CN206409220U - 工业燃气生产系统 - Google Patents
工业燃气生产系统 Download PDFInfo
- Publication number
- CN206409220U CN206409220U CN201621408209.2U CN201621408209U CN206409220U CN 206409220 U CN206409220 U CN 206409220U CN 201621408209 U CN201621408209 U CN 201621408209U CN 206409220 U CN206409220 U CN 206409220U
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- gas
- unit
- oxygen
- carbon dioxide
- output
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 title abstract 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 211
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 154
- 238000002309 gasification Methods 0.000 claims abstract description 102
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 81
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 76
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 75
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims abstract description 75
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 75
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 75
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 68
- 238000005261 decarburization Methods 0.000 claims abstract description 41
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 36
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims abstract description 28
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 43
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 43
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 claims description 35
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 claims description 35
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 32
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 27
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 26
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 24
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims description 22
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 21
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims description 16
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 16
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims description 14
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 14
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 11
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims description 10
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 8
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 6
- 238000005262 decarbonization Methods 0.000 claims description 5
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 64
- 239000003034 coal gas Substances 0.000 abstract description 47
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 6
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 13
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 13
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 10
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 10
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 7
- 230000003009 desulfurizing effect Effects 0.000 description 7
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 4
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N Nitric oxide Chemical compound O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 3
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 3
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N Naphthalene Chemical compound C1=CC=CC2=CC=CC=C21 UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000009841 combustion method Methods 0.000 description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 2
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- -1 moisture Substances 0.000 description 2
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 2
- 239000012716 precipitator Substances 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 239000001648 tannin Substances 0.000 description 2
- 235000018553 tannin Nutrition 0.000 description 2
- 229920001864 tannin Polymers 0.000 description 2
- 239000011269 tar Substances 0.000 description 2
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 2
- PVXVWWANJIWJOO-UHFFFAOYSA-N 1-(1,3-benzodioxol-5-yl)-N-ethylpropan-2-amine Chemical compound CCNC(C)CC1=CC=C2OCOC2=C1 PVXVWWANJIWJOO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N Dimethoxyethane Chemical compound COCCOC XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QMMZSJPSPRTHGB-UHFFFAOYSA-N MDEA Natural products CC(C)CCCCC=CCC=CC(O)=O QMMZSJPSPRTHGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 1
- PIYVNGWKHNMMAU-UHFFFAOYSA-N [O].O Chemical compound [O].O PIYVNGWKHNMMAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MIQWEMDDUPSLRW-UHFFFAOYSA-N [O].O=C=O Chemical compound [O].O=C=O MIQWEMDDUPSLRW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 1
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 235000011114 ammonium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 229910052785 arsenic Inorganic materials 0.000 description 1
