EA006494B1 - Способ использования запасов газа с низким содержанием метана и высоким содержанием инертного газа в качестве топлива для газовых турбин - Google Patents

Способ использования запасов газа с низким содержанием метана и высоким содержанием инертного газа в качестве топлива для газовых турбин Download PDF

Info

Publication number
EA006494B1
EA006494B1 EA200200638A EA200200638A EA006494B1 EA 006494 B1 EA006494 B1 EA 006494B1 EA 200200638 A EA200200638 A EA 200200638A EA 200200638 A EA200200638 A EA 200200638A EA 006494 B1 EA006494 B1 EA 006494B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
methane
hydrogen
inert gas
gas
mixture
Prior art date
Application number
EA200200638A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200200638A1 (ru
Inventor
Фрэнк Ф. Миттрикер
Доналд Дж. Виктори
Original Assignee
Эксон Кемикэл Пейтентс Инк.
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 Эксон Кемикэл Пейтентс Инк. filed Critical Эксон Кемикэл Пейтентс Инк.
Publication of EA200200638A1 publication Critical patent/EA200200638A1/ru
Publication of EA006494B1 publication Critical patent/EA006494B1/ru

Links

Classifications

    • 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
    • F25J3/0204—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 characterised by the feed stream
    • F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
    • 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
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • 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
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/08—Production of synthetic natural gas
    • 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
    • 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
    • F25J3/0228—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 characterised by the separated product stream
    • F25J3/0233—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 characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
    • 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
    • F25J3/0228—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 characterised by the separated product stream
    • F25J3/0266—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 characterised by the separated product stream separation of carbon dioxide
    • 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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/02—Processes or apparatus using separation by rectification in a single pressure main column system
    • 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
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/70—Refluxing the column with a condensed part of the feed stream, i.e. fractionator top is stripped or self-rectified
    • 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
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/90—External refrigeration, e.g. conventional closed-loop mechanical refrigeration unit using Freon or NH3, unspecified external refrigeration
    • 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
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
  • Industrial Gases (AREA)
  • Pipeline Systems (AREA)
  • Control Of Eletrric Generators (AREA)
  • Output Control And Ontrol Of Special Type Engine (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)

Abstract

В изобретении описан способ обеспечения газовых турбин топливом, получаемым из добываемого природного газа с относительно низким содержанием метана. Изобретение позволяет использовать такой газ для получения электрической энергии. Предлагаемый в изобретении способ позволяет получать более дешевое, чем перекачиваемый по газопроводам природный газ высокого качества, топливо для газовых турбин, используемых для выработки электрической энергии. В настоящее время запасы такого природного газа используются в качестве топлива для газовых турбин только после очистки газа от загрязняющих его примесей и получения из него перекачиваемого по газопроводам природного газа высокого качества. Из-за больших капиталовложений и высокой стоимости такого газа его использование в качестве топлива для газовых турбин оказывается экономически неоправданным. При получении предлагаемым в изобретении способом топлива для газовых турбин из газа, получаемого из добываемого природного газа, удаляют загрязняющие окружающую среду примеси, сохраняя в нем инертные газы в количестве, которое позволяет увеличить выходную мощность газовой турбины генератора электрической энергии приблизительно на 5-20%.

Description

Настоящее изобретение относится к способу использования в качестве сжигаемого топлива природного газа с низким содержанием метана и высоким содержанием инертных газов. Изобретение относится, в частности, к способу использования запасов природного газа, содержание метана в котором составляет приблизительно от 40 до 80 об.%, путем увеличения относительного содержания в нем инертных газов и использования полученного в результате метана в технологическом процессе получения перекачиваемого по газопроводу высококачественного природного газа. В одном из вариантов изобретения природный газ смешивают с газообразным водородом, получая смесь инертного газа и обогащенного водородом газообразного метана, содержание метана в которой не превышает 40 об.% от общего объема газа. Полученная таким образом смесь газов используется в качестве топлива для газовых турбин.
Предпосылки создания изобретения
В настоящее время существуют большие запасы природного газа с относительно низким содержанием метана. Содержание в природном газе метана на большинстве месторождений составляет приблизительно от 40 до 80 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 95 до 99 об.%. Получение из природного газа, в котором содержание метана составляет приблизительно от 40 до 80 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 составляет от 40 до 80 об.%, нельзя использовать в качестве надежного источника топлива для газотурбинных электрогенераторов и, прежде всего, в тех случаях, когда содержание метана в природном газе находится в нижней части указанного выше диапазона, поскольку природный газ с таким низким содержанием метана не создает устойчивого пламени в обычных по конструкции турбинах без специальных катализаторов и соответствующего согласования количества подаваемого в камеру сгорания кислорода с количеством других участвующих в процессе горения компонентов. Кроме того, сжигание в турбине природного газа с содержанием метана от 40 до 80 об.% происходит при высокой температуре пламени и поэтому сопровождается высоким содержанием в отходящих газах оксидов азота (ΝΟχ).
С учетом всего сказанного выше можно сделать вывод об экономической целесообразности использования в качестве топлива для газовых турбин газа, полученного из запасов природного газа с содержанием метана от 40 до 80 об.% и высоким содержанием инертных газов в результате очистки всего или только части потока добываемого в скважине природного газа при существенно меньших затратах, чем при получении используемого в качестве топлива для газовых турбин перекачиваемого по газопроводам природного газа высокого качества.
Краткое описание сущности изобретения
Настоящее изобретение относится к способу использования в качестве топлива для газовых турбин запасов природного газа с относительно низким содержанием метана, составляющим приблизительно от 40 до 80 об.%, и относительно высоким содержанием инертных газов. Предлагаемое в изобретении решение позволяет использовать такие запасы природного газа в газотурбинных электрогенераторах в качестве топлива, более дешевого по сравнению с перекачиваемым по газопроводам газом высокого качества. В настоящее время, как уже было отмечено выше, такие запасы природного газа 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, существующая 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 можно очищать от содержащихся в нем загрязняющих окружающую среду примесей, оставляя в нем инертные газы, и при использовании его в качестве топлива для газовых турбин увеличивать выходную мощность турбогенератора приблизительно на 5-20%. В соответствии с одним из вариантов при осуществлении предлагаемого в изобретении способа в используемом в качестве топлива для газовых турбин природном газе оставляют такое количество инертных газов, которое позволяет максимально увеличить массовый расход газа и выходную мощность турбины, что позволяет отказаться от использования в качестве топлива для газовых турбин дорогостоящего перекачиваемого по газопроводам содержащего метан природного газа высокого качества, к которому для увеличения массового расхода газа в турбине и необходимого для уменьшения выбросов в атмосферу оксидов азота (Νοχ) снижения температуры пламени приходится добавлять определенное количество нейтральных газов.
В одном из вариантов осуществления предлагаемого в изобретении способа предлагается использовать поток природного газа, из которого в результате соответствующей обработки получают перекачиваемый по газопроводу природный газ высокого качества. При обработке (очистке) природного газа, в котором содержится приблизительно от 40 до 80 об.% метана, этот метан отделяют от инертных газов. В результате такой обработки природного газа и отделения от него определенного количества метана получают обогащенную инертными газами смесь метана, которая при ее использовании в качестве топлива для газовых турбин позволяет увеличить выходную мощность турбины приблизительно на 5-20% по
- 1 006494 сравнению с турбиной, работающей на перекачиваемом по газопроводам природном газе высокого качества. Полученный в результате такой сепарации поток очищенного метана можно затем дополнительно очищать и получать из него обычный перекачиваемый по газопроводам природный газ высокого качества. В другом варианте поток природного газа можно полностью разделять на метан и нейтральные газы, которые затем можно смешать с потоком природного газа, содержащего не удаленные из него инертные газы (или с другим потоком газа с содержанием метана от 40 до 80 об.%) в количестве, обеспечивающем увеличение выходной мощности газовой турбины приблизительно на 5-20% по сравнению с турбиной, работающей на обычном перекачиваемом по газопроводам природном газе высокого качества.
В одном из вариантов осуществления настоящего изобретения, в котором в качестве первичного инертного газа используется газообразный азот, для первичного выделения из содержащего метан природного газа инертного азота используют мембраны. Используемые для такого разделения природного газа мембраны выпускаются в настоящее время фирмой Λίτ Ыс.|шбс. Хьюстон, шт. Техас, под наименованием Меба1. На этапе первичной сепарации из природного газа можно выделять только часть содержащегося в нем азота в количестве, необходимом для увеличения полезной мощности турбины, как об этом сказано выше, или же весь азот, используя его затем для перемешивания с добываемым природным газом и получения обогащенного инертным газом природного газа, использование которого в качестве топлива позволяет увеличить выходную мощность газовой турбина приблизительно на 5-20% по сравнению с турбиной, работающей на обычном перекачиваемом по газопроводам природном газе высокого качества.
Мембраны можно также использовать для разделения природного газа, в котором содержится до 45 об.% диоксида углерода, на диоксид углерода и метан. В другом варианте осуществления настоящего изобретения, в котором в качестве первичного инертного газа используется диоксид углерода, содержание которого в природном газе превышает приблизительно 45 об.%, диоксид углерода выделяют из добываемого природного газа, содержащего приблизительно от 40 до 80 об.% метана, криогенным методом. В одном из вариантов осуществления изобретения высокое манометрическое давление исходного природного газа, превышающее приблизительно 2500 фунтов на кв.дюйм, в результате его мгновенного испарения резко снижают до приблизительно 500 фунтов на кв.дюйм. При таком расширении газа в соответствии с эффектом ДжоуляТомпсона происходит его охлаждение и, как следствие этого, криогенная сепарация. При низком манометрическом давлении добываемого природного газа, не превышающем, в частности, приблизительно 1100 фунтов на кв.дюйм, для его разделения можно использовать внешнее охлаждение и снижение температуры природного газа до температуры, при которой содержащийся в нем диоксид углерода отделяется от метана.
В соответствии с одним из наиболее предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения добываемый природный газ разделяют на метан и инертные газы с получением газа, содержание в котором метана не превышает приблизительно 40 об.%. Метан, выделяемый из добываемого природного газа, можно затем соответствующим образом обрабатывать и получать из него перекачиваемый по газопроводам природный газ высокого качества. Инертные газы, выделенные из потока природного газа, перемешивают затем с потоком добываемого в скважине природного газа в количестве, достаточном для получения смеси метана и инертного газа, в которой содержится менее приблизительно 40 об.% метана и из которой получают обогащенную инертными газами газообразную смесь метана. Обогащенную инертными газами смесь метана смешивают с водородом или согласно одному из предпочтительных вариантов после конверсии определенного количества метана в водород получают горючую смесь водорода, инертного газа и метана, которую можно не только использовать в газовых турбинах в качестве газообразного топлива, но обеспечить в турбине устойчивый режим горения (поскольку теплотворная способность такого топлива составляет по меньшей мере 110 Британских тепловых единиц (БТЕ) на куб.фут при нормальных условиях) и повысить по сравнению с обычным природным газом, содержащим приблизительно от более 95 до более 99 об.% метана, полезную мощность турбины. При необходимости смесь водорода, инертного газа и метана дегидрируют, удаляя из нее воду в количестве, достаточном для сжигания обезвоженной смеси водорода, инертного газа и метана в режиме устойчивого горения. Существенной особенностью является наличие в этой смеси по крайней мере около 6 об.% водорода. Полученную предлагаемым в изобретении способом устойчиво горящую обогащенную водородом смесь водорода, инертного газа и метана используют в качестве топлива в газотурбинных электрогенераторах. Предлагаемый способ позволяет увеличить мощность газовой турбины по крайней мере на 10% по сравнению с газовыми турбинами, в которых в качестве топлива используется обычный природный газ с содержанием метана приблизительно от 95 до более 99 об.%. В большинстве случаев реализация этого варианта настоящего изобретения позволяет увеличить выходную мощность турбины, как минимум, на 20 и максимально на 30%, причем последнее значение обусловлено ограничениями, связанными с конструкцией и механической прочностью газовой турбины.
В том варианте осуществления изобретения, в котором из метана получают газообразный водород, часть содержащегося в природном газе метана каталитически конвертируют или превращают в газообразный водород, который входит в состав получаемой обогащенной водородом смеси метана и водорода. Конверсия метана происходит в результате следующих реакций:
СН4+СО2--2СО-2Н.
- 2 006494
СН4+2Н2О- -СО;'4Н,
В другом предпочтительном варианте осуществления изобретения и, прежде всего, в тех случаях, когда из метана получают водород, из природного газа до конверсии содержащегося в нем метана удаляют сульфиды и другие сернистые компоненты, такие как СО8, £Н8 и В88В, 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 инертных газов, например азота и диоксида углерода и других инертных газов, таких как гелий и аргон. В качестве физического растворителя в этом варианте изобретения можно использовать растворитель из группы, включающей метанол, смесь диметиловых эфиров полиэтиленгликоля (с молекулярной массой около 280), пропиленкарбонат (!кип 240°С), Ν-метил2-пирролидон (!кип 202°С), смесь метилового и изопропилового эфиров олигоэтиленгликоля (!кип 320°С), три-н-бутилфосфонат (!кип 180°С при давлении 300 мм рт.ст.) и метилцианоацетат (!кип 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 для получения газообразного топлива, теплотворная способность которого при нормальных условиях приблизительно превышает 110 БТЕ на куб.фут при нормальных условиях. При этом удалять из природного газа сероводород и другие сернистые газы следует до получения из части метана водорода в результате конверсии, при которой 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 Ипйек Са!а1ук! 1пс., катализаторы марки £67 фирмы НаИот Торкое и катализаторы С1-25 фирмы ВА8Б. В качестве высокотемпературных катализаторов конверсии обессеренного природного газа обычно используют катализаторы на основе меди, цинка и алюминия.
Еще в одном предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения реакцию конверсии проводят при наличии в газе серы или ее соединений, используя для этого такие катализаторы, как катализаторы серии С25 фирмы Ипйек Са!а1ук! 1пс., катализаторы марки К 8-11 фирмы ВА8Б и катализаторы марки 88К фирмы НаИот Торкое. Эти катализаторы представляют собой, по существу, катализаторы на основе хрома и молибдена. В этом варианте осуществления изобретения содержащий сероводород или активные соединения серы природный газ смешивают с определенным количеством воды, получая смесь газообразного метана и воды, из которой образуется или из которой получается в результате соответствующего преобразования газообразный водород в количестве, достаточном для устойчивого сжигания газообразной обогащенной водородом смеси инертного газа, метана и водорода, в которой содержится не более 40 об.% метана.
После перемешивания инертных газов с добываемым природным газом полученную обогащенную инертными газами смесь метана, в которой содержится менее 35, 25 или даже менее 20 об.% метана и водород, который обеспечивает устойчивое сгорание газа, используют в качестве топлива для газовой турбины и получают при этом большую мощность, чем при ее работе на обычном перекачиваемом по газопроводам метане. При осуществлении изобретения соответствующее количество метана превращают в водород с получением обогащенной водородом газообразной смеси водорода, инертного газа и метана, содержание в которой водорода составляет по меньшей мере 6, предпочтительно приблизительно от 6 до 10 об.%. Такой способ позволяет получать устойчиво горящую газообразную обогащенную водородом смесь водорода, инертного газа и метана, которую с высокой эффективностью можно использовать в качестве топлива в газотурбинных электрогенераторах.
Краткое описание чертежей
На прилагаемых к описанию чертежах показано на фиг. 1 - технологическая схема установки для осуществления предлагаемого в изобретении способа, в котором некоторое количество метана превращают в водород с получением используемой в качестве топлива для газовой турбины газообразной смеси водорода, инертного газа и метана, на фиг. 2 - технологическая схема установки для осуществления предлагаемого в изобретении способа, в котором используют природный газ высокого давления, который мгновенно испаряют, снижая его давление, и отделяют содержащийся в нем газообразный метан от содержащегося в нем оксида углерода, и на фиг. 3 - технологическая схема установки для осуществления предлагаемого в изобретении способа, в котором используют природный газ низкого давления, охлаждая который с помощью внешнего охлаждающего устройства, отделяют содержащийся в нем газообразный метан от содержащегося в нем диоксида углерода.
Предпочтительный вариант осуществления изобретения
Добываемый природный газ с содержанием метана приблизительно от 40 до 80 об.% и относительно высоким содержанием инертного газа, такого как азот, диоксид углерода, гелий или аргон, поступает в сепаратор, в котором содержащиеся в нем инертные газы отделяются от метана. На выходе из сепаратора получают поток относительно чистого метана и поток инертных газов и метана. При высоком содержании азота в добываемом природном газе для отделения азота от метана используют мембраны, в частности мембраны типа Мека1. В тех случаях, когда содержащийся в природном газе инертный газ
- 3 006494 представляет собой диоксид углерода, его отделяют от метана криогенным методом на установке, технологическая схема которой показана на фиг. 2 и 3. После отделения от метана инертного газа относительно чистый метан дополнительно очищают на отдельной установке, получая обычный перекачиваемый по газопроводам природный газ высокого качества. В том случае, когда содержание инертных газов в полученном после разделения добываемого природного газа потоке инертных газов и метана недостаточно для упомянутого выше увеличения полезной мощности газовой турбины, к потоку инертных газов и метана добавляют определенное количество инертных газов, необходимое для увеличения полезной мощности турбины приблизительно на 5-20% по сравнению с турбинами, работающими на перекачиваемом по газопроводам природном газе высокого качества. В другом варианте к не обработанной в сепараторе и содержащей инертные газы части природного газа можно добавлять полученные в результате разделения добываемого природного газа инертные газы в количестве, достаточном для получения обогащенного инертными газами природного газа, использование которого в качестве топлива позволяет увеличить полезную мощность турбины приблизительно на 5-20% по сравнению с турбинами, работающими на перекачиваемом по газопроводам природном газе высокого качества.
В соответствии с одним из предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения поток инертных газов и метана или добываемый природный газ смешивают с определенным количеством инертных газов, достаточным для того, чтобы относительное содержание метана в смеси газов стало меньше 40 об.%. В этом варианте на установку, схема которой показана на фиг. 1, поступает предварительно обработанный физическим растворителем, в качестве которого используют метанол, смесь диметиловых эфиров полиэтиленгликоля, пропиленкарбонат, Ы-метил-2-пирролидон, смесь метилового и изопропилового эфиров олигоэтиленгликоля, три-н-бутилфосфонат или метилцианоацетат, и не содержащий сероводород и другие газообразные сернистые компоненты и содержащий в полном объеме все инертные газы обессеренный (не содержащий активных соединений серы) природный газ, содержание в котором метана не превышает 40 об.%. Обрабатывать газ физическим растворителем можно как до, так и после отделения в исходном природном газе инертных газов от метана. Обессеренная смесь инертных газов и метана по трубопроводу 1 подается в реактор 2 с защитным слоем оксида цинка, который препятствует эмиссии газообразного сероводорода. После перемешивания в трубопроводе 3 прошедшей через слой оксида цинка обессеренной смеси инертных газов и метана с водой образуется обогащенная инертными газами смесь метана и воды. Смесь газа и воды при температуре около 70°Е 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°Е. При перемешивании с газами соответствующего количества воды происходит конверсия метана в водород с образованием устойчиво горящей обогащенной водородом обезвоженной смеси инертного газа, метана и водорода, которая затем подается в газотурбинный электрогенератор. После перемешивания с водой смеси обессеренного обогащенного инертными газами метана и ее нагревания в первом (сточном) теплообменнике нагретая обессеренная обогащенная инертными газами смесь метана и воды подается по трубопроводу 5 с давлением около 345 фунтов на кв.дюйм и температурой около 800°Е в змеевик парогенератора для рекуперации тепла (змеевик ПГРТ), в котором в результате дальнейшего увеличения температуры из смеси обессеренного, обогащенного инертными газами метана и воды образуется горячая смесь обессеренного газа и воды, которая с температурой около 950°Е попадает в трубопровод 7. По трубопроводу 7 горячая смесь обессеренного газа и воды с давлением около 340 фунтов на кв.дюйм поступает в реактор 8, в котором в результате конверсии части метана, содержащегося в обессеренной обогащенной инертными газами смеси метана и воды, образуется обогащенная водородом смесь инертного газа, метана, водорода и воды. В подаваемой в этот реактор обессеренной смеси газа с водой происходит каталитическое взаимодействие метана с водой с образованием газообразного водорода с давлением около 340 фунтов на кв.дюйм и температурой более 700°Е, предпочтительно в пределах приблизительно от 900 до 950°Е. 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. После конверсии соответствующего количества метана и образования водорода, количество которого в обезвоженном газе (см. ниже) составляет как минимум 6 об.%, газообразная смесь обогащенного водородом инертного газа, метана, водорода и воды при температуре около 855°Е и давлении около 335 фунтов на кв.дюйм возвращается по трубопроводу 9 в первый (сточный) теплообменник, в котором она нагревает поступающую в него смесь метана с водой. После охлаждения обогащенная водородом смесь инертного газа, 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 при нормальных условиях составляет как минимум 110 БТЕ на куб.фут при нормальных условиях. Обычно в сепараторе из газа выделяют приблизительно от 97 до 99 мас.% или более содержащейся в нем воды. Вода, образовавшаяся в результате обезвоживания обогащенной водородом смеси инертного газа, метана, водорода и воды, выводится из БС 12 по трубопроводу 14 и перекачивается при температуре около 100°Е и давлении около 500 фунтов на кв.дюйм конденсатным насосом 16 по трубопроводу 18 в первый
- 4 006494 (сточный) теплообменник 4. Обезвоженная обогащенная водородом смесь инертного газа, метана и водорода, содержание в которой водорода составляет как минимум 6 об.% или достаточно для поддержания устойчивого режима горения, из БС при температуре около 100°Б и давлении около 325 фунтов на кв. дюйм по трубопроводу 20 подается в газотурбинный генератор (ГТГ). Полученное таким образом газообразное топливо, теплотворная способность которого составляет при нормальных условиях, как минимум, около 110 БТЕ на куб. фут, может использоваться в газотурбинном генераторе в режиме устойчи вого сгорания.
Г азообразное 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.
Ниже изобретение проиллюстрировано на примере. Пример.
ХАРАКТЕРИСТИКИ ГАЗОВОЙ ТУРБИНЫ________
С наддувом, повышенной мощности
Единицы измерения
Обычная
Условия работы____
Температура окружающего воздуха
Давление окружающего воздуха (абс.)____________________
Относительная влажность___________
Перепад давления на входе_______________
Характеристика турбины__________
Полезная мощность генератора__________
Потребление тепла (НТС)______________
Тепловая мощность (НТС)_____________
Разное______________
НТС (низкая теплотворная способность)
Расход газообразного топлива____________
Давление (абс.)______
Температура_______
Газ для наддува Состав диоксид углерода
Расход_____________
Давление (абс.)______
Температура_______
Отработавшие газы
Расход отработавших газов________________
Температура отработавших газов
Состав отработавших газов диоксид углерода аргон азот кислород вода______________
Давление отработавших газов ΝΟχ (термальные)
БТЕ/кВт-ч
БТЕ/фунт
БТЕ/куб.фут при нормальных условиях фунт/с
фунт/с ρρηινά при 15%ном содержании О2
БТЕ/чхЮ
- 5 006494
Фиг. 2 и приложенные к ней данные относятся к предлагаемому в изобретении способу получения топлива для газовых турбин из природного газа высокого давления, при осуществлении которого содержащиеся в природном газе метан и диоксида углерода отделяют друг от друга путем мгновенного снижения давления поступающего на обработку природного газа высокого давления.
Фиг. 3 и приложенные к ней данные относятся к предлагаемому в изобретении способу получения топлива для газовых турбин из природного газа низкого давления, при осуществлении которого для отделения содержащегося в природном газе метана от содержащегося в нем диоксида углерода используют внешний охладитель, в котором охлаждают поступающий на обработку природный газ низкого давления.

Claims (38)

1. Способ обеспечения газовой турбины используемым в качестве топлива газообразным метаном, содержащимся в добываемом природном газе в количестве приблизительно от 40 до 80 об.%, заключающийся в том, что из добываемого природного газа получают первый поток природного газа, содержащиеся в первом потоке природного газа инертные газы отделяют от содержащегося в нем метана с получением газообразного метана и инертного газа, полученный из первого потока добываемого природного газа инертный газ смешивают с другим потоком добываемого природного газа, содержание метана в котором составляет приблизительно от 40 до 80 об.%, и полученную смесь инертного газа и природного газа подают в качестве топлива в газовую турбину при повышенном массовом расходе, достигаемом добавлением инертных газов и обеспечивающем увеличение ее выходной мощности, как минимум, на 5% по сравнению с мощностью турбины, работающей на перекачиваемом по газопроводам природном газе высокого качества, причем, если в получаемой смеси инертного газа и природного газа содержание метана становится меньше 40 об.%, то теплотворную способность этой смеси, достаточную для поддержания устойчивого горения топлива, обеспечивают иными, чем метан, средствами.
2. Способ по п.1, в котором инертный газ представляет собой азот, который отделяют в первом потоке природного газа от метана с помощью мембраны.
3. Способ по п.1, в котором инертный газ представляет собой диоксид углерода, который отделяют в первом потоке природного газа от метана криогенным методом.
4. Способ по п.3, в котором диоксид углерода отделяют криогенным методом от метана в потоке добываемого природного газа высокого давления, которое превышает 2500 фунтов на кв.дюйм, снижая при этом путем расширения высокое давление первого потока природного газа до более низкого и эффективно отделяя содержащийся в нем диоксид углерода от содержащегося в нем метана.
5. Способ по п.3, в котором диоксид углерода отделяют криогенным методом от метана в потоке добываемого природного газа низкого давления, которое меньше приблизительно 1100 фунтов на кв.дюйм, охлаждая при этом первый поток природного газа в охладителе до температуры, при которой происходит эффективное отделение содержащегося в нем диоксида углерода от содержащегося в нем метана.
6. Способ по пп. 1, 2, 3, 4 или 5, в котором выделенный из первого потока природного газа метан перерабатывают в перекачиваемый по газопроводам природный газ высокого качества.
7. Способ обеспечения газовой турбины используемым в качестве топлива метаном, содержащимся в добываемом природном газе в количестве приблизительно от 40 до 80 об.%, заключающийся в том, что из добываемого природного газа получают первый поток природного газа, содержащиеся в первом потоке природного газа инертные газы отделяют от содержащегося в нем метана с получением газообразного метана и инертного газа, смешивают полученный из первого потока добываемого природного газа инертный газ, водород и второй поток добываемого природного газа, содержание метана в котором составляет приблизительно от 40 до 80 об.%, получая обогащенную водородом смесь инертного газа, метана и водорода, в которой за счет соответствующего выбора количества инертного газа, смешиваемого со вторым потоком природного газа, относительное содержание газообразного метана становится меньше 40 об.% от общего объема инертного газа и метана, а количество смешиваемого водорода обеспечивает устойчивое горение полученной газообразной обогащенной водородом смеси инертного газа, метана и водорода, и полученную обогащенную водородом смесь инертного газа, метана и водорода подают в качестве топлива в газовую турбину.
8. Способ обеспечения газовой турбины топливом по п.7, в котором в газообразной смеси обогащенного водородом инертного газа, метана и водорода содержится по меньшей мере 6 об.% водорода.
9. Способ обеспечения газовой турбины топливом по п.7, при осуществлении которого природный газ или обогащенную водородом смесь инертного газа, метана и водорода обезвоживают для получения обезвоженной обогащенной водородом смеси инертного газа, метана и водорода, теплотворная способность которой составляет по меньшей мере 110 Британских тепловых единиц (БТЕ) на куб.фут при нормальных условиях.
10. Способ обеспечения газовой турбины топливом по п.7 или 9, в котором в выделенной из первого потока природного газа смеси инертного газа с метаном содержится менее 35 об.% метана от общего
- 6 006494 объема метана и инертных газов, а в обогащенной водородом смеси инертного газа, метана и водорода содержится приблизительно от 6 до 10 об.% водорода.
11. Способ обеспечения газовой турбины топливом по п.7 или 9, в котором в выделенной из первого потока природного газа смеси инертного газа с метаном содержится менее 20 об.% метана от общего объема метана и инертных газов, а в обогащенной водородом смеси инертного газа, метана и водорода содержится приблизительно от 6 до 10 об.% водорода.
12. Способ обеспечения газовой турбины используемым в качестве топлива метаном, содержащимся в добываемом природном газе в количестве приблизительно от 40 до 80 об.%, заключающийся в том, что из добываемого природного газа получают первый поток природного газа, содержащиеся в первом потоке природного газа инертные газы отделяют от содержащегося в нем метана с получением газообразного метана и инертного газа, смешивают полученный из первого потока добываемого природного газа инертный газ и второй поток добываемого природного газа, содержание метана в котором составляет приблизительно от 40 до 80 об.%, получая обогащенную инертным газом смесь инертного газа и метана, в которой за счет соответствующего выбора количества инертного газа, смешиваемого со вторым потоком природного газа, относительное содержание газообразного метана становится меньше 40 об.% от общего объема инертного газа и метана, из обогащенной инертным газом смеси инертного газа и метана удаляют по крайней мере один сернистый компонент с получением обессеренной обогащенной инертным газом смеси инертного газа и метана или удаляют по крайней мере один сернистый компонент из первого потока природного газа, получая в итоге обессеренную обогащенную инертным газом смесь инертного газа и метана, обессеренную обогащенную инертным газом смесь инертного газа и метана смешивают с водой, получая гидратированную обессеренную обогащенную инертным газом смесь инертного газа и метана, содержание в которой воды достаточно для эффективной конверсии части метана, содержащегося в обессеренной обогащенной инертным газом смеси инертного газа и метана, в водород и получения устойчиво горящей обезвоженной обогащенной инертным газом смеси инертного газа, метана и водорода, часть метана в гидратированной обессеренной обогащенной инертным газом смеси инертного газа и метана для получения устойчиво горящего обезвоженного природного газа каталитически конвертируют в водород, получая обогащенную водородом смесь инертного газа, метана и водорода, обогащенную водородом смесь инертного газа, метана и водорода обезвоживают, получая устойчиво горящий обезвоженный обогащенный водородом природный газ, и полученную обезвоженную обогащенную водородом смесь инертного газа, метана и водорода подают в качестве топлива в газовую турбину.
13. Способ обеспечения газовой турбины топливом по п. 12, в котором удаление сернистого компонента из первого потока природного газа или из обогащенной инертным газом смеси инертного газа и метана заключается в удалении содержащегося в природном газе сероводорода.
14. Способ обеспечения газовой турбины топливом по п.12, в котором гидратированную обогащенную водородом смесь инертного газа, метана и водорода обезвоживают, удаляя из нее воду в количестве, необходимом для получения обезвоженного обогащенного водородом природного газа, теплотворная способность которой составляет по меньшей мере 110 БТЕ на куб.фут при нормальных условиях.
15. Способ обеспечения газовой турбины топливом по п.13, в котором сероводород удаляют из первого потока природного газа или из обогащенной инертным газом смеси инертного газа и метана физическим растворителем, оставляя при этом в первом потоке природного газа или в обогащенной инертным газом смеси инертного газа и метана практически все количество содержащегося в них инертного газа.
16. Способ обеспечения газовой турбины топливом по п. 15, в котором в качестве физического растворителя используют метанол, смесь диметиловых эфиров полиэтиленгликоля, пропиленкарбонат, Νметил-2-пирролидон, смесь метилового и изопропилового эфиров олигоэтиленгликоля, три-нбутилфосфонат, метилцианоацетат или их смеси.
17. Способ обеспечения газовой турбины топливом по п. 12, в котором в обезвоженной обогащенной водородом смеси инертного газа, метана и водорода содержится по меньшей мере 6 об.% водорода.
18. Способ обеспечения газовой турбины топливом по п.12, в котором содержащийся в гидратированной обессеренной обогащенной инертным газом смеси инертного газа и метана метан каталитически конвертируют с помощью катализатора конверсии, выбранного из группы, включающей катализаторы на основе железа, хрома и меди, катализаторы на основе меди, цинка и алюминия и их смеси.
19. Способ по п. 12 или 14, в котором в обогащенной инертным газом смеси инертного газа и метана содержится не более 35 об.% метана, а в обезвоженной обогащенной водородом смеси инертного газа, метана и водорода содержится приблизительно от 6 до 10 об.% водорода.
20. Способ по п. 12 или 14, в котором в обогащенной инертным газом смеси инертного газа и метана содержится не более 20 об.% метана, а в обезвоженной обогащенной водородом смеси инертного газа, метана и водорода содержится приблизительно от 6 до 10 об.% водорода.
21. Способ обеспечения газовой турбины используемым в качестве топлива метаном, содержащимся в добываемом природном газе в количестве приблизительно от 40 до 80 об.%, заключающийся в том, что из добываемого природного газа получают первый поток природного газа, содержащиеся в первом потоке природного газа инертные газы отделяют от содержащегося в нем метана с получением газооб
- 7 006494 разного метана и инертного газа, для эффективного получения устойчиво горящей обезвоженной обогащенной водородом смеси инертного газа, метана и водорода смешивают полученный из первого потока добываемого природного газа инертный газ, воду и второй поток добываемого природного газа, содержание метана в котором составляет приблизительно от 40 до 80 об.%, получая сернистую обогащенную инертным газом смесь инертного газа, метана и воды, в которой за счет соответствующего выбора количества инертного газа, смешиваемого со вторым потоком природного газа, относительное содержание газообразного метана становится меньше 40 об.% от общего объема инертного газа и метана, а количество воды в этой смеси достаточно для эффективной конверсии части содержащегося в этой смеси метана в водород и получения гидратированной обогащенной водородом смеси инертного газа, метана и водорода, часть метана в гидратированной сернистой обогащенной инертным газом смеси инертного газа, метана и воды для получения устойчиво горящей обезвоженной обогащенной водородом смеси инертного газа, метана и водорода каталитически конвертируют в водород, получая гидратированную обогащенную водородом смесь инертного газа, метана и водорода, гидратированную обогащенную водородом смесь инертного газа, метана и водорода обезвоживают, получая устойчиво горящую обезвоженную обогащенную водородом смесь инертного газа, метана и водорода, и полученную устойчиво горящую обезвоженную обогащенную водородом смесь инертного газа, метана и водорода подают в качестве топлива в газовую турбину.
22. Способ обеспечения газовой турбины топливом по п.21, в котором гидратированную обогащенную водородом смесь инертного газа, метана и водорода обезвоживают, удаляя из нее воду в количестве, необходимом для получения обезвоженной обогащенной водородом смеси инертного газа, метана и водорода, теплотворная способность которой составляет по меньшей мере 110 БТЕ на куб.фут при нормальных условиях.
23. Способ обеспечения газовой турбины топливом по п.21, в котором в обезвоженной обогащенной водородом смеси инертного газа, метана и водорода содержится по меньшей мере 6 об.% водорода.
24. Способ обеспечения газовой турбины топливом по п.21, в котором метан, содержащийся в сернистой обогащенной инертным газом смеси инертного газа, метана и воды, каталитически конвертируют с помощью катализатора на основе хрома и молибдена.
25. Способ обеспечения газовой турбины топливом по п.21 или 22, в котором в сернистой обогащенной инертным газом смеси инертного газа, метана и воды содержится не более 35 об.% метана от общего объема метана и инертных газов, а в устойчиво горящей обезвоженной обогащенной водородом смеси инертного газа, метана и водорода содержится приблизительно от 6 до 10 об.% водорода.
26. Способ обеспечения газовой турбины топливом по п.21 или 22, в котором в сернистой обогащенной инертным газом смеси инертного газа, метана и воды содержится не более 20 об.% метана от общего объема метана и инертных газов, а в устойчиво горящей обезвоженной обогащенной водородом газом смеси инертного газа, метана и водорода содержится приблизительно от 6 до 10 об.% водорода.
27. Способ обеспечения газовой турбины используемым в качестве топлива метаном, содержащимся в добываемом природном газе в количестве приблизительно от 40 до 80 об.%, заключающийся в том, что из добываемого природного газа получают первый поток природного газа, из этого первого потока природного газа выделяют содержащийся в нем метан с получением газообразного метана и смеси инертного газа с метаном, содержание в которой инертного газа при ее использовании в качестве топлива для газовой турбины обеспечивает за счет повышенного массового расхода смеси увеличение выходной мощности турбины, как минимум, на 5% по сравнению с мощностью турбины, работающей на перекачиваемом по газопроводам природном газе высокого качества.
28. Способ обеспечения газовой турбины используемым в качестве топлива метаном, содержащимся в добываемом природном газе в количестве приблизительно от 40 до 80 об.%, заключающийся в том, что из добываемого природного газа получают первый поток природного газа, из этого первого потока природного газа выделяют содержащийся в нем метан с получением газообразного метана и смеси инертного газа с метаном, в которой содержится менее 40 об.% метана, полученную смесь инертного газа и метана для получения при соответствующем количестве водорода устойчиво горящей обогащенной водородом смеси инертного газа, метана и водорода смешивают с водородом, получая обогащенную водородом смесь инертного газа, метана и водорода, и полученную обогащенную водородом смесь инертного газа, метана и водорода подают в качестве топлива в газовую турбину.
29. Способ обеспечения газовой турбины топливом по п.28, в котором в полученной смеси инертного газа и метана содержится менее 35 об.% метана от общего объема метана и инертных газов, а в обогащенной водородом смеси инертного газа, метана и водорода содержится приблизительно от 6 до 10 об.% водорода.
30. Способ обеспечения газовой турбины топливом по п.28, в котором в полученной смеси инертного газа и метана содержится менее 20 об.% метана от общего объема метана и инертных газов, а в обогащенной водородом смеси инертного газа, метана и водорода содержится приблизительно от 6 до 10 об.% водорода.
31. Способ обеспечения газовой турбины используемым в качестве топлива метаном, содержащимся в добываемом природном газе в количестве приблизительно от 40 до 80 об.%, заключающийся в том,
- 8 006494 что из добываемого природного газа получают первый поток природного газа, из этого первого потока природного газа выделяют содержащийся в нем метан с получением газообразного метана и смеси инертного газа с метаном, в которой содержится менее 40 об.% метана, из полученной смеси инертного газа и метана удаляют по крайней мере один сернистый компонент, получая обессеренную обогащенную инертным газом смесь инертного газа с метаном, обессеренную обогащенную инертным газом смесь инертного газа и метана смешивают с водой, получая гидратированную обессеренную обогащенную инертным газом смесь инертного газа и метана, содержание в которой воды достаточно для эффективной конверсии части метана, содержащегося в обессеренной обогащенной инертным газом смеси инертного газа и метана, в водород и получения устойчиво горящей обезвоженной обогащенной водородом смеси инертного газа, метана и водорода, часть метана в гидратированной обессеренной обогащенной инертным газом смеси инертного газа и метана для получения устойчиво горящей обезвоженной обогащенной водородом смеси инертного газа, метана и водорода каталитически конвертируют в водород, получая обогащенную водородом смесь инертного газа, метана и водорода, обогащенную водородом смесь инертного газа, метана и водорода обезвоживают, получая устойчиво горящую обезвоженную обогащенную водородом смесь инертного газа, метана и водорода, и полученную обезвоженную устойчиво горящую обогащенную водородом смесь инертного газа, метана и водорода подают в качестве топлива в газовую турбину.
32. Способ обеспечения газовой турбины топливом по п.31, в котором метан, содержащийся в гидратированной обессеренной обогащенной инертным газом смеси инертного газа и метана, каталитически конвертируют с помощью катализатора конверсии, выбранного из группы, включающей катализаторы на основе железа, хрома и меди, катализаторы на основе меди, цинка и алюминия и их смеси.
33. Способ по п.32, в котором в обессеренной обогащенной инертным газом смеси инертного газа и метана содержится не более 35 об.% метана, а в обезвоженной обогащенной водородом смеси инертного газа, метана и водорода содержится приблизительно от 6 до 10 об.% водорода.
34. Способ по п.32, в котором в обессеренной обогащенной инертным газом смеси инертного газа и метана содержится не более 20 об.% метана, а в обезвоженной обогащенной водородом смеси инертного газа, метана и водорода содержится приблизительно от 6 до 10 об.% водорода.
35. Способ обеспечения газовой турбины используемым в качестве топлива метаном, содержащимся в добываемом природном газе в количестве приблизительно от 40 до 80 об.%, заключающийся в том, что из добываемого природного газа получают первый поток природного газа, из этого первого потока природного газа выделяют содержащийся в нем метан с получением газообразного метана и обогащенной инертным газом смеси инертного газа с метаном, в которой содержится менее 40 об.% метана, полученную обогащенную инертным газом смесь инертного газа и метана смешивают с водой, получая гидратированную обогащенную инертным газом смесь инертного газа и метана, содержание в которой воды достаточно для эффективной конверсии части метана, содержащегося в обогащенной инертным газом смеси инертного газа и метана, в водород и получения устойчиво горящей обезвоженной обогащенной водородом смеси инертного газа, метана и водорода, часть метана в обогащенной инертным газом смеси инертного газа, метана и воды для получения устойчиво горящей обезвоженной обогащенной водородом смеси инертного газа, метана и водорода каталитически конвертируют в водород, получая гидратированную обогащенную водородом смесь инертного газа, метана и водорода, гидратированную обогащенную водородом смесь инертного газа, метана и водорода обезвоживают, получая устойчиво горящую обезвоженную обогащенную водородом смесь инертного газа, метана и водорода, и полученную устойчиво горящую обезвоженную обогащенную водородом смесь инертного газа, метана и водорода подают в качестве топлива в газовую турбину.
36. Способ обеспечения газовой турбины топливом по п.35, в котором метан, содержащийся в обогащенной инертным газом смеси инертного газа, метана и воды, каталитически конвертируют с помощью катализатора на основе хрома и молибдена.
37. Способ по п.36, в котором в обогащенной инертным газом смеси инертного газа и метана содержится не более 20 об.% метана и инертных газов, а в обезвоженной обогащенной водородом смеси инертного газа, метана и водорода содержится приблизительно от 6 до 10 об.% водорода.
38. Способ обеспечения газовой турбины топливом по п.36, в котором в обогащенной инертным газом смеси инертного газа и метана содержится менее 20 об.% метана от общего объема метана и инертных газов, а в обезвоженной обогащенной водородом смеси инертного газа, метана и водорода содержится приблизительно от 6 до 10 об.% водорода.
EA200200638A 1999-12-13 2000-12-13 Способ использования запасов газа с низким содержанием метана и высоким содержанием инертного газа в качестве топлива для газовых турбин EA006494B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US09/460,149 US6298652B1 (en) 1999-12-13 1999-12-13 Method for utilizing gas reserves with low methane concentrations and high inert gas concentrations for fueling gas turbines
PCT/US2000/033705 WO2001042400A1 (en) 1999-12-13 2000-12-13 Method for utilizing gas reserves with low methane concentrations and high inert gas concentrations for fueling gas turbines

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200200638A1 EA200200638A1 (ru) 2003-06-26
EA006494B1 true EA006494B1 (ru) 2005-12-29

Family

ID=23827563

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200200638A EA006494B1 (ru) 1999-12-13 2000-12-13 Способ использования запасов газа с низким содержанием метана и высоким содержанием инертного газа в качестве топлива для газовых турбин

Country Status (10)

Country Link
US (5) US6298652B1 (ru)
EP (1) EP1240279B1 (ru)
CN (4) CN100338344C (ru)
AT (1) ATE310068T1 (ru)
AU (2) AU779291C (ru)
DE (1) DE60024135T2 (ru)
EA (1) EA006494B1 (ru)
HK (4) HK1053667A1 (ru)
MY (1) MY125079A (ru)
WO (1) WO2001042400A1 (ru)

Families Citing this family (145)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
DE10047262B4 (de) * 2000-09-23 2005-12-01 G.A.S. Energietechnologie Gmbh Verfahren zur Nutzung methanhaltiger Gase
AU2002951703A0 (en) * 2002-09-27 2002-10-17 Commonwealth Scientific And Industrial Research Organisation A method and system for a combustion of methane
AU2003264182B2 (en) * 2002-09-27 2009-05-14 Commonwealth Scientific And Industrial Research Organisation A system for catalytic combustion
DE10252085A1 (de) * 2002-11-08 2004-05-27 Linde Ag Verfahren zum Erhöhen des Wirkungsgrades von Erdgas
US6820427B2 (en) * 2002-12-13 2004-11-23 General Electric Company Method and apparatus for operating a turbine engine
US6874323B2 (en) * 2003-03-03 2005-04-05 Power System Mfg., Llc Low emissions hydrogen blended pilot
US20040226299A1 (en) * 2003-05-12 2004-11-18 Drnevich Raymond Francis Method of reducing NOX emissions of a gas turbine
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
US20080087420A1 (en) * 2006-10-13 2008-04-17 Kaminsky Robert D Optimized well spacing for in situ shale oil development
US7429287B2 (en) * 2004-08-31 2008-09-30 Bp Corporation North America Inc. High efficiency gas sweetening system and method
EP1669572A1 (en) * 2004-12-08 2006-06-14 Vrije Universiteit Brussel Process and installation for producing electric power
WO2007122692A1 (ja) * 2006-04-14 2007-11-01 Mitsui Engineering & Shipbuilding Co., Ltd. ガスタービン複合発電システムにおけるガスハイドレート分解方法及び装置
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
WO2008048455A2 (en) 2006-10-13 2008-04-24 Exxonmobil Upstream Research Company Enhanced shale oil production by in situ heating using hydraulically fractured producing wells
US8151884B2 (en) 2006-10-13 2012-04-10 Exxonmobil Upstream Research Company Combined development of oil shale by in situ heating with a deeper hydrocarbon resource
AU2007313393B2 (en) * 2006-10-13 2013-08-15 Exxonmobil Upstream Research Company Improved method of developing a subsurface freeze zone using formation fractures
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
US20090223229A1 (en) * 2006-12-19 2009-09-10 Hua Wang Method and System for Using Low BTU Fuel Gas in a Gas Turbine
CA2675780C (en) * 2007-03-22 2015-05-26 Exxonmobil Upstream Research Company Granular electrical connections for in situ formation heating
US8622133B2 (en) * 2007-03-22 2014-01-07 Exxonmobil Upstream Research Company Resistive heater for in situ formation heating
BRPI0810752A2 (pt) * 2007-05-15 2014-10-21 Exxonmobil Upstream Res Co Métodos para o aquecimento in situ de uma formação rochosa rica em composto orgânico, para o aquecimento in situ de uma formação alvejada de xisto oleoso e para produzir um fluido de hidrocarboneto, poço aquecedor para o aquecimento in situ de uma formação rochosa rica em composto orgânico alvejada, e, campo para produzir um fluido de hidrocarboneto a partir de uma formação rica em composto orgânico alvejada.
BRPI0810761A2 (pt) * 2007-05-15 2014-10-21 Exxonmobil Upstream Res Co Método para o aquecimento in situ de uma porção selecionada de uma formação rochosa rica em composto orgânico, e para produzir um fluído de hidrocarboneto, e, poço aquecedor.
CA2686830C (en) 2007-05-25 2015-09-08 Exxonmobil Upstream Research Company A process for producing hydrocarbon fluids combining in situ heating, a power plant and a gas plant
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
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
CN101981272B (zh) 2008-03-28 2014-06-11 埃克森美孚上游研究公司 低排放发电和烃采收系统及方法
CN101981162B (zh) 2008-03-28 2014-07-02 埃克森美孚上游研究公司 低排放发电和烃采收系统及方法
US8375696B2 (en) * 2008-05-05 2013-02-19 General Electric Company Independent manifold dual gas turbine fuel system
US8438830B2 (en) * 2008-05-05 2013-05-14 General Electric Company Primary manifold dual gas turbine fuel system
US20090272096A1 (en) * 2008-05-05 2009-11-05 General Electric Company Single Manifold Dual Gas Turbine Fuel System
WO2009142803A1 (en) 2008-05-23 2009-11-26 Exxonmobil Upstream Research Company Field management for substantially constant composition gas generation
JP5580320B2 (ja) 2008-10-14 2014-08-27 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 燃焼生成物を制御するための方法およびシステム
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
WO2010096210A1 (en) * 2009-02-23 2010-08-26 Exxonmobil Upstream Research Company Water treatment following shale oil production by in situ heating
BRPI1015966A2 (pt) 2009-05-05 2016-05-31 Exxonmobil Upstream Company "método para tratar uma formação subterrânea, e, meio de armazenamento legível por computador."
WO2010141777A1 (en) 2009-06-05 2010-12-09 Exxonmobil Upstream Research Company Combustor systems and methods for using same
CN102597418A (zh) 2009-11-12 2012-07-18 埃克森美孚上游研究公司 低排放发电和烃采收系统及方法
US8863839B2 (en) * 2009-12-17 2014-10-21 Exxonmobil Upstream Research Company Enhanced convection for in situ pyrolysis of organic-rich rock formations
CN102221630A (zh) * 2010-04-16 2011-10-19 上海森太克汽车电子有限公司 自适应车速传感器及信号占空比校正方法
MY156099A (en) 2010-07-02 2016-01-15 Exxonmobil Upstream Res Co Systems and methods for controlling combustion of a fuel
JP5759543B2 (ja) 2010-07-02 2015-08-05 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 排ガス再循環方式及び直接接触型冷却器による化学量論的燃焼
BR112012031153A2 (pt) 2010-07-02 2016-11-08 Exxonmobil Upstream Res Co sistemas e métodos de geração de energia de triplo-ciclo de baixa emissão
US9732675B2 (en) 2010-07-02 2017-08-15 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation systems and methods
JP5906555B2 (ja) 2010-07-02 2016-04-20 エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー 排ガス再循環方式によるリッチエアの化学量論的燃焼
WO2012018458A1 (en) 2010-08-06 2012-02-09 Exxonmobil Upstream Research Company System and method for exhaust gas extraction
CA2805089C (en) 2010-08-06 2018-04-03 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for optimizing stoichiometric combustion
CA2806174C (en) 2010-08-30 2017-01-31 Exxonmobil Upstream Research Company Olefin reduction for in situ pyrolysis oil generation
US8616280B2 (en) 2010-08-30 2013-12-31 Exxonmobil Upstream Research Company Wellbore mechanical integrity for in situ pyrolysis
TWI563165B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Power generation system and method for generating power
TWI564474B (zh) 2011-03-22 2017-01-01 艾克頌美孚上游研究公司 於渦輪系統中控制化學計量燃燒的整合系統和使用彼之產生動力的方法
TWI593872B (zh) 2011-03-22 2017-08-01 艾克頌美孚上游研究公司 整合系統及產生動力之方法
TWI563166B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Integrated generation systems and methods for generating power
US11255173B2 (en) 2011-04-07 2022-02-22 Typhon Technology Solutions, Llc Mobile, modular, electrically powered system for use in fracturing underground formations using liquid petroleum gas
US9140110B2 (en) 2012-10-05 2015-09-22 Evolution Well Services, Llc Mobile, modular, electrically powered system for use in fracturing underground formations using liquid petroleum gas
US11708752B2 (en) 2011-04-07 2023-07-25 Typhon Technology Solutions (U.S.), Llc Multiple generator mobile electric powered fracturing system
EP4400692A3 (en) 2011-04-07 2024-10-16 Typhon Technology Solutions, LLC Electrically powered system for use in fracturing underground formations
WO2013066772A1 (en) 2011-11-04 2013-05-10 Exxonmobil Upstream Research Company Multiple electrical connections to optimize heating for in situ pyrolysis
CN104428490B (zh) 2011-12-20 2018-06-05 埃克森美孚上游研究公司 提高的煤层甲烷生产
US9353682B2 (en) 2012-04-12 2016-05-31 General Electric Company Methods, systems and apparatus relating to combustion turbine power plants with exhaust gas recirculation
US9784185B2 (en) 2012-04-26 2017-10-10 General Electric Company System and method for cooling a gas turbine with an exhaust gas provided by the gas turbine
US10273880B2 (en) 2012-04-26 2019-04-30 General Electric Company System and method of recirculating exhaust gas for use in a plurality of flow paths in a gas turbine engine
AU2013256823B2 (en) 2012-05-04 2015-09-03 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods of detecting an intersection between a wellbore and a subterranean structure that includes a marker material
US10215412B2 (en) 2012-11-02 2019-02-26 General Electric Company System and method for load control with diffusion combustion in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US9611756B2 (en) 2012-11-02 2017-04-04 General Electric Company System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US9631815B2 (en) 2012-12-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9708977B2 (en) 2012-12-28 2017-07-18 General Electric Company System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation
US10161312B2 (en) 2012-11-02 2018-12-25 General Electric Company System and method for diffusion combustion with fuel-diluent mixing in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US9803865B2 (en) 2012-12-28 2017-10-31 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US10107495B2 (en) 2012-11-02 2018-10-23 General Electric Company Gas turbine combustor control system for stoichiometric combustion in the presence of a diluent
US9869279B2 (en) 2012-11-02 2018-01-16 General Electric Company System and method for a multi-wall turbine combustor
US9574496B2 (en) 2012-12-28 2017-02-21 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9599070B2 (en) 2012-11-02 2017-03-21 General Electric Company System and method for oxidant compression in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US10208677B2 (en) 2012-12-31 2019-02-19 General Electric Company Gas turbine load control system
US9581081B2 (en) 2013-01-13 2017-02-28 General Electric Company System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US9512759B2 (en) 2013-02-06 2016-12-06 General Electric Company System and method for catalyst heat utilization for gas turbine with exhaust gas recirculation
US9938861B2 (en) 2013-02-21 2018-04-10 Exxonmobil Upstream Research Company Fuel combusting method
TW201502356A (zh) 2013-02-21 2015-01-16 Exxonmobil Upstream Res Co 氣渦輪機排氣中氧之減少
RU2637609C2 (ru) 2013-02-28 2017-12-05 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Система и способ для камеры сгорания турбины
TW201500635A (zh) 2013-03-08 2015-01-01 Exxonmobil Upstream Res Co 處理廢氣以供用於提高油回收
US9784182B2 (en) 2013-03-08 2017-10-10 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and methane recovery from methane hydrates
US9618261B2 (en) 2013-03-08 2017-04-11 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and LNG production
US20140250945A1 (en) 2013-03-08 2014-09-11 Richard A. Huntington Carbon Dioxide Recovery
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
US9617914B2 (en) 2013-06-28 2017-04-11 General Electric Company Systems and methods for monitoring gas turbine systems having exhaust gas recirculation
US9631542B2 (en) 2013-06-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for exhausting combustion gases from gas turbine engines
TWI654368B (zh) 2013-06-28 2019-03-21 美商艾克頌美孚上游研究公司 用於控制在廢氣再循環氣渦輪機系統中的廢氣流之系統、方法與媒體
US9835089B2 (en) 2013-06-28 2017-12-05 General Electric Company System and method for a fuel nozzle
US9587510B2 (en) 2013-07-30 2017-03-07 General Electric Company System and method for a gas turbine engine sensor
US9903588B2 (en) 2013-07-30 2018-02-27 General Electric Company System and method for barrier in passage of combustor of gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US9951658B2 (en) 2013-07-31 2018-04-24 General Electric Company System and method for an oxidant heating system
AU2014340644B2 (en) 2013-10-22 2017-02-02 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
US9752458B2 (en) 2013-12-04 2017-09-05 General Electric Company System and method for a gas turbine engine
US10030588B2 (en) 2013-12-04 2018-07-24 General Electric Company Gas turbine combustor diagnostic system and method
US10227920B2 (en) 2014-01-15 2019-03-12 General Electric Company Gas turbine oxidant separation system
US9915200B2 (en) 2014-01-21 2018-03-13 General Electric Company System and method for controlling the combustion process in a gas turbine operating with exhaust gas recirculation
US9863267B2 (en) 2014-01-21 2018-01-09 General Electric Company System and method of control for a gas turbine engine
US10079564B2 (en) 2014-01-27 2018-09-18 General Electric Company System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US10047633B2 (en) 2014-05-16 2018-08-14 General Electric Company Bearing housing
US10655542B2 (en) 2014-06-30 2020-05-19 General Electric Company Method and system for startup of gas turbine system drive trains with exhaust gas recirculation
US10060359B2 (en) 2014-06-30 2018-08-28 General Electric Company Method and system for combustion control for gas turbine system with exhaust gas recirculation
US9885290B2 (en) 2014-06-30 2018-02-06 General Electric Company Erosion suppression system and method in an exhaust gas recirculation gas turbine system
US9739122B2 (en) 2014-11-21 2017-08-22 Exxonmobil Upstream Research Company Mitigating the effects of subsurface shunts during bulk heating of a subsurface formation
CA2970527C (en) 2014-12-19 2019-08-13 Evolution Well Services, Llc Mobile electric power generation for hydraulic fracturing of subsurface geological formations
US9869247B2 (en) 2014-12-31 2018-01-16 General Electric Company Systems and methods of estimating a combustion equivalence ratio in a gas turbine with exhaust gas recirculation
US9819292B2 (en) 2014-12-31 2017-11-14 General Electric Company Systems and methods to respond to grid overfrequency events for a stoichiometric exhaust recirculation gas turbine
US10788212B2 (en) 2015-01-12 2020-09-29 General Electric Company System and method for an oxidant passageway in a gas turbine system with exhaust gas recirculation
US10094566B2 (en) 2015-02-04 2018-10-09 General Electric Company Systems and methods for high volumetric oxidant flow in gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US10253690B2 (en) 2015-02-04 2019-04-09 General Electric Company Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction
US10316746B2 (en) 2015-02-04 2019-06-11 General Electric Company Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction
US10267270B2 (en) 2015-02-06 2019-04-23 General Electric Company Systems and methods for carbon black production with a gas turbine engine having exhaust gas recirculation
US10145269B2 (en) 2015-03-04 2018-12-04 General Electric Company System and method for cooling discharge flow
US10480792B2 (en) 2015-03-06 2019-11-19 General Electric Company Fuel staging in a gas turbine engine
CN105733718B (zh) * 2016-04-14 2018-08-21 中石化南京工程有限公司 一种合成气甲烷化多联产方法及装置
US10214702B2 (en) 2016-12-02 2019-02-26 Mustang Sampling Llc Biogas blending and verification systems and methods
US10696906B2 (en) 2017-09-29 2020-06-30 Marathon Petroleum Company Lp Tower bottoms coke catching device
US12000720B2 (en) 2018-09-10 2024-06-04 Marathon Petroleum Company Lp Product inventory monitoring
US12031676B2 (en) 2019-03-25 2024-07-09 Marathon Petroleum Company Lp Insulation securement system and associated methods
US11975316B2 (en) 2019-05-09 2024-05-07 Marathon Petroleum Company Lp Methods and reforming systems for re-dispersing platinum on reforming catalyst
US11607654B2 (en) 2019-12-30 2023-03-21 Marathon Petroleum Company Lp Methods and systems for in-line mixing of hydrocarbon liquids
US11124714B2 (en) 2020-02-19 2021-09-21 Marathon Petroleum Company Lp Low sulfur fuel oil blends for stability enhancement and associated methods
CN112630263B (zh) * 2020-11-12 2023-04-07 南京理工大学 用于在对冲扩散火焰中实现掺混组分化学作用分离的方法
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
US11702600B2 (en) 2021-02-25 2023-07-18 Marathon Petroleum Company Lp Assemblies and methods for enhancing fluid catalytic cracking (FCC) processes during the FCC process using 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
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
US11578638B2 (en) 2021-03-16 2023-02-14 Marathon Petroleum Company Lp Scalable greenhouse gas capture systems and methods
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
US12012883B2 (en) 2021-03-16 2024-06-18 Marathon Petroleum Company Lp Systems and methods for backhaul transportation of liquefied gas and CO2 using liquefied gas carriers
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
US12043905B2 (en) 2021-08-26 2024-07-23 Marathon Petroleum Company Lp Electrode watering assemblies and methods for maintaining cathodic monitoring 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
US11802257B2 (en) 2022-01-31 2023-10-31 Marathon Petroleum Company Lp Systems and methods for reducing rendered fats pour point
US11725582B1 (en) 2022-04-28 2023-08-15 Typhon Technology Solutions (U.S.), Llc Mobile electric power generation system
US11686070B1 (en) 2022-05-04 2023-06-27 Marathon Petroleum Company Lp Systems, methods, and controllers to enhance heavy equipment warning
US11955782B1 (en) 2022-11-01 2024-04-09 Typhon Technology Solutions (U.S.), Llc System and method for fracturing of underground formations using electric grid power
US12012082B1 (en) 2022-12-30 2024-06-18 Marathon Petroleum Company Lp Systems and methods for a hydraulic vent interlock
US12043361B1 (en) 2023-02-18 2024-07-23 Marathon Petroleum Company Lp Exhaust handling systems for marine vessels and related methods
US12006014B1 (en) 2023-02-18 2024-06-11 Marathon Petroleum Company Lp Exhaust vent hoods for marine vessels and related methods
US12087002B1 (en) 2023-09-18 2024-09-10 Marathon Petroleum Company Lp Systems and methods to determine depth of soil coverage along a right-of-way

Family Cites Families (46)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
US3739581A (en) * 1972-01-19 1973-06-19 E Talmor Method and apparatus for providing jet propelled vehicles with a heat sink
US3868817A (en) 1973-12-27 1975-03-04 Texaco Inc Gas turbine process utilizing purified fuel gas
US4098339A (en) * 1976-06-21 1978-07-04 Mobil Oil Corporation Utilization of low BTU natural gas
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
DE2912761A1 (de) * 1979-03-30 1980-10-09 Linde Ag Verfahren zum zerlegen eines gasgemisches
GB2058198B (en) * 1979-08-31 1983-01-19 Unimax Switch Ltd Key mountings
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
GB2109532B (en) * 1981-11-07 1985-01-03 Rolls Royce Gas fuel injector
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
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
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
US4733528A (en) * 1984-03-02 1988-03-29 Imperial Chemical Industries Plc Energy recovery
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
DE3446715A1 (de) * 1984-12-21 1986-06-26 Krupp Koppers GmbH, 4300 Essen Verfahren zur kuehlung von staubfoermige verunreinigungen enthaltendem partialoxidationsgas, das zur verwendung in einem kombinierten gas-dampfturbinenkraftwerk bestimmt ist
US5048284A (en) * 1986-05-27 1991-09-17 Imperial Chemical Industries Plc Method of operating gas turbines with reformed fuel
DE68914051T2 (de) 1988-04-05 1994-07-21 Ici Plc Gasturbine.
US4861745A (en) 1988-08-03 1989-08-29 United Catalyst Inc. High temperature shift catalyst and process for its manufacture
US5048285A (en) * 1990-03-26 1991-09-17 Untied Technologies Corporation Control system for gas turbine engines providing extended engine life
GB9105095D0 (en) * 1991-03-11 1991-04-24 H & G Process Contracting Improved clean power generation
US5725616A (en) 1991-12-12 1998-03-10 Kvaerner Engineering A.S. Method for combustion of hydrocarbons
AU3429093A (en) * 1991-12-31 1993-07-28 Robert D. Harvey Process for producing electric energy using sour natural gas
US5435836A (en) * 1993-12-23 1995-07-25 Air Products And Chemicals, Inc. Hydrogen recovery by adsorbent membranes
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
US5740673A (en) * 1995-11-07 1998-04-21 Air Products And Chemicals, Inc. Operation of integrated gasification combined cycle power generation systems at part load
US5666823A (en) * 1996-01-31 1997-09-16 Air Products And Chemicals, Inc. High pressure combustion turbine and air separation system integration
US5861441A (en) * 1996-02-13 1999-01-19 Marathon Oil Company Combusting a hydrocarbon gas to produce a reformed gas
JP3533895B2 (ja) * 1997-03-13 2004-05-31 セイコーエプソン株式会社 シリアルプリンタ及びシリアルプリンタにおけるイメージバッファアクセス方法
CA2317539C (en) * 1998-01-08 2003-08-19 Satish Reddy Autorefrigeration separation of carbon dioxide
DE59810033D1 (de) * 1998-09-16 2003-12-04 Alstom Switzerland Ltd Verfahren zum Minimieren thermoakustischer Schwingungen in Gasturbinenbrennkammern
US6499083B1 (en) * 1999-09-15 2002-12-24 Western Digital Ventures, Inc. Disk-based storage system responsive to a direction-selection signal for autonomously controlling seeks in a sequence determined by the direction-selection signal and a locally-stored doubly linked list
US6585784B1 (en) * 1999-12-13 2003-07-01 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Method for utilizing gas reserves with low methane concentrations for fueling gas turbines
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
KR100442439B1 (ko) * 2002-10-07 2004-07-30 엘지전자 주식회사 제어국의 멀티링크에서 링크별 큐 할당 장치 및 방법

Also Published As

Publication number Publication date
EP1240279B1 (en) 2005-11-16
CN1651738A (zh) 2005-08-10
HK1082785A1 (en) 2006-06-16
AU779291C (en) 2007-12-13
US6298652B1 (en) 2001-10-09
DE60024135T2 (de) 2006-07-27
CN1304741C (zh) 2007-03-14
AU779291B2 (en) 2005-01-13
US6907737B2 (en) 2005-06-21
CN100338344C (zh) 2007-09-19
HK1053667A1 (en) 2003-10-31
HK1082784A1 (en) 2006-06-16
EA200200638A1 (ru) 2003-06-26
CN1651737A (zh) 2005-08-10
CN1304742C (zh) 2007-03-14
WO2001042400A9 (en) 2002-08-15
US6684644B2 (en) 2004-02-03
CN1651739A (zh) 2005-08-10
EP1240279A1 (en) 2002-09-18
CN1239818C (zh) 2006-02-01
US20050182283A1 (en) 2005-08-18
DE60024135D1 (de) 2005-12-22
US20030084668A1 (en) 2003-05-08
US7350359B2 (en) 2008-04-01
AU2259501A (en) 2001-06-18
MY125079A (en) 2006-07-31
US20040206065A1 (en) 2004-10-21
ATE310068T1 (de) 2005-12-15
AU2005200532B2 (en) 2006-11-02
HK1082783A1 (en) 2006-06-16
US6523351B2 (en) 2003-02-25
WO2001042400A1 (en) 2001-06-14
AU2005200532A1 (en) 2005-03-03
CN1414999A (zh) 2003-04-30
US20020014068A1 (en) 2002-02-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA006494B1 (ru) Способ использования запасов газа с низким содержанием метана и высоким содержанием инертного газа в качестве топлива для газовых турбин
EA004897B1 (ru) Способ использования запасов газа с низким содержанием метана 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
CN108884761B (zh) 氨裂解
AU2009228062B2 (en) Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
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
CA1160844A (en) Synthesis gas for ammonia production
WO1996019642A1 (en) Igcc/refinery utilities unit
JPH04334729A (ja) 発電方法
Facilitates et al. Gas to Hydrogen Power Process

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 MD TJ

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 TM RU