KR102451300B1 - 부분 산화를 이용한 동력 생산을 위한 시스템 및 방법 - Google Patents

부분 산화를 이용한 동력 생산을 위한 시스템 및 방법 Download PDF

Info

Publication number
KR102451300B1
KR102451300B1 KR1020197010375A KR20197010375A KR102451300B1 KR 102451300 B1 KR102451300 B1 KR 102451300B1 KR 1020197010375 A KR1020197010375 A KR 1020197010375A KR 20197010375 A KR20197010375 A KR 20197010375A KR 102451300 B1 KR102451300 B1 KR 102451300B1
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
stream
pox
pps
fuel gas
reactor
Prior art date
Application number
KR1020197010375A
Other languages
English (en)
Other versions
KR20190051032A (ko
Inventor
브록 알란 포레스트
시지아 루
로드니 존 앨럼
제레미 에론 페트베트
마일스 알. 팔머
Original Assignee
8 리버스 캐피탈, 엘엘씨
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 8 리버스 캐피탈, 엘엘씨 filed Critical 8 리버스 캐피탈, 엘엘씨
Publication of KR20190051032A publication Critical patent/KR20190051032A/ko
Application granted granted Critical
Publication of KR102451300B1 publication Critical patent/KR102451300B1/ko

Links

Images

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
    • 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
    • B01J8/18—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with fluidised particles
    • B01J8/24—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with fluidised particles according to "fluidised-bed" technique
    • 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
    • C01B3/38—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 catalysts
    • 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
    • C10J3/463—Gasification of granular or pulverulent flues in suspension in stationary fluidised beds
    • 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
    • C10J3/46—Gasification of granular or pulverulent flues in suspension
    • C10J3/48—Apparatus; Plants
    • C10J3/485—Entrained flow gasifiers
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
    • C10K1/002—Removal of contaminants
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
    • C10K1/002—Removal of contaminants
    • C10K1/003—Removal of contaminants of acid contaminants, e.g. acid gas removal
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
    • C10K1/002—Removal of contaminants
    • C10K1/003—Removal of contaminants of acid contaminants, e.g. acid gas removal
    • C10K1/004—Sulfur containing contaminants, e.g. hydrogen sulfide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
    • C10K1/002—Removal of contaminants
    • C10K1/003—Removal of contaminants of acid contaminants, e.g. acid gas removal
    • C10K1/005—Carbon dioxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
    • C10K1/002—Removal of contaminants
    • C10K1/007—Removal of contaminants of metal compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
    • C10K1/04—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by cooling to condense non-gaseous materials
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • 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
    • 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
    • C10K1/32—Purifying combustible gases containing carbon monoxide with selectively adsorptive solids, e.g. active carbon
    • 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
    • C10K3/026—Increasing the carbon monoxide content, e.g. reverse water-gas shift [RWGS]
    • 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
    • F02C3/04—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid having a turbine driving a compressor
    • 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
    • F02C3/24—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 liquid at standard temperature and pressure
    • 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
    • F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
    • F02C7/22—Fuel supply systems
    • 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
    • B01J2208/00—Processes carried out in the presence of solid particles; Reactors therefor
    • B01J2208/00008—Controlling the process
    • B01J2208/00017—Controlling the temperature
    • B01J2208/00106—Controlling the temperature by indirect heat exchange
    • B01J2208/00168—Controlling the temperature by indirect heat exchange with heat exchange elements outside the bed of solid particles
    • B01J2208/00256—Controlling the temperature by indirect heat exchange with heat exchange elements outside the bed of solid particles in a heat exchanger for the heat exchange medium separate from the reactor
    • 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
    • C01B2203/0261—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a partial oxidation step containing a catalytic partial oxidation step [CPO]
    • 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
    • C01B2203/0495—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
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0833—Heating by indirect heat exchange with hot fluids, other than combustion gases, product gases or non-combustive exothermic reaction product gases
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0953—Gasifying agents
    • C10J2300/0959—Oxygen
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/1603—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with gas treatment
    • C10J2300/1606—Combustion processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/1603—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with gas treatment
    • C10J2300/1618—Modification of synthesis gas composition, e.g. to meet some criteria
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—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
    • C10J2300/1621—Compression of synthesis gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—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
    • C10J2300/164—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with conversion of synthesis gas
    • C10J2300/1656—Conversion of synthesis gas to chemicals
    • C10J2300/1662—Conversion of synthesis gas to chemicals to methane (SNG)
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/18—Details of the gasification process, e.g. loops, autothermal operation
    • C10J2300/1846—Partial oxidation, i.e. injection of air or oxygen only
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2220/00—Application
    • F05D2220/30—Application in turbines
    • F05D2220/32—Application in turbines in gas turbines
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2240/00—Components
    • F05D2240/35—Combustors or associated equipment
    • 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

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Industrial Gases (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Separation Of Gases By Adsorption (AREA)
  • Catalysts (AREA)
  • Battery Electrode And Active Subsutance (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)

Abstract

본 발명은 연료 가스를 포함하는 부분적으로 산화된 스트림을 형성하기 위해 고체 또는 연료의 부분 산화를 이용하여 고효율의 동력 생산을 구현하도록 조정되는 동력 생산 시스템에 관한 것이다. 이러한 연료 가스 스트림은 연소 연료로서 동력 생산 시스템의 연소기로 안내되기 전에 급랭되고, 여과되며, 냉각되는 것의 하나 또는 그 이상에 해당될 수 있다. 상기 부분 산화된 스트림은 압축된 재순환 CO2 스트림 및 산소와 결합된다. 상기 연소 스트림은 동력을 생성하도록 터빈에 걸쳐 팽창되고, 레큐퍼레이터 열교환기로 통과된다. 상기 팽창되고 냉각된 배출 스트림은 상기 재순환 CO2 스트림을 제공하도록 더 처리될 수 있으며, 이는 상기 결합된 시스템들에 대해 증가된 효율을 제공하기에 유용한 방식으로 압축되고, 하나 또는 그 이상의 레큐퍼레이터 열교환기들로 통과된다.

Description

부분 산화를 이용한 동력 생산을 위한 시스템 및 방법
본 발명은 연료의 연소에서 부분 산화를 이용하여 전기와 같은 동력의 생산을 위한 시스템들 및 방법들에 관한 것이다.
종래의 연료의 연소로부터의 동력 생산의 수단들은 통상적으로 고효율 발전 및 탄소 포집 모두를 동시에 구현하는 능력이 결여되어 있다. 이러한 한계는 연소 반응에서 고체 연료들을 사용할 때에 연소 생성물 스트림 내에 남아 있는 상기 고체 및 불활성 질소 가스 함량들로 인하여 확대된다. 이에 따라, 해당 기술 분야에서 CO2 방출의 감소 및/또는 생성된 이산화탄소의 격리의 개선된 편의성을 가능하게 하는 고효율의 발전을 위한 시스템들과 방법들에 대한 요구가 계속적으로 증대되고 있다.
탄소 포집과 함께 고효율의 발전의 기술 분야에서의 문헌인 알람(Allam) 등에게 허여된 미국 특허 제8,596,075호에는 석탄, 갈탄, 석유 코크스 또는 바이오매스와 같은 고체 연료가 H2S, CS2, 황화카르보닐(carbonyl sulfide: COS), HCN 및 NH3과 같은 연소 유래 불순물들과 함께 가연성 성분들로서 주로 일산화탄소 및 수소를 포함하는 기체 연료로의 상기 고체 연료의 실질적으로 완전한 전환을 가능하도록 충분히 높은 압력과 온도에서 동작하는 부분 산화 반응기 내에서 산소 및 선택적으로 증기와의 반응에 의해 가스화되는 해결 방안이 기재되어 있다. 상기 발전 시스템의 연소 챔버 내로 연료로서 도입될 수 있도록 상기 부분 산화된 순 생성물 가스는 냉각되고, 애쉬(ash)가 분리되며, 선택적으로 압축된다. 상기 부분 산화 시스템 및 상기 발전 시스템의 동작 압력은 상기 연료 가스의 압축을 요구하지 않고 이루어질 수 있다. 상기 발전 시스템 연소기는 수반되는 연소에서 존재하는 과잉의 O2로 동작하며, 이는 상기 연료 및 연소 유래 불순물들이 환원된 형태들로부터 주로 SO2 및 NO를 포함하는 이들의 산화된 형태들로 전환되게 한다. 상기 부분 산화 반응기는 약 800℃의 온도 레벨에서의 애쉬의 제거 전에 상기 부분 산화 생성물 가스를 냉각하는 고압의 재순환 CO2 스트림과 함께 증발 냉각되는 벽들을 구비하여 제공될 수 있다. 약 400℃까지의 상기 부분 산화 가스의 추가 냉각은 고체화된 휘발성 무기 성분들과 함께 모든 미세한 애쉬 입자들이 응축되며, 다운스트림(downstream) 장비의 고체 증착, 부식 및 폐색을 방지하도록 여과되는 것을 보장하기 위해 필요하다. 800℃로부터 400℃까지의 상기 부분 산화 가스의 냉각은 부다(Boudouard) 탄소 형성 반응 및 상기 부분 산화 가스 내의 높은 CO 분압으로 인한 금속 더스팅(dusting) 부식에 저항성인 상기 고압의 부분 산화 가스를 위한 튜브들을 구비하는 열교환기 내에서 일어나야 한다. 이는 다음의 반응식 (1)에 나타난다.
CO＋CO＝C＋CO2 (1)
상기 튜브들은 고체 연료들, 특히 석탄 및 갈탄 내에 존재하는 휘발성 무기 성분들의 응축으로부터 유래되는 고체 증착물들을 제거하기 위해 주기적인 물 세척이 가능하도록 설계되어야 한다.
전술한 문헌의 이점들도 불구하고, 상기 문헌에 기재된 시스템들과 방법들은 여전히 동력 생산 연소 연료로서 고체 연료들을 사용할 때에 야기되는 문제점들에 대해 가장 유리한 해결 방안을 제시하지 못하고 있다. 이에 따라, 탄소 포집과 함께 고체 연료들의 고효율의 연소를 위한 다른 시스템들과 방법들에 대한 요구가 존재한다.
본 발명은 탄소 포집을 동시에 구현하면서 연료들의 연소로 고효율의 동력 생산을 위한 시스템들과 방법들을 제공한다. 특히, 본 발명의 시스템들과 방법들은 부분 산화(POX) 반응기를 이용할 수 있으며, 여기서 상기 연료는 부분 산화 생성물들을 포함하는 POX 스트림을 생성하기 위해 연소된다. 상기 POX 스트림은 연소기에 안내될 수 있으며, 여기서 상기 부분 산화 생성물들의 적어도 일부는 연소 생성물 스트림을 생성하도록 실질적으로 완전히 산화된다.
부분 산화를 이용한 동력 생산을 위한 시스템들과 방법들은, 예를 들면, 여기에 그 개시 사항이 전체적으로 참조로 포함되는 알람(Allam) 등에게 허여된 미국 특허 제8,776,532호에 개시되어 있다. 본 발명은 알람 등의 문헌으로부터의 하나 또는 그 이상의 요소들을 포함할 수 있지만, 상기 부분 산화 생성물들의 적어도 일부의 연소가 수반되는 연료의 부분 산화를 포함하여 고효율의 동력 생산을 위한 추가적인 이점들을 제공하는 다른 시스템들과 방법들을 제공한다.
하나 또는 그 이상의 실시예들에 있어서, 본 발명은 부분 산화(POX) 시스템 및 동력 생산 시스템(PPS)의 결합을 이용한 동력의 생산을 위한 프로세스에 관련될 수 있다. 제한적이지 않은 예에서, 이러한 프로세스는 적어도 다음의 단계들을 포함할 수 있다.
제1 온도에서 연료를 부분적으로 산화시키고, 연료 가스를 포함하는 POX 스트림을 형성하기에 충분한 조건들 하에서 POX 반응기 내에서 고체 또는 액체 연료 및 산소를 결합시키는 단계;
상기 연료 가스를 포함하는 POX 스트림으로부터 상기 연료 가스의 일부를 형성하지 않는 임의의 고체 성분들 또는 기체 성분들의 적어도 일부를 제거하는 단계;
상기 연료 가스를 포함하는 POX 스트림을 POX 열교환기 내에서 보다 낮은 제2 온도까지 냉각하는 단계;
임의의 액체 물 및 산성 가스들의 적어도 일부를 제거하여 상기 연료 가스를 포함하는 POX 스트림을 정제하고, 이에 따라 상기 연료 가스의 스트림을 형성하는 단계;
상기 연료 가스의 스트림을 약 12MPa 또는 그 이상의 압력까지 압축하는 단계;
적어도 약 10MPa의 압력 및 적어도 약 800℃의 온도에서 연소 생성물 스트림을 형성하도록 상기 연료 가스의 스트림을 PPS 연소기 내에서 연소시키는 단계;
동력을 발생시키고, 팽창된 PPS 연소 생성물 스트림을 형성하도록 상기 연소 생성물 스트림을 PPS 터빈에 걸쳐 팽창시키는 단계;
상기 팽창된 PPS 연소 생성물 스트림을 PPS 레큐퍼레이터(recuperator) 열교환기로 통과시키고, 이에 따라 상기 PPS 연소 생성물 스트림으로부터 열을 회수하며, 냉각된 PPS 연소 생성물 스트림을 형성하는 단계;
재순환 CO2 스트림을 형성하도록 상기 냉각된 PPS 연소 생성물 스트림으로부터 하나 또는 그 이상의 불순물들의 적어도 일부를 제거하는 단계; 및
압축된 재순환 CO2 스트림을 형성하도록 상기 재순환 CO2 스트림을 PPS 압축기 내에서 가압하는 단계.
다른 실시예들에 있어서, 상술한 바와 같은 프로세스는 임의의 숫자나 순서로 결합될 수 있는 다음 사항들의 임의의 하나 또는 그 이상과 관련하여 더 정의될 수 있다.
상기 POX 반응기는 가스화기(gasifier)가 될 수 있다.
상기 POX 반응기는 유동층(fluidized bed) 반응기가 될 수 있다.
상기 POX 반응기는 촉매(catalyzed) 반응기가 될 수 있다.
상기 프로세스는 상기 연료 가스를 포함하는 POX 스트림을 상기 POX 열교환기 내에서 냉각하기 이전에 상기 연료 가스를 포함하는 POX 스트림의 온도를 상기 제1 온도보다 낮고, 상기 제2 온도보다 높은 온도까지 감소시키는 단계를 더 포함할 수 있다.
상기 연료 가스를 포함하는 POX 스트림의 온도를 감소시키는 단계는 급랭 유체(quenching fluid)를 상기 POX 반응기에 추가하는 단계를 포함할 수 있다.
상기 급랭 유체는 물 및 CO2의 하나 또는 모두를 포함할 수 있다.
상기 프로세스는 상기 압축하는 단계 후 및 상기 연소시키는 단계 전에 상기 연료 가스의 스트림을 가열하는 단계를 더 포함할 수 있다.
상기 연료 가스의 스트림을 가열하는 단계는 상기 연료 가스의 스트림을 상기 PPS 레큐퍼레이터 열교환기로 통과시키는 단계를 포함할 수 있다.
상기 프로세스는 상기 연료 가스를 포함하는 POX 스트림의 일부를 황화카르보닐(carbonyl sulfide: COS)을 H2S로 전환시키도록 조정된 황화카르보닐(COS) 가수분해 반응기 내에서 처리하는 단계를 더 포함할 수 있다.
상기 프로세스는 증기 및 CO2의 하나 또는 모두를 상기 POX 반응기 내로 제공하는 단계를 더 포함할 수 있다.
상기 POX 열교환기는 상기 압축된 재순환 CO2 스트림의 일부; 가압된 물의 스트림; 질소 스트림; 가압된 O2 및 CO2의 스트림; 및 상기 연료 가스의 스트림의 하나 또는 그 이상에 대해 상기 연료 가스를 포함하는 POX 스트림으로부터 열을 회수하도록 구성될 수 있다.
상기 프로세스는 상기 연료 가스를 포함하는 POX 스트림의 일부를 H2 및 CO2의 혼합물을 CO 및 H2O의 혼합물로 전환시키도록 구성되거나, CO 및 H2O의 혼합물을 H2 및 CO2의 혼합물로 전환시키도록 구성되는 전환 반응기(shift reactor)로 통과시키는 단계를 더 포함할 수 있다.
상기 프로세스는 혼합물을 형성하도록 상기 연료 가스를 포함하는 POX 스트림의 일부를 상기 재순환 CO2 스트림의 일부와 혼합시키며, 상기 혼합물을 상기 전환 반응기 내에서 처리하는 단계를 더 포함할 수 있다.
상기 전환 반응기는 역 수성 가스 전환(WGS) 반응기가 될 수 있다.
상기 프로세스는 상기 연료 가스를 포함하는 POX 스트림의 일부를 상기 연료 가스 스트림을 포함하는 POX 스트림으로부터 H2S, COS 및 중금속들의 하나 또는 그 이상을 제거하도록 구성되는 보온 탈황 유닛(desulfurization unit)으로 통과시키는 단계를 더 포함할 수 있다.
상기 프로세스는 상기 연료 가스를 포함하는 POX 스트림의 적어도 일부를 상기 연료 가스를 포함하는 POX 스트림으로부터 수은을 제거하도록 구성되는 활성화 흡착(activated adsorption) 시스템으로 통과시키는 단계를 더 포함할 수 있다.
상기 프로세스는 상기 연료 가스를 포함하는 POX 스트림의 적어도 일부를 상기 연료 가스의 스트림 내에 존재하는 임의의 H2S의 적어도 일부 및 임의의 CO2의 적어도 일부의 하나 또는 모두를 분리하도록 구성되는 산성 가스 제거 유닛으로 통과시키는 단계를 더 포함할 수 있다.
상기 프로세스는 상기 연료 가스의 스트림의 적어도 일부를 CO 및 H2를 CH4 및 H2O로 전환시키도록 구성되는 촉매 메탄화(catalytic methanation) 시스템으로 통과시키는 단계를 더 포함할 수 있다.
상기 압축된 재순환 CO2 스트림의 적어도 일부는 상기 PPS 레큐퍼레이터 열교환기 내에서 가열될 수 있고, 상기 PPS 연소기로 통과될 수 있다.
상기 압축된 재순환 CO2 스트림의 일부는 상기 POX 열교환기로 통과될 수 있다.
상기 압축된 재순환 CO2 스트림은 상기 POX 열교환기를 나갈 수 있으며, 상기 PPS 레큐퍼레이터 열교환기로 통과될 수 있다.
상기 압축된 재순환 CO2 스트림의 일부는 상기 POX 반응기로 통과될 수 있다.
상기 압축된 재순환 CO2 스트림의 일부는 상기 POX 반응기 내에서 상기 고체 또는 액체 연료를 상기 산소와 결합시키기 이전에 상기 고체 또는 액체 연료와 결합될 수 있다.
상기 고체 또는 액체 연료는 액체 또는 초임계의 CO2와 결합되는 고체 연료로 형성되는 연료 슬러리를 포함할 수 있다.
하나 또는 그 이상의 실시예들에 있어서, 본 발명은 또한 동력 생산을 위해 구성되는 시스템과 관련될 수 있다. 상기 시스템은 특히 부분 산화(POX) 시스템 및 동력 생산 시스템(PPS)의 결합을 포함한다. 상기 결합된 시스템은 많은 구성 요소들의 결합을 포함할 수 있다. 최소한, 상기 결합된 시스템은,
연료 가스를 포함하는 POX 스트림을 형성하기 위해 산소(및 선택적으로 증기, CO2 및/또는 촉매)의 존재에서 액체 또는 고체 연료를 부분적으로 산화시키도록 조정되는 촉매 또는 비촉매 POX 반응기;
상기 POX 스트림을 급랭 유체와 접촉시키도록 조정되는 하나 또는 그 이상의 구성 요소들;
압축된 재순환 CO2 스트림의 일부, 고압의 물 스트림, ASU로부터 회수되는 질소 스트림, 고압의 O2/CO2 스트림 및 세정되고 냉각된 연료 가스의 하나 또는 그 이상에 대해 상기 POX 스트림으로부터 열을 회수하며, 상기 POX 열교환기로부터 냉각된 POX 스트림을 산출하도록 조정되는 POX 열교환기;
상기 냉각된 POX 스트림(또는 상기 POX 스트림으로부터의 연료 가스)을 약 10MPa 또는 그 이상의 압력까지 압축하도록 조정되는 압축기;
산소 및 상기 압축된 재순환 CO2 스트림의 일부의 존재에서 상기 POX 스트림으로부터 상기 연료 가스를 연소시키며, 약 10MPa 또는 그 이상의 압력에서 PPS 연소 생성물 스트림을 형성하도록 조정되는 PPS 연소기;
상기 PPS 연소 생성물 스트림을 팽창시키며, 연결되는 발전기 내에서 동력을 발생시키도록 조정되는 터빈;
상기 팽창된 PPS 연소 생성물 스트림으로부터 열을 회수하며, 상기 열을 상기 압축된 재순환 CO2 스트림에 추가하도록 조정되는 레큐퍼레이터 열교환기;
상기 재순환 CO2 스트림을 약 10MPa 또는 그 이상의 압력까지 압축하며, 상기 압축된 재순환 CO2 스트림을 형성하도록 조정되는 PPS 압축기; 및
하나 또는 그 이상의 스트림들을 상기 결합된 시스템의 하나 또는 그 이상의 다른 구성 요소들로 전달하도록 조정되는 유동 구성 요소(flow component)들(예를 들어, 유동 라인(flow line)들)을 포함할 수 있다.
특정한 실시들에 있어서, 상기 결합된 시스템은 하나 또는 그 이상의 추가 구성 요소들을 포함할 수 있다. 예를 들면, 본 발명은 앞서 열거한 구성 요소들과 임의의 순서 및 임의의 숫자로 결합될 수 있는 다음의 구성 요소들의 하나 또는 그 이상을 포함하는 결합된 시스템을 포괄하도록 의도된다. 이와 같이, 상기 결합된 시스템은 다음 요소들의 임의의 하나, 둘, 셋 또는 그 이상을 포함할 수 있다.
부분적으로 급랭된 POX 스트림(예를 들어, 약 900℃ 또는 그 이하의 온도에 있는 상기 POX 스트림) 높은 등급의 열을 회수하도록 구성되는 복사 냉각기 또는 대류 냉각기와 같은 고온의 열교환기;
상기 급랭된 POX 스트림 내에 존재하는 고체들 및/또는 가용성의 산성 가스들의 적어도 일부를 분리하도록 조정되는 POX 스크러버(scrubber);
단일 상의 급랭된 POX 스트림으로부터 고체로 된 애쉬(ash) 입자들을 분리하도록 조정되는 여과 장치;
H2 및 CO2의 혼합물을 CO 및 H2O의 혼합물로 전환시키거나, CO 및 H2O의 혼합물을 H2 및 CO2의 혼합물로 전환시키도록 조정되는 촉매 전환 반응기;
COS를 H2S로 전환시키도록 조정되는 COS 가수분해 반응기;
재생 가능한 고체 흡착제를 사용하여 상기 POX 스트림으로부터 H2S, COS 및 중금속들을 제거하도록 조정되는 보온 탈황 유닛;
상기 POX 스트림으로부터 임의의 액체 물을 분리하도록 조정되는 분리기;
상기 POX 스트림으로부터 수은을 제거하도록 조정되는 활성화 흡착 시스템;
상기 POX 스트림 내에 존재하는 임의의 H2S 및/또는 CO2의 적어도 일부를 분리하도록 조정되는 전-연소 산성 가스 제거 유닛;
POX 스트림 내(또는 상기 POX 스트림으로부터의 연료 가스의 스트림 내)의 CO 및 H2를 CH4 및 H2O로 전환시키도록 조정되는 촉매 메탄화 시스템;
상기 팽창된 PPS 연소 생성물 스트림으로부터 H2SO4, HNO3 및 물에 불용성인 Hg 염들을 분리하며, 순환 CO2 스트림을 산출하도록 조정되는 PPS 스크러빙 타워;
상기 압축된 재순환 CO2 스트림의 일부를 상기 POX 열교환기로 안내하도록 조정되는 유동 구성 요소들;
상기 압축된 재순환 CO2 스트림의 일부를 상기 PPS 레큐퍼레이터 열교환기로 안내하도록 조정되는 유동 구성 요소들;
상기 압축된 재순환 CO2 스트림을 상기 POX 열교환기로부터 상기 PPS 레큐퍼레이터 열교환기로 안내하도록 조정되는 유동 구성 요소들;
상기 POX 반응기 동작 온도를 제어하기 위해서와 같이 상기 압축된 재순환 CO2 스트림의 일부를 상기 POX 반응기로 안내하도록 조정되는 유동 구성 요소들; 및
분쇄된 고체 연료를 상기 POX 반응기 내로 투입하기 위해 상기 압축된 재순환 CO2 스트림의 일부를 상기 고체 연료 공급 시스템으로 안내하도록 조정되는 유동 구성 요소들.
하나 또는 그 이상의 실시예들에 있어서, 본 발명은 특히 부분 산화(POX) 시스템 및 동력 생산 시스템(PPS)을 포함하는 동력 생산 유닛에 관련될 수 있으며, 여기서 상기 동력 생산 유닛은,
POX 반응기;
상기 POX 반응기의 유출구와 유체 연통되는 유입구를 포함하는 POX 스크러버 유닛(scrubber unit);
상기 스크러버 유닛의 유출구와 유체 연통되는 유입구를 포함하는 POX 열교환기;
상기 POX 열교환기의 유출구와 유체 연통되는 유입구를 포함하는 POX 물 분리기;
상기 물 분리기의 유출구와 유체 연통되는 유입구를 포함하는 POX 산성 가스 제거 시스템;
상기 산성 가스 제거 시스템의 유출구와 유체 연통되는 유입구를 포함하는 POX 압축기;
상기 POX 압축기의 유출구와 유체 연통되는 유입구를 포함하고, 그로부터 연료 가스를 수용하도록 구성되는 PPS 연소기;
상기 PPS 연소기의 유출구와 유체 연통되는 유입구를 포함하고, 그로부터 연소 생성물 스트림을 수용하도록 구성되는 PPS 터빈;
상기 PPS 터빈의 유출구와 유체 연통되는 유입구를 포함하는 PPS 레큐퍼레이터 열교환기;
상기 PPS 레큐퍼레이터 열교환기의 유출구와 유체 연통되는 유입구를 포함하는 PPS 분리기; 및
상기 PPS 분리기의 유출구와 유체 연통되는 유입구를 포함하는 PPS 압축기를 포함한다.
다른 실시예에 있어서, 상기 동력 생산 유닛은 임의의 숫자나 순서로 결합될 수 있는 다음 사항들의 하나 또는 그 이상과 관련하여 특징지어질 수 있다.
상기 동력 생산 유닛은 고체 연료 공급 시스템; 전환 반응기; 황화카르보닐(COS) 가수분해 반응기; 탈황 유닛; 활성화 흡착 유닛; 및 촉매 메탄화 시스템 중의 하나 또는 그 이상을 더 포함할 수 있다.
상기 동력 생산 유닛은 상기 POX 열교환기 및 상기 PPS 레큐퍼레이터 열교환기 사이에 밀폐 열전달 루프(closed heat transfer loop)를 더 포함할 수 있다.
상기 동력 생산 유닛은 상기 POX 물 분리기는 상기 POX 반응기의 유입구와 유체 연통되는 유출구를 포함하고; 상기 PPS 압축기는 상기 POX 열교환기의 유입구와 유체 연통되는 유출구를 포함하며; 상기 PPS 압축기는 상기 PPS 레큐퍼레이터 열교환기의 유입구와 유체 연통되는 유출구를 포함하는 조건들의 하나 또는 그 이상을 포괄할 수 있다.
상기 동력 생산 유닛은 다음 사항들의 하나 또는 그 이상을 더 포함할 수 있다. 상기 PPS 압축기 및 상기 POX 열교환기 사이의 유체 연통을 위한 하나 또는 그 이상의 유동 라인들; 상기 PPS 압축기 및 상기 PPS 레큐퍼레이터 열교환기 사이의 유체 연통을 위한 하나 또는 그 이상의 유동 라인들; 및 상기 PPS 압축기 및 상기 POX 반응기 사이의 유체 연통을 위한 하나 또는 그 이상의 유동 라인들의 하나 또는 그 이상.
하나 또는 그 이상의 실시예들에 있어서, 다른 연료가 동력 생산 유닛의 시동을 위해 이용될 수 있다. 예를 들면, 기체 연료 스트림이 상기 POX 시스템 및/또는 상기 PPS가 일정한 상태로 진행되기 전까지 상기 POX 반응기 및 상기 PPS 연소기의 하나 또는 모두에 사용될 수 있다.
앞서 일반적인 용어들로 본 발명을 설명하였지만, 이하에서 반드시 일정한 비율로는 도시되는 않은 첨부된 도면이 참조될 것이며, 첨부된 도면들에 있어서,
도 1은 PPS가 POX 시스템 내의 액체 또는 고체 탄화수소 혹은 탄소질 연료의 부분 산화로부터 유래되는 연료 가스를 사용하여 동력을 발생시키는 본 발명에 따른 결합된 POX 시스템 및 PPS의 예시적인 실시예를 나타내는 흐름도이고,
도 2는 예시된 부분이 특히 전송 H2 또는 H2＋CO 혼합물들의 생산을 위해 유용한 결합된 시스템의 요소들을 나타내는 도 1의 결합된 시스템의 일부를 나타내는 흐름도이며,
도 3은 본 발명의 실시예들에 따른 냉각 장치의 배치를 나타내는 흐름도이고,
도 4는 본 발명의 실시예들에 따른 전환 반응기, COS 가수분해 반응기 및 탈황 유닛의 배치를 나타내는 흐름도이며,
도 5는 본 발명의 실시예들에 따른 산성 가스 제거 시스템, 활성화 흡착 시스템 및 촉매 메탄화 시스템의 배치를 나타내는 흐름도이고,
도 6은 본 발명의 실시예들에 따른 POX 열교환기 및 PPS 레큐퍼레이터 열교환기 사이의 열의 전달을 위해 구성되는 밀폐 열전달 루프를 나타내는 흐름도이다.
이하에서 본 발명을 다양한 실시예들을 참조하여 보다 상세하게 설명한다. 이들 실시예들은 본 발명이 철저하고 완전해지며, 해당 기술 분야의 숙련자에게 본 발명의 범주를 완전히 전달하기 위해 제공된다. 실질적으로, 본 발명은 많은 다른 형태들로 구현될 수 있으며, 여기에 설시되는 구현예들에 한정되는 것으로 간주되지는 않아야 할 것이다. 오히려, 이들 실시예들은 본 발명이 법률적인 요구사항들을 충족시킬 수 있도록 제공되는 것이다. 본 명세서에 사용되는 바에 있어서, "일", "한", "하나" 등의 단수 표현은 본문에 명백하게 다르게 기재되지 않는 한 복수의 대상들을 포함한다.
본 발명의 시스템들과 방법들은 탄소질 연료, 특히 고체 연료 및/또는 액체 연료의 부분 산화(partial oxidation: POX)를 구현하기 위해 적용된다. 본 발명에 따라 사용될 수 있는 연료들의 제한적이지 않은 예들은 석탄, 갈탄, 석유 코크스(petroleum coke), 역청(bitumen), 바이오매스(biomass), 조류(algae), 목재, 분별된 가연성 고체 폐기물, 아스팔트, 폐타이어들, 원유, 액체 연료들을 함유하는 다른 애쉬(ash) 및 이들과 유사한 것들을 포함한다. 상기 연료는 높은 점도의 유체 및 단광 고체로서 POX 반응기(reactor)에 제공될 수 있다.
상기 POX 반응기 내의 탄소질 연료의 부분 산화는 POX 스트림(스트림)을 형성하며, 이는 그 성분의 관점에서 정의될 수 있다. 특히, 상기 POX 스트림은 연료 가스 및 선택적으로 하나 또는 그 이상의 불순물들(산화 및 비산화성 불순물들)을 포함할 수 있다. 상기 POX 반응기를 나가는 스트림으로부터 취해지는 연료 가스는 동력 생산(power production) 시스템 내의 연소기로 투입될 수 있다. 예를 들면, 본 발명의 시스템들 및 방법들과 결합될 수 있는 연소기 및 관련 동력 생산 사이클은 그 개시 사항이 여기에 참조로 포함된 알람(Allam) 등에게 허여된 미국 특허 제8,596,075호에 기재되어 있다. 이러한 연소기 및 관련 동력 생산 사이클은 여기서 "알람 사이클(Allam Cycle)"로 언급될 수 있다. 상기 알람 사이클의 프로세스는 동작 유체(working fluid)로서 주로 CO2를 이용하여 발전을 수행한다. 특히, 상기 프로세스는 고압의 재순환 CO2 스트림 및 상기 연료의 연소로부터 유래되는 연소 생성물들의 혼합물을 팽창시키는 터빈을 이용한다. 순수한 산소는 상기 연소 프로세스에서 산화제로 사용될 수 있다. 고온의 터빈 배출은 상기 고압의 재순환 CO2 스트림을 예열하는 데 부분적으로 사용된다. 상기 알람 사이클의 재순환 CO2 스트림은 또한 상기 고온의 터빈 배출로부터 유래되지 않은 추가되는 열을 이용하여 가열된다. 예를 들면, O2 생산 플랜트의 공기 공급의 압축 에너지가 이용될 수 있다. 모든 연료와 황 화합물들, NO, NO2, CO2, H2O, Hg 및 이들과 유사한 것들과 같은 연소 유래 불순물들은 대기로의 방출 없이 처리를 위해 분리될 수 있다.
본 발명의 시스템들과 방법들은 특히 시스템 및 동력 생산 시스템(PPS)의 결합으로 특징지어질 수 있다. 상기 알람 사이클은 본 발명에 따라 사용될 수 있는 PPS의 예이다. 상기 POX 스트림으로부터의 연료 가스는 상기 연소기에 대한 상기 연료 스트림의 일부 또는 전부로서 상기 PPS 연소기로 도입될 수 있다. 고압 연소 사이클에서, 상기 POX 스트림으로부터의 연료 가스는 대체로 상기 동력 생산 시스템 연소기 내에서 요구되는 높은 압력까지 압축되어야 한다. 예를 들면, 상기 POX 스트림으로부터의 연료 가스는 압축기 내에서 약 10MPa 또는 그 이상, 약 15MPa 또는 그 이상, 약 20MPa 또는 그 이상, 혹은 약 25MPa 또는 그 이상의 압력까지 압축될 수 있다. 다른 실시예들에 있어서, 상기 압력은 약 8MPa 내지 약 50MPa, 약 15MPa 내지 약 45MPa, 또는 약 20MPa 내지 약 40MPa가 될 수 있다.
POX 시스템 및 PPS 시스템의 결합은 그 개시 사항이 여기에 참조로 포함되는 알람 등에게 허여된 미국 특허 제8,776,532호에 기재되어 있다. 본 발명의 시스템들과 방법들은 여기에 설명되는 시스템들과 방법들의 다양한 측면들을 포함할 수 있다.
고체 또는 액체 연료와 산소의 반응은 연료 가스를 포함하는 POX 스트림을 제공할 수 있고, 상기 스트림은 이용되는 POX 반응기의 형태에 기초하여 양의 고체 및 용융된 고체들을 포함할 수 있으며, 이러한 고체들은 상기 PPS 연소기 내로의 상기 연료 가스의 도입 전에 제거될 수 있다. 구체적으로는, 상기 연료 가스를 포함하는 POX 스트림은 필요한 경우에 애쉬 및 다른 고체 물질들이 제거될 수 있는 온도까지 냉각될 수 있다. 그러나 일부 실시예들에서, 고체들은 냉각 이전에 제거될 수 있다. 이러한 제거는 상기 POX 시스템 및 상기 PPS 내의 장비의 다운스트림(downstream) 오염을 방지하는 데 유리할 수 있다. 상기 POX 스트림의 냉각 동안에 방출되는 열은 상기 동력 생산 시스템의 전체적인 효율을 최대화하도록 상기 동력 생산 시스템으로 전달될 수 있다. 특히, 이러한 열은 기 재순환 CO2 유체를 다시 투입하기 전에 상기 동력 생산 내에서 순환되는 상기 재순환 CO2 유체의 적어도 일부를 부분적으로 가열하기 위해 사용될 수 있다. 특히, 상기 열은 상기 재순환 CO2 유체의 압축이 수반되어 상기 재순환 CO2 유체에 추가될 수 있다. 선택적으로, 상기 POX 반응기 및/또는 상기 동력 생산 시스템 연소기에 대해 요구되는 산소는 또한 동일하거나 다른 열교환기 내에서 상기 냉각 POX 스트림에 대해 가열될 수 있다.
본 발명에 따라 사용되는 POX 반응기는 부분 연소 가스들의 정보에서 유용한 것으로 알려진 임의의 반응기를 포함할 수 있다. 예를 들면, 합성 가스의 형성에 유용한 가스화기(gasifier)들이 이용될 수 있다. 마찬가지로, 유동층(fluidized bed) 반응기들이 이용될 수 있다. 또한, 상기 반응기는 촉매 반응기가 될 수 있거나, 비촉매 반응기가 될 수 있다. 상기 POX 반응기를 나가는 POX 스트림은 여기에 더 설명되는 바와 같이 연료 가스를 포함할 수 있다. 여기서 "POX 스트림"이라는 용어의 사용이 연료 가스 및 선택적으로 하나 또는 그 이상의 오염물들이나 비-연료 가스 물질들을 포함하는 상기 POX 반응기를 나가는 스트림을 언급하는 점이 이해될 것이다. 상기 POX 스트림으로부터의 연료 가스는 상기 오염물들-예를 들어, 고체들, 황, 금속들, 물, 산성 가스들 및 이들과 유사한 것의 제거를 통해서와 같이 이로부터 분리될 수 있다. 상기 POX 스트림은 이에 따라 실질적으로 순수할 수 있는-즉, 여기에 설명되는 바와 같은 PPS 연소기 내에서 연소될 수 있는 연료 가스들인 성분들만을 실질적으로 포함할 수 있는 결과적인 연료 가스를 제공하기 위해 충분하게 처리될 수 있다(예를 들어, 정제되거나 및/또는 전환된다). 그러나 원할 경우, 상기 연료 가스 스트림은 상기 PPS 연소기 내에서 연소될 수 있는 함량의 가연성 고체들 및/또는 가연성 액체들을 포함하도록 구성될 수 있다.
상기 POX 반응기는 제1 온도를 갖는 산출 POX 스트림을 생성하도록 조정될 수 있고, 상기 POX 스트림은 제2의 보다 낮은 스트림으로 냉각될 수 있다. 사용되는 상기 POX 반응기에 따라, 상기 POX 반응기를 나가는 연료 가스를 포함하는 POX 스트림은 약 1200℃ 또는 그 이상, 약 1300℃ 또는 그 이상, 혹은 약 1400℃ 또는 그 이상의 온도에 있을 수 있다. 보다 상세하게는, 상기 온도는 약 1000℃ 내지 약 2000℃, 약 1200℃ 내지 약 1800℃, 또는 약 1300℃ 내지 약 1600℃가 될 수 있다. 다른 실시예들에 있어서, 상기 POX 반응기는 상당히 낮은 온도에서의 동작을 위해 구성될 수 있다. 이러한 실시예들에 있어서, 상기 POX 반응기를 나가는 연료 가스를 포함하는 POX 스트림은 약 300℃ 또는 그 이상, 약 400℃ 또는 그 이상, 혹은 약 500℃ 또는 그 이상의 온도에 있을 수 있다. 보다 상세하게는, 상기 온도는 약 300℃ 내지 약 1000℃, 약 350℃ 내지 약 900℃, 또는 약 400℃ 내지 약 800℃가 될 수 있다. 다양한 실시예들에 있어서, 하나 또는 그 이상의 단계들이 바람직하게는 대략 주위 온도까지 상기 POX 스트림(및 이에 따른 다른 연소기로의 투입을 위해 상기 연료 가스)을 냉각시키는 데 이용될 수 있다.
하나 또는 그 이상의 실시예들에 있어서, 전술한 바와 같은 온도에서 상기 POX 반응기를 즉시 나가는 상기 POX 스트림은 보다 낮은 온도까지 냉각될 수 있다. 냉각은 하나 또는 그 이상의 열교환기들의 사용을 포함할 수 있다. 선택적으로나 추가적으로, 상기 연료 가스를 포함하는 POX 스트림은 상기 POX 반응기 내로의 급랭 유체(quenching fluid)의 도입에 의해 급랭될 수 있다. 급랭 및/또는 냉각은 상기 POX 스트림으로부터의 고체들의 분리 전, 상기 POX 스트림으로부터의 고체들의 분리 후, 또는 분리 전후 모두에서 수행될 수 있다. 바람직하게는, 급랭 및/또는 냉각은 상기 POX 연료 가스 스트림의 온도를 약 100℃ 또는 그 이상, 약 200℃ 또는 그 이상, 약 300℃ 또는 그 이상, 약 400℃ 또는 그 이상, 혹은 약 500℃ 또는 그 이상으로 낮춘다. 일부 실시예들에 있어서, 급랭은 상기 POX 스트림을 보다 낮은 제2 온도로 냉각시키는 단계로 여겨질 수 있다. 그러나 여기에 더 설명되는 바와 같이, 급랭은 중간 냉각 단계로 여겨질 수도 있으며, 상기 POX 스트림은 이후에 상기 보다 낮은 제2 온도로 냉각된다.
급랭은 상기 POX 스트림과 하나 또는 그 이상의 급랭 유체들의 혼합에 의해 수행될 수 있다. 본 발명에 따라 사용될 수 있는 급랭 유체들의 제한적이지 않은 예들은 재순환된 POX 스트림(즉, 연료 가스 또는 연료 가스 및 하나 또는 그 이상의 불순물들을 포함하는 상기 POX 스트림), 급랭 유체 온도에서의 물, 액체 CO2, 이들의 혼합물들 및 이들과 유사한 것들의 스트림을 포함한다. 일부 실시예들에 있어서, 예를 들면, 건조 공급 가스화기가 공급 가스로 제공되는 CO2 또는 록 호퍼(lock hopper)와 함께 사용될 수 있다. 다른 실시예들에 있어서, N2와 같은 다른 실질적으로 불활성인 가스들이 사용될 수 있다. 유용한 급랭 유체 온도는 약 150℃ 또는 그 이하, 약 100℃ 또는 그 이하, 약 75℃ 또는 그 이하, 혹은 약 60℃ 또는 그 이하가 될 수 있다. 상기 급랭 유체 온도는 특히 약 10℃ 내지 약 150℃, 약 15℃ 내지 약 100℃, 또는 약 20℃ 내지 약 75℃가 될 수 있다. 물 급랭을 이용하는 실시예들에 있어서, 물의 일부는 증발될 수 있고, 이에 따라 연료 가스, 수증기 및 액체 물 부분의 혼합물이 제공될 수 있으며, 상기 애쉬 입자들의 대부분을 세척한다. 전체 액체 및 증기의 온도는 상기 POX 반응기 내에서 이용되는 압력 및 상기 급랭을 위해 사용되는 액체 물의 양에 의해 결정될 것이다.
상기 POX 연소기를 나가는 POX 스트림은 상기 연료 가스의 일부를 형성하지 않는 임의의 고체 성분들 또는 기체 성분들의 적어도 일부를 제거하기 위해 처리될 수 있다. 이러한 처리는 다양한 정제 단계들 및/또는 전환 단계들을 포함할 수 있다.
일부 실시예들에 있어서, 상기 POX 반응기를 나가는 POX 스트림(급랭되지 않거나, 급랭되었거나, 그렇지 않으면 냉각된)은 COS 가수분해 반응기(hydrolysis reactor) 내에서 처리될 수 있다. 이는 COS를 H2S로 전환시키는 데 유용할 수 있다. 또한, 상기 POX 스트림은 보온 탈황 유닛(desulfurization unit) 내에서 처리될 수 있다. 이는, 예를 들면, 아연 산화물과 같은 재생 가능한 고체 흡착제를 사용하여 상기 POX 스트림으로부터 H2S, COS, 임의의 중금속들 등을 제거하는 데 유용할 수 있다. COS 가수분해 및 탈황은 순차적으로(임의의 순서로) 수행될 수 있거나, 상기 프로세스들 중의 하나만이 수행될 수 있다.
하나 또는 그 이상의 실시예들에 있어서, 본 발명의 시스템과 방법은 상기 냉각된 POX 스트림 증기로부터 임의의 액체 물의 분리 및 임의의 애쉬 입자들 또는 다른 고체들의 대부분의 제거를 위해 구성될 수 있다. 상기 고체들의 제거는 임의의 종래의 분리 또는 여과 수단들을 이용하여 수행될 수 있다. 적합한 고체 제거 구성 요소들의 제한적이지 않은 예들은 사이클론(cyclone) 필터들, 침강 탱크(settling tank)들, 캔들(candle) 필터들, 백(bag) 필터들, 액체 세정 타워들 및 이들과 유사한 것들을 포함한다. 이러한 구성 요소들은 고체들 및/또는 가용성 가스들의 제거를 위해 구성될 수 있다. 예를 들면, 워터 스크러버(water scrubber)가 이용될 수 있다.
상기 POX 스트림의 냉각은 복수의 스테이지들을 포함할 수 있다. 상기 스트림은 먼저 냉각될 수 있고, 그로부터 분리되는 고체들을 포함할 수 있으며, 이후에 하나 또는 그 이상의 열교환기들을 이용하여 주위 온도 부근까지와 같이 더 냉각될 수 있다. 특히, POX 열교환기는 상기 POX 스트림(선택적으로 이미 급랭되었거나 및/또는 그렇지 않으면 상기 POX 반응기 온도 아래의 온도까지 냉각되었던)으로부터 열을 상기 동력 생산 시스템 내에서 사용되는 상기 고압의 CO2 재순환 스트림의 하나 또는 그 이상의 부분들로 전달하도록 조정될 수 있다. 예를 들면, 상기 열은 상기 CO2 재순환 압축기 배출로부터 취해지는 상기 고압의 CO2 재순환 스트림 및/또는 상기 동력 생산 사이클에 사용되는 레큐퍼레이터(recuperator) 열교환기 내의 하나 또는 그 이상의 적절한 포인트들로 전달될 수 있다. 상기 PPS 레큐퍼레이터 열교환기에 대한 열의 투입을 위한 온도 및 상기 급랭된 연료 가스 냉각기(cooler) 내에서 가열되는 상기 PPS 레큐퍼레이터 열교환기로부터 취해지는 상기 스트림들의 숫자와 유입 온도의 선택은 열회수가 이코노믹(economic) 열교환기 사이즈들에 부합되는 최대 온도 레벨에 있는 점이 확보되도록 열회수 프로세스를 변경하여 결정될 수 있다.
일부 실시예들에 있어서, 본 발명에 따른 프로세스는 제1 온도에서 상기 연료 가스를 포함하는 POX 스트림을 형성하도록 상기 POX 반응기 내에서 상기 고체 또는 액체 연료를 부분적으로 산화시키는 과정을 포함할 수 있다. 상기 POX 스트림은 선택적으로 상기 POX 반응기 내에서, 상기 POX 반응기의 별도의 섹션 내에서, 또는 별도의 급랭 용기 내에서 보다 낮은 온도까지 급랭될 수 있다. 상기 연료 가스를 포함하는 POX 스트림은 상기 연료 가스의 일부를 형성하지 않는 임의의 고체 성분들 또는 기체 성분들의 적어도 일부의 제거를 위해 처리될 수 있다. 예를 들면, 상기 POX 스트림은 스크러버(scrubber)를 통해 처리될 수 있다. 이후에, 상기 POX 스트림은 선택적으로 전환 반응기(shift reactor), COS 가수분해 반응기 및 보온 탈황 유닛 중의 하나 또는 그 이상을 통해 처리될 수 있다. 상기 POX 스트림은 이후에 상기 POX 열교환기 내에서 제2의 보다 낮은 온도로 냉각될 수 있다. 상기 냉각된 POX 스트림은 이후에 그로부터의 임의의 물의 제거 및 그로부터의 임의의 산성 가스들의 제거에 의해 정제될 수 있다. 이 경우, 상기 실질적으로 정제된 스트림은 상기 POX 스트림으로부터 유래되는 연료 가스 스트림으로 여겨질 수 있다. 그러나 상기 스트림이 마찬가지로 연료 가스를 포함하는 POX 스트림으로 언급될 수 있으며, 여기서 상기 연료 가스가 상기 스트림의 대부분(몰%로)을 포함하는 점이 이해될 것이다. 상기 연료 가스 스트림은 선택적으로 활성화 흡착(activated absorption) 시스템 및 촉매 메탄화(catalytic methanation) 시스템 중의 하나 또는 모두를 통해 처리될 수 있다. 이후에, 상기 연료 가스는 상기 PPS 연소기로의 투입을 위해 적합한 압력까지 압축될 수 있다.
상기 POX 반응기 내에서 사용되는 연료는 다양한 형태들로 제공될 수 있다. 상술한 실시예들에 있어서, 고체 연료는 미립자 형태, 바람직하게는 미세한 분말로 된 상태로 제공될 수 있으며, 슬러리 매체로 슬러리로 될 수 있다. 일부 실시예들에 있어서, 상기 슬러리 매체는, 예를 들면, 물, 액체 CO2 및 이들의 결합을 포함할 수 있다. 액체 CO2는 적어도 부분적으로 상기 동력 생산 시스템으로부터의 재순환된 CO2로부터 형성될 수 있다. 상기 POX 반응기 내에서 사용되는 탄소질 연료는 가열된 역청과 같은 액체가 될 수 있으며, 이 경우에 슬러리로 만드는 유체가 필요하지 않을 수 있다. 일부 실시예들에 있어서, 분말 고체 연료는 CO2(및/또는 N2)와 혼합될 수 있고, 상기 POX 반응기, 예를 들면 CO2가 록 호퍼에 대한 공급 가스로 사용되는 건조 공급 가스화기 내로 공급될 수 있다.
애쉬 제거를 수반하여 상기 열교환기 내에서 상기 급랭된 POX 스트림을 냉각시켜 방출되는 열은 상기 동력 생산 시스템으로부터 취해지는 상기 고압의 CO2 재순환 스트림의 하나 또는 그 이상의 부분들로 전달될 수 있다. 상기 급랭된 유체는 액체 물 분리가 수반되는 상기 POX 열교환기의 저온 단부를 나가는 재순환된 POX 스트림이 될 수 있거나, 응축되어 물이 분리될 수 있다. 또한, 이는 연료 가스 및 물의 결합이 될 수 있다. 더욱이, 이는 재순환된 CO2, 또는 연료 가스의 결합, 또는 물, 또는 CO2를 포함하는 모두가 될 수 있다 다른 실시예들에 있어서, 질소 스트림(예를 들어, 공기 분리 유닛으로부터 인출된)이 상기 급랭 유체로 사용될 수 있다. 또한, O2 및 CO2의 고압의 스트림이 사용될 수 있다.
일부 실시예들에 있어서, 상기 급랭 유체의 소스가 특히 연관될 수 있다. CO2 슬러리화 매체를 사용하는 실시예들은 상기 고체 연료 공급(예를 들어, 석탄) 내에 존재하는 수소 및 물로부터 유래되는 물의 순(net) 생성을 가져올 수 있다. 분리된 액체 물은 이에 따라 물속에 용해된 가연성 성분들을 분리하기 위해 처리될 수 있다. 이들 분리된 가연성 성분들은 압축될 수 있고, 상기 동력 생산 시스템 연소기로 돌아갈 수 있다. 세정된 물 스트림은 이후에 고체 연료 슬러리화 시스템 또는 상기 POX 급랭 시스템으로 재순환될 수 있고, 임의의 과잉의 물이 상기 동력 생산 시스템으로 보내질 수 있으며, 여기서 알람 등에게 허여된 미국 특허 제8,596,075호에 기재된 바와 같이 상기 동력 생산 시스템 내의 물 분리 스테이지에서 생성되는 임의의 H2SO4/HNO3 산을 희석시키는 데 사용될 수 있다. 상기 고체 연료가 물로 슬러리가 되는 실시예들에 있어서, 상기 고온의 POX 스트림 내에 존재하는 물은 수소 가스 및 일산화탄소를 생성하도록 상기 고체 연료 내의 탄소의 부분 산화에 의해 생성되는 CO와 반응할 수 있다. 이는 대략 1:1의 H2 및 CO의 체적 비율로 존재할 수 있다.
상기 전환 반응에서 이러한 물의 소모는 물의 부족을 나타낼 수 있으며, 이후에 상기 동력 생산 시스템 내에서 생성된 물이 상기 고체 연료 석탄 슬러리를 생성하고, 이에 따라 이러한 소모를 보충하도록 상기 POX 시스템으로 돌아갈 수 있다. 상기 순 냉각된 POX 스트림(즉, 상기 연료 가스 스트림)은 이후에 상기 동력 생산 연소기 내에서의 연소를 위해 요구되는 압력까지 압축될 수 있다. 다양한 실시예들에 있어서, 본 발명의 시스템과 방법은 상기 POX 반응기를 나가는 고온의 POX 스트림과 함께 사용을 위하여 내부 급랭 유체의 생산을 위해 조정될 수 있다. 이는 POX 반응, 고체들의 제거, 열교환 냉각 및 물 분리의 순차적인 반응들로부터 야기될 수 있다. 상기 POX 스트림으로부터의 순 수량의 연료 가스가 압축될 수 있고, 상대적으로 높은 농도의 가연성 가스들(예를 들어, H2 및 CO) 및 발열량으로 상기 동력 생산 시스템 연소기로 전달될 수 있으며, 이는 상기 동력 생산 시스템 연소기 내의 유용한 연소 조건들을 보장할 것이다.
하나 또는 그 이상의 실시예들에 있어서, 역 수성 가스 전환(WGS) 반응기가 사용될 수 있다. 예를 들면, 일부 실시예들에서 상기 PPS로부터의 재순환 CO2 스트림의 일부는 상기 POX 스트림의 적어도 일부(또는 상기 POX 스트림으로부터의 연료 가스)와 결합될 수 있고, 상기 결합은 상기 역 수성 가스 전환(WGS) 반응기로 안내될 수 있다. 이는 CO2 및 H2를 CO 및 H2O로 전환시키는 데 유용할 수 있다.
일부 실시예들에 있어서, 본 발명에 따른 POX 반응기는 상기 동력 생산 시스템 연소기 내의 압력 보다 높은 압력에서 동작하도록 조정될 수 있다. 상기 동력 생산 시스템 연소기는 특히 상기 시스템 내에서 계속하여 재순환되는 동작 유체로서 CO2를 사용할 수 있다. 바람직하게는, 상기 POX 스트림은 급랭될 수 있고, 여기에 설명되는 바와 같이 상기 급랭 매체로서 냉각된 POX 스트림 또는 물의 하나를 사용하는 열교환을 통해 냉각될 수 있으며, 상기 냉각된 POX 스트림(즉, 연료 가스)은 다른 압축에 대한 필요성이 없이 상기 동력 생산 시스템 내에 사용될 수 있다. 상기 POX 반응기는 탄소질 연료의 연소를 위해 적용되는 임의의 반응기를 포함할 수 있고, 특히 여기서 상기 연료는 부분적으로만 산화되며, 특히 여기서 상기 반응기는 여기에 설명되는 바와 같이 동력 생산 시스템 연소기의 동작 압력보다 큰 압력에서 기능하도록 조정된다. 예시적이고 제한적이지 않은 실시예들에 있어서, POX 연소기는 증발 냉각(transpiration cooling)을 이용할 수 있고, 여기서 CO2와 같은 냉각 유체는 POX 연소 챔버를 둘러싸는 다공성 증발층을 통과하며, 이는 특히 애쉬 충돌 및 응집을 방지하는 데 유용할 수 있다. 본 발명에 따른 POX 반응기와 함께 사용될 수 있는 증발 냉각의 예시적인 실시예들은 그 개시 사항들이 여기에 참조로 포함된 파머(Palmer) 등의 미국 특허 출원 공개 제2010/0300063호, 파머 등의 미국 특허 출원 공개 제2011/0083435호 및 파머 등의 미국 특허 출원 공개 제2012/0073261호에 기재되어 있다. 상기 POX 연소기는 특히 연료 스트림 및 상기 연료 스트림의 연소를 위한 산소 소스를 수용하도록 조정될 수 있다. 선택적으로는, 촉매가 상기 POX 반응기 내에 포함될 수 있거나 및/또는 촉매가 상기 연료와의 혼합물 내와 같이 상기 POX 반응기로 도입될 수 있다. 선택적으로, 증기 스트림이 상기 POX 반응기로 도입될 수 있다.
다른 실시예들에 있어서, 본 발명에 따른 POX 반응기는 상기 동력 생산 시스템 연소기의 압력 아래의 압력에서 동작하도록 조정될 수 있다. 이러한 실시예들에 있어서, 상기 동력 생산 시스템 연소기 내에서의 사용을 위해 상기 POX 스트림으로부터 유래되는 연료 가스 스트림은 상기 동력 생산 시스템 연소기 내로의 통과 전에 압축될 수 있다. 원할 경우, 상기 연료 가스 스트림은 여기에 달리 설명되는 상기 열교환기들의 하나 또는 그 이상을 통한 통과에 의한 것과 같이 예열될 수 있다. 상기 POX 반응기는 임의의 상업적으로 입수 가능한 시스템을 포함할 수 있다. 본 발명에 따라 유용한 상업적으로 입수 가능한 시스템의 제한적이지 않은 예들은 쉘(Shell) 건조 분말 석탄 공급 운반 흐름 반응기, GE/텍사코(Texaco) 급랭 반응기, 지멘스(Siemens) 냉각 스크린 급랭 반응기, 또는 유사한 시스템들을 포함한다. 유용한 POX 반응기들은 POX 버너(burner)로부터 복사열을 흡수하는 내부 열전달 섹션들을 포함할 수 있다. 다른 실시예들에 있어서, 상기 내부 열전달 섹션들은 전도 및/또는 대류 열을 위해 구성될 수 있다. 이러한 실시예들에 있어서, 상기 동력 생산 시스템으로부터의 고압의 재순환된 CO2 스트림의 일부는 가열될 수 있고, 보다 높은 온도에서 상기 PPS 시스템으로 돌아갈 수 있다. 상술한 바와 같이 가열을 위해 상기 PPS 시스템으로부터 취해지는 재순환 스트림은 약 10bar 내지 약 400bar의 압력과 같은 임의의 압력에서 취해질 수 있으며, 상기 재순환 스트림은 이에 따라 약 50℃ 또는 그 이상(예를 들어, 약 50℃ 내지 약 500℃ 또는 약 100℃ 내지 약 400℃)의 온도와 같은 앞서 논의된 가열 이전에 임의의 온도에 있을 수 있다. 예를 들면, 약 400℃의 온도의 재순환된 CO2는 상기 POX 반응기 내에서 약 450℃ 내지 약 600℃의 온도까지 가열될 수 있고, 상기 동력 생산 시스템 내의 레큐퍼레이티브(recuperative) 열교환기로 돌아갈 수 있으며, 여기서 유사한 온도에서 상기 고압의 재순환 CO2 스트림의 다른 부분과 다시 혼합될 수 있다. 일부 실시예들에 있어서, 열은 포화되거나 과열된 증기를 발생시키도록 고압의 물 스트림으로 전달될 수 있다.
본 발명에 따른 동력 생산 시스템과 POX 반응기의 결합은 다양한 유용한 측면들을 제공할 수 있다. 예로서, 상기 결합은 불순물들(석탄 또는 다른 고체 연료로부터 및 상기 연료의 부분 산화로부터 와 같은)이 상기 동력 생산 시스템 연소기로 들어가는 상기 냉각된 고압의 POX 스트림 내에 유지될 수 있는 것으로 정의될 수 있다. 이러한 불순물들은 H2S, COS, CS2, HCN, NH3, Hg 등을 포함할 수 있다. 이들 및 다른 불순물들은 이후에 상기 동력 생산 시스템으로부터 제거될 수 있는 예를 들면, SO2, CO2, N2, NO 및 Hg를 형성하기 위해 상기 동력 생산 시스템 연소기 내에서 산화될 수 있다. 예를 들어, 상기 동력 생산 시스템 연소기 출구 스트림으로부터의 응축된 물 스트림은 알람 등에게 허여된 미국 특허 제8,596,075호에 기재되어 있는 바와 같이 HNO3, H2SO4 및 용해된 무기염들의 하나 또는 그 이상을 포함하여 산성이 될 수 있다. 하나 또는 그 이상의 실시예들에 있어서, 상기 불순물들의 적어도 일부는 상기 POX 시스템으로 다시 재순환될 수 있다. 예를 들면, NH3 및 HCN를 포함하여 워터 스크러버를 나가는 물은 석탄-물 슬러리 시스템에 대해 물을 보충하도록 사용될 수 있으며, 이에 따라 상기 NH3 및 HCN은 상기 POX 반응기 내에 추가적인 발열량을 제공하는 기능을 수행한다. 다른 예로서, NH3은 황 제거 시스템의 일부로 사용될 수 있으며, 이에 따라 NOX를 발생시키도록 암모니아가 연소된다.
동력 생산 시스템 연소기를 직접 통하기 보다는 상기 POX 반응기를 통한 상기 고체 연료의 처리는 특히 가능한 오염시키는 반응 생성물들을 제거하는 능력의 측면에서 유용할 수 있다. 예를 들면, 상기 POX 반응기를 나가는 POX 스트림은 약 400℃ 또는 그 이상의 온도, 또는 석탄으로부터 유래되는 애쉬(또는 석탄이나 다른 고체 연료로부터 야기되는 다른 용융된 불순물들)가 제거될 수 있는 고체 형태로 되는 것을 보장하는 데 유용한 다른 온도까지 급랭될 수 있다. 바람직하게는, 고체 불순물들은 열교환기들, 터빈들, 압축기들 및 이들과 유사한 것들과 같은 상기 동력 생산 시스템의 구성 요소들의 막힘 및/또는 부식을 실질적으로 방지하기 위해 매우 낮은 농도 및 충분히 낮은 입자 크기에 이르도록 제거될 수 있다.
상술한 사항들 이외에도, 상기 POX 반응기로부터의 POX 스트림의 급랭은 여기에 정의되는 바와 같은 온도 아래의 급랭된 POX 스트림을 제공하도록 조정될 수 있고, 상기 동력 생산 시스템의 하나 또는 그 이상의 구성 요소들 내의 침적을 실질적으로 방지하도록 충분히 낮아지는 점이 보장되도록 충분하게 낮다. 예를 들면, 석탄의 부분 산화는 여기서 논의되는 바와 같이 제거될 수 있는 NaCl, CaSO4 및 KCl을 포함하는 하나 또는 그 이상의 알칼리 금속 염들을 생성할 수 있다. 이와 같이, 불순물들이 상기 POX 스트림으로 통과되고 상기 PPS 연소기 내에서 연소되는 것이 가능하지만, 실질적으로 순수한-즉, 몰%로 대부분의 연료 가스를 포함하거나, 적어도 75몰%의 연료 가스를 포함하거나, 적어도 90몰%의 연료 가스를 포함하거나, 적어도 95몰%의 연료 가스를 포함하거나, 적어도 99몰%의 연료 가스를 포함하는(예를 들어, 물, 불연성 고체들, 금속들 및 산성 가스들을 배제하고) 상기 PPS 연소기를 위한 연료 가스를 제공하기 위해 여기서 달리 설명되는 하나 또는 그 이상의 정제 및/또는 전환 단계들을 수행하는 것이 바람직할 수 있다.
본 발명의 시스템들과 방법들은 상기 POX 스트림의 냉각, 바람직하게는 주위 온도 부근까지의 냉각 동안에 방출되는 실질적으로 모든 열의 회수 및 상기 동력 생산 시스템 내의 상기 재순환된 고압의 CO2 스트림 내로의 열의 회수를 제공하도록 조정될 수 있다. 이러한 추가적인 열은 특히 상기 동력 생산 시스템의 레큐퍼레이터 열교환기 내에 보다 낮은 온도 레벨에서 제공될 수 있다. 이러한 방식으로 추가적인 열의 투입은 상기 동력 생산 시스템의 전체적인 효율에 대해 상당히 긍정적인 효과를 제공할 수 있다. 이러한 효과는 400℃ 내지 800℃의 보다 높은 온도 범위 및 상기 동력 생산 시스템의 레큐퍼레이터 열교환기 내에서 냉각되는 상기 터빈 배출 스트림의 보다 낮은 비열에 비하여 50℃ 내지 400℃의 보다 낮은 온도 범위 내에서 상기 고압의 재순환 CO2 스트림의 훨씬 높은 비열로 인한 것이다. 이러한 분명한 차이는 상기 재순환 CO2 스트림을 가열하기 위해 상당한 추가적인 열이 50℃ 내지 400℃의 온도 범위에 걸쳐 상기 레큐퍼레이터 열교환기 내에서 요구되는 것을 의미한다. 상기 POX 스트림 열교환기 내에서 상기 급랭된 POX 스트림으로부터 얻어지는 추가적인 열은 연료 가스 자체가 연소될 때에 방출되는 열의 양과 실질적으로 동등한 상기 동력 생산 시스템 연소기에 대한 추가적인 열의 효과적인 양을 제공한다.
상기 POX 반응기가 재순환 물 스트림을 이용하여 포화까지 급랭되는 다양한 실시예들에 있어서, 주위 온도 부근까지 냉각되는 상기 급랭된 POX 스트림에 대한 온도-열 방출 곡선은 급랭시키는 물의 기화로부터 유래되는 수증기가 응결되기 시작하면서 큰 초기 열 방출을 보여준다. 이러한 단위 온도 하강 당 열 방출은 상기 POX 스트림이 냉각되면서 계속하여 감소된다. 상기 효과는 상기 냉각하는 급랭된 POX 스트림으로부터 열을 회수하는 데 사용되는 상기 동력 생산 시스템의 고압의 재순환 스트림으로부터 취해지는 두 개의 별도의 고압의 재순환 CO2 스트림들을 요구한다. 일부 실시예들에 있어서, 상기 제1 압력의 재순환 CO2 스트림은 약 45℃ 내지 약 70℃의 온도에서의 상기 CO2 재순환 압축기 배출로부터 취해질 수 있다. 상기 제2 고압의 재순환 CO2 스트림은 상기 레큐퍼레이터 열교환기 내의 포인트에서 상기 고압의 재순환 스트림으로부터 취해질 수 있으며, 여기서 터빈 배출 냉각 스트림의 이슬점에 근접하는 작은 온도가 존재한다. 이들 두 스트림들은 함께 가장 높은 가능한 온도 레벨에서 상기 고압의 CO2 재순환 스트림으로 다시 효과적으로 전달될 수 있는 그 물 함량이 응축되면서 상기 냉각하는 급랭된 POX 스트림으로부터 방출되는 큰 초기 열을 제공할 수 있다. 일부 실시예들에 있어서, 상기 POX 스트림은 약 900℃, 약 700℃, 약 500℃, 또는 약 400℃의 온도까지와 같이 제1 온도로 부분적으로 급랭될 수 있다. 부분 급랭이 적용될 때, 상기 부분 급랭 온도 및 상기 급랭된 POX 스트림의 물의 이슬점 사이에 냉각 범위가 존재하며, 이러한 범위는 상기 POX 스트림의 물의 이슬점 아래의 온도 범위에 비교할 경우에 상기 급랭된 POX 스트림으로부터 이용할 수 있는 열의 이러한 부분을 효과적으로 제거하도록 재순환 고압 CO2의 보다 낮은 유동을 요구할 수 있다. 이는 나머지 부분이 상기 급랭 온도 부근 및/또는 아래의 온도에서 제거되면서 상기 급랭된 POX 스트림의 물 이슬점 온도 부근 및/또는 아래의 포인트에서 상기 가열하는 고압의 재순환 CO2 스트림의 일부를 제거하여 이루어질 수 있다. 상기 가열된 고압의 재순환 CO2 스트림들은 이후에 상기 레큐퍼레이터 열교환기 내의 고압의 재순환 CO2의 대부분의 흐름에 대응되는 온도 포인트에서 상기 레큐퍼레이터 열교환기로 복귀할 수 있다. 다양한 실시예들에 있어서, 상기 POX 냉각 열교환기를 단일 복귀 스트림과 결합하기 위해 상기 두 스트림들에 대한 선택 사항들이 제공될 수 있다. 일부 실시예들에 있어서, 고압의 재순환 유체의 둘 이상의 스트림들이 사용될 수 있다.
일부 실시예들에 있어서, 급랭 및 애쉬 제거가 수반되는 상기 POX 반응기로부터 취해지는 연료 가스는 약 250℃ 내지 약 400℃의 온도에서 주로 H2, CO, CO2 및 H2O를 포함할 수 있다. 이러한 연료 가스 스트림의 일부는 변화되는g H2 대 CO 비율들로 순수한 H2, CO 또는 이들의 결합의 생성을 위해 취해질 수 있다. 대규모 H2 생산을 위한 통상적인 적용들은, 예를 들면, 잠재적으로는 차량 연료로서 정제 공장들 내의 수소화-탈황(hydro-desulfurization) 및 수소화분해(hydrocracking)가 될 수 있다. H2 및 CO 혼합물들을 위한 통상적인 적용들은, 예를 들면, 피셔-트로프슈(Fischer-Tropsch) 탄화수소 액체 생산(예를 들어, 약 2.2의 H2 대 CO 비율로) 및 메탄올 생산(예를 들어, 약 2.0의 H2 대 CO 비율로)이 될 수 있다. 각각의 경우에, 상기 H2 대 CO 비율은 상기 POX 스트림 내에서(상기 POX 스트림으로부터의 연료 가스의 스트림 내에서) 대략 1 또는 그 이하의 비율로부터 증가되어야 하며, 여기서 상기 비율은 상기 고체 연료에 대한 슬러리 매체로서 CO2 또는 물의 사용에 의존한다. 상기 POX 생성물 가스 내에 보다 많은 물을 포함하는 물을 기반으로 하는 슬러리는 상당한 비율의 CO가 H2 및 CO2로 전환되게 하여 1 바로 아래의 H2 대 CO 비율을 가져온다. CO2를 기반으로 하는 슬러리는 훨씬 낮은 H2 대 CO 비율을 가진다. 다음의 반응식 (2)에 나타내는 바와 같이, 증기와의 반응에 의해 CO를 H2로 전환시키도록 상기 급랭된 POX 스트림으로부터 분리되는 연료 가스의 적어도 일부를 촉매 전환 반응기로 통과시키는 것이 유용할 수 있다.
CO＋H2O＝H2＋CO2 (2)
이는 애쉬 제거가 수반되어 약 250℃ 내지 약 400℃의 온도에서 취해지는 상기 연료 가스의 일부를 사용하고, 상기 전환 반응기 내의 코발트에 기초하는 바와 같은 황에 견디는 CO 전환 촉매를 이용하여 이루어질 수 있다. H2가 농후화된 상기 연료 가스의 일부는 이후에 상기 POX 열교환기를 통한 별도의 통과로 냉각될 수 있다. 발열 전환 반응에서 방출되는 열은 앞서 설명한 바와 같이 상기 PPS 내로 전달될 수 있다. 출구 전환된 가스는 이후에 나머지 냉각된 POX 스트림의 일부와 결합될 수 있고, 상기 결합된 스트림은 흡착된 성분들이 황 화합물들, HCN, NH3, Hg, CO2, H2O의 모두 및 상기 CH4의 대부분을 함유할 수 있는 반면에 단일의 흡착되지 않은 성분으로 요구되는 H2 대 CO의 비율로 H2 및 CO를 분리하도록 설계된 다중층 가력 교대 흡착기(multi-bed pressure swing adsorber)로 통과될 수 있다. 이러한 흡착되지 않은 부분 또한 상기 석탄(또는 다른 고체나 액체 연료)으로부터 유래되는 일부 N2 및 Ar과 상기 POX 반응기 내에서 사용되는 산소를 함유할 수 있다. 이들 불활성 성분들은 바람직하게는 상기 피셔-트로프슈 및 메탄올 반응기들 모두에 대한 가스 공급을 위해 허용 가능한 5% 아래의 전체 농도가 될 것이다. 순수한 H2 생산이 요구될 경우, 상기 전환되고 냉각된 가스만이 상기 PSA로 공급될 것이다. 환원된 형태인 상기 석탄 및 POX 유래 불순물들 모두와 함께 상기 PSA로부터의 대기압 부근의 압력의 폐기 가스가 압축될 것이며, 상기 PPS 연소기 내의 연소를 위해 POX 스트림으로부터의 나머지 연료 가스로 돌아갈 것이다.
일부 실시예들에 있어서, 물 급랭된 POX 스트림의 적어도 일부는 역 수성 가스 전환(WGS) 반응기로 통과될 수 있다. 예를 들면, 약 900℃ 또는 그 이상의 온도의 연료 가스를 포함하는 물로 급랭된 POX 스트림은H2 및 CO2의 혼합물을 CO 및 H2O의 혼합물을 포함하는 전환 반응기 출구 가스로 전환시키도록 역 수성 가스 전환(WGS) 반응기 내에서 처리될 수 있다.
상기 POX 스트림(또는 POX 스트림으로부터의 연료 가스)은, 일부 실시예들에서, 예를 들면, 내부에 존재하는 임의의 H2S 및/또는 CO2의 적어도 일부를 분리하도록 산성 가스 제거 유닛을 통해 처리될 수 있다. 특히, 산성 가스 제거는 상기 POX 열교환기 내에서의 POX 스트림의 냉각 후 및 상기 POX 스트림으로부터의 물의 제거 후에 수행될 수 있다. 산성 가스 제거는 바람직하게는 상기 PPS 연소기로의 도입을 위한 압력까지의 상기 연료 가스의 압축 전에 수행된다. 상기 산성 가스 제거 프로세스는 화학적 시약들, 물리적 용제들 및 혼성 용매들의 세 가지의 일반적인 형태들로 분리될 수 있다. 상기 산성 가스 제거 프로세스의 제한적이지 않은 예들은 렉티솔(Rectisol), 술피놀(Sulfinol), MDEA, 셀렉솔(Selexol), 수성 디-이소프로판올(di-isoproponal: ADIP) 아민 및 FLEXSORB이다. 한 가지 방법은 2 스테이지의 셀렉솔 프로세스(UOP LLC, 미국)의 이용을 수반할 수 있으며, 여기서 H2S는 제1 스테이지에서 제거되고, CO2는 제2 스테이지에서 제거된다. 산성 가스 제거로부터의 H2S는 클라우스(Claus) 프로세스를 포함하여 해당 기술 분야의 숙련자에게 알려진 임의의 방법에 의해 액체 성분의 황으로 전환될 수 있거나, 습식 황산 프로세스를 포함하여 해당 기술 분야의 숙련자에게 알려진 임의의 방법에 의해 상업적인 품질의 황산으로 전환될 수 있다. 산성 가스 제거를 통해 상기 POX 스트림으로부터 제거된 CO2는 압축될 수 있고, 상기 PPS 연소기로의 통과를 위해 상기 압축된 재순환 CO2 스트림 내로 합류될 수 있다. 일부 실시예들에 있어서, 상기 POX 연료 스트림은 그로부터 수은을 제거하기 위해 활성화 흡착 시스템으로 통과될 수 있다.
하나 또는 그 이상의 실시예들에 있어서, 상기 POX 스트림(또는 상기 POX 스트림으로부터의 연료 가스)은 메탄화(methanation) 시스템을 통해 처리될 수 있다. 특히, 메탄화는 상기 POX 열교환기 내에서의 상기 POX 스트림의 냉각 후 및 상기 POX 스트림으로부터의 물의 제거 후에 수행될 수 있다. 메탄화는 바람직하게는 상기 PPS 연소기로의 도입을 위한 압력까지의 상기 연료 가스의 압축 전에 수행된다. 상기 촉매 POX 반응기 내에서 생성되는 연료 가스, 일부 실시예들에서, 수성 가스 전환 반응기로 통과된 후에 대략 3:1의 H2 대 CO의 비율을 가질 수 있다. H2S 및 CO2는 상기 산성 가스 제거 프로세스에서 제거될 수 있고, 상기 산성 가스 제거 프로세스를 나가는 높은 메탄 함량을 갖는 상기 POX 연료 가스는 주로 CO, H2 및 CH4를 함유할 수 있다. 상기 메탄화 시스템을 나가는 연료 가스는 약 50체적% 또는 그 이상, 약 75체적% 또는 그 이상, 약 85제척% 또는 그 이상, 약 90체적% 또는 그 이상, 혹은 약 95체적% 또는 그 이상의 메탄 함량을 가질 수 있다. 상기 메탄화 프로세스에서 방출되는 열은 하나 또는 몇 개의 열교환기들 내에서 회수될 수 있다. 이들 열교환기들 내의 냉각 스트림은 상기 PPS로부터 회수되고 돌아가는 고압의 재순환 유체 스트림, 고압의 물 스트림, 상기 고체 연료 건조 프로세스를 위한 ASU로부터 회수되는 질소 스트림, 고압의 O2/CO2 스트림 및/또는 세정되고 냉각된 연료 가스 스트림을 포함할 수 있다. 예시적인 메탄화 프로세스들은 할도 톱소(Haldor Topsoe)에 의한 고온의 트렘프™(TREMP™) 프로세스의 이용을 포함한다. 예를 들면, 그 개시 사항이 여기에 참조로 포함되는 미국 특허 제8,530,529호를 참조하기 바란다.
고체 연료의 부분 산화를 구비하는 동력 생산 시스템의 일 예가 도 1을 참조하여 설명되며, 여기서 고체 연료는 상기 POX 반응기(4) 내에서 부분적으로 산화되는 석탄 공급 스트림(21)의 형태로 제공된다. 상기 석탄 스트림(21)은 큰 입자 분쇄기(crusher)(1) 내에서 분쇄되고 부분적으로 건조되며, 약 82℃(180℉)의 온도의 N2를 포함하는 건조 공급 질소 스트림(23)도 공기 분리 유닛(6)으로부터 취해지고, 공기 흡입 스트림(62)으로부터 산소 스트림들(32, 60) 및 질소 스트림(23)이 생성된다. 바람직하게는, 상기 건조 질소 스트림(23)은 상기 PPS 내에서 상기 레큐퍼레이터 열교환기를 나가는 CO2의 보다 높은 온도의 스트림이 농후된 터빈 배출에 대해 가열된다. 과잉의 질소 스트림(22)은 큰 입자 분쇄기(1)를 나간다. 스트림(24) 내의 부분적으로 분쇄된 석탄은 슬러리 혼합기(mixer)(3)로 안내되는 미립자로 된 석탄 스트림(25)을 제공하도록 작은 입자 분쇄기(2) 내에서 바람직하게는 약 250미크론 또는 그 이하의 입자 크기로 더 분쇄된다. 상기 슬러리 혼합기(3) 내에서, 미립자로 된 석탄은 CO2 슬러리 매체 스트림(29)과 혼합되며, 이는 바람직하게는 약 8.5MPa 또는 그 이상의 압력을 가진다. 이러한 실시예에서 상기 CO2 슬러리 매체 스트림(29) 내의 CO2는 약 17℃의 온도에 있다. 상기 CO2 슬러리 매체 스트림(29) 내의 CO2는 약 865㎏/㎥의 밀도를 가진다. 분말로 된 석탄은 상기 CO2와 혼합되기 이전에 록 호퍼 시스템 내에서나 다른 수단들에 의해 8.5MPa의 압력까지 압력이 증가된다. 석탄/CO2 슬러리 스트림(26)은 상기 슬러리 혼합기(3)를 나가며, 바람직하게는 약 45중량%의 석탄을 포함한다. 선택적으로는, 상기 슬러리 매체는 물 스트림이 될 수 있다. 상기 분말 석탄 주입 시스템 또한 상기 분말로 되고 가압된 석탄이 질소 스트림 내에 동반되고 상기 POX 버너 내로 공급되는 건조 공급 시스템으로 구성될 수 있다. 상기 슬러리 스트림(26)은 이후에 상기 POX 반응기(4) 내로 펌프되며, 여기서 바람직하게는 95몰% 또는 그 이상의 산소 농도를 가지는 산소 스트림(56)과 결합된다. 상기 POX 반응기(4)는 바람직하게는 약 8.5MPa의 압력 및 약 1400℃의 온도에서 동작하지만, 상기 온도 및 압력은 상기 POX 반응기를 나가는 POX 스트림의 특성과 관련하여 여기서 달리 설명되는 바와 같은 온도 및 압력 범위들의 임의의 조합으로 될 수 있다. 상기 석탄 슬러리의 제조를 위한 조건들이 이에 따라 조정될 수 있다.
상기 POX 반응기(4)는, 도 1에 예시한 바와 같이, 상기 석탄을 부분적으로 산화시키며, 상기 POX 반응기를 나가고 급랭 챔버(도시되지 않음)로 들어갈 수 있거나, 상기 POX 반응기 자체 내에서 급랭될 수 있는 POX 스트림을 형성하도록 조정된다. 상기 POX 스트림은, 이에 한정되는 것은 아니지만 H2, CO, CH4, H2S, COS, CS2, HCN, NH3 등을 포함하여 하나 또는 그 이상의 가연성(즉, 산화성) 물질들을 포함할 수 있는 연료 가스를 포함할 수 있다. 또한, 상기 POX 스트림은 상기 석탄(또는 다른 고체 연료)으로부터 유래되는 Hg 및 다른 불순물들뿐만 아니라 상기 산소 스트림(56)으로부터 유래되는 바와 같은 불활성 물질들(예를 들어, N2 및 Ar)에 더하여 다른 미량의 성분들을 포함할 수 있다. 상기 POX 스트림은 또한 차(char), 애쉬 또는 슬래그와 같은 하나 또는 그 이상의 불연성 물질들을 포함할 수 있으며, 이들은 원할 경우에 상기 POX 스트림으로부터 여과될 수 있다.
상기 POX 스트림(상기 POX 반응기에 대하거나 별도의 구성 요소에 대해 내부의)은 급랭 유체(본 실시예에서는 액체 물 스트림(57))와의 혼합에 의해 급랭된다. 예시한 바와 같이, 상기 액체 물 스트림(57)은 제한 노즐(restriction nozzle) 내의 베이스 부근에서 상기 POX 반응기로 들어간다. 상기 급랭 스트림의 추가는 상기 POX 스트림 성분들을 바람직하게는 약 304℃의 물의 포화 온도(비록 보다 높은 온도들도 포함되지만) 아래까지 냉각시킨다. 상기 급랭 온도는 또한 바람직하게는 애쉬 및 슬래그와 같은 불연성 물질들이 고체 형태로 있는 온도가 될 수 있다. 상기 과잉의 급랭시키는 물은 상기 POX 반응기 용기(또는 별도의 급랭 용기)의 배수조 내에 상기 슬래그 및 미세한 애쉬의 대부분과 함께 수집되며, 여기서 추가적인 처리를 위해 제거된다. 상기 급랭된 POX 스트림(58)은 더스트 부하(dust load)를 연료 가스의 약 4㎎/㎥ 또는 그 이하, 연료 가스의 약 3㎎/㎥ 또는 그 이하, 혹은 연료 가스의 약 2㎎/㎥ 또는 그 이하까지 감소시키도록 조정되는 미세 카트리지 필터가 수반되는 워터 스크러브 타워(water scrub tower)를 포함하는 스크러버 유닛(5)으로 통과된다. 또한, 스크러버 유닛(5)은 상기 스크러브 워터를 재순환시키고, 또한 폐기를 위해 상기 애쉬 스트림(66)을 처리하기 위하여 요구되는 모든 장비와 펌프들을 포함할 수 있다. POX 반응기 애쉬 처리 및 가스 세정을 위해 유용한 시스템의 예시적인 실시예는 석탄/물 슬러리 버너를 구비하는 GE/텍사코 POX 시스템이며, 이는 석탄/CO2 슬러리를 수용하기 위해 선택적으로 변경될 수 있다. 고체들은 이에 따라 하나 또는 그 이상의 고체 제거 구성 요소들을 통해 상기 연료 가스를 포함하는 POX 스트림으로부터 제거될 수 있다.
도 3에 예시한 바와 같이, 추가적인 냉각 유닛들이 원하는 경우에 이용될 수 있다. 특히, 도 3에 도시한 바와 같이, 상기 POX 반응기(4)를 나가는 POX 스트림(58a)은 냉각기(cooler)(101)(예를 들어, 복사 냉각기 또는 대류 냉각기)로 통과될 수 있고, 상기 스크러버 유닛(5)으로 들어가기 이전에 냉각된 POX 스트림(58b)으로 나갈 수 있다. 하나 또는 그 이상의 실시예들에 있어서, 다른 처리 유닛들이 상기 스크러버 유닛(5) 및 상기 POX 열교환기(7) 사이에서 통과하는 상기 POX 스트림(55)의 처리를 위해 이용될 수 있다. 도 4에 예시한 바와 같이, 상기 스크러버 유닛(5)을 나가는 POX 스트림(55a)은 상기 POX 열교환기(7)(중간 스트림들(55b, 55c, 55d)과 함께)로의 통과 전에 전환 반응기(102), COS 가수분해 반응기(103) 및 보온 탈황 유닛(104) 중의 하나 또는 그 이상으로 통과될 수 있다. 상기 요소들이 선택적이며, 전술한 요소들 중의 하나 또는 둘만이 이용될 수 있는 점이 이해될 것이다. 또한, 상기 전환 반응기(102), COS 가수분해 반응기(103) 및 보온 탈황 유닛(104)은 상기 요소들의 둘 또는 그 이상이 존재할 때에 임의의 순서로 제공될 수 있다.
상기 냉각된 연료 가스에 더하여 증기 스트림(55)이 POX 열교환기(7) 내에서 냉각된다. 상기 출구 스트림(59)은 열교환기(9) 내에서 냉각수에 대해 더 냉각된다. 액체 물(46)은 분리 용기(separation vessel)(8) 내에서 상기 유입 스트림(61)으로부터 분리되고, 펌프(11) 내에서 상기 POX 반응기로 다시 펌프되며, 급랭 물 스트림(57)을 생성하도록 스트림(38)으로부터의 일부 추가적인 보충 수를 급랭시킨다. 일부 실시예들에 있어서, 결과적인 스트림은 순 연료 가스 스트림(47)이며, 이는 이후에 상기 동력 생산 시스템 연소기(14)에 대해 스트림(48)으로서 투입을 위해 적합한 압력까지 다중 스테이지 원심 압축기(centrifugal compressor)(10) 내에서 압축될 수 있다. 예로서, 상기 연료 가스 스트림(47)은 약 30.5MPa의 압력까지 압축될 수 있다.
하나 또는 그 이상의 실시예들에 있어서, 상기 분리 용기(8)를 나가는 스트림은 중간 연료 가스 스트림(47a)이 될 수 있으며, 이는 제거를 위한 물질들을 더 포함하거나 및/또는 개선을 위한 다른 처리가 수행될 수 있다. 예를 들면, 도 5에 도시한 바와 같이, 상기 중간 연료 가스 스트림(47a)은 압축기(10)(중간 스트림들(47b, 47c, 47d)과 함께)로 통과되지 전에 산성 가스 제거 유닛(105), 활성화 흡착 시스템(106) 및 촉매 메탄화 시스템(107) 중의 하나 또는 그 이상으로 통과될 수 있다. 상기 요소들이 선택적이며, 상기 요소들 중의 하나 또는 둘만이 이용될 수 있는 점이 이해될 것이다. 또한, 상기 산성 가스 제거 유닛(105), 상기 활성화 흡착 시스템(106) 및 상기 촉매 메탄화 시스템(107)은 상기 요소들의 둘 또는 그 이상이 존재할 때에 임의의 순서로 제공될 수 있다.
특정한 실시예들에 있어서, 상기 산성 가스 제거 유닛(105)이 존재하는 것이 바람직할 수 있다. 이와 같이, 황화수소, 수소 할로겐화물들, 이산화탄소, 황산화물들 및 질소 산화물들과 같은 산성 가스들은 상기 연료 가스의 압축 이전에 제거될 수 있다. 일부 실시예들에 있어서, 마찬가지로 상기 활성화 흡착 유닛(106)이 존재하는 것이 바람직할 수 있다.
상기 압축된 연료 가스 스트림(48)은 상기 레큐퍼레이터 열교환기(12) 내에서 상기 동력 생산 시스템 연소기(14)에 대한 투입을 위해 적합한 온도까지 가열된다. 예로서, 상기 압축된 연료 가스 스트림(48)은 약 746℃의 온도까지 가열될 수 있다. 가열된 연료 가스 스트림(64)은 상기 동력 생산 시스템 연소기(14) 내에서 연소되며, 여기서 산소 및 CO2와 결합된다. 예시한 실시예들에 있어서, 결합된 O2/CO2 스트림(51)은 몰 기준으로 25%의 O2 및 75%의 CO2를 포함한다. 상기 결합된 O2/CO2 스트림(51)은 바람직하게는 상기 동력 생산 시스템 연소기(14)에 대한 투입을 위해 적합한 온도까지 가열된다. 예로서, 상기 결합된 O2/CO2 스트림(51)은 약 746℃의 온도까지 상기 레큐퍼레이터 열교환기(12) 내에서 가열될 수 있다. 고온의 재순환 CO2 스트림(52)은 상기 레큐퍼레이터 열교환기(12)로부터 안내되며, 상기 동력 생산 시스템 연소기(14)에 대한 투입을 위해 적합한 온도에 있다. 예로서, 상기 고온의 재순환 CO2 스트림(52)은 약 746℃의 온도까지 가열될 수 있다.
상기 동력 생산 시스템 연소기에 있어서, 상기 연료 가스의 연소로부터의 연소 가스들은 예시한 실시예에서는 약 1150℃의 온도 및 약 30MPa의 압력에서 결합된 연소 생성물 스트림(50)을 생성하는 상기 고온의 재순환 CO2 스트림(52)과 함께 냉각된다. 이는 출력(63)을 생성하는 전기 발전기(65)에 연결되는 터빈(13) 내에서 약 3MPa의 압력까지 팽창된다. 터빈 유출 스트림(49)은 상기 레큐퍼레이터 열교환기(12) 내에서 냉각되어 예시한 실시예에서는 약 64℃의 온도에서 냉각된 생성물 스트림(53)으로 나간다. 상기 스트림(53)은 수냉식 냉각기(16) 내에서 약 17℃의 온도까지 냉각된다. 더 냉각된 터빈 유출 스트림(54)은 상기 더 냉각된 터빈 유출 스트림(54)을 수용하는 상기 타워의 충진된 섹션 상부의 타워 액체 유입(41)을 세정하도록 순환 펌프(18)를 통해 대부분이 재순환되는 유출 스트림(40)을 가지는 스크러브 타워(scrub tower)(17)로 들어간다. 스트림(40)의 일부는 다른 처리를 위해 스트림(39)으로 분리된다. 상기 터빈 배출 가스가 상기 레큐퍼레이터 열교환기(12) 내에서 물의 이슬점 아래로 냉각되면서, 다음의 반응들이 일어난다.
NO＋½O2＝NO (3)
NO2＋SO2＝SO3＋NO (4)
SO3＋H2O＝H2SO4 (5)
위의 반응들은 액체 물, 질소 산화물들, SO2/SO3 및 과잉의 산소의 존재에서 진행될 것이다. 반응식 (3)에 나타낸 제한 반응이 3MPa에서 빠르게 진행되고, 반응식 (4) 및 반응식 (5)의 반응들이 매우 빠르기 때문에 상기 SO2/SO3 농도들은 매우 낮은 레벨들까지 감소된다. 모든 황산화물들이 황산으로 전환되었을 때, 상기 질소 산화물들은 다음의 반응 순서로 질산으로 약 95%의 전환 비율로 전환된다.
2NO2＋H2O＝HNO2＋HNO3 (6)
3HNO2＝HNO3＋2NO＋H2O (7)
NO＋½O2＝NO2 (8)
도 1을 다시 참조하면, 순 액체 산 생성물 스트림(39) 내에 존재하는 질산은 존재하는 임의의 수은을 염화 제2 수은으로 전환시킬 것이다. 상기 스크러브 타워(17)는 바람직하게는 추가적인 물 세척 및 산 미스트 제거 섹션과 부합된다. 그 주요한 기능은 상기 반응들이 사실상 모두 상기 스크러브 타워(17)의 업스트림에서 일어날 것이기 때문에 효율적인 희석 산 제거 장치로 작용하는 것이다. 혼합된 산들은 석고 및 질산칼슘 스트림(37)을 생성하도록 혼합기(15) 내에서 석회석 슬러리 스트림(36)(또는 다른 적합한 염기)으로 처리된다. 임의의 다른 미량의 금속성 염들 또한 분리될 수 있다. 질산칼슘 및 용해된 염들 제거에 수반되는 잔여 물 스트림(38)은 냉각 타워 또는 상기 POX 급랭 시스템에 대한 보충으로 또는 타워(17)를 세정하도록 재순환되는 세정수로 사용될 수 있다.
약 2.9MPa의 압력에서 상기 스크러브 타워(17)를 나가는 대부분의 CO2 스트림(42)은 다중 스테이지 중간 냉각 압축기/고밀도 유체 다중 스테이지 펌프(19) 내에서 약 30.5MPa와 같이 상기 동력 생산 시스템 연소기에 대한 투입을 위해 적합한 압력까지 압축된다. 상기 압축된 CO2 배출 스트림(35)은 약 54℃의 온도에서 상기 펌프(19)의 마지막 스테이지를 나가며, 이러한 흐름의 일부인 스트림(70)은 상기 레큐퍼레이터 열교환기(12) 내에서 약 746℃의 온도까지 가열되어, CO2 스트림(52)으로 나간다.
이러한 실시예에서 공기 분리 플랜트(6)는 약 8.6MPa의 압력에서 두 개의 별도의 스트림들로 나누어지는 99.5몰%의 산소 순도의 생성물 스트림을 생성한다. 산소 스트림(60)은 열교환기(7) 내에서 약 294℃의 온도까지 가열되어, 상기 석탄의 부분 산화를 위한 상기 POX 반응기(4) 내에서의 사용을 위해 스트림(56)으로 나간다. 나머지 산소 스트림(32)은 약 8.6MPa의 압력에서 CO2와 혼합된다. 구체적으로는, CO2는 상기 압축기(19)의 중간 스테이지로부터 스트림(30)으로 취해지며, 일부 스트림(31)은 산소 스트림(32)과 혼합되어 약 25몰% O2 및 75몰% CO2의 조성을 가지게 된다. 이러한 희석된 O2 스트림(33)은 약 30.5MPa의 압력까지 다중 스테이지 중간 냉각 압축기(20) 내에서 압축되고, 상기 배출 스트림(34)은 상기 레큐퍼레이터 열교환기(12) 내에서 약 746℃의 온도까지 가열되며, 스트림(51)으로서 상기 동력 생산 시스템 연소기(14)로 들어간다. 상기 순수한 O2 스트림(32)의 희석은 상기 동력 생산 시스템 연소기(14) 내에서의 연소를 위해 요구되는 산소가 산화 저항 물질들에 대한 필요성이 없이 높은 온도까지 가열되게 하는 이점이 있다. 이는 상기 동력 생산 시스템의 안전한 동작을 보장한다. 상기 30%의 O2 스트림은 동력 생산 시스템(14) 내의 단열 연소 온도를 대략 2400℃의 값까지 조절하는 데 유용하다. 상기 CO2 스트림(30)의 나머지 부분은 CO2 스트림(29)이며, 이는 상기 분말로 된 석탄을 슬러리로 만들기 위해 CO2를 제공하며, 슬러리 혼합기(3)로 안내된다.
열교환기(7) 내에서의 급랭된 POX 가스의 냉각은 전체 효율을 최대화하기 위해 최대 양의 열을 상기 동력 생산 시스템으로 전달하는 데 유용하다. 상기 동력 생산 시스템은 주위 부근으로부터 약 400℃까지의 온도 범위 내에서 외부 소스로부터 상당한 양의 열을 요구한다. 이는 상기 공기 분리 플랜트(6) 내의 단열 공기 압축기들을 이용하고, 압축열을 상기 고압의 재순환 CO2 스트림의 일부로 전달하여 제공될 수 있다. 본 실시예에 있어서, 요구되는 외부 열 부하는 상기 POX 열교환기(7) 내에서 급랭된 POX 가스를 냉각시키고, 두 고압의 재순환 스트림들을 가열하여 제공된다. 레큐퍼레이터 열교환기(12) 내의 중간 온도 포인트에서 취해진 약 54℃의 온도의 고압의 재순환 CO2 스트림(28) 및 약 120℃의 온도의 고압의 재순환 CO2 스트림(43)은 약 294℃의 온도에서 결합된 가열 유출 스트림(44)을 제공하도록 가열되며, 이는 레큐퍼레이터 열교환기(12) 내의 대응되는 온도 포인트에서 주요 재순환 CO2 스트림과 혼합되도록 돌아간다. 선택적으로, 유출 스트림(67)은 또한 상기 주요 재순환 CO2 스트림과도 혼합되도록 대응되는 온도 포인트에서 상기 레큐퍼레이터 열교환기로 돌아갈 수 있다.
하나 또는 그 이상의 실시예들에 있어서, 상기 POX 열교환기(7) 및 상기 PPS 레큐퍼레이터 열교환기(12) 사이의 열전달이 전용 열전달 루프를 통해 제공되는 것이 유용할 수 있다. 예를 들면, 도 6에 예시한 바와 같이, 열전달 유체 스트림(109)은 펌프(108)를 통해 상기 POX 열교환기(7) 및 상기 PPS 레큐퍼레이터 열교환기(12) 사이에서 순환된다. 상기 열전달 유체 스트림(109)은 약 30MPa까지, 약 20MPa까지, 또는 약 10MPa까지의 압력과 같이 주위 압력 이상의 압력에 있을 수 있다. 특정 실시예들에 있어서, 상기 열전달 유체 스트림(109)은 열을 상기 POX 열교환기(7)로부터 상기 PPS 레큐퍼레이터 열교환기(12)로 전달할 수 있다.
예시적인 실시예들에 있어서, 열교환기(7)는 고압의 납 또는 확산 접합 다중 채널 유닛이 될 수 있다. 구성 물질은 바람직하게는 상기 POX 가스 내에 존재하는 불순물들의 존재에 더하여 액체 물에 부식 저항성을 가진다. 레큐퍼레이터 열교환기(12)는 바람직하게는 확산 접합 다중 채널 유닛이다. 이러한 유닛은 바람직하게는 약 800℃까지의 온도에서의 동작을 위해서와 약 200℃ 아래의 온도들에서의 산 부식에 대해 저항성이 있도록 조정된다. 예시적인 적합한 물질은 특수 금속 합금(Specialty Metals alloy) 740이다. 일부 실시예들에 있어서, 열교환기(12)의 고온 단부에서의 평균 온도는 750℃ 아래까지 감소될 수 있고, 이러한 경우에 합금 617이 적합할 수 있다. 선택적으로, 200℃ 내지 540℃ 사이의 중간 섹션은 스테인리스 스틸로 제조될 수 있다. 200℃ 아래에서 잠재적인 산 부식에 노출되는 섹션은 간격을 두고 교체가 가능하도록 구성될 수 있다.
다른 실시예들에 있어서, 상기 POX 스트림을 처리하기 위한 요소들의 선택적이 배치들이 이용될 수 있다. 예시적인 실시예에 있어서, 도 2에는 선택적인 배치가 도시되며, 여기서 상기 POX 생성물은 상기 동력 생산 시스템을 위한 연료 가스의 생성과 H2 및 CO의 분리되고 정제된 혼합물의 생성 모두에 이용된다. 사이드-스트림(side-stream)(90)은 애쉬 제거를 수반하는 상기 급랭된 POX 가스 스트림(55)으로부터 취해지고, 내황성 코발트계 전환 촉매(또는 다른 적합한 물질)를 가지는 촉매 전환 컨버터(converter)(91)로 통과된다. 보다 높은 온도의 출구 가스 스트림(92)은 열교환기(7) 내에서 약 60℃의 온도까지 냉각되어 스트림(73)으로 나가며, 스트림(75)으로서 열교환기(74) 내에서 냉각수에 의해 약 20℃의 온도까지 더 냉각된다. 응축된 물(78)은 분리기(separator)(77) 내에서 분리되고, 냉각된 가스 스트림(76)은 다중층 가압 교대 흡착 유닛(multi-bed pressure swing adsorption unit)(79)으로 들어간다. 분리기(77) 내에서 분리되는 물(78)은 액체 물 스트림(46)에 추가된다. 상기 가압 교대 흡착 유닛(PSA)(79)은 상기 유입 가스 스트림(76)을 약 8MPa의 압력에서 상기 유닛을 나가는 순수한 H2 또는 순수한 H2 및 CO 스트림(80) 그리고 모든 불순물들(예를 들어, H2S, COS, CS2, HCN, NH3, Hg 및 다른 미량의 성분들) 뿐만 아니라 H2, CO, CO2, CH4 및 H2O의 일부 결합을 함유하는 폐기 가스 스트림(93)으로 분리하도록 설계된다. 상기 불순물들의 분리는 상기 H2 또는 H2 및 CO 생성물 스트림(80) 내의 이들 성분들의 농도가 1ppm 아래가 되게 한다. 이러한 배치는 상기 PSA 유닛(79)으로 통과될 때에 상기 8MPa의 생성물 스트림(80) 내에 요구되는 흐름 및 요구되는 H2 대 CO 비율을 가져오는 스트림(72)을 생성하기 위해 상기 전환되고 냉각된 가스 스트림(76)과 혼합되도록 높은 농도의 CO을 함유하는 냉각된 POX 가스의 스트림(83)을 사용한다. 순수한 H2가 요구될 경우에 스트림(83)은 영(zero)이 된다. 0.12MPa의 압력의 상기 PSA(79)로부터의 폐기 가스 스트림(93)은 다중 스테이지 중간 냉각 압축기(81) 내에서 약 8MPa의 압력까지 압축되며, 상기 배출 스트림(82)은 압축되고 상기 동력 생산 시스템 연소기(14)로 통과되는 상기 연료 가스 스트림(47)에 추가된다(도 1 참조). 전체 연료 가스 스트림은 약 30.5MPa의 압력까지 압축기(10) 내에서 압축되며, 결과적인 고압의 연료 가스 스트림(48)은 레큐퍼레이터 열교환기(12)를 통해 상기 동력 생산 시스템 연소기(14)로 보내진다(도 1 참조). 이러한 배치는 상기 동력 생산 시스템 연소기(14) 내에서 이들이 산화되는 상기 동력 생산 시스템으로의 모든 석탄 및 POX 유래 불순물들의 전달을 보장한다. 다양한 실시예들에 있어서, 상기 전환 반응에서 추가적인 물의 소모는 반응식 (9)에 따라 진행될 수 있으며, 작은 추가적인 보충 흐름을 요구할 수 있다.
H2O＋CO＝CO2＋H2 (9)
앞서 볼 수 있는 바와 같이, 본 발명은 특히 부분 산화(POX) 시스템 및 동력 생산 시스템(PPS)의 결합을 이용한 동력의 생산을 위한 프로세스들을 제공할 수 있다. 상기 프로세스들은 여기에 설명되는 프로세스 단계들의 임의의 결합을 통한 구현을 통하여 정의될 수 있다.
본 발명은 또한 부분 산화(POX) 시스템 및 동력 생산 시스템(PPS)을 포함하는 동력 생산 유닛을 제공할 수 있다. 상기 유닛은 다음의 구성 요소들 중의 임의의 것을 포함할 수 있다. POX 반응기; POX 스크러버 또는 다른 여과 유닛; POX 열교환기; POX 물 분리기; POX 산성 가스 제거 시스템; POX 압축기; PPS 연소기; PPS 터빈; PPS 레큐퍼레이터 열교환기; PPS 분리기; PPS 압축기; 고체 연료 공급 시스템; 전환 반응기; 황화카르보닐(carbonyl sulfide: COS) 가수분해 반응기; 탈황 유닛; 활성화 흡착 유닛; 촉매 메탄화 시스템; 그리고 상기 POX 열교환기 및 상기 PPS 열교환기 사이의 밀폐 열전달 루프. 상술한 사항들 이외에도, 상기 동력 생산 유닛은 상기 구성 요소들 사이에 유체의 유동을 제공하도록 전술한 구성 요소들 중의 임의의 것을 상호 연결하는 유동 라인(flow line)들을 포함할 수 있으며, 상기 동력 생산 유닛은 각각의 구성 요소들 사이에 유체의 유동이 가능하도록 필요한 경우에 밸브들, 커넥터들 및 컨트롤러들을 포함할 수 있다. 또한, 앞서의 구성 요소들이 여기에 설명되는 바와 같이 상기 동력 생산 유닛의 동작 동안에 내부의 유체들의 유동 및 이들로부터의 유체들의 유동을 위한 유입구들 및 유출구들을 포함하게 되는 점이 이해될 것이다. 마찬가지로, 다양한 구성 요소들(또는 이들의 유입구들 및/또는 유출구들)이 대부분 유체 연통되는 것으로 설명되지만, 상기 유체 연통이 상기 구성 요소들(또는 이들의 유입구들/유출구들) 사이에 개재되는 유동 라인들의 존재뿐만 아니라 상기 구성 요소들 사이에 개재되는 하나 또는 그 이상의 다른 구성 요소들의 존재를 포함할 수 있는 점이 이해될 것이다. 또한, 유동하는 유체들을 처리하는 복수의 구성 요소들을 구비하는 동력 생산 유닛에서, 특정 구성 요소들이 다른 각각의 구성 요소들의 업스트림(upstream) 및/또는 다른 각각의 구성 요소들의 다운 스트림(downstream)에 있는 것으로 여겨질 수 있는 점이 이해될 것이다. 또 다른 각각의 구성 요소로부터의 구성 요소 업스트림 및/또는 다운스트림의 위치 결정은 첨부된 도면들로부터 최소한도로 분명해진다. 이와 같이, 제1 구성 요소가 대부분 첨부된 도면들에서 제2 구성 요소로부터 유체 흐름을 수용하지만, 상기 제1 구성 요소가 상기 제2 구성 요소로부터 업스트림에 있고, 상기 제2 구성 요소가 상기 제1 구성 요소로부터 다운스트림에 있는 점이 이해될 것이다. 마찬가지로, 상기 제2 구성 요소로부터 다운스트림인 제3 구성 요소도 마찬가지로 상기 제1 구성 요소로부터 다운스트림에 있는 것으로 여겨질 수 있으며, 이러한 관계들은 첨부된 도면들 및 여기서의 추가 설명들로부터 명백하다.
여기에 개시되는 시스템들과 방법들의 요소들을 포괄하는 다양한 실시예들에 있어서, 개시된 시스템들과 방법들의 전체적인 효율은 50%(대표적인 터빈 및 압축기 효율들과 열교환기 온도 차이들 및 압력 강하들로의 저위 발열량(LHV) 기준으로) 보다 크다. 또한, CCS는 모든 다른 연료, POX 및 연소 유래 불순물들의 실질적으로 완전한 제거와 함께 동시에 제공된다. 상기 연료 스트림(21) 내의 탄소로부터 유래되는 과잉의 CO2는 30.5MPa의 스트림(71)으로서 순환하는 CO2 시스템으로부터 제거된다(도 1 참조). 이는 상기 시스템들과 방법들이 약 15MPa 또는 그 이상, 약 20MPa 또는 그 이상, 약 25MPa 또는 그 이상, 혹은 약 30MPa 또는 그 이상의 압력에서 실질적으로 모든 연료 유래의 CO2를 제공하도록 조정될 수 있는 것을 가능하게 할 수 있다. 이러한 높은 효율은 알람 등에게 허여된 미국 특허 제8,596,075호에 기재되어 있는 바와 같이 상업적으로 입수 가능한 POX 반응기 시스템들 및 고압의 CO2 동작 유체 동력 사이클과 같은 것을 이용하여 낮은 비용의 시스템으로 유리하게 구현될 수 있다. 비교 예로서, CO2 포집 및 파이프라인 압력까지의 압축을 구비하는 현재의 상업적인 석탄 기반의 가스화 복합 사이클(IGCC) 발전 시스템들은 비교에 기초하여 단지 34% 내지 39%의 효율들을 나타내었으며, 훨씬 큰 자본 비용이 소요된다.
본 발명의 많은 변형들과 다른 실시예들은 앞서의 설명들 및 관련 도면들에서 제시된 교시들의 이점을 가지는 것으로 본 발명이 속하는 해당 기술 분야의 숙련자에게 이해될 것이다. 이에 따라, 본 발명이 개시된 특정한 실시예들에 한정되는 것은 아니며, 변형들과 다른 실시예들도 첨부된 특허청구범위의 범주 내에 속하도록 의도된 점이 이해될 것이다. 비록 특정 용어들이 여기에 사용되지만, 이들 용어들은 일반적이고 서술적인 의미로만 사용되며, 제한적인 목적으로 사용되는 것은 아니다.

Claims (30)

  1. 부분 산화(POX) 시스템 및 동력 생산 시스템(PPS)의 결합을 이용한 동력의 생산을 위한 프로세스에 있어서,
    제1 온도에서 연료를 부분적으로 산화시키고, 연료 가스를 포함하는 POX 스트림을 형성하기에 충분한 조건들 하에서 POX 반응기 내에서 고체 또는 액체 연료 및 산소를 결합시키는 단계;
    상기 연료 가스를 포함하는 POX 스트림으로부터 상기 연료 가스의 일부를 형성하지 않는 임의의 고체 성분들 또는 기체 성분들의 적어도 일부를 제거하는 단계;
    상기 연료 가스를 포함하는 POX 스트림의 일부를 황화카르보닐(COS)을 H2S로 전환시키도록 조정된 황화카르보닐(COS) 가수분해 반응기 내에서 처리하는 단계;
    상기 황화카르보닐(COS) 가수분해 반응기로부터의 상기 연료 가스를 포함하는 POX 스트림을 POX 열교환기 내에서 보다 낮은 제2 온도까지 냉각하는 단계;
    임의의 액체 물 및 산성 가스들의 적어도 일부를 제거하여 상기 연료 가스를 포함하는 POX 스트림을 정제하고, 이에 따라 상기 연료 가스의 스트림을 형성하는 단계;
    상기 연료 가스의 스트림을 약 12MPa 또는 그 이상의 압력까지 압축하는 단계;
    적어도 약 10MPa의 압력 및 적어도 약 800℃의 온도에서 연소 생성물 스트림을 형성하도록 상기 연료 가스의 스트림을 PPS 연소기 내에서 연소시키는 단계;
    동력을 발생시키고, 팽창된 PPS 연소 생성물 스트림을 형성하도록 상기 연소 생성물 스트림을 PPS 터빈에 걸쳐 팽창시키는 단계;
    상기 팽창된 PPS 연소 생성물 스트림을 PPS 레큐퍼레이터(recuperator) 열교환기로 통과시키고, 이에 따라 상기 PPS 연소 생성물 스트림으로부터 열을 회수하며, 냉각된 PPS 연소 생성물 스트림을 형성하는 단계;
    재순환 CO2 스트림을 형성하도록 상기 냉각된 PPS 연소 생성물 스트림으로부터 하나 또는 그 이상의 불순물들의 적어도 일부를 제거하는 단계; 및
    압축된 재순환 CO2 스트림을 형성하도록 상기 재순환 CO2 스트림을 PPS 압축기 내에서 가압하는 단계를 포함하는 것을 특징으로 하는 프로세스.
  2. 제 1 항에 있어서, 상기 POX 반응기는 가스화기(gasifier)인 것을 특징으로 하는 프로세스.
  3. 제 1 항에 있어서, 상기 POX 반응기는 유동층(fluidized bed) 반응기인 것을 특징으로 하는 프로세스.
  4. 제 1 항에 있어서, 상기 POX 반응기는 촉매(catalyzed) 반응기인 것을 특징으로 하는 프로세스.
  5. 제 1 항에 있어서, 상기 연료 가스를 포함하는 POX 스트림을 상기 POX 열교환기 내에서 냉각하기 이전에 상기 연료 가스를 포함하는 POX 스트림의 온도를 상기 제1 온도보다 낮고, 상기 제2 온도보다 높은 온도까지 감소시키는 단계를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 프로세스.
  6. 제 5 항에 있어서, 상기 연료 가스를 포함하는 POX 스트림의 온도를 감소시키는 단계는 급랭 유체를 상기 POX 반응기에 추가하는 단계를 포함하는 것을 특징으로 하는 프로세스.
  7. 제 6 항에 있어서, 상기 급랭 유체는 물 및 CO2의 하나 또는 모두를 포함하는 것을 특징으로 하는 프로세스.
  8. 제 1 항에 있어서, 상기 압축하는 단계 후 및 상기 연소시키는 단계 전에 상기 연료 가스의 스트림을 가열하는 단계를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 프로세스.
  9. 제 8 항에 있어서, 상기 연료 가스의 스트림을 가열하는 단계는 상기 연료 가스의 스트림을 상기 PPS 레큐퍼레이터 열교환기로 통과시키는 단계를 포함하는 것을 특징으로 하는 프로세스.
  10. 제 1 항에 있어서, 증기 및 CO2의 하나 또는 모두를 상기 POX 반응기 내로 제공하는 단계를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 프로세스.
  11. 제 1 항에 있어서, 상기 POX 열교환기는 상기 압축된 재순환 CO2 스트림의 일부; 가압된 물의 스트림; 질소 스트림; 가압된 O2 및 CO2의 스트림; 및 상기 연료 가스의 스트림의 하나 또는 그 이상에 대해 상기 연료 가스를 포함하는 POX 스트림으로부터 열을 회수하도록 구성되는 것을 특징으로 하는 프로세스.
  12. 제 1 항에 있어서, 상기 연료 가스를 포함하는 POX 스트림의 일부를 H2 및 CO2의 혼합물을 CO 및 H2O의 혼합물로 전환시키도록 구성되거나, CO 및 H2O의 혼합물을 H2 및 CO2의 혼합물로 전환시키도록 구성되는 전환 반응기(shift reactor)로 통과시키는 단계를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 프로세스.
  13. 제 12 항에 있어서, 혼합물을 형성하도록 상기 연료 가스를 포함하는 POX 스트림의 일부를 상기 재순환 CO2 스트림의 일부와 혼합시키며, 상기 혼합물을 상기 전환 반응기 내에서 처리하는 단계를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 프로세스.
  14. 제 13 항에 있어서, 상기 전환 반응기는 역 수성 가스 전환(WGS) 반응기인 것을 특징으로 하는 프로세스.
  15. 제 1 항에 있어서, 상기 연료 가스를 포함하는 POX 스트림의 일부를 상기 연료 가스 스트림을 포함하는 POX 스트림으로부터 H2S, COS 및 중금속들의 하나 또는 그 이상을 제거하도록 구성되는 보온 탈황 유닛(desulfurization unit)으로 통과시키는 단계를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 프로세스.
  16. 제 1 항에 있어서, 상기 연료 가스를 포함하는 POX 스트림의 적어도 일부를 상기 연료 가스를 포함하는 POX 스트림으로부터 수은을 제거하도록 구성되는 활성화 흡착(activated adsorption) 시스템으로 통과시키는 단계를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 프로세스.
  17. 제 1 항에 있어서, 상기 연료 가스를 포함하는 POX 스트림의 적어도 일부를 상기 연료 가스의 스트림 내에 존재하는 임의의 H2S의 적어도 일부 및 임의의 CO2의 적어도 일부의 하나 또는 모두를 분리하도록 구성되는 산성 가스 제거 유닛으로 통과시키는 단계를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 프로세스.
  18. 제 1 항에 있어서, 상기 연료 가스의 스트림의 적어도 일부를 CO 및 H2를 CH4 및 H2O로 전환시키도록 구성되는 촉매 메탄화(catalytic methanation) 시스템으로 통과시키는 단계를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 프로세스.
  19. 제 1 항에 있어서, 상기 압축된 재순환 CO2 스트림의 적어도 일부는 상기 PPS 레큐퍼레이터 열교환기 내에서 가열되고, 상기 PPS 연소기로 통과되는 것을 특징으로 하는 프로세스.
  20. 제 1 항에 있어서, 상기 압축된 재순환 CO2 스트림의 일부는 상기 POX 열교환기로 통과되는 것을 특징으로 하는 프로세스.
  21. 제 20 항에 있어서, 상기 압축된 재순환 CO2 스트림은 상기 POX 열교환기를 나가며, 상기 PPS 레큐퍼레이터 열교환기로 통과되는 것을 특징으로 하는 프로세스.
  22. 제 1 항에 있어서, 상기 압축된 재순환 CO2 스트림의 일부는 상기 POX 반응기로 통과되는 것을 특징으로 하는 프로세스.
  23. 제 1 항에 있어서, 상기 압축된 재순환 CO2 스트림의 일부는 상기 POX 반응기 내에서 상기 고체 또는 액체 연료를 상기 산소와 결합시키기 이전에 상기 고체 또는 액체 연료와 결합되는 것을 특징으로 하는 프로세스.
  24. 제 1 항에 있어서, 상기 고체 또는 액체 연료는 액체 또는 초임계의 CO2와 결합되는 고체 연료로 형성되는 연료 슬러리를 포함하는 것을 특징으로 하는 프로세스.
  25. 부분 산화(POX) 시스템 및 동력 생산 시스템(PPS)을 포함하는 동력 생산 유닛에 있어서,
    POX 반응기;
    상기 POX 반응기의 유출구와 유체 연통되는 유입구를 포함하는 POX 스크러버 유닛(scrubber unit);
    상기 POX 스크러버 유닛의 유출구와 유체 연통되는 유입구를 포함하는 황화카르보닐(COS) 가수분해 반응기;
    상기 황화카르보닐(COS) 가수분해 반응기의 유출구와 유체 연통되는 유입구를 포함하는 POX 열교환기;
    상기 POX 열교환기의 유출구와 유체 연통되는 유입구를 포함하는 POX 물 분리기;
    상기 물 분리기의 유출구와 유체 연통되는 유입구를 포함하는 POX 산성 가스 제거 시스템;
    상기 산성 가스 제거 시스템의 유출구와 유체 연통되는 유입구를 포함하는 POX 압축기;
    상기 POX 압축기의 유출구와 유체 연통되는 유입구를 포함하고, 그로부터 연료 가스를 수용하도록 구성되는 PPS 연소기;
    상기 PPS 연소기의 유출구와 유체 연통되는 유입구를 포함하고, 그로부터 연소 생성물 스트림을 수용하도록 구성되는 PPS 터빈;
    상기 PPS 터빈의 유출구와 유체 연통되는 유입구를 포함하는 PPS 레큐퍼레이터 열교환기;
    상기 PPS 레큐퍼레이터 열교환기의 유출구와 유체 연통되는 유입구를 포함하는 PPS 분리기; 및
    상기 PPS 분리기의 유출구와 유체 연통되는 유입구를 포함하는 PPS 압축기를 포함하는 것을 특징으로 하는 동력 생산 유닛.
  26. 제 25 항에 있어서,
    고체 연료 공급 시스템;
    전환 반응기;
    탈황 유닛;
    활성화 흡착 유닛; 및
    촉매 메탄화 시스템의 하나 또는 그 이상을 더 포함하는 것을 특징으로 하는 동력 생산 유닛.
  27. 제 25 항에 있어서, 상기 POX 열교환기 및 상기 PPS 레큐퍼레이터 열교환기 사이에 밀폐 열전달 루프를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 동력 생산 유닛.
  28. 제 25 항에 있어서,
    상기 POX 물 분리기는 상기 POX 반응기의 유입구와 유체 연통되는 유출구를 포함하고;
    상기 PPS 압축기는 상기 POX 열교환기의 유입구와 유체 연통되는 유출구를 포함하며;
    상기 PPS 압축기는 상기 PPS 레큐퍼레이터 열교환기의 유입구와 유체 연통되는 유출구를 포함하는 조건들의 하나 또는 그 이상이 적용되는 것을 특징으로 하는 동력 생산 유닛.
  29. 제 25 항에 있어서,
    상기 PPS 압축기 및 상기 POX 열교환기 사이의 유체 연통을 위한 하나 또는 그 이상의 유동 라인들;
    상기 PPS 압축기 및 상기 PPS 레큐퍼레이터 열교환기 사이의 유체 연통을 위한 하나 또는 그 이상의 유동 라인들; 및
    상기 PPS 압축기 및 상기 POX 반응기 사이의 유체 연통을 위한 하나 또는 그 이상의 유동 라인들의 하나 또는 그 이상을 더 포함하는 것을 특징으로 하는 동력 생산 유닛.
  30. 삭제
KR1020197010375A 2016-09-13 2017-09-13 부분 산화를 이용한 동력 생산을 위한 시스템 및 방법 KR102451300B1 (ko)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201662393752P 2016-09-13 2016-09-13
US62/393,752 2016-09-13
PCT/IB2017/055538 WO2018051251A1 (en) 2016-09-13 2017-09-13 System and method for power production using partial oxidation

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20190051032A KR20190051032A (ko) 2019-05-14
KR102451300B1 true KR102451300B1 (ko) 2022-10-07

Family

ID=60153370

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020197010375A KR102451300B1 (ko) 2016-09-13 2017-09-13 부분 산화를 이용한 동력 생산을 위한 시스템 및 방법

Country Status (13)

Country Link
US (1) US10989113B2 (ko)
EP (1) EP3512925B1 (ko)
JP (1) JP7449090B2 (ko)
KR (1) KR102451300B1 (ko)
CN (1) CN110168058B (ko)
AU (1) AU2017329061B2 (ko)
BR (1) BR112019004762A2 (ko)
CA (1) CA3036311A1 (ko)
EA (1) EA039851B1 (ko)
MX (1) MX2019002888A (ko)
PL (1) PL3512925T3 (ko)
WO (1) WO2018051251A1 (ko)
ZA (1) ZA201901493B (ko)

Families Citing this family (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20180044377A (ko) * 2015-09-01 2018-05-02 8 리버스 캐피탈, 엘엘씨 내포된 이산화탄소(co2) 사이클들을 이용하는 동력 생산을 위한 시스템들 및 방법들
US11084721B2 (en) 2015-10-06 2021-08-10 Wormser Energy Solutions, Inc. Method and apparatus for adiabatic calcium looping
EP3538746A1 (en) 2016-11-09 2019-09-18 8 Rivers Capital, LLC Systems and methods for power production with integrated production of hydrogen
WO2019167021A1 (en) * 2018-03-02 2019-09-06 8 Rivers Capital, Llc Systems and methods for power production using a carbon dioxide working fluid
US11193421B2 (en) 2019-06-07 2021-12-07 Saudi Arabian Oil Company Cold recycle process for gas turbine inlet air cooling
WO2020250194A1 (en) 2019-06-13 2020-12-17 8 Rivers Capital, Llc Power production with cogeneration of further products
EP4065668A4 (en) 2019-11-25 2023-12-27 Wormser Energy Solutions, Inc. CARBONIZATION PRODUCT PREPARATION SYSTEM AND GASIFICATION REACTOR FOR ALL-STEAM GASIFICATION WITH CARBON CAPTURE
WO2023013015A1 (ja) * 2021-08-06 2023-02-09 日揮グローバル株式会社 二酸化炭素サイクル発電設備を用いた二酸化炭素回収方法および二酸化炭素回収システム
CA3238616A1 (en) 2021-11-18 2023-05-25 Rodney John Allam Method for hydrogen production
US11802496B2 (en) * 2022-03-31 2023-10-31 Southwest Research Institute Direct-fired supercritical carbon dioxide power cycle that generates power and hydrogen

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20090324462A1 (en) * 2008-06-27 2009-12-31 Greatpoint Energy, Inc. Four-Train Catalytic Gasification Systems
US20100011664A1 (en) 2008-07-16 2010-01-21 Kellogg Brown & Root Llc Systems and methods for producing substitute natural gas
US20110229382A1 (en) 2010-03-17 2011-09-22 General Electric Company System for heat integration with methanation system

Family Cites Families (190)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3376706A (en) 1965-06-28 1968-04-09 Angelino Gianfranco Method for obtaining mechanical energy from a thermal gas cycle with liquid phase compression
US3369361A (en) 1966-03-07 1968-02-20 Gale M. Craig Gas turbine power plant with sub-atmospheric spray-cooled turbine discharge into exhaust compressor
CH476208A (de) 1967-07-27 1969-07-31 Sulzer Ag Gasturbinenanlage mit CO2 als Arbeitsmittel
US3544291A (en) 1968-04-22 1970-12-01 Texaco Inc Coal gasification process
US3723345A (en) * 1969-11-21 1973-03-27 Texaco Development Corp Synthesis gas process
US3740204A (en) * 1971-05-18 1973-06-19 Texaco Inc Process for the production of methane from carbonaceous fuels
US3736745A (en) 1971-06-09 1973-06-05 H Karig Supercritical thermal power system using combustion gases for working fluid
US3816595A (en) 1971-11-15 1974-06-11 Aqua Chem Inc Method and apparatus for removing nitrogen oxides from a gas stream
CA1019775A (en) * 1972-09-08 1977-10-25 Gerald A. White Process for the production of substitute natural gas
DE2326234A1 (de) * 1973-05-23 1974-12-12 Koppers Gmbh Heinrich Verfahren zur erzeugung eines methanhaltigen gases
US3888043A (en) * 1973-06-25 1975-06-10 Texaco Inc Production of methane
DE2335659C2 (de) * 1973-07-13 1982-10-28 Krupp-Koppers Gmbh, 4300 Essen Verfahren zur Erzeugung eines methanhaltigen Gases
US3868817A (en) 1973-12-27 1975-03-04 Texaco Inc Gas turbine process utilizing purified fuel gas
US3971211A (en) 1974-04-02 1976-07-27 Mcdonnell Douglas Corporation Thermodynamic cycles with supercritical CO2 cycle topping
US3976443A (en) 1974-12-18 1976-08-24 Texaco Inc. Synthesis gas from solid carbonaceous fuel
US4132065A (en) 1977-03-28 1979-01-02 Texaco Inc. Production of H2 and co-containing gas stream and power
US4121912A (en) 1977-05-02 1978-10-24 Texaco Inc. Partial oxidation process with production of power
US4191500A (en) 1977-07-27 1980-03-04 Rockwell International Corporation Dense-phase feeder method
US4154581A (en) 1978-01-12 1979-05-15 Battelle Development Corporation Two-zone fluid bed combustion or gasification process
US4206610A (en) 1978-04-14 1980-06-10 Arthur D. Little, Inc. Method and apparatus for transporting coal as a coal/liquid carbon dioxide slurry
US4193259A (en) 1979-05-24 1980-03-18 Texaco Inc. Process for the generation of power from carbonaceous fuels with minimal atmospheric pollution
US4702747A (en) 1981-03-24 1987-10-27 Carbon Fuels Corporation Coal derived/carbon dioxide fuel slurry and method of manufacture
GB2100801B (en) 1981-06-18 1984-10-10 Air Prod & Chem Method and apparatus for compressing gas
US4522628A (en) 1981-12-16 1985-06-11 Mobil Oil Corporation Method for removing ash mineral matter of coal with liquid carbon dioxide and water
US4483691A (en) * 1982-09-30 1984-11-20 Engelhard Corporation Production of synthetic natural gas from coal gasification liquid by-products
US4498289A (en) 1982-12-27 1985-02-12 Ian Osgerby Carbon dioxide power cycle
US4524050A (en) * 1983-01-07 1985-06-18 Air Products And Chemicals, Inc. Catalytic hydrolysis of carbonyl sulfide
US4765781A (en) 1985-03-08 1988-08-23 Southwestern Public Service Company Coal slurry system
US4602483A (en) 1985-03-08 1986-07-29 Southwestern Public Service Company Coal slurry system
DE3600432A1 (de) 1985-05-21 1987-02-05 Gutehoffnungshuette Man Verfahren zum vergasen eines kohlenstoffhaltigen brennstoffs, insbesondere kohle
US4721420A (en) 1985-09-03 1988-01-26 Arthur D. Little, Inc. Pipeline transportation of coarse coal-liquid carbon dioxide slurry
GB2196016B (en) 1986-08-29 1991-05-15 Humphreys & Glasgow Ltd Clean electric power generation process
US4999995A (en) 1986-08-29 1991-03-19 Enserch International Investments Ltd. Clean electric power generation apparatus
US4765143A (en) 1987-02-04 1988-08-23 Cbi Research Corporation Power plant using CO2 as a working fluid
US4839030A (en) 1988-05-27 1989-06-13 Hri, Inc. Coal liquefaction process utilizing coal/CO2 slurry feedstream
US4957515A (en) 1988-11-03 1990-09-18 Air Products And Chemicals, Inc. Process for sulfur removal and recovery from fuel gas using physical solvent
US5175995A (en) 1989-10-25 1993-01-05 Pyong-Sik Pak Power generation plant and power generation method without emission of carbon dioxide
US5247791A (en) 1989-10-25 1993-09-28 Pyong S. Pak Power generation plant and power generation method without emission of carbon dioxide
JP2954972B2 (ja) 1990-04-18 1999-09-27 三菱重工業株式会社 ガス化ガス燃焼ガスタービン発電プラント
US5353721A (en) 1991-07-15 1994-10-11 Manufacturing And Technology Conversion International Pulse combusted acoustic agglomeration apparatus and process
US5421166A (en) 1992-02-18 1995-06-06 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated air separation plant-integrated gasification combined cycle power generator
JPH08501605A (ja) 1992-05-29 1996-02-20 クワエネル パルピング テクノロイース アーベー 可燃ガスからのエネルギの回収方法
US5295350A (en) 1992-06-26 1994-03-22 Texaco Inc. Combined power cycle with liquefied natural gas (LNG) and synthesis or fuel gas
NL9201179A (nl) 1992-07-02 1994-02-01 Tno Werkwijze voor het regeneratief verwijderen van kooldioxide uit gasstromen.
SE9202155L (sv) 1992-07-13 1993-08-16 Bal Ab Kombinerad foerbraennings- och avgasreningsanlaeggning
US6289666B1 (en) 1992-10-27 2001-09-18 Ginter Vast Corporation High efficiency low pollution hybrid Brayton cycle combustor
US5937652A (en) 1992-11-16 1999-08-17 Abdelmalek; Fawzy T. Process for coal or biomass fuel gasification by carbon dioxide extracted from a boiler flue gas stream
US5319924A (en) 1993-04-27 1994-06-14 Texaco Inc. Partial oxidation power system
US5415673A (en) 1993-10-15 1995-05-16 Texaco Inc. Energy efficient filtration of syngas cooling and scrubbing water
US5345756A (en) * 1993-10-20 1994-09-13 Texaco Inc. Partial oxidation process with production of power
US5417052A (en) 1993-11-05 1995-05-23 Midwest Research Institute Hybrid solar central receiver for combined cycle power plant
DE4407619C1 (de) 1994-03-08 1995-06-08 Entec Recycling Und Industriea Verfahren zur schadstoffarmen Umwandlung fossiler Brennstoffe in technische Arbeit
JPH10505145A (ja) 1994-08-25 1998-05-19 クリーン エナジー システムズ， インコーポレイテッド 汚染を減少した動力発生システム及びそのためのガス発生機
US5641327A (en) * 1994-12-02 1997-06-24 Leas; Arnold M. Catalytic gasification process and system for producing medium grade BTU gas
GB9425691D0 (en) 1994-12-20 1995-02-22 Boc Group Plc A combustion apparatus
US5595059A (en) 1995-03-02 1997-01-21 Westingthouse Electric Corporation Combined cycle power plant with thermochemical recuperation and flue gas recirculation
US6170264B1 (en) 1997-09-22 2001-01-09 Clean Energy Systems, Inc. Hydrocarbon combustion power generation system with CO2 sequestration
US5724805A (en) 1995-08-21 1998-03-10 University Of Massachusetts-Lowell Power plant with carbon dioxide capture and zero pollutant emissions
ES2127113B1 (es) * 1996-07-11 1999-11-16 Univ De Salmanca Procedimiento para la regeneracion de catalizadores y materiales adsorbentes.
US5906806A (en) 1996-10-16 1999-05-25 Clark; Steve L. Reduced emission combustion process with resource conservation and recovery options "ZEROS" zero-emission energy recycling oxidation system
EP0859136A1 (en) 1997-02-17 1998-08-19 N.V. Kema Gas turbine with energy recovering
NO308400B1 (no) 1997-06-06 2000-09-11 Norsk Hydro As Kraftgenereringsprosess omfattende en forbrenningsprosess
GB9801200D0 (en) 1998-01-20 1998-03-18 Air Prod & Chem Intergration of a cryogenic air separator with synthesis gas production and conversion
DE59811106D1 (de) 1998-02-25 2004-05-06 Alstom Technology Ltd Baden Kraftwerksanlage und Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage mit einem CO2-Prozess
EP0949405B1 (en) 1998-04-07 2006-05-31 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Turbine plant
DK0953748T3 (da) 1998-04-28 2004-06-07 Alstom Switzerland Ltd Kraftværksanlæg med en CO2-proces
US6148602A (en) 1998-08-12 2000-11-21 Norther Research & Engineering Corporation Solid-fueled power generation system with carbon dioxide sequestration and method therefor
WO2000016261A1 (en) 1998-09-15 2000-03-23 Phase One A/S A method and a system for processing images
JP2000120447A (ja) 1998-10-12 2000-04-25 Toshiba Corp 火力発電プラント
US6306917B1 (en) 1998-12-16 2001-10-23 Rentech, Inc. Processes for the production of hydrocarbons, power and carbon dioxide from carbon-containing materials
US6199364B1 (en) 1999-01-22 2001-03-13 Alzeta Corporation Burner and process for operating gas turbines with minimal NOx emissions
US6209307B1 (en) 1999-05-05 2001-04-03 Fpl Energy, Inc. Thermodynamic process for generating work using absorption and regeneration
US6202574B1 (en) 1999-07-09 2001-03-20 Abb Alstom Power Inc. Combustion method and apparatus for producing a carbon dioxide end product
JP4094185B2 (ja) 1999-08-24 2008-06-04 三井造船株式会社 冷熱利用発電システム
NL1013804C2 (nl) 1999-12-09 2001-06-12 Wouter Willem Van De Waal Milieuvriendelijke werkwijze voor het opwekken van energie uit aardgas.
US6196000B1 (en) 2000-01-14 2001-03-06 Thermo Energy Power Systems, Llc Power system with enhanced thermodynamic efficiency and pollution control
GB0005374D0 (en) 2000-03-06 2000-04-26 Air Prod & Chem Apparatus and method of heating pumped liquid oxygen
DE10016079A1 (de) 2000-03-31 2001-10-04 Alstom Power Nv Verfahren zum Entfernen von Kohlendioxid aus dem Abgas einer Gasturbinenanlage sowie Vorrichtung zur Durchführung des Verfahrens
CA2409700C (en) 2000-05-12 2010-02-09 Clean Energy Systems, Inc. Semi-closed brayton cycle gas turbine power systems
SE518487C2 (sv) 2000-05-31 2002-10-15 Norsk Hydro As Metod att driva en förbränningsanläggning samt en förbränningsanläggning
US6333015B1 (en) 2000-08-08 2001-12-25 Arlin C. Lewis Synthesis gas production and power generation with zero emissions
GB0025552D0 (en) 2000-10-18 2000-11-29 Air Prod & Chem Process and apparatus for the generation of power
DE10064270A1 (de) 2000-12-22 2002-07-11 Alstom Switzerland Ltd Verfahren zum Betrieb einer Gasturbinenanlage sowie eine diesbezügliche Gasturbinenanlage
FR2819584B1 (fr) 2001-01-12 2003-03-07 Air Liquide Procede integre de separation d'air et de generation d'energie et installation pour la mise en oeuvre d'un tel procede
FR2819583B1 (fr) 2001-01-12 2003-03-07 Air Liquide Procede integre de separation d'air et de generation d'energie et installation pour la mise en oeuvre d'un tel procede
US6532743B1 (en) 2001-04-30 2003-03-18 Pratt & Whitney Canada Corp. Ultra low NOx emissions combustion system for gas turbine engines
DE50207526D1 (de) 2001-10-01 2006-08-24 Alstom Technology Ltd Verfahren und vorrichtung zum anfahren von emissionsfreien gasturbinenkraftwerken
WO2003049122A2 (en) 2001-12-03 2003-06-12 Clean Energy Systems, Inc. Coal and syngas fueled power generation systems featuring zero atmospheric emissions
JP3814206B2 (ja) 2002-01-31 2006-08-23 三菱重工業株式会社 二酸化炭素回収プロセスの排熱利用方法
US7284362B2 (en) 2002-02-11 2007-10-23 L'Air Liquide, Société Anonyme à Directoire et Conseil de Surveillance pour l'Étude et l'Exploitation des Procedes Georges Claude Integrated air separation and oxygen fired power generation system
US6871502B2 (en) 2002-02-15 2005-03-29 America Air Liquide, Inc. Optimized power generation system comprising an oxygen-fired combustor integrated with an air separation unit
US6532745B1 (en) 2002-04-10 2003-03-18 David L. Neary Partially-open gas turbine cycle providing high thermal efficiencies and ultra-low emissions
NO20023050L (no) 2002-06-21 2003-12-22 Fleischer & Co Fremgangsmåte samt anlegg for utf degree relse av fremgangsmåten
US20040011057A1 (en) 2002-07-16 2004-01-22 Siemens Westinghouse Power Corporation Ultra-low emission power plant
US6820689B2 (en) 2002-07-18 2004-11-23 Production Resources, Inc. Method and apparatus for generating pollution free electrical energy from hydrocarbons
US6802178B2 (en) 2002-09-12 2004-10-12 The Boeing Company Fluid injection and injection method
US6775987B2 (en) 2002-09-12 2004-08-17 The Boeing Company Low-emission, staged-combustion power generation
US6877322B2 (en) 2002-09-17 2005-04-12 Foster Wheeler Energy Corporation Advanced hybrid coal gasification cycle utilizing a recycled working fluid
US7303597B2 (en) 2002-10-15 2007-12-04 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Method and apparatus for continuously feeding and pressurizing a solid material into a high pressure system
EP1561010B1 (en) 2002-11-08 2012-09-05 Alstom Technology Ltd Gas turbine power plant and method of operating the same
US7191587B2 (en) 2002-11-13 2007-03-20 American Air Liquide, Inc. Hybrid oxygen-fired power generation system
WO2004046523A2 (en) 2002-11-15 2004-06-03 Clean Energy Systems, Inc. Low pollution power generation system with ion transfer membrane air separation
US6898936B1 (en) 2002-12-04 2005-05-31 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Compression stripping of flue gas with energy recovery
US7007474B1 (en) 2002-12-04 2006-03-07 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Energy recovery during expansion of compressed gas using power plant low-quality heat sources
EP1429000A1 (de) 2002-12-09 2004-06-16 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren und Vorrichtung zum Betrieb einer Gasturbine mit einer fossilbefeuerten Brennkammer
US6993912B2 (en) 2003-01-23 2006-02-07 Pratt & Whitney Canada Corp. Ultra low Nox emissions combustion system for gas turbine engines
WO2004081479A2 (en) 2003-03-10 2004-09-23 Clean Energy Systems, Inc. Reheat heat exchanger power generation systems
US7074033B2 (en) 2003-03-22 2006-07-11 David Lloyd Neary Partially-open fired heater cycle providing high thermal efficiencies and ultra-low emissions
US7007486B2 (en) 2003-03-26 2006-03-07 The Boeing Company Apparatus and method for selecting a flow mixture
GB2401403B (en) 2003-05-08 2006-05-31 Rolls Royce Plc Carbon dioxide recirculation
US7192569B2 (en) 2003-06-30 2007-03-20 Pratt & Whitney Hydrogen generation with efficient byproduct recycle
WO2005031136A1 (en) 2003-09-30 2005-04-07 Bhp Billiton Innovation Pty Ltd Power generation
US7469544B2 (en) 2003-10-10 2008-12-30 Pratt & Whitney Rocketdyne Method and apparatus for injecting a fuel into a combustor assembly
US7017329B2 (en) 2003-10-10 2006-03-28 United Technologies Corporation Method and apparatus for mixing substances
US7124589B2 (en) 2003-12-22 2006-10-24 David Neary Power cogeneration system and apparatus means for improved high thermal efficiencies and ultra-low emissions
US7111463B2 (en) 2004-01-23 2006-09-26 Pratt & Whitney Rocketdyne Inc. Combustion wave ignition for combustors
FR2867463B1 (fr) 2004-03-15 2007-05-11 Commissariat Energie Atomique Alimentation en solide de granulometrie variable d'un dispositif sous pression
WO2005100754A2 (en) 2004-04-16 2005-10-27 Clean Energy Systems, Inc. Zero emissions closed rankine cycle power system
EP1737565A4 (en) * 2004-04-22 2010-11-03 Fluor Tech Corp COS CLAUS CONFIGURATIONS AND METHODS
CN101027522B (zh) 2004-05-19 2010-08-18 创新能量公司 燃烧方法和装置
US7547419B2 (en) 2004-06-16 2009-06-16 United Technologies Corporation Two phase injector for fluidized bed reactor
US7360639B2 (en) 2004-06-16 2008-04-22 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Hot rotary screw pump
DE102004039164A1 (de) 2004-08-11 2006-03-02 Alstom Technology Ltd Verfahren zur Erzeugung von Energie in einer eine Gasturbine umfassenden Energieerzeugungsanlage sowie Energieerzeugungsanlage zur Durchführung des Verfahrens
US7459131B2 (en) 2004-08-16 2008-12-02 United Technologies Corporation Reduced temperature regernerating/calcining apparatus for hydrogen generation
US7402188B2 (en) 2004-08-31 2008-07-22 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Method and apparatus for coal gasifier
JP2006125767A (ja) 2004-10-29 2006-05-18 Tokyo Institute Of Technology 熱交換器
US7736599B2 (en) 2004-11-12 2010-06-15 Applied Materials, Inc. Reactor design to reduce particle deposition during process abatement
EP1657409A1 (en) 2004-11-15 2006-05-17 Elsam A/S A method of and an apparatus for producing electrical power
EP1669572A1 (en) 2004-12-08 2006-06-14 Vrije Universiteit Brussel Process and installation for producing electric power
JP2008522634A (ja) 2004-12-13 2008-07-03 エフ．ホフマン−ラ ロシュ アーゲー ２型糖尿病に関連した単一ヌクレオチド多型（ｓｎｐ）
US7547423B2 (en) 2005-03-16 2009-06-16 Pratt & Whitney Rocketdyne Compact high efficiency gasifier
EP1871993A1 (en) 2005-04-05 2008-01-02 Sargas AS Low co2 thermal powerplant
US7717046B2 (en) 2005-04-29 2010-05-18 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. High pressure dry coal slurry extrusion pump
US8196848B2 (en) 2005-04-29 2012-06-12 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Gasifier injector
CA2610808A1 (en) 2005-06-03 2006-12-07 Plasco Energy Group Inc. A system for the conversion of coal to a gas of a specified composition
US7827794B1 (en) 2005-11-04 2010-11-09 Clean Energy Systems, Inc. Ultra low emissions fast starting power plant
US7416716B2 (en) 2005-11-28 2008-08-26 Air Products And Chemicals, Inc. Purification of carbon dioxide
US7634915B2 (en) 2005-12-13 2009-12-22 General Electric Company Systems and methods for power generation and hydrogen production with carbon dioxide isolation
NO332159B1 (no) 2006-01-13 2012-07-09 Nebb Technology As Fremgangsmate og anlegg for energieffektiv oppfanging og utskillelse av CO2 fra en gassfase
US7950243B2 (en) 2006-01-16 2011-05-31 Gurin Michael H Carbon dioxide as fuel for power generation and sequestration system
US8075646B2 (en) 2006-02-09 2011-12-13 Siemens Energy, Inc. Advanced ASU and HRSG integration for improved integrated gasification combined cycle efficiency
US7736400B2 (en) * 2006-02-14 2010-06-15 Gas Technology Institute Plasma assisted conversion of carbonaceous materials into a gas
US7665291B2 (en) 2006-04-04 2010-02-23 General Electric Company Method and system for heat recovery from dirty gaseous fuel in gasification power plants
US7387197B2 (en) 2006-09-13 2008-06-17 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Linear tractor dry coal extrusion pump
US7722690B2 (en) 2006-09-29 2010-05-25 Kellogg Brown & Root Llc Methods for producing synthesis gas
US7827778B2 (en) 2006-11-07 2010-11-09 General Electric Company Power plants that utilize gas turbines for power generation and processes for lowering CO2 emissions
US20080115500A1 (en) 2006-11-15 2008-05-22 Scott Macadam Combustion of water borne fuels in an oxy-combustion gas generator
CN104445077A (zh) 2006-12-16 2015-03-25 克里斯多佛·J·帕皮雷 消耗二氧化碳产生热量以协助零排放发电
US7740671B2 (en) 2006-12-18 2010-06-22 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Dump cooled gasifier
US20100175320A1 (en) 2006-12-29 2010-07-15 Pacific Renewable Fuels Llc Energy efficient system and process for the continuous production of fuels and energy from syngas
US7934383B2 (en) 2007-01-04 2011-05-03 Siemens Energy, Inc. Power generation system incorporating multiple Rankine cycles
US7553463B2 (en) 2007-01-05 2009-06-30 Bert Zauderer Technical and economic optimization of combustion, nitrogen oxides, sulfur dioxide, mercury, carbon dioxide, coal ash and slag and coal slurry use in coal fired furnaces/boilers
AT504863B1 (de) 2007-01-15 2012-07-15 Siemens Vai Metals Tech Gmbh Verfahren und anlage zur erzeugung von elektrischer energie in einem gas- und dampfturbinen (gud) - kraftwerk
US7819951B2 (en) 2007-01-23 2010-10-26 Air Products And Chemicals, Inc. Purification of carbon dioxide
US7850763B2 (en) 2007-01-23 2010-12-14 Air Products And Chemicals, Inc. Purification of carbon dioxide
US8088196B2 (en) 2007-01-23 2012-01-03 Air Products And Chemicals, Inc. Purification of carbon dioxide
US7731783B2 (en) 2007-01-24 2010-06-08 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Continuous pressure letdown system
US8771604B2 (en) 2007-02-06 2014-07-08 Aerojet Rocketdyne Of De, Inc. Gasifier liner
US20080190214A1 (en) 2007-02-08 2008-08-14 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Cut-back flow straightener
US7826054B2 (en) 2007-05-04 2010-11-02 Pratt & Whitney Rocketdyne, Inc. Fuel cell instrumentation system
US7874140B2 (en) 2007-06-08 2011-01-25 Foster Wheeler North America Corp. Method of and power plant for generating power by oxyfuel combustion
US8850789B2 (en) 2007-06-13 2014-10-07 General Electric Company Systems and methods for power generation with exhaust gas recirculation
CA2700135C (en) 2007-09-18 2015-05-12 Vast Power Portfolio, Llc Heavy oil recovery with fluid water and carbon dioxide
US20090260585A1 (en) 2008-04-22 2009-10-22 Foster Wheeler Energy Corporation Oxyfuel Combusting Boiler System and a Method of Generating Power By Using the Boiler System
US20090301054A1 (en) 2008-06-04 2009-12-10 Simpson Stanley F Turbine system having exhaust gas recirculation and reheat
US20100018218A1 (en) 2008-07-25 2010-01-28 Riley Horace E Power plant with emissions recovery
US8806849B2 (en) 2008-07-30 2014-08-19 The University Of Wyoming System and method of operating a power generation system with an alternative working fluid
US20100024433A1 (en) 2008-07-30 2010-02-04 John Frederick Ackermann System and method of operating a gas turbine engine with an alternative working fluid
US20100024378A1 (en) 2008-07-30 2010-02-04 John Frederick Ackermann System and method of operating a gas turbine engine with an alternative working fluid
KR101330894B1 (ko) * 2008-09-19 2013-11-18 그레이트포인트 에너지, 인크. 차르 메탄화 촉매를 사용한 기체화 방법
AU2010217812B2 (en) 2009-02-26 2014-06-26 8 Rivers Capital, Llc Apparatus and method for combusting a fuel at high pressure and high temperature, and associated system and device
US9068743B2 (en) 2009-02-26 2015-06-30 8 Rivers Capital, LLC & Palmer Labs, LLC Apparatus for combusting a fuel at high pressure and high temperature, and associated system
US8986002B2 (en) 2009-02-26 2015-03-24 8 Rivers Capital, Llc Apparatus for combusting a fuel at high pressure and high temperature, and associated system
US8596075B2 (en) * 2009-02-26 2013-12-03 Palmer Labs, Llc System and method for high efficiency power generation using a carbon dioxide circulating working fluid
US8769961B2 (en) 2009-04-17 2014-07-08 Gtlpetrol Llc Generating power from natural gas with carbon dioxide capture
PL2261308T3 (pl) 2009-05-07 2013-11-29 Haldor Topsoe As Sposób wytwarzania gazu ziemnego
SG10201402156TA (en) 2009-06-05 2014-10-30 Exxonmobil Upstream Res Co Combustor systems and methods for using same
EP2442047A1 (en) 2009-06-09 2012-04-18 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Solar heat receiver
JP2010285965A (ja) 2009-06-15 2010-12-24 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 太陽熱ガスタービン発電装置
US8241404B2 (en) 2009-06-17 2012-08-14 General Electric Company Methods of recycling carbon dioxide to the gasification system
US8685120B2 (en) 2009-08-11 2014-04-01 General Electric Company Method and apparatus to produce synthetic gas
MX341477B (es) 2009-11-12 2016-08-22 Exxonmobil Upstream Res Company * Sistemas y métodos de generación de potencia de baja emisión y recuperación de hidrocarburos.
US8327641B2 (en) 2009-12-01 2012-12-11 General Electric Company System for generation of power using solar energy
US8220248B2 (en) 2010-09-13 2012-07-17 Membrane Technology And Research, Inc Power generation process with partial recycle of carbon dioxide
EP2812417B1 (en) 2012-02-11 2017-06-14 Palmer Labs, LLC Partial oxidation reaction with closed cycle quench
JP5955026B2 (ja) 2012-02-24 2016-07-20 三菱重工業株式会社 硫化カルボニルおよびシアン化水素の加水分解用触媒ならびに酸化チタン系組成物の使用
FR2994980B1 (fr) * 2012-09-05 2014-11-14 Commissariat Energie Atomique Procede de gazeification de charge de matiere carbonee, a rendement ameliore.
JP5627724B2 (ja) * 2013-02-13 2014-11-19 三菱日立パワーシステムズ株式会社 ガス化炉の起動方法、ガス化炉及びガス化複合発電設備
MX2015013069A (es) * 2013-03-15 2016-04-06 Palmer Labs Llc Sistema y metodo para la generacion de energia de alta eficiencia usando un fluido de trabajo circulante de dioxido de carbono.
WO2015061129A1 (en) * 2013-10-22 2015-04-30 M-I L.L.C. System and method for catalyst regeneration

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20090324462A1 (en) * 2008-06-27 2009-12-31 Greatpoint Energy, Inc. Four-Train Catalytic Gasification Systems
US20100011664A1 (en) 2008-07-16 2010-01-21 Kellogg Brown & Root Llc Systems and methods for producing substitute natural gas
US20110229382A1 (en) 2010-03-17 2011-09-22 General Electric Company System for heat integration with methanation system

Also Published As

Publication number Publication date
MX2019002888A (es) 2019-07-04
EA201990659A1 (ru) 2019-09-30
EP3512925A1 (en) 2019-07-24
BR112019004762A2 (pt) 2019-05-28
CA3036311A1 (en) 2018-03-22
AU2017329061A1 (en) 2019-04-04
EP3512925B1 (en) 2022-03-30
PL3512925T3 (pl) 2022-07-11
JP2019537631A (ja) 2019-12-26
US20180073430A1 (en) 2018-03-15
JP7449090B2 (ja) 2024-03-13
EA039851B1 (ru) 2022-03-21
CN110168058B (zh) 2022-01-25
ZA201901493B (en) 2022-08-31
KR20190051032A (ko) 2019-05-14
AU2017329061B2 (en) 2023-06-01
US10989113B2 (en) 2021-04-27
CN110168058A (zh) 2019-08-23
WO2018051251A1 (en) 2018-03-22

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP6761022B2 (ja) 閉鎖型サイクル急冷を伴う部分酸化反応
KR102451300B1 (ko) 부분 산화를 이용한 동력 생산을 위한 시스템 및 방법
KR102204443B1 (ko) 메탄화를 포함하는 동력 생산을 위한 시스템 및 방법

Legal Events

Date Code Title Description
A201 Request for examination
E902 Notification of reason for refusal
E701 Decision to grant or registration of patent right