JP2009085210A - Polygeneration system - Google Patents

Polygeneration system Download PDF

Info

Publication number
JP2009085210A
JP2009085210A JP2008190407A JP2008190407A JP2009085210A JP 2009085210 A JP2009085210 A JP 2009085210A JP 2008190407 A JP2008190407 A JP 2008190407A JP 2008190407 A JP2008190407 A JP 2008190407A JP 2009085210 A JP2009085210 A JP 2009085210A
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
synthesis gas
unit
steam
gas
receives
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
JP2008190407A
Other languages
Japanese (ja)
Other versions
JP5268471B2 (en
Inventor
Wei Wei
ウェイ・ウェイ
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
General Electric Co
Original Assignee
General Electric Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by General Electric Co filed Critical General Electric Co
Publication of JP2009085210A publication Critical patent/JP2009085210A/en
Application granted granted Critical
Publication of JP5268471B2 publication Critical patent/JP5268471B2/en
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J3/00—Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous fuels
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J8/00—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes
    • B01J8/008—Details of the reactor or of the particulate material; Processes to increase or to retard the rate of reaction
    • B01J8/009—Membranes, e.g. feeding or removing reactants or products to or from the catalyst bed through a membrane
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J8/00—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes
    • B01J8/02—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with stationary particles, e.g. in fixed beds
    • B01J8/0242—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with stationary particles, e.g. in fixed beds the fluid flow within the bed being predominantly vertical
    • B01J8/025—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with stationary particles, e.g. in fixed beds the fluid flow within the bed being predominantly vertical in a cylindrical shaped bed
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B13/00—Oxygen; Ozone; Oxides or hydroxides in general
    • C01B13/02—Preparation of oxygen
    • C01B13/0229—Purification or separation processes
    • C01B13/0248—Physical processing only
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/36—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using oxygen or mixtures containing oxygen as gasifying agents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/48—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents followed by reaction of water vapour with carbon monoxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/50—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification
    • C01B3/501—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification by diffusion
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/50—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification
    • C01B3/52—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification by contacting with liquids; Regeneration of used liquids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/50—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification
    • C01B3/56—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification by contacting with solids; Regeneration of used solids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J3/00—Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous fuels
    • C10J3/72—Other features
    • C10J3/82—Gas withdrawal means
    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
    • F02C3/22—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being gaseous at standard temperature and pressure
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0244—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being an autothermal reforming step, e.g. secondary reforming processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/025—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a partial oxidation step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0283—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a CO-shift step, i.e. a water gas shift step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0405—Purification by membrane separation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0405—Purification by membrane separation
    • C01B2203/041—In-situ membrane purification during hydrogen production
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0415—Purification by absorption in liquids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/042—Purification by adsorption on solids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/042—Purification by adsorption on solids
    • C01B2203/043—Regenerative adsorption process in two or more beds, one for adsorption, the other for regeneration
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0465—Composition of the impurity
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0465—Composition of the impurity
    • C01B2203/0475—Composition of the impurity the impurity being carbon dioxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0465—Composition of the impurity
    • C01B2203/0485—Composition of the impurity the impurity being a sulfur compound
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0465—Composition of the impurity
    • C01B2203/0495—Composition of the impurity the impurity being water
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/06—Integration with other chemical processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/06—Integration with other chemical processes
    • C01B2203/061—Methanol production
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/06—Integration with other chemical processes
    • C01B2203/062—Hydrocarbon production, e.g. Fischer-Tropsch process
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/06—Integration with other chemical processes
    • C01B2203/068—Ammonia synthesis
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/10—Catalysts for performing the hydrogen forming reactions
    • C01B2203/1041—Composition of the catalyst
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/10—Catalysts for performing the hydrogen forming reactions
    • C01B2203/1041—Composition of the catalyst
    • C01B2203/1047—Group VIII metal catalysts
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/10—Catalysts for performing the hydrogen forming reactions
    • C01B2203/1041—Composition of the catalyst
    • C01B2203/1076—Copper or zinc-based catalysts
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1205—Composition of the feed
    • C01B2203/1211—Organic compounds or organic mixtures used in the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1205—Composition of the feed
    • C01B2203/1211—Organic compounds or organic mixtures used in the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1235—Hydrocarbons
    • C01B2203/1241—Natural gas or methane
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/14—Details of the flowsheet
    • C01B2203/148—Details of the flowsheet involving a recycle stream to the feed of the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/80—Aspect of integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas not covered by groups C01B2203/02 - C01B2203/1695
    • C01B2203/82—Several process steps of C01B2203/02 - C01B2203/08 integrated into a single apparatus
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/80—Aspect of integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas not covered by groups C01B2203/02 - C01B2203/1695
    • C01B2203/84—Energy production
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2210/00—Purification or separation of specific gases
    • C01B2210/0043—Impurity removed
    • C01B2210/0046—Nitrogen
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0913—Carbonaceous raw material
    • C10J2300/093—Coal
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/164—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with conversion of synthesis gas
    • C10J2300/1643—Conversion of synthesis gas to energy
    • C10J2300/165—Conversion of synthesis gas to energy integrated with a gas turbine or gas motor
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/1671—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with the production of electricity
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/1671—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with the production of electricity
    • C10J2300/1675—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with the production of electricity making use of a steam turbine
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/1678—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with air separation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/1687—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with steam generation
    • 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]
    • 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
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/30—Hydrogen technology
    • Y02E60/32—Hydrogen storage
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • Y02P20/129—Energy recovery, e.g. by cogeneration, H2recovery or pressure recovery turbines

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
  • Industrial Gases (AREA)

Abstract

<P>PROBLEM TO BE SOLVED: To provide a polygeneration system having a various units integrated and effectively separating undesirable chemical material. <P>SOLUTION: The polygeneration system comprises a synthetic gas generator 4 for producing synthetic gas 6, a synthetic gas enrichment unit 8 for separating undesirable chemical material from the synthetic gas to produce enriched synthetic gas 14, and a synthetic gas utilization system 18 that utilizes the enriched synthetic gas 14 to produce desirable products 22 and a stream 16 to facilitate the separation of undesirable chemical material in the synthetic gas enrichment unit 8. A power generation unit can includes stream turbine system 38, a Rankine turbine system 52, or combination thereof. Various details of component elements, and integration style between the synthetic gas enrichment unit 8 and the synthetic gas utilization system 18 are presented. <P>COPYRIGHT: (C)2009,JPO&INPIT

Description

本発明は、一般に、ポリジェネレーションシステムに関し、より具体的には、ポリジェネレーションシステムの種々のユニットを統合して望ましくない化学物質を効果的に分離することに関する。   The present invention relates generally to polygeneration systems, and more specifically to integrating various units of a polygeneration system to effectively separate unwanted chemicals.

本発明は、エネルギー省により授与された契約番号ＤＥ−ＦＣ２６−０５ＮＴ４２４５１号に基づき政府支援を得て為された。連邦政府は本発明において一定の権利を保有する。   This invention was made with government support based on contract number DE-FC26-05NT42451 awarded by the Ministry of Energy. The federal government has certain rights in this invention.

工業化が環境に対して及ぼす影響は、これまでの多くの科学的考察のテーマであり、最近の議論は、地球温暖化に対する温室効果ガスの影響に集中している。発電及び大規模な化学工業は、とりわけ全体の温室効果ガス排出の原因の１つである。これらは、自動車などの多くの発生源からの排出が分散性であるのに比べ、単一ポイントの排出源である。発電などの単一ポイントの発生源からの温室効果ガス排出を抑えることは、全体の温室効果ガス排出を低減する上で望ましいことである。   The impact of industrialization on the environment has been the subject of many scientific considerations so far, and recent discussions have focused on the impact of greenhouse gases on global warming. Power generation and the large chemical industry are among the causes of overall greenhouse gas emissions, among others. These are single point emission sources compared to the dispersive emission from many sources such as automobiles. Suppressing greenhouse gas emissions from single point sources such as power generation is desirable to reduce overall greenhouse gas emissions.

温室効果ガス排出、特に発電プラント並びに化学工業からの二酸化炭素を低減する種々の技術が開発されている。燃焼前及び燃焼後の両方の二酸化炭素の取り込みは、最近になって熱心な研究の的である。発電又は化学物質の製造を環境に優しいプロセスにするためには、場合によっては環境に放出されることになる二酸化炭素を含む、全ての望ましくない化学物質を分離することが重要である。望ましくない化学物質を分離することにより、電力又は化学物質の製造コスト全体が増加し、従って、これらの望ましくない化学物質の効率的な取り込みを可能にする技術が求められる。
米国特許第４，７９９，３５６号公報 米国特許第６，０９３，３０６号公報 米国特許第６，８２４，５７５号公報 米国特許出願公開第２００７／０１３０８３２号公報 Various techniques have been developed to reduce greenhouse gas emissions, especially carbon dioxide from power plants and the chemical industry. The uptake of carbon dioxide, both before and after combustion, has recently been the subject of intense research. In order to make power generation or chemical production an environmentally friendly process, it is important to separate all undesirable chemicals, including carbon dioxide, which may be released into the environment. Separating undesired chemicals increases the overall power or chemical manufacturing costs, and therefore a technique is needed that allows efficient incorporation of these undesired chemicals.
U.S. Pat. No. 4,799,356 US Pat. No. 6,093,306 US Pat. No. 6,824,575 US Patent Application Publication No. 2007/0130832

第１の態様によれば、合成ガスを生成する合成ガス生成器と、合成ガスから望ましくない化学物質を分離して濃縮合成ガスを生成する合成ガス濃縮ユニットと、濃縮合成ガスを利用して、有用な製品と、合成ガス濃縮ユニットにおいて望ましくない化学物質の分離を促進するストリームとを生成する合成ガス利用システムとを含むポリジェネレーションシステムが提供される。幾つかの実施形態において、ポリジェネレーションシステムは、ガス化装置、粒子状物質除去ユニット、水性ガスシフトユニット、及び発電ユニットを含む。   According to the first aspect, a synthesis gas generator that generates synthesis gas, a synthesis gas concentrating unit that separates undesirable chemical substances from the synthesis gas to generate concentrated synthesis gas, and the concentrated synthesis gas are used. A polygeneration system is provided that includes a useful product and a synthesis gas utilization system that produces a stream that facilitates separation of undesirable chemicals in the synthesis gas enrichment unit. In some embodiments, the polygeneration system includes a gasifier, a particulate matter removal unit, a water gas shift unit, and a power generation unit.

別の態様において、ポリジェネレーションシステムは、合成ガスを生成する合成ガス生成器と、合成ガスから望ましくない化学物質を分離して濃縮合成ガスを生成する合成ガス濃縮ユニットと、濃縮合成ガスを燃焼させて高温膨張ガスを生成するガスタービンシステムを有する発電ユニットとを含む。高温膨張ガスは、蒸気発生システムにおいて蒸気の第１の部分を生成するのに使用される。発電システムは、蒸気発生システムからの蒸気の第１の部分を用いて、電力と蒸気の第２の部分とを生成する蒸気タービンシステムを有する。   In another aspect, a polygeneration system includes a synthesis gas generator that generates synthesis gas, a synthesis gas enrichment unit that separates undesirable chemicals from the synthesis gas to produce concentrated synthesis gas, and combusts the concentrated synthesis gas. And a power generation unit having a gas turbine system for generating a high-temperature expansion gas. The hot expanded gas is used to generate a first portion of steam in the steam generation system. The power generation system includes a steam turbine system that uses the first portion of steam from the steam generation system to generate power and a second portion of steam.

更に別の態様において、ポリジェネレーションシステムは、合成ガスを生成する合成ガス生成器と、合成ガスから望ましくない化学物質を分離して濃縮合成ガスと望ましくない化学物質を含む流体ストリームとを生成する合成ガス濃縮ユニットとを含む。ポリジェネレーションシステムは、濃縮合成ガスと高温膨張ガスとを燃焼させるガスタービンシステムを有する発電ユニットを含む。高温膨張ガスは、蒸気発生システムにおいて蒸気の第１の部分を生成するのに使用される。発電システムは、蒸気の第１の部分と、合成ガス濃縮ユニットからの望ましくない化学物質を含む流体ストリームとを用いて、電力と、蒸気の第２の部分とを生成するランキンタービンを含む。蒸気の第２の部分は、合成ガス濃縮ユニットにおいて望ましくない化学物質の分離を促進するのに使用される。   In yet another aspect, a polygeneration system may generate a synthesis gas generator that produces synthesis gas and a synthesis stream that separates unwanted chemicals from the synthesis gas to produce a concentrated synthesis gas and a fluid stream containing the unwanted chemicals. A gas concentrating unit. The polygeneration system includes a power generation unit having a gas turbine system that combusts concentrated synthesis gas and hot expanded gas. The hot expanded gas is used to generate a first portion of steam in the steam generation system. The power generation system includes a Rankine turbine that uses a first portion of steam and a fluid stream containing undesired chemicals from the syngas enrichment unit to generate power and a second portion of steam. The second part of the vapor is used to facilitate the separation of undesirable chemicals in the syngas enrichment unit.

更に別の態様において、ポリジェネレーションシステムは、合成ガスを生成する合成ガス生成器と、水性ガスシフトユニット及び分離ユニットを有する合成ガス濃縮ユニットとを含む。水性ガスシフトユニットは、合成ガスを受け取り、水素濃縮合成ガスを生成する。水素濃縮合成ガスから望ましくない化学物質が分離されて、濃縮合成ガスと、望ましくない化学物質を含む流体ストリームとを生成する。ポリジェネレーションシステムは、ガスタービンシステム、蒸気発生システム、及びランキンタービンシステムを有する発電ユニットを含む。濃縮合成ガスがガスタービンシステムにおいて燃焼されて電力と高温膨張ガスとを生成する。高温膨張ガスは蒸気発生システムにより受け取られ、蒸気の第１の部分と第２の部分とを生成する。蒸気の第１の部分と望ましくない化学物質を含む流体ストリームとがランキンタービンシステムにより受け取られ、電力と蒸気の第３の部分とを生成する。蒸気の第３の部分は分離ユニットに提供され、望ましくない化学物質の分離を促進する。   In yet another aspect, the polygeneration system includes a synthesis gas generator that produces synthesis gas, and a synthesis gas enrichment unit having a water gas shift unit and a separation unit. The water gas shift unit receives the synthesis gas and produces a hydrogen enriched synthesis gas. Undesirable chemicals are separated from the hydrogen enriched syngas to produce a concentrated syngas and a fluid stream containing the undesirable chemicals. The polygeneration system includes a power generation unit having a gas turbine system, a steam generation system, and a Rankine turbine system. The concentrated synthesis gas is combusted in a gas turbine system to produce electrical power and hot expanded gas. The hot expanded gas is received by the steam generation system and produces a first portion and a second portion of steam. A first portion of steam and a fluid stream containing undesirable chemicals are received by the Rankine turbine system to produce electrical power and a third portion of steam. A third portion of the vapor is provided to the separation unit to facilitate the separation of unwanted chemicals.

更に別の態様において、ポリジェネレーションシステムは、空気分離ユニットと、合成ガス生成器と、合成ガス濃縮ユニットと、触媒バーナーと、発電ユニットとを備える。空気分離ユニットにおいて酸素リッチストリームが生成され、合成ガス生成器に送られる。合成ガス生成器は、炭素質燃料及び酸素リッチストリームを受け取り合成ガスを生成するよう構成されたガス化装置を含む。合成ガス生成器は更に、合成ガスを受け取って冷却合成ガスを生成する冷却ユニットを含む。合成ガス濃縮ユニットは、粒子状物質除去ユニットと、合成ガススイートニングユニットと、水性ガスシフト反応器と、分離油ニッチとを備える。粒子状物質除去ユニットにより冷却合成ガスが受け取られて粒子状物質のない合成ガスを生成し、これが合成ガススイートニングユニットにより受け取られてスイート合成ガスを生成する。水性ガスシフトユニットは、スイート合成ガス及び蒸気の第１の部分を受け取り、水素濃縮合成ガスと蒸気の第１の部分とを生成するよう構成されている。分離ユニットは、水素濃縮合成ガスを受け取り、濃縮合成ガスと、望ましくない化学物質を含む流体ストリームとを生成するよう構成される。望ましくない化学物質を含む流体ストリームは触媒バーナーに送られ、不燃性ストリームを生成する。発電ユニットは、ガスタービンシステム、蒸気発生システム、及びランキンタービンシステムを備える。ガスタービンは、濃縮合成ガスを受け取り、電力と高温膨張ガスとを生成するよう構成され、該高温膨張ガスが蒸気発生システムによって受け取られて、蒸気の第１の部分と蒸気の第２の部分とを生成する。ランキンタービンシステムは、蒸気の第２の部分と不燃性流体ストリームとを受け取り、電力と蒸気の第３の部分とを生成し、該蒸気の第３の部分が分離ユニットに送られて、望ましくない化学物質の分離を促進する。   In yet another aspect, the polygeneration system comprises an air separation unit, a synthesis gas generator, a synthesis gas enrichment unit, a catalyst burner, and a power generation unit. An oxygen rich stream is generated in the air separation unit and sent to the synthesis gas generator. The syngas generator includes a gasifier configured to receive a carbonaceous fuel and an oxygen rich stream and generate syngas. The synthesis gas generator further includes a cooling unit that receives the synthesis gas and produces a cooled synthesis gas. The synthesis gas concentration unit includes a particulate matter removal unit, a synthesis gas sweetening unit, a water gas shift reactor, and a separated oil niche. The cooled synthesis gas is received by the particulate matter removal unit to produce a synthesis gas free of particulate matter, which is received by the synthesis gas sweetening unit to produce a sweet synthesis gas. The water gas shift unit is configured to receive a sweet syngas and a first portion of steam and produce a hydrogen enriched syngas and a first portion of steam. The separation unit is configured to receive the hydrogen enriched syngas and produce a enriched syngas and a fluid stream containing undesirable chemicals. A fluid stream containing undesirable chemicals is sent to a catalytic burner to produce a non-flammable stream. The power generation unit includes a gas turbine system, a steam generation system, and a Rankine turbine system. The gas turbine is configured to receive the enriched syngas and generate electrical power and a hot expanded gas, the hot expanded gas being received by the steam generation system, and a first portion of steam and a second portion of steam. Is generated. The Rankine turbine system receives a second portion of steam and a non-combustible fluid stream and produces electrical power and a third portion of steam that is sent to a separation unit, which is undesirable. Promote the separation of chemicals.

本発明のこれら及び他の特徴、態様、並びに利点は、添付図面を参照しながら以下の詳細な説明を読めばより理解されるであろう。図面全体を通して、同じ符号は同じ要素を示す。   These and other features, aspects and advantages of the present invention will become better understood when the following detailed description is read with reference to the accompanying drawings. Like reference numerals refer to like elements throughout the drawings.

ポリジェネレーションシステム１０は、図１に示すように、合成ガス発生器４と、合成ガス濃縮ユニット８、及び合成ガス利用システム１８を含む。炭素燃料２は、合成ガス発生器４において合成ガス６に転化され、通常合成ガスは、水素及び一酸化炭素を含む。合成ガス６は、合成ガス濃縮ユニット８内で濃縮されて、濃縮合成ガス１４を生成する。濃縮合成ガス１４は、合成ガス利用システム１８で使用され、有用な製品２２を製造する。合成ガス利用システム１８からの流体ストリーム１６は、合成ガス濃縮ユニット８内の合成ガス濃縮を促進して、合成ガス６から濃縮合成ガス１４を生成するのに使用される。   As shown in FIG. 1, the polygeneration system 10 includes a synthesis gas generator 4, a synthesis gas concentrating unit 8, and a synthesis gas utilization system 18. The carbon fuel 2 is converted into the synthesis gas 6 in the synthesis gas generator 4, and the synthesis gas usually contains hydrogen and carbon monoxide. The synthesis gas 6 is concentrated in the synthesis gas concentration unit 8 to produce a concentrated synthesis gas 14. The concentrated synthesis gas 14 is used in a synthesis gas utilization system 18 to produce a useful product 22. The fluid stream 16 from the synthesis gas utilization system 18 is used to facilitate synthesis gas enrichment in the synthesis gas enrichment unit 8 to produce the enriched synthesis gas 14 from the synthesis gas 6.

炭素ガス２は、例えば、石炭、石油、天然ガス、バイオマス、都市廃棄物、又は他のいずれかの炭素材料を含む。炭素燃料２は、限定ではないが、ガス化、部分酸化、改質、及び自動熱改質を含む、従来の方法によって合成ガス発生器４内の合成ガス６に転化される。１つの実施形態において、合成ガス発生器４は、リアクタユニットを備え、例えば、リフォーマ、部分酸化（ＰＯＸ）リアクタ、自動サーマルリアクタ、及びガス化装置を含む。１つの実施形態において、合成ガス発生器４は更に、合成ガス６の冷却を行うことを含むことができる。別の実施形態において、合成ガス発生器４における未反応炭素燃料は、リサイクルして戻され（図１には図示していない）、炭素燃料２と混合されることになる。   The carbon gas 2 includes, for example, coal, oil, natural gas, biomass, municipal waste, or any other carbon material. The carbon fuel 2 is converted to synthesis gas 6 in the synthesis gas generator 4 by conventional methods including, but not limited to, gasification, partial oxidation, reforming, and autothermal reforming. In one embodiment, the syngas generator 4 comprises a reactor unit and includes, for example, a reformer, a partial oxidation (POX) reactor, an automatic thermal reactor, and a gasifier. In one embodiment, the synthesis gas generator 4 can further include performing a cooling of the synthesis gas 6. In another embodiment, the unreacted carbon fuel in the synthesis gas generator 4 is recycled back (not shown in FIG. 1) and mixed with the carbon fuel 2.

合成ガス濃縮ユニット８では、合成ガス６が濃縮されて濃縮合成ガス１４を生成する。合成ガス６の濃縮は通常、合成ガス６中の水素及び／又は一酸化炭素の濃度を高めることにより達成される。合成ガス６は、合成ガス濃縮ユニット８内の合成ガス６から分離することができる幾つかの望ましくない化学物質を含むことができる。１つの実施形態において、合成ガス６の濃縮は、望ましくない化学物質を分離することにより行われる。望ましくない化学物質には、限定ではないが、粒子状物質、硫黄化合物、炭素化合物、塩素化合物、窒素化合物、水、水銀、及びアンモニアが含まれる。望ましくない化学物質の一部は、炭素燃料２に由来し、他の化学物質は、合成ガス発生器４において生成された。１つの実施形態において、合成ガス濃縮ユニット８は、望ましくない化学物質を含む廃棄流れを生成するよう構成される。１つの実施形態において、合成ガス濃縮ユニット８内に望ましくない化学物質の少なくとも一部を分離することにより、合成ガス６中の水素及び／又は一酸化炭素濃度が高くなる。   In the synthesis gas concentration unit 8, the synthesis gas 6 is concentrated to produce a concentrated synthesis gas 14. The enrichment of the synthesis gas 6 is usually achieved by increasing the concentration of hydrogen and / or carbon monoxide in the synthesis gas 6. The syngas 6 may include a number of undesirable chemicals that can be separated from the syngas 6 in the syngas enrichment unit 8. In one embodiment, the synthesis gas 6 is concentrated by separating undesired chemicals. Undesirable chemicals include, but are not limited to, particulate matter, sulfur compounds, carbon compounds, chlorine compounds, nitrogen compounds, water, mercury, and ammonia. Some of the undesirable chemicals originated from the carbon fuel 2 and other chemicals were produced in the synthesis gas generator 4. In one embodiment, the syngas enrichment unit 8 is configured to produce a waste stream that contains undesirable chemicals. In one embodiment, separating at least some of the undesirable chemicals in the synthesis gas enrichment unit 8 increases the hydrogen and / or carbon monoxide concentration in the synthesis gas 6.

１つの実施形態では、合成ガス６中の水素濃度は、水又はストリームとの合成ガス６の反応によって高くなり、これは一般に水性ガスシフト反応として知られている。水性ガスシフト反応は、無機化学反応であり、水と一酸化炭素が反応して、二酸化炭素と水素を形成し、これは以下で表される。
ＣＯ＋Ｈ２Ｏ→ＣＯ２＋Ｈ２
１つの実施形態では、合成ガス６から水素の少なくとも一部を除去することにより、一酸化炭素濃度が高くなる。別の実施形態において、合成ガス６中の一酸化炭素濃度は、二酸化炭素と炭素が反応して二酸化炭素を形成することにより高くなり、これは一般に逆ブドワー反応として知られており、以下で表される。
ＣＯ２＋Ｃ→２ＣＯ
合成ガス利用システム１８は、例えば、電力及び化学物質を含む、有用な製品２２を製造するユニットである。合成ガス利用システム１８は、濃縮合成ガス１４を受取り、流体ストリーム１６を生成するように構成される。１つの実施形態において、流体ストリーム１６は、合成ガス濃縮に必要とされる熱を与えることによって合成ガス濃縮を可能にする。別の実施形態において、流体ストリーム１６は、合成ガス濃縮の蒸気要件を定める。本発明のポリジェネレーションシステム２０が図２に示されている例示的なポリジェネレーションシステム２０は、合成ガス発生器４、合成ガス濃縮ユニット８、及び合成ガス利用システム１８を含む。１つの実施形態において、合成ガス利用システム１８は、化学物質を製造する化学合成ユニット２４、又は電力を発生する発電ユニット３２、或いはこれらの両方を含む。１つの実施形態において、図２に示すように、合成ガス利用システム１８は、化学合成ユニット２４及び発電ユニット３２の両方を含む。 In one embodiment, the hydrogen concentration in the synthesis gas 6 is increased by the reaction of the synthesis gas 6 with water or a stream, commonly known as a water gas shift reaction. The water gas shift reaction is an inorganic chemical reaction in which water and carbon monoxide react to form carbon dioxide and hydrogen, which is represented below.
CO + H 2 O → CO 2 + H 2
In one embodiment, the carbon monoxide concentration is increased by removing at least a portion of the hydrogen from the synthesis gas 6. In another embodiment, the concentration of carbon monoxide in the syngas 6 is increased by the reaction of carbon dioxide and carbon to form carbon dioxide, commonly known as the inverse Budwar reaction, which is shown below. Is done.
CO 2 + C → 2CO
The syngas utilization system 18 is a unit that produces useful products 22 including, for example, power and chemicals. The syngas utilization system 18 is configured to receive the concentrated syngas 14 and produce a fluid stream 16. In one embodiment, fluid stream 16 enables synthesis gas enrichment by providing the heat required for synthesis gas enrichment. In another embodiment, the fluid stream 16 defines the vapor requirements for syngas enrichment. The exemplary polygeneration system 20 in which the polygeneration system 20 of the present invention is shown in FIG. 2 includes a syngas generator 4, a syngas enrichment unit 8, and a syngas utilization system 18. In one embodiment, the synthesis gas utilization system 18 includes a chemical synthesis unit 24 that produces chemicals, a power generation unit 32 that generates electrical power, or both. In one embodiment, as shown in FIG. 2, the synthesis gas utilization system 18 includes both a chemical synthesis unit 24 and a power generation unit 32.

化学合成ユニット２４は、合成ガス濃縮ユニット８から濃縮合成ガス１４の一部を受け取り、水素、アンモニア、ジメチルエーテル、メタノール、又は液化炭化水素を含む、化学物質を生成するよう構成される。１つの実施形態において、化学合成ユニット２４は、フィッシャー・トロプシュ法を利用して、限定ではないが、ガソリン及びディーゼルなどの炭化水素を生成する。発電ユニット３２は、燃料源として濃縮合成ガス１４の一部を受け取り電力を発生するよう構成されている。１つの実施形態において、発電ユニット３２は、複合サイクル発電プラントである。典型的な複合サイクル発電プラントには、ガスタービンプラント、熱回収蒸気発生器（ＨＲＳＧ）及び蒸気タービンプラントがある。ガスタービンプラントでは、燃料が燃焼して加圧燃焼ガスを生成し、これを膨張させて出力を発生し、更に、膨張した高温ガスがガスタービンからＨＲＳＧに送られて高圧蒸気を生成し、蒸気タービンプラントにおいて膨張されて更に出力を生成するようになる。複合サイクル発電プラントにおいて濃縮合成ガス１４を燃料源として用いると、燃料の燃焼がクリーンで効率的であること、大気への排出がクリーンであること、二酸化炭素を含有する温室効果ガスの取り込みが効率的であることを含む、多くの利点がある。１つの実施形態において、発電ユニット３２は、濃縮合成ガス１４を燃料源として用いた単純サイクルガスタービンプラントである。別の実施形態において、発電プラント３２は、ボイラー内で濃縮合成ガス１４を単一の燃料源として又は他の燃料と組み合わせて用いて、蒸気タービンを動作させる高圧蒸気を生成する蒸気タービンプラントである。濃縮合成ガス１４と共に用いることができる他の燃料には、限定ではないが、石炭、バイオマス、石油、及び天然ガスがある。   The chemical synthesis unit 24 is configured to receive a portion of the concentrated synthesis gas 14 from the synthesis gas enrichment unit 8 and produce a chemical that includes hydrogen, ammonia, dimethyl ether, methanol, or liquefied hydrocarbons. In one embodiment, the chemical synthesis unit 24 utilizes a Fischer-Tropsch process to produce hydrocarbons such as, but not limited to, gasoline and diesel. The power generation unit 32 is configured to receive a part of the concentrated synthesis gas 14 as a fuel source and generate electric power. In one embodiment, the power generation unit 32 is a combined cycle power plant. Typical combined cycle power plants include gas turbine plants, heat recovery steam generators (HRSG) and steam turbine plants. In a gas turbine plant, fuel is combusted to generate pressurized combustion gas, which is expanded to generate output, and the expanded high-temperature gas is sent from the gas turbine to HRSG to generate high-pressure steam. It is expanded in the turbine plant to produce more power. When concentrated syngas 14 is used as a fuel source in a combined cycle power plant, the combustion of fuel is clean and efficient, the emission to the atmosphere is clean, and the incorporation of greenhouse gases containing carbon dioxide is efficient There are many advantages, including In one embodiment, the power generation unit 32 is a simple cycle gas turbine plant that uses the enriched syngas 14 as a fuel source. In another embodiment, the power plant 32 is a steam turbine plant that uses the concentrated syngas 14 as a single fuel source or in combination with other fuels in a boiler to produce high pressure steam that operates the steam turbine. . Other fuels that can be used with the enriched syngas 14 include, but are not limited to, coal, biomass, oil, and natural gas.

上記の実施形態において説明したように、合成ガス利用システム１８からの流体ストリーム１６は、合成ガス濃縮ユニット８において合成ガス６の濃縮を促進する。１つの実施形態において、流体ストリーム１６は、化学合成ユニット２４からの不活性ガスストリームである。別の実施形態において、流体ストリーム１６はＨＲＳＧで生成されたストリームである。更に別の実施形態において、流体ストリーム１６は、蒸気タービンにおいて部分的に膨張された蒸気である。   As described in the above embodiment, the fluid stream 16 from the synthesis gas utilization system 18 facilitates the enrichment of the synthesis gas 6 in the synthesis gas enrichment unit 8. In one embodiment, fluid stream 16 is an inert gas stream from chemical synthesis unit 24. In another embodiment, fluid stream 16 is a HRSG generated stream. In yet another embodiment, the fluid stream 16 is partially expanded steam in a steam turbine.

本発明のポリジェネレーションシステム３０が図３に示されている。例示的なポリジェネレーションシステム１０において、発電ユニット３２は、ガスタービン３４、蒸気発生器３６、及び蒸気タービン３８を含む。発電ユニット３２は、電力４２及びクリーン排気４４を生成する。クリーン排気４４は、従来の微粉炭発電プラントからの排出と比較してより少ない排出物濃度を有する。排出物には、限定ではないが、窒素化合物、硫黄化合物、塩素化合物、水銀、アンモニア、及び二酸化炭素が含まれる。ガスタービン３４は、空気などのストリームを含む酸素（酸化剤）を圧縮するための圧縮機と、加圧された酸化剤と燃料を燃焼させて加圧燃焼ガスを生成する燃焼器（図３には示していない）とを含む。１つの実施形態において、濃縮合成ガス１４は、ガスタービン３４の燃焼器の燃料として使用される。ガスタービン３４は、加圧燃焼ガスを膨張させる膨張器を含み、該膨張器は、発電機（図示せず）に結合され、電力４２及び高温の膨張ガス４６を生成する。ガスタービン３４からの高温膨張ガス４６は、蒸気発生器３６に送られ、膨張ガス４６の熱含量を用いて高圧蒸気４８が生成される。蒸気発生器３６で生成される高圧蒸気４８は、蒸気タービン３８内で膨張され電力４２を生成する。   A polygeneration system 30 of the present invention is shown in FIG. In the exemplary polygeneration system 10, the power generation unit 32 includes a gas turbine 34, a steam generator 36, and a steam turbine 38. The power generation unit 32 generates electric power 42 and clean exhaust 44. Clean exhaust 44 has a lower exhaust concentration compared to emissions from conventional pulverized coal power plants. Emissions include but are not limited to nitrogen compounds, sulfur compounds, chlorine compounds, mercury, ammonia, and carbon dioxide. The gas turbine 34 includes a compressor for compressing oxygen (oxidant) including a stream such as air, and a combustor that generates pressurized combustion gas by burning the pressurized oxidant and fuel (see FIG. 3). Is not shown). In one embodiment, the enriched syngas 14 is used as fuel for the combustor of the gas turbine 34. The gas turbine 34 includes an expander that expands the pressurized combustion gas, which is coupled to a generator (not shown) to produce electrical power 42 and hot expanded gas 46. The hot expanded gas 46 from the gas turbine 34 is sent to a steam generator 36 where high pressure steam 48 is generated using the heat content of the expanded gas 46. The high pressure steam 48 generated by the steam generator 36 is expanded in the steam turbine 38 to generate electric power 42.

１つの実施形態において、ガスタービン３４及び蒸気タービン３８は同じ発電機に結合される。１つの実施形態において、蒸気タービン３８は再熱タービン３８であり、ここでは蒸気流量は、高圧セクションから取られ、蒸気発生器３６において追加の熱を付加した後に中圧セクションに戻され、これにより正味の電力出力が増大する。１つの実施形態において、部分的に膨張された流体ストリームが蒸気タービン３８から取り出され、合成ガス６から望ましくない化学物質の分離を促進して濃縮合成ガス１４を生成するのに合成ガス濃縮ユニット８で使用される。   In one embodiment, gas turbine 34 and steam turbine 38 are coupled to the same generator. In one embodiment, the steam turbine 38 is a reheat turbine 38, where the steam flow is taken from the high pressure section and returned to the intermediate pressure section after adding additional heat in the steam generator 36, thereby Net power output is increased. In one embodiment, the partially expanded fluid stream is withdrawn from the steam turbine 38 to facilitate the separation of undesirable chemicals from the syngas 6 to produce the enriched syngas 14 to produce the syngas enrichment unit 8. Used in.

合成ガス６からの望ましくない化学物質の分離は、物理的及び化学的分離技術を含む好適な技術により行われる。１つの実施形態において、合成ガス６中の粒子状物質は、合成ガス６を水で洗浄することにより分離される。別の実施形態において、硫黄化合物を含む望ましくない化学物質の一部は、合成ガス６をアミン溶液でこすり洗いすることにより合成ガス６から分離される。更に別の実施形態において、硫黄化合物及び炭素化合物を含む望ましくない化学物質の一部は、溶剤を利用する吸収法を用いて分離される。   Separation of undesirable chemicals from the syngas 6 is accomplished by suitable techniques including physical and chemical separation techniques. In one embodiment, particulate matter in the synthesis gas 6 is separated by washing the synthesis gas 6 with water. In another embodiment, some of the undesirable chemicals including sulfur compounds are separated from the syngas 6 by scrubbing the syngas 6 with an amine solution. In yet another embodiment, some of the undesirable chemicals, including sulfur compounds and carbon compounds, are separated using absorption methods that utilize solvents.

１つの実施形態では、望ましくない化学物質を合成ガス６から分離するために膜分離法が用いられる。膜分離法における駆動力には、圧力、及び／又は膜内外の濃度差が含まれる。単純な膜分離法では、供給流が膜の一方側で供給され、膜は異なる化学物質に対して異なる透過性を有し、従って化学物質の分離が達成される。透過性は、単位時間における膜の単位面積当たりの膜を横断する化学物質のモル流量として定義される。キャリアストリームは、通常、膜を通って透過する化学物質を保持するのに利用され、これにより分離効率が高くなる。キャリアストリームの特性は、このキャリアストリームからの透過化学物質の分離を単純な方法によって行うことができるようにするものである。１つの実施形態において、流体ストリーム２８は、合成ガス６から望ましくない化学物質を分離するためのキャリアとして使用される。   In one embodiment, a membrane separation method is used to separate unwanted chemicals from the synthesis gas 6. The driving force in the membrane separation method includes a pressure and / or a concentration difference between inside and outside the membrane. In a simple membrane separation process, the feed stream is fed on one side of the membrane and the membrane has different permeability to different chemicals, thus achieving chemical separation. Permeability is defined as the molar flow rate of chemical across the membrane per unit area of the membrane in unit time. The carrier stream is typically used to hold chemicals that permeate through the membrane, thereby increasing separation efficiency. The characteristics of the carrier stream are such that separation of permeate chemicals from this carrier stream can be performed in a simple manner. In one embodiment, fluid stream 28 is used as a carrier to separate unwanted chemicals from synthesis gas 6.

１つの実施形態において、合成ガス濃縮ユニット８において分離される望ましくない化学物質は二酸化炭素であり、この分離を行うために、二酸化炭素に対して高い透過性を有する膜が使用される。単純な凝縮方法によって二酸化炭素のストリームからの分離を容易に行うことができるので、ストリームは二酸化炭素の好ましいキャリアである。１つの実施形態において、流体ストリーム２８は、膜の他方の側に透過される二酸化炭素を効率的に保持するためのキャリアとして使用される。   In one embodiment, the undesirable chemical separated in the syngas enrichment unit 8 is carbon dioxide, and a membrane that is highly permeable to carbon dioxide is used to perform this separation. A stream is a preferred carrier for carbon dioxide because it can be easily separated from the stream by a simple condensation method. In one embodiment, the fluid stream 28 is used as a carrier to efficiently retain carbon dioxide that is permeated to the other side of the membrane.

本発明のポリジェネレーションシステム４０が図４に示されている。例示的なポリジェネレーションシステム４０では、発電ユニット３２はランキンタービン５２を含む。１つの実施形態において、合成ガス濃縮ユニット８は、望ましくない化学物質の第１の部分を含有する廃棄ストリーム１２と、望ましくない化学物質の第２の部分を含有する流体ストリーム５４とを生成するよう構成される。１つの実施形態において、流体ストリーム５４は、高圧ストリーム４８と共にランキンタービン５２の作動流体として使用される。高圧ストリーム４８に加えて、ランキンタービン５２の作動流体として流体ストリーム５４が使用されると、ランキンタービン５２からの電力出力が増大する。ランキンタービン５２の作動流体は、蒸気、二酸化炭素、窒素、又はこれらの組み合わせを含むことができる。１つの実施形態において、ランキンタービン５２は、合成ガス濃縮ユニット８に送られて合成ガス濃縮を促進する流体ストリーム５６を生成するように構成されている。   A polygeneration system 40 of the present invention is shown in FIG. In the exemplary polygeneration system 40, the power generation unit 32 includes a Rankine turbine 52. In one embodiment, the syngas enrichment unit 8 generates a waste stream 12 containing a first portion of undesirable chemicals and a fluid stream 54 containing a second portion of undesirable chemicals. Composed. In one embodiment, fluid stream 54 is used as working fluid for Rankine turbine 52 along with high pressure stream 48. When the fluid stream 54 is used as the working fluid for the Rankine turbine 52 in addition to the high pressure stream 48, the power output from the Rankine turbine 52 increases. The working fluid of Rankine turbine 52 may include steam, carbon dioxide, nitrogen, or a combination thereof. In one embodiment, the Rankine turbine 52 is configured to produce a fluid stream 56 that is sent to the synthesis gas enrichment unit 8 to facilitate synthesis gas enrichment.

１つの実施形態において、合成ガス濃縮ユニット８における合成ガス濃縮には水性ガスシフト反応が使用され、流体ストリーム５６は、水性ガスシフト反応に必要とされるストリームを提供するのに使用される。１つの実施形態において、合成ガス濃縮ユニット８において望ましくない化学物質を分離するのに溶剤が利用され、該溶剤の生成に必要な熱を提供するために流体ストリーム５６が使用される。別の実施形態において、合成ガス濃縮ユニット８における望ましくない化学物質の分離において膜分離法が使用され、流体ストリーム５６は、膜を横断して透過する望ましくない化学物質のキャリアとして使用される。１つの実施形態において、望ましくない化学物質の第１の部分は、図４において破線で示された合成ガス濃縮ユニット８の廃棄ストリーム１２として分離される。望ましくない化学物質の第２の部分を保持する流体ストリーム５４は、ランキンタービン５２において膨張され、望ましくない化学物質の第２の部分は、発電ユニット３２からの流体ストリーム１３として分離される。１つの実施形態において、望ましくない化学物質は、合成ガス濃縮ユニット８から廃棄ストリーム１２として分離され、又は発電ユニット３２から流体ストリーム１３として分離され、或いはその両方で分離される。   In one embodiment, a water gas shift reaction is used for syngas enrichment in the syngas enrichment unit 8 and the fluid stream 56 is used to provide the stream required for the water gas shift reaction. In one embodiment, a solvent is utilized to separate undesired chemicals in the syngas enrichment unit 8, and a fluid stream 56 is used to provide the heat necessary to produce the solvent. In another embodiment, a membrane separation method is used in the separation of unwanted chemicals in the syngas enrichment unit 8, and the fluid stream 56 is used as a carrier for unwanted chemicals that permeate across the membrane. In one embodiment, the first portion of undesired chemicals is separated as the waste stream 12 of the syngas enrichment unit 8, shown in dashed lines in FIG. The fluid stream 54 holding the second portion of undesirable chemicals is expanded in the Rankine turbine 52 and the second portion of undesirable chemicals is separated as the fluid stream 13 from the power generation unit 32. In one embodiment, undesired chemicals are separated from the synthesis gas enrichment unit 8 as a waste stream 12 and / or separated from the power generation unit 32 as a fluid stream 13 or both.

本発明のポリジェネレーションシステム５０が図５に示されている。例示的なポリジェネレーションシステム５０は、化学合成ユニット２４を含む。１つの実施形態において、濃縮合成ガス１４の第１の部分が化学合成ユニット２４に送られる。別の実施形態において、濃縮合成ガス１４の第２の部分が発電ユニット３２のガスタービン３４に送られる。化学物質及び電力の複合生成は、これら２つのプロセスを統合して電力及び化学物質の両方を効率的且つ経済的に生成する機会をもたらす。   A polygeneration system 50 of the present invention is shown in FIG. The exemplary polygeneration system 50 includes a chemical synthesis unit 24. In one embodiment, a first portion of the enriched synthesis gas 14 is sent to the chemical synthesis unit 24. In another embodiment, the second portion of the enriched synthesis gas 14 is sent to the gas turbine 34 of the power generation unit 32. The combined generation of chemicals and power provides an opportunity to integrate these two processes to generate both power and chemicals efficiently and economically.

本発明のポリジェネレーションシステム６０が図６に示される。例示的なポリジェネレーションシステム６０は空気分離ユニット（ＡＳＵ）６２を含む。１つの実施形態において、空気５８は、空気分離ユニット６２において、酸素リッチストリーム７４と酸素希薄ストリーム６８とに分離される。本明細書全体を通して、化学物質が生成される流体ストリームの濃度よりも該化学物質の濃度がより高い場合に、流体ストリームは化学物質中でリッチであるといわれる。他方、化学物質が生成される流体ストリームの濃度よりも該化学物質の濃度がより低い場合に、流体ストリームは化学物質中で希薄であるといわれる。   A polygeneration system 60 of the present invention is shown in FIG. The exemplary polygeneration system 60 includes an air separation unit (ASU) 62. In one embodiment, air 58 is separated into oxygen rich stream 74 and oxygen lean stream 68 in air separation unit 62. Throughout this specification, a fluid stream is said to be rich in a chemical if the concentration of the chemical is higher than the concentration of the fluid stream in which the chemical is produced. On the other hand, a fluid stream is said to be lean in a chemical if the concentration of the chemical is lower than the concentration of the fluid stream in which the chemical is produced.

１つの実施形態において、酸素リッチストリーム７４は、合成ガス生成器４に送られる。空気５８の代わりに酸素リッチストリーム７４を用いた合成ガス６の生成には、合成ガス生成器４の容積が小さくなる利点がある。酸素リッチストリームを用いる別の利点は、生成される合成ガスの発熱量が大きくなることである。別の実施例では、流体ストリーム５６の第１の部分６６は、空気分離ユニット６２における空気分離を促進するのに用いられ、流体ストリーム５６の第２の部分は、合成ガス濃縮を促進するのに用いられる。１つの実施形態において、空気分離ユニット６２では膜分離法が利用され、流体ストリーム６６は、膜を横断して透過する化学物質のキャリアとして使用される。１つの実施形態において、膜は酸素を透過することができる。ＡＳＵ６２からの酸素希薄ストリーム６８が合成ガス濃縮ユニット８から生じた流体ストリーム５４と混合されて混合ストリーム７２を形成し、これがランキンタービン５２に送られる。混合ストリーム７２を形成するために酸素希薄ストリーム６８を流体ストリーム５４に付加することにより、ランキンタービン５２への質量流量が増大し、これにより正味電力出力が増大する。混合ストリーム７２と蒸気発生器３６からの高圧蒸気４８とがランキンタービン５２での作動流体として使用される。１つの実施形態において、酸素希薄ストリーム６８の一部は、発電効率を向上させるために、図６に破線で示された冷却剤としてガスタービン３４に送られる。本明細書全体を通して、破線は任意選択の実施形態を示している。別の実施形態において、ガスタービンユニット３４の圧縮機は、空気分離ユニット６２（図６には図示していない）の空気５８を圧縮するのに使用される。   In one embodiment, the oxygen rich stream 74 is sent to the synthesis gas generator 4. The production of the synthesis gas 6 using the oxygen-rich stream 74 instead of the air 58 has an advantage that the volume of the synthesis gas generator 4 is reduced. Another advantage of using an oxygen rich stream is that the generated calorific value of the synthesis gas is increased. In another embodiment, the first portion 66 of the fluid stream 56 is used to facilitate air separation in the air separation unit 62, and the second portion of the fluid stream 56 is used to facilitate synthesis gas enrichment. Used. In one embodiment, the air separation unit 62 utilizes a membrane separation method and the fluid stream 66 is used as a chemical carrier that permeates across the membrane. In one embodiment, the membrane is permeable to oxygen. The oxygen lean stream 68 from the ASU 62 is mixed with the fluid stream 54 resulting from the syngas enrichment unit 8 to form a mixed stream 72 that is sent to the Rankine turbine 52. Adding the oxygen lean stream 68 to the fluid stream 54 to form the mixed stream 72 increases the mass flow to the Rankine turbine 52, thereby increasing the net power output. Mixed stream 72 and high pressure steam 48 from steam generator 36 are used as working fluid in Rankine turbine 52. In one embodiment, a portion of the oxygen lean stream 68 is sent to the gas turbine 34 as a coolant, shown in dashed lines in FIG. 6, to improve power generation efficiency. Throughout this specification, dashed lines indicate optional embodiments. In another embodiment, the compressor of gas turbine unit 34 is used to compress air 58 of air separation unit 62 (not shown in FIG. 6).

本発明のポリジェネレーションシステム７０が図７に示されている。例示的なポリジェネレーションシステム７０は、水性ガスシフト（ＷＧＳ）ユニット７６及び分離ユニット７８を含む。１つの実施形態において、合成ガス生成器４からの合成ガス６は水性ガスシフトユニット７６に送られ、ここで水性ガスシフト反応が生じて水素を多く含む水素濃縮合成ガス８８を生成する。１つの実施形態において、水素濃縮合成ガス８８が分離ユニット７８に送られ、望ましくない化学物質の一部を保持する流体ストリーム８２を生成する。１つの実施形態において、望ましくない化学物質を分離するための複数の分離ユニット７８が利用される。１つの実施形態において、分離ユニット７８は膜分離器である。１つの実施形態において、分離ユニット７８からの望ましくない化学物質の一部を含む流体ストリーム８２は、作動流体としてランキンタービン５２に送られる。流体ストリーム５６は、ポリジェネレーションシステムの全体効率を最大にするような適切な圧力及び温度条件でランキンタービンから引き出される。１つの実施形態において、流体ストリーム５６は、水性ガスシフトユニット７６の動作圧力及び温度で引き出される。別の実施形態において、流体ストリーム５６は、分離ユニット７８の動作条件でランキンタービン５２から引き出される。更に別の実施形態において、流体ストリーム８２は、水素が希薄であり、流体ストリーム５６の一部を含む。   A polygeneration system 70 of the present invention is shown in FIG. The exemplary polygeneration system 70 includes a water gas shift (WGS) unit 76 and a separation unit 78. In one embodiment, the synthesis gas 6 from the synthesis gas generator 4 is sent to a water gas shift unit 76 where a water gas shift reaction occurs to produce a hydrogen enriched synthesis gas 88 rich in hydrogen. In one embodiment, hydrogen enriched syngas 88 is sent to a separation unit 78 to produce a fluid stream 82 that retains some of the undesirable chemicals. In one embodiment, multiple separation units 78 are utilized to separate unwanted chemicals. In one embodiment, the separation unit 78 is a membrane separator. In one embodiment, a fluid stream 82 containing a portion of undesirable chemicals from the separation unit 78 is sent to the Rankine turbine 52 as a working fluid. The fluid stream 56 is drawn from the Rankine turbine at appropriate pressure and temperature conditions that maximize the overall efficiency of the polygeneration system. In one embodiment, the fluid stream 56 is drawn at the operating pressure and temperature of the water gas shift unit 76. In another embodiment, fluid stream 56 is withdrawn from Rankine turbine 52 at the operating conditions of separation unit 78. In yet another embodiment, fluid stream 82 is lean in hydrogen and includes a portion of fluid stream 56.

ＷＧＳユニット７６は、触媒又は非触媒反応ユニットとすることができる。ＷＧＳユニット７６で使用される一部の触媒は、限定ではないが、鉄、クロム、銅、亜鉛、コバルト、及びモリブデンの酸化物を含む。ＷＧＳユニット７６は、硫黄化合物を含む酸性の合成ガス、又は硫黄化合物が欠如しているスイート合成ガスのいずれかを用いることができる。欠如しているとは、化学物質が存在しないことではなく、その化学物質の濃度が少ないものと理解されたい。水性ガスシフト反応は発熱反応であり、従って熱を発生する。１つの実施形態において、水性ガスシフト反応で生成された熱は、ＷＧＳユニット７６から除去される。   The WGS unit 76 can be a catalytic or non-catalytic reaction unit. Some catalysts used in the WGS unit 76 include, but are not limited to, oxides of iron, chromium, copper, zinc, cobalt, and molybdenum. The WGS unit 76 can use either an acidic synthesis gas containing a sulfur compound or a sweet synthesis gas lacking a sulfur compound. It is to be understood that a lack is not the absence of a chemical but a low concentration of that chemical. The water gas shift reaction is an exothermic reaction and therefore generates heat. In one embodiment, heat generated in the water gas shift reaction is removed from the WGS unit 76.

本発明のポリジェネレーションシステム８０が図８に示されている。高圧ストリーム４８は２つのストリーム、すなわち第１の部分９２と第２の部分９４とに分割される。１つの実施形態において、高圧流体ストリーム９２は、ＷＧＳユニット７６において水性ガスシフト反応に必要な蒸気を提供し、これにより高圧でのＷＧＳユニット７６の動作が可能になる。高圧でＷＧＳユニット７６を動作させると、必要となる水性ガスシフトユニット７６の容積が小さいので有利である。合成ガス発生器４が高圧で動作する１つの実施形態において、ＷＧＳユニット７６を高圧で動作させることにより、システム全体の効率が改善される。別の実施形態において、ランキンタービン５２は、高圧で流体ストリーム９４を受けるように構成され、この流体ストリーム９４は部分的に膨張され、流体ストリーム９４よりも低い圧力で流体ストリーム５６を生成する。１つの実施形態において、ランキンタービン５２から引き出された流体ストリーム５６は、分離ユニット７８に送られ、水素濃縮合成ガス８８から濃縮合成ガス１４の生成を促進する。ＷＧＳユニット７６における水性ガスシフト反応に高圧ストリーム９４を使用し、分離ユニットに低圧ストリーム５６を用いることは、圧力駆動膜分離法を利用するときに特に有利である。   A polygeneration system 80 of the present invention is shown in FIG. The high pressure stream 48 is divided into two streams, a first portion 92 and a second portion 94. In one embodiment, the high pressure fluid stream 92 provides the vapor necessary for the water gas shift reaction in the WGS unit 76, which allows the WGS unit 76 to operate at high pressure. Operating the WGS unit 76 at a high pressure is advantageous because the required volume of the water gas shift unit 76 is small. In one embodiment where the synthesis gas generator 4 operates at high pressure, operating the WGS unit 76 at high pressure improves the overall system efficiency. In another embodiment, Rankine turbine 52 is configured to receive fluid stream 94 at a high pressure, which is partially expanded to produce fluid stream 56 at a lower pressure than fluid stream 94. In one embodiment, the fluid stream 56 drawn from the Rankine turbine 52 is sent to a separation unit 78 to facilitate the production of the enriched syngas 14 from the hydrogen enriched syngas 88. Using the high pressure stream 94 for the water gas shift reaction in the WGS unit 76 and the low pressure stream 56 for the separation unit is particularly advantageous when utilizing a pressure driven membrane separation process.

本発明のポリジェネレーションシステム９０が図９に示されている。例示的なポリジェネレーションシステム９０は、分離ユニット７８から流体ストリーム８２を受け取るように構成された触媒バーナー９６を含む。１つの実施形態において、分離ユニット７８からの流体ストリーム８２は、触媒バーナー９６で燃焼される水素又は一酸化炭素を含む。分離ユニット７８において膜分離法が使用されると、水素及び一酸化炭素の一部の量は、分離ユニット７８で分離された望ましくない化学物質と共に膜を横断して透過し、従って、作動流体としてランキンタービン５２に送られる流体ストリーム８２の一部になる。ランキンタービン５２において作動流体として使用される水素及び／又は一酸化炭素の流体ストリーム中の濃度を制限することは、少なくとも２つの理由から望ましい。１つは、これらの化学物質が発電ユニット３２から分離されたときの該物質の発熱量の損失であり、もう一つは、発電ユニット３２において大気中にいれた場合、可燃性である理由から水素及び一酸化炭素が示す可能性のある安全上の問題である。従って、水素及び二酸化炭素が極めて低濃度で動作することが可能な触媒バーナー９６を用いることが有利である。１つの実施形態において、触媒バーナー９６は、望ましくない化学物質の一部を保持する流体ストリーム８２を受け取り、熱及び非可燃性の流体ストリーム９８を生成するように構成されている。   A polygeneration system 90 of the present invention is shown in FIG. The exemplary polygeneration system 90 includes a catalyst burner 96 configured to receive a fluid stream 82 from the separation unit 78. In one embodiment, the fluid stream 82 from the separation unit 78 includes hydrogen or carbon monoxide that is combusted in a catalytic burner 96. When membrane separation is used in the separation unit 78, some amount of hydrogen and carbon monoxide permeates across the membrane with the undesired chemicals separated in the separation unit 78 and thus as a working fluid. It becomes part of the fluid stream 82 that is sent to the Rankine turbine 52. Limiting the concentration in the fluid stream of hydrogen and / or carbon monoxide used as the working fluid in Rankine turbine 52 is desirable for at least two reasons. One is the loss of the calorific value of these chemical substances when they are separated from the power generation unit 32, and the other is because they are flammable when placed in the atmosphere in the power generation unit 32. Hydrogen and carbon monoxide are potential safety issues. Therefore, it is advantageous to use a catalyst burner 96 that can operate at very low concentrations of hydrogen and carbon dioxide. In one embodiment, the catalyst burner 96 is configured to receive a fluid stream 82 that retains some of the undesirable chemicals and to generate a heat and non-flammable fluid stream 98.

本発明のポリジェネレーションシステム１００が図１０に示されている。例示的なポリジェネレーションシステム１００の１つの実施形態において、ランキンタービン５２からの流体ストリーム５６は２つのストリーム、すなわち第１の部分１０２と第２の部分１０４とに分割される。１つの実施形態において、流体ストリーム１０２は、蒸気発生器３６に送られ、流体ストリーム１０４は、合成ガス濃縮ユニット８の分離ユニット７８に送られる。蒸気発生器３６に流体ストリーム１０２を送る利点は、熱含量が増大することであり、ポリジェネレーションシステム１００の全体効率が増大することになる。   A polygeneration system 100 of the present invention is shown in FIG. In one embodiment of the exemplary polygeneration system 100, the fluid stream 56 from the Rankine turbine 52 is divided into two streams: a first portion 102 and a second portion 104. In one embodiment, the fluid stream 102 is sent to the steam generator 36 and the fluid stream 104 is sent to the separation unit 78 of the synthesis gas enrichment unit 8. The advantage of sending the fluid stream 102 to the steam generator 36 is that the heat content is increased and the overall efficiency of the polygeneration system 100 is increased.

本発明のポリジェネレーションシステム１１０が図１１に示されている。例示的なポリジェネレーションシステム１１０は、不純物除去ユニット１０６及び膜反応器１１８を備える合成ガス濃縮ユニット８を含む。不純物除去ユニット１０６は、合成ガス６からの望ましくない化学物質の一部を分離し、精製された合成ガス１２２をもたらす。１つの実施形態において、水性ガスシフトユニット７６及び分離ユニット７８が組み合わされて膜反応器１１８になる。膜反応器１１８は、精製合成ガス１２２を受け取り、濃縮合成ガス１４と望ましくない化学物質の一部を保持する流体ストリーム８２を生成するよう構成される。１つの実施形態において、ランキンタービン５２から引き出された流体ストリーム５６は、３つのストリーム、すなわち蒸気発生器３６に送られる第１の流体ストリーム１０２と、膜反応器１１８の分離ユニット７８に送られる第２の流体ストリーム１０４と、不純物除去ユニット１０６に送られる第３の流体ストリーム１１４とに分割される。   A polygeneration system 110 of the present invention is shown in FIG. The exemplary polygeneration system 110 includes a syngas enrichment unit 8 that includes an impurity removal unit 106 and a membrane reactor 118. The impurity removal unit 106 separates some of the undesirable chemicals from the synthesis gas 6 and provides a purified synthesis gas 122. In one embodiment, the water gas shift unit 76 and the separation unit 78 are combined into a membrane reactor 118. The membrane reactor 118 is configured to receive the purified syngas 122 and produce a fluid stream 82 that retains the enriched syngas 14 and some of the undesirable chemicals. In one embodiment, the fluid stream 56 drawn from the Rankine turbine 52 is divided into three streams, a first fluid stream 102 that is sent to the steam generator 36 and a separation unit 78 that is sent to the separation unit 78 of the membrane reactor 118. Into a second fluid stream 104 and a third fluid stream 114 that is sent to the impurity removal unit 106.

１つの実施形態において、不純物除去ユニット１０６は、限定ではないが、粒子状物質、硫黄の酸化物、塩素化合物、及びアンモニアを含む望ましくない化学物質の幾らかを流体ストリーム１５の一部として実質的に除去する。望ましくない化学物質の実質的除去とは、不純物全体の約８０％〜約９５％除去することである。通常、膜反応器１１８は、粒子状物質のような望ましくない化学物質のあるタイプを処理する能力が限定的であり、従って、膜反応器１１８に合成ガス６が送られる前にこれらの望ましくない化学物質を除去する必用がある。   In one embodiment, the impurity removal unit 106 substantially includes some of the undesirable chemicals as part of the fluid stream 15 including, but not limited to, particulate matter, sulfur oxides, chlorine compounds, and ammonia. To remove. Substantial removal of undesirable chemicals is removal of about 80% to about 95% of the total impurities. Typically, the membrane reactor 118 has a limited ability to handle certain types of undesirable chemicals, such as particulate matter, and therefore these undesirable before the synthesis gas 6 is sent to the membrane reactor 118. It is necessary to remove chemical substances.

膜反応器１１８は、例えば中空線維モジュール、螺旋巻きモジュール、プレート及びフレーム型膜モジュールを含む好適な構成を有する。図１２の１つの例示的な構成において、膜反応器１１８は中空の線維膜モジュールである。膜反応器１１８において、水性ガスシフト反応及び望ましくない化学物質の分離は同時に行われ、これにより水性ガスシフト反応平衡強化変換を変更する。強化変換により、水性ガスシフトユニット７６の反応容積をより小さくすることが可能となり、システム全体の効率の改善が可能となる。１つの実施形態において、水性ガスシフト触媒は図１２のようにシェル側にある。膜のいずれかの側のストリームの流れは、同じ方向（並流）又は反対方向（対向流）とすることができる。１つの実施形態において、膜反応器１１８のシェル側及び管側のストリームの流れは、図１２に示すように対向流である。別の実施形態において、流れは並流（図１２には示していない）である。   The membrane reactor 118 has a suitable configuration including, for example, a hollow fiber module, a spiral wound module, a plate and a frame type membrane module. In one exemplary configuration of FIG. 12, the membrane reactor 118 is a hollow fiber membrane module. In the membrane reactor 118, the water gas shift reaction and the separation of undesirable chemicals occur simultaneously, thereby changing the water gas shift reaction equilibrium enhancement transformation. By the enhanced conversion, the reaction volume of the water gas shift unit 76 can be further reduced, and the efficiency of the entire system can be improved. In one embodiment, the water gas shift catalyst is on the shell side as in FIG. The stream flow on either side of the membrane can be in the same direction (cocurrent) or in the opposite direction (counterflow). In one embodiment, the shell-side and tube-side stream flows of the membrane reactor 118 are countercurrent as shown in FIG. In another embodiment, the flow is cocurrent (not shown in FIG. 12).

図１１に示す例示的なポリジェネレーションシステム１１０及び図１２に示す膜反応器１１８を参照すると、１つの実施形態において、不純物除去ユニット１０６からの精製合成ガス１２２及び蒸気発生器３６からの流体ストリーム９２は、膜反応器１１８のシェル側に送られ、ここで水性ガスシフト反応が行われ、二酸化炭素及び水素を生成する。１つの実施形態において、水性ガスシフト触媒はシェル側に置かれる。別の実施形態において、水性ガスシフト反応によって生成された熱の取り出しが行われる（図９では図示せず）。   Referring to the exemplary polygeneration system 110 shown in FIG. 11 and the membrane reactor 118 shown in FIG. 12, in one embodiment, purified syngas 122 from the impurity removal unit 106 and fluid stream 92 from the steam generator 36. Is sent to the shell side of the membrane reactor 118 where a water gas shift reaction takes place to produce carbon dioxide and hydrogen. In one embodiment, the water gas shift catalyst is placed on the shell side. In another embodiment, the heat generated by the water gas shift reaction is removed (not shown in FIG. 9).

１つの実施形態において、膜は二酸化炭素を透過することができ、膜反応器１１８の膜壁を横断して透過する二酸化炭素のキャリアとして流体ストリーム１０４が使用される。二酸化炭素を選択的に透過することができる膜を使用することにより、二酸化炭素の分離と水素生成のための精製合成ガス１２２の変換の増大が同時に成し遂げられる。膜反応器１１８を利用する別の利点は、水性ガスシフト反応を高圧で行うことができる点であり、これにより高圧で精製合成ガス１２２が利用可能であるときにはシステム全体の効率が改善される。膜反応器１１８における分離の駆動力は、膜を挟んだ両側の圧力差であり、反応物質として高圧蒸気９２と、二酸化炭素用のキャリアとして低圧流体ストリーム１０４とを用いて、駆動力を提供する。   In one embodiment, the membrane is permeable to carbon dioxide, and fluid stream 104 is used as a carrier of carbon dioxide that permeates across the membrane wall of membrane reactor 118. By using a membrane that is selectively permeable to carbon dioxide, an increase in the conversion of the purified syngas 122 for carbon dioxide separation and hydrogen production is achieved simultaneously. Another advantage of utilizing the membrane reactor 118 is that the water gas shift reaction can be carried out at high pressure, which improves the overall system efficiency when the purified synthesis gas 122 is available at high pressure. The separation driving force in the membrane reactor 118 is the pressure difference across the membrane and provides driving force using the high pressure steam 92 as the reactant and the low pressure fluid stream 104 as the carbon dioxide carrier. .

限定ではないが、膜を横断して透過される二酸化炭素、水素、又は一酸化炭素を含む成分を保持する流体ストリーム８２は、触媒バーナー９６に送られ、不燃性流体ストリーム９８９を生成し、該ストリームは、高圧蒸気９２と共に作動流体としてランキンタービン５２に送られる。流体ストリーム９８により保持される望ましくない化学物質は、流体ストリーム９８がランキンタービン５２で膨張された後に流体ストリーム１３として分離される。従って、発電ユニット３２を合成ガス濃縮ユニット８と統合することによって、本発明のポリジェネレーションシステムの全体の効率が改善される。   Without limitation, a fluid stream 82 containing components including carbon dioxide, hydrogen, or carbon monoxide that is permeated across the membrane is sent to a catalyst burner 96 to produce a non-flammable fluid stream 989, The stream is sent to Rankine turbine 52 as working fluid with high pressure steam 92. Undesirable chemicals retained by the fluid stream 98 are separated as the fluid stream 13 after the fluid stream 98 is expanded in the Rankine turbine 52. Therefore, integrating the power generation unit 32 with the synthesis gas enrichment unit 8 improves the overall efficiency of the polygeneration system of the present invention.

別の実施形態において、望ましくない化学物質の一部を保持する流体ストリーム１５を生成するために、流体ストリーム１１４を用いて、望ましくない化学物質を不純物辞去ユニット１０６から除去するのを促進する。前の実施形態において説明したように、望ましくない化学物質は、合成ガス濃縮ユニット８又は発電ユニット３２或いはその両方において分離される。   In another embodiment, fluid stream 114 is used to facilitate removal of unwanted chemicals from impurity depletion unit 106 to produce fluid stream 15 that retains some of the undesirable chemicals. As described in the previous embodiment, undesirable chemicals are separated in the syngas enrichment unit 8 and / or the power generation unit 32.

本発明のポリジェネレーションシステム１３０が図１３に示されている。例示的なポリジェネレーションシステム１３０は、高純度水素を生成する圧力スイング吸着ユニット（ＰＳＡ）１２６を含む。ＰＳＡユニット１２６からの水素の純度は約９５％である。１つの実施形態において、合成ガス濃縮ユニット８からの濃縮合成ガス１４の第１の部分１２４はＰＳＡユニット１２６に送られ、高純度水素（図１３でＨ２で示されている）と幾らかの水素を含有するＰＳＡオフガスストリーム１２８とを生成する。１つの実施形態において、ＰＳＡオフガスストリーム１２８は、流体ストリーム８２と共に燃焼される触媒バーナー９６に送られ、追加の熱を発生し、不燃性流体ストリーム９８を生成する。濃縮合成ガス１４の第２の部分１３２は、発電ユニット３２のガスタービンユニット３４に送られる。 A polygeneration system 130 of the present invention is shown in FIG. The exemplary polygeneration system 130 includes a pressure swing adsorption unit (PSA) 126 that produces high purity hydrogen. The purity of hydrogen from PSA unit 126 is about 95%. In one embodiment, the first portion 124 of the enriched syngas 14 from the syngas enrichment unit 8 is sent to the PSA unit 126 where high purity hydrogen (shown as H 2 in FIG. 13) and some A PSA offgas stream 128 containing hydrogen is produced. In one embodiment, the PSA offgas stream 128 is sent to a catalytic burner 96 that is combusted with the fluid stream 82 to generate additional heat and produce a non-flammable fluid stream 98. The second portion 132 of the concentrated synthesis gas 14 is sent to the gas turbine unit 34 of the power generation unit 32.

本発明のポリジェネレーションシステム１４０が図１４に示されている。例示的なポリジェネレーションシステム１４０は、ガス化装置１３４及び合成ガス冷却器１３６を有する合成ガス発生器４と、粒子状物質除去ユニット１４６及び合成ガススイートニングユニット１３８を有する合成ガス濃縮ユニット８とを含む。１つの実施形態において、分離ユニット６２からの酸素リッチストリーム７４と炭素質燃料とがガス化装置１３４に供給されて合成ガス６を生成し、これが合成ガス冷却器１３６で冷却されて冷却合成ガス１４２を生成する。１つの実施形態において、空気分離ユニット６２からの酸素希薄ストリーム６８は、ガスタービン３４（図１４には図示せず）に送られる。１つの実施形態において、ガス化装置１３４及び合成ガス冷却器１３６が組み合わされて単一のユニットにされ、別の実施形態において、これらは別個のユニットである。１つの実施形態において、合成ガス冷却器１３６は、放射合成ガス冷却器であり、別の実施形態において合成ガス冷却器１３６は、クエンチユニットである。１つの実施形態において、合成ガス濃縮ユニット８は、粒子状物質除去ユニット１４６、合成ガススイートニングユニット１３８、及び膜反応器１１８を含む。１つの実施形態において、冷却合成ガス１４２が粒子状物質除去ユニット１４６に供給されて、粒子状物質のない合成ガス１５２が生成される。粒子状物質のない合成ガス１５２は、合成ガススイートニングユニット１３８に送られ、スイート合成ガス１５４及び酸性ストリーム１４８が生成される。酸性合成ガス１５４は更に、膜反応器１１８に供給され、ここでスイート合成ガス１５４がＷＧＳユニット７６において水性ガスシフト反応を生じ、望ましくない化学物質が分離ユニット７８で分離されて濃縮合成ガス１４を生成する。   A polygeneration system 140 of the present invention is shown in FIG. The exemplary polygeneration system 140 includes a synthesis gas generator 4 having a gasifier 134 and a synthesis gas cooler 136, and a synthesis gas enrichment unit 8 having a particulate matter removal unit 146 and a synthesis gas sweetening unit 138. Including. In one embodiment, the oxygen rich stream 74 and carbonaceous fuel from the separation unit 62 are fed to the gasifier 134 to produce syngas 6, which is cooled by the syngas cooler 136 and cooled to the syngas 142. Is generated. In one embodiment, the oxygen lean stream 68 from the air separation unit 62 is sent to the gas turbine 34 (not shown in FIG. 14). In one embodiment, the gasifier 134 and the syngas cooler 136 are combined into a single unit, and in another embodiment they are separate units. In one embodiment, the syngas cooler 136 is a radiant syngas cooler and in another embodiment, the syngas cooler 136 is a quench unit. In one embodiment, the synthesis gas enrichment unit 8 includes a particulate matter removal unit 146, a synthesis gas sweetening unit 138, and a membrane reactor 118. In one embodiment, the cooled synthesis gas 142 is fed to the particulate matter removal unit 146 to produce a synthesis gas 152 free of particulate matter. The synthesis gas 152 without particulate matter is sent to the synthesis gas sweetening unit 138, where a sweet synthesis gas 154 and an acidic stream 148 are produced. The acidic synthesis gas 154 is further fed to the membrane reactor 118 where the sweet synthesis gas 154 undergoes a water gas shift reaction in the WGS unit 76 and undesirable chemicals are separated in the separation unit 78 to produce the concentrated synthesis gas 14. To do.

例示的な発電ユニット３２が図１５に示されている。１つの実施形態において、ランキンタービン５２は、高圧タービン（ＨＰＴ）１５８、中圧タービン（ＩＰＴ）１６２、及び低圧タービン（ＬＰＴ）１６４を含む。１つの例示的な実施形態において、合成ガス濃縮ユニットからの濃縮合成ガス１４がガスタービン３４で燃焼されて電力４２を生成する。ガスタービン３４からの高温膨張ガス４６が蒸気発生器３６に送られ、高圧蒸気４８と、スタック１５６から大気中に出されるクリーンな排気ガス４４を生成する。１つの実施形態において、流体ストリーム９２が膜反応器１１８に送られ、水性ガスシフト反応に関わる。１つの実施形態において、ストリーム９２及び濃縮合成ガス１４が約４．５Ｍ Ｐａ（約４５バール）の圧力にされる。高圧ストリーム４８の第２の部分９４が高圧タービン１５８で膨張される。高圧タービンからの流体ストリーム１０４は、望ましくない化学物質を保持するためのキャリアとして膜反応器１１８において使用される。１つの実施形態において、流体ストリーム１０４は、約４Ｍ Ｐａ（約４０バール）の圧力にされる。不燃性ストリーム９８が、低圧タービン１６４に接続された中圧タービン１６２で膨張される。低圧タービン１６４からの流体ストリームは、凝縮器に送られ、ここで望ましくない化学物質は流体ストリーム１３として分離され、残りの流体は再循環（図１５には図示せず）される。   An exemplary power generation unit 32 is shown in FIG. In one embodiment, Rankine turbine 52 includes a high pressure turbine (HPT) 158, an intermediate pressure turbine (IPT) 162, and a low pressure turbine (LPT) 164. In one exemplary embodiment, the enriched syngas 14 from the syngas enrichment unit is combusted in a gas turbine 34 to produce electric power 42. A hot expansion gas 46 from the gas turbine 34 is sent to the steam generator 36 to produce high pressure steam 48 and clean exhaust gas 44 that is vented from the stack 156 to the atmosphere. In one embodiment, fluid stream 92 is sent to membrane reactor 118 and participates in a water gas shift reaction. In one embodiment, stream 92 and concentrated synthesis gas 14 are brought to a pressure of about 4.5 MPa (about 45 bar). The second portion 94 of the high pressure stream 48 is expanded in the high pressure turbine 158. The fluid stream 104 from the high pressure turbine is used in the membrane reactor 118 as a carrier to hold unwanted chemicals. In one embodiment, the fluid stream 104 is brought to a pressure of about 4 MPa (about 40 bar). Non-combustible stream 98 is expanded in intermediate pressure turbine 162 connected to low pressure turbine 164. The fluid stream from the low pressure turbine 164 is sent to a condenser where undesired chemicals are separated as a fluid stream 13 and the remaining fluid is recirculated (not shown in FIG. 15).

本明細書では本発明の特定の特徴のみを図示し説明してきたが、当業者であれば多くの修正及び変更が想起されるであろう。従って、添付の請求項は、本発明の真の精神の範囲内にあるこうした修正及び変更全てを保護するものである点を理解されたい。   While only certain features of the invention have been illustrated and described herein, many modifications and changes will occur to those skilled in the art. Accordingly, it is to be understood that the appended claims are intended to cover all such modifications and changes as fall within the true spirit of the invention.

本発明の第１の実施形態を示す図。The figure which shows the 1st Embodiment of this invention. 本発明の第２の実施形態を示す図。The figure which shows the 2nd Embodiment of this invention. 本発明の第３の実施形態を示す図。The figure which shows the 3rd Embodiment of this invention. 本発明の第４の実施形態を示す図。The figure which shows the 4th Embodiment of this invention. 本発明の第５の実施形態を示す図。The figure which shows the 5th Embodiment of this invention. 本発明の第６の実施形態を示す図。The figure which shows the 6th Embodiment of this invention. 本発明の第７の実施形態を示す図。The figure which shows the 7th Embodiment of this invention. 本発明の第８の実施形態を示す図。The figure which shows the 8th Embodiment of this invention. 本発明の第９の実施形態を示す図。The figure which shows the 9th Embodiment of this invention. 本発明の第１０の実施形態を示す図。The figure which shows the 10th Embodiment of this invention. 本発明の第１１の実施形態を示す図。The figure which shows the 11th Embodiment of this invention. 例示的な膜反応器を示す図。1 shows an exemplary membrane reactor. FIG. 本発明の第１２の実施形態を示す図。The figure which shows the 12th Embodiment of this invention. 本発明の第１３の実施形態を示す図。The figure which shows the 13th Embodiment of this invention. 例示的な発電ユニットを示す図。The figure which shows an example electric power generation unit.

符号の説明Explanation of symbols

２ 炭素質燃料
４ 合成ガス生成器
６ 合成ガス
８ 合成ガス濃縮ユニット
１０ 図１のポリジェネレーションシステム
１２ 望ましくない化学物質を保持する廃棄ストリーム
１３ 発電ユニット３２から取り出された望ましくない化学物質を保持する流体ストリーム
１４ 濃縮合成ガス
１５ 不純物除去ユニット１０６からの望ましくない化学物質を保持する流体ストリーム
１６ 合成ガス濃縮を促進する流体ストリーム
１８ 合成ガス利用システム
２０ 図２のポリジェネレーションシステム
２２ 有用な製品
２４ 化学合成ユニット
２８ 蒸気タービンから合成ガス濃縮ユニットへの流体ストリーム
３０ 図３のポリジェネレーションシステム
３２ 発電ユニット
３４ ガスタービン
３６ 蒸気発生器
３８ 蒸気タービン
４０ 図４のポリジェネレーションシステム
４２ 電力
４４ クリーン排気ガス
４６ 高温膨張ガス
４８ 高圧ストリーム
５０ 図５のポリジェネレーションシステム
５２ ランキンタービン
５３ 化学合成に送られた濃縮合成ガス１４の第１の部分
５４ 合成ガス濃縮ユニットからランキンタービンへの流体ストリーム
５５ ガスタービンに送られた濃縮合成ガス１４の第２の部分
５６ ランキンタービンから合成ガス濃縮ユニットへの流体ストリーム
５８ 空気
６０ 図６のポリジェネレーションシステム
６２ 空気分離ユニット
６４ 合成ガス濃縮ユニット８に送られた流体ストリーム５６の第２の部分
６６ 空気分離ユニット６２に送られた流体ストリーム５６の第１の部分
６８ 酸素希薄ストリーム
７０ 図７のポリジェネレーションシステム
７２ 混合ストリーム
７４ 酸素リッチストリーム
７６ 水性ガスシフトユニット
７８ 分離ユニット
８０ 図８のポリジェネレーションシステム
８２ 図７の望ましくない化学物質を含む流体ストリーム
８４ 図７のランキンタービンから合成ガス濃縮ユニットへの流体ストリーム
８８ 水素 濃縮合成ガス
９０ 図９のポリジェネレーションシステム
９２ 高圧蒸気４８の第１の部分
９４ 高圧蒸気４８の第２の部分
９６ 触媒バーナー
９８ 触媒バーナーからの不燃性流体ストリーム
１００ 図１０のポリジェネレーションシステム
１０２ 流体ストリーム８４の第１の部分
１０４ 流体ストリーム８４の第２の部分
１０６ 不純物除去ユニット
１１０ 図１１のポリジェネレーションシステム
１１４ 流体ストリーム８４の第３の部分
１１８ 膜反応器
１２０ 図１２のポリジェネレーションシステム
１２２ 精製合成ガス
１２４ 濃縮合成ガス１４の第１の部分
１２６ 圧力スイング吸着ユニット（ｐｓａ）
１２８ ｐｓａオフガスストリーム
１３０ 図１３のポリジェネレーションシステム
１３２ 濃縮合成ガス１４の第２の部分
１３４ ガス化装置
１３６ 合成ガス冷却器
１３８ 合成ガススイートニングユニット
１４０ 図４のポリジェネレーションシステム
１４２ 冷却合成ガス
１４６ 粒子状物質除去ユニット
１４８ 酸性ストリーム
１５２ 粒子状物質のない合成ガス
１５４ スイート合成ガス
１５６ スタック
１５８ 高圧タービン（ＨＰＴ）
１６２ 中圧タービン（ＩＰＴ）
１６４ 低圧タービン（ＬＰＴ） 2 Carbonaceous Fuel 4 Syngas Generator 6 Syngas 8 Syngas Concentration Unit 10 Polygeneration System of FIG. 1 12 Waste Stream Holding Undesirable Chemicals 13 Fluid Holding Undesired Chemicals Taken From Power Generation Unit 32 Stream 14 Concentrated Syngas 15 Fluid Stream Retaining Undesired Chemicals From Impurity Removal Unit 106 16 Fluid Stream Promoting Syngas Concentration 18 Syngas Utilization System 20 Polygeneration System of FIG. 2 22 Useful Products 24 Chemical Synthesis Unit 28 Fluid Stream from Steam Turbine to Syngas Concentration Unit 30 Polygeneration System of FIG. 3 32 Power Generation Unit 34 Gas Turbine 36 Steam Generator 38 Steam Turbine 40 Polygenerator of FIG. System 42 Electric power 44 Clean exhaust gas 46 High temperature expansion gas 48 High pressure stream 50 Polygeneration system of FIG. 5 52 Rankine turbine 53 First portion of concentrated synthesis gas 14 sent to chemical synthesis 54 From synthesis gas concentration unit to Rankine turbine Fluid stream 55 Second portion of enriched syngas 14 sent to gas turbine 56 Fluid stream from Rankine turbine to syngas enrichment unit 58 Air 60 Polygeneration system of FIG. 6 62 Air separation unit 64 Syngas enrichment unit 8 Second portion of sent fluid stream 56 66 First portion of fluid stream 56 sent to air separation unit 62 68 Oxygen lean stream 70 Polygeneration system of FIG. 7 72 Mixed stream 74 Acid Rich stream 76 Water gas shift unit 78 Separation unit 80 Polygeneration system 82 of FIG. 8 Fluid stream containing undesired chemicals of FIG. 84 Fluid stream of Rankine turbine to synthesis gas enrichment unit of FIG. 7 88 Hydrogen enriched synthesis gas 90 FIG. 9 polygeneration system 92 first portion of high pressure steam 48 second portion of high pressure steam 48 96 catalytic burner 98 non-combustible fluid stream from catalyst burner 100 polygeneration system 102 of FIG. 10 first of fluid stream 84 Part 104 Second part of fluid stream 84 106 Impurity removal unit 110 FIG. 11 polygeneration system 114 Third part of fluid stream 84 118 Membrane reactor 120 Polyester of FIG. The first portion 126 pressure swing adsorption unit of the configuration system 122 purified synthesis gas 124 enriched syngas 14 (psa)
128 psa offgas stream 130 polygeneration system of FIG. 13 132 second portion of concentrated synthesis gas 134 134 gasifier 136 synthesis gas cooler 138 synthesis gas sweetening unit 140 FIG. 4 polygeneration system 142 cooled synthesis gas 146 particulate Material removal unit 148 Acid stream 152 Particulate free synthesis gas 154 Sweet synthesis gas 156 Stack 158 High pressure turbine (HPT)
162 Medium pressure turbine (IPT)
164 Low pressure turbine (LPT)

Claims (10)

一酸化炭素及び水素を含む合成ガス（６）を生成する合成ガス生成器（４）と、
前記合成ガス（６）を受け取り、これから望ましくない化学物質を分離して濃縮合成ガス（１４）を生成する合成ガス濃縮ユニット（８）と、
前記濃縮合成ガス（１４）を利用して、有用な製品（２２）と、前記合成ガス濃縮ユニット（８）に提供されて前記望ましくない化学物質の分離を促進する流体ストリーム（１６）とを生成する合成ガス利用システム（１８）と、
を備えるポリジェネレーションシステム。 A synthesis gas generator (4) for producing synthesis gas (6) comprising carbon monoxide and hydrogen;
A synthesis gas enrichment unit (8) that receives the synthesis gas (6) and separates undesired chemicals therefrom to produce a concentrated synthesis gas (14);
The concentrated synthesis gas (14) is utilized to produce a useful product (22) and a fluid stream (16) that is provided to the synthesis gas concentration unit (8) to facilitate separation of the undesirable chemicals. A syngas utilization system (18),
Polygeneration system with 前記合成ガス濃縮ユニット（８）が更に膜反応器（１１８）を含む、
請求項１に記載のポリジェネレーションシステム。 The syngas enrichment unit (8) further comprises a membrane reactor (118);
The polygeneration system according to claim 1. 前記合成ガス利用システム（１８）が更に、発電ユニット（３２）又は化学合成ユニット（２４）或いはこれらの組み合わせを含む、
請求項１に記載のポリジェネレーションシステム。 The synthesis gas utilization system (18) further includes a power generation unit (32) or a chemical synthesis unit (24) or a combination thereof.
The polygeneration system according to claim 1. 一酸化炭素及び水素を含む合成ガス（６）を生成する合成ガス生成器（４）と、
前記合成ガス（６）を受け取り、これから望ましくない化学物質を分離して濃縮合成ガス（１４）を生成する合成ガス濃縮ユニット（８）と、
発電システム（３２）と、
を備え、前記発電システム（３２）が、
前記濃縮合成ガス（１４）を燃焼させて電力（４２）及び高温膨張ガス（４６）を生成するガスタービンシステム（３４）と、
前記高温膨張ガス（４６）を受け取り、蒸気の第１の部分（４８）を生成する蒸気発生システム（３６）と、
前記蒸気の第１の部分（４８）を受け取り、電力（４２）及び蒸気の第２の部分（２８）を生成する蒸気タービンシステム（３８）と、
を含み、前記蒸気の第２の部分（２８）が、前記合成ガス濃縮ユニット（８）に提供されて前記望ましくない化学物質の分離を促進する、
ことを特徴とするポリジェネレーションシステム。 A synthesis gas generator (4) for producing synthesis gas (6) comprising carbon monoxide and hydrogen;
A synthesis gas enrichment unit (8) that receives the synthesis gas (6) and separates undesired chemicals therefrom to produce a concentrated synthesis gas (14);
A power generation system (32);
The power generation system (32) comprises:
A gas turbine system (34) for combusting the concentrated syngas (14) to produce electric power (42) and hot expanded gas (46);
A steam generation system (36) that receives the hot expansion gas (46) and produces a first portion (48) of steam;
A steam turbine system (38) that receives the first portion (48) of the steam and generates power (42) and a second portion (28) of steam;
A second portion (28) of the vapor is provided to the synthesis gas concentration unit (8) to facilitate separation of the undesirable chemicals,
A polygeneration system characterized by that. 一酸化炭素及び水素を含む合成ガス（６）を生成する合成ガス生成器（４）と、
前記合成ガス（６）を受け取り、濃縮合成ガス（１４）と望ましくない化学物質（５４）を含む流体ストリームとを生成する合成ガス濃縮ユニット（８）と、
発電システム（３２）と、
を備え、前記発電システム（３２）が、
前記濃縮合成ガス（１４）を燃焼させて電力（４２）及び高温膨張ガス（４６）を生成するガスタービンシステム（３４）と、
前記高温膨張ガス（４６）を受け取り、蒸気の第１の部分（４８）を生成する蒸気発生システム（３６）と、
前記蒸気の第１の部分（４８）と望ましくない化学物質（５４）を含む前記流体ストリームとを受け取り、電力（４２）及び蒸気の第２の部分（５６）を生成するランキンタービンシステム（５２）と、
を含み、
前記蒸気の第２の部分（５６）が前記合成ガス濃縮ユニット（８）に提供されて前記望ましくない化学物質の分離を促進する、
ことを特徴とするポリジェネレーションシステム。 A synthesis gas generator (4) for producing synthesis gas (6) comprising carbon monoxide and hydrogen;
A synthesis gas enrichment unit (8) that receives the synthesis gas (6) and produces a concentrated synthesis gas (14) and a fluid stream containing undesirable chemicals (54);
A power generation system (32);
The power generation system (32) comprises:
A gas turbine system (34) for combusting the concentrated syngas (14) to produce electric power (42) and hot expanded gas (46);
A steam generation system (36) that receives the hot expansion gas (46) and produces a first portion (48) of steam;
A Rankine turbine system (52) that receives the first portion of steam (48) and the fluid stream containing undesirable chemicals (54) and generates power (42) and a second portion of steam (56). When,
Including
A second portion (56) of the vapor is provided to the synthesis gas enrichment unit (8) to facilitate separation of the undesirable chemicals;
A polygeneration system characterized by that. 一酸化炭素及び水素を含む合成ガス（６）を生成する合成ガス生成器（４）と、
前記合成ガス（６）を受け取り且つ水素濃縮合成ガス（８８）を生成する水性ガスシフトユニット（７６）と、前記水素濃縮合成ガス（８８）を受け取り且つこれから望ましくない化学物質を分離して濃縮合成ガス（１４）及び前記望ましくない化学物質を含む流体ストリーム（８２）を生成する分離ユニット（７８）とを有する合成ガス濃縮ユニット（８）と、
発電システム（３２）と、
を備え、
前記発電システム（３２）が、
前記濃縮合成ガス（１４）を燃焼させて電力（４２）及び高温膨張ガス（４６）を生成するガスタービンシステム（３４）と、
前記高温膨張ガス（４６）を受け取り、蒸気の第１の部分（４８）を生成する蒸気発生システム（３６）と、
前記蒸気の第１の部分（４８）と前記望ましくない化学物質を含む前記流体ストリーム（８２）とを受け取り、電力（４２）及び蒸気の第２の部分（５６）を生成するランキンタービンシステム（５２）と、
を含み、
前記蒸気の第２の部分（５６）が前記合成ガス濃縮ユニット（８）に提供されて前記望ましくない化学物質の分離を促進する、
ことを特徴とするポリジェネレーションシステム。 A synthesis gas generator (4) for producing synthesis gas (6) comprising carbon monoxide and hydrogen;
A water gas shift unit (76) that receives the synthesis gas (6) and produces a hydrogen enriched synthesis gas (88), and a concentrated synthesis gas that receives the hydrogen enriched synthesis gas (88) and separates unwanted chemicals therefrom. A syngas enrichment unit (8) having (14) and a separation unit (78) for producing a fluid stream (82) containing said undesirable chemicals;
A power generation system (32);
With
The power generation system (32)
A gas turbine system (34) for combusting the concentrated syngas (14) to produce electric power (42) and hot expanded gas (46);
A steam generation system (36) that receives the hot expansion gas (46) and produces a first portion (48) of steam;
A Rankine turbine system (52) that receives the first portion (48) of the steam and the fluid stream (82) containing the undesired chemical and generates power (42) and a second portion (56) of steam. )When,
Including
A second portion (56) of the vapor is provided to the synthesis gas enrichment unit (8) to facilitate separation of the undesirable chemicals;
A polygeneration system characterized by that. 前記望ましくない化学物質を含む前記流体ストリーム（８２）を受け取る触媒バーナー（９６）を更に備える、
請求項６に記載のポリジェネレーションシステム。 A catalyst burner (96) for receiving the fluid stream (82) containing the undesirable chemicals;
The polygeneration system according to claim 6. 一酸化炭素及び水素を含む合成ガス（６）を生成する合成ガス生成器（４）と、
前記合成ガス（６）及び蒸気の第１の部分（９２）を受け取り、水素濃縮合成ガス（８８）を生成するよう構成された水性ガスシフトユニット（７６）と、前記水素濃縮合成ガス（８８）を受け取り且つこれから望ましくない化学物質を分離して濃縮合成ガス（１４）及び前記望ましくない化学物質を含む流体ストリーム（８２）を生成するよう構成された分離ユニット（７８）とを有する合成ガス濃縮ユニット（８）と、
発電システム（３２）と、
を備え、
前記発電システム（３２）が、
前記濃縮合成ガス（１４）を燃焼させて電力（４２）及び高温膨張ガス（４６）を生成するガスタービンシステム（３４）と、
前記高温膨張ガス（４６）を受け取り、蒸気の第１の部分（９２）及び蒸気の第２の部分（９４）を生成する蒸気発生システム（３６）と、
前記蒸気の第２の部分（９４）と前記望ましくない化学物質を含む前記流体ストリーム（８２）とを受け取り、電力（４２）及び蒸気の第３の部分（５６）を生成するランキンタービンシステム（５２）と、
を含み、
前記蒸気の第３の部分（５６）が前記分離ユニット（７８）に提供されて前記望ましくない化学物質の分離を促進する、
ことを特徴とするポリジェネレーションシステム。 A synthesis gas generator (4) for producing synthesis gas (6) comprising carbon monoxide and hydrogen;
A water gas shift unit (76) configured to receive the synthesis gas (6) and a first portion (92) of steam and produce a hydrogen enriched synthesis gas (88); and the hydrogen enriched synthesis gas (88) A syngas enrichment unit having a separation unit (78) configured to receive and separate undesirable chemicals therefrom to produce a concentrated synthesis gas (14) and a fluid stream (82) containing said undesirable chemicals. 8) and
A power generation system (32);
With
The power generation system (32)
A gas turbine system (34) for combusting the concentrated syngas (14) to produce electric power (42) and hot expanded gas (46);
A steam generation system (36) that receives the hot expanded gas (46) and produces a first portion (92) of steam and a second portion (94) of steam;
A Rankine turbine system (52) that receives the second portion of steam (94) and the fluid stream (82) containing the undesired chemical and generates electrical power (42) and a third portion of steam (56). )When,
Including
A third portion (56) of the vapor is provided to the separation unit (78) to facilitate separation of the undesirable chemicals;
A polygeneration system characterized by that. 空気を受け取り酸素リッチストリーム（７４）を生成する空気分離ユニット（６２）と、
炭素質燃料（２）及び酸素リッチストリーム（７４）を受け取り一酸化炭素及び水素を含む合成ガス（６）を生成するガス化装置（１３４）と、前記合成ガス（６）を受け取り冷却合成ガス（１４２）を生成する冷却ユニット（１３６）とを有する合成ガス生成器（４）と、
前記冷却合成ガス（１４２）を受け取り粒子状物質のない合成ガス（１５２）を生成する粒子状物質除去ユニット（１４６）と、前記粒子状物質のない合成ガス（１５２）を受け取りスイート合成ガス（１５４）を生成する合成ガススイートニングユニット（１３８）と、前記スイート合成ガス（１５４）及び蒸気の第１の部分（９２）を受け取り水素濃縮合成ガス（８８）を生成する水性ガスシフト反応器（７６）と、前記水素濃縮合成ガス（８８）を受け取り且つこれから望ましくない化学物質を分離して濃縮合成ガス（１４）及び前記望ましくない化学物質を含む流体ストリーム（８２）を生成する分離ユニット（７８）とを有する合成ガス濃縮ユニット（８）と、
前記望ましくない化学物質を含む前記流体ストリーム（８２）を受け取り不燃性流体ストリーム（９８）を生成する触媒バーナー（９６）と、
発電システム（３２）と、
を備え、
前記発電システム（３２）が、
前記濃縮合成ガス（１４）を燃焼させて電力（４２）及び高温膨張ガス（４６）を生成するガスタービンシステム（３４）と、
前記高温膨張ガス（４６）を受け取り前記蒸気の第１の部分（９２）と蒸気の第２の部分（９４）とを生成する蒸気発生システム（３６）と、
前記蒸気の第２の部分（９４）及び前記不燃性流体ストリーム（９８）を受け取り、電力（４２）及び蒸気の第３の部分（５６）を生成するランキンタービンシステム（５２）と、
を含み、
前記蒸気の第３の部分（５６）が前記分離ユニット（７８）に提供されて前記望ましくない化学物質の分離を促進する、
ことを特徴とするポリジェネレーションシステム。 An air separation unit (62) that receives air and generates an oxygen-rich stream (74);
A gasifier (134) that receives a carbonaceous fuel (2) and an oxygen-rich stream (74) and produces a synthesis gas (6) containing carbon monoxide and hydrogen; and a cooled synthesis gas (6) that receives the synthesis gas (6). 142) and a synthesis gas generator (4) having a cooling unit (136) for generating
A particulate matter removal unit (146) that receives the cooled synthesis gas (142) and generates a synthesis gas (152) that is free of particulate matter, and a sweet synthesis gas (154) that receives the synthesis gas (152) that is free of particulate matter. And a water gas shift reactor (76) that receives the sweet synthesis gas (154) and the first portion of steam (92) to produce hydrogen enriched synthesis gas (88). And a separation unit (78) that receives the hydrogen enriched syngas (88) and separates undesirable chemicals therefrom to produce a fluid stream (82) containing the enriched syngas (14) and the undesirable chemicals; A syngas enrichment unit (8) having
A catalytic burner (96) that receives the fluid stream (82) containing the undesirable chemicals and produces a non-flammable fluid stream (98);
A power generation system (32);
With
The power generation system (32)
A gas turbine system (34) for combusting the concentrated syngas (14) to produce electric power (42) and hot expanded gas (46);
A steam generation system (36) that receives the hot-expanding gas (46) and produces a first portion (92) of the steam and a second portion (94) of steam;
A Rankine turbine system (52) that receives the second portion of steam (94) and the non-flammable fluid stream (98) and generates power (42) and a third portion of steam (56);
Including
A third portion (56) of the vapor is provided to the separation unit (78) to facilitate separation of the undesirable chemicals;
A polygeneration system characterized by that. 前記水性ガスシフト反応器（７６）と前記分離ユニット（７８）とが組み合わされて膜反応器（１１８）にされる、
請求項９に記載のポリジェネレーションシステム。 The water gas shift reactor (76) and the separation unit (78) are combined into a membrane reactor (118).
The polygeneration system according to claim 9.
JP2008190407A 2007-09-28 2008-07-24 Polygeneration system Expired - Fee Related JP5268471B2 (en)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/863,781 2007-09-28
US11/863,781 US20090084035A1 (en) 2007-09-28 2007-09-28 Polygeneration systems

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JP2009085210A true JP2009085210A (en) 2009-04-23
JP5268471B2 JP5268471B2 (en) 2013-08-21

Family

ID=40418267

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2008190407A Expired - Fee Related JP5268471B2 (en) 2007-09-28 2008-07-24 Polygeneration system

Country Status (5)

Country Link
US (1) US20090084035A1 (en)
JP (1) JP5268471B2 (en)
CN (1) CN101397122B (en)
CH (1) CH697901B1 (en)
DE (1) DE102008002963A1 (en)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2012527395A (en) * 2009-05-22 2012-11-08 サソール テクノロジー（プロプライエタリー）リミテッド Process for co-production of syngas and electricity
WO2014045871A1 (en) * 2012-09-21 2014-03-27 三菱重工業株式会社 Method and system for producing liquid fuel and generating electric power
JP2018177955A (en) * 2017-04-12 2018-11-15 一般財団法人電力中央研究所 Gasification furnace equipment and combined power-generation plant
CN110121586A (en) * 2016-11-09 2019-08-13 八河流资产有限责任公司 System and method for power generation and integrated hydrogen gas production
JP2020148183A (en) * 2019-03-15 2020-09-17 三菱日立パワーシステムズ株式会社 Treatment plant for raw material fluid and treatment method for raw material fluid

Families Citing this family (36)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102008063055A1 (en) * 2008-12-23 2010-08-05 Uhde Gmbh Process for using the gas from a gasifier synthesis gas
DE102010036056A1 (en) * 2010-09-01 2012-03-01 Forschungszentrum Jülich GmbH IGCC power plant with a water gas shift membrane reactor (WGS-MR) and method for operating such an IGCC power plant with purge gas
US8419829B2 (en) * 2010-10-27 2013-04-16 General Electric Company Method and system for treating Fishcher-Tropsch reactor tail gas
CN103347601B (en) 2010-11-05 2015-04-22 国际热化学恢复股份有限公司 Solids circulation system and method for capture and conversion of reactive solid
US20130298570A1 (en) * 2010-11-22 2013-11-14 Nigel Lawerence Dickens Method for producing liquid hydrogen and electricity
US9561476B2 (en) 2010-12-15 2017-02-07 Praxair Technology, Inc. Catalyst containing oxygen transport membrane
US20140116063A1 (en) * 2011-07-11 2014-05-01 Hatch Ltd. Advanced combined cycle systems and methods based on methanol indirect combustion
CN103958398B (en) 2011-09-27 2016-01-06 国际热化学恢复股份有限公司 Synthetic gas cleaning system and method
EP2791082B1 (en) 2011-12-15 2021-01-20 Praxair Technology, Inc. Method of producing composite oxygen transport membrane
US9486735B2 (en) 2011-12-15 2016-11-08 Praxair Technology, Inc. Composite oxygen transport membrane
US9969645B2 (en) 2012-12-19 2018-05-15 Praxair Technology, Inc. Method for sealing an oxygen transport membrane assembly
US9453644B2 (en) 2012-12-28 2016-09-27 Praxair Technology, Inc. Oxygen transport membrane based advanced power cycle with low pressure synthesis gas slip stream
US9611144B2 (en) 2013-04-26 2017-04-04 Praxair Technology, Inc. Method and system for producing a synthesis gas in an oxygen transport membrane based reforming system that is free of metal dusting corrosion
US9938145B2 (en) 2013-04-26 2018-04-10 Praxair Technology, Inc. Method and system for adjusting synthesis gas module in an oxygen transport membrane based reforming system
US9212113B2 (en) 2013-04-26 2015-12-15 Praxair Technology, Inc. Method and system for producing a synthesis gas using an oxygen transport membrane based reforming system with secondary reforming and auxiliary heat source
US9296671B2 (en) 2013-04-26 2016-03-29 Praxair Technology, Inc. Method and system for producing methanol using an integrated oxygen transport membrane based reforming system
WO2015054228A2 (en) 2013-10-07 2015-04-16 Praxair Technology, Inc. Ceramic oxygen transport membrane array reactor and reforming method
RU2661581C2 (en) 2013-10-08 2018-07-17 Праксайр Текнолоджи, Инк. Oxygen-conductive membranes based reactor temperature control system and method
WO2015084729A1 (en) 2013-12-02 2015-06-11 Praxair Technology, Inc. Method and system for producing hydrogen using an oxygen transport membrane based reforming system with secondary reforming
US9562472B2 (en) * 2014-02-12 2017-02-07 Praxair Technology, Inc. Oxygen transport membrane reactor based method and system for generating electric power
US10822234B2 (en) 2014-04-16 2020-11-03 Praxair Technology, Inc. Method and system for oxygen transport membrane enhanced integrated gasifier combined cycle (IGCC)
US9789445B2 (en) 2014-10-07 2017-10-17 Praxair Technology, Inc. Composite oxygen ion transport membrane
US10441922B2 (en) 2015-06-29 2019-10-15 Praxair Technology, Inc. Dual function composite oxygen transport membrane
US10118823B2 (en) 2015-12-15 2018-11-06 Praxair Technology, Inc. Method of thermally-stabilizing an oxygen transport membrane-based reforming system
US9938146B2 (en) 2015-12-28 2018-04-10 Praxair Technology, Inc. High aspect ratio catalytic reactor and catalyst inserts therefor
ES2940894T3 (en) 2016-02-16 2023-05-12 Thermochem Recovery Int Inc Two-stage integrated power product gas generation system and method
US10286431B1 (en) 2016-03-25 2019-05-14 Thermochem Recovery International, Inc. Three-stage energy-integrated product gas generation method
JP2019513081A (en) 2016-04-01 2019-05-23 プラクスエア・テクノロジー・インコーポレイテッド Catalyst-containing oxygen transport membrane
US10364398B2 (en) 2016-08-30 2019-07-30 Thermochem Recovery International, Inc. Method of producing product gas from multiple carbonaceous feedstock streams mixed with a reduced-pressure mixing gas
US9920926B1 (en) 2017-07-10 2018-03-20 Thermochem Recovery International, Inc. Pulse combustion heat exchanger system and method
US10099200B1 (en) 2017-10-24 2018-10-16 Thermochem Recovery International, Inc. Liquid fuel production system having parallel product gas generation
US11136238B2 (en) 2018-05-21 2021-10-05 Praxair Technology, Inc. OTM syngas panel with gas heated reformer
CN108952861B (en) * 2018-06-07 2021-02-26 上海柯来浦能源科技有限公司 Device and method for generating power by recovering waste heat of hydrogen booster bed in liquefied working medium
DE102019207957A1 (en) 2019-05-29 2020-12-03 Thyssenkrupp Ag Device and method for utilizing low-temperature heat by extracting the low-temperature heat from process gas and using it
US11555157B2 (en) 2020-03-10 2023-01-17 Thermochem Recovery International, Inc. System and method for liquid fuel production from carbonaceous materials using recycled conditioned syngas
US11466223B2 (en) 2020-09-04 2022-10-11 Thermochem Recovery International, Inc. Two-stage syngas production with separate char and product gas inputs into the second stage

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2003521576A (en) * 2000-02-01 2003-07-15 テキサコ ディベラップメント コーポレイション Integration of shift reactor and hydroprocessing unit
WO2006128285A1 (en) * 2005-06-03 2006-12-07 Plasco Energy Group Inc. A system for the conversion of carbonaceous feedstocks to a gas of a specified composition
WO2007061616A1 (en) * 2005-11-18 2007-05-31 Eastman Chemical Company Process for producing variable syngas compositions
JP2007524556A (en) * 2003-02-28 2007-08-30 エクソンモービル　リサーチ　アンド　エンジニアリング　カンパニー Hydrogen production using pressure swing reforming

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4799356A (en) * 1986-07-28 1989-01-24 Shell Oil Company Synthesis gas generation complex and process
FR2631620B1 (en) * 1988-05-19 1990-07-27 Rhone Poulenc Chimie NOVEL PRECIPITATED ABSORBENT SILICA AND COMPOSITION BASED ON SAILOR
CA2004219A1 (en) * 1988-11-30 1990-05-31 Michael Dunster Production of hydrogen from hydrocarbonaceous feedstock
DE19527278A1 (en) * 1995-07-26 1997-01-30 Degussa Precipitated silica
CN1048956C (en) * 1996-05-14 2000-02-02 汪承源 Preparation method of secondary crystallization superfine white carbon black
US6093306A (en) * 1997-04-07 2000-07-25 Solar Reactor Technologies Inc. Comprehensive system for utility load leveling, hydrogen production, stack gas cleanup, greenhouse gas abatement, and methanol synthesis
US6043288A (en) * 1998-02-13 2000-03-28 Exxon Research And Engineering Co. Gas conversion using synthesis gas produced hydrogen for catalyst rejuvenation and hydrocarbon conversion
JP3973772B2 (en) * 1998-08-28 2007-09-12 株式会社東芝 Coal gasification combined cycle power plant
EP1156026A1 (en) * 2000-05-19 2001-11-21 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Process for the production of liquid hydrocarbons
CN1164489C (en) * 2002-07-31 2004-09-01 满金声 Process for preparing nano silicone dioxide by adopting two-step carbonization reaction
US20070006566A1 (en) * 2005-07-05 2007-01-11 General Electric Company Syngas turbine
US20070130832A1 (en) * 2005-12-13 2007-06-14 General Electric Company Methods and apparatus for converting a fuel source to hydrogen
CN101024783A (en) * 2006-02-24 2007-08-29 中国科学院工程热物理研究所 Chemical-power multi-combined production system and method

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2003521576A (en) * 2000-02-01 2003-07-15 テキサコ ディベラップメント コーポレイション Integration of shift reactor and hydroprocessing unit
JP2007524556A (en) * 2003-02-28 2007-08-30 エクソンモービル　リサーチ　アンド　エンジニアリング　カンパニー Hydrogen production using pressure swing reforming
WO2006128285A1 (en) * 2005-06-03 2006-12-07 Plasco Energy Group Inc. A system for the conversion of carbonaceous feedstocks to a gas of a specified composition
WO2007061616A1 (en) * 2005-11-18 2007-05-31 Eastman Chemical Company Process for producing variable syngas compositions

Cited By (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9021814B2 (en) 2009-05-22 2015-05-05 Sasol Technology (Proprietary) Limited Process for co-producing synthesis gas and power
JP2012527395A (en) * 2009-05-22 2012-11-08 サソール テクノロジー（プロプライエタリー）リミテッド Process for co-production of syngas and electricity
US9611438B2 (en) 2012-09-21 2017-04-04 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Method and system for producing liquid fuel and generating power
JP2014062499A (en) * 2012-09-21 2014-04-10 Mitsubishi Heavy Ind Ltd Method and system for producing liquid fuel and generating power
EP2905433A4 (en) * 2012-09-21 2016-04-20 Mitsubishi Heavy Ind Ltd Method and system for producing liquid fuel and generating electric power
AU2013319303B2 (en) * 2012-09-21 2016-09-01 Mitsubishi Heavy Industries Engineering, Ltd. Method and system for producing liquid fuel and generating electric power
WO2014045871A1 (en) * 2012-09-21 2014-03-27 三菱重工業株式会社 Method and system for producing liquid fuel and generating electric power
CN110121586A (en) * 2016-11-09 2019-08-13 八河流资产有限责任公司 System and method for power generation and integrated hydrogen gas production
JP2020501076A (en) * 2016-11-09 2020-01-16 ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー System and method for electric power production with integrated production of hydrogen
JP7113394B2 (en) 2016-11-09 2022-08-05 ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー System and method for power production with integrated production of hydrogen
JP2018177955A (en) * 2017-04-12 2018-11-15 一般財団法人電力中央研究所 Gasification furnace equipment and combined power-generation plant
JP2020148183A (en) * 2019-03-15 2020-09-17 三菱日立パワーシステムズ株式会社 Treatment plant for raw material fluid and treatment method for raw material fluid
WO2020189357A1 (en) * 2019-03-15 2020-09-24 三菱日立パワーシステムズ株式会社 Raw material fluid treatment plant and raw material fluid treatment method
JP7269761B2 (en) 2019-03-15 2023-05-09 三菱重工業株式会社 Raw material fluid processing plant and raw material fluid processing method
US11939915B2 (en) 2019-03-15 2024-03-26 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Raw material fluid treatment plant and raw material fluid treatment method

Also Published As

Publication number Publication date
CN101397122A (en) 2009-04-01
DE102008002963A1 (en) 2009-04-09
CN101397122B (en) 2015-07-29
US20090084035A1 (en) 2009-04-02
CH697901B1 (en) 2012-03-15
JP5268471B2 (en) 2013-08-21
CH697901A2 (en) 2009-03-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP5268471B2 (en) Polygeneration system
US11891950B2 (en) Systems and methods for power production with integrated production of hydrogen
US7634915B2 (en) Systems and methods for power generation and hydrogen production with carbon dioxide isolation
US6282880B1 (en) Method of utilizing purge gas from ammonia synthesis
CN111526935A (en) System and method for producing and separating hydrogen and carbon dioxide
US20070072949A1 (en) Methods and apparatus for hydrogen gas production
CN107021454B (en) Method for producing hydrogen
JP2008144136A (en) System and method using non-mixing-type fuel processor
US12098658B2 (en) Cogeneration of chemical products
JP2008163944A (en) Reforming system for partial co2 recovery type cycle plant
CN101316650B (en) Methods and apparatus for hydrogen gas production
EP3169879B1 (en) Integrated calcium looping combined cycle for sour gas applications
WO2011021944A1 (en) Combined processes for utilizing synthesis gas at low co2 emission and high energy output
JP2024521560A (en) Ammonia decomposition for hydrogen production
US10822234B2 (en) Method and system for oxygen transport membrane enhanced integrated gasifier combined cycle (IGCC)
EP4367058A1 (en) Process for producing hydrogen product having reduced carbon intensity

Legal Events

Date Code Title Description
RD04 Notification of resignation of power of attorney

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7424

Effective date: 20110209

A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20110708

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20120706

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20121016

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20130115

TRDD Decision of grant or rejection written
A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

Effective date: 20130416

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20130507

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150

LAPS Cancellation because of no payment of annual fees