CN112126469A - 一种联产燃油和天然气的igcc联合循环发电方法 - Google Patents

一种联产燃油和天然气的igcc联合循环发电方法 Download PDF

Info

Publication number
CN112126469A
CN112126469A CN202010854477.1A CN202010854477A CN112126469A CN 112126469 A CN112126469 A CN 112126469A CN 202010854477 A CN202010854477 A CN 202010854477A CN 112126469 A CN112126469 A CN 112126469A
Authority
CN
China
Prior art keywords
gas
hydrogen
coal
rich
steam
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.)
Granted
Application number
CN202010854477.1A
Other languages
English (en)
Other versions
CN112126469B (zh
Inventor
李宁
李开建
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.)
Chengdu Jushi Energy Saving Science & Technology Co ltd
Original Assignee
Chengdu Jushi Energy Saving Science & Technology 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 Chengdu Jushi Energy Saving Science & Technology Co ltd filed Critical Chengdu Jushi Energy Saving Science & Technology Co ltd
Priority to CN202010854477.1A priority Critical patent/CN112126469B/zh
Publication of CN112126469A publication Critical patent/CN112126469A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN112126469B publication Critical patent/CN112126469B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

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
    • C10J3/46—Gasification of granular or pulverulent flues in suspension
    • C10J3/48—Apparatus; Plants
    • 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
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
    • 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
    • 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
    • C10J3/721—Multistage gasification, e.g. plural parallel or serial gasification stages
    • 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
    • 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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural 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]
    • 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
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • Y02P20/129—Energy recovery, e.g. by cogeneration, H2recovery or pressure recovery turbines

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Industrial Gases (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)

Abstract

一种联产燃油和天然气的IGCC联合循环发电方法。采用加压移动床煤气化大幅度降低煤气化的O2耗量；并在煤气化时，将煤中大部分氢元素直接生成煤焦油和甲烷；煤焦油再加氢，即生成燃油；提取煤焦油剩下的半焦，进行直接加氢甲烷化，生产合成天然气SNG；以SNG为燃料，用NGCC联合循环机组进行电力生产，形成联产燃油和天然气的的IGCC联合循环发电系统；用加氢甲烷化剩下的残焦进行气化，生产煤加H2和煤焦油加H2所需的H2；用燃机尾气，将水煤气制氢工艺排出的低热值尾气，通过余热锅炉转化为动力蒸汽，动力蒸汽驱动汽轮机后再用为工艺蒸汽，从而实现在IGCC联合循环发电的同时，清洁高效低成本的联产燃油和天然气。

