EA004897B1 - Способ использования запасов газа с низким содержанием метана в качестве топлива для газовых турбин - Google Patents
Способ использования запасов газа с низким содержанием метана в качестве топлива для газовых турбин Download PDFInfo
- Publication number
- EA004897B1 EA004897B1 EA200200631A EA200200631A EA004897B1 EA 004897 B1 EA004897 B1 EA 004897B1 EA 200200631 A EA200200631 A EA 200200631A EA 200200631 A EA200200631 A EA 200200631A EA 004897 B1 EA004897 B1 EA 004897B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- natural gas
- gas
- hydrogen
- methane
- hydrated
- Prior art date
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
-
- 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
- F02C3/22—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 gaseous at standard temperature and pressure
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Catalysts (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
- Industrial Gases (AREA)
- Low-Molecular Organic Synthesis Reactions Using Catalysts (AREA)
- Output Control And Ontrol Of Special Type Engine (AREA)
Abstract
В изобретении описан способ использования в качестве топлива для газовой турбины запасов природного газа с низким содержанием метана. Изобретение позволяет использовать запасы такого газа в качестве топлива для газотурбинных электрогенераторов. При осуществлении предлагаемого способа добываемый природный газ, в котором содержится приблизительно не более 40 об.% метана, смешивают с газообразным водородом, получая смесь обогащенного водородом метана и газообразного водорода, содержание в которой водорода обеспечивает устойчивый режим сгорания топлива. При необходимости смесь обогащенного водородом метана и водорода обезвоживают, удаляя из нее воду в количестве, достаточном для устойчивого сгорания обогащенной водородом обезвоженной смеси метана и водорода. Обогащенная водородом смесь водорода и содержащегося в природном газе метана используется в качестве топлива для газотурбинных генераторов.
Description
Настоящее изобретение относится к способу использования в качестве топлива природного газа с низким содержанием метана, теплотворная способность которого в обычных условиях не достаточна для получения дешевой электрической энергии с помощью газотурбинных генераторов. Изобретение, в частности, относится к использованию в качестве топлива смеси газов, в которой концентрация газообразного метана не превышает приблизительно 40 об.% от общего объема газа. В используемой в качестве топлива смеси газов содержится газообразный водород, который способствует ее более эффективному сгоранию.
Предпосылки создания изобретения
В настоящее время существуют большие запасы природного газа с относительно низким содержанием метана. Содержание в природном газе метана на большинстве месторождений не превышает 40 об.%. В настоящее время из природного газа после удаления из него загрязняющих примесей получают перекачиваемый по газопроводам газ высокого качества, концентрация метана в котором составляет приблизительно от более 95 до более 99 об.%. Перекачиваемый по газопроводам газ с высоким содержанием метана затем обрабатывают, добавляя к нему водород, и используют в качестве топлива в газовых турбинах, как это описано, например, в ЕР 0351094 А1 и И8 4132065. Получение из природного газа, в котором содержание метана не превышает приблизительно 40 об.%, перекачиваемого по газопроводам высококачественного газа связано с высокими затратами, и поэтому использование такого газа в качестве топлива в вырабатывающих электрическую энергию газотурбинных генераторах оказывается экономически нецелесообразным. Кроме того, природный газ, содержание метана в котором не превышает приблизительно 40 об.%, нельзя использовать в качестве топлива в газотурбинных электрогенераторах, поскольку природный газ со столь низким содержанием метана не создает устойчивого пламени без применения специальных катализаторов и соответствующего согласования количества подаваемого в камеру сгорания кислорода с количеством других участвующих в процессе горения компонентов.
Краткое изложение сущности изобретения
Настоящее изобретение относится к способу использования в качестве топлива для газовых турбин запасов природного газа с относительно низким содержанием метана. Предлагаемое в изобретении решение позволяет использовать такие запасы природного газа в качестве топлива для газотурбинных электрогенераторов. В настоящее время, как уже было отмечено выше, такой газ можно использовать в качестве топлива для газовых турбин только после его соответствующей обработки и удаления из него различных примесей. Кроме того, о чем также уже было сказано выше, существую щая в настоящее время технология обработки природного газа связана с высокими затратами, и поэтому при высокой стоимости газа его использование в качестве топлива для газовых турбин является экономически нецелесообразным. В соответствии с предлагаемым в настоящем изобретении способом природный газ очищают от содержащихся в нем загрязняющих окружающую среду примесей, оставляя в нем для максимального увеличения массового расхода поступающего в газовую турбину газа инертные газы, в частности диоксид углерода, и используя газообразный водород или изменяя с его помощью процентное содержание в газе метана, получают горючую содержащую водород и метан смесь, которую можно использовать в газовых турбинах в качестве газообразного топлива, теплотворная способность которого составляет по меньшей мере 110 Британских тепловых единиц (БТЕ) на куб.фут при нормальных условиях (298 ккал/м3 ) и которое в отличие от обычного природного газа, содержащего приблизительно от более 95 до более 99 об.% метана, позволяет создавать в камере сгорания устойчивый режим горения и повышать полезную мощность турбины. При осуществлении предлагаемого в изобретении способа добываемый природный газ, содержащий не более 40 об.% метана, смешивают с газообразным водородом с получением обогащенной водородом смеси метана и водорода (которую можно назвать обогащенным водородом природным газом), содержание в которой водорода достаточно для сжигания топлива в режиме устойчивого горения. При необходимости обогащенную водородом смесь метана и водорода можно подвергнуть осушке, удалив из нее воду в количестве, достаточном для сжигания обогащенной водородом обезвоженной смеси метана и водорода в режиме устойчивого горения. Одной из существенных особенностей предлагаемого в изобретении способа является наличие в обогащенной водородом смеси метана и водорода по меньшей мере 6 об.% водорода. Полученную предлагаемым в изобретении способом устойчиво горящую обогащенную водородом обезвоженную смесь метана и водорода используют затем в качестве топлива в газотурбинных электрогенераторах. Предлагаемый в настоящем изобретении способ позволяет увеличить мощность газовой турбины по меньшей мере на 10% по сравнению с турбинами, в которых в качестве топлива используется обычный природный газ с содержанием метана приблизительно от 95 до более 99 об.%. В большинстве случаев реализация настоящего изобретения позволяет увеличить выходную мощность турбины по меньшей мере на 20% и максимум на 30%, причем последнее значение обусловлено ограничениями, связанными с конструкцией и механической прочностью газовой турбины.
