是沿图4至图6中的线7-7得到的气化器400的一个实施例的截面图，其显示了使用燃料进料作为冷却剂的主动冷却系统404的冷却剂管402。在所示的实施例中，气化器400包括布置在第一直径处的外壁406，布置在小于第一直径的第二直径处的内壁408，以及布置在内壁408内的气化区410。外壁406可具有金属结构，而内壁408可包括耐热材料(例如陶瓷)，该耐热材料耐热或耐化学腐蚀。例如，内壁408可包括围绕气化区410以环形方式设置的多个耐火砖、耐火材料的环状层，或其组合。在所示的实施例中，主动冷却系统404将冷却剂管402设置在内壁408和外壁406之间。例如，所示的冷却剂管402包括第一冷却剂管排/层412和第二冷却剂管排/层414，其中，第一冷却剂管排/层412以大体上同心或同轴的定向围绕第二冷却剂管排/层414。在一些实施例中，第一冷却剂管排/层412可包括单个冷却剂管或多个冷却剂管，其与外壁406热接触以促进对外壁406的主动冷却。同样，第二冷却剂管排/层414可包括单个冷却剂管或多个冷却剂管，其与内壁408热接触以促进对内壁408的主动冷却。如上面关于图4至图6详细论述的那样，第一和第二冷却剂管排/层412和414的冷却剂管402设置为用以使一种或多种燃料、非水流体或其组合流过。
虽然所示的实施例仅包括两个处于同心或同轴定向的冷却剂管排/层412和414，但是，其他实施例可包括3、4、5、6、7、8、9、10或更多个处于同心或同轴定向的冷却剂管排/层。冷却剂管402还可从一个排/层412到另一个排/层414在直径、材料结构和其他特征方面改变。例如，排/层412可具有比排/层414更小的管直径，或者相反。如上面详细论述的那样，控制器也可被用来提供对通过不同的排/层412和414中的冷却剂管402的流体流率的独立控制。
图8是在图7中的线8-8内得到的使用燃料进料作为冷却剂的主动冷却系统418的一个实施例的局部示意性侧视图，其显示了上冷却剂集管420和下冷却剂集管422(或歧管)以及中间冷却剂管424。在所示的实施例中，流体(例如燃料进料或非水流体)流过冷却剂集管420和422以及中间冷却剂管424以便为气化器提供主动冷却。上冷却剂集管420包括端口426，其可以是入口端口或出口端口，这取决于主动冷却系统418的流构造。同样，下冷却剂集管422包括端口428，其可以是入口或出口，这取决于主动冷却系统418的流构造。所示的系统418提供沿向上的方向的流体流，但其他实施例可提供沿向下的方向的流体流。例如，如由箭头430所示的那样，流体可以通过端口428进入，流动通过下冷却剂集管422，分布到多个冷却剂管424中，流动通过上冷却剂集管420，以及通过端口426离开。沿着这条流体流路径，流体从气化器吸热以便为气化器提供主动冷却。
集管420和422以及中间冷却剂管424的布置、形状和数量可随着主动冷却系统418的不同实现方式而变化。在所示的实施例中，冷却剂管424具有相等的直径、相等的长度、相等的间隔，以及相对于集管420和422的垂直定向。在其他实施例中，主动冷却系统418可包括具有不相等的直径、不相等的长度、不相等的间隔和/或相对于集管420和422的其他定向的冷却剂管424。例如，冷却剂管424可相对于集管420和422成角度倾斜，例如介于大约0到90度、20到70度或30到60度之间。