- RQNWIZPPADIBDY-UHFFFAOYSA-N arsenic atom Chemical compound [As] RQNWIZPPADIBDY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005422 blasting Methods 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000011437 continuous method Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- RUOJZAUFBMNUDX-UHFFFAOYSA-N propylene carbonate Chemical compound CC1COC(=O)O1 RUOJZAUFBMNUDX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000005201 scrubbing Methods 0.000 description 1
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 230000005641 tunneling Effects 0.000 description 1
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 description 1
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Industrial Gases (AREA)
Abstract
本实用新型提供了一种工业燃气生产系统。其中，该系统包括：输配单元和脱碳单元；其中，输配单元的出气口用于与煤炭地下气化系统的进气口相连通，输配单元用于配制气化剂并将气化剂输送至煤炭地下气化系统；气化剂为含有预设浓度氧气的气化剂；脱碳单元的进气口用于与煤炭地下气化系统的出气口相连通，脱碳单元用于接收煤炭地下气化系统输出的气体并脱除气体中预设浓度的二氧化碳。本实用新型提供的工业燃气生产系统使用含有预设浓度氧气的气化剂对煤层进行气化，可以提高煤气的热值；通过脱碳单元将煤气中的二氧化碳脱除，达到了进一步提高煤气热值目的，同时，也减少了煤气燃烧过程中二氧化碳的排放量，从而保护了环境。
Description
技术领域
本实用新型涉及煤炭地下气化技术领域，具体而言，涉及一种工业燃气生产系统。
背景技术
煤炭地下气化是集煤炭绿色开采与清洁转化为一体的高效洁净能源技术。具体来说，它既是将固体通过燃烧热化学作用就地转化为流体煤气的化学采煤方法；又是从源头治理煤炭开采与转化过程中很长污染链的洁净煤新技术；还是大规模、低成本、环保型地下煤水制气的高新技术。
利用煤炭地下气化技术可以生产空气煤气、水煤气、半水煤气和合成气等，可以应用于IGCC发电、工业/民用燃气、合成甲醇、合成氨、制氢、燃料电池等过程工业。地下气化生产的空气煤气热值较低，一般仅适合作为工业燃料气，如锅炉、各种工业窑炉的燃料，也适合用作发电燃料。但是作为工业燃气，现有技术生产的空气煤气的热值一般在850～1000kcal/Nm3，而工业燃气一般要求热值为1100～1350kcal/Nm3，因而为了提高空气煤气热值，改善煤气的使用品质，必须改进现有地下气化方法。
为了提高煤气热值，通常的做法是采用连续供给固定组份的气化剂(如富氧气化)或分阶段供给不同组份的气化剂(如两阶段方法)来进行煤炭地下气化技术的研究和开发利用，但是这些气化剂大部分是空气或低浓度含氧空气，而采用空气或低浓度含氧空气作为气化剂时，会使得煤气热值较低，同时，从煤气组分来看，地下气化煤气中CO2亦具有较高含量，进而使得煤气热值较低，也是潜在的CO2排放源。
实用新型内容
鉴于此，本实用新型提出了一种工业燃气生产系统，旨在解决现有技术中煤气热值低，难以达到工业应用的问题。
一个方面，本实用新型提出了一种工业燃气生产系统。其中，该系统包括：输配单元和脱碳单元；其中，输配单元的出气口用于与煤炭地下气化系统的进气口相连通，输配单元用于配制气化剂并将气化剂输送至煤炭地下气化系统；气化剂为含有预设浓度氧气的气化剂；脱碳单元的进气口用于与煤炭地下气化系统的出气口相连通，脱碳单元用于接收煤炭地下气化系统输出的气体并脱除气体中预设浓度的二氧化碳。
进一步地，上述工业燃气生产系统中，输配单元包括：第一压缩装置、制氧装置、第二压缩装置和输配装置；其中，制氧装置的进气口与第一压缩装置的出气口相连通，用于接收第一压缩装置输出的空气并制备预设纯度的氧气；第二压缩装置用于压缩二氧化碳；第一压缩装置的出气口、制氧装置的出气口和第二压缩装置的出气口均与输配装置的进气口相连通，输配装置用于接收第一压缩装置输出的空气、制氧装置输出的氧气和第二压缩装置输出的二氧化碳并配制气化剂；输配装置的出气口用于与煤炭地下气化系统的进气口相连通。
进一步地，上述工业燃气生产系统中，第二压缩装置的进气口与脱碳单元的出气口相连通，用于接收并压缩脱碳单元输出的二氧化碳。
进一步地，上述工业燃气生产系统中，制氧装置包括：冷却装置、分馏装置和液氧蒸发装置；其中，冷却装置的进气口与第一压缩装置的出气口相连通，冷却装置用于接收并冷却第一压缩装置输出的气体；分馏装置的进气口与冷却装置的出口相连接，分馏装置用于接收冷却装置输出的物质并从物质中分离出液氧和氮气；液氧蒸发装置的入口与分馏装置的液相出口相连通，用于接收并蒸发分馏装置输出的液氧；液氧蒸发装置的出气口与输配装置的进气口相连通。
进一步地，上述工业燃气生产系统中，脱碳单元包括：吸收装置和分离装置；其中，吸收装置的进气口用于与煤炭地下气化系统的出气口相连通，吸收装置用于接收煤炭地下气化系统输出的气体并吸收气体中预设浓度的二氧化碳；分离装置的入口与吸收装置的液相出口相连通，用于接收吸收装置输出的液体并分离出液体中的二氧化碳；第二压缩装置的进气口与分离装置的气相出口相连通，用于接收并压缩分离装置输出的二氧化碳。
进一步地，上述工业燃气生产系统，还包括：脱硫单元；其中，脱硫单元的进气口用于与煤炭地下气化系统的出气口相连通，脱硫单元的出气口与脱碳单元的进气口相连通，脱硫单元用于接收煤炭地下气化系统输出的气体并脱除气体中的含硫物质。
