DE60034529T2 - Brenngasentspannungsturbine für einen sauerstoffaufblas-vergaser und zugehöriges verfahren - Google Patents

Brenngasentspannungsturbine für einen sauerstoffaufblas-vergaser und zugehöriges verfahren Download PDF

Info

Publication number
DE60034529T2
DE60034529T2 DE60034529T DE60034529T DE60034529T2 DE 60034529 T2 DE60034529 T2 DE 60034529T2 DE 60034529 T DE60034529 T DE 60034529T DE 60034529 T DE60034529 T DE 60034529T DE 60034529 T2 DE60034529 T2 DE 60034529T2
Authority
DE
Germany
Prior art keywords
gas
fuel gas
burner
turbine
expander
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.)
Expired - Fee Related
Application number
DE60034529T
Other languages
English (en)
Other versions
DE60034529D1 (de
Inventor
David Andrew Clifton Park Stats
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.)
General Electric Co
Original Assignee
General Electric Co
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 General Electric Co filed Critical General Electric Co
Publication of DE60034529D1 publication Critical patent/DE60034529D1/de
Application granted granted Critical
Publication of DE60034529T2 publication Critical patent/DE60034529T2/de
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Fee Related legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
    • F25J3/04521—Coupling of the air fractionation unit to an air gas-consuming unit, so-called integrated processes
    • F25J3/04527—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general
    • F25J3/04539—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general for the H2/CO synthesis by partial oxidation or oxygen consuming reforming processes of fuels
    • F25J3/04545—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general for the H2/CO synthesis by partial oxidation or oxygen consuming reforming processes of fuels for the gasification of solid or heavy liquid fuels, e.g. integrated gasification combined cycle [IGCC]
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
    • F25J3/04521—Coupling of the air fractionation unit to an air gas-consuming unit, so-called integrated processes
    • F25J3/04563—Integration with a nitrogen consuming unit, e.g. for purging, inerting, cooling or heating
    • F25J3/04575—Integration with a nitrogen consuming unit, e.g. for purging, inerting, cooling or heating for a gas expansion plant, e.g. dilution of the combustion gas in a gas turbine
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
    • F25J3/04521—Coupling of the air fractionation unit to an air gas-consuming unit, so-called integrated processes
    • F25J3/04593—The air gas consuming unit is also fed by an air stream
    • F25J3/046—Completely integrated air feed compression, i.e. common MAC
    • 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]
    • 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)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Control Of Eletrric Generators (AREA)

Description

  • HINTERGRUND DER ERFINDUNG
  • Diese Erfindung betrifft allgemein Gasturbinen und insbesondere integrierte Kohlevergasungssysteme mit kombiniertem Kreislauf.
  • Integrierte Vergasungssysteme mit kombiniertem Kreislauf, stellen flexible Betriebssysteme dar, die Kohle auf umweltverträgliche Weise verbrennen.
  • Diese Systeme enthalten u. a. Folgendes:
    W099-14473 beschreibt einen Synthesegasexpander, der stromaufwärts zu der Gasturbine angeordnet ist. Die Erfindung verbessert die Zuverlässigkeit beim Verbrennen eines als Brennstoff für eine Strom erzeugende Gasturbine dienenden Synthesegases, indem unmittelbar stromaufwärts zu der Gasturbine ein Synthesegasexpander integriert wird, wobei durch eine zusätzliche Leistungsabgabe des Expanders sowie durch Reduktion oder Beseitigung der Stickstoffkompression mithilfe einer Luftzerlegungseinheit zur Steuerung von Stickstoffoxiden ein höherer Wirkungsgrad herbeigeführt wird.
  • Die W097-39235 beschreibt die synergistische Integration der lösungsmittelbasierten physikalischen Sauergasentfernung in Anlagen, die die Vergasung nutzen. Der Vergasungsbereich einer IGCC-Anlage weist eine Entschwefelungseinheit auf, die ein sauberes Gas erzeugt, das zur Kühlung der Entschwefelungseinheit expandiert wird. Bevorzugte Ausführungsformen enthalten eine intervenierende Prozesseinheit, die einen Membranabscheider, eine Syntheseeinheit oder einen Wärmetauscher mit kaltem Stickstoff umfasst, der stromabwärts einer Luftzerlegungseinheit expandiert wird.
  • Der konventionelle Dampfturbinenprozess wird zum Erzeugen von Elektrizität aus Steinkohle eingesetzt. Verbesserungen des Wirkungsgrads sind jedoch durch die Materialeigenschaften und Betriebsanforderungen begrenzt. Steinkohle-Kraftwerksanlagen, die im mittleren oder oberen Lastbereich laufen sollen, müssen die Anforderungen an ein gutes Lastverhalten erfüllen. Dies erfordert das Halten von Frischdampf zuständen in dem konventionellen Temperaturbereich von 540 bis 560 °C und die Aufrechterhaltung eines überkritischen Drucks. Eine signifikante Verbesserung des Prozesses kann nur erreicht werden, wenn die Bedingungen des Kombiprozesses, der in mit Erdgas oder Erdöl betriebenen Kraftwerksanlagen angewendet wird, auch zur Erzeugung von Elektrizität aus Steinkohle genutzt werden kann. Hierzu ist jedoch die Voll- oder wenigstens Teilvergasung der Kohle notwendig. Obwohl die Vergasung von Kohle als Energieumwandlungsprozess beträchtliche Umwandlungsverluste einschließt, ist der Wirkungsgrad des kombinierten Prozesses so günstig, dass diese Verluste nicht nur kompensiert, sondern überkompensiert werden. Weinzierl, K.: „Kohlevergasung zur Wirkungsgradverbesserung im Kraftwerk: Das VEW-Kohleumwandlungsverfahren im Vergleich zu alternativen Lösungen." VGB KRAFTWERKSTECHNIK 62 Nr.5, Mai 1982. 365-379.
  • Diese Systeme enthalten in der Regel luft- oder sauerstoffgespeiste Vergaser. Bei sauerstoffgespeisten Vergasern ist der optimale Druck wesentlich höher als der von der Gasturbine benötigte Brennstoffdruck. Wenn bei luftgespeisten Vergasern die Leistung zur Komprimierung von Luft für den Vergaser von einem Motor bereitgestellt wird, senkt der Leistungsbedarf die Gesamtleistungsabgabe der Anlage. Bei sauerstoffgespeisten Vergasern wird durch das Installieren einer Gasentspannungsturbine oder eines Turboexpanders im Brenngasstrom und durch das indirekte Erhöhen der Eintrittstemperatur mithilfe von Wärmetauschern Leistung rückgewonnen. Zusätzliche Leistung wird rückgewonnen, indem dem Expander ein Brenner hinzugefügt wird, und indem der Druck durch den Expander hindurch gelassen wird und indem die Leistungsabgabe des Expanders zum Antreiben eines Generators oder einer anderen Last verwendet wird.
  • Genauer gesagt wird Abgas aus dem Vergas entweder in einem zweizügigen Synthesegaskühler (einem Strahlungskühler gefolgt von einem konventionellen Kühler) oder in einem Quenchkühler gekühlt, bei dem Wasser in den Kühler eingespritzt wird. Das Brenngas wird zur Filterung von Partikeln weiter behandelt. Ein Turboexpander wird hinzugefügt, um den Gasdruck auf den Gasturbinenbetriebsdruck zu reduzieren und Nutzleistung rückzugewinnen. Zur Partikelfilterung und Nutzwärmeabfuhr muss in der Regel die Temperatur vor dem Expander über die Kühltemperatur erhöht werden. Dies wurde in der Vergangenheit mithilfe von Wärmetauschern und, in gewissem Umfang, durch das Hinzufügen eines Shift-Reaktors zur Temperaturerhöhung erreicht.
  • KURZÜBERBLICK ÜBER DIE ERFINDUNG
  • In dieser Erfindung wird stromaufwärts von dem Turboexpander ein Brenner hinzugefügt, und eine geringe Menge Sauerstoff wird dem Brenner hinzugefügt, um die Leistungsabgabe des Expanders zu erhöhen, wodurch die Menge an Nutzarbeit erhöht wird, aber die Komplexität des Systems nicht erheblich vergrößert wird.
  • Das druckreduzierte Brenngas wird dann gekühlt und durch ein Entschwefelungssystem geleitet, erwärmt und dann der Gasturbine zugeführt.
  • Gemäß einem ersten Aspekt der Erfindung wird eine Kraftwerksanlage mit einer Gasturbine bereitgestellt, die Brenngas aus einem sauerstoffgespeisten Vergaser zur Verbrennung bei einem festgelegten Druck nutzt, um eine primäre Last anzutreiben, und bei welcher der Druck des von dem Vergaser zugeführten Brenngases höher als der festgelegte Druck ist, wobei die Erfindung durch eine Anordnung zum Absenken des Brenngasdrucks auf einen niedrigeren, von der Gasturbine benötigten Druck gekennzeichnet ist, die einen Brenner und einen Expander stromabwärts von dem Brenner umfasst, wobei der Brenner und der Expander zwischen dem Vergaser und der Gasturbine angeordnet sind; wobei die Anlage ferner eine Dampfturbine und einen Wärmerückgewinnungs-Dampfgenerator (Heat Recovery Steam Generator, HRSG), in dem verbrauchter Dampf aus der Dampfturbine durch Abgaswärme von der Gasturbine erneut erwärmt wird, sowie eine stromabwärts von dem Expander angeordnete Entschwefelungseinheit umfasst, wobei die Entschwefelungseinheit das Brenngas in eine Erwärmungseinheit zurückführt, welche das Brenngas erwärmt.
  • KURZBESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN
  • Die einzige Zeichnungsfigur ist ein schematisches Flussdiagramm eines sauerstoffgespeisten Vergasers, der in ein System mit kombiniertem Kreislauf integriert ist.
  • DETAILLIERTE BESCHREIBUNG DER ERFINDUNG
  • In der Figur enthält eine IGCC-Kombianlage (Integrated Gasification Combined Cycle) mit integrierter Kohlevergasung eine Gasturbine 10, deren Abgas zur Erwärmung von Dampf in einem Wärmerückgewinnungs-Dampfgenerator einer Dampfturbine verwendet wird, wobei die Kombination aus Wärmerückgewinnungsgenerator und Dampfturbine durch 12 gekennzeichnet ist. Die Dampfturbine treibt normalerweise einen Generator 14 an, um beispielsweise elektrischen Strom zu erzeugen.
  • Der Gasturbine 10 wird Brenngas über die Leitung 16 und Luft über die Leitung 18 zugeführt. Luft wird dem Gasturbinenverdichter über die Leitung 20 entzogen und de, Luftzerleger 22 zugeführt, wobei Stickstoff (N2) über die Leitung 24 zu der Gasturbine zurückgeführt wird und wobei Hochdrucksauerstoff der Vergasungs-/Festkörperfiltereinheit oder dem Vergaser 26 über die Leitung 28 zugeführt wird. Der Stickstoff (N2), welcher der Gasturbine zugeführt wird, erhöht auch die Turbinenleistung. Die Vergasungs-/Festkörperfiltereinheit 26 nimmt zusammen mit dem Hochdrucksauerstoff in Leitung 28 Kohle aus der Leitung 30 und Dampf aus der Leitung 32 auf. Rohgas tritt aus der Einheit 26 über die Leitung 34 aus und wird der Gaskühlungs-/Partikelfilter- und Brenngaserwärmungseinheit 36 zugeführt. In der Einheit 36 führt die Partikelfilterung zur Entstehung von Kohlenstoff, der über die Leitung 38 zur Vergasungseinheit zurückgeführt wird.
  • Da der optimale Vergaserdruck viel höher ist als der erforderliche Gasturbinen-Brennstoffdruck, tritt das Brenngas aus der Einheit 36 aus und wird über die Leitung 40 dem Brenner 42 zugeführt, wo das Brenngas über die Leitung 44 mit einem Strom aus Luft oder Sauerstoff (O2) vermischt wird. Die resultierenden Verbrennungsgase werden über die Leitung 46 einem Turboexpander 48 zugeführt, wo der Gasdruck auf den Gasturbinenbetriebsdruck gesenkt wird, und Nutzleistung dient zum Antreiben eines optionalen Generators 50 oder einer anderen Last. Die dem Brenner zugeführte Menge an Luft oder Sauerstoff (O2) variiert je nach der Leistungsabgabe des Expanders. Der expandierte Brennstoff wird über die Leitung 52 einer Gaskühlungs-/Entschwefelungseinheit 54 zugeführt, wobei gekühltes Brenngas über die Leitung 36 zu dem Gaserwärmungsabschnitt der Einheit 36 zurückgeführt wird und Schwefel über die Leitung 58 rückgewonnen wird.
  • Brenngas mit niedrigem Druck, d. h. mit Gasturbinenbetriebsdruck, wird auf die gewünschte-Eintrittstemperatur erwärmt und dann über die Leitung 16 der Gasturbine 10 zugeführt.
  • Ebenfalls vorhanden ist ein konventioneller (und optionaler) integrierter Wärmestrom, der durch die Leitung 60 angezeigt wird, die zwischen dem Brenngaserwärmungsabschnitt der Einheit 36 und der Gaskühlungs- und Entschwefelungseinheit 54 verläuft.
  • Während die Erfindung im Zusammenhang mit der Ausführungsform beschrieben wurde, die derzeit für die praktikabelste und bevorzugte Ausführungsform erachtet wird, versteht es sich, dass die Erfindung nicht auf die dargelegte Ausführungsform beschränkt ist, sondern im Gegenteil verschiedene Modifikationen und gleichwertige Anordnungen einschließen soll, die dem Geltungsbereich der beigefügten An sprüche entsprechen.

Claims (7)

  1. Kraftwerksanlage, die Folgendes aufweist: eine Gasturbine (10), die Brenngas aus einem sauerstoffgespeisten Vergaser (26) zur Verbrennung bei einem festgelegten Druck nutzt, um eine primäre Last (50) anzutreiben, und bei welcher der Druck des von dem Vergaser (26) zugeführten Brenngases höher als der festgelegte Druck ist; eine Anordnung zum Absenken des Brenngasdrucks auf einen niedrigeren, von der Gasturbine benötigten Druck, umfassend einen Brenner (42) und einen Expander (48) stromabwärts von dem Brenner, wobei der Brenner und der Expander zwischen dem Vergaser und der Gasturbine (10) angeordnet sind; wobei die Anlage ferner eine Dampfturbine und einen Wärmerückgewinnungs-Dampfgenerator (12), in dem verbrauchter Dampf aus der Dampfturbine durch Abgaswärme von der Gasturbine (10) erneut erwärmt wird, sowie eine stromabwärts von dem Expander angeordnete Entschwefelungseinheit (54) umfasst, wobei die Entschwefelungseinheit das Brenngas in eine Erwärmungseinheit (36) zurückführt, welche das Brenngas erwärmt.
  2. Anlage nach Anspruch 1, wobei der Expander (48) einen Generator (50) antreibt.
  3. Anlage nach Anspruch 1 einschließlich Mitteln, um aus dem Expander (16, 56) austretendes Gas der Gasturbine (10) zuzuführen.
  4. Anlage nach Anspruch 1, wobei das in den Brenner (42) strömende Brenngas von dem sauerstoffgespeisten Vergaser (26) zugeführt wird, mit zwischen dem Verga ser (26) und dem Brenner (42) angeordneten Gaskühlungs- und Partikelfiltereinheit (36).
  5. Anlage nach Anspruch 1 mit einer Luftzerlegungseinheit (22), die Stickstoff (N2) und Luft mit der Gasturbine (10) austauschen.
  6. Anlage nach Anspruch 5, wobei Sauerstoff aus der Luftzerlegungseinheit (22) dem Vergaser (26) zugeführt wird.
  7. Anlage nach Anspruch 1 einschließlich Mitteln zum Zuführen von Luft oder Sauerstoff (44) zu dem Brenner (42).
DE60034529T 1999-06-03 2000-05-16 Brenngasentspannungsturbine für einen sauerstoffaufblas-vergaser und zugehöriges verfahren Expired - Fee Related DE60034529T2 (de)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US09/325,174 US6314715B1 (en) 1999-06-03 1999-06-03 Modified fuel gas turbo-expander for oxygen blown gasifiers and related method
US325174 1999-06-03
PCT/US2000/013443 WO2000075499A1 (en) 1999-06-03 2000-05-16 Modified fuel gas turbo-expander for oxygen blown gasifiers and related method

Publications (2)

Publication Number Publication Date
DE60034529D1 DE60034529D1 (de) 2007-06-06
DE60034529T2 true DE60034529T2 (de) 2007-11-22

Family

ID=23266761

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
DE60034529T Expired - Fee Related DE60034529T2 (de) 1999-06-03 2000-05-16 Brenngasentspannungsturbine für einen sauerstoffaufblas-vergaser und zugehöriges verfahren

Country Status (6)

Country Link
US (1) US6314715B1 (de)
EP (1) EP1102926B1 (de)
JP (1) JP2003501583A (de)
CA (1) CA2338619C (de)
DE (1) DE60034529T2 (de)
WO (1) WO2000075499A1 (de)

Families Citing this family (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
HU222969B1 (hu) * 1998-07-13 2004-01-28 Norsk Hydro Asa Eljárás villamos energia, gőz és szén-dioxid termelésére szénhidrogén nyersanyagból
DE19846225C2 (de) * 1998-10-07 2002-05-29 Siemens Ag Gas- und Dampfturbinenanlage
US20030131582A1 (en) * 2001-12-03 2003-07-17 Anderson Roger E. Coal and syngas fueled power generation systems featuring zero atmospheric emissions
US7513118B2 (en) 2005-08-10 2009-04-07 Alstom Technology Ltd. Method for operating a gas turbine and a gas turbine for implementing the method
WO2007017490A1 (de) * 2005-08-10 2007-02-15 Alstom Technology Ltd Verfahren zum betrieb einer gasturbine sowie gasturbine zur durchführung des verfahrens
US20110126549A1 (en) * 2006-01-13 2011-06-02 Pronske Keith L Ultra low emissions fast starting power plant
US7665291B2 (en) * 2006-04-04 2010-02-23 General Electric Company Method and system for heat recovery from dirty gaseous fuel in gasification power plants
JP5415276B2 (ja) 2006-12-01 2014-02-12 アルストム テクノロジー リミテッド ガスタービンを運転する方法
EP1944268A1 (de) 2006-12-18 2008-07-16 BP Alternative Energy Holdings Limited Verfahren
US20110036096A1 (en) * 2009-08-13 2011-02-17 General Electric Company Integrated gasification combined cycle (igcc) power plant steam recovery system
CN102628401B (zh) * 2012-04-24 2014-02-26 哈尔滨工业大学 一种煤基燃料近零排放发电系统及方法
US10458329B2 (en) * 2014-03-06 2019-10-29 Uop Llc System and process for recovering power and steam from regenerator flue gas

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2675672A (en) * 1954-04-20 Schsrner
US4549396A (en) 1979-10-01 1985-10-29 Mobil Oil Corporation Conversion of coal to electricity
GB8613348D0 (en) 1986-06-03 1986-07-09 Humphreys & Glasgow Ltd Power from coal
US4999993A (en) 1987-11-25 1991-03-19 Fluor Corporation Reactor expander topping cycle
WO1997039235A1 (en) 1996-04-18 1997-10-23 Fluor Corporation Synergistic integration of physical solvent agr with plants using gasification
US5901547A (en) * 1996-06-03 1999-05-11 Air Products And Chemicals, Inc. Operation method for integrated gasification combined cycle power generation system
US5753198A (en) * 1996-12-30 1998-05-19 General Electric Company Hot coal gas desulfurization
US6061936A (en) 1997-09-12 2000-05-16 Texaco Inc. Synthesis gas expander located immediately upstream of combustion turbine
US6033456A (en) 1998-02-06 2000-03-07 Texaco Inc. Integration of partial oxidation process and direct reduction reaction process
EP0950637B1 (de) * 1998-04-16 2004-08-25 Haldor Topsoe A/S Verfahren und Vorrichtung zur kombinierten Herstellung von Ammoniak-Synthesegas und Leistung

Also Published As

Publication number Publication date
US6314715B1 (en) 2001-11-13
EP1102926B1 (de) 2007-04-25
EP1102926A1 (de) 2001-05-30
CA2338619A1 (en) 2000-12-14
CA2338619C (en) 2009-07-07
JP2003501583A (ja) 2003-01-14
DE60034529D1 (de) 2007-06-06
WO2000075499A1 (en) 2000-12-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
DE19940763B4 (de) Im kombinierten Zyklus arbeitender Energieerzeuger mit integrierter Kohlevergasung
DE69918492T2 (de) Turbine à gaz à chauffage indirect integree à une unite de separation des gaz de l'air
EP0150340B1 (de) Verfahren zum Betreiben einer kombinierten Gas-Dampfturbinen-Kraftwerkanlage
EP0148973B1 (de) Kombinierte Gasturbinen-Dampfturbinen-Anlage mit vorgeschalteter Kohlevergasungsanlage
DE4301100C2 (de) Verfahren zum Betrieb eines Kombikraftwerkes mit Kohle- oder Oelvergasung
DE2743830C2 (de) Verfahren zum Betreiben einer kombinierten Gas-Dampfkraftanlage und Gas-Dampfkraftanlage zur Durchführung des Verfahrens
DE60034529T2 (de) Brenngasentspannungsturbine für einen sauerstoffaufblas-vergaser und zugehöriges verfahren
DE102007053192A1 (de) Kraftwerke mit Gasturbinen zur Erzeugung von Elektroenergie und Prozesse zu der Reduzierung von CO2-Emissionen
DE112009001835T5 (de) System und Verfahren zum Betreiben eines Gasturbinenantriebs mit einem alternativen Arbeitsfluid
DE102004039164A1 (de) Verfahren zur Erzeugung von Energie in einer eine Gasturbine umfassenden Energieerzeugungsanlage sowie Energieerzeugungsanlage zur Durchführung des Verfahrens
DE102007050781A1 (de) Systeme und Verfahren zur Energieerzeugung mit Kohlendioxydabsonderung
DE112009001834T5 (de) System und Verfahren zum Betreiben eines Energieerzeugungssystems mit einem alternativen Arbeitsfluid
WO2008065156A1 (de) Verfahren zum betrieb einer gasturbine
DE69825868T2 (de) Synthesegasexpander der sich direkt vor einer gasturbine befindet
DE112009000341B4 (de) Verfahren und Systeme zur integrierten Kesselspeisewassererwärmung
DE3302260A1 (de) Verfahren zur niederdruckvergasung von kohle
EP1105624B1 (de) Gas- und dampfturbinenanlage
CH698638A2 (de) Verfahren zur Einspritzung von Verdünnungsmittel in eine Gasturbinenanordnung.
DE3907217C2 (de)
DE4303174A1 (de) Verfahren zum Erzeugen elektrischer Energie
EP1099042B1 (de) Gas- und dampfturbinenanlage
DE102009038323A1 (de) Verfahren und Vorrichtung zur Verwertung von Biomasse
DE112006002028B4 (de) Verfahren zum Betrieb einer Gasturbine sowie Gasturbine zur Durchführung des Verfahrens
EP0086261A1 (de) Kombinierter Gas-/Dampfturbinenprozess
DE102007060550A1 (de) System und Verfahren für emissionsarme Verbrennung

Legal Events

Date Code Title Description
8364 No opposition during term of opposition
8339 Ceased/non-payment of the annual fee