FR2952832A1

FR2952832A1 - Producing electricity with integrated gasification combined cycle by capturing and storing carbon and sulfur, comprises gasifying hydrocarbonized charge, and converting carbon monoxide contained in syngas into hydrogen and carbon dioxide

Info

Publication number: FR2952832A1
Application number: FR0905660A
Authority: FR
Inventors: Reynald Bonneau
Original assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Current assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Priority date: 2009-11-25
Filing date: 2009-11-25
Publication date: 2011-05-27
Anticipated expiration: 2029-11-25
Also published as: FR2952832B1

Abstract

The process comprises gasifying a hydrocarbonized charge for producing a syngas, converting carbon monoxide contained in the syngas into hydrogen and carbon dioxide in the presence of water with a catalyst for producing a gas enriched of hydrogen and comprising carbon dioxide and hydrogen sulfide, contacting the gas enriched of hydrogen with a solvent for producing hydrogen flow impoverished of carbon dioxide and hydrogen sulfide, activating a turbine by a gas obtained by combustion of hydrogen flow, and regenerating the solvent for producing a flow rich in carbon dioxide. The process comprises gasifying a hydrocarbonized charge for producing a syngas, converting carbon monoxide contained in the syngas into hydrogen and carbon dioxide in the presence of water with a catalyst for producing a gas enriched of hydrogen and comprising carbon dioxide and hydrogen sulfide, contacting the gas enriched of hydrogen with a solvent for producing hydrogen flow impoverished of carbon dioxide and hydrogen sulfide, activating a turbine by a gas obtained by combustion of hydrogen flow, regenerating the solvent for producing a flow rich in carbon dioxide and comprising hydrogen sulfide, and compressing and injecting the flow rich in carbon dioxide and hydrogen sulfide in an underground reservoir. The turbine drives an alternator for producing electricity. The syngas mixed with water vapor is introduced in a first reactor and then in a second reactor, where the reactor comprises the catalyst. The first and second reactors are operated at a pressure of 25-30 bars and a temperature of 400-500[deg] C and 300-400[deg] C respectively. The syngas is produced by partial oxidation of the hydrocarbonized charge at a pressure of 25-60 bars and a temperature of 1200-1800[deg] C. The solvent comprises amine, alcohol and water. The water is vaporized by exchange of heat with an exhaust gas obtained from gas turbine. The vapor is expanded in the turbine to produce electricity. The hydrocarbonized charge is composed of pulverized carbon or petroleum residues. The compression or injection of carbon dioxide rich flow is performed for separating carbon dioxide from the underground reservoir or for increasing the reflow of hydrocarbons contained in the underground reservoir.

Description

La présente invention concerne le domaine de la production d'électricité avec gazéification d'un combustible, par exemple du charbon, intégrée à un cycle combiné, couramment nommé "IGCC" pour "Integrated Gasification Combined Cycle". The present invention relates to the field of electricity generation with gasification of a fuel, for example coal, integrated into a combined cycle, commonly called "IGCC" for "Integrated Gasification Combined Cycle".

Dans une unité "IGCC", un gaz de synthèse, produit par la gazéification sous pression du charbon (à l'air ou à l'oxygène), est refroidi puis épuré afin de servir de combustible dans une turbine à combustion dont les fumées, à haute température, permettent de générer de la vapeur pour alimenter une turbine à 10 vapeur multi étagée, jusqu'à la condensation. Le cycle combiné, alimenté par le gaz de synthèse, a l'avantage d'utiliser au maximum la chaleur récupérée au cours du processus de gazéification et pendant le traitement du gaz. Ceci concourt au très bon rendement électrique de l'ensemble, qui peut atteindre 45%. Le gaz de synthèse brut est lavé de ses cendres et goudrons dans l'unité de 15 gazéification, puis est débarrassé de ses produits soufrés (principalement, H2S) dans une unité de captage par absorption. Le gaz acide extrait est traité par unité Claus et par une unité de traitement de gaz de queue de l'unité Claus qui produisent du soufre solide commercialisable. Le gaz de synthèse désulfuré est traité par une unité de conversion qui convertit le CO en H2 et CO2. Elle met en 20 oeuvre le procédé en deux étages sous sa forme classique: le premier étage avec catalyse fer et chrome et le deuxième étage avec catalyse cuivre et zinc. Le gaz résultant est décarbonaté par une unité de captage du CO2. Le gaz combustible, principalement composé d'hydrogène, alimente la turbine à gaz après dilution avec l'azote venant de l'unité de distillation d'air, pour limiter la température dans 25 la chambre de combustion. In a "IGCC" unit, a synthesis gas, produced by the pressurized gasification of coal (with air or oxygen), is cooled and then purified to serve as fuel in a combustion turbine whose fumes, at high temperature, generate steam to feed a multi-stage steam turbine, until condensation. The combined cycle, fed by the synthesis gas, has the advantage of making maximum use of the heat recovered during the gasification process and during the gas treatment. This contributes to the very good electrical performance of the whole, which can reach 45%. The crude synthesis gas is washed from its ashes and tars in the gasification unit, and then stripped of its sulfur products (mainly, H 2 S) in an absorption capture unit. The extracted acid gas is processed per Claus unit and a Claus unit tail gas treatment unit that produces marketable solid sulfur. The desulfurized synthesis gas is treated by a conversion unit that converts CO to H2 and CO2. It implements the two-stage process in its conventional form: the first stage with iron and chromium catalysis and the second stage with copper and zinc catalysis. The resulting gas is decarbonated by a CO2 capture unit. The fuel gas, mainly composed of hydrogen, feeds the gas turbine after dilution with nitrogen from the air distillation unit to limit the temperature in the combustion chamber.

Cependant, il apparaît une difficulté due à la présence de soufre dans le combustible primaire qui alimente l'unité de gazéification, ce combustible étant souvent du charbon ou des résidus pétroliers. L'unité de gazéification va produire 3o un gaz de synthèse contenant de l'H2S, qu'il convient d'éliminer avant d'alimenter la turbine à gaz. Dans le cas d'une unité "IGCC" avec captage de `CO2, cette élimination se heurte à une difficile adéquation entre la composition du gaz acide extrait et les contraintes de procédé de l'unité de récupération de soufre (procédé Claus principalement). However, it appears a difficulty due to the presence of sulfur in the primary fuel that feeds the gasification unit, this fuel is often coal or oil residues. The gasification unit will produce 3o synthesis gas containing H2S, which should be removed before supplying the gas turbine. In the case of a "IGCC" unit with CO2 capture, this elimination encounters a difficult match between the composition of the extracted acid gas and the process constraints of the sulfur recovery unit (mainly Claus process).

La présente invention propose de mettre en œuvre une unité de conversion comportant un catalyseur tolérant la présence d'H2S et d'effectuer un captage de CO2 et d'H2S pour produire un effluent gazeux riche en CO2 et comportant une faible proportion d'H2S, l'effluent étant injecté dans un réservoir souterrain. 10 De manière générale, l'invention décrit un procédé de production d'électricité, avec capture et stockage de carbone et de soufre, dans lequel on effectue les étapes suivantes a) on gazéifie une charge hydrocarbonée pour produire un gaz de synthèse, 15 ladite charge comportant du soufre, le gaz de synthèse comportant du H2, du CO2, du CO, du N2 et du H2S, b) on convertit le CO contenu dans le gaz de synthèse en H2 et en CO2 en présence d'eau avec un catalyseur comportant du cobalt et du molybdène, pour produire un gaz converti enrichi en H2 et comportant du CO2 et de 20 l'H2S, c) on met en contact le gaz converti avec un solvant pour produire un flux d'hydrogène appauvri en CO2 et en H2S, et un solvant chargé en CO2 et en H2S, d) on actionne une turbine par des gaz issus de la combustion du flux 25 d'hydrogène, la turbine entrainant un alternateur produisant de l'électricité, e) on régénère le solvant chargé en CO2 et en H2S pour produire un flux riche en CO2 et comportant de l'H2S, f) on comprime et on injecte le flux riche en CO2 et comportant de l'H2S dans un réservoir souterrain. Selon l'invention, à l'étape b), on peut mélanger le gaz de synthèse avec de la vapeur d'eau, puis on peut introduire le mélange dans un premier réacteur puis dans un deuxième réacteur, les réacteurs contenant le catalyseur comportant du cobalt et du molybdène. Le premier réacteur peut fonctionner à une pression comprise entre 25 et 30 bars et à une température comprise entre 400°C et 500°C et le deuxième réacteur peut fonctionner à une pression comprise entre 25 et 30 bars et à une température comprise entre 300°C et 400°C. A l'étape a), le gaz de synthèse peut être produit par oxydation partielle de la charge hydrocarbonée à une pression comprise entre 25 et 60 bars et à une ~o température comprise entre 1200°C et 1800°C. Le solvant peut comporter au moins l'un des composés suivants : une amine, un alcool, de l'eau. A l'étape e), on peut produire un solvant régénéré qui est recyclé à l'étape c). 15 On peut vaporiser de l'eau par échange de chaleur avec des gaz d'échappement issus de la turbine à gaz, la vapeur étant détendue dans au moins une turbine à vapeur pour produire de l'électricité. La charge hydrocarbonée peut être composée de charbon pulvérisé ou de résidus pétroliers: 20 On peut effectuer l'étape f) pour séquestrer le CO2 dans le réservoir souterrain ou pour améliorer la récupération d'hydrocarbures contenus dans le réservoir souterrain. The present invention proposes to implement a conversion unit comprising a catalyst that tolerates the presence of H2S and to capture CO2 and H2S to produce a gaseous effluent rich in CO2 and having a small proportion of H 2 S, the effluent being injected into an underground reservoir. In general, the invention describes a method of producing electricity, with capture and storage of carbon and sulfur, in which the following steps are carried out: a) a hydrocarbon feed is gasified to produce a synthesis gas; charge containing sulfur, the synthesis gas comprising H2, CO2, CO, N2 and H2S, b) converting the CO contained in the synthesis gas to H2 and CO2 in the presence of water with a catalyst comprising cobalt and molybdenum, to produce a converted H2-enriched gas comprising CO2 and H2S; c) the converted gas is contacted with a solvent to produce a CO2-depleted hydrogen stream; H2S, and a solvent charged with CO2 and H2S, d) a turbine is driven by gases from the combustion of the hydrogen stream, the turbine driving an alternator producing electricity, e) the charged solvent is regenerated CO2 and H2S to produce a CO2-rich stream and having H2S, f) compressing and injecting the CO2-rich stream with H2S into an underground reservoir. According to the invention, in step b), the synthesis gas can be mixed with steam, and then the mixture can be introduced into a first reactor and then into a second reactor, the reactors containing the catalyst comprising cobalt and molybdenum. The first reactor can operate at a pressure of between 25 and 30 bar and at a temperature between 400 ° C. and 500 ° C. and the second reactor can operate at a pressure of between 25 and 30 bar and at a temperature of between 300 ° C. C and 400 ° C. In step a), the synthesis gas can be produced by partial oxidation of the hydrocarbon feedstock at a pressure of between 25 and 60 bars and at a temperature of between 1200 ° C. and 1800 ° C. The solvent may comprise at least one of the following compounds: an amine, an alcohol, water. In step e), a regenerated solvent can be produced which is recycled in step c). Water can be vaporized by heat exchange with exhaust gases from the gas turbine, the steam being expanded in at least one steam turbine to produce electricity. The hydrocarbon feed may be composed of pulverized coal or petroleum residues: step f) may be carried out to sequester the CO2 in the underground reservoir or to improve the recovery of hydrocarbons contained in the underground reservoir.

Le procédé selon l'invention permet d'éviter une étape de désacidification 25 du gaz de synthèse avant introduction dans l'unité de conversion. De plus, le procédé selon l'invention permet de capter simultanément en une unique étape le CO2 et l'H2S pour introduire ces composés acides dans un réservoir souterrain. The process according to the invention makes it possible to avoid a step of deacidification of the synthesis gas before introduction into the conversion unit. In addition, the process according to the invention makes it possible to simultaneously capture CO2 and H2S in a single step in order to introduce these acidic compounds into an underground reservoir.

D'autres caractéristiques et avantages de l'invention seront mieux compris 30 et apparaîtront clairement à la lecture de la description faite ci-après en se référant à la figure 1 qui schématise le procédé selon l'invention. Other features and advantages of the invention will be better understood and will become clear from reading the description given below with reference to FIG. 1 which schematizes the method according to the invention.

En référence à la figure 1, une charge hydrocarbonée, par exemple du charbon pulvérisé ou des résidus pétroliers, alimente par le conduit 1 une unité de gazéification UG. Par exemple l'unité UG peut mettre en oeuvre un procédé d'oxydation partielle de type SGP-Shell ou GE-Texaco. L'unité UG permet de gazéifier le charbon, en présence de vapeur d'eau et de l'oxygène pour produire un gaz de synthèse. Après séchage, concassage et broyage du charbon, le charbon pulvérisé alimente par le conduit 1 un réacteur G de gazéification. Le réacteur G est également alimenté en vapeur par le conduit la et en oxygène par le conduit 5. L'oxygène est fourni par l'unité de distillation d'air DA. Le réacteur G peut utiliser différentes technologies: lit mobile, lit fluidisé ou lit entraîné. Le réacteur G produit par oxydation partielle du charbon un gaz de synthèse composé d'hydrogène (H2), d'oxyde de carbone (CO), de dioxyde de carbone (CO2), d'azote (N2). De plus, compte tenu que le charbon comporte du soufre, le gaz de synthèse comporte en outre de l'hydrogène sulfuré (H2S). Le réacteur G à lit entraîné peut fonctionner à une pression comprise entre 25 bars et 60 bars et à une température comprise entre 1200°C et 1800°C. Le compresseur d'air CA alimente en air comprimé l'unité de distillation d'air DA qui produit l'oxygène 5 nécessaire à l'unité de gazéification. L'azote 8 coproduit par l'unité DA est utilisé pour une faible part par l'unité de gazéification via le conduit 5a, et pour la plus grande part comme diluant du gaz d'alimentation de la turbine à gaz TG, via le conduit 8a. Le gaz produit par le réacteur G est à haute température, en général supérieure à 1400°C. On récupère de l'énergie en introduisant le gaz chaud dans la chaudière El pour produire de la vapeur. Puis le gaz est lavé et filtré pour éliminer les suies dans l'unité FL. Le gaz de synthèse évacué de l'unité de gazéification UG par le conduit 2 est introduit dans l'unité de conversion acide UCA. Referring to Figure 1, a hydrocarbon feedstock, for example pulverized coal or petroleum residues, feeds through line 1 a gasification unit UG. For example, the unit UG can implement a partial oxidation method of the SGP-Shell or GE-Texaco type. Unit UG gasifies coal in the presence of water vapor and oxygen to produce a synthesis gas. After drying, crushing and grinding the coal, the pulverized coal feeds through line 1 a gasification reactor G. The reactor G is also supplied with steam via the conduit 1a and oxygen through the conduit 5. The oxygen is supplied by the air distillation unit DA. The reactor G can use different technologies: moving bed, fluidized bed or driven bed. The reactor G produced by partial oxidation of the coal a synthesis gas composed of hydrogen (H2), carbon monoxide (CO), carbon dioxide (CO2), nitrogen (N2). In addition, since the coal comprises sulfur, the synthesis gas further comprises hydrogen sulfide (H2S). The driven bed reactor G can operate at a pressure of between 25 bar and 60 bar and at a temperature between 1200 ° C and 1800 ° C. The AC air compressor supplies compressed air to the DA air distillation unit which produces the oxygen required for the gasification unit. The nitrogen 8 co-produced by the DA unit is used for a small part by the gasification unit via the pipe 5a, and for the most part as a diluent of the feed gas of the gas turbine TG, via the duct 5a. 8a. The gas produced by the reactor G is at a high temperature, generally above 1400 ° C. Energy is recovered by introducing the hot gas into the boiler El to produce steam. Then the gas is washed and filtered to remove soot in the FL unit. The synthesis gas discharged from the gasification unit UG via line 2 is introduced into the acid conversion unit UCA.

Une difficulté apparaît du fait que, en aval de l'unité de conversion, l'H2S est très minoritaire (typiquement quelques pour mille molaires) par rapport à la quantité de CO2 (typiquement de l'ordre de 40 % molaire) présente dans le gaz de synthèse converti. L'extraction sélective de l'H2S est difficile dans cette configuration, sans une co-extraction significative du CO2, même avec des solvants de captage "physiques" type polyéthylène glycols. Cette co-extraction 5 constituerait une perte de CO2 du point de vue du captage de CO2. On peut améliorer les performances de sélectivité du captage, mais au prix d'une complexification importante de l'unité de captage. D'autre part, le flux riche en H2S extrait n'est pas traitable par une unité classique de type "Claus" du fait d'une trop forte présence de CO2. ~o Un autre problème est la production de soufre produit après oxydation partielle de l'H2S extrait. Ce soufre n'est pas toujours facilement valorisable ou commercialisable, et on pourrait être contraint, avec l'augmentation des tonnages de soufre produit par les unités de captage du CO2 et dans certains sites éloignés, de mettre ce soufre en décharge, ce qui est peut satisfaisant au regard du 15 contrôle de la pollution de l'environnement. A difficulty arises because, downstream from the conversion unit, the H2S is very minor (typically a few per thousand molars) relative to the amount of CO2 (typically of the order of 40 mol%) present in the Converted synthesis gas. Selective extraction of H2S is difficult in this configuration, without significant co-extraction of CO2, even with "physical" capture solvents such as polyethylene glycols. This co-extraction 5 would constitute a loss of CO2 from the point of view of the capture of CO2. It is possible to improve the selectivity performance of the collection, but at the cost of a significant complexification of the capture unit. On the other hand, the flux rich in extracted H2S is not treatable by a conventional unit of the type "Claus" because of a too strong presence of CO2. ~ o Another problem is the production of sulfur produced after partial oxidation of the extracted H2S. This sulfur is not always easily recoverable or marketable, and one could be forced, with the increase of sulfur tonnages produced by CO2 capture units and in some remote sites, to put this sulfur in landfill, which is may be satisfactory with respect to the control of environmental pollution.

Selon l'invention, on introduit le gaz de synthèse par le conduit 2 dans une unité de conversion UCA qui transforme le CO du gaz de synthèse brut produit en CO2 et en hydrogène. Le procédé de conversion choisi selon l'invention est la 20 conversion acide, couramment nommée "shift acide", qui permet de convertir un gaz de synthèse contenant de l'H2S avec les catalyseurs à base de cobalt et de molybdène. Il existe des catalyseurs pour effectuer la réaction de conversion qui sont très sensibles à la présence de composés soufrés. Les catalyseurs à base de cobalt et molybdène mis en oeuvre selon l'invention présentent l'avantage de 25 fonctionner même en présence d'H2S, au prix d'une conversion moins complète du CO. Cependant, la moindre performance des catalyseurs au cobalt et molybdène n'est pas critique dans le contexte du traitement d'un gaz alimentant une turbine à gaz. Le catalyseur au cobalt et molybdène est installé dans les réacteurs RI et R2 pour transformer le CO en présence d'eau en H2 et en CO2 30 selon la réaction de Shift: CO + H2O H H2 + CO2 Le gaz circulant dans le conduit 2 est mélangé avec de la vapeur d'eau arrivant par le conduit 2a. Le mélange est introduit dans le réacteur R1. On récupère la chaleur du gaz issu de RI dans l'échangeur E2, puis on introduit le gaz dans R2. On condense l'eau contenue dans le gaz issu de R2 par 5 refroidissement dans l'échangeur de chaleur E3. L'eau condensée est récupérée en fond du ballon B. Le gaz converti c'est-à-dire enrichi en H2 et comportant du CO2, de l'azote et de l'H2S est évacué en tête du ballon B par le conduit 3. Les catalyseurs dans RI et R2 peuvent être mis en œuvre dans une plage de pression de 25-30 bars et à des températures de l'ordre de 400°C à 500°C ~o pour le premier réacteur RI et de l'ordre de 300°C à 400°C pour le second réacteur R2. According to the invention, the synthesis gas is introduced via line 2 into a conversion unit UCA which converts the CO of the crude synthesis gas produced into CO2 and hydrogen. The conversion method chosen according to the invention is the acid conversion, commonly called "acid shift", which makes it possible to convert a synthesis gas containing H 2 S with catalysts based on cobalt and molybdenum. There are catalysts for carrying out the conversion reaction which are very sensitive to the presence of sulfur compounds. The catalysts based on cobalt and molybdenum used according to the invention have the advantage of operating even in the presence of H 2 S, at the cost of a less complete conversion of CO. However, the lower performance of cobalt and molybdenum catalysts is not critical in the context of treating a gas supplying a gas turbine. The cobalt and molybdenum catalyst is installed in the reactors R1 and R2 to transform the CO in the presence of water into H2 and CO2 according to the Shift reaction: CO + H2O H H2 + CO2 The gas flowing in the duct 2 is mixed with water vapor arriving through line 2a. The mixture is introduced into the reactor R1. The heat of the gas coming from RI is recovered in the exchanger E2 and then the gas is introduced into R2. The water contained in the gas from R2 is condensed by cooling in the heat exchanger E3. The condensed water is recovered at the bottom of the flask B. The converted gas that is to say enriched in H2 and comprising CO2, nitrogen and H2S is discharged at the top of the flask B via the duct 3 The catalysts in R 1 and R 2 can be used in a pressure range of 25-30 bar and at temperatures of the order of 400 ° C. to 500 ° C. for the first reactor R 1 and in the order from 300 ° C to 400 ° C for the second reactor R2.

Selon l'invention, après l'unité de conversion acide UCA, on met en oeuvre une unité de captage UC du CO2 et de l'H2S contenu dans le gaz issu de la 15 conversion. Ceci permet le captage simultané du CO2 et de l'H2S. A la pression du gaz combustible arrivant par le conduit 3, de l'ordre de 25-30 bars, le captage du CO2 et de l'H2S est effectué avantageusement par un procédé d'absorption des composés acides par un solvant. Le solvant peut être un solvant physique tel que le méthanol ou le polyéthylène glycol, ou un solvant chimique tel des amines en 20 solution dans une phase aqueuse, par exemple la MEA, la MDEA. Le gaz converti arrivant par le conduit 3 est mis en contact avec le solvant dans la colonne d'absorption C. Dans la colonne C, le solvant en contact avec le gaz absorbe le CO2 et l'H2S. L'H2S étant un acide plus fort que le CO2, la petite quantité d'H2S présente dans le gaz converti est quasiment totalement extraite avec le CO2. La 25 colonne C peut fonctionner à pression comprise entre 25 bars et 30 bars et â une température comprise entre 20°C et 100°C. Le gaz lavé, c'est-à-dire appauvri en CO2 et en H2S sort en tête de la colonne C par le conduit 4. Le solvant chargé en CO2 et en H2S sort en fond d'absorbeur C et est régénéré dans la colonne de régénération R. Grâce à la chaleur apportée en fond de la colonne R, le CO2 et 30 l'H2S sont libérés sous forme gazeuse. Le flux gazeux de CO2 et d'H2S est évacué par le conduit 7 en tête de la colonne R. Le solvant régénéré obtenu en fond de la colonne R est recyclé en tête de la colonne C. Le flux de CO2 contenant une petite proportion d'H2S circulant dans le conduit 7 est comprimé par l'élément C puis injecté dans un réservoir souterrain 5 RS. Au cours de la compression, le flux de CO2 peut subir d'autres étapes de conditionnement, par exemple déshydratation, refroidissement, retrait d'impureté telles que l'azote, l'oxygène ou l'argon. Le CO2 peut être utilisé pour effectuer de la récupération assistée d'hydrocarbures contenus dans RS. Le CO2 peut également être séquestré dans le moyen de stockage géologique RS. 10 Le gaz combustible évacué par le conduit 4 alimente la turbine à gaz TG du cycle combiné. Le gaz combustible est introduit dans une turbine à cycle combiné. Une turbine à cycle combiné, généralement appelée CCGT pour "Combined Cycle Gas 15 Turbine" associe successivement deux types de turbines : une turbine à gaz et des turbines vapeur. Chacune de ces turbines entraîne un alternateur qui produit de l'électricité. Au préalable, le gaz combustible 4 contenant principalement de l'hydrogène et secondairement de l'azote, est dilué avec l'azote arrivant par le 20 conduit 8a produit par l'unité de distillation d'air DA. Eventuellement, on peut effectuer un ajout complémentaire de vapeur au gaz combustible, pour limiter les problèmes de matériaux dans la turbine à gaz. Le gaz combustible est introduit dans la chambre de combustion COMB avec de l'air sous pression produit par CA et arrivant par le conduit 9. Les gaz produits par la combustion à haute 25 température (jusqu'à 1 500 °C) sont introduits par le conduit 10 dans la turbine TG pour être détendus. La turbine TG entraîne l'alternateur Al qui produit de l'électricité. Le gaz d'échappement issu de TG est très chaud et permet de générer de la vapeur dans une chaudière E5 de récupération de chaleur. La vapeur circulant 30 dans le conduit 11 ainsi générée entraîne trois étages de turbines à vapeur successifs, d'abord une turbine à vapeur haute pression THP (alimentée avec de la vapeur à une pression typiquement de 140 bars), puis une turbine moyenne pression TMP (alimentée avec de la vapeur à une pression typiquement de 50 bars) et enfin une turbine basse pression à condensation (alimentée avec de la vapeur à une pression typiquement de 5 bars). La turbine TMP peut recevoir de plus un appoint de vapeur générée par le refroidissement du gaz de synthèse brut produit dans l'unité d'oxydation partielle. Les turbines à vapeurs THP, TMP et TBP entrainent l'alternateur A2 pour produire de l'électricité. Des soutirages de vapeurs en sortie de TMP et de TBP peuvent alimenter les besoins en vapeurs des autres unités (unité de distillation d'air, unité de ~o gazéification, unité de conversion acide, unité de captage). According to the invention, after the acid conversion unit UCA, a capture unit UC of the CO2 and of the H2S contained in the gas resulting from the conversion is used. This allows the simultaneous capture of CO2 and H2S. At the pressure of the fuel gas arriving via line 3, of the order of 25-30 bar, the capture of CO2 and H2S is advantageously carried out by a process for the absorption of acidic compounds by a solvent. The solvent may be a physical solvent such as methanol or polyethylene glycol, or a chemical solvent such as amines in solution in an aqueous phase, for example MEA, MDEA. The converted gas arriving via line 3 is contacted with the solvent in the absorption column C. In column C, the solvent in contact with the gas absorbs CO2 and H2S. Since H2S is a stronger acid than CO2, the small amount of H2S present in the converted gas is almost completely extracted with CO2. Column C can be operated at a pressure of 25 bar to 30 bar and at a temperature of 20 ° C to 100 ° C. The washed gas, that is to say depleted of CO2 and H2S, leaves the top of column C via line 4. The solvent charged with CO2 and H2S leaves at the bottom of absorber C and is regenerated in the column. With the heat supplied at the bottom of column R, CO2 and H2S are released in gaseous form. The gaseous flow of CO2 and H2S is evacuated via line 7 at the top of column R. The regenerated solvent obtained at the bottom of column R is recycled at the top of column C. The flow of CO2 containing a small proportion of H2S circulating in line 7 is compressed by element C and then injected into an underground reservoir RS. During compression, the CO2 stream may undergo other conditioning steps, for example dehydration, cooling, impurity removal such as nitrogen, oxygen or argon. CO2 can be used to perform enhanced oil recovery in RS. The CO2 can also be sequestered in the RS geological storage means. The combustible gas discharged through line 4 feeds the gas turbine TG of the combined cycle. The fuel gas is introduced into a combined cycle turbine. A combined cycle turbine, commonly referred to as CCGT for Combined Cycle Gas Turbine, successively combines two types of turbines: a gas turbine and steam turbines. Each of these turbines drives an alternator that produces electricity. Beforehand, the fuel gas 4 containing mainly hydrogen and secondarily nitrogen is diluted with the nitrogen arriving via the line 8a produced by the air distillation unit DA. Optionally, additional steam can be added to the fuel gas to limit material problems in the gas turbine. The combustible gas is introduced into the combustion chamber COMB with pressurized air produced by CA and arriving via the conduit 9. The gases produced by the combustion at high temperature (up to 1500 ° C.) are introduced by the conduit 10 in the turbine TG to be relaxed. The turbine TG drives the alternator Al which produces electricity. The exhaust gas from TG is very hot and can generate steam in a boiler E5 heat recovery. The steam flowing in the duct 11 thus generated leads to three stages of successive steam turbines, firstly a high pressure steam turbine THP (fed with steam at a pressure typically of 140 bars), then a medium pressure turbine TMP. (fed with steam at a pressure typically of 50 bar) and finally a low-pressure condensing turbine (fed with steam at a pressure typically of 5 bar). The TMP turbine can additionally receive a booster of steam generated by the cooling of the crude synthesis gas produced in the partial oxidation unit. The THP, TMP and TBP steam turbines drive the A2 alternator to produce electricity. Vapor withdrawals at the outlet of TMP and TBP can supply the vapor requirements of the other units (air distillation unit, gasification unit, acid conversion unit, capture unit).

Le fonctionnement d'une centrale électrique de 400 MW électrique selon l'invention est illustré par le tableau présenté ci-après qui donne les caractéristiques des flux circulant dans différents conduits du procédé schématisé 15 parla figure 1. flux 1 2 3 4 5 6 7 8 débit t/h 197 390 509 111 132 291 398 440 pression bar 30 29 28 36 2 2 36 Temperature °C 160 40 40 40 40 40 40 %mol H2 CO CO2 H2S N2 02 Ar H2O CH4 TOTAL 23.2 53.5 83.9 0.0 0.0 0.0 0.0 51.2 1.0 0.5 0.0 0.0 0.0 0.0 3.0 38.4 5.0 0.0 0.4 99.7 0.0 0.1 0.1 0.0 0.0 0.0 0.3 0.0 8.3 6.1 9.4 0.0 0.0 0.0 95.5 0.0 0.0 0.0 99.7 0.0 0.0 2.9 0.1 0.1 0.0 0.3 0.0 0.0 1.6 13.3 0.3 0.3 0.0 99.6 0.0 0.0 0.8 0.5 0.9 0.0 0.0 0.0 0.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 20 L'exemple montre le fonctionnement de l'unité de conversion acide UCA en présence d'H2S (voir flux 2 et 3) et que l'H2S est capté dans l'unité UC (voir flux 7), le gaz combustible 4 étant débarrassé de l'H2S (voir le flux 4). Ainsi le CO2 et l'H2S du flux 7 peuvent être conjointement injectés dans un réservoir souterrain. The operation of a power plant of 400 MW electric according to the invention is illustrated by the table presented below which gives the characteristics of the flows flowing in different ducts of the process shown in FIG. 1. flow 1 2 3 4 5 6 7 8 flow t / h 197 390 509 111 132 291 398 440 pressure bar 30 29 28 36 2 2 36 Temperature ° C 160 40 40 40 40 40% mol H2 CO CO2 H2S N2 02 Ar H2O CH4 TOTAL 23.2 53.5 83.9 0.0 0.0 0.0 0.0 51.2 1.0 0.5 0.0 0.0 0.0 0.0 3.0 38.4 5.0 0.0 0.4 99.7 0.0 0.1 0.1 0.0 0.0 0.0 0.3 0.0 8.3 6.1 9.4 0.0 0.0 0.0 95.5 0.0 0.0 0.0 99.7 0.0 0.0 2.9 0.1 0.1 0.0 0.3 0.0 0.0 1.6 13.3 0.3 0.3 0.0 99.6 0.0 0.0 0.8 0.5 0.9 0.0 0.0 0.0 0.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 The example shows the operation of the acid conversion unit UCA in the presence of H2S (see stream 2 and 3) and that the H2S is captured in the UC unit (see stream 7), the fuel gas 4 being stripped of H2S (see the flow 4). Thus the CO2 and H2S of the stream 7 can be jointly injected into an underground reservoir.

Claims

REVENDICATIONS1. Method of generating electricity with gasification CLAIMS1. A method of producing electricity with integrated cycle gasification, with capture and storage of carbon and sulfur, wherein the following steps are performed: a) a hydrocarbon feed is gasified to produce a synthesis gas, said feedstock comprising sulfur , the synthesis gas comprising H2, CO2, CO, N2 and H2S, b) the CO contained in the synthesis gas is converted to H2 and CO2 in the presence of water with a catalyst comprising cobalt and molybdenum, to produce a converted H2-enriched gas having CO2 and H2S; c) the converted gas is contacted with a solvent to produce a hydrogen-depleted hydrogen and H2S-depleted stream, and a solvent charged with CO2 and H2S, d) a turbine is driven by gases from the combustion of the hydrogen stream, the turbine driving an alternator producing electricity, e) the solvent charged with CO2 is regenerated and in H2S to produce a flow rich in C O2 and comprising H2S, f) is compressed and injected CO2-rich stream containing H2S in an underground reservoir. 25

2) Process according to claim 1, wherein in step b), the synthesis gas is mixed with steam, then the mixture is introduced into a first reactor and then into a second reactor, the reactors containing the catalyst comprising cobalt and molybdenum. 30

3) Process according to claim 2, wherein the first reactor operates at a pressure between 25 and 30 bar and at a temperature between 400 ° C and 500 ° C and wherein the second reactor operates at a pressure between 25 and 30 bar and at a temperature between 300 ° C and 400 ° C.

4) Method according to one of the preceding claims, wherein in step a), the synthesis gas is produced by partial oxidation of the hydrocarbon feedstock at a pressure between 25 and 60 bar and at a temperature between 1200 ° C and 1800 ° C.

5) Method according to one of the preceding claims, wherein the solvent comprises at least one of the following compounds: an amine, an alcohol, water.

6. Process according to one of the preceding claims, wherein in step e) a regenerated solvent is produced which is recycled in step c).

7) Method according to one of the preceding claims, wherein water is vaporized by heat exchange with exhaust gas from the gas turbine, the steam being expanded in at least one steam turbine 20 to produce electricity.

8) Method according to one of the preceding claims, wherein the hydrocarbon feedstock is composed of pulverized coal or petroleum residues.

9) Method according to one of the preceding claims, wherein performs step f) to sequester the CO2 in the underground reservoir or to improve the recovery of hydrocarbons contained in the underground reservoir. 25