进一步地，上述工业燃气生产系统，还包括：预净化单元；其中，预净化单元的进气口用于与煤炭地下气化系统的出气口相连通，预净化单元的出气口与脱硫单元的进气口相连通，预净化单元用于接收并净化煤炭地下气化系统输出的气体。
进一步地，上述工业燃气生产系统，还包括：第一传感器、第二传感器、第三传感器和控制器；其中，第一传感器用于获取煤炭地下气化系统输出的气体组分，第二传感器用于获取气化剂中的氧气的浓度，第三传感器用于获取脱碳单元接收的气体中以及脱碳单元输出的气体中二氧化碳的浓度；控制器与第一传感器、第二传感器和第三传感器均电连接，用于接收气体组分、气化剂中的氧气的浓度、接收的气体中二氧化碳的浓度和输出的气体中二氧化碳的浓度，并根据气体组分、气化剂中的氧气的浓度、接收的气体中二氧化碳的浓度和输出的气体中二氧化碳的浓度控制输配单元配制气化剂以及控制脱碳单元脱除预设浓度的二氧化碳。
本实用新型的气化剂含有预设浓度的氧气，使用含有预设浓度氧气的气化剂对煤层进行气化，可以提高煤气的热值；煤气的组分中含有较高的二氧化碳，而较高的二氧化碳也会使煤气的热值较低，通过脱碳单元将煤气中的二氧化碳脱除，达到了进一步提高煤气热值目的，同时，也减少了煤气燃烧过程中二氧化碳的排放量，从而保护了环境。
附图说明
通过阅读下文优选实施方式的详细描述，各种其他的优点和益处对于本领域普通技术人员将变得清楚明了。附图仅用于示出优选实施方式的目的，而并不认为是对本实用新型的限制。而且在整个附图中，用相同的参考符号表示相同的部件。在附图中：
图1为本实用新型实施例提供的工业燃气生产系统的结构示意图；
图2为本实用新型实施例提供的工业燃气生产系统中，煤炭地下气化系统的结构示意图；
图3为本实用新型实施例提供的工业燃气生产系统中，制氧装置的结构示意图；
图4为本实用新型实施例提供的工业燃气生产系统中，脱碳单元的结构示意图；
图5为本实用新型实施例提供的工业燃气生产系统中，脱硫单元的结构示意图；
图6为本实用新型实施例提供的工业燃气生产系统中，预净化单元的结构示意图。
具体实施方式
下面将参照附图更详细地描述本公开的示例性实施例。虽然附图中显示了本公开的示例性实施例，然而应当理解，可以以各种形式实现本公开而不应被这里阐述的实施例所限制。相反，提供这些实施例是为了能够更透彻地理解本公开，并且能够将本公开的范围完整的传达给本领域的技术人员。需要说明的是，在不冲突的情况下，本实用新型中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。下面将参考附图并结合实施例来详细说明本实用新型。
参见图1，图中示出了本实用新型实施例提供的工业燃气生产系统的优选结构。如图所示，该系统包括：输配单元1和脱碳单元2。
其中，输配单元1的出气口与煤炭地下气化系统3的进气口31相连通，输配单元1用于配制气化剂并将气化剂输送至煤炭地下气化系统3，气化剂与点火后的煤层6发生气化反应，进而产生煤气。气化剂为含有预设浓度或比例氧气的气化剂，例如氧气的浓度或比例可以为20％－50％，需要说明的是，氧气的预设浓度或比例可以根据煤炭气化特性、工业燃气热值要求、脱碳深度、运行经济性等综合判断来确定，本实施例对其不做任何限定。具体实施时，气化剂可以为富氧空气、富氧空气-水蒸气、二氧化碳富氧、二氧化碳富氧-水蒸汽、纯氧-水蒸汽或几种气体的组合。脱碳单元2的进气口21与煤炭地下气化系统3的出气口32相连通，脱碳单元2可以脱除气化产生的气体中预设浓度的二氧化碳除去。具体实施时，气体中的二氧化碳脱除的浓度可以人为调整，调整范围可以为50％～100％，即二氧化碳可以被部分脱除，也可以被全部脱除。具体的二氧化碳的脱除的预设浓度可以根据需要的煤气热值来确定，本实施时例对其不做任何限定。
参见图2，图中示出了本实施例提供的煤炭地下气化系统的优选结构。煤炭地下气化系统3可以包括气化通道33、气化剂主管道34、进气孔31、出气孔32和煤气主管道35。首先由地面经由上覆岩层7向煤层6中施工若干钻孔，钻孔借助若干贯通方法，在煤层中建立气化通道33以使进气孔31和出气孔32相互连通。具体实施时，钻孔可以为垂直钻孔、倾斜钻孔或定向钻孔，钻孔也可以为矿井，例如竖井或斜井。具体的钻孔形式、数量和结构可以根据需要的钻孔功能、产气规模和气化煤层的地质条件来确定，本实施例对其不做任何限定。贯通方法可以为矿井井下人工贯通法，例如综合机械化掘进法、钻眼爆破法、水力充破法、风镐破煤法等；也可以为地面钻孔贯通法，例如定向钻进法、水力压裂法、火力贯通法、电力贯通法等。具体的贯通方法可以根据煤层特性和地层特性来确定，本实施例对其不做任何限定。由输配单元1输送来的含氧气化剂，沿气化剂主管道34，经由支管沿进气孔31，将气化剂送入气化通道33内，并利用若干点火手段点燃煤层，具体实施时，煤层的点火手段可以为化学点火法，例如焦炭点火、固体燃料点火、火箭推进剂点火、强制氧化点火、硅烷点火等；也可以为物理点火法，例如电加热器点火等；也可以利用气化区域内的高温区或火区。具体的点火方法可以根据煤层特性和地层特性来确定，本实施例对其不做任何限定。气化剂与煤层6发生燃烧、气化和干馏反应并生成煤气，煤气的主要成分包括：一氧化碳、二氧化碳、甲烷、氢气、硫化氢、焦油、粉尘、水蒸汽等。煤气沿出气孔32经由支管送入煤气主管道35内。为了维持气化过程的连续性，在进行气化的同时，可以同步贯通后续钻孔36，并使钻孔36与进气孔31在煤层6中建立气化通道37，进而使钻孔36与进气孔31相互连通，而后续钻孔38、39则同步进行钻井或施工准备阶段。为了保证产气规模和维持气化过程的稳定性，采取类似的10～12个单元平行运行的操作方式，每个气化单元的进气流量可以控制在3000～5000Nm3/h，进气压力可以控制在0.4～0.5MPa，所得粗煤气的组分和热值可以为：H2：19.11％，O2：0.02％，N2：51.60％，CH4：4.34％，CO：3.26％，CO2：21.67％，热值：962.67kcal/Nm3。总硫含量1000mg/Nm3左右，焦油和尘含量150mg/Nm3，煤气带水量400g/Nm3。气化剂送入煤层6的方法，可以为连续方法，例如CRIP方法；也可以为间歇式方法，例如两阶段方法等。具体的方法可以根据实际需要来确定，本实施例对其不做任何限定。注气点可以为单点也可以为多点，各点气化剂的具体成分可以根据要求的煤气成分与热值来确定，本实施例对其不做任何限定。