Description

一种联产燃油和天然气的IGCC联合循环发电方法
技术领域
本发明属于燃煤发电领域，特别涉及以煤为燃料发电的IGCC整体煤气化联合循环发电的艺技术与设备。
背景技术
传统的IGCC整体煤气化联合循环发电发端于上世纪70年代。但由于IGCC技术采用粉煤粒度小于0.1mm的气流床高温煤气化，不仅需要灰分低的原料煤，而且系统的备煤工序技术要求高、装置投资大、能耗也高；
尤其是单位电能的煤气化氧耗高达0.2Nm3/kwh左右，不仅使发电的能耗大幅升高，还由于制氧系统的投资费用高，进而使IGCC成本也升高；
传统的IGCC整体煤气化联合循环发电技术，还由于单一的电能产品结构和工艺技术原因，使煤中5％左右的氢元素，也作为燃料烧掉，这显然也是不经济的；
经近50年的改进，IGCC整体煤气化联合循环发电技术，投资RMB成本仍然高达近10000元/kwh，不仅使发电成本没有市场竞争力，其能源转化效率也只有40％多一点。
现行的煤制油：直接液化工艺技术，也是由于单一的燃油产品目标，生产大量的低价值沥青产物，其能源转化的热效率也只有40％多，而且对煤质灰分＜6％的要求，使绝大多数热值较低的原煤被拒之门外，从而大大增加了煤制油成本，全球也仅一套100万吨/年产能；
现行的间接液化：典型的费托合成百年老技术路线，也是既有IGCC气流床煤气化的高氧耗、高能耗缺点，同时还有合成油过程26％的有效能损失的缺点，同时也仍然有单一目标产品的问题，从而致使能源转化的热效率也只有40％多。
现行的煤制天然气SNG：无论采用气流床气化还是移动床气化，不仅有煤气化能耗高的致命缺点，也是既有费托技术路线合成天然气21％的有效能损失的缺点，还有单一CH4目标产品，虽然能源转化总效率有50％以上，在国际天然气价格大背景下，煤制合成天然气SNG产品的投资、成本、水耗、煤耗、环保和能源转化效率仍不能被市场接受，实际运行则更是带来巨额亏损。
究其油、气、电三大产品存在的问题主要原因，我们认为主要是传统工艺带来的：
①产品目标单一，要么发电、要么制油、要么合成天然气，只能选其一；
②煤气化为CO+H2，尤其是气流床煤气化的工艺技术耗氧太多，导致含制氧在内的煤气化系统投资高，能源转化效率低下，仅为66％左右；
③尤其是煤中5％的H元素在IGCC的高温气化中被迫耗热成为单质H2元素，最终又在IGCC燃机中烧掉；在煤制燃油、天然气的合成工艺中，必须有高达35％-40％的H元素转化为水H2O，不仅元素H没有得到充分利用，还使生成H2O的巨大反应热的绝大部分(66％左右)，被迫成为不可回收的冷凝潜热排向大气，即使回收为电能也将付出锅炉、汽机、电机等附属装置的昂贵投资。
发明内容
本发明的目的，是开发一种新的IGCC整体煤气化联合循环方法，该方法具有以下特点：
①煤气化能大幅度降低IGCC整体煤气化联合循环发电煤气化的O2耗量，以大幅降低制氧系统的投资和运行能耗、成本；
②并能在煤气化时，将煤中已有的大部分氢元素直接生成气态碳氢化合物(煤焦油和甲烷)，分离提取得到的煤焦油Tar再加氢，即可生成燃料油产品；
③再用提取煤焦油剩下的富含固态不饱和烃CxHy的活性半焦，进行直接加氢甲烷化反应：CxHy+(2X-0.5Y)H2＝XCH4+Q、C+2H2＝CH4+75kJ/mol，生产合成天然气SNG；
④以SNG为燃料，用NGCC天然气-蒸汽联合循环机组进行电力生产，形成联产燃油和天然气的的IGCC联合循环发电系统；
⑤用活性半焦直接加氢反应剩下的残焦，进行富氧水蒸汽煤气化，生产半焦直接加H2反应和煤焦油加H2反应所需的H2原料气，即CO+H2水煤气；
⑥利用用600℃燃机尾气的中的氧气，将2水煤气制氢工艺排出的低热值(≥400kJ/Nm3)尾气，通过无焰燃烧余热锅炉转化为超临界动力蒸汽，超临界动力蒸汽驱动汽轮机后再用为煤气化原料蒸汽和其它工艺蒸汽。
从而实现，在IGCC联合循环发电的同时，清洁高效低成本的联产燃油和天然气的目的。
1.一种联产燃油和天然气的IGCC联合循环发电方法，其特征在于，在加压移动床煤气化炉(38)内上部，进行气固逆流的原料煤加氢气化，生产富含甲烷和煤焦油的富烃氢煤气(15)；在加压移动床煤气化炉(38)内的下部，进行以加氢残焦为原料的富氧水蒸汽气化，生产煤加氢、煤焦油加氢的原料气，即水煤气(39)；富烃氢煤气(15)经净化分离后得到SNG天然气产品(25)和IGCC联合循环发电的SNG燃料气(25a)，并直接采用天然气燃气轮机取代现行IGCC中的低热值水煤气燃机；得到的煤焦油(16d)再经煤焦油加氢(19)处理成为燃油(22)；水煤气(39)经净化分离制得原料煤加氢和煤焦油加氢所需的原料补充氢气(17a)；下面是煤气化炉(38)内的工艺过程：
①.煤粒在煤气化炉(38)内上部，生产富烃氢煤气(15)中的工艺过程如下：
加压移动床(38)采用1～2MPa、或2～4MPa、或4～6MPa、或6～10MPa压力进行煤气化；粒度10mm～80mm的原料煤(1)在重力的作用下经原煤干燥装置(2)、煤锁(3)后，进入加压气化炉(38)，经布煤器(4)，进入上行气流主要成分为H2+CmHn富烃氢煤气干燥段(5)，利用其H2+CmHn富烃氢煤气为主要成分的气相高温，将原料煤从常温加热到300℃，同时将煤中的水分汽化进入气相，使原料煤得到干燥；
