CS203089B2 - Method of operation of the power plant - Google Patents
Method of operation of the power plant Download PDFInfo
- Publication number
- CS203089B2 CS203089B2 CS752380A CS238075A CS203089B2 CS 203089 B2 CS203089 B2 CS 203089B2 CS 752380 A CS752380 A CS 752380A CS 238075 A CS238075 A CS 238075A CS 203089 B2 CS203089 B2 CS 203089B2
- Authority
- CS
- Czechoslovakia
- Prior art keywords
- methanol
- gas
- primary gas
- plant
- converted
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 10
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 77
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 39
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000002309 gasification Methods 0.000 claims description 4
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 4
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 claims description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 3
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 claims description 3
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 2
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 2
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000010949 copper Substances 0.000 claims description 2
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 claims 1
- 239000006200 vaporizer Substances 0.000 claims 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 abstract description 5
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 abstract description 2
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 abstract 1
- 238000005201 scrubbing Methods 0.000 description 3
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000010763 heavy fuel oil Substances 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002574 poison Substances 0.000 description 1
- 231100000614 poison Toxicity 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
- F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
- F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
- F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
- F01K23/067—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle the combustion heat coming from a gasification or pyrolysis process, e.g. coal gasification
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
- F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
- F02C3/26—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being solid or pulverulent, e.g. in slurry or suspension
- F02C3/28—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being solid or pulverulent, e.g. in slurry or suspension using a separate gas producer for gasifying the fuel before combustion
-
- 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
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
Description
Vynález se týká způsobu provozu elektrárny, s výhodou pro špičkové zatížení.
Takové elektrárny musí být často velmi rychle nastavovány na střídavé zatížení; kromě toho· je výkon v noci a často též na konci týdne většinou snížen na nulu. Proto vyvstává úkol rychlé regulace · přívodu paliva, aby bylo možno přizpůsobit provoz elektrárny měnícím se zatížením.
Výše uvedené nedostatky jsou odstraněny způsobem provozu elektrárny podle vynálezu, jehož podstata spočívá v tom, že část vyčištěného primárního plynu se katalyticky konvertuje, vzrůstající část primárního plynu se při klesajícím zatížení elektrárny vede při tlaku 3 až 8 MPa a při teplotách 230 až 2.80 °C přes katalyzátory, obsahující· měď, a převádí v methanol, který se ochlazuje a zkapalňuje a za účelem uskladnění převádí do nádrže, přičemž při vzrůstajícím zatížení elektrárny se odpařuje vzrůstající část methanolu, přidává se k primárnímu plynu a směs se zavádí do elektrárny za účelem výroby elektrické energie.
Spojení mezi vytvářením topného plynu a výrobou metanolu poskytuje možnost velmi rychlé regulace, neboť při náhlém zvýšení zatížení je užíváno metanolu z uchovávané zásoby jako· paliva a při náhlém poklesu zatížení může být výroba metanolu zvýšena. Při kolísání zatížení elektrárny není však zapotřebí měnit prosazení výroby plynu, což je velmi výhodné.
Úče'lné provádění způsobu spočívá v tom, že během klidového· stavu elektrárny pokračuje výroba primárního plynu a tento plyn se mění v metanol.
Vzhledem· k tomu, postačí dimensovat výrobu a čištění plynu včetně zařízení pro rozkládání vzduchu za účelem získávání kyslíku jen na 50 až 70 % výkonu, který by byl nutný bez výroby a uchovávání metanolu.
Příklad způsobu provozu elektrárny · podle vynálezu je blíže vysvětlen s pomocí výkresu, který představuje blokové schéma zařízení k · provádění způsobu podle vynálezu,' přičemž se vychází ze· zplyňování oleje.
Zplyňovacímu reaktoru 1 jsou prvním vedením 2 přiváděny vysokovroucí uhlovodíky, · například těžký topný olej. · Uhlovodíky jsou spolu s kyslíkem a vodní párou z ' druhého' vedení 3 ve zplyňovacím reaktoru 1 zplyňovány pří teplotách 1200 až 1500 °C a při přetlaku, často při tlacích více než 2 mPa. Parciální oxidací přitom vzniká známým způsobem· nečištěný plyn, v následujícím textu, označený též jako· primární plyn, který převážně obsahuje kysličník uhelnatý a vodík.
Tento primární plyn o teplotě, značně vyš203089 ší než 1000 °C, je stupňovitě chlazen výměnou tepla, přičemž ze značného· tepla plynu je získávána vysokotlaká pára. Na výkrese· je chlazení zjednodušeně znázorněno výměníkem 4 tepla. Konečná teplota ochlazeného primárního· plynu se řídí následným praním plynu, v první pracce 5, v níž je z primárního- plynu odstraněna hlavní část nečistot, zejména sloučenin síry.
Je-li praní plynu prováděno kapalným metanolem, je žádoucí vstupní teplota primárního plynu cca 30- °C. Známým způsobem může být praní plynu v první pračce 5 rovněž prováděno jako praní horké potaše.
Vypraný primární plyn může být nyní volitelně nebo vždy v dílčím proudu veden do třetího vedení 6 a tím k syntéze metanolu, nebo však ve zpětném vedení 7 přímo- jako topný plyn do elektrárny pro výrobu elektrické energie. Rozdělení vypraného primárního plynu do vedení 6 a 7 je prováděno regulovatelnými ventily 8 a 9. Plyn ve zpětném vedení 7 je v části výměníku 4 tepla opětně zahříván -a pak za účelem povolení veden plynovou turbinou 10. Plynová turbina 10 pohání první generátor 11. Povolený plyn z plynové turbiny - 10 je - zaváděn do parního kotle 12 a zde spalován při vytváření páry. Pára z parního kotle - 12 pohání pak parní turbinu 13, která je spojena s druhým generátorem· 14.
Z -primárního· plynu ve třetím· vedení 6 je známým způsobem vyráběn metanol. Nejprve probíhá jemné -čištění v čističce 15 za účelem odstranění ještě zbývajících sloučenin síry, které by jinak působily jako katalytické jedy. Jemné čištění může být například prováděno aktivním uhlím. Poté je
Claims (2)
1. Způsob provozu elektrárny, spočívající ve zplyňování uhlovodíků, vroucích při vysokých teplotách, s kyslíkem nebo plyny, obsahujícími kyslík, a vodní parou při tlacích nad 2 MPa a při teplotách 1200 až 1500 °C, na kysličník uhelnatý a - primární plyn, obsahující vodík, dále ochlazování primárního plynu, -odstranění nečistot a sloučenin síry vyznačující se tím, že- část vyčištěného primárního plynu se katalyticky konvertuje, vzrůstající část primárního plynu se při klesajícím zatížení elektrárny vede· při tlaku 3 až 8 MPa a při teplotách dílčí proud vyčištěného plynu veden konvertorem 16, kde je katalyticky přeměňován CO -j- H2O na CO2 + H2. Konvertovaný dílčí proud je společně s nekonvertovaným dílčím proudem z -obtokového vedení 17 opětně slučován ve čtvrtém- vedení 18 a společně veden další pračkou 19 plynu. V pračce 19 je -odstraněna největší část zůstávajícího kysličníku uhličitého, takže plyn pak vykazuje správné složení pro následující syntézu - metanolu. K tomu -musí objemové složky různých komponentů plynu splňovat podmínku, -aby (H2—CO) : [CO -j- CO2) bylo větší nebo - rovno- .2,01.
Katalytickou přeměnou v zařízení 20 pro syntézu metanolu je vyráběn požadovaný metanol. Metanol je v kapalné formě uchováván v nádrži 21.
Metanol z nádrže 21 - je v případě potřeby nasáván -čerpadlem 22 otevřeným ventilem
23 a veden odpařovačem 28 v pátém vedení
24 do zpětného vedení. Tento pochod nastává tehdy, je-li zatížení elektrárny tak vysoké, že topný plyn ze zpětného vedení 7 sám nedostačuje.
Je rovněž m!ožné, odebírat kapalný metanol z nádrže 21 odváděcím vedením 25 a vést do do- první pračky - 5 plynu a/nebo druhé pračky 19 plynu.
Vzhledem^ k tomu, že přes den při -obvyklém zatížení elektrárny je do zařízení pro syntézu metanolu přiváděno cca 10- % primárního plynu za účelem dodržování provozu syntézy metanolu, zatímco během prostojů elektrárny v noci a na konec týdne je však k tomuto účelu k disposici všechen primární plyn, existuje v nádrži 21 stále dostatečná zásoba metanolu.
vynalezu
230 -až 280 °C přes katalyzátory, obsahující měď, a převádí v metanol, který se ochlazuje a zkapalňuje a za účelem uskladnění - převádí do nádrže, přičemž při vzrůstajícím zatížení elektrárny se odpařuje vzrůstající část metanolu, přidává se k primárnímu plynu a směs se zavádí do elektrárny za účelem výroby elektrické energie.
2. Způsob podle bodu 1 vyznačující se tím, že během klidového stavu elektrárny pokračuje výroba primárního plynu a tento plyn se mění, v metanol.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| DE2425939A DE2425939C2 (de) | 1974-05-30 | 1974-05-30 | Verfahren zum Betreiben eines Kraftwerkes |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CS203089B2 true CS203089B2 (en) | 1981-02-27 |
Family
ID=5916752
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CS752380A CS203089B2 (en) | 1974-05-30 | 1975-04-07 | Method of operation of the power plant |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US3959972A (cs) |
| CS (1) | CS203089B2 (cs) |
| DE (1) | DE2425939C2 (cs) |
| GB (1) | GB1498429A (cs) |
| ZA (1) | ZA752113B (cs) |
Families Citing this family (38)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE2501377A1 (de) * | 1975-01-15 | 1976-07-22 | Metallgesellschaft Ag | Verfahren zur energieerzeugung |
| DE2924245C2 (de) * | 1979-06-15 | 1982-11-25 | Rheinische Braunkohlenwerke AG, 5000 Köln | Verfahren zur Deckung von Bedarfsspitzen bei der Erzeugung von elektrischer Energie in einem Kraftwerk unter Verwendung von Gasturbinen |
| DE3006389A1 (de) * | 1980-02-21 | 1981-08-27 | Werner 6380 Bad Homburg Hohmann | Sich durch umweltfreundlichkeit auszeichnendes antribssystem |
| US4341069A (en) * | 1980-04-02 | 1982-07-27 | Mobil Oil Corporation | Method for generating power upon demand |
| JPS59196391A (ja) * | 1983-01-27 | 1984-11-07 | フオスタ−・ホイ−ラ−・エナ−ジイ・コ−ポレイシヨン | 発電方法 |
| DE3319732A1 (de) * | 1983-05-31 | 1984-12-06 | Kraftwerk Union AG, 4330 Mülheim | Mittellastkraftwerk mit integrierter kohlevergasungsanlage zur erzeugung von strom und methanol |
| FI86435C (fi) * | 1983-05-31 | 1992-08-25 | Siemens Ag | Medellastkraftverk med en integrerad kolfoergasningsanlaeggning. |
| DE3320227A1 (de) * | 1983-06-03 | 1984-12-06 | Kraftwerk Union AG, 4330 Mülheim | Kraftwerk mit einer integrierten kohlevergasungsanlage |
| DE3320228A1 (de) * | 1983-06-03 | 1984-12-06 | Kraftwerk Union AG, 4330 Mülheim | Kraftwerk mit einer integrierten kohlevergasungsanlage |
| US4524581A (en) * | 1984-04-10 | 1985-06-25 | The Halcon Sd Group, Inc. | Method for the production of variable amounts of power from syngas |
| DE3415224A1 (de) * | 1984-04-21 | 1985-10-24 | Kraftwerk Union AG, 4330 Mülheim | Gasturbinen- und dampfkraftwerk mit einer integrierten kohlevergasungsanlage |
| GB2196016B (en) * | 1986-08-29 | 1991-05-15 | Humphreys & Glasgow Ltd | Clean electric power generation process |
| JPH0565237A (ja) * | 1991-09-10 | 1993-03-19 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | メタノールを媒体としたエネルギ供給方法 |
| GB9308898D0 (en) * | 1993-04-29 | 1993-06-16 | H & G Process Contracting | Peaked capacity power station |
| US5372007A (en) * | 1993-10-15 | 1994-12-13 | Garbo; Paul W. | Expanding high-pressure fuel gas and steam in a turbine to drive an electric generator before burning the gas to make steam |
| US5461853A (en) * | 1994-11-30 | 1995-10-31 | The Babcock & Wilcox Company | HRSG boiler design with air staging and gas reburn |
| US5558047A (en) * | 1994-11-30 | 1996-09-24 | The Babcock & Wilcox Company | Low Nox integrated boiler-burner cogeneration apparatus |
| EP0731080B1 (de) * | 1995-03-10 | 1998-05-27 | Basf Aktiengesellschaft | Weiterverwendung des Verdünnungsgases aus der Gasphasen-Partialoxidation einer organischen Verbindung |
| US6350289B1 (en) * | 1995-04-13 | 2002-02-26 | Marathon Ashland Petroleum Llc | Two-zone molten metal hydrogen-rich and carbon monoxide-rich gas generation process |
| US6315802B1 (en) * | 1995-04-13 | 2001-11-13 | Marathon Ashland Petroleum Llc | H2S production from a molten metal reactor |
| US6130259A (en) * | 1996-02-13 | 2000-10-10 | Marathon Oil Company | Hydrocarbon gas conversion system and process for producing a synthetic hydrocarbon liquid |
| US5733941A (en) * | 1996-02-13 | 1998-03-31 | Marathon Oil Company | Hydrocarbon gas conversion system and process for producing a synthetic hydrocarbon liquid |
| US5861441A (en) * | 1996-02-13 | 1999-01-19 | Marathon Oil Company | Combusting a hydrocarbon gas to produce a reformed gas |
| US6313361B1 (en) | 1996-02-13 | 2001-11-06 | Marathon Oil Company | Formation of a stable wax slurry from a Fischer-Tropsch reactor effluent |
| US6201029B1 (en) | 1996-02-13 | 2001-03-13 | Marathon Oil Company | Staged combustion of a low heating value fuel gas for driving a gas turbine |
| EP0909258A1 (en) * | 1996-06-21 | 1999-04-21 | Syntroleum Corporation | Synthesis gas production system and method |
| MY118075A (en) * | 1996-07-09 | 2004-08-30 | Syntroleum Corp | Process for converting gas to liquids |
| US5950732A (en) * | 1997-04-02 | 1999-09-14 | Syntroleum Corporation | System and method for hydrate recovery |
| US6324827B1 (en) | 1997-07-01 | 2001-12-04 | Bp Corporation North America Inc. | Method of generating power in a dry low NOx combustion system |
| US6551210B2 (en) * | 2000-10-24 | 2003-04-22 | Motion Technologies, Llc. | Continuously variable transmission |
| AU9690298A (en) * | 1997-10-10 | 1999-05-03 | Syntroleum Corporation | System and method for converting light hydrocarbons to heavier hydrocarbons withseparation of water into oxygen and hydrogen |
| US6794417B2 (en) | 2002-06-19 | 2004-09-21 | Syntroleum Corporation | System and method for treatment of water and disposal of contaminants produced by converting lighter hydrocarbons into heavier hydrocarbon |
| US20060149423A1 (en) * | 2004-11-10 | 2006-07-06 | Barnicki Scott D | Method for satisfying variable power demand |
| DE102004058759A1 (de) * | 2004-11-30 | 2006-06-01 | Vattenfall Europe Generation Ag & Co. Kg | Verfahren zur Bereitstellung eines Brennstoffes für die Gasturbine eines IGCC-Kraftwerkes |
| US20070129450A1 (en) * | 2005-11-18 | 2007-06-07 | Barnicki Scott D | Process for producing variable syngas compositions |
| WO2012122622A1 (en) * | 2011-03-17 | 2012-09-20 | Nexterra Systems Corp. | Control of syngas temperature using a booster burner |
| US8968685B2 (en) * | 2011-04-26 | 2015-03-03 | Alliant Techsystems Inc. | Fuel processing system and related methods |
| CN110713851B (zh) * | 2019-10-09 | 2021-06-22 | 大连华冶联自动化有限公司 | 一种高炉焦炉转炉三种煤气混合热值的自动调节方法 |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB933584A (en) * | 1962-05-02 | 1963-08-08 | Conch Int Methane Ltd | A method of gasifying a liquefied gas while producing mechanical energy |
| NL302138A (cs) * | 1963-02-19 | |||
| GB1167493A (en) * | 1966-01-21 | 1969-10-15 | Ici Ltd | Production of Fuel Gas by Reacting Hydrocarbon with Steam |
| DE2024301C3 (de) * | 1970-05-19 | 1974-07-04 | Metallgesellschaft Ag, 6000 Frankfurt | Verfahren zur Herstellung von Methanol |
-
1974
- 1974-05-30 DE DE2425939A patent/DE2425939C2/de not_active Expired
-
1975
- 1975-04-03 ZA ZA00752113A patent/ZA752113B/xx unknown
- 1975-04-07 CS CS752380A patent/CS203089B2/cs unknown
- 1975-04-10 US US05/566,862 patent/US3959972A/en not_active Expired - Lifetime
- 1975-05-05 GB GB18830/75A patent/GB1498429A/en not_active Expired
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US3959972A (en) | 1976-06-01 |
| GB1498429A (en) | 1978-01-18 |
| DE2425939A1 (de) | 1975-12-11 |
| ZA752113B (en) | 1976-03-31 |
| DE2425939C2 (de) | 1982-11-18 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CS203089B2 (en) | Method of operation of the power plant | |
| US4590760A (en) | Medium-load power generating station with an integrated coal gasification plant | |
| US4631915A (en) | Gas turbine and steam power-generating plant with integrated coal gasification plant | |
| EP0724687B1 (en) | Partial oxidation process with production of power | |
| US4476683A (en) | Energy efficient multi-stage water gas shift reaction | |
| US2274064A (en) | Preparation of carbon monoxid-hydrogen gas mixtures for hydrogenation | |
| JPS606022A (ja) | 石炭ガス化設備を備えた火力発電所 | |
| US20230219816A1 (en) | Method of the production of hydrogen | |
| US3081268A (en) | Ammonia synthesis gas process | |
| GB2168718A (en) | Producing synthesis gas | |
| AU2010362092B2 (en) | Method and apparatus for the integrated synthesis of methanol in a plant | |
| JP4473223B2 (ja) | 改良されたシフト転化の構成と方法 | |
| EA005958B1 (ru) | Система для производства энергии в способе получения углеводородов | |
| JPS58150030A (ja) | 機械的動力の発生方法 | |
| WO2019032755A1 (en) | HYBRID HYDROGEN CYCLE SYSTEM | |
| US3990867A (en) | Process of producing a high-methane gas interchangeable with natural gas | |
| JPH05523B2 (cs) | ||
| WO2003080503A1 (en) | Method for producing syngas with recycling of water | |
| CN103449364B (zh) | 一种充分利用反应热的高浓度co耐硫变换工艺及装置 | |
| GB2134601A (en) | Electric power generating plant with energy storage | |
| US4061475A (en) | Process for producing a gas which can be substituted for natural gas | |
| JPS6128725A (ja) | 部分酸化ガスの後処理方法 | |
| JPH01188403A (ja) | 一酸化炭素の水素と二酸化炭素への転化プロセス | |
| CA1241545A (en) | Medium-load power generating station with an integrated coal gasification plant | |
| JP7692305B2 (ja) | 高発熱量燃料ガスの製造方法及び高発熱量燃料ガスの製造設備 |