与现有技术中气化剂为空气相比，本实施例中，气化剂含有预设浓度的氧气，使用含有预设浓度氧气的气化剂对煤层6进行气化，可以提高煤气的热值；煤气的组分中含有较高的二氧化碳，而较高的二氧化碳也会使煤气的热值较低，通过脱碳单元2将煤气中的二氧化碳脱除，达到了进一步提高煤气热值目的，同时，也减少了煤气燃烧过程中二氧化碳的排放量，从而保护了环境。
上述实施例中，输配单元1可以包括：第一压缩装置11、制氧装置12、第二压缩装置13和输配装置14。其中，制氧装置12的进气口121与第一压缩装置11的出气口111相连通，制氧装置12可以接收第一压缩装置11输出的空气并制备预设纯度的氧气。具体实施时，氧气的预设纯度可以根据实际需要来确定，本实施例对其不做任何限定。第二压缩装置13用于压缩二氧化碳，具体实施时，二氧化碳可以来自于空气。第一压缩装置11的出气口111、制氧装置12的出气口122和第二压缩装置13的出气口131均可以与输配装置14的进气口141相连通，输配装置14可以接收第一压缩装置11输出的空气、制氧装置12输出的氧气和第二压缩装置13输出的二氧化碳并利用空气、氧气和二氧化碳配制气化剂。输配装置14的出气口142可以与煤炭地下气化系统3的进气口31相连通。
本实施例中，利用制氧装置12制备出预设纯度的氧气，将预设纯度的氧气用于气化剂的配置，使气化剂为富氧气化剂，进而提高了煤气的热值。
上述实施例中，第二压缩装置13的进气口132可以与脱碳单元2的出气口22相连通，第二压缩装置13可以接收并压缩脱碳单元2输出的二氧化碳，并将二氧化碳用于气化剂的配制，实现了二氧化碳的循环利用，减少CO2排放量，进而降低了大气中CO2的浓度。此外，二氧化碳可以代替氮气对氧气进行稀释，进而配制含有预设浓度氧气的气化剂，大大降低了煤气中氮气的含量，进而降低了煤气燃烧过程氮氧化物的排放量，并且，二氧化碳可以与煤层反应，提高工业燃气中一氧化碳的含量，实现了资源化利用。
上述实施例中，制氧装置12可以包括：冷却装置(图中未示出)、分馏装置(图中未示出)和液氧蒸发装置(图中未示出)。其中，冷却装置的进气口与第一压缩装置11的出气口111相连通，冷却装置可以接收并冷却第一压缩装置11输出的气体。分馏装置的进气口可以与冷却装置的出口相连接，分馏装置可以接收冷却装置输出的物质并从该物质中分离出液氧和氮气。液氧蒸发装置的入口可以与分馏装置的液相出口相连通，液氧蒸发装置可以将分馏装置输出的液氧蒸发成氧气。液氧蒸发装置的出气口可以与输配装置14的进气口141相连通，从而将氧气输送至输配装置14内并进行气化剂的配制。优选地，制氧装置12的结构可以参见图3。如图3所示，制氧装置12可以包括：冷却装置121、纯化装置122、增压机123、膨胀机124、热交换装置125、分馏塔126、液氧储槽127和液氧蒸发装置128。原料空气经第一压缩装置11进行压缩，可以使压力升至0.6MPa左右，升压后空气温度会升高，需要再经冷却装置121降温，使温度降至12℃左右。降温后的空气再经纯化装置122除去水分、二氧化碳及碳氢化合物等杂质，得到纯化的空气再经增压机123、膨胀机124制冷，使空气的温度降至-175℃左右。然后利用气体冷凝点的不同，制冷后的低温空气经分馏塔126分离出液氧和氮气。之后，一部分液氧经液氧泵(图中未示出)加压送往用户或液氧储槽128，另一部分液氧则被引进热交换装置125，在热交换装置125内与进入到分馏塔126的部分空气进行换热气化，换热气化后再被外送到液氧蒸发装置128，气体经过液氧蒸发装置128复热至常温。复热至常温的氧气被输送至输配装置14，可以用于配制成氧气浓度为35％的富氧空气，富氧空气的流量可以控制在50000～52000Nm3/h，压力可以控制在0.5MPa左右。分离出的氮气可以从分馏塔126引出，一部分氮气可以作为纯化装置122分子筛吸附的再生气体，一部分氮气可以作为冷源冷却循环水，一部分氮气可以作为废气放空。
本实施例中，利用冷却装置、分馏装置和液氧蒸发装置即可完成预设纯度氧气的配制，结构简单，易于实现。
上述实施例中，脱碳单元2可以包括：吸收装置(图中未示出)和分离装置(图中未示出)。其中，吸收装置的进气口可以与煤炭地下气化系统3的出气口32相连通，吸收装置可以对煤炭地下气化系统3输出的气体中预设浓度的二氧化碳进行吸收。分离装置的入口可以与吸收装置的液相出口相连通，分离装置可以接收吸收装置输出的液体，并将液体中的二氧化碳分离出来。第二压缩装置13的进气口132可以与分离装置的气相出口相连通，第二压缩装置13可以接收并压缩分离装置输出的二氧化碳，进而将二氧化碳用于气化剂的配制。具体实施时，脱碳的方法可以为化学吸收法，例如胺化合物吸收法、钙基吸收剂法、金属氧化物法、膜分离法、O2/CO2循环燃烧法、化学链燃烧法及生物吸收法等；也可以为物理吸收法，例如加压水洗法、低温甲醇洗法、聚乙二醇二甲醚法(NHD法)、碳酸丙烯酯法等；也可以为物理-化学吸收法，例如甲基二乙醇法(MDEA法)等。具体的脱碳方法可以根据实际需要来确定，本实施例对其不做任何限定。