干燥后的原料煤在重力作用下，进入上行气流主要成分为H2+CH4的的富甲烷氢煤气干馏段(6)，被富甲烷氢煤气逐渐加热至600℃，原料煤受热分解析出煤焦油Tar，进而气化成气态煤焦油CmHn分子，并利用气相以H2+CH4为主要成分形成的分压作用，抑制煤焦油受热再分解为H2和炭黑的二次分解反应：CmHn+Q→RH2+CmHn-2R的进程，有效促使了原料煤中的H元素更多的直接生成产品，从而增加了气态煤焦油产率，干馏后的原煤成为富含固态不饱和烃CxHy的活性半焦；
干馏后的活性半焦在重力作用下，进入上行气流主要成分为H2的，C+H2甲烷化生成段(7)，活性半焦中丰富的不饱和烃CxHy与从气相渗入并吸附的H2，发生CxHy+H2→XCH4和C+2H2→CH4甲烷化反应，生成大量CH4，由于甲烷化反应是放热反应，所以甲烷化生成段(7)的温度会逐渐的进一步升高到1100℃左右，由于在整个甲烷化生成段(7)气相H2分压始终大于半焦中不饱和烃CxHy的离解H2的分压，所以原煤半焦中的H元素不会以单质分子H2进入气相，只能与半焦中的活性碳元素C进行甲烷化反应：C+2H2→CH4+Q，同时气相中的H2还会大量的与半焦中的活性碳元素C进行甲烷化反应：C+2H2→CH4+Q，活性半焦经甲烷化反应后成为残焦；
②.氢气在煤气化炉(38)内上部，生产富烃氢煤气(15)中的工艺过程如下：
原料氢气分别由煤气化炉(38)的氢气一段进口(C1)、氢气二段进口(C2)、氢气三段进口(C3)进入C+H2甲烷化段(7)；
(C1)、(C2)、(C3)各段进气量，根基各段炭层反应温度控制，氢气三段进口(C3)对应的炭层，主要进行C+2H2→CH4+75kJ/mol甲烷化反应；氢气二段进口(C2)对应的炭层，主要进行C+2H2→CH4+75kJ/mol和CxHy+H2→XCH4+Q甲烷化反应，两个反应的甲烷生成量各占30％以上比例；氢气一段进口(C1)对应的炭层，主要进行CxHy+H2→XCH4+Q甲烷化反应；
氢气在C+H2甲烷化段(7)反应后，甲烷在气相的体积含量达到30％以上，成为富甲烷氢煤气，上行进入H2+CH4热解干馏段(6)，将热量传给来自干燥段(5)的煤粒，使煤粒温度升高，热解出煤中液态煤焦油Tar，并将液态煤焦油Tar气化为气态煤焦油CmHn分子进入气相，使富甲烷氢煤气变为富含甲烷CH4和气态煤焦油CmHn的富烃氢煤气；
富烃氢煤气继续上行进入干燥段(5)，在加热原料煤粒的同时使煤中的水受热汽化进入气相，使原料煤粒得到干燥，含有水蒸汽的富烃氢煤气上行离开干燥段(5)，经出口(D)离开煤气化炉(38)，成为富烃氢煤气(15)；
③.生产富烃氢煤气后的粒状残焦在煤气化炉(38)内下部，进行逆流的水煤气反应，生产CO+H2的水煤气(39)的工艺过程如下：
甲烷化反应后的残焦，在重力的作用下缓慢下移，穿过隔离段(7G)进入气流上行的水煤气段(9)，与上行的高温水蒸汽及CO2进行吸热的水煤气还原反应：C+H2O→CO+H2-172kJ/mol、C+CO2→2CO-119kJ/mol，生成富含CO+H2的水煤气后，残中碳元素C含量进一步下降成为低碳残焦；
低碳残焦在重力的作用下缓慢下移，进入氧化段(10)与上行的富氧水蒸汽相遇，由于O元素强烈的氧化性，使低碳残焦中的碳元素C立即与O2发生快速的氧化反应：C+O2→CO2+393kJ/mol，在生成CO2的同时放出大量的热量，使氧化段(10)的温度迅速上升到1000℃以上，由于富氧水蒸汽中的汽氧比在入炉前就调节好了的，其氧化段(10)的温度，通常只能达到煤的灰熔点温度以下50℃，就不会再升高，使低碳残焦中的碳元素C全部燃烧为CO2进入气相，低碳残焦中的灰分成为灰渣(11)；灰渣(11)再与与穿出炉篦(12)的富氧水蒸汽逆流接触换热，使富氧水蒸汽的温度升高到600℃左右，灰渣(11)温度降到350左右后被炉篦(12)送入灰锁(13)；
④.富氧水蒸汽在煤气化炉(38)内下部，进行逆流的水煤气反应，生产CO+H2水煤气(39)的工艺过程如下：
富氧水蒸汽(36)在补入夹套水蒸汽(37)后，经煤气化炉(38)底部富氧水蒸汽进口(A)进入煤气炉(38)，上行穿过炉篦(12)进入灰渣段(11)，吸收灰渣中的热量被加热到600℃左右，进入氧化段(10)，与下行进入氧化段(10)的低碳残焦进行氧化燃烧反应，使富氧水蒸汽(36)中的O元素与低碳残焦中的C元素反应生成CO2，并一同使水蒸汽加热成1000℃以上的含CO2的高温水蒸汽，这含CO2的高温水蒸汽继续上行，进入水煤气段(9)并与下行进入水煤气段(9)的残焦中的碳元素C进行吸热水煤气还原反应：C+H2O→CO+H2-172kJ/mol、C+CO2→2CO-119kJ/mol，生成富含CO+H2的水煤气后，并使水煤气段(9)的气相、固相温度降低到700℃左右，水煤气上行进入水煤气收集段(8)后，经煤气炉中部的水煤气出口(B)离开煤气炉(38)。
2.一种联产燃油和天然气的IGCC联合循环发电方法，其特征在于，离开煤气炉(38)的水煤气(39)，经集成了除尘、氢气加热、余热锅炉功能装置(40)，再经精除尘除盐装置(41)的热回收、净化后，进入CO变换工序(42)，进行变换率≥95％的CO深度变换；CO变换后的脱硫H2S脱碳CO2工艺，采用两段串联的PSA变压吸附脱硫脱碳工艺装置(44)完成。
3.一种联产燃油和天然气的IGCC联合循环发电方法，其特征在于，硫脱碳工艺装置(44)分离得到的氢气(44a)，作为生产富烃氢煤气所消耗的氢气的补充氢，送入氢气循环机(28)进口总管(27)；分离得到的硫化氢(44b)送入硫回收装置(18)生产硫磺产品(24)；分离得到的可燃组分热值≥400kJ/Nm3的低热值尾气(44c)，送入无焰燃烧尾气超临界余热锅炉(45)回收其化学潜热，分离得到的CO2送入CO2利用装置、或放空。
4.一种联产燃油和天然气的IGCC联合循环发电方法，其特征在于，富烃氢煤气(15)的显热，经净化系统(16)中换热器后，利用循环导热油、或循环热水回路(16a)送入原煤干燥装置(2)，作为干燥原料煤的热源；生产富烃氢煤气(15)的原料氢气，经总管(27)进氢气循环机(28)加压后，一部分、或全部经集成余热回收装置(40)中的氢气加热器提高温度后，再经电加热器(29)分别由氢气一段进口(C1)、氢气二段进口(C2)、氢气三段进口(C3)进入C+H2甲烷化段(7)，电加热器(29)在开车期间、或加氢气化段温度偏低时才加电使用。
5.联产燃油和天然气的IGCC联合循环发电方法，其特征在于，富含气态煤焦油CmHn和甲烷CH4的富烃氢煤气(15)经含有除尘、换热、冷却、油水分离、酸气脱除功能的净化系统(16)处理后的：富含酚氨的煤气水(16c)经酚氨回收装置(20)分别得到酚、氨产品(21)；煤焦油Tar(16d)经煤焦油加氢装置(19)得到燃料油、或燃油+芳烃产品(22)；硫化氢及有机硫(16e)与来自煤焦油加氢(19)的硫化氢(19b)和来自PSA脱硫脱碳工序(44)的硫化氢(44b)一道送入硫回收装置(18)转化为硫磺产品(24)对外出售；
净化系统(16)处理后的甲烷氢气混合气(16f)，进入甲烷氢气分离装置(17)分离出的氢气，一部分作为循环氢(17a)送入总管(27)，一部分作为的原料气(17b)送入煤焦油加氢装置(19)，一部分作为产品氢(23)对外出售；甲烷氢气分离装置(17)分离出的低热值工艺尾气(17c)，经低热值尾气管路(44b)作为余热锅炉(45)的燃料；甲烷氢气分离装置(17)分离出的合成天然气SNG，一部分作为合成天然气SNG产品(25)对外出售，一部分作为燃料(25a)。
6.一种联产燃油和天然气的IGCC联合循环发电方法，其特征在于，燃气轮机(25b)直接采用现行的以热值为35±2MJ/m3的天然气为燃料的通用燃气轮机，其燃气轮机(25b)数量为一台、或多台；燃气轮机(25b)驱动发电机生产的电力(25)一部分作为产品对外出售，一部分作为整个生产系统的电源；燃气轮机(25b)的燃料气即为来自氢气甲烷分离装置(17)的煤制合成天然气SNG(25a)，该煤制合成天然气SNG(25a)经换热器(25a1)回收低位余热将温度提高后，再进入燃气轮机(25b)燃烧做功；燃机尾气(25c)一部分经换热器(25d)加热低热值尾气(44c)后放空，一部分作为无焰燃烧尾气余热锅炉(45)的燃烧空气。
7.一种联产燃油和天然气的IGCC联合循环发电方法，其特征在于，PSA变压吸附脱碳工序(44)排出的可燃组分热值≥400kJ/Nm3的低热值尾气(44c)，与甲烷氢气分离工序(17)排出可燃组分热值≥400kJ/Nm3的低热值工艺尾气(17c)一道，经换热器(25d)与部分燃机尾气换热，提高温度后，再进入无焰燃烧尾气超临界余热锅炉(45)进行无焰燃烧，以使其尾气中的化学有效能在温度升高到500℃后，再进行燃烧释放，以大幅提高低热值尾气(44c)燃气温度，进而提高能源转效率率。
8.一种联产燃油和天然气的IGCC联合循环发电方法，其特征在于，入炉的富氧水蒸汽氢气(36)中的水蒸汽(34)是由超临界余热锅炉(45)生产的超临界蒸汽，经超临界汽轮机(32)生产动力后的水蒸汽；氢气产品(23)取自进入煤焦油加氢原料氢气管路(17b)、或循环氢管路(17a)、或补充氢管路(44a)。
9.一种联产燃油和天然气的IGCC联合循环发电方法，其特征在于，将煤干燥工艺装置设在空冷岛(48)内，利用冷凝汽轮机乏汽(47)后的高温热空气干燥并带走煤中的水分。
10.一种联产燃油和天然气的IGCC联合循环发电方法，其特征在于，无焰燃烧尾气余热锅炉(45)的排气(46)送入空冷岛(48)，利用其80-90℃的低密度热气形成的抽风能力，增加高空冷塔的冷却效果；汽轮机(32)排出的乏汽(47)送入采用直接空冷技术的空冷岛(48)冷却凝结为液态水。
采用本发明所述的联产燃油和天然气的IGCC联合循环发电方法，具有以下积极效果：
由于直接甲烷化的强放热又被用于加热和干馏原煤，生产燃油产品原料——煤焦油，不仅将煤炭中原有的H元素直接转移到燃油之中，还由于煤焦油加氢直接生成燃料油，每吨只需要800Nm3H2，使吨油的CO+H2的耗量，比采用费托合成技术减少了80％以上，从而大大降低了煤制燃料油的装置投资、运行能耗，还大大减少煤气化的氧气、原料煤、水资源消耗和废水排放，大大降低了煤制油成本。
由于直接甲烷化生成的煤制合成天然气SNG，只需耗2份H2即可得到1份CH4，且理论热效率高达92％，比费托合成：CO+3H2＝CH4+H2O-249kJ，理论热效率78％，还高14个百分点，费托合成的CO+H2耗量还要多一倍，其耗氧量必然多一倍；所以直接甲烷化生成的SNG，不仅煤气化氧耗量减少50％，减少50％的水资源消耗，还没有H2O生成，没有甲烷合成工序的投资、能耗、冷却水消耗，从而大大降低了煤制SNG的装置投资、运行能耗，从而大幅减少原燃料消耗和废水排放，也大幅降低了煤制天然气成本。
