DE2807326A1 - Verfahren und anlage zur brennstoffversorgung eines der spitzenstromerzeugung dienenden gas-dampfturbinenkraftwerkes - Google Patents
Verfahren und anlage zur brennstoffversorgung eines der spitzenstromerzeugung dienenden gas-dampfturbinenkraftwerkesInfo
- Publication number
- DE2807326A1 DE2807326A1 DE19782807326 DE2807326A DE2807326A1 DE 2807326 A1 DE2807326 A1 DE 2807326A1 DE 19782807326 DE19782807326 DE 19782807326 DE 2807326 A DE2807326 A DE 2807326A DE 2807326 A1 DE2807326 A1 DE 2807326A1
- Authority
- DE
- Germany
- Prior art keywords
- gas
- methanol
- synthesis
- power plant
- gasification
- 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
Links
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
- F01K13/00—General layout or general methods of operation of complete plants
-
- 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
- C10J2300/00—Details of gasification processes
- C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
- C10J2300/0913—Carbonaceous raw material
- C10J2300/093—Coal
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
- C10J2300/00—Details of gasification processes
- C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
- C10J2300/0953—Gasifying agents
- C10J2300/0959—Oxygen
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
- C10J2300/00—Details of gasification processes
- C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
- C10J2300/0953—Gasifying agents
- C10J2300/0973—Water
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
- C10J2300/00—Details of gasification processes
- C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
- C10J2300/164—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with conversion of synthesis gas
- C10J2300/1643—Conversion of synthesis gas to energy
- C10J2300/165—Conversion of synthesis gas to energy integrated with a gas turbine or gas motor
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
- C10J2300/00—Details of gasification processes
- C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
- C10J2300/1693—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with storage facilities for intermediate, feed and/or product
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
- Y02E20/18—Integrated gasification combined cycle [IGCC], e.g. combined with carbon capture and storage [CCS]
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Description
STEAG Aktiengesellschaft, Bismarckstr. 54, 4300 Essen
"Verfahren und Anlage zur Brennstoffversorgung eines der Spitzenstromerzeugung dienenden Gas-Dampfturbinenkraftwerkes"
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Brennstoffversorgung
eines der Spitzenstromerzeugung dienenden Gas-Dampfturbinenkraftwerkes auf Kohle, insbesondere Steinkohlenbasis,
wobei der Brennstoff durch autotherme Druckverga-sung von aufbereiteter Förderkohle mit
Wasserdampf und Sauerstoff bzw. Luft erzeugt wird. Außerdem betrifft die Erfindung eine Anlage zur Durchführung
dieses Verfahrens.
Im allgemeinen erzeugt man Spitzenstrom in älteren Kohlekraftwerken, in denen durch direkte Verbrennung
der Einsatzkohle die Wärme freigesetzt und zur Dampferzeugung für Dampfturbinen eingesetzt wird,, mit
denen Generatoren zur Stromerzeugung betrieben werden. Der Einsatz älterer Kraftwerke ergibt sich aus dem
relativ kurzzeitigen Auftreten der Spitzenstrombelastung und aus der Überlegung, daß der verhältnismäßig schlechte
Wirkungsgrad alter Kraftwerke unter solchen Umständen in Kauf genommen werden kann. Der Betrieb der Kraftwerke
wirkt sich aber dennoch in erhöhten Kosten des Spitzenstromes aus. Nachteile entstehen auch für die
Umwelt, weil in älteren Kohlekraftwerken meistens keine oder nur unzureichende Vorkehrungen gegen Umweltbe-
909834/0436 " 4 "
2807328
einträchtigungen getroffen werden können. Insbesondere
müssen Schadstoffemissionen in Form von Kohlenoxid, Stickoxiden, Rauch, Asche und Abwässern in beträchtlichem
Umfang in Kauf genommen werden.
Wesentliche Vorteile bieten demgegenüber Gas-Dampfturbinenkraftwerke
der eingangs bezeichneten Art. Sie beruhen vor allem auf der Druckvergasung, deren Vergasungsgas
in sogenannten Kombiblöcken verströmt wird. Eine solche «alage hat einen druckgefeuerten Dampferzeuger,
in dem das Vergasungsgas verbrannt wird. Die hierbei freiwerdende Wärme treibt die Dampfturbine
an, welche mit einem Generator gekuppelt ist, der zur Stromerzeugung dient. Die teilweise abgekühlten
Verbrennungsgase gelangen in den Expansionsteil· einer weiteren Gasturbine mit gekoppeltem" Generator und werden
in dieser auf atmosphärischen Druck entspännt. Kombiblöcke dieser Art haben den Vorteil eines guten
Wirkungsgrades.
Bislang werden solche Gas-Dampfturbinenkraftwerke in
unmittelbarer Nähe des Druckvergasers und der ihm nachgeschalteten Gasreinigungsanlage errichtet.
Da man andererseits die Druckvergasung zweckmäßig unmittelbar am Standort des Kraftwerkes bzw. der
Kohlenförderanlage errichtet, ergibt sich der Standort des Gas-Dampfturbinenkraftwerkes in unmittelbarer
Nähe der Lagerstätte von selbst. Deswegen muß der erzeugte Strom zu entfernteren Verbrauchern transportiert
werden. Bekanntlich ist aber der Stromtransport mit erheblichen Kosten verbunden. Ein Engpaß
909834/0436
bildet auch die Anzahl der Vergasungsanlagen je Kraftwerkseinheit.
Da man die Vergasung dem Kombiblock unmittelbar vorschaltet, kann man die Vergasungsanlage
nur entsprechend der Stromabnahme fahren. Das bedeutet eine ungleichmäßige Fahrweise, die außerdem zu einer
Vermehrung der Vergasungsanlagen führt. Für die Spitzenstromerzeugung eignen sich daher bislang die beschriebenen
Gas-Dampfturbinenkraftwerke nicht.
Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, die Vorteile dieser Gas-Dampfturbinenkraftwerke für die Spitzenstromerzeugung
nutzbar zu machen, um insbesondere trotz der wegen der Spitzenbelastung unterschiedlichen Fahrweise
der Korabiblöcke eine gleichmäßige Fahrweise der Gaserzeugungsanlage und ein gleichbleibend optimales Gasprodukt
zu erreichen-.
Gemäß der Erfindung wird diese Aufgabe dadurch gelöst, daß aus dem Versorgungsgas ein Rein-Methan-Starkgas und
ein Synthese-Schwachgas oder Methanol erzeugt werden, und daß mindestens das Synthese-Schwachgas und das Methanol
die Brennstoffversorgung des Kraftwerkes bilden, bei der das Methanol zwischengespeichert und bedarfsweise als
Brennsotff eingesetzt wird.
Der Spitzenausgleich zwischen dem Kraftwerk und der Gaserzeugung erfolgt erfindungsgemäß demnach durch die
Speicherung der im Vergasungsgas enthaltenen Energien in Form von Stoffen, die in den Zeiträumen erzeugt werden, in
denen eine Stromabnahme entweder überhaupt nicht stattfindet oder nur einen Bruchteil der Vollast des Kraftwerkes
erreicht. Daher braucht man die Gaserzeugung der Stromabnahme
909834/0436
nicht mehr anzupassen. Erreicht die Stromabnahme Spitzenwerte, welche den Einsatz von mehr Energie erfordern, als
sie im Synthesegas zur Verfügung gestellt werden, so kann man das Methanol einsetzen und dadurch die benötigte
Zusatzenergie gewinnen.
Das in beiden Fällen erzeugte Rein-Methan (Erdgasqualität)
mit einem Hu von z.B. 8.330 kcal/Nm (gegenüber einem Hu des CO + H2 - Synthesegas von 2.750 kcal/Nm und einem
Hu von 4660 kcal/kg des Methanols in dem gewählten Beispiel) kann ebenfalls zur Erzeugung der Stromspitzen benutzt werden,
wenn es als Austauschgas in ein vorhandenes Erdgasversorgungsnetz eingespeist wird.
Die Erfindung hat u.a. den Vorteil, daß sie die verbrauchernahe Errichtung des Kraftwerkes, also auch in beliebiger
Entfernung von der Gaserzeugungsanlage und der Lagerstätte ermöglicht, weil der Transport des Methanols natürlich
unproblematisch ist und für den Rohrtransport des Synthesegases eine Gasleitung -verhältnismäßig geringen Durchmessers
genügt, was auf dem Gasdruck beruht, der bereits bei der Erzeugung des Vergasungsgases entsteht. Dieser Gasdruck
ermöglicht seinerseits eine Gasspeicherung, die ihrerseits
zur Vergleichmäßigung der Pahrweise auf der Gasseite ausgenutzt werden kann.
Die Einzelheiten, weiteren Merkmale und andere Vorteile der Erfindung ergeben sich aus der nachfolgenden Darstellung von
Ausführungsformen anhand der Figuren in der Zeichnung; es zeigen
- 7-909834/0436
Fig. 1 schematisch eine erfindungsgemäße Anlage mit einem Vergaser und mehreren Kraftwerken,
Fig. 2 schematisch eine Anlage zur Kohleumwandlung in Synthesegas oder Methanol,
Fig. 3 die Einzelheiten einer Kohledruckvergasung und Methanol-Synthese,
Fig. 4 einen Gas-Stammbaum, der von der Druckvergasung
bis zur Methanol-Synthese reicht,
Fig. 5 die Energieversorgung bei der Druckvergasung und
Synthese und
Fig. 6 tabellarisch die Lanzen der Anlage.
Insbesondere nach Fig. 1 wird Gasflammkohle mit "run of mine" ■
Qualität verarbeitetDas geschieht in konventionellen Druck-Gaserzeugern, die in Fig. 1 nur schematisch wiedergegeben sind.
In diesen Apparaten wird der Brennstoff mit Sauerstoff und Wasserdampf als Vergasungsmittel sowohl vergast als auch
pyrolytisch gespalten. Der Betriebsdruck liegt bei 4 0 bar (ü).
Das erzeugte Vergasungsgas (550° C — 600 ° C) passiert den
Waschkühler als Quench-Kühler und danach einen Abhitzekessel (5 bar (ü) Sattdampf) und tritt bei etwa 140° C in die
indirekten Kondensationsstufen ein.
Bis etwa 120° C fallen in allen der bezeichneten Stufen Wasser und Teer an, unterhalb 120° C bis auf 5° C über
909834/0436
Kühlwassertemperatur fallen Wasser und öle aus.
Die flüssigen Kondensate trennt nach vorheriger Entspannung ein Parallelpiattenabsch-eider (CPI) in öl,
Wasser und Teer. Ein Teil des Teeres geht als Rückführteer zum Gaserzeuger, der Rest dient fallweise in der
Brennstoffaufbereitung als Bindemittel zu Kompaktierung des Unterkornes 0-3 mm der Rohrkohle, steht aber
auch als Brennstoff für die Dampferzeugung zur Verfügung .
Nach der Kondensationsstufe hat das Gas die in Fig. tabellierte Zusammensetzung.
Die angelieferte Rohrkohle wird zunächst in einer Siebeinrichtung auf die Körnung über 3 mm klassiert.
Der Siebdurchlauf geht zur Kompaktiereinrichtung (Pelletieren, Brikettieren) und wird mittels Teer
aus der Druckvergasung und Sulfitablauge auf 10 - 20 mm Körnung gebracht.
Das kompaktierte Gut passiert eine Härtung, die in 150° C Stickstoffstrom erfolgt. Der Stickstoff
stammt aus der Luftzerlegung und wird mittels Dampf aufgeheizt. Sowohl der Siebrückstand als auch das
kompaktierte Unterkorn werden im Tagesbunker gespeichert. Hierbei kommt je nach Anfall eine getrennte
oder gemeinsame Lagerung in Betracht.
Das Rohrgas wird dann bei 230 - 205 K mit Methanol gewaschen. Hierbei werden alle Gasverunreinigungen,
909834/0436
wie Gasbenzin, Rohbenzol, Ammoniak, Blausäure, organische Schwefelverbindungen, Schwefelwasserstoff, Kohlensäure
und auch Harzbildner und Wasserdampf absorbiert. In verschiedenenStufen erfolgt dann durch Entspannen,
Evakuieren und Erhitzen die Regeneration des Methanols. Die Kohlen-Wasserstoff-Fra-ktion enthält die Kohlenwasserstoffe
und sonstigen Verunreinigungen, die H2S-Fra-.ktion
geht zum Claus-Ofen. Das abgetrennte CO2 geht über Dach. Diese sogenannte Rectisolanlage ist in den
Kälteteil der Gaszerlegung integriert, um die Wirtschaftlichkeit des Verfahrensganges zu verbessern,
was aus der Spalte B der Fig. 4 ersichtlich ist.
Für die Zerlegung des Gases aus der Rectisolanlage ist eine Tieftemperatur-Trennanlage vorgesehen, wobei
die H2- Fraktion· mit flüssigem Methan gewaschen
wird. Dadurch kann in Temperaturbereichen um 100° K gearbeitet werden.
Die CH.-Fra-ktion hat Erdgasqualität, ein Teil wird dem internen Heizgasnetz zugeführt, was bei E bzw.
F der Fig. 4 wiedergegeben ist.
über die Methanwäsche wird durch eine Mischgasrelelung
das erforderliche CO-H2-Verhältnis 1 : 2 eingestellt,
die endgültige Mischung erfolgt in der nachgeschalteten Frischgasverdichtung. Die Wasserstoffraktion verläßt
die Gastrennanlage mit 30 atü, während die CO-Fraktion, CH4- und Restgasfraktionen unter Normaldruck bzw.
leicht erhöhtem Druck anfallen; sie sind unter C in Fig. 4 wiedergegeben.
- 10 -
909834/0436
Als Methanol-Synthese schlägt das Ausführungsbeispiel ein bekanntes Verfahren vor, welches unter etwa 60 atü
arbeitet.
Frischgaskompression und Kreislaufgasverdichtung sind in einer Maschineneinheit zusammengefaßt.
Die Reaktionswärme aus dem Synthese-Reaktor wird zur Vergasungs-Dampfproduktion genutzt.
Das auskondensierte Roh-Methanol geht zu einem Vorratstank,
welcher die nachgeschaltete zweistufige Destillation versorgt.
Sowohl das Restgas aus dem Reaktor als auch die Restgase der Destillation werden in das interne
Heizgasnetz eingespeist. Aus der Destillation kommt das Rein-Methanol, welches dem Fertigtanklager oder
der Pipeline zugeführt wird. Die Synthese ist unter D in Fig. 4 wiedergegeben.
In einer konventionellen Luftzerlegung wird die zur Vergasung notwendige Sauerstoff mit 96 % O2 erzeugt.
Alle Restgase werden zur Dampferzeugung genutzt, welche einem Frischdampfzustand von 116 bar und
525° C zugrundeliegt. Luftverdichter, O2-Kompressor,
Kältemaschinen, Sythesegas-Verdichter und Schleusengas-Kompressor
sind dampfangetrieben, der Gegendampf 35 bar, 241° C dient als Vergasungsdampf und der noch
verbleibende Rest als Prozeßdampf für die Destillation, Kohleaufbereitung und Abwasserverarbeitung sowie
sonstige Hilfseinrichtungen.
909834/0436 ~ 11 "
2807328
Das Speisewasser stammt zu einem Teil aus der Abwasseraufbereitung
und zum anderen Teil aus einer konventionellen Wasseraufbereitung.
Die HaS-Fraktion aus der Rectisolanlage arbeitet
eiiE Claus-Anlage zu elementarem Schwefel um.
Der im Claus-Kessel erzeugte Dampf wird dem Niederdruck-Dampfprozeßnetz
zugeführt.
Auf die Gewinnung der Abwasserinhaltsstoffe wird aus Kostengründen im Ausführungsbeispiel weitgehend
verzichtet. Die organischen Komponenten werden nach bekanntem Verfahren abgetrennt bzw. biologisch abgebaut.
Es verbleiben im Abwasser noch die anorganischen Komponenten, welche thermisch als feste Rückstände
gewonnen werden.
Das gereinigte Abwasser geht dann in die Speisewasseraufbereitung.
Aus der in Fig. 6 wiedergegebenen Stoff- und Wärmebilanz ergibt sich folgendes:
Eingebrachte Wärme 1.166,08 Gcal/h
direkt nutzbare Wärme aus Produkten (ausgelegte Positionen
summiert) ' 836,27 Gcal/h
summiert) ' 836,27 Gcal/h
oder 71,7 %.
- 12 -
909834/0436
Aus der Stoff- und Wärmebilanz der Methanolfahrt, die
unter 2 in Fig. 6 aufgeführt ist, ergibt sich folgendes:
Eingebrachte Wärme 1.166,08 Gcal/h
direkt nutzbare Wärme aus Produkten' (Ausgelegte Positionen summiert) . 749,16 Gcal/h
oder 64,2 %.
Im Ausführungsbeispiel werden jährlich rd. 1,6 Mio. Tonnen Kohle in 3.000 h/a für eine 640-MW-Einheit bereitgestellt
.
Die Kohleumwandlungsanlage ist weitgehend energieautark, d.h. erzeugt Antriebs- und Prozeßdampf über
eine eigene Dampferzeugung aus den Restgasen.
Die Vergasungsanlage ist in Fig. 1 allgemein mit 1 bezeichnet. Ihre Einzelheiten ergeben sich aus der
vorstehenden Beschreibung der Fig. 2 bis 6. Mehrere Versorgungsleitungen führen sternförmig von der Vergasungsanlage
1 zu einzelnen Kraftwerken 5 - 7. Die Kraftwerke sind unter sich gleich ausgebildet, so
daß es genügt, das Kraftwerk 6 näher zu erläutern:
Das aus der Leitung 3 über einen Absperrschieber 45 anstehende Sythesegas wird über eine arbeitsleistende
Entspannungsturbine 10 geleitet, die das Gas auf den
Betriebsdruck der Feuerung eines sogenannten druckgefeuerten Dampferzeugers 12 entspannt. Das Gas wird
in diesem Dampferzeuger 12 verbrannt. Mit der dabei entstehenden Wärme wird in einem Wärmeaustauschersystem
13 Hochdruckdampf erzeugt, der die Dampf-
909834/0436 - 13 -
turbine 14 antreibt, welche mit einem Generator 15 gekoppelt ist, der der Stromerzeugung dient. Die
teilweise abgekühlten Rauchgase gelangen in einen Expansionsteil 16 einer Gasturbine und werden dort
auf atmosphärischen Druck entspannt.
Der Expansionsteil der Gasturbine 16 treibt den
Gasturbinen-Luftverdichter 17 an, der die für die Brennkammer des Dampferzeugers 12 benötigte Verbrennungsluft
liefert. Im Ausführungsbeispiel wird mit der Überschußleistung der Gasturbine 16/17 ein
Generator 18 angetrieben, der der Stromerzeugung dient.
Die bis dahin beschriebenen Anlageteile bilden einen sogenannten Kombiblock. Sobald über die Gasleitung
kein Synthese-Gas ansteht, kann aus dem mit 46 bezeichneten und nur schematisch wiedergegebenen Tanklager
Methanol entnommen und anstelle des Synthesegases verbrannt werden.
909834/0436
4H
Leerseite
Claims (5)
- PatentansprücheVerfahren zur Brennstoffversorgung eines der Spitzenerzeugung dienenden Gas- Dampfturbinenkraftwerkes auf Kohle, insbesondere Steinkohlebasis., wobei der Brennstoff durch autotherme Druckverga-sung aus aufbereiteter Förderkohle mit Wasserdampf und Sauerstoff bzw. Luft erzeugt wird,dadurch gekennzeich ne t , daß aus dem Vergasungsgas ein Rein-Methan-Starkgas und ein Synthese-Schwachgas oder Methanol erzeugt werden, und daß mindestens das Synthese-Schwachgas und das Methanol die Brennstoffversorgung des Kraftwerkes bilden, bei der das Methanol zwischengespeichert und bedarfsweise als Brennstoff eingesetzt wird»
- 2. Verfahren nach Anspruch 1,dadurch gekennzeichnet,, daß das Starkgas einem Erdgasversorgungssystem aufgegeben wird, das als Speicher dient, aus dem Erdgasals Tauschgas entnommen wird»4/04
- 3. Verfahren nach den Ansprüchen 1 und 2, dadurch gekennzeichnet, daß ein Tanklager (46) als Methanolspeicher verwendet wird, aus dem unabhängig von der Synthese Schwachgas- oder Methanolfahrt des Gasturbinen-Dampfkraftwerkes ·der für die Stromspitzen erforderliche Brennstoff entnommen wird.
- 4. Verfahren nach den Ansprüchen 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, daß das Synthese-Schwachgas durch erhöhten Druck des Vergasungsgases unter Druck in eine dem Synthesegastransport dienende Versorgungsleitung ( 2-4) eingespeist und die Leitung als Druckspeicher verwendet wird.
- 5. Anlage zur Durchführung des Verfahrens nach Anspruch 1,
gekennzeichnet durch eine der Gaserzeugung nachgeschaltete Gasreinigung einer auf diese folgenden Gaszerlegung mit Abgängen für Reinmethan-Restgase und Synthesegas, wobei der Synthesegasabgang eine Verzweigung aufweist, deren einer Ast zu einer Methanol-Syntheseanlage führt und deren anderer Ast die Versorgungsleitung des Kraftwerkes bildet.9ÖS834/0436
Priority Applications (6)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
DE2807326A DE2807326C2 (de) | 1978-02-21 | 1978-02-21 | Verfahren zum Betreiben eines Gas-Dampfturbinenkraftwerks |
ZA00787229A ZA787229B (en) | 1978-02-21 | 1978-12-21 | Process and plant for supplying fuel for a gas-steam turbine power station |
CA000318680A CA1120730A (en) | 1978-02-21 | 1978-12-27 | Process and plant for supplying fuel for a gas-steam turbine power station |
GB7900120A GB2015025B (en) | 1978-02-21 | 1979-01-03 | Process and plant for supplying fuel for a gas-steam turbine power station |
JP1794079A JPS54123642A (en) | 1978-02-21 | 1979-02-20 | Method of and apparatus for supplying fuel for gasssteam turbine generator to be used in peak generation |
PL21358979A PL213589A1 (de) | 1978-02-21 | 1979-02-21 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
DE2807326A DE2807326C2 (de) | 1978-02-21 | 1978-02-21 | Verfahren zum Betreiben eines Gas-Dampfturbinenkraftwerks |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
DE2807326A1 true DE2807326A1 (de) | 1979-08-23 |
DE2807326C2 DE2807326C2 (de) | 1982-03-18 |
Family
ID=6032520
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
DE2807326A Expired DE2807326C2 (de) | 1978-02-21 | 1978-02-21 | Verfahren zum Betreiben eines Gas-Dampfturbinenkraftwerks |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JPS54123642A (de) |
CA (1) | CA1120730A (de) |
DE (1) | DE2807326C2 (de) |
GB (1) | GB2015025B (de) |
PL (1) | PL213589A1 (de) |
ZA (1) | ZA787229B (de) |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE3319732A1 (de) * | 1983-05-31 | 1984-12-06 | Kraftwerk Union AG, 4330 Mülheim | Mittellastkraftwerk mit integrierter kohlevergasungsanlage zur erzeugung von strom und methanol |
US4566267A (en) * | 1983-06-03 | 1986-01-28 | Kraftwerk Union Aktiengesellschaft | Power generating plant with an integrated coal gasification plant |
US4590760A (en) * | 1983-05-31 | 1986-05-27 | Kraftwerk Union Aktiengesellschaft | Medium-load power generating station with an integrated coal gasification plant |
US4651519A (en) * | 1983-05-31 | 1987-03-24 | Kraftwerk Union Aktiengesellschaft | Combined gas-turbine plant preceded by a coal gasification plant |
US4663931A (en) * | 1983-06-03 | 1987-05-12 | Kraftwerk Union Aktiengesellschaft | Power generating station with an integrated coal gasification plant |
EP2325287A1 (de) * | 2009-11-20 | 2011-05-25 | RV Lizenz AG | Emissionsfreies Kraftwerk zur Erzeugung von elektrischer und mechanischer Energie |
WO2011061299A1 (de) | 2009-11-20 | 2011-05-26 | Rv Lizenz Ag | Thermisch-chemische verwertung von kohlenstoffhaltigen materialien, insbesondere zur emissionsfreien erzeugung von energie |
Families Citing this family (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS5946304A (ja) * | 1982-09-08 | 1984-03-15 | Toyo Eng Corp | 発電方法 |
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 |
DE3327367A1 (de) * | 1983-07-29 | 1985-02-14 | Kraftwerk Union AG, 4330 Mülheim | Mittellastkraftwerk mit einer integrierten kohlevergasungsanlage |
US7788930B2 (en) * | 2007-05-01 | 2010-09-07 | General Electric Company | Methods and systems for gas moisturization control |
JP5972801B2 (ja) * | 2013-01-18 | 2016-08-17 | 三菱日立パワーシステムズ株式会社 | ガス化炉およびガス化方法 |
-
1978
- 1978-02-21 DE DE2807326A patent/DE2807326C2/de not_active Expired
- 1978-12-21 ZA ZA00787229A patent/ZA787229B/xx unknown
- 1978-12-27 CA CA000318680A patent/CA1120730A/en not_active Expired
-
1979
- 1979-01-03 GB GB7900120A patent/GB2015025B/en not_active Expired
- 1979-02-20 JP JP1794079A patent/JPS54123642A/ja active Pending
- 1979-02-21 PL PL21358979A patent/PL213589A1/xx unknown
Cited By (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE3319732A1 (de) * | 1983-05-31 | 1984-12-06 | Kraftwerk Union AG, 4330 Mülheim | Mittellastkraftwerk mit integrierter kohlevergasungsanlage zur erzeugung von strom und methanol |
US4590760A (en) * | 1983-05-31 | 1986-05-27 | Kraftwerk Union Aktiengesellschaft | Medium-load power generating station with an integrated coal gasification plant |
US4608818A (en) * | 1983-05-31 | 1986-09-02 | Kraftwerk Union Aktiengesellschaft | Medium-load power-generating plant with integrated coal gasification plant |
US4651519A (en) * | 1983-05-31 | 1987-03-24 | Kraftwerk Union Aktiengesellschaft | Combined gas-turbine plant preceded by a coal gasification plant |
US4676063A (en) * | 1983-05-31 | 1987-06-30 | Kraftwerk Union Aktiengesellschaft | Medium-load power generating station with an integrated coal gasification plant |
US4566267A (en) * | 1983-06-03 | 1986-01-28 | Kraftwerk Union Aktiengesellschaft | Power generating plant with an integrated coal gasification plant |
US4663931A (en) * | 1983-06-03 | 1987-05-12 | Kraftwerk Union Aktiengesellschaft | Power generating station with an integrated coal gasification plant |
EP2325287A1 (de) * | 2009-11-20 | 2011-05-25 | RV Lizenz AG | Emissionsfreies Kraftwerk zur Erzeugung von elektrischer und mechanischer Energie |
WO2011061299A1 (de) | 2009-11-20 | 2011-05-26 | Rv Lizenz Ag | Thermisch-chemische verwertung von kohlenstoffhaltigen materialien, insbesondere zur emissionsfreien erzeugung von energie |
US10450520B2 (en) | 2009-11-20 | 2019-10-22 | Rv Lizenz Ag | Thermal and chemical utilization of carbonaceous materials, in particular for emission-free generation of energy |
EP3594313A1 (de) | 2009-11-20 | 2020-01-15 | RV Lizenz AG | Thermisch-chemische verwertung von kohlenstoffhaltigen materialien, insbesondere zur emissionsfreien erzeugung von energie |
US10844302B2 (en) | 2009-11-20 | 2020-11-24 | Rv Lizenz Ag | Thermal and chemical utilization of carbonaceous materials, in particular for emission-free generation of energy |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
DE2807326C2 (de) | 1982-03-18 |
CA1120730A (en) | 1982-03-30 |
ZA787229B (en) | 1979-12-27 |
GB2015025B (en) | 1982-07-21 |
GB2015025A (en) | 1979-09-05 |
PL213589A1 (de) | 1979-12-03 |
JPS54123642A (en) | 1979-09-26 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP0127092B1 (de) | Mittellastkraftwerk mit einer integrierten Kohlevergasungsanlage | |
DE69834890T3 (de) | Verfahren und Vorrichtung zur Gaserzeugung für Direktreduktionsreaktoren | |
DE2246407C2 (de) | Verfahren zum Erzeugen elektrischer Energie | |
EP0413199B1 (de) | Verfahren zur Minderung des Kohlendioxidgehalts des Abgases eines Gas- und Dampfturbinenkraftwerks und danach arbeitendes Kraftwerk | |
DE1545461A1 (de) | Verfahren zur Herstellung von ueberwiegend Kohlenmonoxyd und bzw. oder Wasserstoff enthaltenden Gasen aus festen Brennstoffen | |
EP0159610A1 (de) | Gasturbinen- und Dampfkraftwerk mit einer integrierten Kohlevergasungsanlage | |
DE2535105A1 (de) | Verfahren zum herstellen von methanhaltigen gasen mit hohem waermegehalt | |
DE2429993A1 (de) | Verfahren zum erzeugen elektrischer energie | |
DE2807326A1 (de) | Verfahren und anlage zur brennstoffversorgung eines der spitzenstromerzeugung dienenden gas-dampfturbinenkraftwerkes | |
DE2926892A1 (de) | Verfahren zur herstellung eines wasserstoffhaltigen gases | |
WO2011012393A2 (de) | Flugstromvergaser mit integriertem strahlungskühler | |
DE2335659A1 (de) | Verfahren zur erzeugung eines methanhaltigen gases | |
EP0290913B1 (de) | Verfahren und Vorrichtung zur Reinigung von Rohgasen unter gleichzeitiger Gewinnung von Synthese- und Brenngas | |
DE2659752C3 (de) | Verfahren zum Entschwefeln von auf unter 0,1 mm zerkleinerter Kohle | |
DE2400772C3 (de) | ||
EP0159611A1 (de) | Kraftwerk mit einem Hochtemperaturreaktor und einer Anlage zur Herstellung von Chemierohstoffen | |
DE2623489A1 (de) | Verfahren zur erzeugung eines heizwertreichen, staubarmen gases | |
DE2924245A1 (de) | Verfahren zur deckung von bedarfsspitzen und/oder schwankenden bedarfsmengen bei der erzeugung von elektrischer energie in einem kraftwerk sowie anlage zur anwendung dieses verfahrens | |
DE102010033612A1 (de) | Erzeugung von Methan aus nicht gasförmigen Brennstoffen | |
WO2010037602A2 (de) | Nutzung der fühlbaren wärme des rohgases bei der flugstromvergasung | |
DE4317319A1 (de) | Verfahren der flexiblen und integrierten Reststoffvergasung | |
DE10031501B4 (de) | Verfahren zur qualitätsgerechten Bereitstellung von Brenn-, Synthese- und Mischgasen aus Abfällen in einem aus einer Gaserzeugungsseite und einer Gasverwertungsseite bestehenden Verbund | |
EP0284853B1 (de) | Kombiniertes Gas- und Dampfturbinenkraftwerk | |
AT502147B1 (de) | Verfahren zum katalytischen konvertieren von klärschlamm | |
DE102008059488B3 (de) | Einsatz von Prozesskondensaten zur Substitution von deionisiertem Wasser bei der Vergasung mit Vollquench |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
OAP | Request for examination filed | ||
OD | Request for examination | ||
D2 | Grant after examination | ||
8339 | Ceased/non-payment of the annual fee |