以NHD脱碳方法为例，优选地，脱碳单元2的结构可以参见图4。如图4所示，脱碳单元2可以包括：压缩机21、吸收塔22、涡轮23、加压闪蒸槽24、气液分离器25、低压闪蒸槽26、汽提塔27、低压闪蒸槽28、贫液泵29和氨冷器210。煤炭地下气化系统3的出气口32输出的气体首先经过压缩机21压缩，再进入吸收塔22内，NHD溶液从吸收塔22的顶部流入，并与气体逆流接触，进而吸收气体中的二氧化碳，通过调整NHD溶液的浓度和喷淋量即可实现吸收预设浓度的二氧化碳。吸收了二氧化碳的富液从吸收塔22的塔底流出，一部分富液经涡轮回收能量，另一部分富液则进入加压闪蒸槽24，经过加压闪蒸槽24闪蒸出氮气、少部分的氢气和一部分二氧化碳，闪蒸压力可以为0.98MPa。从加压闪蒸槽24顶部出来的高闪气进入气液分离器25，通过气液分离器25分离出的气体先进入压缩机21三段入口，经压缩机21压缩后再进入吸收塔22内，循环进行二氧化碳的吸收和氮气的脱除。从加压闪蒸槽24底部流出的富液进入低压闪蒸槽26，可以在低压闪蒸槽26中0.03MPa的压力下继续闪蒸。从低闪槽26流出的富液经富液泵加压后，打到汽提塔27的顶部，并与气提空气逆流接触，使得溶液得到再生。再生后的贫液从汽提塔27的底部流出并被输送至贫液泵29，贫液由贫液泵29打入氨冷器210，贫液经氨冷器210温度降至-5℃～-2℃，然后再被送到吸收塔22的顶部，循环进行二氧化碳的吸收和氮气的脱除。从汽提塔27流出的气体可以进入低压闪蒸槽28，在低压闪蒸槽28中继续闪蒸并得到二氧化碳。
本实施例中，由于气化剂中的氮气会使气化所得的煤气中也含有较高组份的氮气，因此对煤气进行脱碳处理的同时，也对煤气进行脱氮处理，进而增加了后续压缩输送的功耗。同时，对煤气进行脱氮处理，也降低了煤气的含氮量，减少了排入大气中的含氮气体。
上述实施例中，还可以包括：脱硫单元4。其中，脱硫单元4的进气口41可以与煤炭地下气化系统3的出气口32相连通，脱硫单元4的出气口42可以与脱碳单元2的进气口21相连通，脱硫单元4可以接收煤炭地下气化系统3输出的气体并脱除气体中的含硫物质，即煤炭地下气化系统3输出的气体可以先经脱硫单元4脱硫，再经脱碳单元2脱碳。具体实施时，脱硫方法可以为湿法脱硫，例如砷碱法、ADA法、改良ADA法、栲胶法、低温甲醇洗法等；也可以为干法脱硫，例如氧化铁法、氧化锌法、活性炭法等。具体的脱硫方法可以根据实际需要来确定，本实施例对其不做任何限定。
以栲胶脱硫方法为例，优选地，脱硫单元4的结构可以参见图5。如图5所示，脱硫单元4可以包括：脱硫塔41、置于脱硫塔底部的液封槽42、反应槽43、再生泵44、再生槽45、液位调节器46、贫液槽47、脱硫泵48、加热器49、收集槽410和过滤机411。煤炭地下气化系统3输出的气体可以从脱硫塔41的下部进入脱硫塔41内，与塔上喷淋下来的脱硫液逆向接触，进而使气体中的硫化氢被脱硫液吸收。
吸收硫化氢后的脱硫液依次经过脱硫塔底部的液封槽42和反应槽43，然后进入再生泵44，由再生泵44将吸收硫化氢后的脱硫液打入自吸空气再生喷射器(图中未示出)，并与喷射器吸引的空气进行氧化，进而使脱硫液再生。再生后的脱硫液进入再生槽45，通过液位调节器46对再生槽45内的液位进行调节，进而使硫泡沫在再生槽45内浮选出来，浮选出的硫泡沫依次流入收集槽410和过滤机411，最后被挤成硫膏。而再生槽45中的液体依次进入贫液槽47、脱硫泵48和加热器49，最后被打入脱硫塔41内循环使用。脱硫塔41可以与压缩机21相连通。经过脱硫后的煤气，总硫含量可以小于20mg/Nm3。
本实施例中，利用脱硫单元4对煤气进行脱硫处理，减少了煤气燃烧过程中二氧化硫的排放量，进一步保护了环境。
上述实施例中，还可以包括：预净化单元5。其中，预净化单元5的进气口可以与煤炭地下气化系统3的出气口32相连通，具体实施时，预净化单元5的进气口可以与煤气主管道35相连通。预净化单元5的出气口可以与脱硫单元4的进气口41相连通。预净化单元5可以接收并净化煤炭地下气化系统3输出的气体。优选地，预净化单元5的结构可以参见图6。如图6所示，预净化单元5可以包括：旋风除尘器51、废热锅炉52、洗涤器53、立管式冷却器54、电捕焦油器55、机械化澄清槽56、气柜57和罗茨鼓风机58。粗煤气可以由煤气主管35被输送至预净化单元5，粗煤气依次经旋风除尘器51除去灰尘、废热锅炉52回收显热、洗涤器53喷洒氨水洗涤杂质、立管式冷却器54降温冷凝，然后经电捕焦油器55除去焦油和雾滴，之后再被送入气柜57缓冲贮存，最后可以经罗茨鼓风机58加压抽送到后序脱硫单元4。净化过程中产生的冷凝液、洗涤液、粉尘、焦油等杂质可以进入机械化澄清槽56。净化后煤气的焦油和尘含量可以小于20mg/Nm3，干煤气流量可以达到10.4万Nm3/h。
需要说明的是，预净化单元5包括的设备、设备的布置次序以及污染物的脱除顺序可以根据后续脱硫单元4的要求和产品煤气的要求来确定，本实施例对其不做任何限定。
利用含有预设浓度氧气的气化剂对煤层进行气化并对气化产生的煤气依次进行净化、脱硫、脱碳处理，即通过对工艺过程的整合，可以使得所的脱碳煤气或工业燃气的组分和热值为：H2：28.98％，O2：0.07％，N2：0.31％，CH4：8.41％，CO：15.68％，CO2：46.55％，热值：1941.09kcal/Nm3，煤气热值提高幅度达到了102％。
本实施例中，利用预净化单元5对煤气进行净化，除去了煤气中的粉尘、焦油、酚、萘等杂质，提高了煤气的质量。
上述各实施例中，还可以包括：第一传感器(图中未示出)、第二传感器(图中未示出)、第三传感器(图中未示出)和控制器(图中未示出)。其中，第一传感器可以获取煤炭地下气化系统3输出的气体组分，第二传感器可以获取气化剂中的氧气的浓度，第三传感器可以获取脱碳单元2接收的气体中二氧化碳的浓度以及脱碳单元2输出的气体中二氧化碳的浓度。具体实施时，第一传感器也可以获取预净化单元5输出的气体组分。而与第一传感器、第二传感器和第三传感器均电连接的控制器可以接收第一传感器获取的气体组分、第二传感器获取的气化剂中氧气的浓度、第三传感器获取的接收的气体中二氧化碳的浓度和输出的气体中二氧化碳的浓度。为了使工业燃气生产过程的成本最低，控制装置可以根据气体组分、气化剂中的氧气的浓度、接收的气体中二氧化碳的浓度和输出的气体中二氧化碳的浓度以及关系式f＝kxlymun控制输配单元1配制气化剂以及控制脱碳单元2脱除预设浓度的二氧化碳。其中，对于给定的煤层及地层条件，u为煤气热值，x为气化剂中氧气的浓度，y为CO2脱除率，系数k、l、m、n取决于实际运行过程中配制含预设浓度氧气的气化剂和脱除CO2运行操作成本、工业燃气预期热值等因素。具体实施时，为使工业燃气生产过程的成本最低，应使f趋于极小值，即在满足给定的约束条件下，使f取极小值minf＝minf(x,y,z)，相应的约束条件为u＝u(x,y)，即煤气热值u是气化剂中氧气的浓度x、CO2脱除率y的函数。在不考虑脱碳的情况下，煤气热值与气化剂中氧气的浓度的函数关系可以表示为u＝alnx+b，其中，系数a、b取决于煤层涌水量、气化强度、煤层厚度等因素。在仅考虑脱碳的情况下，煤气热值与CO2脱除率的函数关系可以表示为u＝u0(1-cy)，其中，u0为脱碳前煤气的热值，c为脱碳前煤气中CO2的浓度。一般来说，x越低，相应的成本也低；y越高，相应的成本会略有提高但是存在最大值；u越高，其成本也越高。
