CN106381174A - 一种基于燃烧前co2捕集的多联产系统 - Google Patents

一种基于燃烧前co2捕集的多联产系统 Download PDF

Info

Publication number
CN106381174A
CN106381174A CN201610803626.5A CN201610803626A CN106381174A CN 106381174 A CN106381174 A CN 106381174A CN 201610803626 A CN201610803626 A CN 201610803626A CN 106381174 A CN106381174 A CN 106381174A
Authority
CN
China
Prior art keywords
gas
outlet
methanation
heat exchanger
temperature
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
CN201610803626.5A
Other languages
English (en)
Inventor
程健
许世森
张瑞云
王洪建
王鹏杰
刘沅
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.)
Huaneng Clean Energy Research Institute
Huaneng Group Technology Innovation Center Co Ltd
Original Assignee
Huaneng Clean Energy Research Institute
Huaneng Group Technology Innovation Center Co Ltd
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 Huaneng Clean Energy Research Institute, Huaneng Group Technology Innovation Center Co Ltd filed Critical Huaneng Clean Energy Research Institute
Priority to CN201610803626.5A priority Critical patent/CN106381174A/zh
Publication of CN106381174A publication Critical patent/CN106381174A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • 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
    • 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
    • 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
    • B01D53/1418—Recovery of products
    • 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
    • B01D53/1425—Regeneration of liquid absorbents
    • 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
    • B01D53/1468—Removing hydrogen sulfide
    • 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
    • B01D53/1475—Removing carbon dioxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon
    • 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
    • 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
    • B01D2257/50—Carbon oxides
    • B01D2257/504—Carbon dioxide
    • 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
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/20—Capture or disposal of greenhouse gases of methane
    • 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
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of 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
    • 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
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P30/00—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry

Abstract

本发明公开了一种基于燃烧前CO2捕集的多联产系统，包括煤气合成气变换部分、脱硫脱碳部分、和CO2与H2S混合气分离部分；根据IGCC电力生产及市场对CO2和甲烷的需求，先将煤气合成气中的CO部分或完全转化为CO2和H2，将CO2和H2S同时脱除，脱碳气或甲烷化后输送给燃气蒸汽联合循环发电；脱硫脱碳气经过变温吸附过程将CO2与H2S分离，CO2去压缩液化得到工业级或食品级CO2销售，高浓度H2S气体送入湿法脱硫设备，得到固体硫磺销售。整个系统充分考虑燃烧前CO2捕集系统各种气体成分的综合利用问题，不但提高系统的CO2捕集率，减少了温室气体的排放；同时通过甲烷化系统集成，将富氢气体合称为燃气轮机的燃料，解决燃烧前CO2捕集系统富氢气体的出路问题。

Description

一种基于燃烧前CO2捕集的多联产系统
技术领域
本发明属于整体煤气化发电技术领域，涉及一种基于燃烧前CO2捕集的多联产系统。
背景技术
以气候变化为核心的全球环境问题日益严重，已经成为威胁人类可持续发展的主要因素之一，削减温室气体排放以减缓气候变化成为当今国际社会关注的热点。随着全球对温室气体排放越来越关注，《京都议定书》、《巴厘岛路线图》的召开，进一步明确了全球CO2减排目标和时间表，推动了全球低碳经济的发展。
在众多温室气体减排方案中，碳捕集与封存技术是一项新兴的、具有大规模减排潜力的技术，有望实现化石能源使用的CO2低碳排放。整体煤气化联合循环(IntegratedGasification Combine Cycle,IGCC)是集成煤气化与燃气轮机联合循环的清洁高效发电技术，也是能够经济方便地开展CO2捕集与封存的燃煤发电技术。一方面，IGCC电厂的发电效率较高，IGCC比同容量常规电厂生产每单位电力所排放的CO2量可减少10-15％，而且随着燃气轮机联合循环的效率的提升，单位CO2排放量还可以进一步降低；另一方面，基于IGCC的CO2捕集系统在高压条件下可将合成气的CO通过变换反应生成H2和CO2，从而将CO2的浓度提高到35-45％，并且具有较高的压力，便于CO2的分离回收及利用，降低能耗。基于IGCC的燃烧前CO2捕集系统可对水汽变换的深度及参数进行调节并联产甲烷，利用煤制天然气来替代天然气，不仅可以降低进口天然气市场给我国能源带来的潜在风险，满足日益增长的市场需要，同时对能源安全及环境等方面也有积极意义。
因此，基于IGCC的燃烧前捕集CO2并联产甲烷的多联产技术路线在能耗方面相比单纯的燃烧前CO2捕集技术更有优势，其在降低系统能耗和物料消耗等方面的优势将会更加突出。
发明内容
本发明解决的问题在于提供一种基于燃烧前CO2捕集的多联产系统，不但能够捕集CO2，而且能够提供将富氢气体、回收CO2和H2S，还能够实现甲烷化转化成为煤制天然气，实现洁净煤发电系统的低碳排放，并具有良好的经济效益。
本发明是通过以下技术方案来实现：
一种基于燃烧前CO2捕集的多联产系统，包括煤气合成气变换部分、脱硫脱碳部分、和CO2与H2S混合气分离部分；
所述的煤气合成气变换部分位于多联产系统的开端，将煤气合成气中的部分CO转化为CO2和H2，在该部位的首端和尾端均设置的气水分离器，气水分离器之间串接有若干CO变换炉、换热器和增湿装置；
所述的脱硫脱碳部分位于煤气合成气变换部分之后，将煤气合成气中的CO2与H2S吸附到液体中，包括吸收塔、解吸塔和再生塔，吸收塔分别接收煤气合成气变换部分提供的气体，以及解吸塔提供的半贫液吸收液和再生塔提供的贫液吸收液；吸收塔的顶部气体出口与富氢气体出口相连接，吸收塔的底部液体出口提供的富液进入解吸塔将CO2和H2S解吸出来；
所述的CO2与H2S混合气分离部分包括脱硫净化器，解吸塔的气体出口经气水分离器与脱硫净化器的入口相连接，脱硫净化器进行H2S的吸附与再生，脱硫净化器顶部出口为CO2气体出口释放未吸附的气体，底部出口为再生气体出口，释放再生的H2S进入硫回收系统。
所述的煤气合成气变换部分的首端气水分离器接收IGCC系统气化炉产生的煤气合成气，除去其中冷凝水并与中压蒸汽混合经高温过滤器后，气体再进入换热器换热升温后，进入第一变换炉的入口进行反应，第一变换炉出口输出的气体经换热增湿后进入第二变换炉的入口进行反应，第二变换炉出口输出的反应气进入换热器经热回收后喷雾增湿，进入第三变换炉的入口进行反应，出第三变换炉的反应气进入第三换热器经热回收后喷雾增湿，进入第四变换炉的入口进行反应，第四变换炉出口输出的反应气经第四换热器降温和尾端气水分离器后，进入脱硫脱碳部分。
对IGCC系统气化炉产生的煤气合成气控制为：以体积分数计，CO为50～60％、H2为20～30％、CO2为1～2％、N2为15～20％、CH4为2500～2900ppm；温度130～140℃，压力2.5～3MPa；
所述的中压蒸汽温度为200～220℃，压力为2.5～3MPa；
所述的换热器、第三换热器、第四换热器采用锅炉水喷水减温；
对变换炉的进出口气体温度控制为：第一变换炉出口温度375～382℃；第二变换炉的入口温度190～200℃，出口温度360～370℃；第三变换炉的入口温度170～180℃，出口温度260～265℃；第四变换炉的入口温度175～180℃，出口温度260～265℃；尾端气水分离器出口温度40℃、压力2.2～2.5Mpa。
在换热器之后与尾端气水分离器之间还设有联产甲烷化辅助管路，第二变换炉出口气体在换热后经联产甲烷化辅助管路进入到尾端气水分离器，气水分离后温度降低到40℃进入脱硫脱碳部分；
第二变换炉出口气体控制为：以体积分数计，CO为10～20％、H2为45～50％、CO2为25～32％、N2为5～8％、CH4为0.5～1％。
所述煤气合成气变换部分的尾端的气水分离器出口与吸收塔底部气体入口相连接，吸收塔顶部液体入口与再生塔的贫液吸收液出口相连接，吸收塔中部液体入口与解吸塔的半贫液吸收液出口相连接；吸收塔顶部气体出口经冷却换热器、分液器与富氢气体出口相连接，吸收塔底部的富液出口经贫富液换热器与解吸塔顶部入口相连接；
解吸塔底部的半贫吸收液出口提供的液体经换热器进入再生塔顶部入口，再生塔底部入口与重沸器的水蒸汽入口相连接；再生塔顶部还设有气体出口，其与解吸塔中部入口相连接。
自吸收塔底部气体入口进入的变换气体，自下而上先与半贫吸收液逆流接触，大部分的CO2和H2S在吸收塔下段被吸收，气体继续向上与贫液吸收液逆流接触，剩余CO2和H2S绝大部分被吸收，继续向上自吸收塔顶部气体出口经冷却换热器、分液器后成为富氢气体，供往燃料电池发电或提纯作为化工原料；
自吸收塔底部的富液出口出来的富液与来自再生塔底部出口的吸收液在贫富液换热器内进行热量交换后，从顶部入口进入解吸塔将大部分的CO2和H2S解吸出来，变为半贫液吸收液，然后从解吸塔底出口分流：大部分的半贫液吸收液直接送到吸收塔的中部入口，剩余部分经升压并换热后送至再生塔的顶部入口；
自再生塔顶部入口进入的半贫液吸收液自上而下流动，与底部从重沸器来的水蒸汽接触，使溶液中剩余的CO2和H2S全部解吸出来，再生成贫液吸收液。
来自解吸塔顶部的气体出口的气体经过冷却换热器、气水分离器后，送入脱硫净化器进行H2S的吸附与再生；脱硫净化器内未吸附的气体进入CO2压缩液化系统产生工业级或食品级的CO2；在脱硫净化器内再生的气体进入硫回收系统生成硫磺。
还在富氢气体出口联产有甲烷化部分将CO转化为甲烷，富氢气体出口经换热器与精脱硫器相连接，精脱硫器出口分别与多个相串接的甲烷化主反应器入口相连接，末端甲烷化主反应器出口与甲烷化次反应器入口相连接，甲烷化次反应器出口与冷却换热器相连接，其出口气体经冷却分水生成富含甲烷的煤气合成气。
所述的精脱硫器出口分别与第一主甲烷化主反应器、第二主反应器、第三主反应器相连接，甲烷化主反应器之间设有换热器；
第一主甲烷化主反应器的出口气体与精脱硫器出口气体混合后再进入第二主反应器反应，第二主反应器的出口气体与精脱硫器出口气体混合后再进入第三主反应器反应；
第三主反应器出口与甲烷化次反应器相连接。
脱硫脱碳后的富氢气预热并在精脱硫器中进一步脱硫，得到总硫小于0.01ppm的净化合成气，以体积分数计，净化合成气控制为：CO为20～26％、CO2为0.5～0.8％、H2为60～68％、N2为5～10％、CH4为0.5～0.9％；氢碳比R在2.8～3.2，R＝(nH2-nCO2)/(nCO+nCO2)；
进入第一主甲烷化主反应器的气量为精脱硫器出口气体总流量的22％，该部分气体与水蒸气混合，在压力达到2.4MPa、温度加热到280℃进入第一主甲烷化主反应器进行甲烷化反应；第一主甲烷化主反应器的出口气体温度为640℃，气体组成体积比控制为：CH4为15～20％，CO为12～15％，H2为35～38％，CO2为0.4～0.5％，H2O为25～30％，N2为5～7％；
第一主甲烷化主反应器的出口气体经换热器冷却，与精脱硫器出口气体总流量33％的净化气混合，温度为290℃，进入第二甲烷化主反应器进行甲烷化反；第二甲烷化主反应器的出口气体温度为630℃，气体组成体积比控制为：CH4为28～32％，CO为10～12％，H2为24～26％，CO2为0.2～0.3％，H2O为26～28％，N2为5～6％；
第二甲烷化主反应器出口气体经换热器冷却，与精脱硫器出口气体总流量45％的净化气混合，温度为300℃，进入第三甲烷化主反应器进行甲烷化反应；第三甲烷化主反应器的出口气体温度为603℃，气体组成体积比控制为：CH4为48～52％，CO为5～7％，H2为10～12％，CO2为0.2～0.3％，H2O为27～29％，N2为3～4％；
第三甲烷化主反应器出口气体经换热器冷却至280℃，进入甲烷化次反应器进一步进行甲烷化反应；甲烷化次反应器的出口气体温度为301℃，气体组成体积比控制为：CH4为72～75％，CO为0.05～0.08％，H2为0.5～0.8％，H2O为22～25％，N2为2～3％；
甲烷化次反应器的出口气体经换热冷却后送燃气轮机发电，气体组成体积比控制为：CH4为92～95％，CO为0.1～0.15％，H2为0.6～0.95％，H2O为22～25％，N2为4～6％。
与现有技术相比，本发明具有以下有益的技术效果：
本发明提供的基于燃烧前CO2捕集的多联产系统，通过将耐硫变换、活化MDEA脱硫脱碳、甲烷化方法相结合，根据IGCC电力生产及市场对CO2和甲烷的需求，先将煤气合成气中的CO部分或完全转化为CO2和H2，将CO2和H2S同时脱除，脱碳气或甲烷化后输送给燃气蒸汽联合循环发电；或者直接送给燃料电池发电，或者提纯后作为化工原料销售，脱硫脱碳气经过变温吸附过程将CO2与H2S分离，CO2去压缩液化得到工业级或食品级CO2销售，高浓度H2S气体送入湿法脱硫设备，得到固体硫磺销售。整个系统充分考虑燃烧前CO2捕集系统各种气体成分的综合利用问题，不但提高系统的CO2捕集率，减少了温室气体的排放；同时通过甲烷化系统集成，将富氢气体合称为燃气轮机的燃料，解决燃烧前CO2捕集系统富氢气体的出路问题。
本发明提供的基于燃烧前CO2捕集的多联产系统，可根据市场及IGCC电厂发电对甲烷和CO2的需求对生产过程进行调整，如果完全捕集CO2，则变换系统采用四段变换流程，将煤气中的CO完全转换为CO2，实现完全捕集；如果需要生产甲烷，则采用两段变换流程，用新鲜煤气与一段变换炉出口气体混合进入二段变换的方式调整二段变换炉出口合成气的氢碳比，使其符合甲烷化的技术要求。
本发明提供的基于燃烧前CO2捕集的多联产系统，系统中变换过程降温采用锅炉水喷水减温方式，节约蒸汽用量；系统中甲烷化过程采用无循环压缩的甲烷化流程，得到富含甲烷的合成气，满足燃气蒸汽联合循环对气体成分的要求。脱硫脱碳过程采用活化MDEA吸收工艺，同时脱除CO2和H2S，提高CO2捕集率，降低再生能耗。
附图说明
图1为本发明的CO2捕集的多联产系统结构及流程示意图。
具体实施方式
下面结合具体的实施例对本发明做进一步的详细说明，所述是对本发明的解释而不是限定。
参见图1，一种基于燃烧前CO2捕集的多联产系统，包括煤气合成气变换部分、脱硫脱碳部分、和CO2与H2S混合气分离部分；
所述的煤气合成气变换部分位于多联产系统的开端，将煤气合成气中的部分CO转化为CO2和H2，在该部位的首端和尾端均设置的气水分离器，气水分离器之间串接有若干CO变换炉、换热器和增湿装置；
所述的脱硫脱碳部分位于煤气合成气变换部分之后，将煤气合成气中的CO2与H2S吸附到液体中，包括吸收塔11、解吸塔13和再生塔15，吸收塔11分别接收煤气合成气变换部分提供的气体，以及解吸塔13提供的半贫液吸收液和再生塔15提供的贫液吸收液；吸收塔11的顶部气体出口与富氢气体出口相连接，吸收塔11的底部液体出口提供的富液进入解吸塔13将CO2和H2S解吸出来；
所述的CO2与H2S混合气分离部分包括脱硫净化器，解吸塔13的气体出口经气水分离器与脱硫净化器的入口相连接，脱硫净化器进行H2S的吸附与再生，脱硫净化器顶部出口为CO2气体出口释放未吸附的气体，底部出口为再生气体出口，释放再生的H2S进入硫回收系统。
参见图1所示，下面对本发明的系统中所涉及的部件具体说明：
变换炉，通过耐硫变换将CO转化为CO2和H2，包括第一变换炉段4，第二变换炉5，第三变换炉6，第四变换炉8；
甲烷化反应器，在反应器中CO和CO2在一定的温度和甲烷化催化剂作用下与H2发生反应，生成CH4和水蒸气；包括第一主甲烷化主反应器25、第二主反应器27、第三主反应器29；以及次甲烷化反应器31；
吸收塔11、解吸塔13、再生塔15，利用MDEA法脱硫脱碳，可采用德国BASF公司的设备及工艺；
以及常用的气水分离器(1、10、18、22、33)、换热器(2、7、9、12、14、16、17、21、23、26、28、30、32)、高温过滤器3、重沸器16、脱硫净化器(19、20)、精脱硫塔24。
进一步的，下面分别对各部分进行说明。
煤气合成气变换部分：
所述的煤气合成气变换部分的首端气水分离器接收IGCC系统气化炉产生的煤气合成气，除去其中冷凝水并与中压蒸汽混合经高温过滤器后，气体再进入换热器2换热升温后，进入第一变换炉4的入口进行反应，第一变换炉4出口输出的气体经换热增湿后进入第二变换炉5的入口进行反应，第二变换炉5出口输出的反应气进入换热器2经热回收后喷雾增湿，进入第三变换炉6的入口进行反应，出第三变换炉6的反应气进入第三换热器7经热回收后喷雾增湿，进入第四变换炉8的入口进行反应，第四变换炉8出口输出的反应气经第四换热器9降温和尾端气水分离器10后，进入脱硫脱碳部分。所述的换热器2、第三换热器7、第四换热器9采用锅炉水喷水减温；
对变换炉的进出口气体温度控制为：第一变换炉4出口温度375～382℃；第二变换炉5的入口温度190～200℃，出口温度360～370℃；第三变换炉6的入口温度170～180℃，出口温度260～265℃；第四变换炉8的入口温度175～180℃，出口温度260～265℃；尾端气水分离器10出口温度40℃、压力2.2～2.5Mpa。
在换热器2之后与尾端气水分离器10之间还设有联产甲烷化辅助管路，第二变换炉5出口气体在换热后经联产甲烷化辅助管路进入到尾端气水分离器10，气水分离后温度降低到40℃进入脱硫脱碳部分；
第二变换炉5出口气体控制为：以体积分数计，CO为10～20％、H2为45～50％、CO2为25～32％、N2为5～8％、CH4为0.5～1％。
脱硫脱碳部分；
煤气合成气变换部分的尾端的气水分离器出口与吸收塔11底部气体入口相连接，吸收塔11顶部液体入口与再生塔15的贫液吸收液出口相连接，吸收塔11中部液体入口与解吸塔13的半贫液吸收液出口相连接；吸收塔11顶部气体出口经冷却换热器、分液器与富氢气体出口相连接，吸收塔11底部的富液出口经贫富液换热器12与解吸塔13顶部入口相连接；
解吸塔13底部的半贫吸收液出口提供的液体经换热器进入再生塔15顶部入口，再生塔15底部入口与重沸器16的水蒸汽入口相连接；再生塔15顶部还设有气体出口，其与解吸塔13中部入口相连接。
自吸收塔11底部气体入口进入的变换气体，自下而上先与半贫吸收液逆流接触，大部分的CO2和H2S在吸收塔下段被吸收，气体继续向上与贫液吸收液逆流接触，剩余CO2和H2S绝大部分被吸收，继续向上自吸收塔11顶部气体出口经冷却换热器、分液器后成为富氢气体，供往燃料电池发电或提纯作为化工原料；
自吸收塔11底部的富液出口出来的富液与来自再生塔15底部出口的吸收液在贫富液换热器12内进行热量交换后，从顶部入口进入解吸塔13将大部分的CO2和H2S解吸出来，变为半贫液吸收液，然后从解吸塔13底出口分流：大部分的半贫液吸收液直接送到吸收塔11的中部入口，剩余部分经升压并换热后送至再生塔15的顶部入口；
自再生塔15顶部入口进入的半贫液吸收液自上而下流动，与底部从重沸器16来的水蒸汽接触，使溶液中剩余的CO2和H2S全部解吸出来，再生成贫液吸收液。
CO2与H2S混合气分离部分；
来自解吸塔13顶部的气体出口的气体经过冷却换热器、气水分离器后，送入脱硫净化器进行H2S的吸附与再生；脱硫净化器内未吸附的气体进入CO2压缩液化系统产生工业级或食品级的CO2；在脱硫净化器内再生的气体进入硫回收系统生成硫磺。
甲烷化部分：
还在富氢气体出口联产有甲烷化部分将CO转化为甲烷，可根据市场及IGCC电厂发电对甲烷和CO2的需求对生产过程进行调整；富氢气体出口经换热器与精脱硫器24相连接，精脱硫器24出口分别与多个相串接的甲烷化主反应器入口相连接，末端甲烷化主反应器出口与甲烷化次反应器31入口相连接，甲烷化次反应器31出口与冷却换热器相连接，其出口气体经冷却分水生成富含甲烷的煤气合成气。
所述的精脱硫器24出口分别与第一主甲烷化主反应器25、第二主反应器27、第三主反应器29相连接，甲烷化主反应器之间设有换热器；
第一主甲烷化主反应器25的出口气体与精脱硫器24出口气体混合后再进入第二主反应器27反应，第二主反应器27的出口气体与精脱硫器24出口气体混合后再进入第三主反应器29反应；第三主反应器29出口与甲烷化次反应器31相连接。
具体的，脱硫脱碳后的富氢气预热并在精脱硫器24中进一步脱硫，得到总硫小于0.01ppm的净化合成气，以体积分数计，净化合成气控制为：CO为20～26％、CO2为0.5～0.8％、H2为60～68％、N2为5～10％、CH4为0.5～0.9％；氢碳比R在2.8～3.2；
进入第一主甲烷化主反应器25的气量为精脱硫器24出口气体总流量的22％，该部分气体与水蒸气混合，在压力达到2.4MPa、温度加热到280℃进入第一主甲烷化主反应器25进行甲烷化反应；第一主甲烷化主反应器25的出口气体温度为640℃，气体组成体积比控制为：CH4为15～20％，CO为12～15％，H2为35～38％，CO2为0.4～0.5％，H2O为25～30％，N2为5～7％；
第一主甲烷化主反应器25的出口气体经换热器冷却，与精脱硫器24出口气体总流量33％的净化气混合，温度为290℃，进入第二甲烷化主反应器27进行甲烷化反；第二甲烷化主反应器27的出口气体温度为630℃，气体组成体积比控制为：CH4为28～32％，CO为10～12％，H2为24～26％，CO2为0.2～0.3％，H2O为26～28％，N2为5～6％；
第二甲烷化主反应器27出口气体经换热器冷却，与精脱硫器24出口气体总流量45％的净化气混合，温度为300℃，进入第三甲烷化主反应器29进行甲烷化反应；第三甲烷化主反应器29的出口气体温度为603℃，气体组成体积比控制为：CH4为48～52％，CO为5～7％，H2为10～12％，CO2为0.2～0.3％，H2O为27～29％，N2为3～4％；
第三甲烷化主反应器29出口气体经换热器冷却至280℃，进入甲烷化次反应器31进一步进行甲烷化反应；甲烷化次反应器31的出口气体温度为301℃，气体组成体积比控制为：CH4为72～75％，CO为0.05～0.08％，H2为0.5～0.8％，H2O为22～25％，N2为2～3％；
甲烷化次反应器31的出口气体经换热冷却后送燃气轮机发电，气体组成体积比控制为：CH4为92～95％，CO为0.1～0.15％，H2为0.6～0.95％，H2O为22～25％，N2为4～6％。
下面给出具体的实施例。
IGCC系统气化炉产生的煤气合成气，CO为55.85％；H2为25.66％；CH4为2900ppm；二氧化碳为1.76％，N2为16.7％，温度138℃，压力2.85MPa。首先进入首端气水分离器1，除去合成气中冷凝水，与中压蒸汽在混合(温度203℃)经高温过滤器后，作为完全CO2捕集的煤气进入换热器2与变换炉一段出口气体换热升温后，进入第一变换炉3的入口，第一变换炉出口(出口温度382℃)气体换热增湿(经锅炉水喷雾降温)后进入第二变换炉4的入口(温度200℃)，第二变换炉出口(出口温度370℃)反应气在换热器2经热回收后喷雾增湿器进入第三变换炉6的入口(出口温度180℃)，出第三变换炉的反应气(温度265℃)再在换热器7经热回收后喷雾增湿器进入第四变换炉8的入口(出口温度180℃)，出第四变换炉的反应气(温度265℃，CO浓度小于1％)经换热器9降温和尾端气水分离器10后(温度40℃、压力～2.5Mpa)进入活化MDEA脱硫脱碳工序。
该流程可将煤气中的CO基本完全转化为CO2，脱硫脱碳得到高浓度的富氢气体，富氢气体可作为清洁高效燃料电池发电装置的燃料发电，或者经过变压吸附提纯后得到高纯H2作为化工原料销售。
温度40℃、压力～2.5Mpa的变换气体进入活化MDEA贫液半贫液吸收塔11的底部，自下而上先与半贫液逆流接触，大部分的CO2和H2S在吸收塔下段被吸收，气体继续向上进入贫液吸收段，剩余CO2和H2S绝大部分被吸收,出吸收塔的富氢气体约为55℃，出吸收塔的气体经换热器21冷却，分液器22后产生的富氢气体去燃料电池发电或提纯后作为化工原料。
从吸收塔11底部出来的富液与来自再生塔15底的贫液在贫富液换热器12内进行热量交换后，进入解吸塔13将大部分的CO2和H2S解吸出来，溶液变为半贫液，并从解吸塔底出来分为两部分:大部分的半贫液直接送到吸收塔11中部，剩余部分升压并换热后送至再生塔15顶部，溶液自上而下流动，与重沸器16来的水蒸汽接触，使溶液中剩余的CO2和H2S全部解吸出来，达到彻底再生的目的。出再生塔15底部的贫液分别经过换热器12送至吸收塔11的顶部。
出解吸塔顶部的气体经过水冷却、分液后进入脱硫系统。出解吸塔13顶部的气体经过冷却换热器17和气水分离器18后送入脱硫净化器19、20进行H2S的吸附与再生。混合气体中的H2S被吸附，吸附塔顶部出来的CO2气中H2S浓度低于200ppm,脱硫净化器19、20内未吸附的气体进入后续的CO2压缩液化系统产生工业级或食品级的CO2。被吸附的H2S在脱硫净化器19、20内再生的气体进入硫回收系统(湿法脱硫设备)生成硫磺销售。
如果联产甲烷，则煤气合成气经过汽水分离1后，进入热交换器2被二段变换炉出口来的高温反应气加热至200℃，中压饱和蒸汽与预热后的合成气混合后(温度203℃)直接进入一段变换炉，一段变换炉的出口气体经喷雾降温后并与蒸汽混合进入二段变换炉，二段变换炉出口气体成分为：CO为16％、CO2为29.7％、H2为46.5％、N2为7.01％、CH4为0.6％，不再进行变换反应，而是直接换热并进行气水分离后温度降低到40℃进入脱硫脱碳系统。该流程将煤气中的CO部分转化为CO2和H2，通过甲烷化反应将CO完全转化为甲烷，甲烷作为燃料供燃气蒸汽联合循环发电。
甲烷化流程为：将脱硫脱碳后的合成气预热并在精脱硫器中进一步脱硫，得到总硫小于0.02ppm的净化合成气，净化合成气成分为：CO为22.6％、CO2为0.6％、H2为65.5％、N2为9.9％、CH4为0.9％，硫为0.01ppm，氢碳比R＝2.9在2.8～3.2之间，R＝(nH2-nCO2)/(nCO+nCO2)。净化合成气分成3股，分别进入第一主甲烷化主反应器25、第二主反应器27、第三主反应器29。进入甲烷化主反应器25的气量为总流量的22％，与水蒸气混合，在压力2.4MPa，加热到温度280℃进入第一甲烷化主反应器25进行甲烷化反应，出第一甲烷化主反应器的气体温度为640℃，气体组成(vol％)：CH4为16.11，CO为13.52，H2为35.19，CO2为0.4，H2O28.54，N2为6.24。出第一甲烷化主反应器25的气体经换热器26冷却，并与第2股气量(总流量的33％)的新鲜净化气混合，温度为290℃，进入第二号甲烷化主反应器27进行甲烷化反应，出第二甲烷化主反应器的气体温度为630℃，气体组成(vol％)：CH4为30.56，CO为10.37，H2为25.62，CO2为0.3，H2O为27.84，N2为5.31。出甲烷化主反应器27的气体经换热器28冷却换热，与第3股气量(总量的45％)的新鲜净化气混合，温度为300℃，进入三号甲烷化主反应器29进行甲烷化反应，出口气体温度为603℃，气体组成(vol％)：CH4为50.08，CO为6.95，H2为11.49，CO2为0.3，H2O为28.15，N2为3.03。经换热器30冷却至280℃，进入甲烷化次反应器31进一步进行甲烷化反应，出甲烷化次反应器31的气体温度为301℃，气体组成(vol％)：CH4为72.57，CO为0.08，H2为0.71，H2O为23.91，N2为2.73。出甲烷化次反应器31的气体经32换热冷却33分水后组成：CH4为92.98，CO为0.11，H2为0.94，N2为5.97，H2O为23.91，送燃气轮机发电。
以上给出的实施例是实现本发明较优的例子，本发明不限于上述实施例。本领域的技术人员根据本发明技术方案的技术特征所做出的任何非本质的添加、替换，均属于本发明的保护范围。

Claims (10)

1.一种基于燃烧前CO2捕集的多联产系统，其特征在于，包括煤气合成气变换部分、脱硫脱碳部分、和CO2与H2S混合气分离部分；
所述的煤气合成气变换部分位于多联产系统的开端，将煤气合成气中的部分CO转化为CO2和H2，在该部位的首端和尾端均设置有气水分离器，气水分离器之间串接有若干CO变换炉、换热器和增湿装置；
所述的脱硫脱碳部分位于煤气合成气变换部分之后，将煤气合成气中的CO2与H2S吸附到液体中，包括吸收塔(11)、解吸塔(13)和再生塔(15)，吸收塔(11)分别接收煤气合成气变换部分提供的气体，以及解吸塔(13)提供的半贫液吸收液和再生塔(15)提供的贫液吸收液；吸收塔(11)的顶部气体出口与富氢气体出口相连接，吸收塔(11)的底部液体出口提供的富液进入解吸塔(13)将CO2和H2S解吸出来；
所述的CO2与H2S混合气分离部分包括脱硫净化器，解吸塔(13)的气体出口经气水分离器与脱硫净化器的入口相连接，脱硫净化器进行H2S的吸附与再生，脱硫净化器顶部出口为CO2气体出口，释放未吸附的气体，底部出口为再生气体出口，释放再生的H2S进入硫回收系统。
2.如权利要求1所述的基于燃烧前CO2捕集的多联产系统，其特征在于，所述的煤气合成气变换部分的首端气水分离器接收IGCC系统气化炉产生的煤气合成气，除去其中冷凝水并与中压蒸汽混合经高温过滤器后，气体再进入换热器(2)换热升温后，进入第一变换炉(4)的入口进行反应，第一变换炉(4)出口输出的气体经换热增湿后进入第二变换炉(5)的入口进行反应，第二变换炉(5)出口输出的反应气进入换热器(2)经热回收后喷雾增湿，进入第三变换炉(6)的入口进行反应，出第三变换炉(6)的反应气进入第三换热器(7)经热回收后喷雾增湿，进入第四变换炉(8)的入口进行反应，第四变换炉(8)出口输出的反应气经第四换热器(9)降温和尾端气水分离器(10)后，进入脱硫脱碳部分。
3.如权利要求2所述的基于燃烧前CO2捕集的多联产系统，其特征在于，对IGCC系统气化炉产生的煤气合成气控制为：以体积分数计，CO为50～60％、H2为20～30％、CO2为1～2％、N2为15～20％、CH4为2500～2900ppm；温度130～140℃，压力2.5～3MPa；
所述的中压蒸汽温度为200～220℃，压力为2.5～3MPa；
所述的换热器(2)、第三换热器(7)、第四换热器(9)采用锅炉水喷水减温；
对变换炉的进出口气体温度控制为：第一变换炉(4)出口温度375～382℃；第二变换炉(5)的入口温度190～200℃，出口温度360～370℃；第三变换炉(6)的入口温度170～180℃，出口温度260～265℃；第四变换炉(8)的入口温度175～180℃，出口温度260～265℃；尾端气水分离器(10)出口温度40℃、压力2.2～2.5Mpa。
4.如权利要求2所述的基于燃烧前CO2捕集的多联产系统，其特征在于，在换热器(2)之后与尾端气水分离器(10)之间还设有联产甲烷化辅助管路，第二变换炉(5)出口气体在换热后经联产甲烷化辅助管路进入到尾端气水分离器(10)，气水分离后温度降低到40℃进入脱硫脱碳部分；
第二变换炉(5)出口气体控制为：以体积分数计，CO为10～20％、H2为45～50％、CO2为25～32％、N2为5～8％、CH4为0.5～1％。
5.如权利要求1所述的基于燃烧前CO2捕集的多联产系统，其特征在于，所述煤气合成气变换部分的尾端的气水分离器出口与吸收塔(11)底部气体入口相连接，吸收塔(11)顶部液体入口与再生塔(15)的贫液吸收液出口相连接，吸收塔(11)中部液体入口与解吸塔(13)的半贫液吸收液出口相连接；吸收塔(11)顶部气体出口经冷却换热器、分液器与富氢气体出口相连接，吸收塔(11)底部的富液出口经贫富液换热器(12)与解吸塔(13)顶部入口相连接；
解吸塔(13)底部的半贫吸收液出口提供的液体经换热器进入再生塔(15)顶部入口，再生塔(15)底部入口与重沸器(16)的水蒸汽入口相连接；再生塔(15)顶部还设有气体出口，其与解吸塔(13)中部入口相连接。
6.如权利要求5所述的基于燃烧前CO2捕集的多联产系统，其特征在于，自吸收塔(11)底部气体入口进入的变换气体，自下而上先与半贫吸收液逆流接触，大部分的CO2和H2S在吸收塔下段被吸收，气体继续向上与贫液吸收液逆流接触，剩余CO2和H2S绝大部分被吸收，继续向上自吸收塔(11)顶部气体出口经冷却换热器、分液器后成为富氢气体，供往燃料电池发电或提纯作为化工原料；
自吸收塔(11)底部的富液出口出来的富液与来自再生塔(15)底部出口的吸收液在贫富液换热器(12)内进行热量交换后，从顶部入口进入解吸塔(13)将大部分的CO2和H2S解吸出来，变为半贫液吸收液，然后从解吸塔(13)底出口分流：大部分的半贫液吸收液直接送到吸收塔(11)的中部入口，剩余部分经升压并换热后送至再生塔(15)的顶部入口；
自再生塔(15)顶部入口进入的半贫液吸收液自上而下流动，与底部从重沸器(16)来的水蒸汽接触，使溶液中剩余的CO2和H2S全部解吸出来，再生成贫液吸收液。
7.如权利要求1所述的基于燃烧前CO2捕集的多联产系统，其特征在于，来自解吸塔(13)顶部的气体出口的气体经过冷却换热器、气水分离器后，送入脱硫净化器进行H2S的吸附与再生；脱硫净化器内未吸附的气体进入CO2压缩液化系统产生工业级或食品级的CO2；在脱硫净化器内再生的气体进入硫回收系统生成硫磺。
8.如权利要求1或4所述的基于燃烧前CO2捕集的多联产系统，其特征在于，在富氢气体出口联产有甲烷化部分将CO转化为甲烷，富氢气体出口经换热器与精脱硫器(24)相连接，精脱硫器(24)出口分别与多个相串接的甲烷化主反应器入口相连接，末端甲烷化主反应器出口与甲烷化次反应器(31)入口相连接，甲烷化次反应器(31)出口与冷却换热相连接，其出口气体经冷却分水生成富含甲烷的煤气合成气。
9.如权利要求8所述的基于燃烧前CO2捕集的多联产系统，其特征在于，所述的精脱硫器(24)出口分别与第一主甲烷化主反应器(25)、第二主反应器(27)、第三主反应器(29)相连接，甲烷化主反应器之间设有换热器；
第一主甲烷化主反应器(25)的出口气体与精脱硫器(24)出口气体混合后再进入第二主反应器(27)反应，第二主反应器(27)的出口气体与精脱硫器(24)出口气体混合后再进入第三主反应器(29)反应；
第三主反应器(29)出口与甲烷化次反应器(31)相连接。
10.如权利要求9所述的基于燃烧前CO2捕集的多联产系统，其特征在于，脱硫脱碳后的富氢气预热并在精脱硫器(24)中进一步脱硫，得到总硫小于0.01ppm的净化合成气，以体积分数计，净化合成气控制为：CO为20～26％、CO2为0.5～0.8％、H2为60～68％、N2为5～10％、CH4为0.5～0.9％；氢碳比R在2.8～3.2，R＝(nH2-nCO2)/(nCO+nCO2)；
进入第一主甲烷化主反应器(25)的气量为精脱硫器(24)出口气体总流量的22％，该部分气体与水蒸气混合，在压力达到2.4MPa、温度加热到280℃进入第一主甲烷化主反应器(25)进行甲烷化反应；第一主甲烷化主反应器(25)的出口气体温度为640℃，气体组成体积比控制为：CH4为15～20％，CO为12～15％，H2为35～38％，CO2为0.4～0.5％，H2O为25～30％，N2为5～7％；
第一主甲烷化主反应器(25)的出口气体经换热器冷却，与精脱硫器(24)出口气体总流量33％的净化气混合，温度为290℃，进入第二甲烷化主反应器(27)进行甲烷化反；第二甲烷化主反应器(27)的出口气体温度为630℃，气体组成体积比控制为：CH4为28～32％，CO为10～12％，H2为24～26％，CO2为0.2～0.3％，H2O为26～28％，N2为5～6％；
第二甲烷化主反应器(27)出口气体经换热器冷却，与精脱硫器(24)出口气体总流量45％的净化气混合，温度为300℃，进入第三甲烷化主反应器(29)进行甲烷化反应；第三甲烷化主反应器(29)的出口气体温度为603℃，气体组成体积比控制为：CH4为48～52％，CO为5～7％，H2为10～12％，CO2为0.2～0.3％，H2O为27～29％，N2为3～4％；
第三甲烷化主反应器(29)出口气体经换热器冷却至280℃，进入甲烷化次反应器(31)进一步进行甲烷化反应；甲烷化次反应器(31)的出口气体温度为301℃，气体组成体积比控制为：CH4为72～75％，CO为0.05～0.08％，H2为0.5～0.8％，H2O为22～25％，N2为2～3％；
甲烷化次反应器(31)的出口气体经换热冷却后送燃气轮机发电，气体组成体积比控制为：CH4为92～95％，CO为0.1～0.15％，H2为0.6～0.95％，H2O为22～25％，N2为4～6％。
CN201610803626.5A 2016-09-06 2016-09-06 一种基于燃烧前co2捕集的多联产系统 Pending CN106381174A (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201610803626.5A CN106381174A (zh) 2016-09-06 2016-09-06 一种基于燃烧前co2捕集的多联产系统

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201610803626.5A CN106381174A (zh) 2016-09-06 2016-09-06 一种基于燃烧前co2捕集的多联产系统

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN106381174A true CN106381174A (zh) 2017-02-08

Family

ID=57939560

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201610803626.5A Pending CN106381174A (zh) 2016-09-06 2016-09-06 一种基于燃烧前co2捕集的多联产系统

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN106381174A (zh)

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110218583A (zh) * 2019-07-11 2019-09-10 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 一种采用脱硫后变换工艺的整体煤气化燃料电池发电系统及方法
CN111100713A (zh) * 2018-10-26 2020-05-05 苏州盖沃净化科技有限公司 一种煤气生产h2/co原料气的方法及装置
CN111115575A (zh) * 2020-01-17 2020-05-08 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 一种基于燃烧前co2捕集系统的等温变换系统
CN114405218A (zh) * 2022-02-14 2022-04-29 中国矿业大学 一种低分压废气co2捕集与提纯精制工艺
CN115779639A (zh) * 2022-11-25 2023-03-14 新疆敦华绿碳技术股份有限公司 二氧化碳生产系统及控制方法
CN110218583B (zh) * 2019-07-11 2024-04-23 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 一种采用脱硫后变换工艺的整体煤气化燃料电池发电系统及方法

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102784544A (zh) * 2012-08-03 2012-11-21 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 一种基于igcc的燃烧前co2捕集系统
CN104449919A (zh) * 2014-10-21 2015-03-25 西南化工研究设计院有限公司 一种煤制液化天然气的工艺

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102784544A (zh) * 2012-08-03 2012-11-21 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 一种基于igcc的燃烧前co2捕集系统
CN104449919A (zh) * 2014-10-21 2015-03-25 西南化工研究设计院有限公司 一种煤制液化天然气的工艺

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111100713A (zh) * 2018-10-26 2020-05-05 苏州盖沃净化科技有限公司 一种煤气生产h2/co原料气的方法及装置
CN110218583A (zh) * 2019-07-11 2019-09-10 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 一种采用脱硫后变换工艺的整体煤气化燃料电池发电系统及方法
CN110218583B (zh) * 2019-07-11 2024-04-23 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 一种采用脱硫后变换工艺的整体煤气化燃料电池发电系统及方法
CN111115575A (zh) * 2020-01-17 2020-05-08 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 一种基于燃烧前co2捕集系统的等温变换系统
CN114405218A (zh) * 2022-02-14 2022-04-29 中国矿业大学 一种低分压废气co2捕集与提纯精制工艺
CN115779639A (zh) * 2022-11-25 2023-03-14 新疆敦华绿碳技术股份有限公司 二氧化碳生产系统及控制方法

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10611634B2 (en) Polygeneration production of hydrogen for use in various industrial processes
AU2008297653B2 (en) Improved method for regeneration of absorbent
CN101434879B (zh) 以焦炉煤气和煤为原料制甲醇合成气和压缩天然气的方法
JP6956665B2 (ja) 燃焼排ガス中の二酸化炭素のメタン化方法及びメタン製造設備
CN103140272B (zh) 分离二氧化碳的方法和具有二氧化碳分离的燃气轮机装置
RU2007137645A (ru) Системы и способы, использующие топливный процессор без перемешивания
CN106381174A (zh) 一种基于燃烧前co2捕集的多联产系统
CN104039758B (zh) 通过在脲生产过程中集成氨生产过程而形成脲的方法及其系统
CN102784544B (zh) 一种基于igcc的燃烧前co2捕集系统
CN102784546A (zh) 一种高效的co2捕集系统
CN110240120A (zh) 一种荒煤气提氢生产化学品及热电多联产的工艺方法
CN102712469B (zh) 运行带有集成co2分离装置的igcc发电厂过程的方法
CN109718630A (zh) 一种耦合联产制合成气的系统及方法
CN209854029U (zh) 一种无变换系统的合成气制甲醇装置
CN102516028B (zh) 以电石炉尾气和氯酸钠尾气及其它含氢气源为原料制甲醇和二甲醚的方法
CN109153565A (zh) 生产合成气的方法
CN211688249U (zh) 一种针对大型化燃烧前co2捕集系统
CN202803072U (zh) 一种高效的co2捕集装置
CN210261105U (zh) 一种利用黄磷尾气制备多种合成气的装置
CN109133104B (zh) 一种兰炭尾气和电石尾气联产合成氨的工艺、系统及应用
JPH11111320A (ja) 内部燃焼型改質器を使用する燃料電池発電における炭酸ガス、窒素ガス及びアルゴンガスの回収、固定方法
CN105597518A (zh) 低温甲醇洗单元co2尾气与co2产品气联合处理工艺
MX2013010818A (es) Proceso y sistema para extraer azufre de corrientes gaseosas que contienen azufre.
CN108034464A (zh) 一种兰炭尾气制液化天然气的方法
CN215979533U (zh) 利用低温甲醇洗系统压差能发电装置

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication
WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication

Application publication date: 20170208