由于IGCC联合循环发电的燃气SNG来自强烈放热直接甲烷化，而直接甲烷化耗用的CO+H2仅为传统费托工艺的50％，其kwh氧耗将比传统IGCC低50％以上，含制氧在内煤气化热效率，将由气流床的65％提高到84％，再配套热效率为60％的现行十分成熟NGCC联合循环发电系统，本发明所述的IGCC整体煤气化联合发电热效率将达到50％以上，并且还没有水煤气热值太低，IGCC系燃机需要做重大改造改造的难题。
由于能源转化率的提高，单位油、气、电的煤耗大幅下降，所以单位产品的CO2、废水、废气、废渣也将大幅下降。
附图说明
图1.为本发明所述的联产燃油和天然气的IGCC联合循环发电方法的煤气炉主要结构与工艺流程简图。
图2.为进燃气轮机(25b)前的燃气加热流程示意图。
图3.为低热值尾气(44c)与燃机尾气(25c)的一部分进行换热的流程示意图。
图中：
1.气化原料煤；
2.原料煤干燥装置；
3.煤锁，将原料煤由大气环境加入到加压气化炉内；
4.布煤器，将加入的煤均布与气化炉截面上；
5.原料煤干燥段；
6.原料煤热解干馏段；
7.甲烷化生成段；
7G.隔离段；
8.煤气收集段；
9.水煤气段；
10.氧化段；
11.灰渣段；
12.炉篦；
13.灰锁；
14.搅拌器；
15.富烃氢煤气及管路；
16.对富烃氢煤气除尘、热回收、冷却、油水分离、硫化氢等酸气净化系统；
16a.热回收回路，用于将富烃氢煤气的热量转移到原料煤干燥装置(2)中去；
16b.煤气有机废水处理装置；
16c.酚氨煤气水及管路；
16d.煤焦油及其管路；
16e.硫化氢及其管路；
16f.净化后的氢气甲烷混合气；
19.煤气集气区；
17.氢气甲烷分离工序及装置；
17a循环氢及管路；
17b去煤焦油加氢系统装置的氢气及管路；
17c可燃尾气及管路；
19.煤焦油制燃料油的加氢、改质、分馏装置；
19a.氨水及其管路；
19b.硫化氢及其管路；
20.酚氨回收装置；
21.对外出售的粗酚、液氨产品；
22.对外出售的燃油、芳烃产品；
23.对外出售的氢气产品；
24.对外出售的硫磺产品；
25.对外出售的煤制合成天然气SNG产品；
25a.送入燃气轮机的煤制合成天然气SNG及其管路；
25a1.送入燃气轮机的煤制合成天然气SNG加热器；
25b.燃气轮机；
25c.600℃左右的燃机尾气；
26.对外出售的电力产品；
26a.发电机；
27.氢气循环机(28)进口的氢气总管；
28.氢气循环机；
28a.部分或全氢气进出氢气加热(40)的氢气及管路；
29.氢气电加热器，开车时、或甲烷化段(7)温度偏低时加电投用；
30.空气及管路；
31.空气压缩机；
32.蒸汽轮机、或超临界汽轮机；
33.去空气分离装置的压缩空气及管路；
34.来自汽轮机(32)去煤气化的中压蒸汽及管路；
35.空气分离制氧装置；
36.富氧蒸汽及管路；
37.来自夹套的蒸汽及管路；
38.同时进行煤加氢气化+富氧水蒸汽煤气化的煤气炉；
39.水煤气及其管路；
40.集成了除尘、氢气加热、余热锅炉功能的装置；
40a.来自水煤气余热锅炉(40)的蒸汽及管路；
41.精除尘除盐装置；
41a.无机煤气水及其管路；
42.CO变换装置；
42a.来自CO变换的蒸汽及管路；
42b.来自CO变换的余热锅炉的排污水；
43.无机煤气水处理装置；
44.PSA变压吸附脱硫脱碳分离装置；
44a.氢气及其管路，又称补充氢及其管路；
44b.硫化氢及其管路；
44c.热值≥400kJ/Nm3可燃尾气及其管路；
45.余热锅炉、或超临界余热锅炉，利用燃机尾气中富含的氧气及热量，燃烧工艺尾气中的可燃组分生产超临界高压蒸汽；
46.温度在70～90℃余热锅炉尾气，送入空冷岛，利用锅炉尾气的热力作用在空冷岛(48)内增加抽风能力，提高空冷岛(48)冷却效果；
47.汽轮机乏汽及其管路；
48.冷却汽轮机乏汽的空冷岛；
A富氧水蒸汽进口；
B水煤气出口；
C1.氢气一段进口；()
C2..氢气二段进口；
C3..氢气三段进口；
D...富烃氢煤气(15)出口
具体实施方式
1.首先完成物料、热量、动力衡算，再完成工艺、设备、布置、配管等设计；
2.场地平整和水、电、气、路、通讯网建设；
3.设备基础、厂房建筑，设备安装、工艺配管，消防、安全、环保设施建设；
4.防腐保温、电器仪表控制系统调试、供水、循环冷却水系统试车、开车投运；
5.工艺设备清洗、单体试车，联动试车；空分、蒸汽锅炉试车、开车，产出氧气、蒸汽；
6.煤气炉加煤开车，水煤气生产，CO变换催化剂升温；
7.CO变换、PSA脱硫脱碳分离投运，产出氢气，硫回收、无机煤气水处理投运；
8.氢气循环机投运、煤气炉氢煤气段投运，产出富烃氢煤气；
9.煤干燥装置投运、富烃氢煤气冷却、气液油水分离、氢气甲烷分离投运，产出甲烷；
10.燃气轮机投运、产出电力；燃机尾气+工艺尾气的余热锅炉投运，产出蒸汽；
11.酚氨回收投运，产出酚氨；煤焦油加氢投运，产出燃油
12.全流程开通后，开始逐步加负荷，并调整油、气、电产量比率达到设计负荷后，再优化各项工艺控制指标，直到实现安全、稳定、长周期、满负荷、优异的产品质量、产量和优异的成本运行。

Claims (10)

1.一种联产燃油和天然气的IGCC联合循环发电方法，其特征在于，在加压移动床煤气化炉(38)内上部，进行气固逆流的原料煤加氢气化，生产富含甲烷和煤焦油的富烃氢煤气(15)；在加压移动床煤气化炉(38)内的下部，进行以加氢残焦为原料的富氧水蒸汽气化，生产煤加氢、煤焦油加氢的原料气，即水煤气(39)；富烃氢煤气(15)经净化分离后得到SNG天然气产品(25)和IGCC联合循环发电的SNG燃料气(25a)，并直接采用天然气燃气轮机取代现行IGCC中的低热值水煤气燃机；得到的煤焦油(16d)再经煤焦油加氢(19)处理成为燃油(22)；水煤气(39)经净化分离制得原料煤加氢和煤焦油加氢所需的原料补充氢气(17a)；下面是煤气化炉(38)内的工艺过程：
①.煤粒在煤气化炉(38)内上部，生产富烃氢煤气(15)中的工艺过程如下：
加压移动床(38)采用1～2MPa、或2～4MPa、或4～6MPa、或6～10MPa压力进行煤气化；粒度10mm～80mm的原料煤(1)在重力的作用下经原煤干燥装置(2)、煤锁(3)后，进入加压气化炉(38)，经布煤器(4)，进入上行气流主要成分为H2+CmHn富烃氢煤气干燥段(5)，利用其H2+CmHn富烃氢煤气为主要成分的气相高温，将原料煤从常温加热到300℃，同时将煤中的水分汽化进入气相，使原料煤得到干燥；
干燥后的原料煤在重力作用下，进入上行气流主要成分为H2+CH4的的富甲烷氢煤气干馏段(6)，被富甲烷氢煤气逐渐加热至600℃，原料煤受热分解析出煤焦油Tar，进而气化成气态煤焦油CmHn分子，并利用气相以H2+CH4为主要成分形成的分压作用，抑制煤焦油受热再分解为H2和炭黑的二次分解反应：CmHn+Q→RH2+CmHn-2R的进程，有效促使了原料煤中的H元素更多的直接生成产品，从而增加了气态煤焦油产率，干馏后的原煤成为富含固态不饱和烃CxHy的活性半焦；
干馏后的活性半焦在重力作用下，进入上行气流主要成分为H2的，C+H2甲烷化生成段(7)，活性半焦中丰富的不饱和烃CxHy与从气相渗入并吸附的H2，发生CxHy+H2→XCH4和C+2H2→CH4甲烷化反应，生成大量CH4，由于甲烷化反应是放热反应，所以甲烷化生成段(7)的温度会逐渐的进一步升高到1100℃左右，由于在整个甲烷化生成段(7)气相H2分压始终大于半焦中不饱和烃CxHy的离解H2的分压，所以原煤半焦中的H元素不会以单质分子H2进入气相，只能与半焦中的活性碳元素C进行甲烷化反应：C+2H2→CH4+Q，同时气相中的H2还会大量的与半焦中的活性碳元素C进行甲烷化反应：C+2H2→CH4+Q，活性半焦经甲烷化反应后成为残焦；
②.氢气在煤气化炉(38)内上部，生产富烃氢煤气(15)中的工艺过程如下：
原料氢气分别由煤气化炉(38)的氢气一段进口(C1)、氢气二段进口(C2)、氢气三段进口(C3)进入C+H2甲烷化段(7)；
(C1)、(C2)、(C3)各段进气量，根基各段炭层反应温度控制，氢气三段进口(C3)对应的炭层，主要进行C+2H2→CH4+75kJ/mol甲烷化反应；氢气二段进口(C2)对应的炭层，主要进行C+2H2→CH4+75kJ/mol和CxHy+H2→XCH4+Q甲烷化反应，两个反应的甲烷生成量各占30％以上比例；氢气一段进口(C1)对应的炭层，主要进行CxHy+H2→XCH4+Q甲烷化反应；
氢气在C+H2甲烷化段(7)反应后，甲烷在气相的体积含量达到30％以上，成为富甲烷氢煤气，上行进入H2+CH4热解干馏段(6)，将热量传给来自干燥段(5)的煤粒，使煤粒温度升高，热解出煤中液态煤焦油Tar，并将液态煤焦油Tar气化为气态煤焦油CmHn分子进入气相，使富甲烷氢煤气变为富含甲烷CH4和气态煤焦油CmHn的富烃氢煤气；
富烃氢煤气继续上行进入干燥段(5)，在加热原料煤粒的同时使煤中的水受热汽化进入气相，使原料煤粒得到干燥，含有水蒸汽的富烃氢煤气上行离开干燥段(5)，经出口(D)离开煤气化炉(38)，成为富烃氢煤气(15)；
③.生产富烃氢煤气后的粒状残焦在煤气化炉(38)内下部，进行逆流的水煤气反应，生产CO+H2的水煤气(39)的工艺过程如下：
甲烷化反应后的残焦，在重力的作用下缓慢下移，穿过隔离段(7G)进入气流上行的水煤气段(9)，与上行的高温水蒸汽及CO2进行吸热的水煤气还原反应：C+H2O→CO+H2-172kJ/mol、C+CO2→2CO-119kJ/mol，生成富含CO+H2的水煤气后，残中碳元素C含量进一步下降成为低碳残焦；
低碳残焦在重力的作用下缓慢下移，进入氧化段(10)与上行的富氧水蒸汽相遇，由于O元素强烈的氧化性，使低碳残焦中的碳元素C立即与O2发生快速的氧化反应：C+O2→CO2+393kJ/mol，在生成CO2的同时放出大量的热量，使氧化段(10)的温度迅速上升到1000℃以上，由于富氧水蒸汽中的汽氧比在入炉前就调节好了的，其氧化段(10)的温度，通常只能达到煤的灰熔点温度以下50℃，就不会再升高，使低碳残焦中的碳元素C全部燃烧为CO2进入气相，低碳残焦中的灰分成为灰渣(11)；灰渣(11)再与与穿出炉篦(12)的富氧水蒸汽逆流接触换热，使富氧水蒸汽的温度升高到600℃左右，灰渣(11)温度降到350左右后被炉篦(12)送入灰锁(13)；
④.富氧水蒸汽在煤气化炉(38)内下部，进行逆流的水煤气反应，生产CO+H2水煤气(39)的工艺过程如下：
富氧水蒸汽(36)在补入夹套水蒸汽(37)后，经煤气化炉(38)底部富氧水蒸汽进口(A)进入煤气炉(38)，上行穿过炉篦(12)进入灰渣段(11)，吸收灰渣中的热量被加热到600℃左右，进入氧化段(10)，与下行进入氧化段(10)的低碳残焦进行氧化燃烧反应，使富氧水蒸汽(36)中的O元素与低碳残焦中的C元素反应生成CO2，并一同使水蒸汽加热成1000℃以上的含CO2的高温水蒸汽，这含CO2的高温水蒸汽继续上行，进入水煤气段(9)并与下行进入水煤气段(9)的残焦中的碳元素C进行吸热水煤气还原反应：C+H2O→CO+H2-172kJ/mol、C+CO2→2CO-119kJ/mol，生成富含CO+H2的水煤气后，并使水煤气段(9)的气相、固相温度降低到700℃左右，水煤气上行进入水煤气收集段(8)后，经煤气炉中部的水煤气出口(B)离开煤气炉(38)。
2.根据权利要求1所述的一种联产燃油和天然气的IGCC联合循环发电方法，其特征在于，离开煤气炉(38)的水煤气(39)，经集成了除尘、氢气加热、余热锅炉功能装置(40)，再经精除尘除盐装置(41)的热回收、净化后，进入CO变换工序(42)，进行变换率≥95％的CO深度变换；CO变换后的脱硫H2S脱碳CO2工艺，采用两段串联的PSA变压吸附脱硫脱碳工艺装置(44)完成。
3.根据权利要求1所述的一种联产燃油和天然气的IGCC联合循环发电方法，其特征在于，硫脱碳工艺装置(44)分离得到的氢气(44a)，作为生产富烃氢煤气所消耗的氢气的补充氢，送入氢气循环机(28)进口总管(27)；分离得到的硫化氢(44b)送入硫回收装置(18)生产硫磺产品(24)；分离得到的可燃组分热值≥400kJ/Nm3的低热值尾气(44c)，送入无焰燃烧尾气超临界余热锅炉(45)回收其化学潜热，分离得到的CO2送入CO2利用装置、或放空。
4.根据权利要求1所述的一种联产燃油和天然气的IGCC联合循环发电方法，其特征在于，富烃氢煤气(15)的显热，经净化系统(16)中换热器后，利用循环导热油、或循环热水回路(16a)送入原煤干燥装置(2)，作为干燥原料煤的热源；生产富烃氢煤气(15)的原料氢气，经总管(27)进氢气循环机(28)加压后，一部分、或全部经集成余热回收装置(40)中的氢气加热器提高温度后，再经电加热器(29)分别由氢气一段进口(C1)、氢气二段进口(C2)、氢气三段进口(C3)进入C+H2甲烷化段(7)，电加热器(29)在开车期间、或加氢气化段温度偏低时才加电使用。
5.根据权利要求1所述的联产燃油和天然气的IGCC联合循环发电方法，其特征在于，富含气态煤焦油CmHn和甲烷CH4的富烃氢煤气(15)经含有除尘、换热、冷却、油水分离、酸气脱除功能的净化系统(16)处理后的：富含酚氨的煤气水(16c)经酚氨回收装置(20)分别得到酚、氨产品(21)；煤焦油Tar(16d)经煤焦油加氢装置(19)得到燃料油、或燃油+芳烃产品(22)；硫化氢及有机硫(16e)与来自煤焦油加氢(19)的硫化氢(19b)和来自PSA脱硫脱碳工序(44)的硫化氢(44b)一道送入硫回收装置(18)转化为硫磺产品(24)对外出售；
净化系统(16)处理后的甲烷氢气混合气(16f)，进入甲烷氢气分离装置(17)分离出的氢气，一部分作为循环氢(17a)送入总管(27)，一部分作为的原料气(17b)送入煤焦油加氢装置(19)，一部分作为产品氢(23)对外出售；甲烷氢气分离装置(17)分离出的低热值工艺尾气(17c)，经低热值尾气管路(44b)作为余热锅炉(45)的燃料；甲烷氢气分离装置(17)分离出的合成天然气SNG，一部分作为合成天然气SNG产品(25)对外出售，一部分作为燃料(25a)。
6.根据权利要求1所述的一种联产燃油和天然气的IGCC联合循环发电方法，其特征在于，燃气轮机(25b)直接采用现行的以热值为35±2MJ/m3的天然气为燃料的通用燃气轮机，其燃气轮机(25b)数量为一台、或多台；燃气轮机(25b)驱动发电机生产的电力(25)一部分作为产品对外出售，一部分作为整个生产系统的电源；燃气轮机(25b)的燃料气即为来自氢气甲烷分离装置(17)的煤制合成天然气SNG(25a)，该煤制合成天然气SNG(25a)经换热器(25a1)回收低位余热将温度提高后，再进入燃气轮机(25b)燃烧做功；燃机尾气(25c)一部分经换热器(25d)加热低热值尾气(44c)后放空，一部分作为无焰燃烧尾气余热锅炉(45)的燃烧空气。
7.根据权利要求1所述的一种联产燃油和天然气的IGCC联合循环发电方法，其特征在于，PSA变压吸附脱碳工序(44)排出的可燃组分热值≥400kJ/Nm3的低热值尾气(44c)，与甲烷氢气分离工序(17)排出可燃组分热值≥400kJ/Nm3的低热值工艺尾气(17c)一道，经换热器(25d)与部分燃机尾气换热，提高温度后，再进入无焰燃烧尾气超临界余热锅炉(45)进行无焰燃烧，以使其尾气中的化学有效能在温度升高到500℃后，再进行燃烧释放，以大幅提高低热值尾气(44c)燃气温度，进而提高能源转效率率。
8.根据权利要求1所述的一种联产燃油和天然气的IGCC联合循环发电方法，其特征在于，入炉的富氧水蒸汽氢气(36)中的水蒸汽(34)是由超临界余热锅炉(45)生产的超临界蒸汽，经超临界汽轮机(32)生产动力后的水蒸汽；氢气产品(23)取自进入煤焦油加氢原料氢气管路(17b)、或循环氢管路(17a)、或补充氢管路(44a)。
9.根据权利要求1所述的一种联产燃油和天然气的IGCC联合循环发电方法，其特征在于，将煤干燥工艺过程装置设在空冷岛(48)内，利用冷凝汽轮机乏汽(47)后的高温热空气干燥并带走煤中的水分。
10.根据权利要求1所述的一种联产燃油和天然气的IGCC联合循环发电方法，其特征在于，无焰燃烧尾气余热锅炉(45)的排气(46)送入空冷岛(48)，利用其80-90℃的低密度热气形成的抽风能力，增加高空冷塔的冷却效果；汽轮机(32)排出的乏汽(47)送入采用直接空冷技术的空冷岛(48)冷却凝结为液态水。
CN202010854477.1A 2020-08-24 2020-08-24 一种联产燃油和天然气的igcc联合循环发电方法 Active CN112126469B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202010854477.1A CN112126469B (zh) 2020-08-24 2020-08-24 一种联产燃油和天然气的igcc联合循环发电方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202010854477.1A CN112126469B (zh) 2020-08-24 2020-08-24 一种联产燃油和天然气的igcc联合循环发电方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN112126469A true CN112126469A (zh) 2020-12-25
CN112126469B CN112126469B (zh) 2022-04-15

Family

ID=73847049

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202010854477.1A Active CN112126469B (zh) 2020-08-24 2020-08-24 一种联产燃油和天然气的igcc联合循环发电方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN112126469B (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN116856898A (zh) * 2023-09-04 2023-10-10 中国矿业大学(北京) 富油煤原位油气开发系统和方法

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3748254A (en) * 1971-12-08 1973-07-24 Consolidation Coal Co Conversion of coal by solvent extraction
CN106499455A (zh) * 2016-12-19 2017-03-15 中国能源建设集团广东省电力设计研究院有限公司 联合循环电厂汽水回热及燃料加热集成提效系统
CN208090695U (zh) * 2018-02-14 2018-11-13 张恩伟 一种低热值尾气绿色节能处理系统
CN110628477A (zh) * 2019-09-20 2019-12-31 成都聚实节能科技有限公司 加压移动床多层加氢煤制天然气联产燃油、芳烃方法

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3748254A (en) * 1971-12-08 1973-07-24 Consolidation Coal Co Conversion of coal by solvent extraction
CN106499455A (zh) * 2016-12-19 2017-03-15 中国能源建设集团广东省电力设计研究院有限公司 联合循环电厂汽水回热及燃料加热集成提效系统
CN208090695U (zh) * 2018-02-14 2018-11-13 张恩伟 一种低热值尾气绿色节能处理系统
CN110628477A (zh) * 2019-09-20 2019-12-31 成都聚实节能科技有限公司 加压移动床多层加氢煤制天然气联产燃油、芳烃方法

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN116856898A (zh) * 2023-09-04 2023-10-10 中国矿业大学(北京) 富油煤原位油气开发系统和方法
CN116856898B (zh) * 2023-09-04 2023-11-28 中国矿业大学(北京) 富油煤原位油气开发系统

Also Published As

Publication number Publication date
CN112126469B (zh) 2022-04-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA2174245C (en) Partial oxidation process with production of power
US6588212B1 (en) Combustion turbine fuel inlet temperature management for maximum power outlet
US8038746B2 (en) Reduced-emission gasification and oxidation of hydrocarbon materials for liquid fuel production
US4132065A (en) Production of H2 and co-containing gas stream and power
US20080098654A1 (en) Synthetic fuel production methods and apparatuses
US20080103220A1 (en) Synthetic fuel production using coal and nuclear energy
KR101644760B1 (ko) 이중 퀀치에 의한 2단 가스화 방법
JP2010024448A (ja) 代替天然ガスの製造設備及び方法
CN104059705B (zh) 用于低级燃料的整体蒸汽气化和夹带流气化系统和方法
CN112126469B (zh) 一种联产燃油和天然气的igcc联合循环发电方法
CN110358579B (zh) 一种油煤气与水煤气的生产方法
CN110628477B (zh) 加压移动床多层加氢煤制天然气联产燃油、芳烃方法
JPS5822072B2 (ja) 燃料ガスの製造方法
KR100637273B1 (ko) 수소제조용 고온공기 가스화방법 및 그 장치
JPH05523B2 (zh)
CN110628478B (zh) 加压移动床煤制天然气联产燃油芳烃方法
CN110467943B (zh) 一种煤制天然气、烯烃及煤焦油方法
CN110358584B (zh) 加压移动床富烃氢煤气与水煤气分级制取炉
CN109517628B (zh) 耦合煤热解与空气气化的联合循环发电系统及方法
Aichering et al. Biomass CHP Plant Güssing: Successful Demonstration of the Steam Gasification Process
CN110358585B (zh) 一种分级制取富烃氢煤气与水煤气的方法
GB2034349A (en) Production of H2 and Co-containing gas stream
CN102634372B (zh) 一种制备低焦油工业煤气的固定床两段炉气化方法及装置
CA1107966A (en) Production of h.sub.2 and co-containing gas stream and power
Cormoş et al. GASIFICATION PROCESS-A PRACTICAL WAY FOR SOLID FOSSIL FUELS DECARBONISATION.

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant