HU213648B - Partial oxidation process with production of power - Google Patents
Partial oxidation process with production of power Download PDFInfo
- Publication number
- HU213648B HU213648B HU9601018A HU9601018A HU213648B HU 213648 B HU213648 B HU 213648B HU 9601018 A HU9601018 A HU 9601018A HU 9601018 A HU9601018 A HU 9601018A HU 213648 B HU213648 B HU 213648B
- Authority
- HU
- Hungary
- Prior art keywords
- gas
- water
- stream
- fuel
- temperature
- Prior art date
Links
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
- F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
- F02C3/30—Adding water, steam or other fluids for influencing combustion, e.g. to obtain cleaner exhaust gases
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02G—HOT GAS OR COMBUSTION-PRODUCT POSITIVE-DISPLACEMENT ENGINE PLANTS; USE OF WASTE HEAT OF COMBUSTION ENGINES; NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- F02G3/00—Combustion-product positive-displacement engine plants
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
- F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
- F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
- F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
- F01K23/067—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle the combustion heat coming from a gasification or pyrolysis process, e.g. coal gasification
- F01K23/068—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle the combustion heat coming from a gasification or pyrolysis process, e.g. coal gasification in combination with an oxygen producing plant, e.g. an air separation plant
-
- 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
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/34—Indirect CO2mitigation, i.e. by acting on non CO2directly related matters of the process, e.g. pre-heating or heat recovery
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
- Battery Electrode And Active Subsutance (AREA)
- Industrial Gases (AREA)
- Enzymes And Modification Thereof (AREA)
- Immobilizing And Processing Of Enzymes And Microorganisms (AREA)
- Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
- Heat Treatment Of Articles (AREA)
- Control Of Eletrric Generators (AREA)
Description
A találmány tárgya eljárás fíítőgáz előállítására szénhidrogén fűtőanyagok parciális oxidálásával és a fíítőgáz elégetése gázturbinában energiatermelés céljából.
A 3 868 817. számú USA-beli szabadalmi leírásban eljárást ismertetnek fíítőgáz előállítására folyékony szénhidrogén fűtőanyag parciális oxidálásával a fíítőgáz (CO/H2) mólarányának fordított víz-gáz átváltással történő szabályozásával; a fíítőgázt finomítják és tisztítják;és elégetik a feljavított fíítőgáz-áramot energiatermelő gázturbinában. A víz melegítését a fíítőgáz telítésére történő felhasználásra valamely nem érintkező közvetett hőcserével végzik az 5 117 623. számú USA-beli szabadalmi leírás szerint. Ezeknek az eljárásoknak az egyike sem tesz említést olyan nagyhatású egységes gázelőállító eljárásról, amely magában foglalja: (1) a lehűtött telített nyers fűtőáram harmatpont alá történő további hűtését a víz kondenzálása érdekében, amely azután a nyers fíítőgáz hűtésére és mosására szolgál, nem említik továbbá a mosóvíz hűtésének a fokozását a mosóvíznek a lehűtött nyers fütőgáz árammal történő érintkeztetése útján valamely hőcserélő folyásirányában, közepes nyomású gőz előállítása érdekében, amelyet felhevítenek és bevezetnek valamely expanziós turbinába a munkafolyadék legalább egy részeként; az eljárás kiterjed (2) a vonalnyomást csökkentő eszköz elhelyezésére és fütőgáz, továbbá a nitrogéngáz telítésére szolgáló víz felmelegítését megelőzően és a nem tisztított fíítőgáz nyers áramának a teljes hűtése előtt, így felhasználható az eljárás ennél a pontjánál, a nyers fütőgázban visszamaradójelentős mennyiségű víz, amely a nyers fíítőgáz mosásához szükséges kondenzátum melegítésére szolgál.
A találmány egy előnyös változata parciális oxidációs eljárást szolgáltat rendkívül hatásos integrált gázosításra, amely olyan kombinált ciklusos eljárás, amely fokozatos gázhűtő módszert foglal magában és nagy nyomáson üzemel annak érdekében, hogy a lehető legnagyobb mennyiségben szabadítson fel hőt a hirtelen lehűtött fütőgázból energiatermeléshez történő felhasználás céljából. Az energiatermelő gőzciklust optimalizáljuk avégett, hogy a lehető legnagyobb mértékben növeljük a technológiai gőzt, amelyet a leghatásosabban használhatunk fel a ciklusban. Nitrogént különítünk el egy gázosító levegőleválasztó egységből és a fíítőgázt telítjük, majd felhasználjuk annak érdekében, hogy növeljük a hatásosságot és hozzájáruljunk a NOX termelés csökkenéséhez.
Az eljárás lényegében a következő lépéseket foglalja magában:
(1) Valamely szénhidrogén-fűtőanyagot, parciálisán oxidálunk fütőgázáram előállítása érdekében a fíítőgázt hirtelen lehűtjük olyan hirtelen lehűtött telített f űtőgáz előállítása céljából, amelynek a hőmérséklete 177 °C-tól 316 °C-ig terjedő, előnyösen 232 °C és 288 °C közötti tartományban van és nyomása 35,15 kg/cm2 és 175,90 kg/cm2 között, előnyösen 49,21 kg/cm2 és 105,46 kg/cm2 között változik, a hirtelen lehűtött fíítőgázt közvetett hőcserével, valamely bojler tápvízével hütjük, emellett a hirtelen lehűtött fíítőgáz hőmérsékletét 210 °C-tól 288 °C-ig terjedő, előnyösen 216 °C és
243 °C közötti nagyságra csökkentjük miközben egyidejűleg a bojler tápvízét olyan gőzzé alakítjuk, amelynek a középnyomása 19,33 kg/cm2-től 42,18 kg/cm2-ig terjedő, előnyösen 21,09 kg/cm2 és 28,12 kg/cm2 közötti tartományban van, majd a hirtelen lehűtött telített fűtőgázt a (2) lépésből származó előmelegített gázmosó vízzel mossuk;
(2) a technológiai kondenzátumot és a szerkezeti vizet tartalmazó gázmosóvizet előmelegítjük 190,5 °C és 288 °C közötti, előnyösen 204 °C és 230 °C közötti hőmérsékletre közvetlen hőcseréléssel valamely gáz-víz közvetlen érintkeztető eszközben az (1) lépésből kikerülő fütögázzal, mimellett a lehűtött telített fütőgáz hőmérsékletét 149 °C -tói 282 °C-ig terjedő, előnyösen 204 °C és 232 °C közötti hőmérsékletre csökkentjük, majd kiválasztjuk a kondenzált vizet a lehűtött fütőgázból;
(3) a (2) lépésből származó fíítőgáz nyomását 7,03-161,7 kg/cm2-re, előnyösen 14,6-84,36 kg/cm2-re csökkentjük, a fíítőgázt tovább hűtjük 4,4 °C és 60 °C közötti előnyösen 38 °C-tól 49 °C-ig terjedő hőmérsékletre közvetett hőcserélés útján hideg vízzel, miközben víz csapódik ki a hütött fűtőgázáramból, majd melegítjük a hűtővizet olyan melegvíz előállítása érdekében, amelynek a hőmérséklete 107 °C-tól 204 °C-ig, előnyösen 135 °C és 188 °C közötti hőmérséklettartományban van, majd a (2) és (3) lépésben kondenzált vizet a (2) lépésbeli gáz-víz közvetlen érintkeztető eszközbe vezetjük, miközben melegítjük a vizet gázmosóvízként történő használatra;
(4) a (3) lépésből származó hütött gázáramot tisztítjuk;
(5) telítünk nitrogéngázáramot és a (4) lépésből származó melegített vízzel;
(6) az (5) lépésbeli telített fütőgázáramot és a nitrogéngázáramot felmelegítjük 177 °C és 538 °C közötti, előnyösen 260 °C és 316 °C közötti hőmérsékletre és a felmelegített fütőgáz- és nitrogéngázáramokat bevezetjük egy gázturbina égetőkamrájába;
(7) a telített fíítőgázt az égőkamrában elégetjük 1204 °C és 1427 °C közötti hőmérsékleten 7,03-70,3 kg/cm2, előnyösen 3,52-35,1 kg/cm2 nyomástartományban valamely gázturbinában csökkentett mennyiségű NOx-et tartalmazó fáradtgáz előállítása érdekében;és (8) a fáradtgázt átvezetjük egy expanziós turbinán megnövelt teljesítőképességű energia termelése érdekében. Egy változatban a turbinában levő fáradtgáz hőenergiájának egy részét gőztermelésre használjuk. A gőzt ezután munkafolyadékként alkalmazzuk gőzturbinában és ezáltal növeljük az eljárás höhatásfokát.
A találmány tökéletesebb megértése érdekében hivatkozunk a csatolt rajzra, amely a találmány egy előnyös változatát szemlélteti, de a találmány oltalmi köre nem korlátozódik csak az elmondottakra és az anyagokra. Az eljárás során olyan nyers fütőgázáramot, amely lényegében H2-t, CO-t, CO2-ot, H2O-t, szemcsés anyagot hozott magával amely szemcsés szenet és hamut tartalmaz, és legalább egy anyagot foglal magában az N2, Ar, COS, CH4, NH3, HCN, HCOOH és salak által alkotott csoportból, állítunk elő olyan folyadék- és /vagy gázalakú szén2
HU 213 648 Β hidrogén-fűtőanyagnak, amely szilárd szénfutőanyag vizes szuszpenzióját foglalja magában, szabad oxigént tartalmazó gázzal történő parciális oxidálása útján tipikusan hőmérséklet szabályozó anyag jelenlétében nembecsomagolt, vertikális, szabadfolyású, nem katalitikus parciális oxidációs gázgenerátor reakciózónájában. A H2O/fütőanyag tömegarány a reakciózónában 0,1-5 és előnyösen 0,2-07 nagyságú. A szabad oxigén és a szén közötti atomarány (0/C arány) 0,6-1,6 és előnyösen 0,8-1,4 között változik. A reakció idő 0,1-50 másodperc, előnyösen 2-6 másodperc tartományban van.
A nyers fíítőgázgenerátor vertikális, henger alakú nyomásálló tartály, amely tűzálló bevonattal van ellátva. Ilyen tartály van leírva a 2 809 104. számú USA-beli szabadalmi leírásban. Jellegzetes hütődobot ismertetnek ugyanebben a szabadalmi leírásban, és a 2 928 460 számú US A-beli szabadalmi leírásban ismertetett égő vezeti be a tápáramokat a reakciózónába.
Nagy számú éghető folyékony és/vagy gázalakú szénhidrogén fűtőanyag vagy szilárd szénfutőanyag vizes szuszpenziói reagálhatnak a gázgenerátorban szabad oxigént tartalmazó gázzal valamilyen hőmérséklet szabályozó gáz jelenlétében szintézisgáz előállítása céljából.
A folyékony szénhidrogén-fűtőanyag elnevezés, amelyet itt használunk, különböző alkalmas kiindulási anyagok leírására, szivattyúzható folyékony szénhidrogén anyagokra és szilárd szénhidrogén anyagok szivattyúzható folyékony szuszpenzióira és ezek elegyére vonatkozik. A szilárd szénfütőanyagok szivattyúzható vizes szuszpenziói például alkalmas kiindulási anyagok. Valójában tulajdonképpen bármilyen éghető széntartalmú folyékony szerves anyag vagy ezek szuszpenziói beletartoznak a „folyékony szénhidrogén” megjelölés körébe. Ilyenek például:
(1) a szilárd szénfütőanyagok, így a szén, szemcsézett szén, petróleum-koksz, koncentrált csatornaiszap és ezek keverékei, valamely gőzzé alakítható folyékony vivőanyagban, így vízben, folyékony CO2-ben, folyékony szénhidrogén fűtőanyagban és ezek keverékeiben;
(2) gázosításra alkalmas folyékony szénhidrogén kiindulási anyagokként számításba jönnek különböző anyagok, így cseppfolyósított petróleumgáz, petróleumdesztillátum és üledékek, gazolin, kőolaj, kerozin, nyers petróleum, aszfalt, gázolaj, maradékolaj, kátrány-homokolaj és palaolaj, szénből leszármaztatott olaj, aromás szénhidrogének (így benzol, toluol, xilolfrakciók), szénkátrány, folyékony katalitikus krakkoló műveletekből származó ciklusos gázolaj, kókuszgázolaj, furfurálkivonatok és ezek keverékei;
(3) a folyékony szénhidrogén megnevezés keretében tartoznak az oxigéntartalmú szénhidrogén szervesanyagok, így a szénhidrátok, a cellulózanyagok, aldehidek, a szerves savak, alkoholok, ketonok, az oxidált fűtőolaj, hulladékfolyadékok és melléktermékek olyan kémiai eljárásokból, amelyek oxigéntartalmú szénhidrogén szerves anyagokat tartalmaznak és ezek elegyei.
Olyan szénhidrogén-fűtőanyagok, amelyek elégethetők a parciális oxidációs gázosítóban magukban vagy folyékony szénhidrogén-fűtőanyagokkal együtt, amelyek elpárologtatott folyékony természetes gázt, finomítóból távozó gázt, 1-4 szénatomos szénhidrogéngázokat és hulladék széntartalmú gázokat tartalmaznak kémiai folyamatokból.
A folyékony betáplált szénhidrogén-fűtőanyag létezhet szobahőmérsékleten vagy előmelegíthető 316 °C649 °C közötti hőmérsékletekig, de előnyösen a krakkolási hőmérsékletnél alacsonyabb hőmérsékletig. A folyékony betáplált szénhidrogén fűtőanyag bevezethető a gázgenerátor égőjébe folyékony állapotban gőzzé alakított keverékben a hőmérsékletszabályozóval együtt.
Az, hogy szükség van-e hőmérsékletszabályozóra a hőmérsékletnek a gázgenerátor reakciózónáj ában történő szabályozása érdekében általában függ a betáplált anyag szén/hidrogén arányától és az oxidálóáram oxigéntartalmától.Víz vagy gőz az előnyös hőmérsékletszabályozó.
A gőz hőmérsékletszabályozóként egymagában vagy reagens áramokkal együtt vezethető be. Más változatban a hőmérsékletszabályozó a gázgenerátor reakciózónájában elkülönített vezeték útján vezethető be az égőbe. Más hőmérsékletszabályozókként CO2-ben gazdag gáz, nitrogén és visszakeringtetett szintézisgáz alkalmazhatók.
Az itt használt szabad oxigént tartalmazó gáz megnevezés levegőt, feldúsított oxigéntartalmú levegőt, például olyan levegőt, amely 21 mól%-nál nagyobb mennyiségben tartalmaz O2-t, és lényegében tiszta oxigént, például olyan oxigént jelent, amely 95 mól % feletti mennyiségben foglal magában oxigént (a maradékot rendszerint N2 és ritka gázok alkotják). Szabad oxigént tartalmazó gáz bevezethető a parciális oxidációs égő útján környezeti hőmérséklettől 482 °C-ig terjedő hőmérséklettartományban.
A nyers futőgázáram 927 °C és 1925 °C közötti, előnyösen 1093 °C-tól 1538 °C-ig terjedő hőmérséklettartományban és 51,18 kg/cm2 és 185,87 kg/cm2 közötti, előnyösen 49,21 kg/cm2-töl 105,46 kg/cm2-ig terjedő nyomáson távozik a reakciózónából. A meleg nyers elfolyó gázáram összetétele mól%-ban a következő:
H=10-70, CO15-57, CO2=0, 1-25, H20=0,l-20, CH4=0-60, NH3=0-5, H2S=0-5, COS=0-0,1, N2=0-60, Ar=0-0,2, HCN és HCOOH=0-100 rész ppm (tömegbázis). A szemcsés szén 0 és 20 tömeg% közötti tartományban van jelen(bázis széntartalom az eredeti betáplált anyagban). A hamu és/vagy olvadt salak körülbelül 0-5,0 tömeg%-ban, illetve 0-60 tömeg%-ban lehet jelen az eredeti folyékony szénhidrogén vagy betáplált szilárd szénfutőanyag tömeg%-ában számítva.
A találmány szerinti eljárás egy előnyös változatában a meleg nyers elfolyó fűtőgázáram egésze lényegében a reakciózónában uralkodó hőmérsékleten és nyomáson hagyja el a parciális oxidációs gázgenerátor tűzálló bevonatú reakciózónáját, és a vezetékben előforduló szokásos csekély nyomásesés mellett közvetlenül bevezetjük azt egy víztartályba, amely a hütődob vagy tank alján van elhelyezve, ahogy a 2 896 927. számú USA-beli szabadalmi leírásban ismertetik. A találmány szerinti eljárás egyedülálló annyiban, hogy nagynyomású hirtelen lehűtött gázosító berendezést használunk annak érdekében, hogy lehetőleg a legnagyobb mértékben csökkentsük a beruházási és a fenntartási költségeket, valamint maxi3
HU 213 648 Β maijuk a lehűtött gáz hőmérsékletét. Abban az esetben, ha hőt vonunk el a gázosítóból távozó gázból a lehűtés előtt vagy ha a gázosítót kis nyomáson működtetjük, a lehűtött gáz túlságosan alacsony hőmérsékletű lenne ahhoz, hogy olyan közepes nyomású gőzt termeljen, amely szükséges ahhoz, hogy hatásosan beavatkozzék a gőzciklusba.
A hütődobot a gázgenerátor reakciózónája alatt helyezzük el és a nyers fütőgázáram, amely azt felfogja, magával visz lényegében minden hamut és /vagy salakot és szemcsés szénkormot, ha elhagyja a gázgenerátor reakciózónáját. A turbulens állapot a hűtődobban, amelyet a gázok nagy mennyisége okoz átbuborékolva a vízen, hozzásegíti a vizet ahhoz hogy a legtöbb szilárd anyagot kimossa a távozó gázból. Nagy mennyiségű gőz fejlődik a hűtőtartályban és telíti a gázáramot. A nyers gázáramot lehűtjük a hütődobban és a hőmérsékletet 177 °C és 316 °C közötti, előnyösen 237 °C és 288 °C közötti tartományban hagyjuk, a nyomás pedig
51,18 kg/cm2 és 185 kg/cm2 között, előnyösen 49,21 kg/cm2 és 105,46 kg /cm2 között marad. A találmány szerinti eljárás során használt víz kiegészítő víz és kondenzátum elegye, amely később keletkezik az eljárás során. Az „és/vagy” kifejezést általánosan használjuk, így például A és/vagy B jelenthet A-t vagy B-t vagy A+B-t.
Annak érdekében, hogy megelőzzük a folyásirányú katalizátorágy eltömődését és/vagy a folyékony oldószer abszorbens elszennyeződését, amelyet használhatunk a következő gáztisztító lépésekben, a hütődobba hagyott hűtött és részlegesen tisztított fűtőgázáramot tovább tisztítjuk oly módon, hogy érintkeztetjük forró mosóvízzel más gáztisztító zónában. Ez a gáztisztító zóna magában foglalhat valamely hagyományos kifolyót mégpedig olyat, amely le van írva a 3 524630. számú USA-beli szabadalmi leírásban és hagyományos venturi-gázmosó berendezéseket, valamint porlasztókat, gázmosókamrával együtt, amelyet a 3 232 727. számú USA-beli szabadalmi leírásban ismertetnek. A gázmosó kamrában a nyers fűtőgázáramot mossuk olyan mosóvízzel, amely meleg visszavezetett kondenzátumot és kiegészítő vizet foglal magában, ahogy az előzőekben leírtuk. Például egy változatban a gázáramot, miután elhagyta a hűtőtankot, összekapcsoljuk a gázosítóval, mossuk és közvetlenül érintkeztetjük a mosóvízzel, például valamely venturi-tisztítóberendezésben. A venturi-tisztítóberendezés használata a gázmosó zónában esetleges. A hűtőgáz bejut egy gázmosóvizet tartalmazó medencébe és áthalad a medencén, amely a gázmosókamra alján van elhelyezve.A mosott gázt átvezetjük egy bélelt szakaszon vagy vályúkon a mosókamra felső részébe, ahol érintkeztetjük kondenzátummal, például mosóvízzel, amely lefelé folyik. A gázmosókamra alján lévő mosóvizet visszakeringtetjük a venturi-mosóba, amennyiben van itt ilyen, és/vagy a hütőtankot összekapcsoljuk a gázosítóval.
A találmány szerinti eljárás során alkalmazott gáztisztító módszernél a mosott fűtőgázban lévő szilárd részecskék mennyiségét nagyon alacsony szintre, így 3 ppm-nél kisebb és előnyösen 1 ppm-nél is kisebb szintre csökkenthetjük. A találmány szerinti eljárás egyedülálló abban, hogy maximáljuk a mosóvíz hőmérsékletét 190,5 °C és 288 °C közötti, előnyösen 204 °C és 232 °C közötti tartományban lévő értékre oly módon, hogy olyan mosóvizet használunk, amelyet közvetlenül érintkeztetünk a technológiai hűtőgázzal, amelyet éppen az áramlás irányában haladó olyan gőz termel, amelynek a közepes nyomása 19,33 kg/cm2 és 42,18 kg/cm2 között, előnyösen 21,09 kg/cm2 és 28,12 kg/cm2 között van, a hőmérséklete pedig 210 °C és 253 °C közötti, előnyösen 212 °C-tól 229,5 °C-ig terjedő tartományban változik. A mosóvíz -melegítőben a lehűtött telített fütögáz hőmérsékletét 210 °C és 288 °C közötti, előnyösen 216 °C és 243 °C közötti hőmérsékletre csökkentjük. Bármely hagyományos gáz-folyadék közvetlen érintkeztető kamrát használhatunk mosóvíz-melegítőként, ide számítva a hagyományos tálcákkal vagy töltéssel rendelkező oszlopokat. A közvetlen érintkezés csökkenti a hőmérséklet közeledését a víz és a gáz között, emellett csökkenti a melegedést. Hő bevezetése a mosóvízbe növeli a hőt a mosó felsőrészében lévő gázban és emellett növeli a közepes nyomású gőz termelését. A közepes nyomású gőzt hagyományos hőcserélőben közvetett hőcserével állítjuk elő a melegítőbe betáplált víz és a lehűtött meleg telített fütögáz közötti hőcsere útján. A közepes nyomású hőcserélőt a hűtőmedence után és a nyers fütögáz mosózóna előtt helyezhetjük el. Más változatban a közepes nyomású hőcserélőt a mosózóna után helyezhetjük el, ahogy a csatolt rajz mutatja.
Egy változatban miután a mosóvíz-melegítőből távozó fűtőgáz átmegy a hőcserélőn, ahol a forróvíztároló tápvizével történő közvetett hőcserénél gőzt fejleszt, amelynek a közepes nyomása 7,03 kg/cm2 és 19,33 kg/cm2 között, előnyösen 7,54 kg/cm2 és 17,58 kg/cm2 között van, a hőmérséklete pedig 163 °C és 210 °C közötti, előnyösen 178 °C -tói 204 °C-ig teijedő tartományban változik. A fűtőgáz a közepes nyomású hőcserélőt 149 °C és 260 °C közötti, előnyösen 182 °C és 211°C közötti hőmérséklettartományban hagyja el és belép egy kiválasztó tartályban a kondenzátumnak a hűtőgáztól történő elválasztása érdekében.
A következő eljárási lépésben a fütögáz nyomását csökkentjük egy nyomáscsökkentő zónában 7,03 kg/cm2 és 161,70 kg/cm2, előnyösen 14,06 kg/cm2 és 84,36 kg/cm2 közötti nagyságban. A nyomást azért csökkentettük, hogy megegyezzék az áramirányban elhelyezett égetőturbina üzemi nyomásával. Továbbá a gőzt ezáltal kisebb nyomásokon fejlesztjük a savas gáz eltávolítása előtt. A találmány szerinti eljárás egyedüli annyiban, hogy a nyomáscsökkentő eszköz teljesítménye megnő akkor, ha azt az eljárás szerinti áramba helyezzük mielőtt teljesen lehűtjük a hűtőgázt. Ennél az elhelyezésnél jelentős mennyiségű víz marad a hűtőgázban amely tömeget és energiát, valamint teljesítményt szolgáltat az expanziós ciklushoz. A nyomáscsökkentő eszköz elhelyezése növeli a hatásosságot. Egy változatban a nyomáscsökkentő eszköz tartalmaz nyomáscsökkentő szelepet, amely sorba van kapcsolva vagy nincs sorba kapcsolva, a kiholyónyílással. Egy más változatban a nyomáscsökkentő zóna egy közvetett hőcserélőt (hűtőgáz-melegítőt)
HU 213 648 Β és egy expanziós turbinát foglal magában, annak érdekében, hogy csökkentse a fütőgáz vonalnyomását az energiatermelés közben. Az ellenirányban haladó hővisszanyerő gőzgenerátorban valamely az égetőturbinából származó fáradt gáz és víz közötti hőcseréléssel előállított meleg vizet használjuk az eljárási gázáramnak olyan hőmérsékletre való melegítésére, hogy a hőmérséklet-12,2 °C-tól 38,0 °C-ig terjedő hőmérséklettartományban a harmatpont felett legyen a futőgáznak az expanziós turbinában történő kitágulása után.
A kitágult eljárási futőáram hőmérséklete 121°C-tól 427 °C-ig, előnyösen 149 °C-tól 232 °C-ig terjedő hőmérséklet-tartományban van és a hőmérsékletet 4,4 °C és 60 °C közötti, előnyösen 38 °C és 49 °C közötti mértékre kell csökkenteni még mielőtt bevezetnénk valamely savas gázkinyerő zónában H?S és COS eltávolítása végett. A találmány szerinti eljárás során több hőcserélőt kell használnunk az eljárási futőgázáram hőmérsékletének a csökkentésére és alacsony szintű hő előállítása érdekében fűtésre és nitrogén mentesítésre. Mivel nitrogént, valamint vizet használunk a fűtőanyag BTU/SCF értékének a csökkentésére a folyásirányban elhelyezett égető turbina számára, a fűtőanyag telítési szintjét nagy mértékben csökkentjük annak érdekében, hogy ellenőrizzük az NOx-et és fokozzuk a gázturbina termelését. Ez lehetővé teszi azt, hogy a telítőkészülékek fenékhőmérséklete elég alacsony legyen ahhoz, hogy a hűtéskor kis mennyiségű hőt használjunk (például alacsony hőmérsékletet alkalmazzunk). Az alacsony szintű hőnyerő szakasz 2-7, előnyösen 5 közvetett hőcserélőt foglal magában, amelyeken keresztül halad a technológiai gázáram és ezáltal lehűl. Az ürítőtartályt a kiválasztódó kondenzvíz számára mindegyik vagy legalább az utolsó hőcserélő után helyezzük el. A kondenzált vizet, amelyet ezekben az ürítőtartályokban gyűjtöttünk össze, az előzőekben leírt mosóvíz-melegítőbe szivattyúzunk A hűtőfolyadék a hőcserélők legalább egyikének a számára olyan keringő víz, amelynek a hőmérséklete 26,7 °C-tól 149 °C-ig, előnyösen 38 °C-tól 93 °C-ig terjedő tartományban van. A keringő vizet közvetett hőcseréléssel melegítjük fűtőgázzal hőcserélőben. A keletkező melegvizet, amelynek a hőmérséklete 107 °C és 204 °C és előnyösen 135 °C és 188 °C között van, bevisszük a nitrogénmentesítőbe és a futőgáztelítő készülékbe is. Mindkét telítőkészülék 7,03 kg/cm2 és 70,30 kg/cm2, előnyösen 10,54 kg/cm2 és 35,15 kg/cm2 közötti nyomáson működik. A bojler tápvize, amelynek a hőmérséklete 23,9 °C és 121 °C között van, hűtőfolyadékként szolgál a hőcserélők legalább egyike számára. Ennél az eszköznél a kis nyomású, technológiai gőz, amelynek nyomása 0,3 5 kg/cm2 és 10,54 kg/cm2 között, előnyösen 2,1 kg/cm2 és 3,51 kg/cm2 között van, közvetett hőcseréléssel állítható elő. Egy változatban a folyásirányban elhelyezett gőzturbinából származó gőz kondenzátumot felmelegítjük 32,2 °C és 177 °C közötti, előnyösen 38 °C és 121 °C közötti hőmérsékletre közvetett hőcserélőben majd visszakeringtetjük egy gőzgenerátorban 371°C és 982 °C közötti, előnyösen 427 °C és 649 °C közötti hőmérsékletre további melegítés céljából
42,18 kg/cm2 és 2105 kg/cm2 közötti, előnyösen
91,39 kg/cm2és 119,5 kg/cm2 közötti nyomáson és bevezetjük egy többfokozatú expanziós turbinába, mint működő folyadékot a fokozatok egyikébe. A fent említett összetett hőcserélőknél a technológiai futőgázáram hőmérséklete az expanzió után változhat a következő lépésekben: (1) 93°C-ról 204°C-ra (2) 93°C -ról 160°C-ra, (3) 38 °C-ról 149 °C-ra, (4) 38 °C-ról 93 °C-ra és (5) 26,7°C-ról 49 °C-ra. így a találmány szerinti eljárás folyamán a technológiai hűtésből származó alacsony szintű hőt felhasználjuk a nagyszámú hőcserélőben, amelyek szolgáltatják a hőt (1) fütőgáz és N2 telítésére (2) kis nyomású gőz fejlesztésére, amely szükséges az eljárás során így savas gáz kinyerésére és kénkinyerő egységben, valamint (3) a hideg gőzkondenzátum újramelegítésére.
A technológiai fütőgázáram tisztítható bármilyen alkalmas hagyományos rendszerrel, például savas gázvisszanyerő zónában fizikai vagy kémiai abszorpció használatával, folyékony oldószerrel, például hideg metanollal, N-metil-pirrolidonnal, polietilén-glykoldimetil-éterrel gátolt vagy nem gátolt anilinnal. Savas gázok, például CO2, H2S és COS nagymértékben oldhatók metanolban nagy nyomáson és alacsony hőmérsékleten. Abban az esetben, ha a nyomás csökken és a bőséges oldószer hőmérséklete emelkeik, akkor ezek a gázok könnyen kihajthatok az oldószerből. A H2S és a COS olyan frakcióvá koncentrálható, amely alkalmas valamely hagyományos Claus egységbe, például kénkinyerő egységbe, történő betáplálásra, ahol elemi kén képződik, ahogy le van írva Kirk-Othmer Encyclopedia of Chemical Technology, Second Edition Vol.19. John Wiley, 1969 Page353. irodalmi helyen. Ezenkívül hivatkozunk a 4 052 176. számú USA-beli szabadalmi leírásra.
Valamely hagyományos levegő elkülönítő egységet használunk annak érdekében, hogy levegőt válasszunk le lényegében tiszta oxigéngáz és nitrogéngáz elkülönített áramaiban. A nitrogéngáz egy részét vagy az egészet vízzel telítjük és túlhevítjük 77 °C és 538 °C közötti, előnyösen 260 °C és 316 °C közötti hőmérsékletre, amelyhez bojlertápvízből származó energiát használunk és bevezetjük egy gázturbina égőkamrájába a fűtőgázárammal együtt, amelyet telítünk és utána felhevítünk hasonló hőmérsékletre. A telített íütőgázt és a telített nitrogéngázt túlhevítjük az égetés előtt annak érdekében, hogy amennyire lehetséges csökkentsük a turbinalapát erózióját folyadékátvitelnél. A nitrogéngázáram és a fütőgázáram mindegyike, ha belép az égőtérbe 1-50 térfogat%, előnyösen 5-30 térfogat% vizet tartalmaz. A nitrogéngáz telítésénél az NOX redukálásához szükséges nitrogéngáz mennyiségét csökkentjük és a hatásosságot növeljük alacsony hőszint használata céljából.
A levegőelkülönítő egységből származó oxigénáramot körülbelül környezeti hőmérséklet és 480 °C közötti hőmérséklettartományban bevezetjük a parciális oxidációs gázgenerátor reakciózónájában egy járaton keresztül gyűrű típusú égőbe. Egy változatban az oxigén-gázáramot először telítjük vízzel olyan oxigénáram létesítése céljából, amelynek a hőmérséklete 49 °C és 260 °C közötti, előnyösen 66 °C és 177 °C közötti tartomány5
HU 213 648 Β bán van és 1-50 térfogat%, előnyösen 5-35 térfogat% vizet tartalmaz.Előnyösen ha a találmány szerinti eljárás során az oxigén telítéséhez alacsony szintű hőt használunk akkor, fokozzuk az eljárás hatásosságát a termelt közepes nyomású gőz mennyiségének a növelése útján.Olyan esetekben, amelyekben kívánatos a gőz hőmérsékletének a mérséklése, a telítésből származó oxigénben lévő gőzt át kell alakítani nagyobb nyomású gőzzé, emellett tovább növeljük a hatásosságot azzal, hogy a nagyobb nyomású gőz energiát termeljen a gőzenergiaciklus nagy nyomású szakaszában.
A levegőt besűrítjük, valamely turbókompresszor segítségével, amelyet egy közös tengelyű (koaxiális) expanziós turbina hajt meg, amely az égőkamrával együtt a gázturbina legfontosabb részét alkotja. A besűrített levegő 204 °C és 454 °C közötti hőmérséklettartományban és lényegében a telített futőgáz és a telített nitrogéngáz nyomásán lép be az égőkamrába. A távozó gáz 760 °C és 1649 °C közötti, szokásosan 1260 °C és 1316 °C közötti hőmérsékleten, valamint 7,03 kg/cm2 és 70,3 kg/cm2 közötti, előnyösen 10,55 kg/cm2 és 35,15 kg/cm2 vagy ennél nagyobb nyomáson hagyja el az égőkamrát. A távozó gáz összetétele mól%-ban a következő CO2 = 4-20, H2O = 4—20, N2=75-80, 02=0-20. Telített N2 és telített fíítőgáz koncentrációjának köszönhetően a nitrogénoxidok (NOX) koncentrációja a távozó gázban lényegében nulla, illetve 50 ppm(térfogat) 2% oxigén alapra számítva. A közös tengelyű (koaxiális) elektromos generátor, amelyet az expanziós turbina hajt meg, elektromos áramot termel.
