EA028822B1 - Реакция парциального окисления с быстрым охлаждением в закрытом цикле - Google Patents

Реакция парциального окисления с быстрым охлаждением в закрытом цикле Download PDF

Info

Publication number
EA028822B1
EA028822B1 EA201400889A EA201400889A EA028822B1 EA 028822 B1 EA028822 B1 EA 028822B1 EA 201400889 A EA201400889 A EA 201400889A EA 201400889 A EA201400889 A EA 201400889A EA 028822 B1 EA028822 B1 EA 028822B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
stream
pok
temperature
flow
heat exchanger
Prior art date
Application number
EA201400889A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201400889A1 (ru
Inventor
Родни Джон Аллам
Джереми Эрон Фетведт
Майлз Р. Палмер
Original Assignee
Палмер Лэбс, Ллк
8 Риверз Кэпитл, Ллк
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 Палмер Лэбс, Ллк, 8 Риверз Кэпитл, Ллк filed Critical Палмер Лэбс, Ллк
Publication of EA201400889A1 publication Critical patent/EA201400889A1/ru
Publication of EA028822B1 publication Critical patent/EA028822B1/ru

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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J3/00—Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous fuels
    • C10J3/72—Other features
    • C10J3/82—Gas withdrawal means
    • C10J3/84—Gas withdrawal means with means for removing dust or tar from the gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J3/00—Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous fuels
    • C10J3/72—Other features
    • C10J3/86—Other features combined with waste-heat boilers
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
    • C10K1/002—Removal of contaminants
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
    • C10K1/02—Dust removal
    • C10K1/024—Dust removal by filtration
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
    • C10K1/04—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by cooling to condense non-gaseous materials
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K3/00—Modifying the chemical composition of combustible gases containing carbon monoxide to produce an improved fuel, e.g. one of different calorific value, which may be free from carbon monoxide
    • C10K3/02—Modifying the chemical composition of combustible gases containing carbon monoxide to produce an improved fuel, e.g. one of different calorific value, which may be free from carbon monoxide by catalytic treatment
    • C10K3/04—Modifying the chemical composition of combustible gases containing carbon monoxide to produce an improved fuel, e.g. one of different calorific value, which may be free from carbon monoxide by catalytic treatment reducing the carbon monoxide content, e.g. water-gas shift [WGS]
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
    • F02C3/26—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being solid or pulverulent, e.g. in slurry or suspension
    • F02C3/28—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being solid or pulverulent, e.g. in slurry or suspension using a separate gas producer for gasifying the fuel before combustion
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • 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
    • F02C3/34—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid with recycling of part of the working fluid, i.e. semi-closed cycles with combustion products in the closed part of the cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
    • F25J3/04006—Providing pressurised feed air or process streams within or from the air fractionation unit
    • F25J3/04012—Providing pressurised feed air or process streams within or from the air fractionation unit by compression of warm gaseous streams; details of intake or interstage cooling
    • F25J3/04018—Providing pressurised feed air or process streams within or from the air fractionation unit by compression of warm gaseous streams; details of intake or interstage cooling of main feed air
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
    • F25J3/04521—Coupling of the air fractionation unit to an air gas-consuming unit, so-called integrated processes
    • F25J3/04527—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general
    • F25J3/04533—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general for the direct combustion of fuels in a power plant, so-called "oxyfuel combustion"
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
    • F25J3/04521—Coupling of the air fractionation unit to an air gas-consuming unit, so-called integrated processes
    • F25J3/04527—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general
    • F25J3/04539—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general for the H2/CO synthesis by partial oxidation or oxygen consuming reforming processes of fuels
    • F25J3/04545—Integration with an oxygen consuming unit, e.g. glass facility, waste incineration or oxygen based processes in general for the H2/CO synthesis by partial oxidation or oxygen consuming reforming processes of fuels for the gasification of solid or heavy liquid fuels, e.g. integrated gasification combined cycle [IGCC]
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
    • F25J3/04521—Coupling of the air fractionation unit to an air gas-consuming unit, so-called integrated processes
    • F25J3/04563—Integration with a nitrogen consuming unit, e.g. for purging, inerting, cooling or heating
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/04—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream for air
    • F25J3/04521—Coupling of the air fractionation unit to an air gas-consuming unit, so-called integrated processes
    • F25J3/04612—Heat exchange integration with process streams, e.g. from the air gas consuming unit
    • F25J3/04618—Heat exchange integration with process streams, e.g. from the air gas consuming unit for cooling an air stream fed to the air fractionation unit
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0913—Carbonaceous raw material
    • C10J2300/093—Coal
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0953—Gasifying agents
    • C10J2300/0969—Carbon dioxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/1603—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with gas treatment
    • C10J2300/1606—Combustion processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/1603—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with gas treatment
    • C10J2300/1612—CO2-separation and sequestration, i.e. long time storage
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/1603—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with gas treatment
    • C10J2300/1618—Modification of synthesis gas composition, e.g. to meet some criteria
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/18—Details of the gasification process, e.g. loops, autothermal operation
    • C10J2300/1807—Recycle loops, e.g. gas, solids, heating medium, water
    • C10J2300/1815—Recycle loops, e.g. gas, solids, heating medium, water for carbon dioxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/18—Details of the gasification process, e.g. loops, autothermal operation
    • C10J2300/1846—Partial oxidation, i.e. injection of air or oxygen only
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/18—Details of the gasification process, e.g. loops, autothermal operation
    • C10J2300/1861—Heat exchange between at least two process streams
    • C10J2300/1876—Heat exchange between at least two process streams with one stream being combustion gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/18—Details of the gasification process, e.g. loops, autothermal operation
    • C10J2300/1861—Heat exchange between at least two process streams
    • C10J2300/1892—Heat exchange between at least two process streams with one stream being water/steam
    • 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
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/06—Adiabatic compressor, i.e. without interstage cooling
    • 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
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/70—Steam turbine, e.g. used in a Rankine cycle
    • 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
    • F25J2260/00—Coupling of processes or apparatus to other units; Integrated schemes
    • F25J2260/80—Integration in an installation using carbon dioxide, e.g. for EOR, sequestration, refrigeration etc.
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • Y02E20/18—Integrated gasification combined cycle [IGCC], e.g. combined with carbon capture and storage [CCS]
    • 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
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • Y02P20/129—Energy recovery, e.g. by cogeneration, H2recovery or pressure recovery turbines

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
  • Industrial Gases (AREA)
  • Carbon And Carbon Compounds (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)

Abstract

Изобретение относится к системе получения энергии, которая приспособлена для достижения высокой эффективности получения энергии при полном улавливании углерода при использовании твердого или жидкого углеводородного или углеродного топлива. Более конкретно, твердое или жидкое топливо сначала подвергают парциальному окислению в реакторе парциального окисления. Полученный частично окисленный поток, который включает топливный газ, подвергают быстрому охлаждению, фильтруют, охлаждают и затем направляют в камеру сгорания системы получения энергии в качестве топлива для сжигания. Частично окисленный поток соединяют с потоком компримированного рециркулирующего COи кислородом. Поток для сжигания подвергают расширению в турбине с получением энергии и пропускают через рекуперирующий теплообменник. Расширенный и охлажденный отходящий поток пропускают через скруббер с получением рециркулирующего потока CO, который компримируют и пропускают через рекуперирующий теплообменник и теплообменник реактора парциального окисления способом, подходящим для обеспечения повышенной эффективности соединенных систем.

Description

Изобретение относится к системе получения энергии, которая приспособлена для достижения высокой эффективности получения энергии при полном улавливании углерода при использовании твердого или жидкого углеводородного или углеродного топлива. Более конкретно, твердое или жидкое топливо сначала подвергают парциальному окислению в реакторе парциального окисления. Полученный частично окисленный поток, который включает топливный газ, подвергают быстрому охлаждению, фильтруют, охлаждают и затем направляют в камеру сгорания системы получения энергии в качестве топлива для сжигания. Частично окисленный поток соединяют с потоком компримированного рециркулирующего СО2 и кислородом. Поток для сжигания подвергают расширению в турбине с получением энергии и пропускают через рекуперирующий теплообменник. Расширенный и охлажденный отходящий поток пропускают через скруббер с получением рециркулирующего потока СО2, который компримируют и пропускают через рекуперирующий теплообменник и теплообменник реактора парциального окисления способом, подходящим для обеспечения повышенной эффективности соединенных систем.
028822
Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение направлено на системы и способы получения энергии, например электричества, в которых применяют реактор парциального окисления для достижения высокой эффективности сжигания твердого топлива. Конкретно, в системе и способе в качестве твердого топлива можно применять уголь.
Предпосылки создания изобретения
Обычные способы получения энергии при сжигании топлива, как правило, не позволяют одновременно достигать высокой эффективности генерирования энергии и добиваться улавливания и связывания углерода (УСУ). Это ограничение усиливается при применении твердых топлив в реакции сжигания, поскольку в потоке продуктов сжигания содержатся твердые вещества и инертный газообразный азот. Соответственно, в данной области техники существует растущая потребность в системах и способах высокоэффективного генерирования энергии, позволяющих снижать выбросы СО2 и/или улучшать связывание полученного диоксида углерода.
Патентная публикация ϋδ 2011/0179799, авторы А11ат е! а1., представляет собой одну из публикаций в области высокоэффективного генерирования энергии при эффективном УСУ; она обеспечивает одно решение, в котором твердое топливо, например уголь, бурый уголь, топливный мазут или биомассу подвергают газификации по реакции с кислородом и необязательно водяным паром в реакторе парциального окисления, работающем при достаточно высоких давлении и температуре, что позволяет обеспечить, по существу, полную конверсию твердого топлива в газообразное топливо, включающее преимущественно монооксид углерода и водород в качестве способных к сжиганию компонентов, а также примеси, образовавшиеся при сжигании, такие как Η2δ, С52, СО5, ИС\ и ΝΗ3. Полученный в результате парциального окисления газообразный продукт охлаждают, отделяют золу и необязательно компримируют, что позволяет вводить его в виде топлива в камеру сгорания системы генерирования энергии. Рабочее давление системы парциального окисления и системы генерирования энергии может быть таким, что компримирования топливного газа не требуется. Устройство сжигания в системе генерирования энергии работает при избытке кислорода, присутствующего после сжигания, что обеспечивает перевод примесей, содержавшихся в топливе и образовавшихся при сжигании, из восстановленных в окисленные формы, включающие преимущественно δ02 и N0. Реактор парциального окисления может быть сконструирован таким образом, чтобы он включал охлаждаемые с помощью диффузии стенки, рециркулирующий поток СО2 высокого давления, охлаждающий газообразный продукт парциального окисления до удаления из него золы при температурах на уровне примерно 800°С. Дальнейшее охлаждение газа, полученного в результате парциального окисления, до примерно 400°С необходимо для того, чтобы убедиться, что все мелкие частицы золы, совместно с отвержденными летучими неорганическими компонентами, сконденсированы и отфильтрованы с целью предотвращения отложения твердых веществ, коррозии и блокировки оборудования, расположенного ниже по потоку. Охлаждение полученного при парциальном окислении газа от 800 до 400°С должно протекать в теплообменнике путем теплообмена с трубками для газа, полученного при парциальном окислении, и имеющего высокое давление, которые устойчивы к пылевой коррозии металла вследствие протекания реакции Будуара, в которой образуется углерод, и благодаря высокому парциальному давлению СО в газе, полученном при парциальном окислении. Эта реакция показана ниже в формуле (1)
СО + СО = С + СО2 (1)
Трубки должны быть сконструированы так, чтобы обеспечивать возможность периодического промывания водой с целью удаления твердых осадков, полученных при конденсации летучих неорганических компонентов, присутствующих в твердых топливах, например в угле и буром угле.
Хотя в описанной выше публикации достигнуты определенные успехи, описанные в ней системы и способы все еще не обеспечивают наиболее выгодного решения проблем, возникающих при применении твердых топлив для получения энергии сжиганием. Таким образом, сохраняется потребность в разработке новых систем и способов высокоэффективного сжигания твердых топлив при обеспечении УСУ.
Краткое изложение сущности изобретения
Изобретение обеспечивает системы и способы высокоэффективного генерирования энергии с применением твердых топлив и достижения одновременного улавливания углерода. Конкретно, описанные системы и способы могут использовать реактор парциального окисления (ПОК), в котором твердое топливо подвергают сжиганию с получением потока ПОК, включающего продукты парциального окисления. Поток ПОК можно направить в камеру сгорания, в которой по меньшей мере часть продуктов парциального окисления, по существу, полностью окисляются с получением потока продукта сжигания. В определенных предпочтительных вариантах реактор ПОК может работать при давлении, которое ниже по сравнению с давлением в камере сгорания.
В конкретных предпочтительных вариантах реактор ПОК может быть адаптирован для применения текучей среды для быстрого охлаждения. Например, текучую среду для быстрого охлаждения можно вводить с целью охлаждения потока ПОК от температуры реакции парциального окисления до температуры быстро охлажденного потока ПОК. В типичных предпочтительных вариантах отношение температуры реакции ПОК к температуре быстро охлажденного потока ПОК может составлять примерно 3,25 или более (например, примерно 3,5:1 или примерно 4:1). В качестве не ограничивающих объем изобре- 1 028822
тения примеров температура реакции ПОК может составлять примерно 1300°С или выше (например, от примерно 1300 до примерно 1600°С), а температура быстро охлажденного потока ПОК может составлять от примерно 200 до примерно 400°С. Быстрое охлаждение можно осуществлять путем прямого смешивания с потоком ПОК в реакторе ПОК или в отдельном сосуде.
В других предпочтительных вариантах твердые вещества (например, твердые частицы золы), полученные при парциальном окислении первичного топлива для ПОК, можно удалять путем отделения от смеси газообразного топливного газа и испаренной текучей среды для быстрого охлаждения. Альтернативно текучая среда для быстрого охлаждения может присутствовать в качестве дополнительной жидкой фазы, а также в газовой фазе, и действовать в качестве орошающей текучей среды в скруббере с целью удаления основной части частиц золы. Температура быстрого охлаждения, составляющая примерно 400°С или менее, может подходить для предотвращения перехода металла в порошок, поскольку при такой температуре замедляется реакция Будуара, в которой образуется твердый углерод по реакции между молекулами СО. Кроме того, может быть предпочтительной такая работа системы быстрого охлаждения, при которой находящийся в одной фазе газообразный продукт ПОК совместно с захваченными частицами золы можно пропускать через циклон и фильтрующую систему с целью удаления частиц золы.
В дополнительных предпочтительных вариантах смесь потока ПОК и паров текучей среды для быстрого охлаждения можно дополнительно охлаждать, например, до температуры, составляющей примерно 100°С или менее, чтобы обеспечить охлажденный поток ПОК. Быстрое охлаждение и/или охлаждение потока ПОК предпочтительно осуществляют так, чтобы выделялась большая часть полезного тепла, присутствующего в быстро охлажденном газообразном потоке ПОК при температуре реакции ПОК. Выделенную теплоту можно, например, переводить в систему получения энергии с целью обеспечения низкотемпературного нагрева, которое может увеличить до максимальной эффективность системы получения энергии, которая дополнительно описана в настоящем описании. В некоторых предпочтительных вариантах часть или всю текучую среду для быстрого охлаждения можно отделить от охлажденного потока ПОК. Выделенную текучую среду для быстрого охлаждения можно возвратить в реактор ПОК.
Описанные системы и способы могут дать возможность адаптации доступных в продаже реакторов ПОК для эффективной интеграции с системой получения энергии. Более того, описанные системы и способы можно адаптировать для отделения газообразных продуктов. Например, по существу, чистые Н2, СО или смеси перечисленного можно отделять от охлажденного потока ПОК. Описанные системы и способы дополнительно обеспечивают преимущество, которое заключается в том, что часть или все присутствующие в топливе или полученные при ПОК примеси, присутствующие в потоке ПОК, можно окислить в камере сгорания системы получения энергии. Затем такие примеси можно удалить (например, в виде кислот и солей), например, с конденсированным водным потоком.
В некоторых предпочтительных вариантах изобретение относится к способу, включающему парциальное окисление углеродного или углеводородного топлива путем соединения с кислородом в реакторе ПОК. Топливо может включать по меньшей мере соединения серы. В реакции ПОК может образовываться смесь топливного газа, включающая по меньшей мере Н2, СО, Н28. Реакция ПОК дополнительно может приводить к образованию смеси топливного газа, включающей, по меньшей мере, Н2, СО, Н28, ΝΗ3 и НСЫ. Система ПОК может быть соединена с системой получения энергии (СПЭ), в которой топливный газ можно сжигать с кислородом, и образующуюся при сжигании тепловую энергию можно превращать в энергию. Способы применения комбинированной системы ПОК и СПЭ можно определить с помощью различных предпочтительных вариантов. Типичные предпочтительные варианты изложены ниже.
Все примеси, содержащиеся в углеродном или углеводородном топливе, возникшие при проведении процесса ПОК, а также кислород, полученный с установки его получения (например, установки разделения воздуха), которые присутствуют в топливном газе ПОК, полученном в системе ПОК после быстрого охлаждения, удаления твердой золы и охлаждения путем теплообмена с рециркулирующим СО2 высокого давления из СПЭ, сжигают в СПЭ. Типичными примесями являются примеси, которые присутствуют наряду с Н2, СО, СН4, СО2, Н2О, Ν2 и Аг.
Все способные к окислению примеси в топливном газе ПОК можно окислить при сжигании СПЭ.
Соединения серы, например Н28, СО8 и С82, которые присутствуют в топливном газе ПОК, можно окислить до 8О2, 8О3, Н2О и СО2. Присутствующие в топливном газе ПОК количества ΝΉ3 и НСN можно окислить до NО, NО2, Н2О и СО2.
Процесс ПОК предпочтительно работает при давлении примерно 2 МПа или более.
СПЭ можно определить как генерирование энергии с применением турбины, имеющей давление на входе примерно 10 МПа или более.
СПЭ можно определить как генерирование энергии с применением турбины, для которой отношение давления на входе и на выходе составляет примерно 12 или менее.
Реакцию ПОК можно проводить при адиабатической температуре пламени от примерно 1300 до примерно 1600°С.
Сырье для реактора ПОК может представлять собой суспензию порошка твердого топлива в воде, СО2 или комбинации перечисленного.
Сырье для реактора ПОК можно определить как включающее захваченный поток порошкообразно- 2 028822
го твердого топлива.
Сырье для реактора ПОК можно определить как включающее жидкость, например нагретый поток битума.
Реактор ПОК может быть адаптирован так, чтобы он включал внутреннюю секцию теплопереноса, которая переносит излучаемое тепло к части рециркулирующего потока высокого давления, отобранного из процесса СПЭ при температуре примерно 250°С или выше, и возвращаемого в СПЭ при температуре ниже выходной температуры рециркулирующего потока высокого давления, покидающего рекуперирующий теплообменник СПЭ.
Непосредственно получаемые в реакции ПОК продукты можно быстро охлаждать путем прямого смешивания с рециркулирующей частью быстро охлажденного топливного газа ПОК, с частью жидкой воды, которая сконденсировалась из быстро охлажденного топливного газа ПОК, с СО2, который рециркулирует из СПЭ, или с комбинацией этих трех потоков.
Золу, которая образуется из топлива, применяемого в процессе ПОК, можно удалять после быстрого охлаждения продуктов ПОК и до дальнейшего охлаждения топливного газа ПОК.
Температура, которая достигается при быстром охлаждении потока ПОК, может быть равна или ниже температуры примерно 400°С или равна такой температуре, при которой скорость реакции Будуара достаточно низкая для того, чтобы не происходило отложения углерода или пылевой коррозии металла в любом расположенном ниже по потоку оборудовании системы ПОК или СПЭ.
Продукты ПОК после быстрого охлаждения и удаления золы можно охлаждать до температуры примерно 100°С или ниже путем передачи тепла потокам рециркулирующей текучей среды высокого давления, которые отбирают и возвращают в СПЭ.
СПЭ можно определить как смешивание продуктов сжигания в камере сгорания СПЭ с компримированным рециркулирующим потоком, и пропускание полученного общего потока через по меньшей мере одну турбину СПЭ, приспособленную для генерирования энергии.
СПЭ можно определить как работу турбины или турбин при конечном давлении на выходе примерно 0,1 МПа или более, или, в других предпочтительных вариантах, примерно 1 МПа или более.
СПЭ можно определить как применение одного или более рекуперирующих теплообменников, которые подогревают предварительно компримированный рециркулирующий поток высокого давления за счет по меньшей мере одного общего выходного потока или потоков турбины.
СПЭ можно определить как превращение §О2 и §О3 в Н2§О4 по реакции с О2, жидкой Н2О, ΝΟ2 и ΝΟ.
СПЭ можно определить как превращение NΟ, NΟ2 и жидкой Н2О в НNΟ3.
Превращения кислот в СПЭ можно осуществлять при рабочей температуре, соответствующей точке, при которой вода конденсируется, и ниже температуры, при которой вода и кислоты отделяются от охлажденного отходящего газа турбины в холодной части рекуператора теплообменника.
Кислоты совместно с растворимыми неорганическими компонентами, образовавшимися по реакции с кислотами, и необязательно разбавленные конденсированной водой из камеры сгорания СПЭ, можно удалять для дальнейшей обработки.
Рециркулирующий поток или потоки текучей среды высокого давления, включающие СО2, можно применять для охлаждения быстро охлажденного газа, получаемого в ПОК, после удаления золы.
Рециркулирующий поток текучей среды высокого давления, включающий СО2, может необязательно включать более одного потока текучей среды, отобранного из СПЭ при более чем одной температуре.
Более одного рециркулирующего потока текучей среды высокого давления, включающего СО2, можно возвращать в СПЭ при более чем одной температуре.
Один поток текучей среды может быть отобран из СПЭ и возвращен в СПЭ в виде более одного потока при более чем одной температуре.
Более одного потока текучей среды можно отбирать из СПЭ и возвращать в СПЭ в виде единственного нагретого потока.
Охлажденный суммарный продукт на основе топливного газа ПОК после охлаждения и отделения охлаждающей рециркулирующей текучей среды ПОК можно компримировать от давления, при котором он покидает систему ПОК, до давления, по существу, такого же, как входное давление камеры сгорания СПЭ.
Поток текучей среды, отобранный из СПЭ для применения при охлаждении быстро охлажденного газа, полученного в ПОК, может представлять собой часть компримированного рециркулирующего потока из СПЭ.
Кислород, применяемый в системе ПОК, может иметь чистоту более 90 мол.%, предпочтительно более 95 мол.%.
Частично окисленный газ можно быстро охладить водой с получением газовой смеси, содержащей, по меньшей мере, Н2, СО, СО2, одно или более соединений серы (например, Н2§), и Н2О.
Охлаждение быстро охлажденного топливного газа ПОК можно осуществлять с помощью двух потоков компримированного рециркулирующего газа из СПЭ; входная температура первого рециркулирующего потока, входящего в теплообменник ПОК, может быть равна температуре выгружаемого из
- 3 028822
компрессора рециркулирующего СО2 из СПЭ; а входная температура второго рециркулирующего потока СО2, входящего в теплообменник ПОК, может на 20°С отличаться от точки росы воды в выходном потоке турбины СПЭ.
Поток ПОК, включающий топливный газ, можно быстро охлаждать водой с получением газа ПОК, насыщенного парами воды, содержащего избыток жидкой воды; а два входных потока компримированного рециркулирующего газа из СПЭ могут покидать теплообменник ПОК в виде одного потока при температуре, не более чем на 20°С отличающейся от точки росы газа ПОК.
Поток ПОК можно быстро охлаждать водой с получением быстро охлажденного потока ПОК, который имеет температуру выше точки росы и ниже 400°С; два входных потока, поступающие в теплообменник ПОК, могут быть нагреты и соединены при температуре, соответствующей температуре второго входного потока; первый выходной поток нагретой текучей среды можно выгружать при температуре, которая не более чем на 20°С отличается от точки росы потока ПОК, а оставшийся поток можно дополнительно нагревать, так чтобы он выходил из теплообменника ПОК при температуре от примерно 380 до 399°С.
Часть топливного газа ПОК после быстрого охлаждения можно удалить и пропустить через каталитический реактор для осуществления реакции конверсии водяного газа с целью превращения СО и Н2О в Н2 и СО2.
Г аз, выходящий из реактора для осуществления реакции конверсии водяного газа можно охлаждать в быстро охлажденном теплообменнике ПОК так, чтобы он отдавал тепло рециркулирующему газу, который отбирают из и возвращают обратно в СПЭ.
Газ, полученный по реакции конверсии водяного газа, можно смешивать с частью не подвергавшегося этой реакции газа и дополнительно обрабатывать с целью отделения воды, диоксида углерода, соединений серы, ртути и других летучих неорганических компонентов, при этом после отделения остается смесь, включающая Н2 и СО в соотношении от 0,8:1 до 2,5:1.
Газ, полученный по реакции конверсии водяного газа, сам по себе можно дополнительно обрабатывать с получением потока чистого Н2 с содержанием более 99 мол.%.
Содержание каждого из перечисленных соединений: соединения серы, ΝΉ3, НСЫ и воды в потоке Н2 или потоке, содержащем Н2 и СО, может быть менее 1 мол.част./млн.
Устройство для разделения можно определить как систему многослойной адсорбции с переменным давлением (АПД).
Отходящий газ низкого давления из системы АПД, включающий адсорбированные продукты из системы АПД, можно компримировать до давления, необходимого для камеры сгорания СПЭ, и добавлять в общий поток топливного газа ПОК, направляемый в камеру сгорания СПЭ.
Кислород, используемый для ПОК первичного топлива, можно нагревать в теплообменнике ПОК до температуры не выше 350°С.
Кислород, используемый в камере сгорания СПЭ, можно нагревать в теплообменнике ПОК до температуры не выше 350°С.
В некоторых предпочтительных вариантах настоящее изобретение может относиться к способу получения энергии с применением комбинации систем ПОК и СПЭ, и способ может включать следующие стадии:
соединение твердого или жидкого топлива с кислородом в реакторе ПОК при условиях, достаточных для проведения парциального окисления топлива и получения потока ПОК, включающего топливный газ;
быстрое охлаждение потока ПОК путем соединения с быстро охлаждающей текучей средой при условиях, достаточных для образования быстро охлажденного потока ПОК, имеющего температуру примерно 400°С или менее, и перевода в твердое состояние по меньшей мере части расплавленных твердых веществ, присутствующих в потоке ПОК;
обработка быстро охлажденного потока ПОК так, чтобы удалить по меньшей мере часть присутствующих в нем твердых веществ;
направление быстро охлажденного потока ПОК в теплообменник ПОК и отвод некоторого количества тепла от быстро охлажденного потока ПОК путем охлаждения быстро охлажденного потока ПОК до температуры примерно 100°С или менее за счет передачи тепла охлаждающему потоку с получением потока топливного газа ПОК;
пропускание потока топливного газа ПОК через разделительный сосуд и отделение по меньшей мере части воды, присутствующей в потоке топливного газа ПОК;
компримирование потока топливного газа ПОК до давления примерно 12 МПа или более; сжигание топливного газа ПОК в камере сгорания СПЭ с получением потока продукта сжигания
(необязательно совместно с частью избыточного кислорода) при давлении по меньшей мере примерно 10 МПа, и температуре по меньшей мере примерно 800°С;
расширение потока продукта сжигания в турбине СПЭ с выделением энергии и образованием расширенного потока продукта сжигания СПЭ.
В конкретных предпочтительных вариантах способ получения энергии можно дополнительно опре- 4 028822
делить путем набора характеристик, которые можно независимо применять к способу, как указано выше. Например, твердое или жидкое топливо может представлять собой углеродное топливо. Топливо, соединенное в реакторе ПОК, может представлять собой захваченный поток измельченного твердого топлива. Углеродное топливо конкретно может представлять собой уголь. Уголь можно превращать в суспензию в воде или СО2. Быстро охлажденный поток ПОК может включать золу, шлак или комбинацию перечисленного, а стадия удаления твердых веществ может включать пропускание быстро охлажденного потока ПОК через скрубберную установку с водяным орошением. Стадия удаления твердых веществ может включать фильтрование быстро охлажденного потока ПОК таким образом, чтобы снизить содержание пыли до примерно 4 мг или менее в расчете на кубический метр топливного газа в быстро охлажденном потоке ПОК. Реактор ПОК может работать при температуре ПОК, а отношение температуры ПОК к температуре быстро охлажденного потока ПОК может составлять примерно 2:1 или более. Температура ПОК может составлять от примерно 1300 до примерно 1600°С. Реактор ПОК может работать при давлении примерно 2 МПа или более. Быстрое охлаждение может включать смешивание потока ПОК со следующими веществами: рециркулирующей частью охлажденного потока топливного газа ПОК, выходящего из теплообменника; частью воды, отделенной от охлажденного потока топливного газа ПОК; СО2, который возвращают из СПЭ, водой или комбинацией перечисленного. Охлажденный поток в теплообменнике может включать поток рециркулирующей текучей среды высокого давления, который получают из и возвращают в СПЭ. Поток рециркулирующей текучей среды высокого давления может представлять собой рециркулирующий поток текучей среды СО2. Рециркулирующий поток текучей среды СО2 может включать СО2, полученный при сжигании топливного газа ПОК в камере сгорания СПЭ. Реактор ПОК может включать в качестве компонента внутренний теплообменник. Внутренний теплообменник в качестве компонента может быть приспособлен для переноса теплового излучения к части рециркулирующего потока высокого давления, взятого из компонента СПЭ при температуре примерно 250°С или выше. Внутренний теплообменник в качестве компонента может быть приспособлен для возвращения рециркулирующего потока высокого давления в компонент СПЭ. Турбина СПЭ может иметь давление на входе, составляющее примерно 10 МПа или более. Турбина СПЭ может иметь выходное давление, которое определяют как отношение давления на входе и выходе из турбины. В типичном предпочтительном варианте отношение может составлять примерно 10 или менее.
В других предпочтительных вариантах способ получения энергии с применением комбинации системы ПОК и СПЭ может также включать следующие стадии:
пропускание расширенного потока продукта сжигания в СПЭ через рекуперирующий теплообменник СПЭ, что позволяет отвести тепло от потока продукта сжигания в СПЭ и получить охлажденный поток продукта сжигания в СПЭ;
необязательно пропускание охлажденного потока продукта сжигания в СПЭ через водный охладитель;
обработка охлажденного потока продукта сжигания в СПЭ в скруббере СПЭ с целью отделения по меньшей мере одного из перечисленных веществ: Н2§О4, ΗΝΟ3, или растворенные в воде соли ртути, и получения рециркулирующего потока СО2;
компримирование рециркулирующего потока СО2 в компрессоре СПЭ и получение компримированного рециркулирующего потока СО2.
В конкретных предпочтительных вариантах стадия разделения может включать разделительное превращение продуктов Н2§О4 и ΗΝΟ3, полученных по реакции §О2, §О3, ΝΟ, ΝΟ2, Н2О и О2, а также конденсированной воды и растворенных солей ртути. Пропускание расширенного потока продукта сжигания в СПЭ через рекуперирующий теплообменник СПЭ может охлаждать поток продукта сжигания в СПЭ до температуры ниже точки росы воды. Топливный газ в потоке топливного газа ПОК, поступающий в камеру сгорания СПЭ, может включать по меньшей мере один компонент топливного газа, выбранный из Н2, СО и СН4. Поток топливного газа ПОК, поступающий в камеру сгорания СПЭ, может включать одну или более примесей отдельно от топливного газа, эти примеси возникают из твердого или жидкого топлива, при их парциальном окислении, и кислород. Одна или более примесей могут включать по меньшей мере одно из перечисленных соединений: соединение серы, ΝΗ3 и НС'К Одна или более примесей однозначно не может включать азот и аргон. По существу, все примеси могут все еще содержаться в потоке топливного газа ПОК и могут подвергаться сжиганию в камере сгорания СПЭ. Все способные окисляться примеси, присутствующие в потоке топливного газа ПОК, могут подвергаться окислению при сжигании в камере сгорания СПЭ. Поток продукта сжигания из камеры сгорания СПЭ может включать смесь продуктов сжигания и по меньшей мере часть компримированного рециркулирующего потока СО2. Тепло, отводимое от потока продукта сжигания в СПЭ, может нагревать по меньшей мере часть компримированного рециркулирующего потока СО2. Поток ПОК можно быстро охлаждать водой. Охлажденный водой поток ПОК может включать по меньшей мере Н2, СО, СО2, Н2§ и Н2О. Охлаждающий поток в теплообменнике ПОК может включать два потока компримированного рециркулирующего потока СО2. Входная температура первого компримированного рециркулирующего потока СО2, поступающего в теплообменник ПОК, может быть, по существу, такой же, как и температура компримированного рециркулирующего потока СО2, выгружаемого из компрессора СПЭ. Входная температура второго
- 5 028822
компримированного рециркулирующего потока СО2, поступающего в теплообменник ПОК, может не более чем на 20°С отличаться от точки росы воды в расширенном потоке продукта сжигания в СПЭ. Быстро охлажденный водой поток ПОК можно насытить парами воды, так, чтобы он включал избыток жидкой воды. Два потока компримированного рециркулирующего потока СО2 можно соединять в теплообменнике ПОК с получением одного потока. Единый компримированный рециркулирующий поток СО2, выходящий из теплообменника ПОК, может иметь температуру, которая не более чем на 20°С отличается от точки росы топливного газа ПОК. Быстро охлажденный водой поток ПОК может иметь температуру, которая выше точки росы этого потока и ниже примерно 400°С. Два потока компримированного рециркулирующего СО2 можно нагревать, и температура, при которой два потока компримированного рециркулирующего СО2 соединяют с получением единственного потока, может, по существу, соответствовать входной температуре второго потока компримированного рециркулирующего потока СО2. Единственный поток можно разделить следующим образом: на первый выходящий поток нагретого и компримированного рециркулирующего СО2, который покидает теплообменник ПОК, имея температуру, которая не более чем на 20°С отличается от точки росы потока ПОК; и второй выходящий поток нагретого и компримированного рециркулирующего СО2, который покидает теплообменник ПОК, имея температуру от примерно 380 до примерно 399°С.
В дополнительных предпочтительных вариантах часть быстро охлажденного потока ПОК можно направить через каталитический реактор ПОК для осуществления реакции конверсии водяного газа. Этот реактор можно приспособить для превращения смеси СО и Н2О в выходящий газ, включающий смесь Н2 и СО2. Г аз, выходящий из реактора для осуществления реакции конверсии водяного газа, можно охлаждать в теплообменнике ПОК за счет передачи тепла рециркулирующему газу, который отбирают из и возвращают в СПЭ. Газ, выходящий из реактора для осуществления реакции конверсии водяного газа, можно смешивать с частью быстро охлажденного потока ПОК и дополнительно обрабатывать с целью отделения воды, диоксида углерода, соединений серы, ртути и летучих неорганических соединений, с получением смеси, включающей Н2 и СО в соотношении от примерно 0,8:1 до примерно 2,5:1. Газ, выходящий из реактора для осуществления реакции конверсии водяного газа, можно далее обрабатывать с получением потока чистого водорода, имеющего чистоту 99 мол.% или более. Устройство для обработки потока ПОК может представлять собой многослойную систему адсорбции при переменном давлении (АПД). Отходящий из системы АПД газ низкого давления, включающий адсорбированные продукты из системы АПД, можно компримировать до давления в камере сгорания СПЭ и смешивать с общим потоком топливного газа, поступающего в камеру сгорания СПЭ. Кислород, применяемый в реакторе ПОК, можно нагревать в теплообменнике ПОК до температуры не выше примерно 350°С. Кислород, применяемый в камере сгорания СПЭ, можно нагревать в теплообменнике ПОК до температуры примерно 350°С.
В других предпочтительных вариантах настоящее изобретение может обеспечивать объединенную систему ПОК и СПЭ, и объединенная система может подходить для получения энергии, например электричества, из исходного топлива, которое не является газообразным. В некоторых предпочтительных вариантах система ПОК и СПЭ может включать следующие элементы:
реактор ПОК, приспособленный для парциального окисления жидкого или твердого топлива в присутствии кислорода с получением потока ПОК, включающего топливный газ;
один или более компонентов, приспособленных для осуществления контакта потока ПОК с быстро охлаждающей текучей средой;
необязательно ПОК скруббер, приспособленный для отделения твердых веществ, присутствующих в быстро охлажденном потоке ПОК, от топливного газа ПОК;
теплообменник ПОК, приспособленный для отвода тепла от топливного газа ПОК к части компримированного рециркулирующего потока СО2, и выход охлажденного топливного газа ПОК;
необязательно сепаратор, приспособленный для отделения жидкой воды от топливного газа ПОК; компрессор, приспособленный для компримирования охлажденного топливного газа ПОК до давления примерно 12 МПа или более;
камеру сгорания СПЭ, приспособленную для сжигания топливного газа ПОК в присутствии кислорода и части компримированного рециркулирующего потока СО2, и получения потока продукта сжигания в СПЭ при давлении примерно 12 МПа или более;
турбину, приспособленную для расширения потока продукта сжигания в СПЭ и генерирования энергии в соединенном с ней генераторе;
рекуперирующий теплообменник, приспособленный для отвода тепла от расширенного потока продукта сжигания в СПЭ и подвод тепла к потоку компримированного рециркулирующего СО2;
башенный скруббер СПЭ, приспособленный для отделения окисленных примесей от расширенного потока продукта сжигания в СПЭ и выхода рециркулирующего потока СО2;
компрессор СПЭ, приспособленный для компримирования рециркулирующего потока СО2 до давления примерно 12 МПа или выше и для получения компримированного рециркулирующего потока СО2; детали гидравлического контура, приспособленные для направления части компримированного рециркулирующего потока СО2 в теплообменник ПОК;
- 6 028822
детали гидравлического контура, приспособленные для направления части компримированного рециркулирующего потока СО2 в рекуперирующий теплообменник СПЭ;
детали гидравлического контура, приспособленные для направления компримированного рециркулирующего потока СО2 из теплообменника ПОК в рекуперирующий теплообменник СПЭ.
Краткое описание чертежей
Выше изобретение описано в общих выражениях, а теперь будет приведена ссылка на сопровождающие изобретение чертежи, которые не обязательно приводятся в соответствующем масштабе, и на которых изображено следующее:
на фиг. 1 представлена технологическая схема, иллюстрирующая один из предпочтительных вариантов соединенных систем ПОК и СПЭ, соответствующий настоящему изобретению, в котором СПЭ производит энергию с применением топливного газа, полученного при парциальном окислении жидкого или твердого углеводородного или углеродного топлива в системе ПОК;
на фиг. 2 - технологическая схема, иллюстрирующая часть соединенной системы, изображенной на фиг. 1; представленная на фиг. 2 часть конкретно демонстрирует элементы соединенной системы, подходящие для получения используемого далее водорода или смесей Н2 + СО;
на фиг. 3 - зависимость температуры от теплоты, переносимой в теплообменнике для топливного газа для системы в соответствии с типичным предпочтительным вариантом настоящего изобретения с использованием суспензии угля в СО2 и быстро охлажденной водой реакции ПОК, работающей при избытке воды, так что быстро охлажденный топливный газ процесса ПОК находится при температуре, соответствующей точке росы воды;
на фиг. 4 - зависимость температуры от теплоты, переносимой в теплообменнике ПОК для системы в соответствии с типичным предпочтительным вариантом настоящего изобретения с использованием суспензии угля в СО2 и быстро охлажденной водой реакции ПОК, работающей при температуре быстрого охлаждения, составляющей 400°С;
на фиг. 5 показан массовый и тепловой баланс при моделировании в системе ΑδΡΕΝ системы получения энергии, объединяющей систему ПОК и СПЭ, в соответствии с типичным предпочтительным вариантом настоящего изобретения, в которой моделирование включает применение суспензии угль/СО2 в реакторе ПОК и применение воды в качестве текучей среды для быстрого охлаждения;
на фиг. 6 - массовый и тепловой баланс при моделировании в системе ΑδΡΕΝ системы получения энергии, объединяющей систему ПОК и СПЭ, в соответствии с типичным предпочтительным вариантом настоящего изобретения, в которой моделирование включает применение суспензии уголь/СО2 в реакторе ПОК и применение СО2 в качестве текучей среды для быстрого охлаждения.
Подробное описание изобретения
Далее изобретение будет описано более полно посредством ссылки на различные предпочтительные варианты. Эти предпочтительные варианты обеспечены так, чтобы настоящее описание было полным и тщательным, и будут полностью объяснять сферу действия настоящего изобретения лицам, квалифицированным в данной области техники. Конечно, изобретение можно осуществлять во многих различных формах, его не следует считать ограниченным предпочтительными вариантами, изложенными в настоящем описании; скорее, эти предпочтительные варианты приведены для того, чтобы настоящее описание удовлетворяло применяющимся требованиям закона. В настоящем описании и приложенной формуле изобретения формы единственного числа включают формы множественного числа, если в контексте явно не указано иное.
Системы и способы по настоящему изобретению приспособлены для достижения парциального окисления (ПОК) углеродного топлива, конкретно твердого топлива и/или жидкого топлива. Не ограничивающие объем настоящего изобретения примеры топлив, которые можно применять в соответствии с настоящим изобретением, включают уголь, бурый уголь, нефтяной кокс, битум, биомассу, водоросли, дерево, сортированные способные к сжиганию остатки твердых отходов, асфальт, использованные шины, сырую нефть, другие содержащие золу жидкие топлива и подобные вещества.
В различных предпочтительных вариантах системы и способы по настоящему изобретению приспособлены для парциального окисления топлива с применением кислорода, предпочтительно, по существу, чистого кислорода, с получением потока, подходящего в качестве топливного газа. Парциальное окисление можно проводить в реакторе ПОК. В конкретных предпочтительных вариантах в системах и способах по настоящему изобретению можно применять установку разделения воздуха или другие установки для получения кислорода. Кислород из установки можно направлять в реактор ПОК. В некоторых предпочтительных вариантах кислород можно сначала пропускать через теплообменник с целью повышения температуры кислорода, поступающего в реактор ПОК. Азот из установки разделения воздуха также можно включать в системы и способы. Например, сухой азот можно пропускать через дробилку, в которой измельчают твердые топлива, это позволяет частично осушать измельченное топливо. Измельченное топливо можно далее дробить во второй дробилке до размера частиц, предпочтительно составляющего примерно 500 мкм или менее, примерно 250 мкм или менее или примерно 100 мкм или менее. Топливо в виде мелких частиц можно направлять в смеситель для превращения в суспензию с применением суспензионной среды. Суспензионная среда может включать СО2, который предпочтительно имеет
- 7 028822
давление примерно 3,5 МПа или более, примерно 5 МПа или более, или примерно 8,5 МПа или более. Диоксид углерода в суспензионной среде на его основе предпочтительно может иметь температуру от примерно 5 до примерно 40°С, от примерно 10 до примерно 30°С, или от примерно 12 до примерно 25°С. Диоксид углерода в суспензионной среде на его основе может иметь плотность от примерно 500 до примерно 1000 кг/м3, от примерно 600 до примерно 900 кг/м3, или от примерно 700 до примерно 800 кг/м3. Альтернативно суспензионная среда может включать воду или комбинацию СО2 и воды. Суспензия твердого топлива, применяемая в реакторе ПОК, может включать от примерно 25 до примерно 75 мас.%, от примерно 30 до примерно 70 мас.%, или от примерно 40 до примерно 60 мас.% твердого топлива. Затем суспензию измельченного топлива соединяют в реакторе ПОК с кислородом, который предпочтительно включает примерно 90 мол.% или более, примерно 95 мол.% или более, примерно 97 мол.% или более кислорода. Реактор ПОК предпочтительно работает при давлении от примерно 4,5 до примерно 8,5 МПа, и при температуре примерно 1450°С; однако температура и давление могут представлять собой любую комбинацию интервалов температуры и давления, которые описаны в настоящем описании в связи с природой потока ПОК, выходящего из реактора ПОК.
При парциальном окислении углеродного топлива в реакторе ПОК образуется поток ПОК, который можно определить на основании его компонентов. Конкретно, поток ПОК может включать топливный газ и одну или более примесей (способные и не способные к окислению примеси). Топливный газ может включать водород, монооксид углерода, или комбинацию перечисленного. Примеры примесей, возникающих из исходного топлива для ПОК (твердый или жидкий углеводородный или углеродный материал), или в реакциях парциального окисления, включают, например, Н2З, СОЗ. СЗ2, НСЫ, ΝΗ3 и Нд. В реакторе ПОК создается поток, который затем можно быстро охлаждать при помощи охлаждающей текучей среды. Это может приводить к частичному испарению охлаждающей текучей среды с получением топливного газа, включающего испаренную охлаждающую текучую среду, смешанную с топливным газом. Можно применять избыток быстро охлаждающей текучей среды, в этом случае в качестве продукта реактора ПОК образуется смесь жидкой охлаждающей текучей среды и паров топливного газа, а также испаренной текучей среды. Охлажденный поток из ПОК можно подвергать разделению, так, чтобы удалить твердые вещества (например, твердые частицы золы). Твердые вещества конкретно можно удалять в смеси с жидкой охлаждающей текучей средой, которую отделяют от смеси топливного газа. Оставшиеся в смеси тонкие частицы золы можно удалять ниже по потоку в промывной колонне для охлаждающей текучей среды, за которой установлен фильтр в форме свечи или подобное устройство. Альтернативно быстрое охлаждение может приводить к образованию газовой фазы с захваченными частицами золы, которые удаляют в комбинации циклонов и фильтров. Охлажденный поток из ПОК далее можно охладить в теплообменнике для выделения по меньшей мере части полезного тепла, которое имеется в потоке ПОК до быстрого охлаждения. Конкретно, большую часть испаренной охлаждающей текучей среды, смешанной с топливным газом, можно сконденсировать, теплоту можно переносить сначала к рециркулирующему потоку высокого давления с целью снижения разницы в температуре в горячей части рекуперирующего теплообменника в системе получения энергии. Это может быть особенно выгодным для увеличения общей эффективности системы получения энергии отдельно или в комбинации с системой ПОК. Поток ПОК (т.е. поток топливного газа) можно получать при давлении, которое меньше или равно давлению, необходимому для дальнейшего сжигания топливного газа в камере сгорания для получения энергии. Например, камера сгорания и связанный с ней цикл получения энергии, который можно комбинировать с системами и способами по настоящему изобретению, описаны в публикации патентной заявки ИЗ 2011/0179799, описание которой включено в настоящее описание в качестве ссылки во всей полноте. Такая камера сгорания и связанный с ней цикл получения энергии обозначен в настоящем описании выражением "Суммарная энергетическая система". Процесс, происходящий в суммарной энергетической системе, позволяет генерировать энергию с применением преимущественно СО2 в качестве рабочей текучей среды. Конкретно, в способе применяют турбину с отношением высокое давление/низкое давление, которая расширяет смесь рециркулирующего потока СО2 высокого давления и продуктов сжигания, образующихся при сжигании топлива. В качестве окислителя в процессе сжигания можно применять чистый кислород. Горячий отходящий газ турбины применяют частично для предварительного подогрева рециркулирующего потока СО2 высокого давления. Рециркулирующий поток СО2 высокого давления суммарной энергетической системы также нагревают с применением тепла, полученного из энергии компримирования потока воздуха в установке получения кислорода. Все топливо и примеси, полученные при сжигании, например, соединения серы, ΝΟ, ΝΟ2, СО2, Н2О, Нд и подобные вещества, отделяют для утилизации без каких-либо выбросов в атмосферу.
Системы и способы по изобретению конкретно можно охарактеризовать как комбинацию системы ПОК и системы получения энергии (СПЭ). Суммарная энергетическая система представляет собой пример СПЭ, который можно применять в соответствии с настоящим описанием. Конкретно, поток топливного газа ПОК можно подавать в камеру сгорания СПЭ в качестве части или всего потока топлива для камеры сгорания. В цикле сжигания высокого давления топливный газ из потока ПОК должен, в общем, быть компримирован до высокого давления, которое необходимо в камере сгорания системы получения энергии. Например, поток топливного газа ПОК можно компримировать в компрессоре до давления
- 8 028822
примерно 10 МПа или выше, примерно 15 МПа или выше, примерно 20 МПа или выше, или примерно 25 МПа или выше. В других предпочтительных вариантах давление может составлять от примерно 8 до примерно 50 МПа, от примерно 15 до примерно 45 МПа или от примерно 20 до примерно 40 МПа.
Поток топливного газа ПОК из реакции кислорода с твердым или жидким топливом может включать различные количества твердых и расплавленных твердых веществ, которые необходимо удалять перед подачей потока топливного газа ПОК в камеру сгорания СПЭ. Конкретно, поток топливного газа ПОК можно быстро охладить или охладить, при необходимости до температуры, при которой можно удалить золу и другие твердые материалы. Такое удаление выгодно для предотвращения загрязнения оборудования, расположенного ниже по потоку в системе ПОК и СПЭ. Тепло, высвобожденное во время охлаждения потока топливного газа ПОК, можно переносить в систему получения энергии с целью увеличения до максимума общей эффективности системы получения энергии. Конкретно, это тепло можно применять для частичного нагревания по меньшей мере части рециркулирующего потока СО2 в качестве текучей среды в системе получения энергии после охлаждения потока продуктов сжигания и до подачи рециркулирующей текучей среды СО2 обратно в камеру сгорания системы получения энергии. Конкретно, тепло можно добавлять к рециркулирующей текучей среде СО2 после ее компримирования. Необязательно кислород, необходимый для реактора ПОК и/или камеры сгорания системы получения энергии, можно также нагревать за счет охлаждения потока ПОК в том же самом или другом теплообменнике.
Реактор ПОК можно приспособить для обеспечения выходного потока топливного газа ПОК, имеющего температуру, которая составляет примерно 1200°С или более, примерно 1300°С или более, или примерно 1400°С или более. Более конкретно, температура может составлять от примерно 1000 до примерно 2000°С, от примерно 1200 до примерно 1800°С, или от примерно 1300 до примерно 1600°С. В различных предпочтительных вариантах можно применять одну или более стадий для охлаждения потока ПОК (и таким образом топливного газа, который поступает в расположенную далее камеру сгорания), предпочтительно примерно до температуры окружающей среды.
В одной из стадий поток ПОК, непосредственно выходящий из реактора ПОК при температуре, описанной выше, можно подвергать быстрому охлаждению до меньшей температуры. Быстрое охлаждение снижает температуру предпочтительно до 400°С или менее, такие температуры соответствуют области, в которой реакция Будуара протекает так медленно, что не будет происходить образования углерода или пылевой коррозии металла. Быстрое охлаждение до температуры 400°С или менее позволяет сконденсировать летучие соли металлов для последующего удаления. Стадию быстрого охлаждения можно приспособить для снижения температуры потока ПОК до более низких температур, что можно определить на основании отношения к температуре реакции ПОК. В конкретных предпочтительных вариантах отношение температуры реакции ПОК к температуре быстро охлажденного потока ПОК может составлять примерно 3,25:1 или более, примерно 3,5:1 или более, или примерно 4:1 или более. Более конкретно отношение температуры потока ПОК к температуре быстро охлажденного потока ПОК может составлять от примерно 3,25:1 до примерно 6:1, от примерно 3,75:1 до примерно 5,5:1, или от примерно 4:1 до примерно 5:1. В конкретных предпочтительных вариантах температура быстро охлажденного потока ПОК может составлять примерно 400°С или менее, примерно 350°С или менее, или примерно 300°С или менее. В конкретных предпочтительных вариантах температура может составлять от примерно 200 до примерно 400°С, от примерно 225 до примерно 375°С, или от примерно 250 до примерно 350°С. Быстрое охлаждение можно проводить путем смешивания потока ПОК с одной или более быстро охлаждающих текучих сред. Не ограничивающие объем настоящего изобретения примеры быстро охлаждающих текучих сред, которые можно применять в соответствии с настоящим изобретением, включают поток рециркулирующего продукта ПОК (т.е. по меньшей мере часть продукта ПОК, который уже был охлажден до температуры быстро охлаждающей текучей среды, а затем охлажден в теплообменнике ПОК, с последующим отделением жидкой воды), воду, имеющую температуру быстро охлаждающей текучей среды, жидкий СО2, смеси перечисленного и подобные вещества. Подходящая температура быстро охлаждающей текучей среды может составлять примерно 150°С или менее, примерно 100°С или менее, примерно 75°С или менее или примерно 60°С или менее. Температура быстро охлаждающей текучей среды конкретно может составлять примерно от 10 до примерно 150°С, от примерно 15 до примерно 100°С или от примерно 20 до примерно 75°С. Альтернативно быстро охлаждающую текучую среду можно предварительно подогревать за счет охлаждения быстро охлажденного газа ПОК или другими способами до температуры, которая обычно на примерно 20°С ниже температуры, до которой быстро охлаждают поток ПОК. В предпочтительных вариантах, в которых применяют быстрое охлаждение водой, часть воды может испаряться, при этом образуется смесь топливного газа, водяного пара и части жидкой воды, которая вымывает из объема частицы золы. Температура суммарно жидкости и пара будет определяться давлением, которое применяют в реакторе ПОК, и количеством жидкой воды, использованным при быстром охлаждении.
Следующая стадия может обеспечивать отделение жидкой воды и основной части частиц золы или других твердых веществ от паров быстро охлажденного потока ПОК. Удаление твердых веществ можно проводить с применением обычных средств разделения или фильтрования. Не ограничивающие объем настоящего изобретения примеры подходящих компонентов для удаления твердых веществ включают
- 9 028822
циклонные фильтры, осадительные емкости, фильтры в форме свечи, рукавные фильтры, жидкостные промывные башни и подобное оборудование. В некоторых предпочтительных вариантах устройство для разделения может быть установлено в нижней части реактора ПОК. Отделенный пар можно, в общем, подавать в основание противоточной водяной промывной колонны с целью удаления остатков частиц золы. Очищенный топливный газ ПОК совместно с потоком водяного пара можно затем необязательно пропускать через газовый фильтр, например фильтр в виде свечи, чтобы убедиться, что не будет происходить осаждения частиц в теплообменнике, применяемом для охлаждения топливного газа, или в расположенной ниже по потоку СПЭ. В некоторых предпочтительных вариантах в качестве быстро охлаждающей текучей среды можно применять поток жидкого СО2. В этом случае общий поток после быстрого охлаждения может включать единственную паровую фазу, содержащую захваченные твердые частицы. Количество применяемого для быстрого охлаждения жидкого СО2 может быть таким, чтобы температура быстро охлажденного потока составляла от примерно 200 до примерно 400°С. Золу можно удалять в последовательности фильтров, как указано выше. В других предпочтительных вариантах охлажденный отделенный поток топливного газа после отделения воды можно применять в качестве части или всей текучей среды для быстрого охлаждения. В различных предпочтительных вариантах в предпочтительном способе быстрого охлаждения может применяться вода. В системе можно также применять смесь воды и СО2, в которой количество воды достаточно для получения достаточного количества жидкой воды после быстрого охлаждения, чтобы отмывать основную часть частиц золы.
Еще на одной стадии быстро охлажденный поток ПОК (предпочтительно после отфильтровывания твердых веществ) можно охлаждать практически до температуры окружающей среды. Соответственно, в описанные системы и способы можно включать один или более компонентов, приспособленных для теплообмена. Конкретно, теплообменник может быть приспособлен для переноса тепла от быстро охлажденного потока ПОК к одной или более частей рециркулирующего потока СО2 высокого давления, применяемого в системе получения энергии. Например, тепло можно переносить к рециркулирующему потоку СО2 высокого давления, отобранному из системы выгрузки компрессора для рециркулирующего СО2 и/или в одной или более подходящих точек в рекуперирующем теплообменнике, который применяют в цикле получения энергии. Выбор температур для подачи тепла в рекуперирующий теплообменник СПЭ, а также число и входная температура потоков, отобранных из рекуперирующего теплообменника СПЭ для подогрева в охладителе для быстро охлажденного топливного газа, можно определить путем изменения процесса выделения тепла, чтобы убедиться, что выделение тепла происходит на максимальном уровне температуры, подходящем для экономичных размеров теплообменника.
Твердое топливо, применяемое в реакторе ПОК, можно обеспечить в разнообразных видах. В предпочтительных вариантах, упомянутых выше, твердое топливо может быть обеспечено в виде частиц, предпочтительно тонко измельченном состоянии, и его можно суспендировать в подходящей суспензионной среде. В особенно предпочтительных вариантах суспензионная среда может включать, например, воду, жидкий СО2, и комбинации перечисленного. Жидкий СО2 может быть получен, по меньшей мере, частично из рециркулирующего СО2 из системы получения энергии. Применение СО2 в качестве суспензионной текучей среды может особенно подходить для снижения тепла, необходимого для повышения температуры потока топлива для реактора ПОК, по сравнению с применением других суспензионных сред, например, воды (например, воды, сконденсированной и отделенной в системе получения энергии). Хотя СО2 может служить предпочтительной суспензионной средой, другие материалы, включая воду, можно все-таки применять при желании, и они могут приводить к допустимым потерям эффективности в определенных предпочтительных вариантах настоящего изобретения. Углеродное топливо, применяемое в реакторе ПОК, может представлять собой жидкость, например нагретый битум, в этом случае суспензионная текучая среда может не потребоваться.
При использовании СО2 или воды в качестве суспензионной среды композиция потока ПОК, покидающая реактор ПОК, может содержать высокую концентрацию монооксида углерода (СО) и его парциальное давление может быть высоким. В таких предпочтительных вариантах может быть особенно желательным убедиться, что быстрое охлаждение потока ПОК приспособлено для охлаждения потока и таким образом при этом образуется быстро охлажденный поток ПОК, имеющий температуру менее чем 400°С. Обеспечение такого падения температуры может конкретно ограничить протекание реакции Будуара до очень низкой скорости, так что на теплообменнике для потока ПОК не будет осаждаться углерод, и в расположенном ниже по потоку оборудовании не будет происходить пылевая коррозия металла.
В отношении конкретных предпочтительных вариантов, системы и способы по настоящему изобретению могут охватывать, по меньшей мере, приведенные далее четыре набора рабочих условий в отношении комбинации потока топлива ПОК и теплообмена ПОК: суспензия топлива в СО2 при быстром охлаждении с помощью СО2; суспензия топлива в СО2 при быстром охлаждении с помощью воды; суспензия топлива в воде и быстрое охлаждение с помощью воды; и суспензия топлива в воде с быстрым охлаждением СО2. Понятно, однако, что могут возникать другие комбинации при использовании других суспензионных сред и/или других текучих сред для быстрого охлаждения. Более того, среда для получения суспензии топлива может представлять собой комбинацию воды и СО2. Аналогично, текучая среда для быстрого охлаждения может представлять собой комбинацию воды и охлажденного потока ПОК.
- 10 028822
Тепло, высвободившееся при охлаждении быстро охлажденного потока ПОК в теплообменнике после удаления золы, можно перенести в одну или более частей рециркулирующего потока СО2 высокого давления, отобранного из системы получения энергии. Текучую среду для быстрого охлаждения можно возвратить в рециркулирующий топливный газ ПОК, выходящий из холодной части теплообменника ПОК после отделения жидкой воды, или ее можно сконденсировать и отделить воду. Она может также представлять собой комбинацию топливного газа и воды. Дополнительно, она может представлять собой рециркулирующий СО2 или комбинацию топливного газа, или воды, или их обоих с СО2. В некоторых предпочтительных вариантах источник текучей среды для быстрого охлаждения может быть особенно значимым. Предпочтительные варианты, в которых применяют в качестве суспензионной среды СО2, могут приводить к суммарному получению воды, полученной из водорода и воды, присутствующих в потоке твердого топлива (например, угля). Отделенную жидкую воду можно, таким образом, обрабатывать для отделения горючих компонентов, растворенных в ней. Эти отделенные горючие вещества можно компримировать и возвращать в камеру сгорания системы получения энергии. Очищенный поток воды можно затем возвратить или в систему суспендирования твердого топлива, или в систему быстрого охлаждения ПОК, и дополнительные количества воды можно направить в систему получения энергии, в которой ее можно применять для разбавления кислот Н28О4/НNОз, полученных на стадии отделения воды в системе получения энергии, как описано в публикации патентной заявки И8 2011/0179799. В предпочтительных вариантах, в которых твердое топливо суспендируют в воде, вода, которая присутствует в высокотемпературном потоке ПОК, может реагировать с СО, полученным при парциальном окислении углерода в составе твердого топлива, с получением газообразного водорода и монооксида углерода. Они могут присутствовать в отношении, составляющем примерно 1:1 Н2 и СО по объему.
Это потребление воды в реакции конверсии водяного газа может указывать на дефицит воды, и воду, полученную в системе получения энергии, можно затем возвращать в систему ПОК для получения суспензии угля в качестве твердого топлива, и таким образом подпиточного потока для этого расхода воды. Суммарный охлажденный поток ПОК (т.е. поток топливного газа) можно затем компримировать до необходимого давления для сжигания в камере сгорания системы получения энергии. В различных предпочтительных вариантах системы и способы по настоящему изобретению можно приспособить для получения внутренней текучей среды для быстрого охлаждения для применения с высокотемпературным потоком ПОК, покидающим реактор ПОК. Она может образовываться в последовательных стадиях реакции ПОК, при удалении твердых веществ, охлаждении в теплообменнике и отделении воды. Суммарное количество топливного газа из потока ПОК можно компримировать и поставлять в камеру сгорания системы получения энергии при относительно высокой концентрации горючих газов (например, Н2 и СО), и при теплотворной способности, которая будет обеспечивать подходящие условия сжигания в камере сгорания системы получения энергии.
В некоторых предпочтительных вариантах реактор ПОК по настоящему изобретению может быть приспособлен для работы при давлении, которое выше давления в камере сгорания системы получения энергии. В камере сгорания системы получения энергии конкретно можно применять в качестве рабочей текучей среды СО2, который непрерывно рециркулирует в системе. Предпочтительно поток ПОК можно подвергать быстрому охлаждению и охлаждению посредством теплообмена, как описано в настоящем описании, с применением либо охлажденного потока ПОК, либо воды в качестве быстро охлаждающей среды, а охлажденный поток ПОК (т.е. топливный газ) можно применять в системе получения энергии без необходимости в дополнительном компримировании. Реактор ПОК может включать любой реактор, приспособленный для сжигания углеродного топлива, конкретно когда топливо подверглось только парциальному окислению, и конкретно в том случае, когда реактор приспособлен для работы при давлении, которое выше рабочего давления камеры сгорания системы получения энергии, как описано в настоящем описании. В типичных, не ограничивающих объем настоящего изобретения предпочтительных вариантах в камере сгорания ПОК можно применять охлаждение за счет испарения, когда охлаждающую текучую среду, например, СО2, пропускают через пористый испаряющий слой, окружающий камеру сгорания ПОК; это может особенно подходить для предотвращения соударения и агломерации золы. Типичные предпочтительные варианты охлаждения за счет испарения, которые можно применять с реактором ПОК по настоящему изобретению, описаны в публикациях патентных заявок И8 2010/0300063 на имя Ра1тег с1 а1., 2011/0083435 на имя Ра1тег е1 а1., и 2012/0073261 на имя Ра1тег е1 а1., изложение которых во всей полноте включено в настоящее описание в качестве ссылки.
В других предпочтительных вариантах реактор ПОК по настоящему изобретению может быть приспособлен для работы при давлении, которое ниже давления в камере сгорания системы получения энергии. В таких предпочтительных вариантах поток ПОК, предназначенный для применения в качестве топлива в камере сгорания системы получения энергии, можно компримировать до подачи в эту камеру. Реактор ПОК может включать любую имеющуюся в продаже систему. Не ограничивающие объем настоящего изобретения примеры доступных в продаже систем, подходящих для применения в соответствии с настоящим изобретением, включают реактор с перемещающимся потоком 8Не11 с подачей сухого измельченного угля, реактор ОЕ/Техасо с быстрым охлаждением, реактор с быстрым охлаждением с охлаждающим экраном 81етеи8, или аналогичные системы. Подходящие реакторы ПОК могут включать
- 11 028822
внутренние секции теплопереноса, поглощающие тепло, излучаемое камерой сгорания ПОК. В таких предпочтительных вариантах часть рециркулирующего потока СО2 высокого давления из системы получения энергии можно нагревать и возвращать при более высокой температуре в СПЭ. Например, рециркулирующий СО2, имеющий температуру примерно 400°С или выше, можно нагревать до температуры от примерно 450 до примерно 600°С в реакторе ПОК и вернуть в рекуперирующий теплообменник в системе получения энергии, где его можно повторно смешать с дополнительной порцией рециркулирующего потока СО2 высокого давления при такой же температуре. Комбинация реактора ПОК с системой получения энергии по настоящему изобретению может обеспечить разнообразные полезные аспекты. В качестве примера, комбинацию можно определить тем, что примеси (например, возникающие из угля или другого твердого топлива, а также при парциальном окислении топлива) можно удерживать в охлажденном потоке ПОК высокого давления, который поступает в камеру сгорания системы получения энергии. Такие примеси могут включать Н28, СО8, С82, НСЫ, ΝΉ3, Нд. Эти и другие примеси можно подвергать окислению в камере сгорания системы получения энергии, с получением, например, 8О2, СО2, Ν2, NО и Нд, которые затем можно удалить из системы получения энергии. Например, поток воды, сконденсированной из выходящего потока камеры сгорания системы получения энергии, может быть кислым, включающим одно или более из следующих веществ: НNО3, Н28О4 и растворенные неорганические соли, как описано в публикации патентной заявки И8 2011/0179799.
Обработка твердого топлива в реакторе ПОК вместо непосредственного направления в камеру сгорания системы получения энергии может особенно подходить в свете способности удалять продукты реакции, которые способны вызывать засорение. Например, поток ПОК, выходящий из реактора ПОК, можно подвергать быстрому охлаждению до температуры примерно 400°С или менее, или другой температуры, подходящей для того, чтобы убедиться, что зола, возникшая из угля (или другие расплавленные примеси, возникающие из угля или другого твердого топлива), находится в твердой форме, в которой ее можно удалить. Предпочтительно твердые примеси можно удалять до очень низких концентраций и достаточно низкого размера частиц, так, чтобы, по существу, предотвратить блокировку и/или коррозию компонентов системы получения энергии, например, теплообменников, турбин, компрессоров и подобного оборудования.
В дополнение к описанному выше, быстрое охлаждение потока ПОК, выходящего из реактора ПОК, можно приспособить для обеспечения быстро охлажденного потока ПОК, имеющего температуру ниже определенной в настоящем описании, и достаточно низкую для того, чтобы концентрация в паровой фазе любых неорганических компонентов, имеющихся в твердом топливе, была достаточно низкой, что, по существу, предотвращает их отложение в одном или более компонентов системы получения энергии. Например, при парциальном окислении угля могут образовываться одна или более солей щелочных металлов, включая №С1, Са8О4 и КС1, которые можно удалить, как описано в настоящем описании. Верхний предел температуры быстро охлажденного потока ПОК также можно приспособить для того, чтобы убедиться, что реакция Будуара протекает достаточно медленно, так, чтобы, по существу, предотвратить отложение углерода и/или пылевую коррозию металла в теплообменниках или других компонентах системы получения энергии.
Системы и способы по настоящему изобретению можно приспособить для обеспечения выделения, по существу, всей теплоты, выделенной во время охлаждения потока ПОК, предпочтительно при охлаждении до температуры, близкой к температуре окружающей среды, и поступления этого тепла в поток СО2 высокого давления, рециркулирующий в системе получения энергии. Это дополнительное нагревание конкретно может быть обеспечено при низком уровне температуры в рекуперирующем теплообменнике системы получения энергии. Подача дополнительного тепла этим способом может обеспечить существенный положительный эффект на общую эффективность системы получения энергии. Этот эффект возникает благодаря значительно большей удельной теплоемкости рециркулирующего потока СО2 высокого давления в низкотемпературном диапазоне от 50 до 400°С по сравнению с высокотемпературным диапазоном от 400 до 800°С и благодаря более низкой теплоемкости потока, отходящего из турбины, который охлаждается в рекуперирующем теплообменнике системы получения энергии. Эта значительная разница означает, что требуется значительная дополнительная теплота в рекуперирующем теплообменнике в температурном интервале от 50 до 400°С для нагревания рециркулирующего потока СО2. Дополнительная теплота, полученная из быстро охлажденного потока ПОК в теплообменнике для потока ПОК, обеспечивает эффективное количество дополнительной теплоты для камеры сгорания системы получения энергии, которое, по существу, эквивалентно количеству теплоты, которое выделяется при сжигании топливного газа как такового.
В различных предпочтительных вариантах, в которых реактор ПОК подвергают быстрому охлаждению до насыщения с применением рециркулирующего потока воды, кривая зависимости температуры от выделения тепла для охлаждения быстро охлажденного потока ПОК до температуры, примерно равной температуре окружающей среды, демонстрирует значительное начальное выделение тепла, когда начинается конденсация паров воды, полученных при испарении использованной при быстром охлаждении воды. Это выделение тепла в расчете на единицу снижения температуры прогрессивно снижается по мере остывания потока ПОК. Этот эффект требует двух отдельных потоков рециркулирующего СО2 вы- 12 028822
сокого давления, отобранных из рециркулирующего потока высокого давления системы получения энергии, для использования с целью выделения тепла при охлаждении быстро охлажденного потока ПОК. В некоторых предпочтительных вариантах первый рециркулирующий поток СО2 высокого давления можно отбирать на выходе из компрессора для рециркуляции СО2 при температуре от примерно 45 до примерно 70°С. Второй рециркулирующий поток СО2 высокого давления можно отбирать из рециркулирующего потока высокого давления в том месте рекуперирующего теплообменника, в котором температура снизу приближается к точке росы охлаждающего потока для отходящих газов турбины. Эти два потока совместно могут обеспечить значительное начальное выделение тепла при охлаждении быстро охлажденного потока ПОК, поскольку содержащаяся в нем вода начинает конденсироваться, и ее можно эффективно перенести обратно к рециркулирующему потоку СО2 высокого давления при наибольшей возможной температуре (см. фиг. 3). В предпочтительных вариантах, в которых поток ПОК вначале быстро охлажден до примерно 400°С, существует интервал охлаждения между примерно 400°С и точкой росы воды в быстро охлажденном потоке ПОК, и этот интервал может требовать применения меньшего потока рециркулирующего потока СО2 высокого давления, чтобы эффективно отводить эту часть теплоты, доступную из быстро охлажденного потока ПОК, по сравнению с температурным интервалом ниже точки росы воды в составе потока ПОК. Это можно осуществить путем отвода части нагревающего рециркулирующего потока СО2 высокого давления при температуре, приблизительно равной и/или ниже точки росы воды в быстро охлажденном потоке ПОК, в то время как оставшуюся часть удаляют при температуре, которая близка и/или ниже температуры, до которой производят быстрое охлаждение (например, примерно 400°С) (см. фиг. 4). Нагретые рециркулирующие потоки СО2 высокого давления возвращают затем в рекуперирующий теплообменник при температуре, соответствующей температуре основной части потока рециркулирующего потока СО2 высокого давления в рекуперирующем теплообменнике. В различных предпочтительных вариантах могут быть обеспечены варианты для двух потоков, которые соединяют в охлаждающем теплообменнике ПОК с единственным возвратным потоком. В некоторых предпочтительных вариантах можно применять более двух потоков рециркулирующей текучей среды высокого давления.
В некоторых предпочтительных вариантах топливный газ, отобранный из реактора ПОК, после быстрого охлаждения и удаления золы может содержать преимущественно Н2, СО, СО2 и Н2О при температуре от примерно 250 до примерно 400°С. Часть этого потока топливного газа можно отобрать для получения чистых водорода, СО2 или комбинации перечисленного с меняющимся соотношением водорода к СО2. Типичными применениями для производимого в крупном масштабе Н2 могут служить, например, гидродесульфирование и гидрокрекинг на нефтеперегонных заводах, и потенциально применение в качестве топлива для автомобилей. Типичными применениями для смесей водорода и СО могут служить, например, получение жидких углеводородов по методу Фишера-Тропша (например, при соотношении водорода и СО, составляющем примерно 2,2), и получение метанола (например, при соотношении водорода и СО, составляющем примерно 2,0). В каждом случае соотношение Н2:СО необходимо повысить от отношения, составляющего примерно 1 или менее в потоке топливного газа ПОК, это отношение в потоке ПОК зависит от того, СО2 или воду применяли в качестве суспензионной среды для твердого топлива. Суспензии на основе воды, дающие больше воды в газе, образующемся в ПОК, приводят к превращению значительной части СО в Н2 и СО2, что обеспечивает отношение Н2:СО немного ниже 1. Суспензии на основе СО2 обеспечивают значительно более низкие отношения Н2:СО. Может быть полезным пропускать по меньшей мере часть отделенного быстро охлажденного потока топливного газа ПОК через каталитический реактор для осуществления реакции конверсии водяного газа с целью превращения СО в водород по реакции с водяным паром, как показано ниже в уравнении (2)
СО + Н2О = Н2 + СО2 (2)
Это можно осуществить с применением части топливного газа, отобранного при температуре от примерно 250 до примерно 400°С, после удаления золы, и путем применения устойчивого к сере катализатора превращения СО, например на основе кобальта, в реакции конверсии водяного газа. Часть топливного газа, которая обогащена водородом, можно затем охладить посредством отдельного пропускания через теплообменник ПОК. Теплоту, выделившуюся в экзотермической реакции конверсии водяного газа, можно перевести в СПЭ. Полученный в реакции конверсии водяного газа газ можно затем сметать с частью оставшегося охлажденного потока ПОК, и соединенный поток можно пропустить через многослойный адсорбер с переменным давлением, сконструированный для отделения водорода и СО при необходимом отношении Н2:СО, поскольку эта смесь является единственным не адсорбирующимся компонентом, в то время как адсорбирующиеся компоненты могут включать все соединения серы, 11С\, Ν^, Нд, СО2, Н2О и большую часть СИ4. Эта не адсорбирующаяся фракция может также содержать некоторые количества Ν2 и Аг, полученных из угля (или другого твердого или жидкого топлива) и кислорода, применяемого в реакторе ПОК. Эти инертные компоненты предпочтительно будут присутствовать в общей концентрации менее 5%, что приемлемо для газового сырья как для реакторов Фишера-Тропша, так и для реакторов получения метанола. Если требуется получение чистого водорода, в АПД установку подают только охлажденный газ с установки конверсии водяного газа. Отходящий газ из установки АПД, имеющий приблизительно атмосферное давление, содержащий все примеси из угля и процесса ПОК в
- 13 028822
восстановленной форме, будет подвергаться компримированию и возвращаться в остальной топливный газ ПОК для сжигания в СПЭ.
Один из предпочтительных вариантов системы получения энергии в сочетании с парциальным окислением твердого топлива описан со ссылкой на фиг. 1, на котором твердое топливо обеспечено в форме потока угольного сырья 21, который подвергали парциальному окислению в реакторе ПОК 4. Поток угля 21 измельчали и частично сушили в дробилке для крупных частиц 1, в которую также подавали поток сухого азота 23, включающий азот при температуре примерно 82°С (180°Р), отобранный из установки разделения воздуха 6, которая производила потоки кислорода 32 и 60, и поток азота 23 из входного потока воздуха 62. Предпочтительно поток сухого азота 23 можно нагревать за счет имеющего более высокую температуру потока отходящих газов турбины, обогащенных СО2 и покидающих рекуперирующий теплообменник СПЭ. Уголь дополнительно измельчали до размера частиц, предпочтительно составляющего примерно 250 мкм или менее, в дробилке мелких частиц 2, с обеспечением измельченного потока угля 25, который направляли в суспензионный смеситель 3. В суспензионном смесителе 3 измельченный уголь смешивали с потоком суспензионной среды СО2 39, который предпочтительно находился при давлении примерно 8,5 МПа или более. СО2 в потоке суспензионной среды 29 в этом предпочтительном варианте находился при температуре примерно 17°С. СО2 в потоке суспензионной среды 29 имел плотность примерно 865 кг/м3. Измельченный в порошок уголь подвергали повышению давления в шлюзовом бункере или с помощью других средств до давления 8,5 МПа перед смешиванием с СО2. Поток суспензии угля в СО2 26 выходил из суспензионного смесителя 3, он предпочтительно включал примерно 45 мас.% угля. Альтернативно суспензионной средой мог служить поток воды. Система для подачи порошкообразного угля могла быть также сконструирована как система подачи сухого сырья, в которой порошкообразный уголь под давлением захватывался потоком азота и подавался в камеру сгорания ПОК. Поток суспензии 26 затем прокачивали в реактор ПОК 4, в котором он соединялся с потоком кислорода 56, который предпочтительно включал 97 мол.% кислорода или более. Реактор ПОК 4 предпочтительно работает при давлении примерно 8,5 МПа и температуре примерно 1400°С; однако температура и давление могут представлять собой любые комбинации интервалов температуры и давления, которые изложены в настоящем описании в отношении природы потока ПОК, покидающего реактор ПОК. Условия получения суспензии угля можно соответствующим образом регулировать.
Реактор ПОК 4 приспособлен для парциального окисления угля и получения потока ПОК, который может покидать реактор ПОК и поступать в камеру быстрого охлаждения (не показана), или может подвергаться быстрому охлаждению в самом реакторе ПОК, как показано на фиг. 1. Поток ПОК может включать топливный газ, который может включать один или более горючих (то есть способных к окислению) материалов, включая, но не ограничиваясь перечисленным. Н2, СО, СН4, Η2δ, СО8, С82, НСИ, ΝΗ3. Более того, поток ПОК может включать ртуть и другие примеси, происходящие из угля (или другого твердого топлива), а также инертные материалы (например, Ν2 и Аг), например, полученные из потока кислорода 56, и другие компоненты в следовых количествах. Поток ПОК также может включать один или более несжигаемых материалов, например золу или шлак, которые при желании можно отфильтровывать от потока ПОК.
Поток ПОК (или внутри реактора ПОК, или в отдельном компоненте системы) подвергают быстрому охлаждению путем смешивания с быстро охлаждающей текучей средой (потоком жидкой воды 57 в представленном предпочтительном варианте). Как показано, поток жидкой воды 57 поступает в реактор ПОК вблизи основания через узкую насадку. Добавление потока быстро охлаждающей текучей среды приводит к охлаждению компонентов потока ПОК предпочтительно до температуры ниже температуры насыщения воды, составляющей примерно 304°С (хотя в сферу действия настоящего изобретения входят также более высокие температуры). Температура, до которой производят быстрое охлаждение, может также соответствовать температуре, при которой негорючие компоненты смеси, такие как зола или шлак, находятся в твердой форме. Избыток воды для быстрого охлаждения собирается вместе с шлаком и основной частью мелких частиц золы в сборном резервуаре реакторного сосуда ПОК (или отдельного сосуда для быстрого охлаждения), из которого ее удаляют для дальнейшей обработки. Быстро охлажденный поток ПОК 58 поступает в скрубберное устройство 5, которое включает водяной башенный скруббер и далее патронный фильтр для мелочи, приспособленный для снижения содержания пыли в топливном газе до примерно 4 мг/м или менее, примерно 3 мг/м или менее или примерно 2 мг/м или менее. Скрубберное устройство 5 может также включать все оборудование и насосы, необходимые для рециркуляции отмывающей воды, а также для обработки потока золы 66 для утилизации. Типичным предпочтительным вариантом системы, подходящей для обработки золы из реактора ПОК и очистки газа является система ПОК ОЕ/Техасо, включающая камеру сгорания суспензии угля в воде, которая альтернативно может быть модифицирована для приема суспензии угля в СО2.
Очищенный топливный газ совместно с потоком водяного пара 55 охлаждают в теплообменнике 7. Выходящий поток 59 дополнительно охлаждают с помощью охлаждающей воды в теплообменнике 9. Жидкую воду 46 отделяют в делительном сосуде 8 от выходного потока 61 и прокачивают насосом 11 обратно на быстрое охлаждение в реакторе ПОК совместно с некоторым количеством дополнительной подпиточной воды из потока 38 с получением потока воды для быстрого охлаждения 57. Суммарный
- 14 028822
поток топливного газа 47 компримируют в многостадийном центробежном компрессоре 10 до давления, подходящего для подачи в виде потока 48 в камеру сгорания 14 системы получения энергии. В качестве примера, поток топливного газа 47 можно компримировать до давления примерно 30,5 МПа. Компримированный поток топливного газа 48 нагревают в рекуперирующем теплообменнике 12 до температуры, подходящей для подачи в камеру сгорания 14 системы получения энергии. В качестве примера компримированный поток топливного газа 48 можно нагревать до температуры примерно 746°С. Нагретый поток топливного газа 64 сжигают в камере сгорания 14 системы получения энергии, в этой камере он соединяется с кислородом и СО2. В представленном предпочтительном варианте соединенный поток О2/СО2 51 включает 30 мол.% О2 и 70 мол.% СО2. Соединенный поток О2/СО2 51 предпочтительно нагревают до температуры, подходящей для подачи в камеру сгорания 14 системы получения энергии. В качестве примера, соединенный поток О2/СО2 51 может быть нагрет до температуры примерно 746°С в рекуперирующем теплообменнике 12. Горячий поток рециркулирующего СО2 52 направляют из рекуперирующего теплообменника 12 и имеет температуру, подходящую для подачи в камеру сгорания 14 системы получения энергии. В качестве примера, горячий рециркулирующий поток СО2 52 может быть нагрет до температуры примерно 746°С.
В камере сгорания системы получения энергии газы сгорания, полученные при горении топливного газа, охлаждаются горячим рециркулирующим потоком СО2 52 с получением соединенного потока продуктов сжигания 50, имеющего температуру примерно 1150°С и давление примерно 30 МПа в представленном на чертеже предпочтительном варианте. Его подвергают расширению до давления примерно 3 МПа в турбине 13, соединенной с электрическим генератором 65, производящим выходную энергию 63. Поток на выходе из турбины 49 охлаждают в рекуперирующем теплообменнике 12, он выходит из него в виде охлажденного потока продукта 53 при температуре примерно 64°С в представленном предпочтительном варианте. Поток 53 охлаждают до температуры примерно 17°С в водяном охладителе 16. Дополнительно охлажденный выходной поток 54 из турбины поступает в оросительную башню 17, из которой выходит поток 40, который главным образом подвергают рециркуляции посредством циркуляционного насоса 18 на вход для жидкости в оросительной башне 41 выше насадочной секции башни, в который подают дополнительно охлажденный выходной поток 54 из турбины. Часть потока 40 отделяют в виде потока 39 для дальнейшей обработки. По мере охлаждения отходящего газа из турбины ниже точки росы для воды в рекуперирующем теплообменнике 12, протекают приведенные ниже реакции
ΝΟ + ‘/2О2 = ΝΟ (3)
ΝΟ2 + ЗО2 = 8О3 + ΝΟ (4)
8О3 + Н2О = Н28О4 (5)
Приведенные выше реакции будут протекать в присутствии жидкой воды, оксидов азота, ЗО2/ЗО3 и избытка кислорода. Концентрации ЗО2/ЗО3 снижаются до очень низких уровней, поскольку лимитирующая реакция, представленная уравнением (3), протекает быстро при 3 МПа, а реакции, представленные уравнениями (4) и (5), являются очень быстрыми. Когда все оксиды серы превращены в серную кислоту, оксиды азота превращаются примерно при степени превращения 95% за один проход в азотную кислоту по приведенной ниже последовательности реакций
2ΝΟ2 + Н2О = ΗΝΟ2 + ΗΝΟ3 (6)
3ΗΝΟ2 = ΗΝΟ3 + 2ΝΟ + Η2Ο (7)
ΝΟ + */2О2 = ΝΟ2 (8)
На фиг. 1 азотная кислота, присутствующая в суммарном потоке полученных жидких кислот 39, будет превращать присутствующую ртуть в хлорид ртути. Оросительная башня 17 предпочтительно оснащена дополнительной водной промывкой и секцией удаления паров кислоты, которая может действовать как эффективное устройство удаления разбавленной кислоты, поскольку практически все представленные выше реакции будут протекать выше по потоку от оросительной башни 17. Смесь кислот обрабатывают потоком суспензии известняка 36 (или другим подходящим основанием) в смесителе 15 с получением потока гипса и нитрата кальция 37. Другие следы солей металлов можно также отделять. Оставшийся поток воды 38 после удаления нитрата кальция и растворенных солей можно применять для подпитки охлаждающей башни или системы быстрого охлаждения ПОК, или в качестве орошающей воды в оросительной башне 17.
Главным образом, поток СО2 42, выходящий из оросительной башни 17 при давлении примерно 2,9 МПа, компримируют в многостадийном компрессоре с промежуточным охлаждением 19, а затем в многостадийном насосе для плотных жидкостей до давления, подходящего для подачи в камеру сгорания системы получения энергии, например примерно 30,5 МПа. Выгружаемый поток компримированного СО2 35, выходящий с последней стадии насоса 19 при температуре примерно 54°С, и часть этого потока, поток 70, нагревают в рекуперирующем теплообменнике 12 до температуры примерно 746°С, с получением потока СО2 52.
- 15 028822
Установка разделения воздуха 6 в этом предпочтительном варианте производит поток кислорода с содержанием кислорода 99,5 мол.% при давлении примерно 8,6 МПа, который разделяется на два отдельных потока. Поток кислорода 60 нагревают в теплообменнике 7 до температуры примерно 294°С, и этот поток выходит из него в виде потока 56 для применения в реакторе ПОК 4 для парциального окисления угля. Оставшийся поток кислорода 32 смешивают с СО2 при давлении примерно 8,6 МПа. Конкретно, СО2 отбирают с промежуточной стадии компрессора 19 в виде потока 30, и часть потока 31 смешивают с потоком кислорода 32 с образованием композиции, включающей примерно 30 мол.% О2 и 70 мол.% СО2. Этот разбавленный поток кислорода 33 компримируют до давления примерно 30,5 МПа в многостадийном компрессоре 20 с промежуточным охлаждением, а выгруженный поток 34 нагревают в рекуперирующем теплообменнике 12 до температуры примерно 746°С, и подают в камеру сгорания 14 системы получения энергии в виде потока 51. Разбавление потока чистого кислорода 32 выгодно для того, чтобы дать возможность подогрева кислорода, необходимого для сжигания в камере сгорания 14 системы получения энергии, до высокой температуры без необходимости использования устойчивых к окислению материалов. Это обеспечивает безопасную работу системы получения энергии. Поток, включающий 30 мол.% кислорода, подходит для снижения температуры адиабатического сжигания в системе получения энергии 14 до величины примерно 2400°С. Оставшаяся часть потока СО2 30 представляет собой поток 29, который обеспечивает СО2 для суспендирования измельченного в порошок угля, его направляют в суспензионный смеситель 3.
Охлаждение быстро охлажденного газа ПОК в теплообменнике 7 подходит для переноса максимального количества тепла в систему получения энергии с целью увеличения до максимума общей эффективности. Система получения энергии требует значительного количества тепла из внешнего источника в температурном интервале от температуры, близкой к температуре окружающей среды, до примерно 400°С. Это можно обеспечить применением адиабатических компрессоров для воздуха в установке разделения воздуха 6 и переносом тепла компримирования к части рециркулирующего потока СО2 высокого давления. В представленном предпочтительном варианте необходимое количество внешнего тепла обеспечивается за счет охлаждения быстро охлажденного газа ПОК в теплообменнике 7 и нагревания двух рециркулирующих потоков высокого давления. Рециркулирующий поток СО2 высокого давления 28 при температуре примерно 54°С и рециркулирующий поток СО2 высокого давления 43 при температуре примерно 120°С, отбираемый в промежуточной температурной точке в рекуперирующем теплообменнике 12, нагревают для обеспечения соединенного нагревающего выходного потока 44 при температуре примерно 294°С, который возвращают для смешивания с основным рециркулирующим потоком СО2 при соответствующей температуре в рекуперирующем теплообменнике 12. Необязательно выходной поток 67 также можно возвращать в рекуперирующий теплообменник при соответствующей температуре для смешивания также с основным рециркулирующим потоком СО2.
На фиг. 3 показана кривая зависимости температуры от процента выделения тепла (в виде диаграммы) в рекуперирующем теплообменнике 7, представленном на фиг. 1, показывающая выгоду применения двух отдельных входных потоков рециркулирующего СО2 высокого давления для обеспечения эффективной работы соединенной системы. Уровень температуры 120°С входящего потока 43 соответствует температуре, приближающейся к точке росы воды в отходящем из турбины потоке в рекуперирующем теплообменнике 12. Быстро охлажденный топливный газ ПОК поступает в теплообменник при температуре насыщения воды 304°С, а общий нагретый рециркулирующий поток высокого давления выходит из него при температуре 294°С.
На фиг. 4 показан альтернативный способ работы, в котором поток воды для быстрого охлаждения снижает температуру газа ПОК до примерно 400°С. В теплообменнике имеется дополнительная секция, в которой температура быстро охлажденного топливного газа ПОК снижается до его точки росы при примерно 300°С. Чтобы повысить до максимальной эффективность общей системы получения энергии путем минимизации разницы температур в теплообменнике 7, нагретый поток СО2 высокого давления выгружают из теплообменника в виде двух отдельных потоков. Поток 44 имеет температуру примерно 290°С, а поток 67 имеет температуру примерно 390°С. Эти потоки по отдельности возвращают в рекуперирующий теплообменник 12, в котором они снова соединяются основным рециркулирующим потоком СО2 высокого давления при подходящих соответствующих температурах.
В типичных предпочтительных вариантах теплообменник 7 может представлять собой паяную под высоким давлением или диффузионно-соединенную многоканальную установку. Материал конструкции предпочтительно является коррозионно-устойчивым в присутствии примесей, присутствующих в газе ПОК, а также жидкой воды. Рекуперирующий теплообменник 12 предпочтительно представляет собой диффузионно-соединенную многоканальную установку. Эта установка предпочтительно приспособлена для работы при температурах до примерно 800°С и устойчива к кислотной коррозии при температурах ниже примерно 200°С. Типичный подходящий материал представляет собой специальный сплав металлов 740. В некоторых предпочтительных вариантах средняя температура в горячей части теплообменника 12 может быть снижена до температуры ниже 750°С, и в таких случаях может подходить сплав 617. Необязательно промежуточная секция с температурой от 200 до 540°С может быть изготовлена из нержавеющей стали. Секция, которая подвергается возможной кислотной коррозии при температуре ниже
- 16 028822
200°С, может быть сконструирована так, чтобы ее можно было через некоторое время заменять.
В дополнительных предпочтительных вариантах можно применять альтернативные расположения элементов для обработки потока ПОК. В типичном предпочтительном варианте, показанном на фиг. 2, представлено необязательное расположение, в котором продукт ПОК применяют как для получения топливного газа для системы получения энергии, так и для получения отделенной и очищенной смеси водорода и СО. Боковой поток 66 отбирают из потока быстро охлажденного газа ПОК 55 после удаления золы и пропускают через конвертор реакции конверсии водяного газа 67, содержащий устойчивый к сере катализатор этой реакции на основе кобальта (или другого подходящего материала). Выходящий поток газа 70 с высокой температурой охлаждают в теплообменнике 7 до температуры примерно 60°С, из теплообменника он выходит как поток 73, и его далее охлаждают охлаждающей водой в теплообменнике 74 до температуры примерно 20°С с получением потока 75. Сконденсированную воду отделяют в сепараторе 77, и охлажденный поток газа 76 поступает в установку многослойной адсорбции с переменным давлением 79. Воду, отделенную в сепараторе 77, добавляют к жидкому потоку воды 46. Установка адсорбции с переменным давлением (АПД) 79 сконструирована для разделения входного потока газа 76 на чистый водород или чистый поток водорода и СО 80, выходящий из установки при давлении примерно 8 МПа, и поток отработавшего газа 71, который содержит все примеси (например, Н2З, СОЗ, СЗ2, НСк NΗз, Нд, и другие следовые компоненты), а также некоторую комбинацию Н2, СО, СО2, СН4 и Н2О. Отделение примесей проводят так, что концентрация этих компонентов в получаемом потоке водорода или водорода и СО 80 составляет ниже 1 част./млн. В таком расположении применяют поток 83 охлажденного газа ПОК, содержащий высокую концентрацию СО, для смешивания с охлажденным потоком газа с установки конверсии водяного пара 76 с получением потока 72, который затем пропускают через установку АПД 79 с получением требуемого потока и необходимого соотношения Н2:СО в находящемся при давлении 8 МПа потоке продукта 80. Если требуется чистый водород, тогда поток 83 равен нулю. Поток отработавшего газа 71 из установки АПД 79, имеющий давление 0,12 МПа, компримируют в многостадийном компрессоре с промежуточным охлаждением 81 до давления примерно 8 МПа, и выгружаемый поток 82 добавляют в поток топливного газа 47 системы получения энергии. Общий поток топливного газа компримируют до давления примерно 30,5 МПа в компрессоре 10 и полученный поток топливного газа высокого давления 48 направляют в камеру сгорания 14 системы получения энергии через рекуперирующий теплообменник 12 (см. фиг. 1). Такое расположение обеспечивает перенос всех примесей, имеющихся в угле и возникающих в процессе ПОК, в систему получения энергии, где они окисляются в камере сгорания 14. В различных предпочтительных вариантах потребление дополнительной воды в реакции конверсии водяного газа может протекать в соответствии с уравнением (9) и может требовать небольшого дополнительного подпиточного потока
Н2О + СО = СО2 + н2 (9)
В различных предпочтительных вариантах, включающих элементы систем и способов, описанных в настоящем описании, общая эффективность описанных систем и способов повышается более чем на 50% (на основе низшей теплотворной способности (НТС) при соответствующей эффективности турбины и компрессора, различиях в температурах в теплообменнике и падениях давления). Более того, обеспечивается одновременно непрерывный контроль улавливания и связывания углерода при, по существу, полном удалении всех других примесей, содержавшихся в топливе, возникающих в ПОК и при сжигании. Избыток СО2, полученный из углерода, содержащегося в потоке топлива 21, удаляют из системы циркуляции СО2 в виде потока 71 при давлении 30,5 МПа. Такое удаление можно облегчить в том, что такие системы и способы могут быть приспособлены для обеспечения, по существу, всего СО2, полученного из топлива, при давлении примерно 15 МПа или более, примерно 20 МПа или более, примерно 25 МПа или более, или примерно 30 МПа или более. Такой высокой эффективности выгодным образом можно добиться при использовании системы низкой стоимости, например, при использовании имеющихся в продаже реакторных систем ПОК и энергетического цикла с применением в качестве рабочей текучей среды СО2 высокого давления, например такие, которые описаны в патентной публикации ИЗ 2011/0179799, которая включена в настоящее описание в качестве ссылки во всей полноте. В качестве сравнительного примера, было показано, что существующие коммерческие интегрированные системы получения энергии газификацией в комбинированном цикле с улавливанием СО2 и компримированием до давления в газопроводе, имеют эффективности на сравнительной основе, составляющие всего от 34 до 39%, при гораздо более высоких капитальных затратах на строительство.
Экспериментальная часть
Описанные выше преимущества изложенных в настоящем описании способов и систем были проверены с помощью масштабного моделирования в системе Α3ΡΕΝ при различных условиях при реалистичных оценках производительности коммерческого оборудования. Были осуществлены два набора моделирования с применением угля Иллинойс №6 в качестве твердого топлива, вводимого в камеру сгорания ПОК. В каждом случае данные основаны на применении в качестве суспензионной среды СО2. Модели различались тем, что первая из них (см. фиг. 5) основана на применении воды в качестве быстро охлаждающей текучей среды, а вторая модель (см. фиг. 6) основана на применении СО2 в качестве быстро охлаждающей текучей среды.
- 17 028822
Подробное изложение данных для массового и теплового баланса для первой модели приведено в таблице, показанной на фиг. 5. При указанных условиях полученный топливный газ обычно имеет отношение Н2:СО, составляющее от 0,41 до 1. Рассчитанная эффективность для этого предпочтительного варианта при низкой теплотворной способности (НТС) составляла 51,44%.
Подробное изложение данных для массового и теплового баланса для второй модели приведено в таблице, показанной на фиг. 6. При указанных условиях полученный топливный газ обычно имеет отношение Н2:СО, составляющее от 0,17 до 1. В каждом случае водородные отношения можно увеличить при использовании предпочтительных вариантов с применением реакции конверсии водяного газа. Рассчитанная эффективность для этого предпочтительного варианта при низкой теплотворной способности (НТС) составляла 51,43%.
Многие модификации и другие предпочтительные варианты изложенного в настоящем описании предмета изобретения будут очевидны лицам, квалифицированным в данной области техники, для которых предназначено настоящее изобретение, получающим выгоду от новых сведений, приведенных выше в описании изобретения и связанных с ним чертежах. Следовательно, понятно, что настоящее изобретение не ограничивается конкретными предпочтительными вариантами, описанными в настоящем описании, и что подразумевается, что модификации и другие предпочтительные варианты включены в сферу действиях приложенных пунктов формулы изобретения. Хотя в настоящем описании применяются конкретные выражения, они приведены только в общем и описательном смысле, а не для целей ограничения настоящего изобретения.

Claims (57)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ получения энергии с применением комбинации системы парциального окисления (ПОК) и системы получения энергии (СПЭ), способ включает
    объединение твердого или жидкого топлива и кислорода в реакторе ПОК при условиях, достаточных для парциального окисления топлива и получения потока ПОК, включающего топливный газ;
    быстрое охлаждение потока ПОК посредством соединения с быстро охлаждающей текучей средой при условиях, подходящих для образования быстро охлажденного потока ПОК при температуре, составляющей примерно 400°С или менее, и для перевода в твердое состояние по меньшей мере части расплавленных твердых веществ, присутствующих в потоке ПОК;
    обработку быстро охлажденного потока ПОК с целью удаления по меньшей мере части присутствующих в нем твердых веществ;
    направление быстро охлажденного потока ПОК в теплообменник ПОК и удаление некоторого количества теплоты из быстро охлажденного потока ПОК путем охлаждения быстро охлажденного потока ПОК до температуры, составляющей примерно 100°С или менее, за счет отвода тепла к охлаждающему потоку, с получением потока топливного газа ПОК;
    пропускание потока топливного газа ПОК через сепараторный сосуд и отделение по меньшей мере части воды, присутствующей в потоке топливного газа ПОК;
    компримирование потока топливного газа ПОК до давления, составляющего примерно 12 МПа или более;
    сжигание топливного газа ПОК в камере сгорания СПЭ с получением потока продукта сжигания при давлении по меньшей мере примерно 10 МПа и температуре по меньшей мере примерно 800°С;
    расширение потока продукта сжигания в турбине СПЭ с получением энергии и образованием расширенного потока продукта сжигания СПЭ.
  2. 2. Способ по п.1, в котором твердое или жидкое топливо представляет собой углеродное топливо.
  3. 3. Способ по п.2, в котором соединенное топливо в реакторе ПОК представляет собой поток захваченного порошкообразного твердого топлива.
  4. 4. Способ по п.2, в котором углеродное топливо представляет собой уголь.
  5. 5. Способ по п.4, в котором уголь суспендирован с водой или СО2.
  6. 6. Способ по п.4, в котором быстро охлажденный поток ПОК включает золу, шлак или комбинацию перечисленного, причем стадия удаления твердых веществ включает пропускание быстро охлажденного потока ПОК через водяную скрубберную установку.
  7. 7. Способ по п.4, в котором стадия удаления твердых веществ включает фильтрование быстро охлажденного потока ПОК с целью снижения содержания пыли до примерно 4 мг или менее на кубический метр топливного газа в быстро охлажденном потоке ПОК.
  8. 8. Способ по п.1, в котором реактор ПОК работает при температуре ПОК, а отношение температуры ПОК к температуре быстро охлажденного потока ПОК составляет примерно 3,25 или более.
  9. 9. Способ по п.8, в котором температура ПОК составляет от примерно 1300 до примерно 1600°С.
  10. 10. Способ по п.1, в котором реактор ПОК работает при давлении примерно 2 МПа или более.
  11. 11. Способ по п.1, в котором быстрое охлаждение включает смешивание потока ПОК со следующими компонентами: рециркулирующей частью охлажденного потока топливного газа ПОК, выходящей из теплообменника; частью воды, отделенной от охлажденного потока топливного газа ПОК; частью ре- 18 028822
    циркулирующего потока СО2 из СПЭ или комбинацией перечисленного.
  12. 12. Способ по п.1, в котором охлаждающий поток в теплообменнике включает рециркулирующую текучую среду высокого давления, выгружаемую из и возвращаемую в СПЭ.
  13. 13. Способ по п.12, в котором рециркулирующий поток текучей среды высокого давления представляет собой поток рециркулирующего в качестве текучей среды СО2.
  14. 14. Способ по п.13, в котором поток рециркулирующего в качестве текучей среды СО2 включает СО2, полученный при сжигании топливного газа ПОК в камере сгорания СПЭ.
  15. 15. Способ по п.1, где в способе используют реактор ПОК, который включает компонент для внутреннего переноса тепла.
  16. 16. Способ по п.15, в котором излучаемое тепло переносят к части рециркулирующего потока высокого давления, отобранного из компонента СПЭ при температуре примерно 250°С или более посредством компонента для внутреннего переноса тепла.
  17. 17. Способ по п.16, в котором указанный рециркулирующий поток высокого давления возвращают к компоненту СПЭ посредством компонента для внутреннего переноса тепла.
  18. 18. Способ по п.1, в котором обеспечивают давление на входе в турбину, составляющее примерно 10 МПа или более.
  19. 19. Способ по п.18, в котором обеспечивают давление на выходе из турбины, которое примерно в 12 или менее раз ниже входного давления.
  20. 20. Способ по п.1, в котором кислород, используемый в реакторе ПОК, имеет чистоту 90 мол.% или более.
  21. 21. Способ по п.20, в котором кислород, используемый в реакторе ПОК, имеет чистоту 95 мол.% или более.
  22. 22. Способ по п.1, дополнительно включающий
    пропускание расширенного потока продукта сжигания в СПЭ через рекуперирующий теплообменник СПЭ и таким образом отвод тепла от потока продукта сжигания в СПЭ и образование охлажденного потока продукта сжигания в СПЭ;
    необязательно пропускание охлажденного потока продукта сжигания в СПЭ через водный охладитель;
    обработку охлажденного потока продукта сжигания в СПЭ в скруббере СПЭ с отделением по меньшей мере части Н2§О4, ΗNОз или Нд и формированием рециркулирующего потока СО2 и
    компримирование рециркулирующего потока СО2 в компрессоре СПЭ и получение компримированного рециркулирующего потока СО2.
  23. 23. Способ по п.22, в котором расширенный поток продукта сжигания в СПЭ охлаждают до точки ниже точки росы воды посредством пропускания расширенного потока продукта сжигания в СПЭ через рекуперирующий теплообменник СПЭ.
  24. 24. Способ по п.22, в котором топливный газ в потоке топливного газа ПОК, поступающий в камеру сгорания СПЭ, включает по меньшей мере один компонент топливного газа, выбранный из Н2, СО и СН4.
  25. 25. Способ по п.24, в котором поток топливного газа ПОК, поступающий в камеру сгорания СПЭ, включает одну или более примесей, отделенных от топливного газа и полученных из твердого или жидкого топлива, при их парциальном окислении, и из кислорода.
  26. 26. Способ по п.24, в котором одна или более примесей включают по меньшей мере одно из соединений серы, ΝΗ3 и Ηί',’Ν.
  27. 27. Способ по п.25, в котором, по существу, все примеси подвергают сжиганию в камере сгорания
    СПЭ.
  28. 28. Способ по п.26, в котором сжигание в камере сгорания СПЭ окисляет все способные окисляться примеси, присутствующие в потоке топливного газа ПОК.
  29. 29. Способ по п.22, в котором поток продуктов сжигания из камеры сгорания СПЭ включает смесь продуктов сгорания и по меньшей мере часть компримированного рециркулирующего потока СО2.
  30. 30. Способ по п.22, в котором по меньшей мере часть компримированного рециркулирующего потока СО2 нагревают посредством отвода тепла от потока продукта сгорания в СПЭ.
  31. 31. Способ по п.22, в котором поток ПОК быстро охлаждают водой.
  32. 32. Способ по п.31, в котором быстро охлажденный водой поток ПОК включает, по меньшей мере, Н2, СО, СО2, Η2δ и Н2О.
  33. 33. Способ по п.32, в котором охлаждающий поток в теплообменнике ПОК включает два потока компримированного рециркулирующего СО2.
  34. 34. Способ по п.33, в котором входная температура первого потока компримированного рециркулирующего СО2, поступающего в теплообменник ПОК, по существу, равна температуре потока компримированного рециркулирующего потока СО2, выгружаемого из компрессора СПЭ.
  35. 35. Способ по п.33, в котором входная температура второго потока компримированного рециркулирующего потока СО2, поступающего в теплообменник ПОК, не отклоняется более чем на 20°С от точки росы воды в расширенном потоке процесса сжигания в СПЭ.
  36. 36. Способ по п.35, в котором быстро охлажденный водой поток ПОК насыщают парами воды так,
    - 19 028822
    чтобы он включал избыток жидкой воды.
  37. 37. Способ по п.36, в котором два потока компримированного рециркулирующего СО2 соединяют в теплообменнике ПОК с получением одного потока.
  38. 38. Способ по п.37, в котором один поток компримированного рециркулирующего СО2, выходящий из теплообменника ПОК, имеет температуру, которая не отклоняется более чем на 20°С от точки росы топливного газа ПОК.
  39. 39. Способ по п.37, в котором быстро охлажденный водой поток ПОК имеет температуру, которая выше температуры его точки росы и ниже примерно 400°С.
  40. 40. Способ по п.39, в котором два потока компримированного рециркулирующего СО2 нагревают, причем два потока компримированного рециркулирующего СО2 соединяют с образованием одного потока при температуре, которая, по существу, соответствует входной температуре второго потока компримированного рециркулирующего потока СО2.
  41. 41. Способ по п.40, в котором один поток расщепляют на
    первый выходящий поток нагретого и компримированного рециркулирующего СО2, который выходит из теплообменника ПОК при температуре, которая не отклоняется более чем на 20°С от точки росы потока ПОК; и
    второй выходящий поток нагретого и компримированного рециркулирующего СО2, который выходит из теплообменника ПОК при температуре от примерно 380 до примерно 399°С.
  42. 42. Способ по п.22, в котором поток ПОК быстро охлаждают с помощью СО2 и необязательно части топливного газа.
  43. 43. Способ по п.42, в котором быстро охлажденный с помощью СО2 поток ПОК включает, по меньшей мере, Н2, СО, СО2, Н2§ и Н2О.
  44. 44. Способ по п.43, в котором охлаждающий поток в теплообменнике ПОК включает один поток компримированного рециркулирующего СО2.
  45. 45. Способ по п.44, в котором входная температура потока компримированного рециркулирующего СО2, поступающего в теплообменник ПОК, по существу, равна температуре потока компримированного рециркулирующего СО2, выгружаемого из компрессора СПЭ, а один поток компримированного рециркулирующего СО2, выходящий из теплообменника ПОК, имеет температуру, которая не отклоняется более чем на 20°С от температуры точки росы топливного газа ПОК.
  46. 46. Способ по п.22, в котором по меньшей мере часть быстро охлажденного водой топливного газа ПОК направляют в каталитический реактор для реакции конверсии водяного газа с целью превращения смеси СО и воды в отходящий газ реакции конверсии водяного газа, включающий смесь Н2 и СО2.
  47. 47. Способ по п.46, в котором отходящий газ реактора конверсии водяного газа охлаждают в теплообменнике ПОК за счет рециркулирующего потока газообразного СО2 высокого давления, который отбирают из системы СПЭ и возвращают в нее.
  48. 48. Способ по п.47, в котором отходящий газ реактора конверсии водяного газа охлаждают в теплообменнике ПОК и смешивают с частью быстро охлажденного потока ПОК, который был охлажден в теплообменнике, и далее обрабатывают с целью отделения воды, СО2, соединений серы, азотных соединений и ртути, так чтобы получилась смесь, включающая Н2 и СО в отношении от примерно 0,8:1 до примерно 2,5:1.
  49. 49. Способ по п.48, в котором охлажденный отходящий газ реактора конверсии дополнительно обрабатывают с получением чистого потока водорода, в котором чистота водорода составляет 99 мол.% или более.
  50. 50. Способ по п.48, в котором каталитический реактор конверсии в системе ПОК представляет собой многослойную систему адсорбции при переменном давлении (АПД).
  51. 51. Способ по п.50, в котором отработавший газ низкого давления из системы АПД компримируют до давления в камере сгорания СПЭ и смешивают с общим потоком топливного газа, поступающим в эту камеру.
  52. 52. Способ по п.22, в котором кислород, применяемый в реакторе ПОК, нагревают в теплообменнике ПОК до температуры, составляющей примерно до 350°С.
  53. 53. Способ по п.22, в котором кислород, применяемый в камере сгорания СПЭ, нагревают в теплообменнике ПОК до температуры, составляющей примерно 350°С.
  54. 54. Устройство для получения энергии с системой парциального окисления (ПОК) и системой получения энергии (СПЭ), включающее
    реактор ПОК, приспособленный для парциального окисления жидкого или твердого топлива в присутствии кислорода с получением потока ПОК, включающего топливный газ;
    один или более компонентов, приспособленных для осуществления контакта потока ПОК с быстро охлаждающей текучей средой;
    теплообменник ПОК, приспособленный для отвода тепла от топливного газа ПОК за счет нагревания части потока компримированного рециркулирующего СО2 с получением охлажденного топливного газа ПОК;
    компрессор, приспособленный для компримирования охлажденного топливного газа ПОК до дав- 20 028822
    ления примерно 10 МПа или более;
    камеру сгорания СПЭ, приспособленную для сжигания топливного газа ПОК в присутствии кислорода и части потока компримированного рециркулирующего СО2, и получения потока продукта сжигания в СПЭ при давлении примерно 10 МПа или более;
    турбину, приспособленную для расширения потока продукта сжигания в СПЭ и генерирования энергии в соединенном с ней генераторе;
    рекуперирующий теплообменник, приспособленный для отвода тепла от расширенного потока продукта сжигания в СПЭ и подвода тепла к потоку компримированного рециркулирующего СО2;
    башенный скруббер СПЭ, приспособленный для отделения одного или более из перечисленных веществ: Н28О4, НNО3 и растворенных в воде солей Нд, от расширенного потока продукта сжигания в СПЭ, с получением потока рециркулирующего СО2;
    компрессор СПЭ, приспособленный для компримирования рециркулирующего потока СО2 до давления примерно 10 МПа или более и получения потока компримированного рециркулирующего СО2;
    детали гидравлического контура, приспособленные для направления части потока компримированного рециркулирующего СО2 в теплообменник ПОК;
    детали гидравлического контура, приспособленные для направления части потока компримированного рециркулирующего СО2 в рекуперирующий теплообменник СПЭ; и
    детали гидравлического контура, приспособленные для направления потока компримированного рециркулирующего СО2 из теплообменника ПОК в рекуперирующий теплообменник СПЭ.
  55. 55. Устройство по п.54, дополнительно включающее ПОК скруббер, который отделяет твердые вещества, присутствующие в быстро охлажденном потоке ПОК, от топливного газа ПОК.
  56. 56. Устройство по п.54, дополнительно включающее устройство для фильтрования, которое отделяет переведенные в твердое состояние частицы золы от однофазного быстро охлажденного потока топливного газа ПОК.
  57. 57. Устройство по п.54, дополнительно включающее сепаратор, который отделяет жидкую воду от топливного газа ПОК.
EA201400889A 2012-02-11 2013-02-11 Реакция парциального окисления с быстрым охлаждением в закрытом цикле EA028822B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201261597719P 2012-02-11 2012-02-11
PCT/US2013/025563 WO2013120070A1 (en) 2012-02-11 2013-02-11 Partial oxidation reaction with closed cycle quench

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201400889A1 EA201400889A1 (ru) 2015-01-30
EA028822B1 true EA028822B1 (ru) 2018-01-31

Family

ID=47747848

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201400889A EA028822B1 (ru) 2012-02-11 2013-02-11 Реакция парциального окисления с быстрым охлаждением в закрытом цикле

Country Status (15)

Country Link
US (2) US8776532B2 (ru)
EP (1) EP2812417B1 (ru)
JP (4) JP6185936B2 (ru)
KR (1) KR102101194B1 (ru)
CN (2) CN104302743B (ru)
AU (1) AU2013216767B2 (ru)
BR (1) BR112014019522B1 (ru)
CA (1) CA2864105C (ru)
EA (1) EA028822B1 (ru)
HK (1) HK1204000A1 (ru)
MX (1) MX358190B (ru)
PL (1) PL2812417T3 (ru)
TW (1) TWI620867B (ru)
WO (1) WO2013120070A1 (ru)
ZA (1) ZA201406310B (ru)

Families Citing this family (42)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2812417B1 (en) * 2012-02-11 2017-06-14 Palmer Labs, LLC Partial oxidation reaction with closed cycle quench
WO2014036258A1 (en) 2012-08-30 2014-03-06 Enhanced Energy Group LLC Cycle turbine engine power system
KR102018939B1 (ko) 2012-08-30 2019-09-05 인핸스드 에너지 그룹 엘엘씨 사이클 피스톤 엔진 동력 시스템
JP6250332B2 (ja) 2013-08-27 2017-12-20 ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー ガスタービン設備
US10458329B2 (en) * 2014-03-06 2019-10-29 Uop Llc System and process for recovering power and steam from regenerator flue gas
TWI657195B (zh) 2014-07-08 2019-04-21 美商八河資本有限公司 加熱再循環氣體流的方法、生成功率的方法及功率產出系統
US11231224B2 (en) 2014-09-09 2022-01-25 8 Rivers Capital, Llc Production of low pressure liquid carbon dioxide from a power production system and method
JP6629843B2 (ja) 2014-09-09 2020-01-15 ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー 発電システム及び方法からの低圧液体二酸化炭素の生成
MA40950A (fr) 2014-11-12 2017-09-19 8 Rivers Capital Llc Systèmes et procédés de commande appropriés pour une utilisation avec des systèmes et des procédés de production d'énergie
US10961920B2 (en) 2018-10-02 2021-03-30 8 Rivers Capital, Llc Control systems and methods suitable for use with power production systems and methods
US11686258B2 (en) 2014-11-12 2023-06-27 8 Rivers Capital, Llc Control systems and methods suitable for use with power production systems and methods
AU2016277834B2 (en) 2015-06-15 2020-04-09 8 Rivers Capital, Llc System and method for startup of a power production plant
KR20180044377A (ko) * 2015-09-01 2018-05-02 8 리버스 캐피탈, 엘엘씨 내포된 이산화탄소(co2) 사이클들을 이용하는 동력 생산을 위한 시스템들 및 방법들
US9919268B2 (en) 2015-10-21 2018-03-20 8 Rivers Capital, Llc Systems and methods for removing combustion products from a power generation cycle
JP6960930B2 (ja) * 2016-02-18 2021-11-05 ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー メタン生成を含む電力生産のためのシステムおよび方法
ES2960756T3 (es) 2016-02-26 2024-03-06 8 Rivers Capital Llc Sistemas y métodos para controlar una planta de energía
CN109415953B (zh) * 2016-04-21 2021-08-06 八河流资产有限责任公司 用于氧化烃气体的系统和方法
CA3034454A1 (en) 2016-08-30 2018-03-08 8 Rivers Capital, Llc Cryogenic air separation method for producing oxygen at high pressures
EA036885B1 (ru) 2016-08-31 2021-01-11 8 Риверз Кэпитл, Ллк Система и способ выработки энергии, использующие устройства переноса ионов
BR112019004762A2 (pt) * 2016-09-13 2019-05-28 8 Rivers Capital Llc sistema e método para a produção de energia mediante o uso de oxidação parcial
EP3538746A1 (en) * 2016-11-09 2019-09-18 8 Rivers Capital, LLC Systems and methods for power production with integrated production of hydrogen
US20180133647A1 (en) 2016-11-15 2018-05-17 8 Rivers Capital, Llc Treatment of impurities in process streams
KR102503710B1 (ko) 2017-03-07 2023-02-27 8 리버스 캐피탈, 엘엘씨 가스 터빈을 위한 유연한 연료 연소기의 동작을 위한 시스템들 및 방법들
WO2018162995A1 (en) 2017-03-07 2018-09-13 8 Rivers Capital, Llc System and method for combustion of solid fuels and derivatives thereof
AR111992A1 (es) * 2017-06-19 2019-09-11 Dow Global Technologies Llc Sistemas de reactor que comprenden el reciclado de fluidos
CA3073107A1 (en) * 2017-08-15 2019-02-21 Enhanced Energy Group LLC Improved method and system of carbon sequestration and carbon negative power system
WO2019043556A1 (en) * 2017-08-28 2019-03-07 8 Rivers Capital, Llc OPTIMIZING THE LOW ENERGY HEAT OF SUPERCRITICAL CO2 POWER CYCLES WITH RECOVERY
US10662127B2 (en) 2017-08-28 2020-05-26 8 Rivers Capital, Llc Oxidative dehydrogenation of ethane using carbon dioxide
WO2019167021A1 (en) * 2018-03-02 2019-09-06 8 Rivers Capital, Llc Systems and methods for power production using a carbon dioxide working fluid
US11097221B2 (en) 2018-10-05 2021-08-24 8 Rivers Capital, Llc Direct gas capture systems and methods of use thereof
CN109441574B (zh) * 2018-11-02 2021-07-23 中国石油大学(华东) 用于调峰的近零碳排放整体煤气化联合发电工艺
CA3138992A1 (en) 2019-05-03 2020-11-12 8 Rivers Capital, Llc System and method for carbon capture
JP2022532419A (ja) 2019-05-17 2022-07-14 ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー 閉サイクル在庫管理
WO2020250194A1 (en) 2019-06-13 2020-12-17 8 Rivers Capital, Llc Power production with cogeneration of further products
JP2022539134A (ja) * 2019-06-26 2022-09-07 ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー 二酸化炭素捕捉、捕捉二酸化炭素を組み込んだ製品又は捕捉二酸化炭素を用いて生成した製品、及びそのような製品と関連付けられる経済的利益
CA3149461A1 (en) 2019-08-26 2021-03-04 8 Rivers Capital, Llc Flame control in an oxyfuel combustion process
WO2021079324A1 (en) 2019-10-22 2021-04-29 8 Rivers Capital, Llc Control schemes for thermal management of power production systems and methods
US20230235885A1 (en) 2020-06-29 2023-07-27 8 Rivers Capital, Llc Systems and methods for control of volumetric flows in a power production plant
US11931685B2 (en) 2020-09-10 2024-03-19 Enhanced Energy Group LLC Carbon capture systems
EP3988501A1 (de) * 2020-10-22 2022-04-27 L'Air Liquide Société Anonyme pour l'Etude et l'Exploitation des Procédés Georges Claude Verfahren und anlage zum herstellen von co-reichem synthesegas durch partialoxidation
CA3238616A1 (en) 2021-11-18 2023-05-25 Rodney John Allam Method for hydrogen production
WO2024121760A1 (en) 2022-12-06 2024-06-13 8 Rivers Capital, Llc Power production cycle with alternating heat sources

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5319924A (en) * 1993-04-27 1994-06-14 Texaco Inc. Partial oxidation power system
WO2003080503A1 (en) * 2002-03-21 2003-10-02 Jacobs Engineering U.K. Limited Method for producing syngas with recycling of water
US20080222956A1 (en) * 2005-06-03 2008-09-18 Plasco Energy Group Inc. System for the Conversion of Coal to a Gas of Specified Composition
DE102009015767A1 (de) * 2009-03-31 2010-10-07 Linde Aktiengesellschaft Verfahren und Vorrichtung zur Erzeugung von Synthesegas ohne Freisetzung von Kohlendioxid
US20100324156A1 (en) * 2009-06-17 2010-12-23 John Duckett Winter Methods of recycling carbon dioxide to the gasification system

Family Cites Families (171)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3376706A (en) 1965-06-28 1968-04-09 Angelino Gianfranco Method for obtaining mechanical energy from a thermal gas cycle with liquid phase compression
US3369361A (en) * 1966-03-07 1968-02-20 Gale M. Craig Gas turbine power plant with sub-atmospheric spray-cooled turbine discharge into exhaust compressor
CH476208A (de) 1967-07-27 1969-07-31 Sulzer Ag Gasturbinenanlage mit CO2 als Arbeitsmittel
US3544291A (en) * 1968-04-22 1970-12-01 Texaco Inc Coal gasification process
US3736745A (en) 1971-06-09 1973-06-05 H Karig Supercritical thermal power system using combustion gases for working fluid
US3816595A (en) 1971-11-15 1974-06-11 Aqua Chem Inc Method and apparatus for removing nitrogen oxides from a gas stream
US3868817A (en) * 1973-12-27 1975-03-04 Texaco Inc Gas turbine process utilizing purified fuel gas
US3971211A (en) 1974-04-02 1976-07-27 Mcdonnell Douglas Corporation Thermodynamic cycles with supercritical CO2 cycle topping
US3976443A (en) 1974-12-18 1976-08-24 Texaco Inc. Synthesis gas from solid carbonaceous fuel
US4184322A (en) * 1976-06-21 1980-01-22 Texaco Inc. Partial oxidation process
US4132065A (en) * 1977-03-28 1979-01-02 Texaco Inc. Production of H2 and co-containing gas stream and power
US4121912A (en) * 1977-05-02 1978-10-24 Texaco Inc. Partial oxidation process with production of power
US4191500A (en) 1977-07-27 1980-03-04 Rockwell International Corporation Dense-phase feeder method
US4154581A (en) 1978-01-12 1979-05-15 Battelle Development Corporation Two-zone fluid bed combustion or gasification process
US4206610A (en) 1978-04-14 1980-06-10 Arthur D. Little, Inc. Method and apparatus for transporting coal as a coal/liquid carbon dioxide slurry
US4193259A (en) 1979-05-24 1980-03-18 Texaco Inc. Process for the generation of power from carbonaceous fuels with minimal atmospheric pollution
US4702747A (en) 1981-03-24 1987-10-27 Carbon Fuels Corporation Coal derived/carbon dioxide fuel slurry and method of manufacture
GB2100801B (en) 1981-06-18 1984-10-10 Air Prod & Chem Method and apparatus for compressing gas
US4522628A (en) 1981-12-16 1985-06-11 Mobil Oil Corporation Method for removing ash mineral matter of coal with liquid carbon dioxide and water
US4498289A (en) 1982-12-27 1985-02-12 Ian Osgerby Carbon dioxide power cycle
US4765781A (en) 1985-03-08 1988-08-23 Southwestern Public Service Company Coal slurry system
US4602483A (en) 1985-03-08 1986-07-29 Southwestern Public Service Company Coal slurry system
DE3600432A1 (de) 1985-05-21 1987-02-05 Gutehoffnungshuette Man Verfahren zum vergasen eines kohlenstoffhaltigen brennstoffs, insbesondere kohle
US4721420A (en) 1985-09-03 1988-01-26 Arthur D. Little, Inc. Pipeline transportation of coarse coal-liquid carbon dioxide slurry
GB2196016B (en) 1986-08-29 1991-05-15 Humphreys & Glasgow Ltd Clean electric power generation process
US4999995A (en) 1986-08-29 1991-03-19 Enserch International Investments Ltd. Clean electric power generation apparatus
US4765143A (en) 1987-02-04 1988-08-23 Cbi Research Corporation Power plant using CO2 as a working fluid
US4839030A (en) 1988-05-27 1989-06-13 Hri, Inc. Coal liquefaction process utilizing coal/CO2 slurry feedstream
US4957515A (en) 1988-11-03 1990-09-18 Air Products And Chemicals, Inc. Process for sulfur removal and recovery from fuel gas using physical solvent
US5247791A (en) 1989-10-25 1993-09-28 Pyong S. Pak Power generation plant and power generation method without emission of carbon dioxide
US5175995A (en) 1989-10-25 1993-01-05 Pyong-Sik Pak Power generation plant and power generation method without emission of carbon dioxide
JP2954972B2 (ja) * 1990-04-18 1999-09-27 三菱重工業株式会社 ガス化ガス燃焼ガスタービン発電プラント
US5353721A (en) 1991-07-15 1994-10-11 Manufacturing And Technology Conversion International Pulse combusted acoustic agglomeration apparatus and process
US5421166A (en) * 1992-02-18 1995-06-06 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated air separation plant-integrated gasification combined cycle power generator
JPH08501605A (ja) * 1992-05-29 1996-02-20 クワエネル パルピング テクノロイース アーベー 可燃ガスからのエネルギの回収方法
US5295350A (en) * 1992-06-26 1994-03-22 Texaco Inc. Combined power cycle with liquefied natural gas (LNG) and synthesis or fuel gas
NL9201179A (nl) 1992-07-02 1994-02-01 Tno Werkwijze voor het regeneratief verwijderen van kooldioxide uit gasstromen.
SE9202155L (sv) 1992-07-13 1993-08-16 Bal Ab Kombinerad foerbraennings- och avgasreningsanlaeggning
US6289666B1 (en) 1992-10-27 2001-09-18 Ginter Vast Corporation High efficiency low pollution hybrid Brayton cycle combustor
US5937652A (en) 1992-11-16 1999-08-17 Abdelmalek; Fawzy T. Process for coal or biomass fuel gasification by carbon dioxide extracted from a boiler flue gas stream
US5415673A (en) * 1993-10-15 1995-05-16 Texaco Inc. Energy efficient filtration of syngas cooling and scrubbing water
US5345756A (en) * 1993-10-20 1994-09-13 Texaco Inc. Partial oxidation process with production of power
DE4407619C1 (de) 1994-03-08 1995-06-08 Entec Recycling Und Industriea Verfahren zur schadstoffarmen Umwandlung fossiler Brennstoffe in technische Arbeit
JPH10505145A (ja) 1994-08-25 1998-05-19 クリーン エナジー システムズ， インコーポレイテッド 汚染を減少した動力発生システム及びそのためのガス発生機
GB9425691D0 (en) 1994-12-20 1995-02-22 Boc Group Plc A combustion apparatus
US5595059A (en) 1995-03-02 1997-01-21 Westingthouse Electric Corporation Combined cycle power plant with thermochemical recuperation and flue gas recirculation
US6170264B1 (en) 1997-09-22 2001-01-09 Clean Energy Systems, Inc. Hydrocarbon combustion power generation system with CO2 sequestration
US5724805A (en) 1995-08-21 1998-03-10 University Of Massachusetts-Lowell Power plant with carbon dioxide capture and zero pollutant emissions
US5906806A (en) 1996-10-16 1999-05-25 Clark; Steve L. Reduced emission combustion process with resource conservation and recovery options "ZEROS" zero-emission energy recycling oxidation system
EP0859136A1 (en) 1997-02-17 1998-08-19 N.V. Kema Gas turbine with energy recovering
NO308400B1 (no) 1997-06-06 2000-09-11 Norsk Hydro As Kraftgenereringsprosess omfattende en forbrenningsprosess
GB9801200D0 (en) 1998-01-20 1998-03-18 Air Prod & Chem Intergration of a cryogenic air separator with synthesis gas production and conversion
DE59811106D1 (de) 1998-02-25 2004-05-06 Alstom Technology Ltd Baden Kraftwerksanlage und Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage mit einem CO2-Prozess
EP0949405B1 (en) 1998-04-07 2006-05-31 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Turbine plant
DK0953748T3 (da) 1998-04-28 2004-06-07 Alstom Switzerland Ltd Kraftværksanlæg med en CO2-proces
US6148602A (en) 1998-08-12 2000-11-21 Norther Research & Engineering Corporation Solid-fueled power generation system with carbon dioxide sequestration and method therefor
WO2000016261A1 (en) * 1998-09-15 2000-03-23 Phase One A/S A method and a system for processing images
JP2000120447A (ja) 1998-10-12 2000-04-25 Toshiba Corp 火力発電プラント
US6306917B1 (en) * 1998-12-16 2001-10-23 Rentech, Inc. Processes for the production of hydrocarbons, power and carbon dioxide from carbon-containing materials
US6199364B1 (en) 1999-01-22 2001-03-13 Alzeta Corporation Burner and process for operating gas turbines with minimal NOx emissions
US6209307B1 (en) 1999-05-05 2001-04-03 Fpl Energy, Inc. Thermodynamic process for generating work using absorption and regeneration
US6202574B1 (en) 1999-07-09 2001-03-20 Abb Alstom Power Inc. Combustion method and apparatus for producing a carbon dioxide end product
JP4094185B2 (ja) 1999-08-24 2008-06-04 三井造船株式会社 冷熱利用発電システム
NL1013804C2 (nl) 1999-12-09 2001-06-12 Wouter Willem Van De Waal Milieuvriendelijke werkwijze voor het opwekken van energie uit aardgas.
US6196000B1 (en) 2000-01-14 2001-03-06 Thermo Energy Power Systems, Llc Power system with enhanced thermodynamic efficiency and pollution control
GB0005374D0 (en) 2000-03-06 2000-04-26 Air Prod & Chem Apparatus and method of heating pumped liquid oxygen
DE10016079A1 (de) 2000-03-31 2001-10-04 Alstom Power Nv Verfahren zum Entfernen von Kohlendioxid aus dem Abgas einer Gasturbinenanlage sowie Vorrichtung zur Durchführung des Verfahrens
CA2409700C (en) 2000-05-12 2010-02-09 Clean Energy Systems, Inc. Semi-closed brayton cycle gas turbine power systems
SE518487C2 (sv) 2000-05-31 2002-10-15 Norsk Hydro As Metod att driva en förbränningsanläggning samt en förbränningsanläggning
US6333015B1 (en) 2000-08-08 2001-12-25 Arlin C. Lewis Synthesis gas production and power generation with zero emissions
GB0025552D0 (en) 2000-10-18 2000-11-29 Air Prod & Chem Process and apparatus for the generation of power
DE10064270A1 (de) * 2000-12-22 2002-07-11 Alstom Switzerland Ltd Verfahren zum Betrieb einer Gasturbinenanlage sowie eine diesbezügliche Gasturbinenanlage
FR2819584B1 (fr) 2001-01-12 2003-03-07 Air Liquide Procede integre de separation d'air et de generation d'energie et installation pour la mise en oeuvre d'un tel procede
FR2819583B1 (fr) 2001-01-12 2003-03-07 Air Liquide Procede integre de separation d'air et de generation d'energie et installation pour la mise en oeuvre d'un tel procede
US6532743B1 (en) 2001-04-30 2003-03-18 Pratt & Whitney Canada Corp. Ultra low NOx emissions combustion system for gas turbine engines
DE50207526D1 (de) 2001-10-01 2006-08-24 Alstom Technology Ltd Verfahren und vorrichtung zum anfahren von emissionsfreien gasturbinenkraftwerken
WO2003049122A2 (en) 2001-12-03 2003-06-12 Clean Energy Systems, Inc. Coal and syngas fueled power generation systems featuring zero atmospheric emissions
JP3814206B2 (ja) 2002-01-31 2006-08-23 三菱重工業株式会社 二酸化炭素回収プロセスの排熱利用方法
US7284362B2 (en) 2002-02-11 2007-10-23 L'Air Liquide, Société Anonyme à Directoire et Conseil de Surveillance pour l'Étude et l'Exploitation des Procedes Georges Claude Integrated air separation and oxygen fired power generation system
US6871502B2 (en) 2002-02-15 2005-03-29 America Air Liquide, Inc. Optimized power generation system comprising an oxygen-fired combustor integrated with an air separation unit
US6532745B1 (en) 2002-04-10 2003-03-18 David L. Neary Partially-open gas turbine cycle providing high thermal efficiencies and ultra-low emissions
NO20023050L (no) 2002-06-21 2003-12-22 Fleischer & Co Fremgangsmåte samt anlegg for utf degree relse av fremgangsmåten
US20040011057A1 (en) 2002-07-16 2004-01-22 Siemens Westinghouse Power Corporation Ultra-low emission power plant
US6820689B2 (en) 2002-07-18 2004-11-23 Production Resources, Inc. Method and apparatus for generating pollution free electrical energy from hydrocarbons
US6802178B2 (en) 2002-09-12 2004-10-12 The Boeing Company Fluid injection and injection method
US6775987B2 (en) 2002-09-12 2004-08-17 The Boeing Company Low-emission, staged-combustion power generation
US6877322B2 (en) 2002-09-17 2005-04-12 Foster Wheeler Energy Corporation Advanced hybrid coal gasification cycle utilizing a recycled working fluid
US7303597B2 (en) 2002-10-15 2007-12-04 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Method and apparatus for continuously feeding and pressurizing a solid material into a high pressure system
EP1561010B1 (en) 2002-11-08 2012-09-05 Alstom Technology Ltd Gas turbine power plant and method of operating the same
US7191587B2 (en) 2002-11-13 2007-03-20 American Air Liquide, Inc. Hybrid oxygen-fired power generation system
WO2004046523A2 (en) 2002-11-15 2004-06-03 Clean Energy Systems, Inc. Low pollution power generation system with ion transfer membrane air separation
US6898936B1 (en) 2002-12-04 2005-05-31 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Compression stripping of flue gas with energy recovery
US7007474B1 (en) 2002-12-04 2006-03-07 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Energy recovery during expansion of compressed gas using power plant low-quality heat sources
EP1429000A1 (de) 2002-12-09 2004-06-16 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren und Vorrichtung zum Betrieb einer Gasturbine mit einer fossilbefeuerten Brennkammer
US6993912B2 (en) 2003-01-23 2006-02-07 Pratt & Whitney Canada Corp. Ultra low Nox emissions combustion system for gas turbine engines
WO2004081479A2 (en) 2003-03-10 2004-09-23 Clean Energy Systems, Inc. Reheat heat exchanger power generation systems
US7074033B2 (en) 2003-03-22 2006-07-11 David Lloyd Neary Partially-open fired heater cycle providing high thermal efficiencies and ultra-low emissions
US7007486B2 (en) 2003-03-26 2006-03-07 The Boeing Company Apparatus and method for selecting a flow mixture
GB2401403B (en) 2003-05-08 2006-05-31 Rolls Royce Plc Carbon dioxide recirculation
US7192569B2 (en) 2003-06-30 2007-03-20 Pratt & Whitney Hydrogen generation with efficient byproduct recycle
WO2005031136A1 (en) 2003-09-30 2005-04-07 Bhp Billiton Innovation Pty Ltd Power generation
US7017329B2 (en) 2003-10-10 2006-03-28 United Technologies Corporation Method and apparatus for mixing substances
US7469544B2 (en) 2003-10-10 2008-12-30 Pratt & Whitney Rocketdyne Method and apparatus for injecting a fuel into a combustor assembly
US7124589B2 (en) 2003-12-22 2006-10-24 David Neary Power cogeneration system and apparatus means for improved high thermal efficiencies and ultra-low emissions
US7111463B2 (en) 2004-01-23 2006-09-26 Pratt & Whitney Rocketdyne Inc. Combustion wave ignition for combustors
FR2867463B1 (fr) 2004-03-15 2007-05-11 Commissariat Energie Atomique Alimentation en solide de granulometrie variable d'un dispositif sous pression
WO2005100754A2 (en) 2004-04-16 2005-10-27 Clean Energy Systems, Inc. Zero emissions closed rankine cycle power system
CN101027522B (zh) 2004-05-19 2010-08-18 创新能量公司 燃烧方法和装置
US7360639B2 (en) 2004-06-16 2008-04-22 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Hot rotary screw pump
US7547419B2 (en) 2004-06-16 2009-06-16 United Technologies Corporation Two phase injector for fluidized bed reactor
DE102004039164A1 (de) 2004-08-11 2006-03-02 Alstom Technology Ltd Verfahren zur Erzeugung von Energie in einer eine Gasturbine umfassenden Energieerzeugungsanlage sowie Energieerzeugungsanlage zur Durchführung des Verfahrens
US7459131B2 (en) 2004-08-16 2008-12-02 United Technologies Corporation Reduced temperature regernerating/calcining apparatus for hydrogen generation
US7402188B2 (en) 2004-08-31 2008-07-22 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Method and apparatus for coal gasifier
JP2006125767A (ja) 2004-10-29 2006-05-18 Tokyo Institute Of Technology 熱交換器
US7736599B2 (en) 2004-11-12 2010-06-15 Applied Materials, Inc. Reactor design to reduce particle deposition during process abatement
EP1657409A1 (en) 2004-11-15 2006-05-17 Elsam A/S A method of and an apparatus for producing electrical power
EP1669572A1 (en) 2004-12-08 2006-06-14 Vrije Universiteit Brussel Process and installation for producing electric power
JP2008522634A (ja) 2004-12-13 2008-07-03 エフ．ホフマン−ラ ロシュ アーゲー ２型糖尿病に関連した単一ヌクレオチド多型（ｓｎｐ）
US7547423B2 (en) 2005-03-16 2009-06-16 Pratt & Whitney Rocketdyne Compact high efficiency gasifier
EP1871993A1 (en) 2005-04-05 2008-01-02 Sargas AS Low co2 thermal powerplant
US7717046B2 (en) 2005-04-29 2010-05-18 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. High pressure dry coal slurry extrusion pump
US8196848B2 (en) 2005-04-29 2012-06-12 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Gasifier injector
US7827794B1 (en) 2005-11-04 2010-11-09 Clean Energy Systems, Inc. Ultra low emissions fast starting power plant
US7416716B2 (en) 2005-11-28 2008-08-26 Air Products And Chemicals, Inc. Purification of carbon dioxide
US7634915B2 (en) * 2005-12-13 2009-12-22 General Electric Company Systems and methods for power generation and hydrogen production with carbon dioxide isolation
NO332159B1 (no) 2006-01-13 2012-07-09 Nebb Technology As Fremgangsmate og anlegg for energieffektiv oppfanging og utskillelse av CO2 fra en gassfase
US7950243B2 (en) 2006-01-16 2011-05-31 Gurin Michael H Carbon dioxide as fuel for power generation and sequestration system
US8075646B2 (en) 2006-02-09 2011-12-13 Siemens Energy, Inc. Advanced ASU and HRSG integration for improved integrated gasification combined cycle efficiency
US7665291B2 (en) * 2006-04-04 2010-02-23 General Electric Company Method and system for heat recovery from dirty gaseous fuel in gasification power plants
US7387197B2 (en) 2006-09-13 2008-06-17 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Linear tractor dry coal extrusion pump
US7722690B2 (en) 2006-09-29 2010-05-25 Kellogg Brown & Root Llc Methods for producing synthesis gas
US7827778B2 (en) 2006-11-07 2010-11-09 General Electric Company Power plants that utilize gas turbines for power generation and processes for lowering CO2 emissions
US20080115500A1 (en) 2006-11-15 2008-05-22 Scott Macadam Combustion of water borne fuels in an oxy-combustion gas generator
US7856829B2 (en) * 2006-12-15 2010-12-28 Praxair Technology, Inc. Electrical power generation method
CN104445077A (zh) 2006-12-16 2015-03-25 克里斯多佛·J·帕皮雷 消耗二氧化碳产生热量以协助零排放发电
US7740671B2 (en) 2006-12-18 2010-06-22 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Dump cooled gasifier
US20100175320A1 (en) * 2006-12-29 2010-07-15 Pacific Renewable Fuels Llc Energy efficient system and process for the continuous production of fuels and energy from syngas
US7934383B2 (en) * 2007-01-04 2011-05-03 Siemens Energy, Inc. Power generation system incorporating multiple Rankine cycles
US7553463B2 (en) 2007-01-05 2009-06-30 Bert Zauderer Technical and economic optimization of combustion, nitrogen oxides, sulfur dioxide, mercury, carbon dioxide, coal ash and slag and coal slurry use in coal fired furnaces/boilers
AT504863B1 (de) 2007-01-15 2012-07-15 Siemens Vai Metals Tech Gmbh Verfahren und anlage zur erzeugung von elektrischer energie in einem gas- und dampfturbinen (gud) - kraftwerk
US8088196B2 (en) 2007-01-23 2012-01-03 Air Products And Chemicals, Inc. Purification of carbon dioxide
US7819951B2 (en) 2007-01-23 2010-10-26 Air Products And Chemicals, Inc. Purification of carbon dioxide
US7850763B2 (en) 2007-01-23 2010-12-14 Air Products And Chemicals, Inc. Purification of carbon dioxide
US7731783B2 (en) 2007-01-24 2010-06-08 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Continuous pressure letdown system
US8771604B2 (en) 2007-02-06 2014-07-08 Aerojet Rocketdyne Of De, Inc. Gasifier liner
US20080190214A1 (en) 2007-02-08 2008-08-14 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Cut-back flow straightener
CA2716912C (en) * 2007-02-27 2014-06-17 Plasco Energy Group Inc. Gasification system with processed feedstock/char conversion and gas reformulation
US7826054B2 (en) 2007-05-04 2010-11-02 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Fuel cell instrumentation system
US7874140B2 (en) 2007-06-08 2011-01-25 Foster Wheeler North America Corp. Method of and power plant for generating power by oxyfuel combustion
US8850789B2 (en) 2007-06-13 2014-10-07 General Electric Company Systems and methods for power generation with exhaust gas recirculation
CA2700135C (en) 2007-09-18 2015-05-12 Vast Power Portfolio, Llc Heavy oil recovery with fluid water and carbon dioxide
US20090260585A1 (en) 2008-04-22 2009-10-22 Foster Wheeler Energy Corporation Oxyfuel Combusting Boiler System and a Method of Generating Power By Using the Boiler System
US20090301054A1 (en) 2008-06-04 2009-12-10 Simpson Stanley F Turbine system having exhaust gas recirculation and reheat
US20100018218A1 (en) 2008-07-25 2010-01-28 Riley Horace E Power plant with emissions recovery
US20100024378A1 (en) 2008-07-30 2010-02-04 John Frederick Ackermann System and method of operating a gas turbine engine with an alternative working fluid
US8806849B2 (en) 2008-07-30 2014-08-19 The University Of Wyoming System and method of operating a power generation system with an alternative working fluid
US20100024433A1 (en) 2008-07-30 2010-02-04 John Frederick Ackermann System and method of operating a gas turbine engine with an alternative working fluid
US8596075B2 (en) * 2009-02-26 2013-12-03 Palmer Labs, Llc System and method for high efficiency power generation using a carbon dioxide circulating working fluid
US9068743B2 (en) 2009-02-26 2015-06-30 8 Rivers Capital, LLC & Palmer Labs, LLC Apparatus for combusting a fuel at high pressure and high temperature, and associated system
US8986002B2 (en) 2009-02-26 2015-03-24 8 Rivers Capital, Llc Apparatus for combusting a fuel at high pressure and high temperature, and associated system
AU2010217812B2 (en) 2009-02-26 2014-06-26 8 Rivers Capital, Llc Apparatus and method for combusting a fuel at high pressure and high temperature, and associated system and device
US8769961B2 (en) 2009-04-17 2014-07-08 Gtlpetrol Llc Generating power from natural gas with carbon dioxide capture
SG10201402156TA (en) 2009-06-05 2014-10-30 Exxonmobil Upstream Res Co Combustor systems and methods for using same
EP2442047A1 (en) 2009-06-09 2012-04-18 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Solar heat receiver
JP2010285965A (ja) 2009-06-15 2010-12-24 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 太陽熱ガスタービン発電装置
US8685120B2 (en) 2009-08-11 2014-04-01 General Electric Company Method and apparatus to produce synthetic gas
CN101993730B (zh) * 2009-08-12 2013-01-02 中国科学院工程热物理研究所 基于化石燃料化学能适度转化的多功能能源系统
MX341477B (es) 2009-11-12 2016-08-22 Exxonmobil Upstream Res Company * Sistemas y métodos de generación de potencia de baja emisión y recuperación de hidrocarburos.
US8327641B2 (en) 2009-12-01 2012-12-11 General Electric Company System for generation of power using solar energy
US8220248B2 (en) 2010-09-13 2012-07-17 Membrane Technology And Research, Inc Power generation process with partial recycle of carbon dioxide
EP2812417B1 (en) * 2012-02-11 2017-06-14 Palmer Labs, LLC Partial oxidation reaction with closed cycle quench

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5319924A (en) * 1993-04-27 1994-06-14 Texaco Inc. Partial oxidation power system
WO2003080503A1 (en) * 2002-03-21 2003-10-02 Jacobs Engineering U.K. Limited Method for producing syngas with recycling of water
US20080222956A1 (en) * 2005-06-03 2008-09-18 Plasco Energy Group Inc. System for the Conversion of Coal to a Gas of Specified Composition
DE102009015767A1 (de) * 2009-03-31 2010-10-07 Linde Aktiengesellschaft Verfahren und Vorrichtung zur Erzeugung von Synthesegas ohne Freisetzung von Kohlendioxid
US20100324156A1 (en) * 2009-06-17 2010-12-23 John Duckett Winter Methods of recycling carbon dioxide to the gasification system

Also Published As

Publication number Publication date
CN104302743B (zh) 2016-11-09
BR112014019522A8 (pt) 2017-07-11
JP6761022B2 (ja) 2020-09-23
BR112014019522A2 (ru) 2017-06-20
US8776532B2 (en) 2014-07-15
CA2864105A1 (en) 2013-08-15
EP2812417B1 (en) 2017-06-14
EA201400889A1 (ru) 2015-01-30
ZA201406310B (en) 2016-03-30
JP6185936B2 (ja) 2017-08-23
CN107090317A (zh) 2017-08-25
TWI620867B (zh) 2018-04-11
KR20140131332A (ko) 2014-11-12
US20130205746A1 (en) 2013-08-15
JP2017223232A (ja) 2017-12-21
EP2812417A1 (en) 2014-12-17
MX2014009685A (es) 2015-05-15
HK1204000A1 (en) 2015-11-06
JP2019090416A (ja) 2019-06-13
AU2013216767B2 (en) 2017-05-18
CA2864105C (en) 2020-07-07
TW201344038A (zh) 2013-11-01
CN104302743A (zh) 2015-01-21
JP2015513028A (ja) 2015-04-30
US20140290263A1 (en) 2014-10-02
AU2013216767A1 (en) 2014-09-18
WO2013120070A1 (en) 2013-08-15
BR112014019522B1 (pt) 2020-04-07
CN107090317B (zh) 2019-10-25
MX358190B (es) 2018-08-08
KR102101194B1 (ko) 2020-04-16
US9581082B2 (en) 2017-02-28
JP2020097921A (ja) 2020-06-25
PL2812417T3 (pl) 2018-01-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP6761022B2 (ja) 閉鎖型サイクル急冷を伴う部分酸化反応
US11208323B2 (en) System and method for power production including methanation
US10989113B2 (en) System and method for power production using partial oxidation

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 AZ BY TJ TM

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): KZ KG