В соответствии с одной из отличительных особенностей предлагаемого в изобретении способа часть содержащегося в природном газе метана каталитически конвертируют или превращают в газообразный водород, который входит в состав обогащенной водородом смеси метана и водорода. Конверсия метана происходит в результате следующих реакций:
СН4 + СО2 2СО +2Н2 СН4 + 2Н2О СО2 +4Н2
В соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения из природного газа до конверсии содержащегося в нем метана удаляют сульфиды и другие сернистые компоненты, такие как СО8, К8Н и К88К, используя для этого физический растворитель, позволяющий получить природный газ, не содержащий активных соединений серы. Физический растворитель, селективно удаляя из природного газа сероводород и другие сернистые газы, практически не меняет содержание в нем диоксида углерода и других инертных газов, таких как гелий, аргон и азот. В качестве физического растворителя можно использовать растворитель, выбранный из группы, включающей метанол, смесь диметиловых эфиров полиэтиленгликоля (с молекулярной массой около 280), пропиленкарбонат (1кип 240°С), И-метил-2пирролидон (I.... 202°С), смесь метилового и изопропилового эфиров олигоэтиленгликоля (1[к||| 320°С), три-н-бутилфосфонат (1кип 180°С при 30 мм рт.ст.) и метилцианоацетат (1кип 202°С). Обессеренный (не содержащий активных соединений серы) природный газ смешивают с водой в количестве, достаточном для получения из метана водорода и сжигания топлива в устойчивом режиме горения или получения газообразного топлива, теплотворная способность которого превышает 110 БТЕ на куб. фут при нормальных условиях (298 ккал/м3). При этом удалять из природного газа сероводород и другие сернистые газы следует до получения водорода из части метана в результате реформинга, при котором используют катализатор, который может потерять свои качества при отравлении сероводородом или другим сернистым газом. К чувствительным к отравляющему действию серы катализаторам, которые можно использовать при осуществлении предлагаемого в изобретении способа, относятся катализаторы серии С11 фирмы Ипйей Са1а1ук1 1пс., катализаторы марки К67 фирмы На1йот Торкое и катализаторы 61-25 фирмы ВЛ8Е (все указанные выше названия катализаторов являются товарными знаками, принадлежащими соответствующим фирмам-изготовителям). В качестве высокотемпературных катализаторов конверсии обессеренного природного газа обычно используют катализаторы на основе железа, хрома и меди. Низкотемпературные катализаторы конверсии обессеренного природного газа обычно представляют собой катализаторы на основе меди, цинка и алюминия.
Согласно еще одному из предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения реакцию конверсии проводят при наличии в газе серы или ее соединений, используя для этого такие катализаторы, как катализаторы серии С25 фирмы Ипйей Са1а1ук1 1пс., катализаторы марки К8-11 фирмы ВЛ8Е и катализаторы марки 88К фирмы На1йот Торкое. Эти катализаторы представляют собой по существу катализаторы на основе хрома и молибдена. В этом варианте сернистый природный газ и воду смешивают с определенным количеством воды, получая смесь газообразного метана и воды, из которой образуется или получается в результате соответствующего преобразования газообразный водород в количестве, достаточном для устойчивого сжигания обогащенной водородом смеси метана и водорода, в которой содержится не более 40 об.% метана.
В другом варианте используют запасы природного газа, в котором содержится менее 35, 25 или даже менее 20 об.% метана, который используют в качестве топлива в газовой турбине и получают при этом большую мощность, чем при использовании в ней в качестве топлива обычного перекачиваемого по газопроводам метана. При осуществлении изобретения соответствующее количество метана превращают в водород с получением газообразной смеси метана и водорода, в которой содержится по меньшей мере 6, предпочтительно приблизительно от 6 до 10 об.% водорода. Такой способ позволяет получать устойчиво горящую обогащенную водородом смесь метана и водорода, которую с высокой эффективностью можно использовать в качестве топлива в газотурбинных электрогенераторах.
Краткое описание чертежей
На прилагаемом к описанию чертеже показана технологическая схема установки, предназначенной для осуществления предлагаемого в изобретении способа.
