JP5886058B2 - シンガス用途におけるエネルギー回収 - Google Patents

シンガス用途におけるエネルギー回収 Download PDF

Info

Publication number
JP5886058B2
JP5886058B2 JP2012012537A JP2012012537A JP5886058B2 JP 5886058 B2 JP5886058 B2 JP 5886058B2 JP 2012012537 A JP2012012537 A JP 2012012537A JP 2012012537 A JP2012012537 A JP 2012012537A JP 5886058 B2 JP5886058 B2 JP 5886058B2
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
syngas
expander
water
flow path
disposed along
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.)
Expired - Fee Related
Application number
JP2012012537A
Other languages
English (en)
Other versions
JP2012162716A (ja
Inventor
コダラム・ラストム・コスラヴィアン
ロナルド・フレドリック・タイリー
パトリック・ジョセフ・マックケンナ
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 JP2012162716A publication Critical patent/JP2012162716A/ja
Application granted granted Critical
Publication of JP5886058B2 publication Critical patent/JP5886058B2/ja
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
    • F02C3/26—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being solid or pulverulent, e.g. in slurry or suspension
    • F02C3/28—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being solid or pulverulent, e.g. in slurry or suspension using a separate gas producer for gasifying the fuel before combustion
    • 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
    • C10J3/46—Gasification of granular or pulverulent flues in suspension
    • C10J3/466—Entrained flow processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J3/00—Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous fuels
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
    • C10K1/08—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
    • C10K1/08—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors
    • C10K1/10—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids
    • C10K1/101—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids with water only
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K3/00—Modifying the chemical composition of combustible gases containing carbon monoxide to produce an improved fuel, e.g. one of different calorific value, which may be free from carbon monoxide
    • C10K3/02—Modifying the chemical composition of combustible gases containing carbon monoxide to produce an improved fuel, e.g. one of different calorific value, which may be free from carbon monoxide by catalytic treatment
    • C10K3/04—Modifying the chemical composition of combustible gases containing carbon monoxide to produce an improved fuel, e.g. one of different calorific value, which may be free from carbon monoxide by catalytic treatment reducing the carbon monoxide content, e.g. water-gas shift [WGS]
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas- turbine plants for special use
    • 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
    • C10J2300/0903—Feed preparation
    • C10J2300/0906—Physical processes, e.g. shredding, comminuting, chopping, sorting
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/1603—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with gas treatment
    • C10J2300/1606—Combustion processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/164—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
    • C10J2300/164—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
    • C10J2300/1653—Conversion of synthesis gas to energy integrated in a gasification combined cycle [IGCC]
    • 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
    • C10J2300/169—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with water treatments
    • 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
    • Y02E20/14—Combined heat and power generation [CHP]
    • 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
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • Y02P20/129—Energy recovery, e.g. by cogeneration, H2recovery or pressure recovery turbines

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Industrial Gases (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)

Description

本明細書で開示される主題は、産業用途におけるエネルギーの回収に関し、より具体的には、シンガス用途におけるエネルギー回収に関する。
石炭、石油コークス、バイオマス、木質系材料、農業廃棄物、タール、コークス炉ガス及びアスファルト、又は他の炭素含有物などの供給原料は、電気、化学物質、又は合成燃料の生成用、或いは、他の様々な用途のためにガス化することができる。ガス化には、シンガスすなわち一酸化炭素と水素を含有する燃料を生成するために、超高温での炭素質燃料と酸素の反応が必要となり、このシンガスは、本来の状態の燃料に比べて遙かに効率的でより清浄に燃焼する。シンガスは、発電、化学物質の製造、或いは他の何れかの好適な用途に利用することができる。しかしながら、シンガスの製造はある程度の非効率性をもたらし、従って、エネルギーの浪費を生じる可能性がある。
米国特許第７７３９８７５号明細書
本願出願当初の特許請求の範囲に記載された発明の幾つかの実施形態について要約する。これらの実施形態は、特許請求の範囲に記載された発明の技術的範囲を限定するものではなく、本発明の可能な形態を簡単にまとめたものである。実際、本発明は、以下に記載する実施形態と同様のものだけでなく、異なる様々な実施形態を包含する。
第１の実施形態では、システムは、流路と、流路に沿って配置されたガス化セクションとを含む。ガス化セクションは、供給原料をシンガスに転換するように構成される。本システムはまた、ガス化セクションの直ぐ下流に配置されシンガスを濾過するように構成されたスクラバーを含む。本システムはまた、スクラバーから直ぐ下流の流路に沿って配置されシンガスを膨張させるように構成された第１のエキスパンダー（１３８）を含む。シンガスは未処理シンガスを含む。
第２の実施形態では、システムは、流路と、酸性ガス除去（ＡＧＲ）セクションから下流の流路に沿って配置された第１の流体源とを含む。流体源は、加圧流体を含む。流体源は加圧流体を含む。システムはまた、第２の流体を第１の流体と混合して流体混合物を生じるように構成された第２の流体源を含む。エキスパンダーはまた、ＡＧＲから上流の流路に沿って配置される。エキスパンダーは、流体混合物を膨張及び凝縮させ、機械エネルギー、電力又はこれらの組合せを生成するように構成されている。
第３の実施形態では、システムは、流路と、該流路に沿って配置されたガス化セクションとを含む。ガス化セクションは、供給原料をシンガスに転換するように構成されている。本システムはまた、ガス化セクションから下流の流路に沿って配置されシンガスを濾過するように構成されたスクラバーを含む。本システムは、さらに、スクラバーの下流の流路に沿って配置されたエキスパンダーを含む。エキスパンダーは、濾過したシンガスを膨張するように構成される。本システムはまた、エキスパンダーから下流の流路に沿って配置され、濾過シンガスから酸を除去するように構成されているＡＧＲセクションを含む。
本発明の上記その他の特徴、態様及び利点については、図面と併せて以下の詳細な説明を参照することによって理解を深めることができるであろう。図面を通して、同様の部材には同様の符号を付した。
エキスパンダーを含むガス化システムの一実施形態を示す図。 エキスパンダーと水性ガスシフトシステムとを含むガス化システムの一実施形態を示す図。 複数のエキスパンダーを含むガス化システムの一実施形態を示す図。 統合型ガス化複合サイクル（ＩＧＣＣ）システム及びエキスパンダーを含むポリジェネレーションシステムの一実施形態を示す図。
以下、本発明の１以上の特定の実施形態について説明する。これらの実施形態を簡潔に説明するため、現実の実施に際してのあらゆる特徴について本明細書に記載しないこともある。実施化に向けての開発に際して、あらゆるエンジニアリング又は設計プロジェクトの場合と同様に、実施毎に異なる開発者の特定の目標（システム及び業務に関連した制約に従うことなど）を達成すべく、実施に特有の多くの決定を行う必要があることは明らかであろう。さらに、かかる開発努力は複雑で時間を要することもあるが、本明細書の開示内容に接した当業者にとっては日常的な設計、組立及び製造にすぎないことも明らかである。
本発明の様々な実施形態の構成要素について紹介する際、単数形で記載したものは、その構成要素が１以上存在することを意味する。「含む」、「備える」及び「有する」という用語は内包的なものであり、記載した構成要素以外の追加の要素が存在していてもよいことを意味する。
本開示の実施形態は、ガス化プロセスを用いて炭素質燃料から電力及び／又は化学物質を生成するプロセスを含み、「廃」エネルギーを捕集して追加の電力を供給するのに利用される。ガス化プロセスでは、炭素質燃料は、酸素（又は酸素含有ガス）の添加によって部分的に酸化され、図１に関して以下でより詳細に説明するように、一酸化炭素及び水素を含むシンガス流を生成する。シンガス流はさらに、スクラバーによって濾過又は「スクラビング処理」され、例えば、粒子状物質及び同伴固体物を除去することができる。本明細書で説明されるある実施形態では、シンガス流は次いで、スクラバーの直ぐ下流のエキスパンダーに流入することができる。エキスパンダーに流入するシンガス流は、酸性ガス除去プロセスを受けていないので、「未処理」シンガスと呼ぶことができる。エキスパンダーは、他の方法では再捕集されないシンガス流のエネルギー捕集を可能にする。より具体的には、シンガス流は通常は再捕集されない、シンガスの質量流中に存在している熱エネルギー及び運動エネルギーを含む。運動エネルギーは、シンガスの質量効果（及び流れ）並びにシンガスの圧力に起因したエネルギーを含む点は理解されたい。例えば、シンガスは、冷却されて熱エネルギーの大部分を失い、シンガスの流れを減速又は停止させる可能性がある。シンガスの冷却及び／又は減速はまた、流れ中の圧力を低下させる可能性がある。本開示の実施形態はまた、シンガスを膨張させる前にシンガスに水を添加し、シンガス流の質量流量をさらに増大させると共に、これに対応して再捕集される電力を増大させることができる。実際には、エキスパンダー入口においておよそ０．１体積％〜６５体積％の水濃度を含有する「湿潤」シンガスをエキスパンダーにおいて用いることができる。
一実施形態では、スクラバーの下流から流出するシンガス流は、水性ガスシフト反応器に配向され、一酸化炭素及び水を追加の水素と二酸化炭素に転化することができる。この実施形態では、エキスパンダーは、スクラバーの直ぐ下流ではなく、シフト反応器の直ぐ下流に位置付けることができる。さらに別の実施形態では、シフト反応器は、エキスパンダーの直ぐ下流に位置付けることもできる。この実施形態では、シンガス流は、最初に、シフト反応を受ける前にエネルギー回収のため膨張される。実際には、以下でより詳細に説明する酸性ガス除去プロセスのように、スクラバーの下流又は他のガス化プラント構成要素の下流の種々の位置に１以上のエキスパンダーを位置付けることができる。湿潤シンガスの膨張により、例えば、シンガスの冷却によって失われたエネルギーの捕集が可能になる。実際には、統合型ガス化複合サイクル（ＩＧＣＣ）のガス化プラントを含む、化学物質を形成するガス化プラントにおける発電は、本明細書で開示されるエキスパンダー技術を用いて改善することができる。さらに、湿潤シンガスの直接的膨張を通じた他の場合には廃棄されるエネルギーを回収することにより、低資本コスト、低運転コスト、及び高効率を達成することができる。
上記のことを念頭に置いて、図１は、合成ガスすなわちシンガスを生成及び／又は燃焼させて電気に転換させ、及び／又はシンガスの一部をシフトさせて化学物質を形成することができる、ガス化ポリジェネレーションプラント１００の一実施形態を示している。図示の実施形態は、電力アイランド１７４を用いることによる電気の生成に適応されているが、他の実施形態は、任意選択的に電力アイランド１７４を含まなくてもよい点は理解されたい。例えば、他のプラント１００の実施形態は、化学プラント、シンガス製造プラント、或いはシンガスベースの化学物質又は化学組成物の製造に好適な他の何れかの産業プラントを含むことができる。固体原料などの供給原料１０２は、ガス化発電プラント１００用のエネルギー源として利用することができる。供給原料１０２は、石炭、石油コークス、バイオマス、木質系材料、農業廃棄物、タール、コークス炉ガス及びアスファルト、又は他の炭素含有物を含むことができる。供給原料１０２及びフラックス１０４は、供給原料処理及び貯蔵ユニット１０６に通すことができる。フラックス１０４は、供給原料処理及び貯蔵ユニット１０６において供給原料１０２に添加され、供給原料１０２の融解挙動を調整することができる。フラックス１０４は、例えば、砂、岩石、石灰石、ボーキサイト、及び鉄鉱石を含むことができる。次いで、供給原料処理及び貯蔵ユニット１０６は、供給原料１０２及びフラックス１０４混合物を供給原料粉砕及びスラリー調製ユニット１０８に配向することができる。供給原料粉砕及びスラリー調製ユニット１０８は、例えば、供給原料１０２及びフラックス１０４混合物を細断、ミル加工、破砕、微粉砕、ブリケット、又はパレタイズすることにより供給原料１０２及びフラックス１０４混合物をサイズ変更又は形状変更し、ガス化燃料を生成することができる。加えて、水１１０又は他の好適な液体を供給原料粉砕及びスラリー調製ユニット１０８において供給原料１０２及びフラックス１０４混合物に添加し、スラリー燃料１１１を生成することができる。スラリー燃料１１１は、ガス化工程で用いるガス化装置１１２に搬送することができる。ガス化工程で用いる供給原料は、固体供給原料、液体供給原料、及び／又はガス供給原料を含むことができる点に留意されたい。
ガス化装置１１２は、シンガス、例えば、一酸化炭素と水素の組合せに燃料を転化することができる。この転化は、使用燃料のタイプに応じて、高圧（例えば、約４０ｂａｒ〜９０ｂａｒ）及び高温（例えば、約１２００℃〜１５００℃）において制御される量の何らかの調節剤及び限界酸素に燃料を曝すことによって達成することができる。熱分解プロセス中の燃料の加熱は、スラグ１１４及び残留ガス（例えば、一酸化炭素、水素、及び窒素）を発生させる場合がある。
次いで、ガス化装置１１２内で部分酸化プロセス（すなわち、ガス化）が生じることができる。このガス化プロセスを促進するために、酸素１１６を空気分離ユニット（ＡＳＵ）１１８からガス化装置１１２に供給することができる。ＡＳＵ１１８は、例えば、極低温にすることができ、或いは圧力スイング吸着法（ＰＳＡ）を利用できる蒸溜技術により空気１２０を成分ガスに分離するよう作動することができる。ＡＳＵ１１８は、供給される空気１２０から酸素１１６を分離することができ、分離した酸素１１６をガス化装置１１２に移送することができる。加えて、ＡＳＵ１１８は、例えば、収集又は発電用に空気１２０から窒素１２２を分離することができる。
チャーガス及び残留ガスは、酸素１１６と反応して二酸化炭素及び一酸化炭素を形成することができ、これにより後続のガス化反応のための熱を提供することができる。ガス化プロセス中の温度は、約１２００℃〜約１５００℃の範囲に及ぶことができる。加えて、蒸気をガス化装置１１２に導入することができる。ガス化装置１１２は、蒸気及び限界酸素１１６を利用して供給原料の一部を燃焼させて一酸化炭素とエネルギーを生成することができ、これにより、さらに供給原料を水素と追加の二酸化炭素に転化する２次反応を開始させることができる。
このようにして、結果として得られるシンガス流１２４は、ガス化装置１１２により製造される。このシンガス流１２４は、約７３％の一酸化炭素と水素、並びにＣＯ2、Ｈ2Ｏ、ＣＨ4、ＨＣｌ、ＣＯＳ、ＮＨ3、ＨＣＮ、及びＨ2Ｓ（供給原料の硫黄分に基づく）を含むことができる。この結果として得られるガスは、例えば、Ｈ2Ｓを含有するので未処理のシンガス１２４と呼ぶことができる。ガス化装置１１２はまた、湿灰材料とすることができる、スラグ１１４のような廃棄物を生成する可能性がある。このスラグ１１４は、粗スラグ処理システム１２６に搬送することができる。粗スラグ処理システム１２６は、例えば、道路基礎部又は別の建材用として販売される粗スラグ１２８を生成することができる。
シンガス流１２４は、特定の粒子状物質及び他の汚染物質を除去又は「スクラビング処理」するのに好適なスクラバー１３０に流入することができる。幾つかの好適なスクラビング処理を用いることができる。例えば、スクラバー１３０は、凝縮物回収部１３２及び中水道戻り部１３４から水が供給される水噴霧を用いることができる。シンガス流１２４は、水噴霧と接触し、タール及び油などの特定の凝縮性有機物質を凝縮することができる。シンガス流１２４はまた、水ポンプに流入し、粒子状物質を除去することができる。すなわち、シンガス流１２４は、水サンプにおいてクエンチされ、結果としてシンガス流１２４の清浄化をもたらすことができる。シンガス流１２４は、スクラバー１３０において追加の水塊を収集することができる。実際には、シンガス流１２４の全質量流量は、スクラバー１３０における水塊の追加によって増大させることができる。一実施形態では、増大した水塊を有する「湿潤」シンガス１３６は、次に、シンガス流１３６の膨張によるエネルギー回収に好適なエキスパンダー１３８に配向することができる。特定の実施形態では、スクラバー１３０から出るシンガス流１３６は、約０．１〜６５体積％の水の水濃度、約１９０℃〜４００℃の温度、及び約４０ｂａｒと７０ｂａｒの間の圧力を含むことができる。別の実施形態では、水濃度は、ほぼゼロとすることができる。この実施形態では、流れは、膨張前に過熱することができる。実際には、水濃度は、０．１〜６５体積％水の範囲に及ぶことができる。
エキスパンダー１３８は、流体流（例えば、液体又はガス）を電力に転換するのに好適なターボエキスパンダー（すなわち、膨張タービン）とすることができる。より具体的には、エキスパンダー１３８は、シャフト上に円周方向に配置された複数のブレード又はベーンを用いることにより、シンガス流１３６の質量流量及び熱エネルギーを回転運動（すなわち、機械エネルギー）に転換することができる。次いで、シャフトの回転運動は、例えば、発電機を用いることにより電力に転換することができる。特定の実施形態では、発電機は、エキスパンダー１３８内に含めることができる。このようにして、湿潤（又は乾燥）シンガス流１３６は、スクラバー１３０の直ぐ下流で用いて追加の電力を生成することができる。膨張プロセスの追加の利点は、エキスパンダー１３８の下流で他のプロセスで用いるシンガス流１３６を冷却することである。さらに、エキスパンダー１３８は、シンガスから水などの凝縮物を凝縮することができる。実際に、特定の実施形態では、エキスパンダー１３８により凝縮された凝縮物は、シンガス流１３６中に存在する水の０．１％〜６５％を含むことができる。複数のエキスパンダー１３８を用いることができること、及びプラント１００の他の場所にエキスパンダー１３８を配置できることは理解されたい。実際には、以下で図２〜４に関して説明される他の実施形態では、ガス化装置１１２の下流の他の場所に１以上のエキスパンダー１３８を配置することができる。さらに、他の実施形態では、複数のガス化装置１１２をマニホルドで連結又は接続し、シンガスを一連の又は複数のエキスパンダー１３８に配向することができる。実際に、１以上のガス化装置１１２は、１以上のエキスパンダー１３８に「供給」することができる。
引き続き図１を参照すると、スクラバー１３０はまた、スクラビングプロセス中にシンガス流１２４から除去された粒子状物質を含有する水を生成することができる。次いで、水１４０は、さらに処理するために水フラッシュシステム１４２に配向することができる。水フラッシュシステム１４２は、フラッシュドラムに水１４０を露出させることができ、これにより水１４０が、「廃」水１４６を残して、高圧フラッシュガス１４４に噴出又は気化される。廃水１４６は、スクラビングプロセス中に除去された有意な量の粒子状物質及び同伴固体物を含む。次いで、この廃水１４６は、再利用するために微細スラグ及び中水道処理システム１４８に配向することができる。例えば、微細スラグ及び中水道処理システム１４８は、廃水１４８を処理し、追加のスラリー燃料１１１の調製において供給原料粉砕及びスラリー調製システム１０８により再利用するために固体物及び水１５０を回収することができる。微細スラグ及び中水道処理システム１４８はまた、スクラバー１３０のスクラビングプロセスで再利用するのに好適な中水道１３４を生成することができる。実際に、スクラビングプロセスにおいて水１３４を再利用することにより、並びに供給原料調製プロセスで固体物及び水１５０を再利用することにより、プラント効率がさらに改善される。過剰な水１５２は、中水道前処理システム１５３に配向されてさらに処理することができる。中水道前処理システム１５３は、水１５２を濾過して清浄化し、清浄化した水１５４をバイオポンドに配向してさらに濾過及び再利用することができる。また、微細スラグ及び中水道処理システム１４８により、粉末灰分のような再利用可能でない微細粒子を含むことができるフィルタケーキ１５５を生成することができる。
引き続きシンガス処理では、エキスパンダー１３８の下流から流出するシンガス流１５６は、低温ガス冷却（ＬＴＧＣ）システム１５８によっておよそ５０℃〜１５０℃の温度までさらに冷却することができる。特定の実施形態では、他のシンガス処理はまた、硫化カルボニル（ＣＯＳ）加水分解及び水銀除去プロセスを含むことができる。例えば、シンガス流１５６は、凝縮熱交換器及び関連するノックアウトドラムを用いることにより周囲温度付近まで冷却することができる。次いで、シンガス流１５６は、ＣＯＳから硫化水素（Ｈ2Ｓ）への転化に好適な反応器に移り、酸性ガス除去システム（ＡＧＲ）１６０においてより完全な硫黄除去を可能にすることができる。加えて、シンガス流１５６は、例えば、シンガス流１５６中に存在する水銀を捕集するのに好適な炭素吸着ベッドに移送することができる。
加えて、或いは代替として、シンガス流１５６は、水性ガスシフトシステム１７６に移送され、化学物質の製造のためのシンガス流１５６を処理するようにすることができる。水性ガスシフトシステム１７６は、シンガス中の水素と一酸化炭素の比を調整することができる。より具体的には、水性ガスシフトシステム１７６は、一酸化炭素が水（例えば、蒸気）と反応して二酸化炭素と水素を形成する水性ガスシフト反応を実施するのに好適なシフト反応器を含むことができる。次に、シフトシンガスは、上述のような２次ＬＴＧＣシステム１５８によって冷却することができる。次いで、冷却されたシンガスは、酸性ガス除去のため第２のＡＧＲ１６０に移送され、次に、シンガスから１以上の化学物質を生成するのに好適な化学システム１７７に移送することができる。
低温ガス冷却システム１５８がシンガス流１５６を冷却すると、シンガス流１５６中の水蒸気の大部分が凝縮される。次に、この凝縮物１３２は、スクラビング工程中にスクラバー１３０による再利用のため転送することができる。過剰な凝縮物１６２は、凝縮物からアンモニア（ＮＨ3）を除去するのに好適な凝縮物アンモニア除去システム１６４によって処理するために移送することができる。次いで、実質的にアンモニアのない凝縮物１６６を微細スラグ及び中水道処理システム１４８に配向し、上述のように水１４６の処理に再利用することができる。加えて、アンモニア除去工程中に製造された硫黄含有ガス１６８は硫黄回収ユニット（ＳＲＵ）に配向され、さらに処理されて硫黄を除去することができる。
低温ガス冷却システム１５８による冷却後、冷却されたシンガス流１７０は、酸性ガス除去システム（ＡＧＲ）１６０に配向することができる。次に、ＡＧＲ１６０は、シンガス流１７０を処理し、Ｈ2Ｓ及びＣＯ2を除去することができる。例えば、Ｓｅｌｅｘｏｌ（商標）のような物理溶媒及び／又は水性メチルジエタノールアミン（ＭＤＥＡ）などの化学溶媒を用いてＨ2Ｓ及びＣＯ2を除去することができる。次に、処理済み又は「清浄な」シンガス流１７２は、発電システム（例えば、電力アイランド）１７４に配向され、発電及び／又は化学物質の製造で用いることができる。例えば、発電システム１７４は、シンガスを燃料として用いて該燃料を回転エネルギーに転換するのに好適なガスタービンを含むことができる。次いで、回転エネルギーは、発電機により電力に転換することができる。実際には、発電プラント１００は、スクラバー１３０の直ぐ下流でシンガス流の膨張によるエネルギー効率の改善をしながら、シンガスを電力に転換することができる。加えて、図２〜４に関して以下でより詳細に説明するように、エキスパンダー１３８を配置する他の場所を用いることもできる。
図２は、水性ガスシフトシステム１７６を有するガス化ポリジェネレーションプラント１００の特定の実施形態を示す。図示の実施形態では、図１に関して上記で詳細に説明した特定の実施形態は同じ要素符号で表示している。図１と同様に、図２の実施形態はまた、エネルギー回収を増強するためエキスパンダー１３８を用いることで恩恵を受けることができる。図示の実施形態では、エキスパンダー１３８は、水性ガスシフトシステム１７６の直ぐ下流か、又は水性ガスシフトシステム１７６の直ぐ上流に位置付けることができる。実際には、エキスパンダー１３８を水性ガスシフトシステム１７６と組合せて用いることにより、追加のエネルギーの捕集が可能となり、ポリジェネレーションプラント１００の電力生産が増強される。
水性ガスシフトシステム１７６は、シンガス中の水素と一酸化炭素の比を調整可能にする。より具体的には、水性ガスシフトシステム１７６は、一酸化炭素が水（例えば、蒸気）と反応して二酸化炭素と水素を形成する水性ガスシフト反応を実行するのに好適なシフト反応器を含むことができる。このプロセスは、シンガス中の水素と一酸化炭素の比を約１：１〜約３：１の比を含むシフトシンガスに調整することができる。図示の実施形態では、水性ガスシフトシステム１７６は、酸性の水性ガスシフトシステム１７６である点に留意されたい。すなわち、硫黄は、水性ガスシフト反応中に水性ガスシフトシステム１７６に送給されるシンガス中に存在する可能性がある。
一実施形態では、シンガス流１３６は、水性ガスシフトシステム１７６に直接移送される。次いで、水性ガスシフトシステム１７６は、シフト反応器を用いて、シンガス流１３６の組成を水素と一酸化炭素の比が約３：１であるように再調整可能にすることができる。シフト反応は発熱反応であり、水性ガスシフトシステム１７６から流出する水性ガスシフトシステム１７６は、シンガス流１３６の温度よりも高温になることができる。例えば、温度は、約５０℃、１００℃、４００℃だけ上昇することができる。次いで、エキスパンダー１３８は、高温シンガス流１７８を膨張させ、シンガス流１７８の流れ及び熱エネルギーを機械エネルギーに転換することができる。さらに、機械エネルギーは、発電機を使用することにより電力に転換することができる。実際には、エキスパンダー１３８は、水性ガスシフトシステム１７６から得られる追加の熱エネルギーを捕集して追加の電力を生成することによって、ポリジェネレーションプラント１００においてエネルギーの生成全体を改善することができる。
別の実施形態では、水性ガスシフトシステム１７６は、エキスパンダー１３８の下流に位置付けることができる。この実施形態では、エキスパンダー１３８は、上述のように、膨張シンガス流１５６を水性ガスシフトシステム１７６内に配向する前に、最初にシンガス流１３６を膨張させることができる。次に、水性ガスシフトシステム１７６は、シフト反応を利用して、水素と一酸化炭素の比を約３：１に修正することができる。次いで、シフトされたシンガス流１８０は、上述のように、低温ガス冷却システム１５８により処理され、冷却シンガス流１８２としてＡＧＲ１６０に移送することができる。ＡＧＲ１６０は、冷却シフトシンガス流１８２からＨ2Ｓ及び／又はＣＯ2を除去することにより該シンガス流１８２を処理し、次いで、処理したシンガス流１８４を発電システム１７４に配向することができる。水性ガスシフトシステム１７６を含む実施形態では、発電システム１７４は、シンガス流１８４の水素と一酸化炭素の比を活用するよう修正することができる。例えば、発電システム１７４は、高水素含有のシンガスを用いるのに好適なガスタービンを含むことができる。次いで、発電システム１７４は、シフトされたシンガス流１８４を電力に転換することができる。これに加えて、又は代替として、化学システム１７７は、化学物質の製造のためにシンガスを処理することができる。これに応じて、ポリジェネレーションプラント１００は、シンガスのシフトの前又は後にシンガスを膨張することにより電力生成を増大させることができる。
図３は、ＡＧＲ１６０の下流に位置付けられたエキスパンダー１３８の使用を含む、ポリジェネレーションプラント１００の特定の実施形態を示している。図示の実施形態では、図１を参照して上記で詳細に説明した特定の構成要素が同じ参照符号で示されている。実際には、エキスパンダー１３８は、ＡＧＲ１６０の上流及び／又はＡＧＲ１６０の下流のシンガスを膨張させるのに好適である。ＡＧＲ１６０の上流及び／又は下流でエキスパンダー１３８を使用することによりエネルギーを再捕集することにより、ポリジェネレーションプラント１００は、効率を改善し、追加の電力出力を得ることができる。ＡＧＲ１６０の上流でエキスパンダー１３８を使用することは、図１〜２に関して上述している。ＡＧＲ１６０の下流でエキスパンダー１３８を使用することは、以下でより詳細に説明する。
一実施形態では、シンガス流１８４は、ＡＧＲ１６０の直ぐ下流から流出する。シンガス流１８４は、希薄シンガス流であり、すなわち、ＡＧＲ１６０によりシンガス流１８４から硫黄が除去されている。この実施形態では、シンガス流１８４は、水性ガスシフトシステム１８６に配向することができる。水性ガスシフトシステム１８６は、硫黄含有量が低減されたシンガス中の水素と一酸化炭素の比を調整するのに好適とすることができる。例えば、一酸化炭素と水を水素と二酸化炭素に転換可能にするのに好適なクロム又は銅系触媒を用いることができる。水性ガスシフトシステム１８６により可能にされるシフト反応は、シンガス１８４中の硫黄含有が低減されていることにより「スイート」（硫黄分の少ない）なシフト反応である。スイートシフト反応は発熱性であり、反応により生じる熱エネルギーは、例えば、水性ガスシフトシステム１８６の直ぐ下流にエキスパンダー１３８を配置することにより捕集することができる。この実施形態では、シンガス流１８８の質量流量に加わった熱は、水性ガスシフトシステム１８６の直ぐ下流に位置付けられたエキスパンダー１３８により電気エネルギーに転換することができる。上述のように、エキスパンダー１３８は、シンガス１８８の質量流量中に存在するエネルギーを回転運動に転換し、次いで、これを用いて追加の電力の生成に好適な発電機を駆動することができる。
別の実施形態では、ＡＧＲ１６０の下流から流出するシンガス流１８４は、エキスパンダー１３８に直接移送することができる。この実施形態では、エキスパンダー１３８は、シンガス流１８４を膨張させ、膨張シンガス流１９０を水性ガスシフトシステム１８６に配向する。エキスパンダー１３８における膨張中、シンガスは、熱エネルギーを機械エネルギーに変換することができる。従って、シンガス流１９０は、シンガス流１８８よりも低温にすることができる。次いで、低温のシンガス流１９０は、更なる処理のため水性ガスシフトシステム１８６に配向することができる。この実施形態では、水性ガスシフトシステム１８６は、有利には、銅亜鉛アルミニウム触媒組成を組み込むシフト反応などの、低温シフト反応を用いることにより低温シンガスを使用することができる。上記で述べたように、シフト反応は、高い水素比を有するシンガスをもたらす。従って、シンガス流１９２（又はシンガス流１９０）は、燃料として使用するため発電システム１７４に搬送することができる。これに加えて、或いは代替として、シンガス流１９２は、化学物質の製造のため化学システム１７７に配向することができる。ＡＧＲ１６０の下流でのエキスパンダー１３８の使用により、それ以外の方法では使用されないエネルギーの再捕集が可能になる。例えば、エキスパンダー１３８が水性ガスシフトシステム１８６から生じた追加の熱を用いて、電気を生成することができる。実際には、図４において以下でより詳細に説明する統合型ガス化複合サイクル（ＩＧＣＣ）のようなポリジェネレーションプラント１００の他の実施形態は、エキスパンダー１３８を用いてプラント効率を改善し、追加の電力の生成を可能にすることができる。
図４は、電力の生成の改善に好適な１以上のエキスパンダー１３８による化学物質の製造を含むことができるＩＧＣＣ発電プラント２００（ポリジェネレーションプラント）の一実施形態を示している。図示の実施形態では、図１に関して上記で詳細に説明された特定の構成要素は同じ要素の参照符号で示されている。図１〜３に関して上記で述べたように、エキスパンダー１３８は、シンガスの流れ中に存在するエネルギーを電力に転換する。さらに、図示の実施形態は、窒素加熱及び抽出空気冷却システム２０２、及びエキスパンダー１３８の使用によりＩＧＣＣ技術を導入するのに好適な脱気装置２０４のような特定のシステムを含む。ＩＧＣＣ発電プラント２００のような複合サイクル発電プラントにおいて、例えば、以下で説明するような低温ガス冷却システム１５８により生成される飽和蒸気を再利用することにより、追加のエネルギー効率を得ることができる。
一実施形態では、エキスパンダー１３８は、スクラバー１３０の直ぐ下流に配置され、シンガス流１３６を追加の電力に転換するのに使用される。別の実施形態では、水性ガスシフトシステム１７６は、スクラバー１３０の直ぐ下流に配置され、エキスパンダー１３８は、水性ガスシフトシステム１７６の直ぐ下流に配置される。この実施形態では、シフトされたシンガス流１７８は、膨張されて電力に転換される。次いで、膨張シンガス流１５６（又は膨張シンガス流１８０）は、低温ガス冷却システム１５８に配向することができる。これに加えて、或いは代替として、エキスパンダー１３８は、図示のように水性ガスシフトシステム１８６の下流に配置することができる。実際には、エキスパンダー１３８は、ＡＧＲ１６０の上流及び／又は下流に配置され、シンガス流１８４（又はシンガス流１８８）中に存在する質量流量エネルギーを用いて追加の電力を生成することができる。
化学物質の生成も含むことができる図示のＩＧＣＣ実施形態では、低温ガス冷却システム１５８は、冷却プロセス中にシンガスを冷却し、飽和蒸気２０６を生成することができる。次いで、この飽和蒸気２０６は、さらに再利用するため発電システム１７４に配向することができる。実際には、発電システム１７４は、例えば、ガスタービン２０８、排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）２１０、及び蒸気タービン２１２を含むことができる。ガスタービン２０８は、シンガスを燃料として使用し、電力を生成するのに好適な発電機などの第１の負荷を駆動することができる。次いで、蒸気タービンエンジン２１２は、第２の発電機などの第２の負荷を駆動することができる。加えて、ガスタービン２０８及び蒸気タービン２１２は、別個の負荷を駆動することができるが、ガスタービン２０８及び蒸気タービン２１２を縦一列の形態で利用して単一のシャフトを介して単一の負荷を駆動してもよい。蒸気タービンエンジン２１２並びにガスタービンエンジン２０８の特定の構成は、実装時固有とすることができ、セクションのあらゆる組合せを含むことができる。
窒素加熱及び抽出空気冷却システム２０２からの加熱窒素は、発電システム１７４に配向され、ガスタービン２０８における燃焼希釈剤として使用し、これによりガスタービン効率を向上させることができる。ガスタービンエンジン２０８からの加熱排出ガスは、ＨＲＳＧ２１０に移送し、水を加熱して蒸気タービンを駆動するのに使用される蒸気を生成するのに用いることができる。ＨＲＳＧ２１０中の水の一部は、脱気装置２０４が提供することができる。すなわち、脱気装置２０４は、低温ガス冷却システム１５８から流出する加熱凝縮物２１４から特定のガス（例えば、酸素）を除去し、発電システム１７４に水を提供することができる。加えて、低温ガス冷却システム１５８からの飽和蒸気２０６を用いて、ＨＲＳＧ２１０において過熱された後に蒸気タービンを駆動することができる。
実際には、ＩＧＣＣ発電プラント２００のような複合サイクル発電プラントにおいて、高温排出ガスは、ガスタービンエンジン２０８から流れてＨＲＳＧ２１０に移動し、ここでこれを用いて高圧高温の蒸気を生成することができる。次に、ＨＲＳＧ２１０により生成された蒸気は、発電用に蒸気タービンエンジン２１２に移動することができる。加えて、生成蒸気はまた、他の何れかのプロセスに供給され、ここでガス化装置１１２などに用いることができる。発電システム１７４の運転により生じる凝縮物２１６の再利用など、再利用効率の追加が可能である。凝縮物２１６は、冷却工程で使用するため低温ガス冷却システム１５８に配向することができる。同様に、ガスタービン運転中に抽出される空気２１８は、システム２０２により処理され、ＡＳＵ１１８に配向されて窒素と酸素に分離することができる。ガスタービンエンジン２０８の生成サイクルは、「トッピングサイクル」と呼ばれることが多く、蒸気タービンエンジン２１２の生成サイクルは、「ボトミングサイクル」と呼ばれることが多い。これら２つのサイクルをエキスパンダー１３８の使用と組合せることにより、ＩＧＣＣ発電プラント２００は、両方のサイクルにおいてより優れた効率をもたらすことができる。
本発明の技術的効果は、シンガス流を電力に転換するのに好適な１以上のエキスパンダーを使用することにより、ガス化効率及び電力生成を改善することを含む。エキスパンダーは、スクラバーの直ぐ下流の場所を含む、ガス化プラント内の種々の場所に位置付けることができる。さらに、エキスパンダーは、ＩＧＣＣ発電プラントを含む、ガス化ポリジェネレーションプラントの種々のタイプで用いることができる。加えて、シンガス流は、「湿潤」シンガス流を含むことができる。実際には、シンガス流は、酸性ガスの除去の前にシンガスに添加される水を含むことができる。他の場合には使用されることのなかったエネルギーを捕集するために１以上のエキスパンダーを使用することによって、本開示の実施形態は、増大した電力を有するより効率的なガス化プラントをもたらすことができる。
本明細書では、本発明を最良の形態を含めて開示するとともに、装置又はシステムの製造・使用及び方法の実施を始め、本発明を当業者が実施できるようにするため、例を用いて説明してきた。本発明の特許性を有する範囲は、特許請求の範囲によって規定され、当業者に自明な他の例も包含する。かかる他の例は、特許請求の範囲の文言上の差のない構成要素を有しているか、或いは特許請求の範囲の文言と実質的な差のない均等な構成要素を有していれば、特許請求の範囲に記載された技術的範囲に属する。
１００ ガス化ポリジェネレーションプラント
１０２ 供給原料
１０４ フラックス
１０６ 貯蔵ユニット
１０８ スラリー調製ユニット
１１０ 水
１１１ スラリー燃料
１１２ ガス化装置
１１４ スラグ
１１６ 酸素
１１８ 空気分離ユニット（ＡＳＵ）
１２０ 空気
１２２ 窒素
１２４ シンガス流
１２６ 粗スラグ処理システム
１２８ 粗スラグ
１３０ スクラバー
１３２ 凝縮物回収部
１３４ 中水道戻り部
１３６ 湿潤シンガス
１３８ エキスパンダー
１４０ 水
１４２ 水フラッシュシステム
１４４ 高圧フラッシュガス
１４６ 廃水
１４８ 中道水処理システム
１５０ 水
１５２ 過剰水
１５３ 中道水前処理システム
１５４ 清浄水
１５５ フィルタケーキ
１５６ シンガス流
１５８ 低温ガス冷却（ＬＴＧＣ）システム
１７４ 電力アイランド
１７６ 水性ガスシフトシステム
１６０ 酸性ガス除去（ＡＧＲ）システム
１６２ 過剰凝縮物
１６４ 凝縮物アンモニア除去システム
１６６ アンモニアのない凝縮物
１６８ 硫黄含有ガス
１７０ 冷却シンガス流
１７２ シンガス流
１７７ 化学システム
１７８ シンガス流
１８０ シフトしたシンガス流
１８２ 冷却シンガス流
１８４ 処理されたシンガス流
１８６ 水性ガスシフトシステム
１８８ シンガス流
１９０ 膨張シンガス流
１９２ シフトしたシンガス流
２００ 統合ガス化複合サイクル（ＩＧＣＣ）発電プラント
２０２ 抽出空気冷却システム
２０４ 脱気装置
２０６ 飽和蒸気
２０８ ガスタービン
２１０ 排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）システム
２１２ 蒸気タービン
２１４ 加熱凝縮物
２１６ 凝縮物
２１８ 空気

Claims (10)

  1. 流路と、
    前記流路に沿って配置され且つ供給原料（１０２）をシンガスに転換するように構成されたガス化セクション（１１２）と、
    前記ガス化セクション（１１２）の直ぐ下流に配置され且つ前記シンガスを濾過するように構成されたスクラバー（１３０）と、
    前記スクラバー（１３０）から下流の前記流路に沿って配置され且つ前記シンガス中の水素と一酸化炭素の比を調整する第１の水性ガスシフトシステム（１７６）と、
    前記第１の水性ガスシフトシステム（１７６）の下流の前記流路に沿って配置され且つ前記シンガスを膨張させるように構成された第１のエキスパンダー（１３８）と、
    前記第１のエキスパンダー（１３８）の下流の流路に沿って配置され、前記未処理シンガスを処理して酸性ガスを除去し、処理済みシンガスを生成するように構成されている、酸性ガス除去（ＡＧＲ）セクション（１６０）と、
    前記ＡＧＲセクション（１６０）から下流の前記流路に沿って配置され且つ前記処理済みシンガス中の水素と一酸化炭素の比を調整する第２の水性ガスシフトシステム（１７６）と、
    前記第２の水性ガスシフトシステム（１７６）から下流の流路に沿って配置され且つ前記処理済みシンガスを膨張させるように構成された第２のエキスパンダー（１３８）と、
    を備え、前記シンガスが未処理シンガスを含む、システム。
  2. 流路と、
    前記流路に沿って配置され且つ供給原料（１０２）をシンガスに転換するように構成されたガス化セクション（１１２）と、
    前記ガス化セクション（１１２）の直ぐ下流に配置され且つ前記シンガスを濾過するように構成されたスクラバー（１３０）と、
    前記スクラバー（１３０）から下流の流路に沿って配置され、前記未処理シンガスを処理して酸性ガスを除去し、処理済みシンガスを生成するように構成されている、酸性ガス除去（ＡＧＲ）セクション（１６０）と、
    前記ＡＧＲセクション（１６０）から下流の前記流路に沿って配置され且つ前記シンガス中の水素と一酸化炭素の比を調整する水性ガスシフトシステム（１７６）と、
    前記水性ガスシフトシステム（１７６）から下流の流路に沿って配置され且つ前記処理済みシンガスを膨張させるように構成されたエキスパンダー（１３８）と、
    を備え、前記シンガスが未処理シンガスを含む、システム。
  3. 前記システムが、前記未処理シンガスに水塊を加えるように構成されている、請求項１または２に記載のシステム。
  4. 前記システムが、前記第１のエキスパンダー（１３８）の上流の前記未処理シンガスに水塊を加えるように構成されている、請求項１記載のシステム。
  5. 前記水塊は、加熱された水塊を含む、請求項２乃至４のいずれかに記載のシステム。
  6. 前記未処理シンガスが、少なくとも約０．１％〜６５％のＨ2Ｏを有する湿潤シンガスを含む、請求項１乃至５のいずれかに記載のシステム。
  7. 前記第１のエキスパンダー（１３８）は、機械エネルギー、電気エネルギー又はこれらの組合せを生成するように構成されたターボエキスパンダーを備える、請求項１または４に記載のシステム。
  8. 前記第１のエキスパンダー（１３８）は、前記未処理シンガスからの物質を凝縮させるように構成されている、請求項７記載のシステム。
  9. 前記物質が、前記未処理シンガスから凝縮される約０．１％〜６５％のＨ2Ｏを有する凝縮物を含む、請求項８記載のシステム。
  10. 前記ガス化セクション（１１２）が、統合型ガス化複合サイクル（ＩＧＣＣ）ガス化セクションを含む、請求項１乃至９のいずれかに記載のシステム。
JP2012012537A 2011-02-07 2012-01-25 シンガス用途におけるエネルギー回収 Expired - Fee Related JP5886058B2 (ja)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/022,553 US8992640B2 (en) 2011-02-07 2011-02-07 Energy recovery in syngas applications
US13/022,553 2011-02-07

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JP2012162716A JP2012162716A (ja) 2012-08-30
JP5886058B2 true JP5886058B2 (ja) 2016-03-16

Family

ID=46586377

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2012012537A Expired - Fee Related JP5886058B2 (ja) 2011-02-07 2012-01-25 シンガス用途におけるエネルギー回収

Country Status (7)

Country Link
US (1) US8992640B2 (ja)
JP (1) JP5886058B2 (ja)
KR (1) KR101885931B1 (ja)
CN (1) CN102627981B (ja)
AU (1) AU2012200545B2 (ja)
CA (1) CA2765659C (ja)
PL (1) PL227903B1 (ja)

Families Citing this family (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9222040B2 (en) * 2012-06-07 2015-12-29 General Electric Company System and method for slurry handling
US10018416B2 (en) 2012-12-04 2018-07-10 General Electric Company System and method for removal of liquid from a solids flow
US9458014B2 (en) * 2012-12-28 2016-10-04 General Electronic Company Sytems and method for CO2 capture and H2 separation with three water-gas shift reactions and warm desulfurization
US9784121B2 (en) 2013-12-11 2017-10-10 General Electric Company System and method for continuous solids slurry depressurization
US9702372B2 (en) 2013-12-11 2017-07-11 General Electric Company System and method for continuous solids slurry depressurization
CN203960145U (zh) * 2014-01-10 2014-11-26 通用电气公司 以气化炉产生的合成气来发电的发电系统
US9399587B2 (en) * 2014-02-05 2016-07-26 General Electric Company System and method for slurry preparation
US9562201B2 (en) 2014-06-28 2017-02-07 Saudi Arabian Oil Company Energy efficient apparatus employing energy efficient process schemes providing enhanced integration of gasification-based multi-generation and hydrocarbon refining facilities and related methods
US9803508B2 (en) 2015-08-24 2017-10-31 Saudi Arabian Oil Company Power generation from waste heat in integrated crude oil diesel hydrotreating and aromatics facilities
US9803511B2 (en) 2015-08-24 2017-10-31 Saudi Arabian Oil Company Power generation using independent dual organic rankine cycles from waste heat systems in diesel hydrotreating-hydrocracking and atmospheric distillation-naphtha hydrotreating-aromatics facilities
US9803506B2 (en) 2015-08-24 2017-10-31 Saudi Arabian Oil Company Power generation from waste heat in integrated crude oil hydrocracking and aromatics facilities
US9803513B2 (en) 2015-08-24 2017-10-31 Saudi Arabian Oil Company Power generation from waste heat in integrated aromatics, crude distillation, and naphtha block facilities
US9803507B2 (en) 2015-08-24 2017-10-31 Saudi Arabian Oil Company Power generation using independent dual organic Rankine cycles from waste heat systems in diesel hydrotreating-hydrocracking and continuous-catalytic-cracking-aromatics facilities
US9803930B2 (en) 2015-08-24 2017-10-31 Saudi Arabian Oil Company Power generation from waste heat in integrated hydrocracking and diesel hydrotreating facilities
US9803505B2 (en) * 2015-08-24 2017-10-31 Saudi Arabian Oil Company Power generation from waste heat in integrated aromatics and naphtha block facilities
US9856141B2 (en) 2016-01-07 2018-01-02 Fluor Technologies Corporation Method for avoiding expensive sour water stripper metallurgy in a gasification plant
CN110114446B (zh) * 2016-12-14 2022-04-26 气体产品与化学公司 在合成气生产中控制烟灰制造物的方法和系统
DE102017201940A1 (de) * 2017-02-08 2018-08-09 Thyssenkrupp Ag Verfahren zur Behandlung eines Synthesegasstroms

Family Cites Families (36)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3699938A (en) 1971-01-25 1972-10-24 Raymond R Frazier Gas expander
JPS5759993A (en) * 1980-09-30 1982-04-10 Central Res Inst Of Electric Power Ind Compound electricity generation by coal gasification
DE3239774A1 (de) 1982-10-27 1984-05-03 Hoechst Ag, 6230 Frankfurt Verfahren und vorrichtung zur herstellung von synthesegas
US5003782A (en) 1990-07-06 1991-04-02 Zoran Kucerija Gas expander based power plant system
GB9105095D0 (en) 1991-03-11 1991-04-24 H & G Process Contracting Improved clean power generation
US5403366A (en) 1993-06-17 1995-04-04 Texaco Inc. Partial oxidation process for producing a stream of hot purified gas
US5345756A (en) * 1993-10-20 1994-09-13 Texaco Inc. Partial oxidation process with production of power
US5699267A (en) 1995-03-03 1997-12-16 Compressor Controls Corporation Hot gas expander power recovery and control
US6061936A (en) 1997-09-12 2000-05-16 Texaco Inc. Synthesis gas expander located immediately upstream of combustion turbine
US6149859A (en) 1997-11-03 2000-11-21 Texaco Inc. Gasification plant for direct reduction reactors
US6033456A (en) * 1998-02-06 2000-03-07 Texaco Inc. Integration of partial oxidation process and direct reduction reaction process
US6167692B1 (en) 1998-06-29 2001-01-02 General Electric Co. Method of using fuel gas expander in power generating plants
JP3939492B2 (ja) * 2000-11-08 2007-07-04 株式会社神戸製鋼所 石炭ガス化直接還元製鉄法
JP4489756B2 (ja) * 2003-01-22 2010-06-23 ヴァスト・パワー・システムズ・インコーポレーテッド エネルギー変換システム、エネルギー伝達システム、および熱伝達を制御する方法
US20060096298A1 (en) 2004-11-10 2006-05-11 Barnicki Scott D Method for satisfying variable power demand
UA96569C2 (ru) * 2005-03-21 2011-11-25 Бипи Корпорейшн Норт Америка Инк. Процесс и устройство для изготовления ароматических карбоновых кислот
US7503947B2 (en) 2005-12-19 2009-03-17 Eastman Chemical Company Process for humidifying synthesis gas
US7739875B2 (en) 2006-08-07 2010-06-22 General Electric Company Syngas power systems and method for use thereof
DE602007010508D1 (de) * 2006-12-08 2010-12-23 Shell Int Research Verfahren zur herstellung eines gereinigten synthesegasstroms
CN101663376B (zh) 2007-02-12 2013-06-12 沙索技术有限公司 联合进行发电和产生烃
WO2008099312A2 (en) 2007-02-12 2008-08-21 Sasol Technology (Proprietary) Limited Co-production of power and hydrocarbons
PL209150B1 (pl) 2007-09-13 2011-07-29 Sarre Sposób wytwarzania paliwa gazowego z odpadów zawierających związki organiczne i biomasę oraz linia technologiczna do wytwarzania paliwa gazowego z odpadów zawierających związki organiczne i biomasę, a także reaktor do prowadzenia procesu odgazowania
US7994844B2 (en) 2007-11-12 2011-08-09 Macronix International Co., Ltd. Multiple-stage charge pump with charge recycle circuit
US20090158701A1 (en) 2007-12-20 2009-06-25 General Electric Company Systems and methods for power generation with carbon dioxide isolation
EP2159192A1 (en) 2008-08-28 2010-03-03 Ammonia Casale S.A. Process for the production of ammonia synthesis gas with improved cryogenic purification
WO2010048493A2 (en) * 2008-10-23 2010-04-29 Greatpoint Energy, Inc. Processes for gasification of a carbonaceous feedstock
US7935324B2 (en) * 2008-12-04 2011-05-03 Uop Llc Integrated warm gas desulfurization and gas shift for cleanup of gaseous streams
US20100325956A1 (en) 2009-06-30 2010-12-30 General Electric Company Cooling chamber assembly for a gasifier
US8277523B2 (en) * 2010-01-05 2012-10-02 General Electric Company Method and apparatus to transport solids
US20110162278A1 (en) * 2010-01-06 2011-07-07 General Electric Company System for removing fine particulates from syngas produced by gasifier
US20110259014A1 (en) * 2010-04-23 2011-10-27 General Electric Company Refinery residuals processing for integrated power, water, and chemical products
US8500877B2 (en) * 2010-05-17 2013-08-06 General Electric Company System and method for conveying a solid fuel in a carrier gas
US8303695B2 (en) * 2010-05-17 2012-11-06 General Electric Company Systems for compressing a gas
US8888872B2 (en) * 2010-07-06 2014-11-18 General Electric Company Gasifier cooling system
CA2790202C (en) 2010-07-21 2016-04-05 Responsible Energy Inc. System and method for processing material to generate syngas using plurality of gas removal locations
US8662408B2 (en) * 2010-08-11 2014-03-04 General Electric Company Annular injector assembly and methods of assembling the same

Also Published As

Publication number Publication date
KR101885931B1 (ko) 2018-09-11
CA2765659A1 (en) 2012-08-07
KR20120090844A (ko) 2012-08-17
JP2012162716A (ja) 2012-08-30
CN102627981B (zh) 2016-08-03
US8992640B2 (en) 2015-03-31
AU2012200545A1 (en) 2012-08-23
AU2012200545B2 (en) 2016-12-15
US20120198768A1 (en) 2012-08-09
PL398023A1 (pl) 2012-08-13
CA2765659C (en) 2019-10-15
CN102627981A (zh) 2012-08-08
PL227903B1 (pl) 2018-01-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP5886058B2 (ja) シンガス用途におけるエネルギー回収
US8486165B2 (en) Heat recovery in black water flash systems
US8354082B2 (en) System for heat integration with methanation system
US7374742B2 (en) Direct sulfur recovery system
US8562719B2 (en) System for acid gas removal
TW201033458A (en) Process for the use of syngas derived from gasifier
AU2010257443B2 (en) System for providing air flow to a sulfur recovery unit
US8268266B2 (en) System for heat integration within a gas processing section
CA2737328A1 (en) Refinery residuals processing for integrated power, water, and chemical products
US8813507B2 (en) Method for producing motor energy from fossil fuels while dissipating pure carbon dioxide
US9011559B2 (en) Scrubber assembly with guide vanes
KR101529823B1 (ko) 석탄가스화 복합발전 시스템
JP6008514B2 (ja) ガス化ガスのガス精製装置
Younas et al. Process simulation and thermodynamic evaluation of integrated gasification combine cycle power plant using low-grade coal
AU2021367829A1 (en) Conversion of solid waste into syngas and hydrogen
Rao Integrated Gasification Combined Cycle (IGCC): Coal and biomass-based
Le Coq et al. Particle and tar removal from syngas-application to small scale gasifier
FR2952832A1 (fr) Procede de production d'electricite avec gazeification integree a un cycle combine
JP2011185240A (ja) ガスタービンおよびこれを備えたガス化複合発電プラント
JP2004143377A (ja) 石炭ガス複合発電における固体状ハイドロカーボンの処理方法

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20150116

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20151020

A977 Report on retrieval

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007

Effective date: 20151021

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20151225

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: 20160119

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20160210

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Ref document number: 5886058

Country of ref document: JP

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

S111 Request for change of ownership or part of ownership

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313113

R350 Written notification of registration of transfer

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

LAPS Cancellation because of no payment of annual fees