A gázturbina expanziós turbinarészét 427 °C és 816°C közötti hőmérsékleten és 0,703 kg/cm2 és 20,606 kg/cm2 közötti nyomáson elhagyó meleg fáradtgáz átmegy valamely hagyományos hővisszanyerő gázgenerátoron, mielőtt távozik a légkörbe kéményen keresztül 66 °C és 232 °C közötti hőmérsékleten. Azt a gőzt amely valamely gőzturbina működtetésére szolgál és egy nagy nyomású expanziós turbina, sorba van kapcsolva egy közös tengelyű (koaxiális) közbülső, expanziós turbinával, és azt a gőzt, amely szükséges az eljáráshoz, a hővisszanyerő gőzgenerátor termeli. A hővisszanyerő gözgenerátorból származó túlhevített nagy nyomású gőz hőmérséklete 371 °C és 982 °C közötti, előnyösen 427 °C és 649 °C közötti tartományában van, a nyomása pedig 42,18 kg/cm2 és 210,9 kg/cm2 között, előnyösen 91,39 kg/cm2 és 119,52 kg/cm2 között változik, bevezetjük egy nagy nyomású expanziós turbinába.Közepes nyomású fáradt gőz, amelynek a hőmérséklete 204 °C és 649 °C közötti, előnyösen 260 °C és 482 °C közötti tartományban van, a nyomása pedig 14,06 kg/cm2 és 56,24 kg/cm2 között, előnyösen 21,09 kg/cm2 és 35,15 kg/cm2 között változik, elhagyja a nagy nyomású expanziós turbinát és egyesül a fütőgázhűtő rendszerből távozó közepes nyomású gőzzel. Az elegyet túlhevítjük hővisszanyerő gőzgenerátorban és bevezetjük a közepes nyomású expanziós turbinába 371 °C és 982 °C közötti, előnyösen 427 °C és 649 °C közötti hőmérsékleten, valamint 0,14 kg/cm2 és
42,18 kg/cm2 közötti, előnyösen 20,38 kg/cm2 és 27,41 kg/cm2 nyomáson. Előállítása esetén a fütőgázhűtő-rendszerből származó közepes nyomású gőzáramot túlmelegíthetjük a hagyományos hővisszanyerő gőzgenerátorban 316°Cés816°C közötti, előnyösen 371 °C és 538 °C közötti hőmérséklettartományban és a 7,03 kg/cm2 és 19,33 kg/cm2, előnyösen 9,84 kg/cm2 és 14,06 kg/cm2 közötti nyomáson, majd átvezetjük a közepes nyomású expanziós turbina egy szakaszán.
A közepes nyomású expanziós turbinából származó fáradt gőzt lehűtjük, kondenzáljuk és újra felmelegítjük 32,2 °C és 177 °C közötti, előnyösen 38 °C és 121 °C közötti hőmérsékletre valamely hőcserélőben a fütőgáz hűtőrendszerben és 0,84 kg/cm2-től 5,27 kg/cm2-ig terjedő nyomáson, és visszakeringtetjük a hővisszanyerő gőzgenerátorban túlmelegített nagynyomású gőzzé, közepes nyomású gőzzé és kis nyomású gőzzé történő alakítás végett közvetett hőcseréléssel a gázturbina fáradt gázának az átvezetése útján. A közös tengelyű (koaxiális) nagy nyomású és közepes nyomású expanziós turbinák meghajtanak egy villamos generátort elektromosság előállítása céljából.
Előnyösen a találmány szerinti eljárásnál a gőzciklust optimalizáljuk olymódon, hogy olyan szintre csökkentjük a második fokozatú turbina nyomását, amely lehetővé teszi a találmány szerint előállított gőz legnagyobb mennyiségének, például 19,33 kg/cm2 és 42,18 kg/m2 közötti közepes nyomású gőz, felhasználását közvetlenül az újra melegítő ciklusban.Valójában ezt a nyomást csökkentjük anélkül, hogy jelentős mértékben csökkentenénk a gőzciklus hatásosságát, oly módon, hogy a fejlesztett technológiai gőzmennyiséget a lehető legnagyobb mértékben növeljük az újramelegítő ciklusban történő felhasználás céljából.
A találmány teljes megértése érdekében utalunk a csatolt vázlatrajzra, amely az előzőekben leírt eljárást részletesen mutatja be. Jóllehet a rajz a találmány szerinti eljárás előnyös változatát szemlélteti, de ez nem jelenti azt, hogy korlátozza a folyamatos eljárás körét amelyet a különleges készülék vagy az anyagok képviselnek.
A rajz bemutat egy generátort, amely egy szabadfolyású, nem katalitikus, tűzálló bevonatú fütőgázüzemű generátor, amely tengelyirányban beállított, folyásiránnyal szemben felkarimázott 2 beömlőnyílással és folyásirányban felkarimázott 3 kiömlőnyílással van ellátva. Ahogy előzőleg leírtuk, egy külső gyűrűs típusú 4 égő, amely 5 központi járattal rendelkezik és vonalba van állítva az 1 gázgenerátor tengelyével, be van szerelve a 2 beömlő nyílásba és ugyancsak el van látva egy közös tengelyű (koaxiális) 6 külsőgyürűs járattal.
Valamely szivattyúzható, vizes szénszuszpenziót vezetünk be a 6 külső gyűrűs járat útján a 4 égőbe. Szabad oxigénáramot amely gázt tartalmaz a 8 vezetékben, vezetünk be az 5 központi vezeték útján. A két tápáram ütközik egymással, szétporlad, atomizálódik és parciális oxidáció útján reagál az 1 gázgenerátor 9 reakciózónájában. A meleg nyers fütőgázáram, amely H2, CO, CO2, H?O, N2, A, H2S, COS alkotóanyagokat foglal magában, átmegy egy 10 merülőcsövön és lehűl az 1 gázgenerátor alján elhelyezett 15 hűtőtartály vizében. A salakot és a szemcsés anyagot szabályos időközönként eltávolítjuk a 3 kivezető nyílás, a 16 vezeték, 17 szelep, 18 vezeték, a
HU 213 648 Β zárótartály, a 20 vezeték a 21 szelep, és a 22 vezeték útján.
A lehűtött nyers futőgáz áthalad a 23 vezetéken a 24 gázmosó oszlopba, ahol a 25 vezetékből jövő meleg mosóvíz kimossa belőle a magával hozott kormot és a szemcsés anyagot. A 26 szivattyú segítségével a 24 mosóoszlop aljáról származó vizet a 27 és 28 vezetékeken keresztül a 15 hűtőtankba szivattyúzzuk. A tiszta nyers futőgáz elhagyja a 24 gázmosó oszlopot a 29 vezetéken keresztül, innen a 30 hőcserélőbe kerül, ahol közvetett hűtéssel például nem-kontakt hőcserével a bojler tápvizével lehűtjük. A bojler tápvize a 31 vezetéken át lép be és a 32 vezetéken keresztül gőzként távozik, amelynek a közepes nyomása 19,33 kg/cm2 és
42,18 kg/cm2 között, előnyösen 21,09 kg/cm2 és 28,12 kg/cm2 között van. A meleg nyers fűtőgázáram a 33 vezetéken át belép a 37 mosóvíz melegítőbe, ahol közvetlenül érintkezik és közvetlen hőcsere útján felmelegíti a kondenzátum elegyet, majd vizet vesz fel a 39 vezeték az 54 szivattyú, az 58 vezeték segítségével a 41 keringtető víztároló tankból. A felvett vizet bevezetjük a rendszerbe a 40 vezeték és a 41 tank segítségével. Annak érdekében, hogy megelőzzük a szennyező anyagok felhalmozódását a rendszerben, meghatározott időközökben eltávolítjuk a tisztítóvizet a 36 vezetéken keresztül. A kondenzátumot az eljárás kis nyomású hütőszakaszában elhelyezett ürítő tartályok aljáról a 41 kondenzátum-tárolóba vezetjük. Emellett meleg mosóvizet állítunk elő a 37 melegítőben, miközben ezzel egyidejűleg a fűtőgázáram lehűl és végső tisztulás megy végbe. A 43 szivattyú segítségével a 37 melegítő alján lévő meleg mosóvizet a 44, 48 és 25 vezetékeken keresztül a 24 gázmosóoszlopba szivattyúzzuk.
A 46 vezetékben lévő 45 szelepnek a zárása és 50 vezetékben lévő 47 szelepnek a nyitása után a tiszta nyers futőgáz elhagyja a 37 mosóvízmelegítőt és a 49, 50 és 51 vezetékeken keresztül az 53 ürítőedénybejut. Az 53 ürítőedény aljából az ott lévő kondenzátumot a 43 szivattyú segítségével az 55,48 és 25 vezetékek útján a 24 gázmosóoszlopba juttatjuk.
Egy változat szerint a 47 szelepet zárjuk és a 45 szelepet nyitjuk, így a 46 vezetékben lévő tiszta futőgáz áthalad az 57 vezetéken és a 60 hőcserélőbe jut. A bojlertápvíz bejut a 60 hőcserélőbe a 61 vezetéken át és a 62 vezeték útján olyan gőzként távozik amelynek a közepes nyomása 7,03 kg/cm2 és 19,33 kg/cm2 közötti előnyösen 10,54 kg/cm2 és 14,06 kg/cm2 közötti nyomáson távozik. A lehűtött fűtőgáz az 52 vezetéken át lép ki és bejut az 53 ürítőedénybe.
A 65 vezetékben lévő 64 vezetéknek a zárása és a 67 vezetékben lévő 66 szelepnek a nyitása után a futőgáz átmegy a 67 és 69 vezetéken, adott esetben a 70 kilépő nyíláson, a 71 és 72 vezetékeken valamint a 73 hőcserélőn. Ennél az eszköznél a 66 szelepből és/vagy 70 kifolyónyílásból folyásirányban kilépő fűtőgáz nyomása olyan szintre csökkenhet, amely alkalmas arra, hogy ezt követően tisztított telített fütőgázt égessünk el valamely gázturbina 75 égőkamrájában amely folyásirányban van elhelyezve és a 75 égőkamrát, valamint a 76 expanziós turbinát foglalja magában. Egy 80 elektromos generátor meghajt egy 81 tengelyt amely egy 79 támasztótengelyből nyúlik ki.
Más változatban a fütőgáz folyásirányú nyomását csökkenthetjük egy 88 expanziós turbina segítségével. Ilyen esetben a 66 szelep zárva és a 64 szelep nyitva van, így a 65 vezetékben lévő fütőgáz áthalad a 85 vezetéken, a 86 melegítőn egy 87 vezetéken és egy 88 expanziós turbinán.
További kis mennyiségű hőt elveszünk a 72 vezetékben lévő fűtőgázáramból oly módon, hogy a fütőgázt számos, például 2-7, előnyösen 5, közvetett hőcserélő sorozaton átvezetjük. A fütőgáz hőmérséklete eközben lépésenként csökken. Egy üritőtartály következik mindegyik vagy legalább az utolsó hőcserélő után azért, hogy elkülönítsük azt a kondenzátumot amely a fűtőgázban keletkezik, amikor azt a harmatpont alá hű tjük. A fütőgáz fokozatosan visszatarthat kis mennyiségű vizet, amikor egymás után áthalad mindegyik gázhűtőn és eközben fokozatosan csökken a hőmérséklete. A bojlertápvíz vagy a keringő vízáram lehet a hűtőanyag. Például a 72 vezetékben lévő fütőgáz áthalad egy 73 hőcserélösorozaton, egy 92 vezetéken, egy 93 ürítőtartályon, egy 94 vezetéken, egy 95 hőcserélőn, egy 96 vezetéken, egy 97 ürítőtartályon, egy 98 vezetéken, egy 99 hőcserélőn egy 100 vezetéken egy 101 ürítőtartályon, egy 102 vezetéken egy 103 gőzkondenzátummelegítőn, egy 104 vezetéken egy 105 ürítőtartályon, egy 106 vezetéken egy 107 hőcserélőn, egy 108 vezetéken egy 109 ürítőtartályon és egy 110 vezetéken. A fütőgáz hőmérséklete a 110 vezetékben megfelel olyan fűtőgáz számára, amely a hagyományos savkinyerő lépésben kerül felhasználásra és amely a 111 készülékben történik. A távozó gáz, például a H2S és a COS , átmegy a 110 vezetéken a 113 kéneltávolító egységbe. A kenet kinyequk és a 111 vezetéken át kihordjuk. A 115 vezetékben lévő tisztított fűtőgázt 116 telítőkészülékbe továbbítjuk. A kondenzátumot a 93, 97, 101, 105 és 109 ürítő tartályok aljából ezutánal22,123,124,125,és 126 vezetékeken át valamint a 127, 128, 129, 130, 131 vezetékek útján is a kondenzátumot tároló 41 tankba továbbítjuk.
A 73 és 99 hőcserélőkön átmenő fűtőgázt lehűtjük valamely keringő vízkörben. A 135 szivattyú megindításával a hideg vizet átszivattyúzzuk a 136, 137, vezetékeken a 99 hőcserélőn, a 138 vezetéken, a 73 hőcserélőn, a 139 és 140 vezetékeken, a 116 telítőkészüléken, valamint a 142 és 143 vezetékeken. A vízzel telített fűtőgázáramot a 144 vezeték útján a 145 hőcserélőbe visszük, ahol túlhevítjük és a 146 vezetéken át a gázturbina 75 égőkamrájába továbbítjuk. A 139 vezetékben lévő felmelegített víz megoszlik és egy rész a 131 vezetéken át a 132 vezetékben és a 133 nitrogéngáz telítő készülékbejut. A 149 szivattyú segítségével a 133 telítőkészülék alján lévő hideg vizet átvisszük a 150, 151,152 és a 137 vezetékek útján a 99 hőcserélőbe. A felvett vizet a keringő vízrendszerbe vezetjük a 153 vezeték segítségével.
A155 vezetékben lévő levegőt szétválasztjuk egy 156 hagyományos levegőszétválasztó egységben nitrogén kivezető áramra a 154 vezetékben, egy nitrogéngázáramra a 157 vezetékben és egy oxigénáramra a 160
HU 213 648 Β vezetékben. A nitrogéngázáramot a 157 vezetékben vízzel telítjük egy telítőkészülékben. A telített nitrogénáramot átvisszük a 158 vezetéken, a 159 közvetett hőcserélőben túlhevítjük és a 174 vezetéken keresztül bevisszük a gázturbina 75 égőkamrájába. Lényegében tiszta oxigéngázáram hagyja el a 156 levegőszétválasztó egységet a 160 vezetéken át. A 162 vezetékben lévő 161 szelep zárása és a 164 vezetékben lévő 163 szelep nyitása esetén az oxigén áthalad a 165 és 8 vezetéken a 4 égő 5 központi járatába. Más változatban 160 vezetékben lévő oxigén-áramot telíthetjük vízzel mielőtt bevezetjük az 1 gázgenerátorba.Ilyen esetben a 173 szelepet zárjuk és a 161 szelepet kinyitjuk. Az oxigénáram áthalad a 162 és 166 vezetékeken a 167 oxigéngáz telítő készülékbe. A vízzel telített oxigéngázáram ezután átmegy a 188 és 8 vezetéken át a 4 égő 5 központi járatába.A 169 vezetékben felvett bojlertápvíz áthalad a 170 vezetéken, felmelegíti a 139 vezetéken szemben keringő vizet a 171 közvetett hőcserélőben és bejut a 167 oxigéngáztelítő készülékbe a 172 vezeték útján. A 173 szivattyú segítségével a bojlertápvizet visszakeringtetjük a 167 telítőkészülékbe a 174, 170 és 172 vezetékeken keresztül.
A találmány szerinti eljárás egy előnyös változata magában foglal egy gőzciklust energiatermelés számára. Emellett energiát vonunk ki abból a meleg gázból, amely távozik a 76 expanziós turbinából a 178 vezeték útján és áthalad a 181 hővisszanyerő gőzgenerátoron. Például a 30 hőcserélőből a 32 vezetéken át távozó gőzt, amelynek a közepes nyomása 18,43 kg/cm2 és 42,18 kg/cm2 közötti, előnyösen 21,09 kg/cm2 és 28,12 kg/cm2 közötti tartományban van, összekeverjük a 211 nagynyomású turbinából távozó közepes nyomású gőzzel. A közepes nyomású gőzelegy a 182 vezetéken keresztül a 181 hővisszanyerő gőzgenerátorba megy és felmelegszik 371 °C és 982 °C közötti, előnyösen 427 °C-tól 649 °Cig terjedő hőmérséklettartományban lévő hőmérsékletre, miközben bemegy egy közvetett hőcserélőbe a 180 vezetékből távozó meleg gázzal együtt. A felmelegített közepes nyomású gőz a 189 vezeték útján bejut a közepes nyomású expanziós turbinába a munkafolyadék legalább egy részeként. A 181 hővisszanyerő gőzgenerátorból távozó lehűtött gáz keresztül megy a 183 kéményen. Az a nagynyomású gőz, amely a hővisszanyerő gőzgenerátorban az előmelegített gőzkondenzátumból képződött, áthalad a 184 vezetéken keresztül a 185 nagynyomású expanziós turbinába mint munkafolyadék.
Egy változatban a 60 közvetett hőcserélőből származó, 62 vezetékben lévő további közepes nyomású gőzt, amelynek a közepes nyomása 7,3 kg/cm2 és 19,33 kg/cm2 között, előnyösen 10,06 kg/cm2 és 14,06 kg/cm2 között van átvisszük a 186 vezeték útján a a 181 hővisszanyerő gőzgenerátorba ahol az felmelegszik 316 °C-tól 816 °C-ig terjedő, előnyösen 371 °C és 538 °C közötti hőmérsékletre, miközben közvetett hőcserébe kerül a 180 vezetékből távozó meleg gázzal. A közepes nyomású gőz a 187 vezetéken keresztül egy további lépcsőben bejut a 185 expanziós turbinába munkafolyadékként.
A 211 és 185 közös tengelyű (koaxiális) turbinákat egy 195 elektromos generátor hajtja meg a 196 tengely segítségével. A 197 vezetékben lévő távozó gőzt hütjük és kondenzáljuk a 198 hűtőben hideg vízzel történő hőcserélés útján. A hideg víz a 199 vezetékből lép be és a 201 vezetéken át távozik. A 201 vezetékben lévő kondenzált bojlertápvizet előmelegítjük a 103 hőcserélőben közvetlen hőcseréléssel a 102 vezetékből jövő nyers fütőgázzal. Egy más változatban az előmelegített bojlertápvizet a 202 vezetékben melegítjük a 181 hővisszanyerő gőzgenerátoron történő ezt követő átvezetés útján közbenső víztelenítő lépésben elkülönített kisnyomású gőzzel, nagy nyomású gőz előállítás érdekében, amelynek a hőmérséklete 371 °C és 985 °C közötti, előnyösen 427 °C és 649 °C közötti tartományban van, anyomása pedig 42,18 kg/cm2 és 210,92 kg/cm2 között, előnyösen 91,39 kg/cm2 és 119,52 kg/cm2 között változik. Ilyen esetben a nagynyomású gőzt felhevítjük a 181 hővisszanyerő gőzgenerátorban és a 184 vezetéken át a 211 expanziós turbinába vezetjük munkafolyadékként. A 211 nagynyomású expanziós turbinát a 185 közepes nyomású expanziós turbinához kapcsoljuk a 213 közös tengely segítségével.
A találmány kivitelezése során módosítások és változtatások végezhetők anélkül, hogy eltávolodnánk annak szellemétől és körétől, de csak a csatolt igénypontokban meghatározott keretek között.
Claims (19)
1. Parciális oxidációs eljárás, azzal jellemezve, hogy (1) valamely szénhidrogén fűtőanyagot szabad oxigént tartalmazó gázzal reagáltatunk oxidációs reakciózónában fütőgázáram előállítása érdekében a keletkezett fütőgázt hirtelen lehűtjük hűtővízzel olyan hirtelen lehűtött telített fütőgázáram előállítása érdekében, amelynek a hőmérséklete 177 °C-tól 316 °C-ig terjedő tartományban van, a nyomása pedig 35,15 kg/cm2 és 175,90 kg/cm2 között változik, a hirtelen lehűtött telített fütőgázt közvetett hőcsere útján bojlertápvízzel hűtjük,mimellett a hirtelen lehűtött fűtőgáz hőmérsékletét 210 °C és 288 °C közötti értékre csökkentjük, mimellett egyidejűleg a bojlertápvizet gőzzé alakítjuk, amelynek a középnyomását 19,33 kg/cm2 és 42,18 kg/cm2 között tartjuk, majd a hirtelen lehűtött fütőgázt a (2) lépésből származó előmelegített gázmosó vízzel mossuk;
(2) a technológiai kondenzátumot és a szerkezeti vizet tartalmazó gázmosóvizet előmelegítjük 190,5 °C és 288 °C közötti hőmérsékletre közvetlen hőcseréléssel valamely gáz-víz közvetlen érintkeztető eszközben az (1) lépésből kikerülő fűtőgázzal, mimellett a lehűtött telített fütőgáz hőmérsékletét 149 °C és 282 °C közötti hőmérsékletre csökkentjük, majd kiválasztjuk a kondenzált vizet a lehűtött hűtőgázból;
2. Az 1. igénypont szerinti eljárás azzal jellemezve, hogy a gázmosóból származó mosóvizet bevezetjük a gázhűtő zónába.
(2) a technológiai kondenzátumot és a szerkezeti vizet tartalmazó gázmosóvizet előmelegítjük 190 °C és 288 °C közötti hőmérsékletre közvetlen hőcseréléssel valamely gáz-víz közvetlenül érintkeztető eszközben az (1) lépésből kikerülő fütőgázzal, mimellett a lehűtött telített fütőgáz hőmérsékletét 149 °C és 282 °C közötti érétkre csökkentjük, majd kiválasztjuk a kondenzált vizet a lehűtött fütőgázból;
(3) a (2) lépésből származó hűtött fűtőgáz hőmérsékletét 149 °C és 260 °C közötti nagyságra csökkentjük bojlertápvízzel közvetett hőcserélés útján és olyan gőzt állítunk elő, amelynek a közepes nyomása 7,03 kg/cm2 és 19,33 kg/cm2 között van, majd kiválasztjuk a kondenzvizet a hütött fűzőgázáramból;
3. Az 1. igénypont szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy a (2) lépésben hűtött fűtőgáz nyomását nyomáscsökkentő eszközzel csökkentjük.
(3) a (2) lépésből származó hűtött fütőgáz nyomását 7,03 kg/cm2 és 161,7 kg/cm2 közötti nyomásra csökkentjük, majd a fütőgázt tovább hütjük 4,4 °C és 60 °C
HU 213 648 Β közötti hőmérsékletre közvetett hőcserélés útján hideg vízzel, miközben víz csapódik ki a hütött fütőgázáramból és a hűtővizet melegítjük olyan melegvíz előállítása érdekében, amelynek a hőmérséklete 107 °C-tól 204 °C-ig terjedő tartományban van, majd a (2) és (3) lépésben kondenzált vizet a (2) lépésbeli gáz-víz közvetlenül érintkeztető eszközbe vezetjük, miközben melegítjük a vizet gázmosó vízként történő használatra;
(4) a (3) lépésből származó hűtött fűtőgázáramot felmelegítjük olyan hőmérsékletre, amely 7,1-38 °C -kai a harmatpont felett van az (5) expanziós lépés után;
4. A 3. igénypont szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy a nyomáscsökkentő eszköz valamely szelep, nyílás és expanziós turbina által alkotott csoportból kerül ki.
(4) a (3) lépésből származó hűtött gázáramot tisztítjuk;
(5) a (4) lépésből származó fütőgázáram nyomását 7,03 kg/cm2 és 161,70 kg/cm2 nagyságra csökkentjük valamely expanziós turbina segítségével;
5. Az 1. igénypont szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy (3) lépésbeli fütőgázt lépésenként lehűtjük nagy számú közvetett hőcserélőben.
(5) telítjük a (4) lépésből származó tisztított futőgázáramot és nitrogéngázáramot a (3) lépésbeli melegített vízzel;
(6) az (5) lépésből származó fűtőgázáramot lehűtjük 4,4 °C és 60 °C közötti hőmérsékletre közvetett hőcserélő segítségével hűtővízzel, eközben víz kondenzálódik ki a hütött fűtőgázáramból, emellett felmelegíti a hűtővizet és olyan felmelegitett víz keletkezik, amelynek a hőmérséklete 107 °C és 204 °C között van,a kondenzált vizet, valamint a (2) és (3) lépésben kondenzálódott vizet bevezetjük a (2) lépésbeli gáz-víz közvetlen érintkeztető eszközbe, ahol felmelegszik gázmosó vízként való használatra;
6. Az 5. igénypont szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy a hőcserélők hűtését keringő vízzel vagy bojlertápvízzel végezzük.
(6) az (5) lépésből származó telített fűtőgázáramot és a nitrogéngázáramot felmelegítjük 177 °C és 538 °C közötti hőmérsékletre és a felmelegített fűtőgázáramot valamint a nitrogéngázáramot bevezetjük egy gázturbina égőkamrájába;
(7) a (6) lépésből származó fűtőgázáramot tisztítjuk;
7. Az 1. igénypont szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy a telítő lépésben a szabad oxigént tartalmazó gázt bevezetjük a parciális oxidációs zónába.
(7) a telített fütőgázt az égökamrában előmelegítjük szabad oxigénnel 1204 °C és 1427 °C közötti hőmérsékleten és 3,52 kg/cm2-tői 35,1 kg/cm2-ig terjedő nyomástartományban a gázturbinában csökkentett mennyiségű NOx-et tartalmazó fáradt gáz előállítása érdekében; és (8) a fáradt gázt átvezetjük egy expanziós turbinán megnövelt teljesítőképességű energia termelése érdekében.
(8) telítünk egy nitrogéngázáramot és egy tisztított fűtőgázáramot a (7) lépésből származó melegített vízzel;
8. Az 1. igénypont szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy levegőt választunk szét valamely hagyományos levegőt szétválasztható egységben oxigéngázáramra és nitrogéngázáramra, az oxigéngázáramot bevezetjük a parciális oxidációs reakciózónába mint szabad oxigént tartalmazó gázt és telítjük a nitrogéngázt tartalmazó gázáramot az (5) lépésben történő felhasználásra.
(9) a (8) lépésbeli telített fütőgáz- és nitrogéngáz-áramokat felmelegítjük 177 °C és 538 °C közötti hőmérsékletre és a felmelegített fütőgáz- és nitrogéngáz-áramokat bevezetjük valamely gázturbina égőkamrájába;
9. Az 1. igénypont szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy a (8) lépésből származó fáradt gázt átvezetjük egy hővisszanyerő gázgenerátoron valamely közvetett hőcserélőbe az (1) lépésből származó közepes nyomású gőzárammal együtt, emellett felmelegítjük a közepes nyomású gőzt, és a felmelegített közepes nyomású gőzt átvezetjük egy expanziós turbinán a munkafolyadék legalább egy részeként.
(10) elégetjük a telített fütőgázt szabad oxigént tartalmazó gázzal az említett égőkamrában 1204 °C és 1427 °C közötti hőmérsékleten és 7,03 kg/cm2-től 70,3 kg/cm2-ig terjedő nyomástartományban a gázturbinában olyan fáradt gáz előállítása érdekében, amely csökkent mennyiségben tartalmaz NOx-et; és (11) a fáradt gázt átvezetjük valamely expanziós turbinába megnövelt teljesítőképességű energia termelése érdekében.
10. Az 1. igénypont szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy a szénhidrogén-fűtőanyag a folyékony és/vagy gázalakú szénhidrogén fűtőanyagok és a szivattyúzható szilárd szénfütőanyag-szuszpenzió által alkotott csoportból kerül ki.
11. A 10. igénypont szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy a szivattyúzható szilárd szénfűtőanyag -szuszpenzió a szén, a szemcsézett szén, a petróleumkoksz, a tömény csatornaiszap és ezek keverékeinek vízzel, cseppfolyós széndioxiddal, folyékony szénhidrogén-fűtőanyaggal és ezek keverékeivel alkotott szuszpenziójából kerül ki.
12. A 10. igénypont szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy a folyékony szénhidrogén-fűtőanyag a cseppfolyósított petróleumgáz, a petróleum-desztillátumok és ezek maradékai, a gazolin, a ligroin, a kerozin, a nyers petróleum, az aszfalt, a gázolaj, a maradékolaj, a kátrányhomokolaj és a kagylóolaj, a szénből leszármaztatott olaj, az aromás szénhidrogének (így a benzol, toluol, xilolfrakciók), szénkátrány, ciklusos gázolaj, a folyadék katalitikus krakkolómüveleteiből, a kókuszgázolajfürfurálkivonat és ezek elegyei által alkotott csoportból kerül ki.
13. A 10. igénypont szerinti eljárás, azzaljellemezve, hogy a gázalakú szénhidrogén-fűtőanyag az elpárologtatott folyékony természetes gáz, a finomító hulladékgáza, az 1—4 szénatomos szénhidrogéngázok és a kémiai eljárásokból származó széntartalmú hulladékgázok által alkotott csoportból kerül ki.
14. Az 1. igénypont szerinti eljárás, azzaljellemezve, hogy a lehűtött telített fűtőgázáramot úgy tisztítjuk, hogy egyidejűleg előmelegítjük a (2) lépésből származó mosóvizet.
15. Parciális oxidációs eljárás energia termelésére, azzal jellemezve, hogy (1) valamely szénhidrogén-fűtőanyagot reagáltatunk szabad oxigént tartalmazó gázzal parciális oxidáció útján fütőgázáram előállítása érdekében, a keletkezett fütőgázt hirtelen lehűtjük hűtővízzel, olyan hirtelen lehűtött telített fütőgázáram előállítása érdekében, amelynek a hőmérséklete 177 °C-tól 316 °C-ig terjedő tartományban van, a nyomása pedig 35,15 kg/cm2 és 175,90 kg/cm2 között változik, a hirtelen lehűtött telített fütőgázt közvetett hőcsere útján bojlertápvízzel hűtjük, mimellett a hirtelen lehűtött íutőgáz hőmérsékletét 210 °C és 288 °C közötti értékre csökkentjük és ezzel egyidejűleg a bojlertápvizet gőzzé alakítjuk, amelynek a középnyomását 19,33 kg/cm2 és 42,18 kg/cm2 között tartjuk, majd a hirtelen lehűtött fütőgázt a (2) lépésből
HU 213 648 Β származó előmelegített gázmosóvízzel mossuk, akár a hűtés előtt, akár a hűtés után;
16. A 15. igénypont szerinti eljárás azzal jellemezve, hogy a szabad oxigént tartalmazó gázt vízzel telítjük mielőtt a szabad oxigént tartalmazó gázt bevezetjük a parciális reakciózónába.
17. A 15. igénypont szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy a levegőszétválasztó lépésben valamely hagyományos levegőszétválasztó egységben szétválasztjuk a levegőt egy oxigénáramra és egy nitrogénáramra, majd bevezetjük az oxigéngázáramot a parciális oxidációs reakciózónába, mint szabad oxigént tartalmazó gázt, és telítjük a nitrogéngázáramot a (8) lépésben történő felhasználás céljára.
18. A 15. igénypont szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy a fáradt gázt a (11) lépésből átvisszük egy hővisszanyerő gázgenerátoron egy közvetett hőcserélőbe az (1) lépésből származó közepes nyomású gázárammal együtt, eközben felmelegítjük a közepes nyomású gőzáramot egy expanziós turbina segítségével a munkafolyadék legalább egy részeként.
19. A 15. igénypont szerinti eljárás, azzal jellemezve, hogy újramelegítjük a közepes nyomású expanziós turbinából származó gőzkondenzátumot közvetett hőcserélés útján a (6) lépésből származó fűtőgázárammal, majd melegítjük, víztelenítjük és felhevítjük az újramelegített gőzkondenzátumot nagy nyomású gőz előállítása érdekében; a nagy nyomású gázt expandáltatjuk valamely turbinában túlmelegített közepes nyomású gőzárammá és egy közbenső turbinában mechanikai energia termelése céljából, majd kondenzáljuk a közbenső turbinából távozó fáradt gőzt.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US08/139,367 US5345756A (en) | 1993-10-20 | 1993-10-20 | Partial oxidation process with production of power |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| HU9601018D0 HU9601018D0 (en) | 1996-06-28 |
| HUT75972A HUT75972A (en) | 1997-05-28 |
| HU213648B true HU213648B (en) | 1997-09-29 |
Family
ID=22486281
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| HU9601018A HU213648B (en) | 1993-10-20 | 1994-10-18 | Partial oxidation process with production of power |
Country Status (26)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5345756A (hu) |
| EP (1) | EP0724687B1 (hu) |
| JP (1) | JP3136540B2 (hu) |
| KR (1) | KR100197758B1 (hu) |
| CN (1) | CN1067142C (hu) |
| AU (1) | AU679655B2 (hu) |
| BG (1) | BG100522A (hu) |
| BR (1) | BR9408178A (hu) |
| CA (1) | CA2174245C (hu) |
| CO (1) | CO4410232A1 (hu) |
| CZ (1) | CZ285404B6 (hu) |
| DE (1) | DE69422190T2 (hu) |
| DK (1) | DK0724687T3 (hu) |
| FI (1) | FI107284B (hu) |
| GE (1) | GEP20002154B (hu) |
| HU (1) | HU213648B (hu) |
| NO (1) | NO311190B1 (hu) |
| NZ (1) | NZ300008A (hu) |
| PL (1) | PL174137B1 (hu) |
| PT (1) | PT724687E (hu) |
| RO (1) | RO115552B1 (hu) |
| RU (1) | RU2126489C1 (hu) |
| SK (1) | SK281101B6 (hu) |
| UA (1) | UA26415C2 (hu) |
| WO (1) | WO1995011379A2 (hu) |
| ZA (1) | ZA948237B (hu) |
Families Citing this family (151)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5690482A (en) * | 1994-11-04 | 1997-11-25 | Integrated Energy Development Corp. | Process for the combustion of sulphur containing fuels |
| WO1997039235A1 (en) * | 1996-04-18 | 1997-10-23 | Fluor Corporation | Synergistic integration of physical solvent agr with plants using gasification |
| US6004379A (en) * | 1997-06-06 | 1999-12-21 | Texaco Inc. | System for quenching and scrubbing hot partial oxidation gas |
| EP0884099A3 (en) * | 1997-06-09 | 2000-04-19 | Daido Hoxan Inc. | Gas generating apparatus and gas generation process using the same |
| US6090356A (en) * | 1997-09-12 | 2000-07-18 | Texaco Inc. | Removal of acidic gases in a gasification power system with production of hydrogen |
| US6061936A (en) | 1997-09-12 | 2000-05-16 | Texaco Inc. | Synthesis gas expander located immediately upstream of combustion turbine |
| US6149859A (en) | 1997-11-03 | 2000-11-21 | Texaco Inc. | Gasification plant for direct reduction reactors |
| JP3973772B2 (ja) * | 1998-08-28 | 2007-09-12 | 株式会社東芝 | 石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラント |
| AU2003204577B2 (en) * | 1998-09-10 | 2005-11-24 | Ormat Industries Ltd. | Retrofit Equipment for Reducing the Consumption of Fossil Fuel by a Power Plant Using Solar Insolation |
| DE19846225C2 (de) * | 1998-10-07 | 2002-05-29 | Siemens Ag | Gas- und Dampfturbinenanlage |
| US6343462B1 (en) * | 1998-11-13 | 2002-02-05 | Praxair Technology, Inc. | Gas turbine power augmentation by the addition of nitrogen and moisture to the fuel gas |
| US6322763B1 (en) * | 1998-12-15 | 2001-11-27 | Teco, Inc. | Method and apparatus for removing carbonyl sulfide from a gas stream via wet scrubbing |
| MXPA01007837A (es) * | 1999-02-03 | 2004-08-19 | Texaco Development Corp | Utilizacion del gas para purga de la sintesis de amoniaco. |
| US6196000B1 (en) | 2000-01-14 | 2001-03-06 | Thermo Energy Power Systems, Llc | Power system with enhanced thermodynamic efficiency and pollution control |
| US6502402B1 (en) * | 2000-11-09 | 2003-01-07 | General Electric Company | Fuel moisturization control |
| SE0004931D0 (sv) * | 2000-12-29 | 2000-12-29 | Addpower Ab | Sätt att konvertera värme i varma rökgaser |
| EP1349903B1 (en) * | 2001-01-10 | 2011-10-05 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for the production of thermally converted light products and electricity |
| CA2372652A1 (en) | 2001-02-21 | 2002-08-21 | Paul S. Wallace | Utilization of cos hydrolysis in high pressure gasification |
| EP1277920A1 (de) * | 2001-07-19 | 2003-01-22 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren zum Betrieb eines Brenners einer Gasturbine sowie Kraftwerksanlage |
| US20030181314A1 (en) * | 2001-08-31 | 2003-09-25 | Texaco Inc. | Using shifted syngas to regenerate SCR type catalyst |
| US6588212B1 (en) * | 2001-09-05 | 2003-07-08 | Texaco Inc. | Combustion turbine fuel inlet temperature management for maximum power outlet |
| WO2003049122A2 (en) * | 2001-12-03 | 2003-06-12 | Clean Energy Systems, Inc. | Coal and syngas fueled power generation systems featuring zero atmospheric emissions |
| US6666027B1 (en) * | 2002-07-15 | 2003-12-23 | General Electric Company | Turbine power generation systems and methods using off-gas fuels |
| CA2501862C (en) | 2002-10-10 | 2010-09-21 | Combustion Science & Engineering, Inc. | System for vaporization of liquid fuels for combustion and method of use |
| US6915661B2 (en) * | 2002-11-13 | 2005-07-12 | L'air Liquide - Societe Anonyme A'directoire Et Conseil De Surveillance Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes George Claude | Integrated air separation process and apparatus |
| US20040118126A1 (en) * | 2002-12-19 | 2004-06-24 | Ong James O.Y. | Use of a chemical solvent to separate CO2 from a H2S-rich stream |
| US20050144961A1 (en) * | 2003-12-24 | 2005-07-07 | General Electric Company | System and method for cogeneration of hydrogen and electricity |
| US7024796B2 (en) | 2004-07-19 | 2006-04-11 | Earthrenew, Inc. | Process and apparatus for manufacture of fertilizer products from manure and sewage |
| US7694523B2 (en) | 2004-07-19 | 2010-04-13 | Earthrenew, Inc. | Control system for gas turbine in material treatment unit |
| US7024800B2 (en) | 2004-07-19 | 2006-04-11 | Earthrenew, Inc. | Process and system for drying and heat treating materials |
| US7685737B2 (en) | 2004-07-19 | 2010-03-30 | Earthrenew, Inc. | Process and system for drying and heat treating materials |
| PL1825194T3 (pl) | 2004-12-08 | 2021-09-20 | Lpp Combustion, Llc | Sposób i urządzenie do kondycjonowania ciekłych paliw węglowodorowych |
| US7621973B2 (en) * | 2005-12-15 | 2009-11-24 | General Electric Company | Methods and systems for partial moderator bypass |
| US7610692B2 (en) | 2006-01-18 | 2009-11-03 | Earthrenew, Inc. | Systems for prevention of HAP emissions and for efficient drying/dehydration processes |
| US7744663B2 (en) * | 2006-02-16 | 2010-06-29 | General Electric Company | Methods and systems for advanced gasifier solids removal |
| US8529646B2 (en) | 2006-05-01 | 2013-09-10 | Lpp Combustion Llc | Integrated system and method for production and vaporization of liquid hydrocarbon fuels for combustion |
| US7827776B2 (en) * | 2006-11-16 | 2010-11-09 | Siemens Energy, Inc. | System and method for separation and control of entrained gas mixture |
| US7628609B2 (en) * | 2006-12-29 | 2009-12-08 | Electrolux Home Products, Inc. | Hub and spoke burner with flame stability |
| US7861509B2 (en) * | 2007-01-23 | 2011-01-04 | General Electric Company | Methods and systems for gas turbine syngas warm-up with low emissions |
| WO2008110548A2 (de) * | 2007-03-14 | 2008-09-18 | Siemens Aktiengesellschaft | Rohgaskühlsystem für eine brennstoffversorgungsanlage |
| US20080234124A1 (en) * | 2007-03-20 | 2008-09-25 | Exxonmobil Research | Apparatus and method for steaming treatment of molecular sieves |
| DE102008012965A1 (de) * | 2008-03-06 | 2009-09-17 | Uhde Gmbh | Verfahren und Vorrichtung zur Behandlung von bei der Vergasung anfallenden Fluidströmen |
| US20100018216A1 (en) * | 2008-03-17 | 2010-01-28 | Fassbender Alexander G | Carbon capture compliant polygeneration |
| CA2934541C (en) | 2008-03-28 | 2018-11-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
| EP2276559A4 (en) | 2008-03-28 | 2017-10-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
| CN101353130B (zh) * | 2008-09-16 | 2010-10-06 | 洛阳源创电气有限公司 | 交流矿井提升机转子调频调压装置 |
| AU2009303735B2 (en) | 2008-10-14 | 2014-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for controlling the products of combustion |
| JP5180805B2 (ja) * | 2008-12-22 | 2013-04-10 | 三菱重工業株式会社 | ガスタービンシステム |
| US8186177B2 (en) * | 2009-01-06 | 2012-05-29 | General Electric Company | Systems for reducing cooling water and power consumption in gasification systems and methods of assembling such systems |
| US10018115B2 (en) | 2009-02-26 | 2018-07-10 | 8 Rivers Capital, Llc | System and method for high efficiency power generation using a carbon dioxide circulating 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 |
| MX336605B (es) | 2009-06-05 | 2016-01-25 | Exxonmobil Upstream Res Co | Sistemas de camara de combustion y metodos para usar los mismos. |
| US20100319254A1 (en) * | 2009-06-17 | 2010-12-23 | Thacker Pradeep S | Methods and system for separating carbon dioxide from syngas |
| US8241404B2 (en) | 2009-06-17 | 2012-08-14 | General Electric Company | Methods of recycling carbon dioxide to the gasification system |
| US9085738B2 (en) * | 2009-09-14 | 2015-07-21 | General Electronic Company | Method and apparatus for drying solid feedstock using steam |
| CA2777768C (en) | 2009-11-12 | 2016-06-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
| JP5495749B2 (ja) * | 2009-12-10 | 2014-05-21 | 三菱重工業株式会社 | 水素製造設備および発電プラント |
| US8419843B2 (en) | 2010-05-18 | 2013-04-16 | General Electric Company | System for integrating acid gas removal and carbon capture |
| ES2399677T3 (es) * | 2010-06-16 | 2013-04-02 | Siemens Aktiengesellschaft | Instalación con turbina de gas y turbina de vapor, y el método correspondiente |
| SG10201505280WA (en) * | 2010-07-02 | 2015-08-28 | Exxonmobil Upstream Res Co | Stoichiometric combustion of enriched air with exhaust gas recirculation |
| US9732673B2 (en) | 2010-07-02 | 2017-08-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Stoichiometric combustion with exhaust gas recirculation and direct contact cooler |
| SG186084A1 (en) | 2010-07-02 | 2013-01-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Low emission triple-cycle power generation systems and methods |
| MY156099A (en) | 2010-07-02 | 2016-01-15 | Exxonmobil Upstream Res Co | Systems and methods for controlling combustion of a fuel |
| TWI554325B (zh) | 2010-07-02 | 2016-10-21 | 艾克頌美孚上游研究公司 | 低排放發電系統和方法 |
| EP2601393B1 (en) | 2010-08-06 | 2020-01-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for optimizing stoichiometric combustion |
| US9399950B2 (en) | 2010-08-06 | 2016-07-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for exhaust gas extraction |
| US9028568B2 (en) | 2010-09-02 | 2015-05-12 | General Electric Company | System for treating carbon dioxide |
| US8992640B2 (en) * | 2011-02-07 | 2015-03-31 | General Electric Company | Energy recovery in syngas applications |
| CN102653689B (zh) * | 2011-03-03 | 2015-11-25 | 李宁 | 加压移动床煤气化未分解蒸汽循环利用工艺 |
| TWI563166B (en) | 2011-03-22 | 2016-12-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Integrated generation systems and methods for generating power |
| TWI563165B (en) | 2011-03-22 | 2016-12-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Power generation system and method for generating power |
| TWI593872B (zh) | 2011-03-22 | 2017-08-01 | 艾克頌美孚上游研究公司 | 整合系統及產生動力之方法 |
| TWI564474B (zh) | 2011-03-22 | 2017-01-01 | 艾克頌美孚上游研究公司 | 於渦輪系統中控制化學計量燃燒的整合系統和使用彼之產生動力的方法 |
| US8813471B2 (en) * | 2011-06-29 | 2014-08-26 | General Electric Company | System for fuel gas moisturization and heating |
| US9234146B2 (en) | 2011-07-27 | 2016-01-12 | Saudi Arabian Oil Company | Process for the gasification of heavy residual oil with particulate coke from a delayed coking unit |
| WO2013095829A2 (en) | 2011-12-20 | 2013-06-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced coal-bed methane production |
| WO2013120070A1 (en) * | 2012-02-11 | 2013-08-15 | Palmer Labs, Llc | Partial oxidation reaction with closed cycle quench |
| US9353682B2 (en) | 2012-04-12 | 2016-05-31 | General Electric Company | Methods, systems and apparatus relating to combustion turbine power plants with exhaust gas recirculation |
| US10273880B2 (en) | 2012-04-26 | 2019-04-30 | General Electric Company | System and method of recirculating exhaust gas for use in a plurality of flow paths in a gas turbine engine |
| US9784185B2 (en) | 2012-04-26 | 2017-10-10 | General Electric Company | System and method for cooling a gas turbine with an exhaust gas provided by the gas turbine |
| US8828122B2 (en) | 2012-07-09 | 2014-09-09 | General Electric Company | System and method for gas treatment |
| US9631815B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-04-25 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
| US9803865B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-10-31 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
| US10107495B2 (en) | 2012-11-02 | 2018-10-23 | General Electric Company | Gas turbine combustor control system for stoichiometric combustion in the presence of a diluent |
| US9869279B2 (en) | 2012-11-02 | 2018-01-16 | General Electric Company | System and method for a multi-wall turbine combustor |
| US10215412B2 (en) | 2012-11-02 | 2019-02-26 | General Electric Company | System and method for load control with diffusion combustion in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system |
| US9599070B2 (en) | 2012-11-02 | 2017-03-21 | General Electric Company | System and method for oxidant compression in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system |
| US10161312B2 (en) | 2012-11-02 | 2018-12-25 | General Electric Company | System and method for diffusion combustion with fuel-diluent mixing in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system |
| US9574496B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-02-21 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
| US9708977B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-07-18 | General Electric Company | System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation |
| US9611756B2 (en) | 2012-11-02 | 2017-04-04 | General Electric Company | System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation |
| US10208677B2 (en) | 2012-12-31 | 2019-02-19 | General Electric Company | Gas turbine load control system |
| US9581081B2 (en) | 2013-01-13 | 2017-02-28 | General Electric Company | System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation |
| JP6000148B2 (ja) * | 2013-01-31 | 2016-09-28 | 三菱重工業株式会社 | ガス化複合発電システムおよびガス化複合発電システムの運用方法 |
| US9512759B2 (en) | 2013-02-06 | 2016-12-06 | General Electric Company | System and method for catalyst heat utilization for gas turbine with exhaust gas recirculation |
| TW201502356A (zh) | 2013-02-21 | 2015-01-16 | Exxonmobil Upstream Res Co | 氣渦輪機排氣中氧之減少 |
| US9938861B2 (en) | 2013-02-21 | 2018-04-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fuel combusting method |
| RU2637609C2 (ru) | 2013-02-28 | 2017-12-05 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Система и способ для камеры сгорания турбины |
| US9618261B2 (en) | 2013-03-08 | 2017-04-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Power generation and LNG production |
| TW201500635A (zh) | 2013-03-08 | 2015-01-01 | Exxonmobil Upstream Res Co | 處理廢氣以供用於提高油回收 |
| CN105008499A (zh) | 2013-03-08 | 2015-10-28 | 埃克森美孚上游研究公司 | 发电和从甲烷水合物中回收甲烷 |
| US20140250945A1 (en) | 2013-03-08 | 2014-09-11 | Richard A. Huntington | Carbon Dioxide Recovery |
| RU2523087C1 (ru) * | 2013-03-22 | 2014-07-20 | Владимир Леонидович Письменный | Парогазотурбинная установка |
| US9631542B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-04-25 | General Electric Company | System and method for exhausting combustion gases from gas turbine engines |
| US9617914B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-04-11 | General Electric Company | Systems and methods for monitoring gas turbine systems having exhaust gas recirculation |
| TWI654368B (zh) | 2013-06-28 | 2019-03-21 | 美商艾克頌美孚上游研究公司 | 用於控制在廢氣再循環氣渦輪機系統中的廢氣流之系統、方法與媒體 |
| US9835089B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-12-05 | General Electric Company | System and method for a fuel nozzle |
| US9903588B2 (en) | 2013-07-30 | 2018-02-27 | General Electric Company | System and method for barrier in passage of combustor of gas turbine engine with exhaust gas recirculation |
| US9587510B2 (en) | 2013-07-30 | 2017-03-07 | General Electric Company | System and method for a gas turbine engine sensor |
| US9951658B2 (en) | 2013-07-31 | 2018-04-24 | General Electric Company | System and method for an oxidant heating system |
| 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 |
| US10030588B2 (en) | 2013-12-04 | 2018-07-24 | General Electric Company | Gas turbine combustor diagnostic system and method |
| US9752458B2 (en) | 2013-12-04 | 2017-09-05 | General Electric Company | System and method for a gas turbine engine |
| US10227920B2 (en) | 2014-01-15 | 2019-03-12 | General Electric Company | Gas turbine oxidant separation system |
| US9915200B2 (en) | 2014-01-21 | 2018-03-13 | General Electric Company | System and method for controlling the combustion process in a gas turbine operating with exhaust gas recirculation |
| US9863267B2 (en) | 2014-01-21 | 2018-01-09 | General Electric Company | System and method of control for a gas turbine engine |
| US10079564B2 (en) | 2014-01-27 | 2018-09-18 | General Electric Company | System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system |
| PL2942494T3 (pl) | 2014-05-08 | 2020-03-31 | General Electric Technology Gmbh | Instalacja opalana mieszanką tlenowo-węglową z integracją ciepła |
| EP2942496B1 (en) | 2014-05-08 | 2018-10-10 | General Electric Technology GmbH | Oxy boiler power plant with a heat integrated air separation unit |
| EP2942497B1 (en) | 2014-05-08 | 2018-10-31 | General Electric Technology GmbH | Oxy boiler power plant oxygen feed system heat integration |
| EP2942495B1 (en) | 2014-05-08 | 2018-10-10 | General Electric Technology GmbH | Coal fired oxy plant with heat integration |
| US10047633B2 (en) | 2014-05-16 | 2018-08-14 | General Electric Company | Bearing housing |
| US9388351B2 (en) | 2014-06-18 | 2016-07-12 | Phillips 66 Company | Furfural to fuel |
| US9885290B2 (en) | 2014-06-30 | 2018-02-06 | General Electric Company | Erosion suppression system and method in an exhaust gas recirculation gas turbine system |
| US10060359B2 (en) | 2014-06-30 | 2018-08-28 | General Electric Company | Method and system for combustion control for gas turbine system with exhaust gas recirculation |
| US10655542B2 (en) | 2014-06-30 | 2020-05-19 | General Electric Company | Method and system for startup of gas turbine system drive trains with exhaust gas recirculation |
| 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 |
| EA033135B1 (ru) | 2014-09-09 | 2019-08-30 | 8 Риверз Кэпитл, Ллк | Способ получения жидкого диоксида углерода под низким давлением из системы генерации мощности |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| US9869247B2 (en) | 2014-12-31 | 2018-01-16 | General Electric Company | Systems and methods of estimating a combustion equivalence ratio in a gas turbine with exhaust gas recirculation |
| US9819292B2 (en) | 2014-12-31 | 2017-11-14 | General Electric Company | Systems and methods to respond to grid overfrequency events for a stoichiometric exhaust recirculation gas turbine |
| US10788212B2 (en) | 2015-01-12 | 2020-09-29 | General Electric Company | System and method for an oxidant passageway in a gas turbine system with exhaust gas recirculation |
| US10316746B2 (en) | 2015-02-04 | 2019-06-11 | General Electric Company | Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction |
| US10253690B2 (en) | 2015-02-04 | 2019-04-09 | General Electric Company | Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction |
| US10094566B2 (en) | 2015-02-04 | 2018-10-09 | General Electric Company | Systems and methods for high volumetric oxidant flow in gas turbine engine with exhaust gas recirculation |
| US10267270B2 (en) | 2015-02-06 | 2019-04-23 | General Electric Company | Systems and methods for carbon black production with a gas turbine engine having exhaust gas recirculation |
| US10145269B2 (en) | 2015-03-04 | 2018-12-04 | General Electric Company | System and method for cooling discharge flow |
| US10480792B2 (en) | 2015-03-06 | 2019-11-19 | General Electric Company | Fuel staging in a gas turbine engine |
| EP3308004B1 (en) | 2015-06-15 | 2021-09-29 | 8 Rivers Capital, LLC | System and method for startup of a power production plant |
| CA2996904C (en) | 2015-09-01 | 2021-11-02 | 8 Rivers Capital, Llc | Systems and methods for power production using nested co2 cycles |
| EP3417037B1 (en) | 2016-02-18 | 2020-04-08 | 8 Rivers Capital, LLC | System and method for power production including methanation |
| JP7001608B2 (ja) | 2016-02-26 | 2022-01-19 | ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー | 電力プラントを制御するためのシステムおよび方法 |
| JP6972013B2 (ja) | 2016-04-21 | 2021-11-24 | ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー | 炭化水素ガスの酸化のためのシステムおよび方法 |
| US9745867B1 (en) * | 2016-07-25 | 2017-08-29 | Loren R. Eastland | Compound energy co-generation system |
| 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 |
| EP3333124B1 (de) * | 2016-12-09 | 2019-06-26 | L'air Liquide, Société Anonyme Pour L'Étude Et L'exploitation Des Procédés Georges Claude | Anlage und verfahren zur erzeugung von synthesegas |
| ES2960368T3 (es) | 2017-08-28 | 2024-03-04 | 8 Rivers Capital Llc | Optimización de calor de baja calidad de ciclos de energía recuperativa de CO2 supercrítico |
| CN112055775B (zh) | 2018-03-02 | 2023-04-28 | 八河流资产有限责任公司 | 利用二氧化碳工作流体的用于功率产生的系统和方法 |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE2707681C3 (de) * | 1976-02-25 | 1980-11-20 | Kubota Ltd., Osaka (Japan) | Umlenkrohr |
| 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 |
| EP0184137A1 (en) * | 1984-12-03 | 1986-06-11 | General Electric Company | Integrated coal gasification plant and combined cycle system with air bleed and steam injection |
| DE3446715A1 (de) * | 1984-12-21 | 1986-06-26 | Krupp Koppers GmbH, 4300 Essen | Verfahren zur kuehlung von staubfoermige verunreinigungen enthaltendem partialoxidationsgas, das zur verwendung in einem kombinierten gas-dampfturbinenkraftwerk bestimmt ist |
| DE3600432A1 (de) * | 1985-05-21 | 1987-02-05 | Gutehoffnungshuette Man | Verfahren zum vergasen eines kohlenstoffhaltigen brennstoffs, insbesondere kohle |
-
1993
- 1993-10-20 US US08/139,367 patent/US5345756A/en not_active Expired - Fee Related
-
1994
- 1994-10-18 WO PCT/US1994/011875 patent/WO1995011379A2/en active IP Right Grant
- 1994-10-18 UA UA96041568A patent/UA26415C2/uk unknown
- 1994-10-18 CN CN94193847A patent/CN1067142C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1994-10-18 DE DE69422190T patent/DE69422190T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1994-10-18 GE GEAP19943132A patent/GEP20002154B/en unknown
- 1994-10-18 RO RO96-00839A patent/RO115552B1/ro unknown
- 1994-10-18 RU RU96108931/06A patent/RU2126489C1/ru not_active IP Right Cessation
- 1994-10-18 PT PT94931910T patent/PT724687E/pt unknown
- 1994-10-18 JP JP08509744A patent/JP3136540B2/ja not_active Expired - Lifetime
- 1994-10-18 CZ CZ961103A patent/CZ285404B6/cs not_active IP Right Cessation
- 1994-10-18 SK SK446-96A patent/SK281101B6/sk unknown
- 1994-10-18 AU AU49922/96A patent/AU679655B2/en not_active Ceased
- 1994-10-18 PL PL94315204A patent/PL174137B1/pl not_active IP Right Cessation
- 1994-10-18 HU HU9601018A patent/HU213648B/hu not_active IP Right Cessation
- 1994-10-18 NZ NZ300008A patent/NZ300008A/en unknown
- 1994-10-18 BR BR9408178A patent/BR9408178A/pt not_active IP Right Cessation
- 1994-10-18 CA CA002174245A patent/CA2174245C/en not_active Expired - Fee Related
- 1994-10-18 DK DK94931910T patent/DK0724687T3/da active
- 1994-10-18 EP EP94931910A patent/EP0724687B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1994-10-18 KR KR1019960702039A patent/KR100197758B1/ko not_active IP Right Cessation
- 1994-10-19 CO CO94047672A patent/CO4410232A1/es unknown
- 1994-10-20 ZA ZA948237A patent/ZA948237B/xx unknown
-
1996
- 1996-03-25 FI FI961365A patent/FI107284B/fi active
- 1996-04-19 NO NO19961568A patent/NO311190B1/no not_active IP Right Cessation
- 1996-04-19 BG BG100522A patent/BG100522A/xx unknown
Also Published As
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| HU213648B (en) | Partial oxidation process with production of power | |
| JP3432868B2 (ja) | 動力発生法 | |
| RU2257477C2 (ru) | Энергосистема для повышения термодинамической эффективности и усиления контроля загрязнения окружающей среды | |
| JP3459117B2 (ja) | 動力を発生させるための方法 | |
| US7374742B2 (en) | Direct sulfur recovery system | |
| US20100077767A1 (en) | Emission free integrated gasification combined cycle | |
| JPS608077B2 (ja) | 動力と共にｈ↓２及びｃｏよりなる合成ガスを製造する方法 | |
| GB2034349A (en) | Production of H2 and Co-containing gas stream | |
| SE418282B (sv) | Framstellning av en gasstrom innehallande vete och kolmonoxid for anvendning i en kraftproducerande gasturbin | |
| PL128336B1 (en) | Integrated method of partial oxidation of hydrocarbon fuel and generation of energy |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| HMM4 | Cancellation of final prot. due to non-payment of fee |