Предпочтительный вариант осуществления изобретения
Поступающий на установку, схема которой показана на чертеже, обессеренный природный газ, содержание в котором метана не превышает 40 об.%, получают после предварительной обработки добываемого в скважине природного газа физическим растворителем, в качестве которого используют метанол, смесь диметиловых эфиров полиэтиленгликоля, пропиленкарбонат, N-метил-2-пирролидон, смесь метилового и изопропилового эфиров олигоэтиленгликоля, три-н-бутилфосфонат или метилцианоацетат, удаляя из него в результате такой обработки только сероводород и другие газообразные сернистые компоненты и оставляя все инертные газы. Обессеренный природный газ по трубопроводу 1 подается в реактор 2 с защит ным слоем оксида цинка, который препятствует эмиссии газообразного сероводорода. После перемешивания в трубопроводе 3 прошедшего через слой оксида цинка обессеренного природного газа с водой образуется смесь газообразного метана и воды. Смесь газа и воды при температуре около 70°Р (21°С) под давлением около 355 фунтов на кв. дюйм по трубопроводу 3 поступает в первый (сточный) теплообменник 4, в котором ее температура повышается приблизительно до 800°Р (427°С). При перемешивании с природным газом соответствующего количества воды происходит конверсия метана в водород с образованием устойчиво горящей обогащенной водородом обезвоженной смеси метана и водорода, которая затем подается в газотурбинный электрогенератор. После перемешивания обессеренного природного газа с водой и его нагревания в теплообменнике нагретая обессеренная смесь природного газа и воды подается по трубопроводу 5 с давлением около 345 фунтов на кв. дюйм (24,3 кг/см2) и температурой около 800°Р (427°С) в змеевик парогенератора для регенерации тепла (змеевик ПГРТ), в котором в результате дальнейшего увеличения температуры из обессеренной смеси природного газа с водой образуется горячая обессеренная смесь газа и воды, которая с температурой около 950°Р (510°С) попадает в трубопровод 7. По трубопроводу 7 горячая смесь обессеренного газа и воды с давлением около 340 фунтов на кв. дюйм (23,9 кг/см2) поступает в реактор 8, в котором в результате конверсии части метана, содержащегося в смеси обессеренного газа с водой, образуется обогащенная водородом смесь метана, водорода и воды. В подаваемой в этот реактор смеси обессеренного газа с водой происходит каталитическое взаимодействие метана с водой с образованием газообразного водорода с давлением около 340 фунтов на кв. дюйм (23,9 кг/см2) и температурой более 700°Р (371°С), предпочтительно в пределах приблизительно от 900°Р (482°С) до 950°Р (510°С). Увеличение температуры способствует более эффективной конверсии, а увеличение давления приводит к обратному результату. Поэтому давление в реакторе не должно превышать 1500 фунтов на кв. дюйм (105,5 кг/см2). После конверсии соответствующего количества метана и образования водорода, количество которого в обезвоженном газе (см. ниже) составляет по меньшей мере 6 об.%, обогащенная водородом смесь метана, водорода и воды при температуре около 855°Р (457°С) и давлении около 335 фунтов на кв. дюйм (23,6 кг/см2) возвращается по трубопроводу 9 в первый (сточный) теплообменник, в котором она нагревает поступающую в него смесь метана с водой. После охлаждения обогащенная водородом смесь метана, водорода и воды по трубопроводу 10 поступает в дегидрирующий барабанный сепаратор 12 (БС), предназначенный для ее обезвоживания. В БС точка росы поступающей в него смеси снижается, и конденсирующаяся вода отделяется от газа. Из поступающей в барабанный сепаратор смеси после отделения воды в количестве, обеспечивающем устойчивый режим горения топлива, получают газ, теплотворная способность которого составляет по меньшей мере около 110 БТЕ на куб. фут при нормальных условиях (298 ккал/м3). Обычно в сепараторе из газа выделяют приблизительно от 97 до 99 или более мас.% содержащейся в нем воды. Вода, образовавшаяся в результате обезвоживания обогащенной водородом смеси метана, газообразного водорода и воды, выводится из БС по трубопроводу 14 и перекачивается при температуре около 100°Р (38°С) и давлении около 500 фунтов на кв. дюйм (35,2 кг/см2) конденсатным насосом 16 по трубопроводу 18 в первый (сточный) теплообменник 4. Обезвоженная обогащенная водородом смесь метана и водорода, содержание в которой водорода составляет по меньшей мере 6 об.% или достаточно для поддержания устойчивого режима горения, из БС при температуре около 100°Р (38°С) и давлении около 325 фунтов на кв. дюйм (22,8 кг/см2) по трубопроводу 20 подается в газотурбинный генератор (ГТГ). Полученное таким путем газообразное топливо, теплотворная способность которого составляет по меньшей мере около 110 БТЕ на куб. фут при нормальных условиях (298 ккал/м3), может использоваться в газотурбинном генераторе в режиме устойчивого сгорания.
Газообразное топливо для газовых турбин можно получать описанным выше способом и из сернистого (не подвергавшегося сероочистке) природного газа, используя катализатор, не чувствительный к воздействию или не отравляемый содержащимися в природном газе сернистыми газами. Учитывая, однако, требования, связанные с защитой окружающей среды, по крайней мере некоторые из содержащихся в природном газе сернистых газов, в частности сероводород, должны быть удалены из него по крайней мере частично.
В другом варианте осуществления изобретения, не показанном на чертежах, предлагается способ повышения полезной мощности газовой турбины генератора, работающей на обезвоженной обогащенной водородом смеси метана с водородом, основанный на наддуве в турбину инертных газов, увеличивающих массовый расход газа в турбине. Суммарное количество газа, сжигаемого в этом варианте в качестве топлива в турбине, должно обеспечивать устойчивый режим горения, а его теплотворная способность должна составлять по меньшей мере около 110 БТЕ на куб.фут при нормальных условиях (298 ккал/м3). Инертные газы следует нагнетать в обогащенную водородом смесь метана после ее сгорания и до попадания выходящих из камеры сгорания горячих газов в детандер турбины. В зависимости от количества содержащегося в
Ί смеси газообразного метана полезную мощность турбины можно за счет этого увеличить приблизительно на 0,5-9%. Увеличение мощности турбины соответствует процентному увеличению массового расхода газов в детандере турбины.
Ниже изобретение проиллюстрировано на примере.
Пример
ХАРАКТЕРИСТИКИ ГАЗОВОЙ ТУРБИНЫ | |||
Единицы измерения | Обычная | С наддувом, повышенной мощности | |
Условия работы | |||
Температура окружающего воздуха | =Р/°С | 60/15,5 | 60/15,5 |
Давление окружающего воздуха (абс.) | фунты на кв. дюйм/кг 2 на см | 11,57/8,135 | 11.57/8,135 |
Относительная влажность | % | 60 | 60 |
Перепад давления на входе | дюймы вод.ст./см вод.ст. | 3,0/29,4 | 3,0/29,4 |
Характеристики турбины | |||
Полезная мощность генератора | кВт/ккал-с | 156100/37309 | 157100/37548 |
Потребление тепла (НТС) | БТЕ/чх10’в/ 1 п-8 ккал-сх10 | 1477,1/0,10 | 1486,9/0,10 |
Тепловая мощность (ПТС) | БТЕ на кВт-ч/ккал-с | 9,461/0,66 | 9,462/0,66 |
Топливо | |||
Состав диоксид углерода водород азот метан другие составляющие | об.% | 62,5 10,0 5,4 20,3 1,8 | 62,5 10,0 5,4 20,3 1,8 |
НТС (низкая теплотворная способность) | БТЕ на фунт/ккал на | 2424,0/1639 | 2424,0/1639 |
Расход газообразного топлива | БТЕ на куб.фут при нормальных условиях /ккал на м3 | 212,5/575,9 | 212,5/575.9 |
фунт в /кг в с | 169,3/76,8 | 170,4/77,3 | |
Давление (абс.) | фунты на кв. дюйм/кг 2 на см | 325/22,9 | 325/22,9 |
Температура | °Е/°С | 80/26,7 | 80/26,7 |
ХАРАКТЕРИСТИКИ ГАЗОВОЙ ТУРБИНЫ
Единицы измерения | Обычная | С наддувом, повышенной МОЩНОСТИ | |
Газ для наддува | |||
Состав диоксид углерода | об.% | 100 | 100 |
Расход | фунт в с /кг в с | 0,0/0,0 | 4,0/1,8 |
Давление (абс.) | фунты на кв. дюйм/кг 2 на см | 285/20,0 | 285/20,0 |
Температура | °Р/°С | 300/149 | 300/149 |
Отработавшие газы | |||
Расход отработавших газов | фунт в /кг в с | 925,3/419,7 | 930,4/422 |
Температура отработавших газов | °Е/°С | 1093,1/589,5 | 1095,1/590,6 |
Состав отработавших газов | об.% | ||
диоксид углерода | 13,79 | 14,12 | |
аргон | 1,07 | 1,07 | |
азот | 65,78 | 65,53 | |
кислород | 9,83 | 9,74 | |
вода | 9,53 | 9,55 | |
Давление отработавших газов | дюймы вод.ст./см вод.ст. | 15,0/38,1 | 15.0/38,1 |
ΝΟχ (термальные) | рршуб при 15%-ном содержании О2 | <10 | <10 |
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
Claims (18)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ обеспечения газовой турбины используемым в качестве топлива метаном, содержащимся в добываемом природном газе, заключающийся в том, что смешивают природный газ и газообразный водород, получая обогащенную водородом смесь метана, и полученную обогащенную водородом смесь метана подают в газовую турбину, отличающийся тем, что природный газ, добываемый из запасов природного газа, содержит не более 40 об.% газообразного метана и обогащенная водородом смесь метана содержит по меньшей мере 6 об.% водорода.
- 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют природный газ с содержанием приблизительно менее 35 об.% метана, а в смеси обогащенного водородом метана содержится приблизительно от 6 до 10 об.% газообразного водорода.
- 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют природный газ с содержанием менее 20 об.% метана, а в смеси обогащенного водородом метана содержится приблизительно от 6 до 10 об.% газообразного водорода.
- 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что из природного газа удаляют по крайней мере один сернистый компонент с получением из него не содержащего активных соединений серы природного газа, при смешивании природного газа с газообразным водородом смешивают обессеренный природный газ с водой, получая гидратированный обессеренный природный газ, каталитически конвертируют часть метана, содержащегося в гидратированном обессеренном природном газе, в газообразный водород, получая гидратированный обогащенный водородом природный газ, обезвоживают гидратированный обогащенный водородом природный газ, получая устойчиво горящий обезвоженный обогащенный водородом природный газ, и используют полученный обезвоженный обогащенный водородом природный газ в качестве топлива для газовой турбины.
- 5. Способ п.4, отличающийся тем, что при удалении из природного газа сернистого компонента из него удаляют сероводород.
- 6. Способ по п.5, отличающийся тем, что сероводород удаляют из природного газа с помощью физического растворителя, удаляя при этом из него минимальное количество инертного газа.
- 7. Способ по п.6, отличающийся тем, что в качестве физического растворителя используют растворитель, выбранный из группы, включающей метанол, смесь диметиловых эфиров полиэтиленгликоля, пропиленкарбонат, И-метил-2пирролидон, смесь метилового и изопропилового эфиров олигоэтиленгликоля, три-н-бутилфосфонат, метилцианоацетат и их смеси.