本实施例中，控制器可以根据气体组分、气化剂中的氧气的浓度、接收的气体中二氧化碳的浓度和输出的气体中二氧化碳的浓度自动优化给出合适的气化剂中氧气的浓度和CO2脱除率，并控制输配单元1配制气化剂以及控制脱碳单元2脱除预设浓度的二氧化碳，实现了保证煤气热值的同时使工业燃气生产过程的成本最低的目的。
综上，本实施例中气化剂含有预设浓度的氧气，使用含有预设浓度氧气的气化剂对煤层进行气化，可以提高煤气的热值；煤气的组分中含有较高的二氧化碳，而较高的二氧化碳也会使煤气的热值较低，通过脱碳单元将煤气中的二氧化碳脱除，达到了进一步提高煤气热值目的，同时，也减少了煤气燃烧过程中二氧化碳的排放量，从而保护了环境。
显然，本领域的技术人员可以对本实用新型进行各种改动和变型而不脱离本实用新型的精神和范围。这样，倘若本实用新型的这些修改和变型属于本实用新型权利要求及其等同技术的范围之内，则本实用新型也意图包含这些改动和变型在内。
Claims (8)
1.一种工业燃气生产系统，用于煤炭地下气化系统，其特征在于，包括：输配单元(1)和脱碳单元(2)；其中，
所述输配单元(1)的出气口用于与所述煤炭地下气化系统(3)的进气口相连通，所述输配单元(1)用于配制气化剂并将所述气化剂输送至所述煤炭地下气化系统(3)；所述气化剂为含有预设浓度氧气的气化剂；
所述脱碳单元(2)的进气口用于与所述煤炭地下气化系统(3)的出气口相连通，所述脱碳单元(2)用于接收所述煤炭地下气化系统(3)输出的气体并脱除气体中预设浓度的二氧化碳。
2.根据权利要求1所述的工业燃气生产系统，其特征在于，所述输配单元(1)包括：第一压缩装置(11)、制氧装置(12)、第二压缩装置(13)和输配装置(14)；其中，
所述制氧装置(12)的进气口与所述第一压缩装置(11)的出气口相连通，所述制氧装置(12)用于接收所述第一压缩装置(11)输出的空气并制备预设纯度的氧气；
所述第二压缩装置(13)用于压缩二氧化碳；
所述第一压缩装置(11)的出气口、所述制氧装置(12)的出气口和所述第二压缩装置(13)的出气口均与所述输配装置(14)的进气口相连通，所述输配装置(14)用于接收所述第一压缩装置(11)输出的空气、所述制氧装置(12)输出的氧气和所述第二压缩装置(13)输出的二氧化碳并配制所述气化剂；
所述输配装置(14)的出气口用于与所述煤炭地下气化系统(3)的进气口相连通。
3.根据权利要求2所述的工业燃气生产系统，其特征在于，
所述第二压缩装置(13)的进气口与所述脱碳单元(2)的出气口相连通，所述第二压缩装置(13)用于接收并压缩所述脱碳单元(2)输出的二氧化碳。
4.根据权利要求2所述的工业燃气生产系统，其特征在于，所述制氧装置(12)包括：冷却装置、分馏装置和液氧蒸发装置；其中，
所述冷却装置的进气口与所述第一压缩装置(11)的出气口相连通，所述冷却装置用于接收并冷却所述第一压缩装置(11)输出的气体；
所述分馏装置的进气口与所述冷却装置的出口相连接，所述分馏装置用于接收所述冷却装置输出的物质并从所述物质中分离出液氧和氮气；
所述液氧蒸发装置的入口与所述分馏装置的液相出口相连通，用于接收并蒸发所述馏装置输出的液氧；
所述液氧蒸发装置的出气口与所述输配装置(14)的进气口相连通。
5.根据权利要求2所述的工业燃气生产系统，其特征在于，所述脱碳单元(2)包括：吸收装置和分离装置；其中，
所述吸收装置的进气口用于与所述煤炭地下气化系统(3)的出气口相连通，所述吸收装置用于接收所述煤炭地下气化系统(3)输出的气体并吸收气体中所述预设浓度的二氧化碳；
所述分离装置的入口与所述吸收装置的液相出口相连通，用于接收所述吸收装置输出的液体并分离出液体中的二氧化碳；
所述第二压缩装置(13)的进气口与所述分离装置的气相出口相连通，用于接收并压缩所述分离装置输出的二氧化碳。
6.根据权利要求1至5中任一项所述的工业燃气生产系统，其特征在于，还包括：脱硫单元(4)；其中，
所述脱硫单元(4)的进气口用于与所述煤炭地下气化系统(3)的出气口相连通，所述脱硫单元(4)的出气口与所述脱碳单元(2)的进气口相连通，所述脱硫单元(4)用于接收所述煤炭地下气化系统(3)输出的气体并脱除气体中的含硫物质。
7.根据权利要求6所述的工业燃气生产系统，其特征在于，还包括：预净化单元(5)；其中，
所述预净化单元(5)的进气口用于与所述煤炭地下气化系统(3)的出气口相连通，所述预净化单元(5)的出气口与所述脱硫单元(4)的进气口相连通，所述预净化单元(5)用于接收并净化所述煤炭地下气化系统(3)输出的气体。
8.根据权利要求1所述的工业燃气生产系统，其特征在于，还包括：第一传感器、第二传感器、第三传感器和控制器；其中，
所述第一传感器用于获取所述煤炭地下气化系统(3)输出的气体组分，所述第二传感器用于获取所述气化剂中的氧气的浓度，所述第三传感器用于获取所述脱碳单元(2)接收的气体中以及所述脱碳单元(2)输出的气体中二氧化碳的浓度；