图9是在图7的线8-8内得到的使用燃料进料作为冷却剂的主动冷却系统440的一个实施例的局部示意性侧视图，其显示了向上和向下弯曲的冷却剂管442。在所示的实施例中，单个冷却剂管442围绕气化器的外围(例如内部和/或外部)向上和向下连续弯曲。换言之，单个冷却剂管442包括多个向上弯曲的管部分444以及多个向下弯曲的管部分446，它们围绕气化器的外围彼此交替。虽然所示的实施例仅包括单个冷却剂管442，但其他实施例可包括围绕气化器的外围的任意数量的(例如1到100)向上和向下弯曲的冷却剂管442。每个冷却剂管442包括联接至流体源(例如燃料进料、非水流体或其组合)的入口端口448和出口端口449。如由箭头447所示，流体流动通过入口端口448、通过冷却剂管442的向上和向下弯曲的管部分444和446，以及通过出口449流出。沿着这条流体流路径，流体从气化器吸热以便为气化器提供主动冷却。
图10是在图7的线8-8内得到的使用燃料进料作为冷却剂的主动冷却系统450的一个实施例的局部示意性侧视图，其显示了螺旋形的冷却剂管452。在所示的实施例中，单个冷却剂管452围绕气化器454的外围(例如内部和/或外部)沿着螺纹形或螺旋形的流体流通道连续弯曲。换言之，单个冷却剂管452以角度456(例如大于0度并小于90度)连续环绕气化器454。例如，角度456可在大约1到60度、5到45度或10到30度之间的范围中。虽然所示的实施例仅包括单个冷却剂管452，但其他实施例可包括围绕气化器454的外围盘旋的任意数量(例如1到100)的冷却剂管452。每个冷却剂管452都包括联接至流体源(例如燃料进料、非水流体或其组合)的入口端口458和出口端口460。如由箭头462所示的那样，流体通过入口端口458进入，沿着管452的螺旋路径流动，并通过出口端口460离开。沿着这条流体流路径，流体从气化器454吸热以便为气化器454提供主动冷却。
本发明的技术效果包括使用燃料和/或非水流体作为冷却剂来对气化器主动冷却。例如，燃料可沿在气化器内部和/或外部的一个或多个通道(例如冷却剂管)流动以吸热，并且随后可喷射到气化器中以便为气化反应提供燃料。在一些实施例中，燃料在从气化器吸热后可从气化器流出，并传热给外部设备构件和/或换热器。同样，非水流体可沿在气化器内部和/或外部的一个或多个通道(例如冷却剂管)流动以吸热，并且随后可将热量带给外部设备构件和/或换热器。该主动冷却允许气化器内的耐热材料(例如砖)的减小的厚度，同时还利用热以用于多种工艺(例如气化反应、外部设备构件等)。使用燃料作为冷却剂还可产生渣层而以可自我修复的方式缓和不稳定传热的影响。
该书面描述用示例来公开包括最佳模式的本发明，并且还使本领域技术人员能实施本发明，包括制造和使用任何装置或系统以及执行任何包括在内的方法。本发明的可专利范围由所附权利要求所限定，并且可包括本领域技术人员想到的其它示例。如果这种其它示例具有与所附权利要求的字面语言没有不同的结构元件，或者如果它们包括与所附权利要求的字面语言无实质差别的等同结构元件，则这种其它示例意图在所附权利要求的范围内。

Claims (10)

1.一种气化系统，包括：
气化器，所述气化器包括：
气化区；
围绕所述气化区的内壁和围绕所述内壁的外壁；
当所述气化器运行时用于向所述气化器输送第一燃料的第一燃料源；
流动连通地连接到所述第一燃料源的第一燃料通道，其中所述第一燃料通道包括热交换部分，所述热交换部分与沿所述第一燃料流动方向处于所述热交换部分下游的燃料喷射部分流动连通地连接，所述热交换部分在所述内壁和外壁之间延伸；
其中所述热交换部分配置用于当所述气化器运行时从所述第一燃料源接收第一燃料以使所述第一燃料在所述外壁和内壁之间流动以便冷却所述气化器；
其中所述燃料喷射部分当所述气化器运行时从所述热交换部分接收所述第一燃料并将所述第一燃料喷射到所述气化区中；以及
换热器，所述换热器设置在所述热交换部分和所述第一燃料通道的所述燃料喷射部分之间，其中所述换热器配置用于当所述气化器运行时，从所述第一燃料通道的所述热交换部分接收所述第一燃料并从所述第一燃料传热给外部通道的流体，并将所述第一燃料传送到所述第一燃料通道的所述燃料喷射部分。
2.根据权利要求1所述的系统，其特征在于，包括具有所述换热器的设备构件。
3.根据权利要求1所述的系统，其特征在于包括具有所述换热器的锅炉以煮沸流体。
4.根据权利要求3所述的系统，其特征在于，其中所述锅炉包括溶剂锅炉配置用于蒸发溶剂。
5.根据权利要求3所述的系统，其特征在于，其中所述锅炉包括蒸汽发生器配置用于水汽化成蒸汽。
6.根据权利要求1所述的系统，其特征在于，其中所述气化器配置用于从第二燃料通道喷射第二燃料到所述气化区中。
7.根据权利要求1所述的系统，其特征在于，其中所述第一燃料通道的热交换部分包括设置在所述内壁和外壁之间的第一冷却剂管排/层以及设置在所述内壁和外壁之间的第二冷却剂管排/层。
8.一种气化系统，包括：
气化器，所述气化器包括气化区和围绕所述气化区的壁；
配置用于当所述气化器运行时向所述气化器输送燃料的燃料源；
流动连通地连接到所述燃料源的燃料通道，其中所述燃料通道包括第一热交换部分，所述第一热交换部分与沿所述燃料流动方向处于所述第一热交换部分下游的燃料喷射部分流动连通地连接，所述热交换部分沿所述壁延伸；
其中所述第一热交换部分配置用于当所述气化器运行时从所述燃料源接收燃料以使所述燃料沿所述壁流动以便冷却所述气化器；
其中所述燃料喷射部分配置用于当所述气化器运行时从所述第一热交换部分接收燃料并将所述燃料喷射到所述气化区中；
非水流体源，所述非水流体源配置用于当所述气化器运行时输送非水流体；
流动连通地连接到所述非水流体源的非水流体通道，其中所述非水流体通道包括沿所述壁延伸的第二热交换部分；
其中所述第二热交换部分配置用于当所述气化器运行时从所述非水流体源接收所述非水流体并使所述非水流沿所述壁流动以便冷却所述气化器；以及
独立于所述气化器的设备构件，所述设备构件流动连通地连接到所述非水流体通道，其中所述设备构件配置用于当所述气化器运行时从所述非水流体通道接收所述非水流体。
9.根据权利要求8所述的系统，其特征在于，所述设备构件包括换热器，所述换热器配置用于从所述非水流体通道传热到所述设备构件的流体。
10.根据权利要求8所述的系统，其特征在于，所述设备构件包括锅炉、蒸汽发生器、蒸馏器或其组合。
CN201510069598.4A 2010-07-06 2011-07-06 气化器冷却系统 Expired - Fee Related CN104711025B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/831,189 US8888872B2 (en) 2010-07-06 2010-07-06 Gasifier cooling system
US12/831189 2010-07-06
CN201110255462.4A CN102329657B (zh) 2010-07-06 2011-07-06 气化器冷却系统

Related Parent Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201110255462.4A Division CN102329657B (zh) 2010-07-06 2011-07-06 气化器冷却系统

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN104711025A CN104711025A (zh) 2015-06-17
CN104711025B true CN104711025B (zh) 2017-04-26

Family

ID=45437545

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201510069598.4A Expired - Fee Related CN104711025B (zh) 2010-07-06 2011-07-06 气化器冷却系统
CN201110255462.4A Expired - Fee Related CN102329657B (zh) 2010-07-06 2011-07-06 气化器冷却系统

Family Applications After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201110255462.4A Expired - Fee Related CN102329657B (zh) 2010-07-06 2011-07-06 气化器冷却系统

Country Status (2)

Country Link
US (1) US8888872B2 (zh)
CN (2) CN104711025B (zh)

Families Citing this family (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8776518B1 (en) * 2010-12-11 2014-07-15 Underground Recovery, LLC Method for the elimination of the atmospheric release of carbon dioxide and capture of nitrogen from the production of electricity by in situ combustion of fossil fuels
US8992640B2 (en) * 2011-02-07 2015-03-31 General Electric Company Energy recovery in syngas applications
JP5804888B2 (ja) * 2011-10-19 2015-11-04 三菱日立パワーシステムズ株式会社 ガスタービン発電プラントの制御方法、ガスタービン発電プラント、炭素含有燃料ガス化炉の制御方法及び炭素含有燃料ガス化炉
US9290708B2 (en) * 2012-01-18 2016-03-22 General Electric Company Gasification system and method for gasifying a fuel
US9096807B2 (en) 2012-03-09 2015-08-04 General Electric Company Biomass gasifier with disruption device
US8951313B2 (en) 2012-03-28 2015-02-10 General Electric Company Gasifier cooling system with convective syngas cooler and quench chamber
HU230278B1 (hu) * 2012-11-05 2015-12-28 Int-Energia Kft Szerkezeti elrendezés és eljárás hulladék- és biomassza környezetbiztonságos feldolgozására, villamos- és hőenergia, termelés hatékonyságának növelésére
CN105705618A (zh) * 2013-11-11 2016-06-22 瓦斯技术研究所 用于产生合成气的反应器系统
US9528056B2 (en) 2014-04-01 2016-12-27 General Electric Company Integrated gasifier and syngas cooler
CN105861064B (zh) * 2015-01-23 2018-11-16 通用电气公司 煤浆预热装置及使用该装置的煤气化系统和方法
CA3210897A1 (en) * 2021-02-08 2022-08-11 Manuel Munoz Saiz Oxygen and fuel supply system for internal combustion engines
WO2023201018A1 (en) * 2022-04-15 2023-10-19 Mote, Inc. Heat integration/recovery at syngas cooler outlet

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3744439A (en) * 1969-10-31 1973-07-10 Destrugas As Method of supplying refuse to a gas producing chamber for disposal of the refuse and a refuse disposal plant comprising a gasification chamber
CN1330700A (zh) * 1998-11-05 2002-01-09 株式会社荏原制作所 可燃物气化发电系统
US20080172941A1 (en) * 2006-12-01 2008-07-24 Jancker Steffen Gasification reactor
US20080263952A1 (en) * 1997-12-18 2008-10-30 Norihisa Miyoshi Fuel gasification system
US20090061372A1 (en) * 2007-08-29 2009-03-05 Tino Just Combination pulverized fuel burner with integrated pilot burner
CN101589129A (zh) * 2007-01-19 2009-11-25 通用电气公司 促进气化器中合成气冷却的方法和设备
CN101659883A (zh) * 2009-09-13 2010-03-03 彭思尧 一种新型固定层煤气发生炉
CN101688663A (zh) * 2007-11-27 2010-03-31 三菱重工业株式会社 高粘结性煤用燃烧器及气化炉

Family Cites Families (26)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US328007A (en) 1885-10-13 Christmas-tree holder
US2761772A (en) 1952-05-31 1956-09-04 Texas Co Process for the production of carbon monoxide from a solid fuel
US2871114A (en) 1955-07-29 1959-01-27 Texas Co Process for the gasification of solid fuels
US2961310A (en) 1957-01-22 1960-11-22 Babcock & Wilcox Co Comminuted solid fuel introduction into high pressure reaction zone
DD150313A3 (de) 1978-09-28 1981-08-26 Friedrich Berger Vorrichtung zur vergasung asnhehaltiger brennstoffe in der flugwolke
US4272255A (en) 1979-07-19 1981-06-09 Mountain Fuel Resources, Inc. Apparatus for gasification of carbonaceous solids
DE2933716C2 (de) 1979-08-21 1985-06-13 Deutsche Babcock Ag, 4200 Oberhausen Mit einer Dampferzeugungsanlage versehener Gasgenerator
US4392869A (en) * 1980-07-14 1983-07-12 Texaco Inc. High turndown partial oxidation process
DE3131476C2 (de) * 1981-08-08 1983-12-22 Fritz Werner Industrie-Ausrüstungen GmbH, 6222 Geisenheim Holzgasgenerator
DE3263016D1 (en) 1981-11-09 1985-05-15 Shell Int Research Apparatus for gasifying finely divided fuels
DD227980A1 (de) 1984-10-29 1985-10-02 Freiberg Brennstoffinst Apparat fuer die vergasung von kohlenstaub
DE3623604A1 (de) 1986-07-12 1988-01-14 Krupp Koppers Gmbh Einrichtung zur vergasung feinzerteilter, insbesondere fester brennstoffe unter erhoehtem druck
GB2193444B (en) 1986-07-24 1990-10-31 Shell Int Research Process for the chemical conversion of a gaseous feed into an at least partly liquid product
US4954246A (en) * 1988-03-31 1990-09-04 Institute Of Gas Technology Slurry-phase gasification of carbonaceous materials using ultrasound in an aqueous media
US5266086A (en) * 1989-12-20 1993-11-30 Caterpillar Inc. Intermittently-fed high-pressure gasifier process
US5216982A (en) * 1992-04-30 1993-06-08 Firey Joseph C Product gas reservoirs for cyclic char burning engines and gasifiers
US5247792A (en) * 1992-07-27 1993-09-28 General Electric Company Reducing thermal deposits in propulsion systems
US5441546A (en) * 1993-11-08 1995-08-15 Moard; David Apparatus and method for decreasing nitrogen oxide emissions from internal combustion power sources
DE4417539A1 (de) * 1994-05-19 1995-11-23 Abb Research Ltd Verfahren zur luftgeblasenen Vergasung von kohlenstoffhaltigen Brennstoffen
US6033448A (en) * 1996-02-13 2000-03-07 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Method for the manufacture of a low water content gasified fuel from raw fuels
DE19957696C1 (de) 1999-11-30 2001-05-03 Krc Umwelttechnik Gmbh Vorrichtung zur Vergasung kohlenstoffhaltiger Brenn-, Rest- und Abfallstoffe in einem Flugstromreaktor
US8152874B2 (en) * 2006-06-19 2012-04-10 Siemens Energy, Inc. Systems and methods for integration of gasification and reforming processes
US20080098653A1 (en) * 2006-07-06 2008-05-01 The Board Of Regents For Oklahoma State University Downdraft gasifier with internal cyclonic combustion chamber
DE102008020204B4 (de) * 2008-04-22 2011-12-01 Choren Industries Gmbh Brennerhaltevorrichtung mit Kühlsystem für eine Brenneranordnung in einem Flugstromvergaser
US8597385B2 (en) * 2009-04-16 2013-12-03 General Electric Company Method and apparatus for shielding cooling tubes in a radiant syngas cooler
US20100313442A1 (en) * 2009-06-12 2010-12-16 Steven Craig Russell Method of using syngas cooling to heat drying gas for a dry feed system

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3744439A (en) * 1969-10-31 1973-07-10 Destrugas As Method of supplying refuse to a gas producing chamber for disposal of the refuse and a refuse disposal plant comprising a gasification chamber
US20080263952A1 (en) * 1997-12-18 2008-10-30 Norihisa Miyoshi Fuel gasification system
CN1330700A (zh) * 1998-11-05 2002-01-09 株式会社荏原制作所 可燃物气化发电系统
US20080172941A1 (en) * 2006-12-01 2008-07-24 Jancker Steffen Gasification reactor
CN101589129A (zh) * 2007-01-19 2009-11-25 通用电气公司 促进气化器中合成气冷却的方法和设备
US20090061372A1 (en) * 2007-08-29 2009-03-05 Tino Just Combination pulverized fuel burner with integrated pilot burner
CN101688663A (zh) * 2007-11-27 2010-03-31 三菱重工业株式会社 高粘结性煤用燃烧器及气化炉
CN101659883A (zh) * 2009-09-13 2010-03-03 彭思尧 一种新型固定层煤气发生炉

Also Published As

Publication number Publication date
CN102329657B (zh) 2015-03-25
CN104711025A (zh) 2015-06-17
US20120005959A1 (en) 2012-01-12
US8888872B2 (en) 2014-11-18
CN102329657A (zh) 2012-01-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN104711025B (zh) 气化器冷却系统
CN101906325B (zh) 生物质低温裂解高温气化工艺及其设备
EP1982053B1 (en) Method for increasing the efficiency of an integrated gasification combined cycle
US8685120B2 (en) Method and apparatus to produce synthetic gas
CN104960926B (zh) 用于热控制固体进料泵的系统
CA2786506C (en) Gasification system and method using fuel injectors
US9464610B2 (en) Fuel injector having differential tip cooling system and method
CN102782099A (zh) 用于从气化器产生的合成气中去除细小微粒的系统
BR112014032081B1 (pt) Produção por poligeração de energia e fertilizante por meio de captura de emissões
CN101906324A (zh) 生物质水蒸汽间接气化工艺及其设备
KR20130054230A (ko) 메탄 생성 시스템을 갖춘 열 통합을 위한 시스템
KR20110011582A (ko) 고유입 하에서 급냉 세정 시스템을 작동하는 제어 시스템
CN106318417A (zh) 用于制造生物甲烷和生态甲烷的方法和系统
CN102277199A (zh) 用于增加燃料喷射器寿命的系统
US8475545B2 (en) Methods and apparatus for use in cooling an injector tip
CN105154140B (zh) 一种耦合高温变换的多段气流床煤气化的方法及设备
CN201770674U (zh) 生物质水蒸气间接气化设备
US20180080374A1 (en) Gas turbine power generation plant and method for operating such a plant
CN201737906U (zh) 生物质低温裂解高温气化设备
CN209944283U (zh) 高速循环燃烧系统
RU2679330C1 (ru) Энергетический комплекс на основе газификации отходов биомассы
BR102014012494B1 (pt) sistema de gaseificação e método para gaseificação
CN102822599A (zh) 用于使蒸汽过热的方法和设备
BR102012018388A2 (pt) Sistema de gaseificação

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20170426

Termination date: 20170706