- 8. Способ по любому из пп.4-7, отличающийся тем, что в обезвоженном, обогащенном водородом природном газе содержится по меньшей мере 6 об.% газообразного водорода.
- 9. Способ по любому из пп.4-7, отличающийся тем, что содержащийся в гидратированном обессеренном природном газе метан каталитически конвертируют с использованием катализатора, выбранного из группы, включающей катализаторы на основе железа, хрома и меди, катализаторы на основе меди, цинка и алюминия и их смеси.
- 10. Способ по п.4, отличающийся тем, что используют природный газ с содержанием метана приблизительно не более 35 об.%, а в обезвоженном обогащенном водородом природном газе содержится приблизительно от 6 до 10 об.% газообразного водорода.
- 11. Способ по п.4, отличающийся тем, что используют природный газ с содержанием метана приблизительно не более 20 об.%, а в обезвоженном, обогащенном водородом природном газе содержится приблизительно от 6 до 10 об.% газообразного водорода.
- 12. Способ по п.1, отличающийся тем, что смешивают сернистый природный газ с водой, получая гидратированный сернистый природный газ, при этом при смешении природного газа с газообразным водородом каталитически конвертируют часть содержащегося в гидратированном сернистом природном газе метана в водород, получая гидратированный, обогащенный водородом природный газ, обезвоживают гидратированный, обогащенный водородом природный газ, получая устойчиво горящий обезвоженный, обогащенный водородом природный газ, и обезвоженный, обогащенный водородом природный газ используют в качестве газообразного топлива для газовой турбины.
- 13. Способ по п.12, отличающийся тем, что в гидратированном, обогащенном водородом природном газе содержится по меньшей мере 6 об.% газообразного водорода.
- 14. Способ по п.12, отличающийся тем, что метан, содержащийся в гидратированном сернистом природном газе, каталитически конвертируют с использованием катализатора на основе хрома и молибдена.
- 15. Способ по п.12, отличающийся тем, что в природном газе содержится не более 35 об.% газообразного метана, а в обезвоженном, обогащенном водородом природном газе содержится приблизительно от 6 до 10 об.% газообразного водорода.
- 16. Способ по п.12, отличающийся тем, что в природном газе содержится не более 20 об.% газообразного метана, а в обезвоженном, обогащенном водородом природном газе содержится приблизительно от 6 до 10 об.% газообразного водорода.
- 17. Способ по п.4, отличающийся тем, что в турбину вместе с обезвоженным, обогащенным водородом природным газом подают методом наддува инертный газ.
- 18. Способ по п.12, отличающийся тем, что в турбину вместе с обезвоженным, обогащенным водородом природным газом подают методом наддува инертный газ.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US09/460,148 US6585784B1 (en) | 1999-12-13 | 1999-12-13 | Method for utilizing gas reserves with low methane concentrations for fueling gas turbines |
PCT/US2000/033746 WO2001042636A1 (en) | 1999-12-13 | 2000-12-13 | Method for utilizing gas reserves with low methane concentrations for fueling gas turbines |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA200200631A1 EA200200631A1 (ru) | 2002-12-26 |
EA004897B1 true EA004897B1 (ru) | 2004-08-26 |
Family
ID=23827560
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA200200631A EA004897B1 (ru) | 1999-12-13 | 2000-12-13 | Способ использования запасов газа с низким содержанием метана в качестве топлива для газовых турбин |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (3) | US6585784B1 (ru) |
EP (1) | EP1238188B1 (ru) |
CN (1) | CN1187519C (ru) |
AT (1) | ATE289004T1 (ru) |
AU (1) | AU776117C (ru) |
DE (1) | DE60018103T2 (ru) |
EA (1) | EA004897B1 (ru) |
HK (1) | HK1055142A1 (ru) |
MY (2) | MY125232A (ru) |
WO (1) | WO2001042636A1 (ru) |
Families Citing this family (56)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6298652B1 (en) * | 1999-12-13 | 2001-10-09 | Exxon Mobil Chemical Patents Inc. | Method for utilizing gas reserves with low methane concentrations and high inert gas concentrations for fueling gas turbines |
AU2003264182B2 (en) * | 2002-09-27 | 2009-05-14 | Commonwealth Scientific And Industrial Research Organisation | A system for catalytic combustion |
AU2002951703A0 (en) * | 2002-09-27 | 2002-10-17 | Commonwealth Scientific And Industrial Research Organisation | A method and system for a combustion of methane |
US6874323B2 (en) * | 2003-03-03 | 2005-04-05 | Power System Mfg., Llc | Low emissions hydrogen blended pilot |
US7631691B2 (en) * | 2003-06-24 | 2009-12-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of treating a subterranean formation to convert organic matter into producible hydrocarbons |
EP1669572A1 (en) * | 2004-12-08 | 2006-06-14 | Vrije Universiteit Brussel | Process and installation for producing electric power |
WO2007126676A2 (en) * | 2006-04-21 | 2007-11-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | In situ co-development of oil shale with mineral recovery |
US20080016768A1 (en) * | 2006-07-18 | 2008-01-24 | Togna Keith A | Chemically-modified mixed fuels, methods of production and used thereof |
WO2008048448A2 (en) * | 2006-10-13 | 2008-04-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Heating an organic-rich rock formation in situ to produce products with improved properties |
AU2007313396B2 (en) * | 2006-10-13 | 2013-08-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Optimized well spacing for in situ shale oil development |
CN101563524B (zh) | 2006-10-13 | 2013-02-27 | 埃克森美孚上游研究公司 | 原位加热开发油页岩与开发更深的烃源结合 |
AU2007313393B2 (en) * | 2006-10-13 | 2013-08-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Improved method of developing a subsurface freeze zone using formation fractures |
CA2663823C (en) * | 2006-10-13 | 2014-09-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced shale oil production by in situ heating using hydraulically fractured producing wells |
WO2008115359A1 (en) * | 2007-03-22 | 2008-09-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Granular electrical connections for in situ formation heating |
CA2676086C (en) | 2007-03-22 | 2015-11-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Resistive heater for in situ formation heating |
US8122955B2 (en) * | 2007-05-15 | 2012-02-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole burners for in situ conversion of organic-rich rock formations |
CN101680284B (zh) * | 2007-05-15 | 2013-05-15 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于原位转化富含有机物岩层的井下燃烧器井 |
US8146664B2 (en) * | 2007-05-25 | 2012-04-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Utilization of low BTU gas generated during in situ heating of organic-rich rock |
US20080290719A1 (en) * | 2007-05-25 | 2008-11-27 | Kaminsky Robert D | Process for producing Hydrocarbon fluids combining in situ heating, a power plant and a gas plant |
US8082995B2 (en) * | 2007-12-10 | 2011-12-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Optimization of untreated oil shale geometry to control subsidence |
EP2098683A1 (en) | 2008-03-04 | 2009-09-09 | ExxonMobil Upstream Research Company | Optimization of untreated oil shale geometry to control subsidence |
US7819932B2 (en) * | 2008-04-10 | 2010-10-26 | Carbon Blue-Energy, LLC | Method and system for generating hydrogen-enriched fuel gas for emissions reduction and carbon dioxide for sequestration |
AU2009249493B2 (en) | 2008-05-23 | 2015-05-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Field management for substantially constant composition gas generation |
CA2738873A1 (en) * | 2008-10-29 | 2010-05-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Electrically conductive methods for heating a subsurface formation to convert organic matter into hydrocarbon fluids |
BRPI1008388A2 (pt) * | 2009-02-23 | 2017-06-27 | Exxonmobil Upstream Res Co | método e sistema para recuperar hidrocarbonetos de uma formação de subsuperfície em uma área de desenvolvimento, e, método para tratar água em uma instalação de tratamento de água |
CN102421988A (zh) | 2009-05-05 | 2012-04-18 | 埃克森美孚上游研究公司 | 通过基于一种或更多生产资源的可用性控制生产操作来将源自地下地层的有机物转化为可生产的烃 |
US8863839B2 (en) * | 2009-12-17 | 2014-10-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced convection for in situ pyrolysis of organic-rich rock formations |
WO2012030425A1 (en) | 2010-08-30 | 2012-03-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore mechanical integrity for in situ pyrolysis |
BR112013001022A2 (pt) | 2010-08-30 | 2016-05-24 | Exxonmobil Upstream Res Compony | redução de olefina para geração de óleo por pirólise in situ |
CN102311825A (zh) * | 2011-08-16 | 2012-01-11 | 山西高碳能源低碳化利用研究设计院有限公司 | 生产氢混天然气的方法 |
AU2012332851B2 (en) | 2011-11-04 | 2016-07-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multiple electrical connections to optimize heating for in situ pyrolysis |
WO2013165711A1 (en) | 2012-05-04 | 2013-11-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods of detecting an intersection between a wellbore and a subterranean structure that includes a marker material |
US9377202B2 (en) | 2013-03-15 | 2016-06-28 | General Electric Company | System and method for fuel blending and control in gas turbines |
US9382850B2 (en) | 2013-03-21 | 2016-07-05 | General Electric Company | System and method for controlled fuel blending in gas turbines |
US9512699B2 (en) | 2013-10-22 | 2016-12-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for regulating an in situ pyrolysis process |
US9394772B2 (en) | 2013-11-07 | 2016-07-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for in situ resistive heating of organic matter in a subterranean formation |
US10493733B2 (en) | 2014-11-21 | 2019-12-03 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Polyolefin films |
WO2016081103A1 (en) | 2014-11-21 | 2016-05-26 | Exxonmobil Upstream Research Comapny | Mitigating the effects of subsurface shunts during bulk heating of a subsurface formation |
CA3090944A1 (en) | 2017-02-08 | 2018-08-16 | Upstream Data Inc. | Blockchain mine at oil or gas facility |
US10696906B2 (en) | 2017-09-29 | 2020-06-30 | Marathon Petroleum Company Lp | Tower bottoms coke catching device |
EP3807972A4 (en) | 2018-08-01 | 2021-06-09 | Crusoe Energy Systems Inc. | SYSTEMS AND PROCESSES FOR GENERATING AND CONSUMING ENERGY FROM NATURAL GAS |
US20200063531A1 (en) * | 2018-08-21 | 2020-02-27 | John Tuma | Systems and methods for a closed loop power system |
US11975316B2 (en) | 2019-05-09 | 2024-05-07 | Marathon Petroleum Company Lp | Methods and reforming systems for re-dispersing platinum on reforming catalyst |
CA3183109A1 (en) | 2019-05-15 | 2020-11-19 | Upstream Data Inc. | Portable blockchain mining system and methods of use |
US11607654B2 (en) | 2019-12-30 | 2023-03-21 | Marathon Petroleum Company Lp | Methods and systems for in-line mixing of hydrocarbon liquids |
US11352578B2 (en) | 2020-02-19 | 2022-06-07 | Marathon Petroleum Company Lp | Low sulfur fuel oil blends for stabtility enhancement and associated methods |
US20220268694A1 (en) | 2021-02-25 | 2022-08-25 | Marathon Petroleum Company Lp | Methods and assemblies for determining and using standardized spectral responses for calibration of spectroscopic analyzers |
US11898109B2 (en) | 2021-02-25 | 2024-02-13 | Marathon Petroleum Company Lp | Assemblies and methods for enhancing control of hydrotreating and fluid catalytic cracking (FCC) processes using spectroscopic analyzers |
US11905468B2 (en) | 2021-02-25 | 2024-02-20 | Marathon Petroleum Company Lp | Assemblies and methods for enhancing control of fluid catalytic cracking (FCC) processes using spectroscopic analyzers |
US11655940B2 (en) | 2021-03-16 | 2023-05-23 | Marathon Petroleum Company Lp | Systems and methods for transporting fuel and carbon dioxide in a dual fluid vessel |
US11578638B2 (en) | 2021-03-16 | 2023-02-14 | Marathon Petroleum Company Lp | Scalable greenhouse gas capture systems and methods |
US11578836B2 (en) | 2021-03-16 | 2023-02-14 | Marathon Petroleum Company Lp | Scalable greenhouse gas capture systems and methods |
US11447877B1 (en) | 2021-08-26 | 2022-09-20 | Marathon Petroleum Company Lp | Assemblies and methods for monitoring cathodic protection of structures |
US11692141B2 (en) | 2021-10-10 | 2023-07-04 | Marathon Petroleum Company Lp | Methods and systems for enhancing processing of hydrocarbons in a fluid catalytic cracking unit using a renewable additive |
CA3188122A1 (en) | 2022-01-31 | 2023-07-31 | Marathon Petroleum Company Lp | Systems and methods for reducing rendered fats pour point |
US11686070B1 (en) | 2022-05-04 | 2023-06-27 | Marathon Petroleum Company Lp | Systems, methods, and controllers to enhance heavy equipment warning |
Family Cites Families (36)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
NL6511884A (ru) | 1965-09-13 | 1967-03-14 | ||
US3653183A (en) * | 1970-02-12 | 1972-04-04 | Northern Petro Chem Co | Methyl ethers of polyalkoxylated polyols for removing acidic gases from gases |
US3868817A (en) * | 1973-12-27 | 1975-03-04 | Texaco Inc | Gas turbine process utilizing purified fuel gas |
US4171258A (en) * | 1975-12-03 | 1979-10-16 | Exxon Research & Engineering Co. | Catalyst and process for hydroconversion of hydrocarbons using steam |
US4098339A (en) * | 1976-06-21 | 1978-07-04 | Mobil Oil Corporation | Utilization of low BTU natural gas |
US4091086A (en) * | 1976-12-20 | 1978-05-23 | Engelhard Minerals & Chemicals Corporation | Process for production of hydrogen |
US4132065A (en) | 1977-03-28 | 1979-01-02 | Texaco Inc. | Production of H2 and co-containing gas stream and power |
US4299086A (en) | 1978-12-07 | 1981-11-10 | Gulf Research & Development Company | Utilization of energy obtained by substoichiometric combustion of low heating value gases |
DE2909335A1 (de) | 1979-03-09 | 1980-09-18 | Linde Ag | Verfahren und vorrichtung zur zerlegung von erdgas |
US4383837A (en) * | 1979-12-28 | 1983-05-17 | Atlantic Richfield Company | Efficient methane production with metal hydrides |
GB2085314B (en) | 1980-10-07 | 1984-09-12 | Ici Plc | Hydrocarbon cracking process and catalyst |
US4423155A (en) * | 1981-02-20 | 1983-12-27 | Mobil Oil Corporation | Dimethyl ether synthesis catalyst |
US4366668A (en) | 1981-02-25 | 1983-01-04 | Gulf Research & Development Company | Substoichiometric combustion of low heating value gases |
US4363361A (en) | 1981-03-19 | 1982-12-14 | Gulf Research & Development Company | Substoichiometric combustion of low heating value gases |
US4421535A (en) | 1982-05-03 | 1983-12-20 | El Paso Hydrocarbons Company | Process for recovery of natural gas liquids from a sweetened natural gas stream |
US4623371A (en) | 1984-08-03 | 1986-11-18 | El Paso Hydrocarbons Company | Utilizing the Mehra process for processing and BTU upgrading of nitrogen-rich natural gas streams |
US4483943A (en) * | 1983-04-07 | 1984-11-20 | Uop Inc. | Gas conversion catalysts |
US4496371A (en) | 1983-09-21 | 1985-01-29 | Uop Inc. | Process for removal of hydrogen sulfide and carbon dioxide from gas streams |
GB2148929A (en) * | 1983-10-05 | 1985-06-05 | Shell Int Research | Process for conditioning natural gas for pipeline transport |
DE3415224A1 (de) | 1984-04-21 | 1985-10-24 | Kraftwerk Union AG, 4330 Mülheim | Gasturbinen- und dampfkraftwerk mit einer integrierten kohlevergasungsanlage |
US4595396A (en) * | 1984-05-14 | 1986-06-17 | Phillips Petroleum Company | Composition comprising 1,3,5-trioxane |
US5048284A (en) * | 1986-05-27 | 1991-09-17 | Imperial Chemical Industries Plc | Method of operating gas turbines with reformed fuel |
US4833878A (en) | 1987-04-09 | 1989-05-30 | Solar Turbines Incorporated | Wide range gaseous fuel combustion system for gas turbine engines |
US4761948A (en) | 1987-04-09 | 1988-08-09 | Solar Turbines Incorporated | Wide range gaseous fuel combustion system for gas turbine engines |
EP0351094B1 (en) | 1988-04-05 | 1994-03-23 | Imperial Chemical Industries Plc | Gas turbines |
US4861745A (en) * | 1988-08-03 | 1989-08-29 | United Catalyst Inc. | High temperature shift catalyst and process for its manufacture |
US5139002A (en) * | 1990-10-30 | 1992-08-18 | Hydrogen Consultants, Inc. | Special purpose blends of hydrogen and natural gas |
US5725616A (en) | 1991-12-12 | 1998-03-10 | Kvaerner Engineering A.S. | Method for combustion of hydrocarbons |
WO1993013307A1 (en) * | 1991-12-31 | 1993-07-08 | Harvey Robert D | Process for producing electric energy using sour natural gas |
DE4316474A1 (de) * | 1993-05-17 | 1994-11-24 | Abb Management Ag | Vormischbrenner zum Betrieb einer Brennkraftmaschine, einer Brennkammer einer Gasturbogruppe oder Feuerungsanlage |
US5741440A (en) | 1994-02-28 | 1998-04-21 | Eastman Chemical Company | Production of hydrogen and carbon monoxide |
US6293979B1 (en) * | 1994-12-19 | 2001-09-25 | Council Of Scientific & Industrial Research | Process for the catalytic conversion of methane or natural gas to syngas or a mixture of carbon monoxide and hydrogen |
DK171830B1 (da) | 1995-01-20 | 1997-06-23 | Topsoe Haldor As | Fremgangsmåde til generering af elektrisk energi |
US5516967A (en) | 1995-01-30 | 1996-05-14 | Chemisar Laboratories Inc. | Direct conversion of methane to hythane |
US5927063A (en) * | 1997-08-19 | 1999-07-27 | Exxon Chemical Patents Inc. | High efficiency reformed methanol gas turbine power plants |
DE59810551D1 (de) * | 1998-08-19 | 2004-02-12 | Alstom Switzerland Ltd | Brenner zum Betrieb einer Brennkammer |
-
1999
- 1999-12-13 US US09/460,148 patent/US6585784B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2000
- 2000-12-13 MY MYPI20005841A patent/MY125232A/en unknown
- 2000-12-13 MY MYPI20053701 patent/MY150401A/en unknown
- 2000-12-13 AU AU20935/01A patent/AU776117C/en not_active Ceased
- 2000-12-13 EP EP00984293A patent/EP1238188B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-12-13 EA EA200200631A patent/EA004897B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2000-12-13 DE DE60018103T patent/DE60018103T2/de not_active Expired - Lifetime
- 2000-12-13 AT AT00984293T patent/ATE289004T1/de not_active IP Right Cessation
- 2000-12-13 WO PCT/US2000/033746 patent/WO2001042636A1/en active IP Right Grant
- 2000-12-13 CN CNB00817055XA patent/CN1187519C/zh not_active Expired - Fee Related
-
2003
- 2003-05-07 US US10/431,001 patent/US6858049B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-10-15 HK HK03107405A patent/HK1055142A1/xx not_active IP Right Cessation
-
2004
- 2004-12-10 US US11/008,882 patent/US7998227B2/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU776117B2 (en) | 2004-08-26 |
DE60018103D1 (de) | 2005-03-17 |
MY150401A (en) | 2014-01-15 |
AU776117C (en) | 2005-02-24 |
US6585784B1 (en) | 2003-07-01 |
US7998227B2 (en) | 2011-08-16 |
WO2001042636A1 (en) | 2001-06-14 |
CN1425104A (zh) | 2003-06-18 |
DE60018103T2 (de) | 2006-03-16 |
HK1055142A1 (en) | 2003-12-24 |
CN1187519C (zh) | 2005-02-02 |
EA200200631A1 (ru) | 2002-12-26 |
US20050193764A1 (en) | 2005-09-08 |
AU2093501A (en) | 2001-06-18 |
US20030188536A1 (en) | 2003-10-09 |
ATE289004T1 (de) | 2005-02-15 |
US6858049B2 (en) | 2005-02-22 |
MY125232A (en) | 2006-07-31 |
EP1238188A1 (en) | 2002-09-11 |
EP1238188B1 (en) | 2005-02-09 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA004897B1 (ru) | Способ использования запасов газа с низким содержанием метана в качестве топлива для газовых турбин | |
EA006494B1 (ru) | Способ использования запасов газа с низким содержанием метана и высоким содержанием инертного газа в качестве топлива для газовых турбин | |
CN101016490B (zh) | 一种处理包含氢及二氧化碳的气体混合物的方法 | |
ES2963067T3 (es) | Craqueo de amoníaco | |
US8734545B2 (en) | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods | |
AU2007336123B2 (en) | Process | |
US7718159B2 (en) | Process for co-production of electricity and hydrogen-rich gas steam reforming of a hydrocarbon fraction with input of calories by combustion with hydrogen in situ | |
JP2001509878A (ja) | 燃焼プロセスを含む発電プロセス | |
WO2003080503A1 (en) | Method for producing syngas with recycling of water | |
US8671694B2 (en) | Methods and apparatus for diluent nitrogen saturation | |
NL1029757C2 (nl) | Werkwijze voor het geïntegreerd bedrijven van een brandstofcel en een luchtscheider. |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY |
|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): MD |
|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KG |
|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ KZ TJ TM RU |