所述控制器与所述第一传感器、第二传感器和第三传感器均电连接，用于接收所述气体组分、所述气化剂中的氧气的浓度、所述接收的气体中二氧化碳的浓度和所述输出的气体中二氧化碳的浓度，并根据所述气体组分、所述气化剂中的氧气的浓度、所述接收的气体中二氧化碳的浓度和所述输出的气体中二氧化碳的浓度控制所述输配单元(1)配制所述气化剂以及控制所述脱碳单元(2)脱除所述预设浓度的二氧化碳。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201621408209.2U CN206409220U (zh) | 2016-12-20 | 2016-12-20 | 工业燃气生产系统 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201621408209.2U CN206409220U (zh) | 2016-12-20 | 2016-12-20 | 工业燃气生产系统 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN206409220U true CN206409220U (zh) | 2017-08-15 |
Family
ID=59550975
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201621408209.2U Active CN206409220U (zh) | 2016-12-20 | 2016-12-20 | 工业燃气生产系统 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN206409220U (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106593396A (zh) * | 2016-12-20 | 2017-04-26 | 徐斌 | 工业燃气生产系统及方法 |
-
2016
- 2016-12-20 CN CN201621408209.2U patent/CN206409220U/zh active Active
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106593396A (zh) * | 2016-12-20 | 2017-04-26 | 徐斌 | 工业燃气生产系统及方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106593396B (zh) | 工业燃气生产系统及方法 | |
| CN101417200B (zh) | 锅炉烟道气回收二氧化碳、氮气的方法 | |
| US7637984B2 (en) | Integrated separation and purification process | |
| US20170333831A1 (en) | Process for separating a product gas from a gaseous mixture utilizing a gas pressurized separation column and a system to perform the same | |
| KR100985911B1 (ko) | 바이오가스 전처리 시스템 | |
| US20110244555A1 (en) | Method and system for purifying raw gases, particularly biogas, for obtaining methane | |
| CN102139860B (zh) | 一种净化焦炉煤气的装置和方法 | |
| CN104364000A (zh) | 用于co2捕集/利用以及生产n2的变压吸附与发电厂的集成 | |
| US20120097027A1 (en) | Method and system for purifying biogas for extracting methane | |
| WO2011090553A1 (en) | Removal of acid gases from a gas stream, with co2 capture and sequestration | |
| CN104449920A (zh) | 利用焦炉煤气与高炉煤气联合生产天然气与液氨的方法 | |
| CN105268283A (zh) | 一种联合吸收的二氧化碳捕集与压缩处理工艺 | |
| CN104087354B (zh) | 一种利用黄磷尾气制合成天然气的工艺 | |
| CN103204470A (zh) | 电石炉气变换深度净化用于分离提纯co与h2的工艺 | |
| CN103980094A (zh) | 一种电石炉尾气制甲醇工艺 | |
| CN104560223B (zh) | 一种煤气脱硫装置及其方法 | |
| CN108977236A (zh) | 一种低温甲醇洗系统以及合成气的提供方法 | |
| US8506680B2 (en) | Reclamation of gaseous substances from boiler flue gas for oil recovery | |
| CN103402608A (zh) | 气化装置的构造和方法 | |
| CN103626177A (zh) | 用于处理温室气体的系统和方法 | |
| CN206409220U (zh) | 工业燃气生产系统 | |
| CN104192845A (zh) | 一种变压吸附脱碳尾气生产液体二氧化碳提纯塔馏出气综合利用的工艺 | |
| CN109929637A (zh) | 一种基于水合物法气体分离原理净化燃气的方法及装置 | |
| CN102066526A (zh) | 运行费托合成的方法 | |
| CN108034464B (zh) | 一种兰炭尾气制液化天然气的方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |