NL9401387A

NL9401387A - A method of cooling a hot gas stream, for increasing the efficiency of electricity production, and for regulating the cooling process of a synthesis gas stream, such that peaks in electricity demand can be accommodated.

Info

Publication number: NL9401387A
Application number: NL9401387A
Authority: NL
Inventors: Franciscus Petrus Joha Kerkhof; Arno Das
Original assignee: Comprimo Bv
Priority date: 1994-08-26
Filing date: 1994-08-26
Publication date: 1996-04-01
Also published as: WO1996006901A1; AU3231895A

Description

Titel: Werkwijze voor het koelen van een hete gasstroom, voor het verhogen van het rendanent van de elektriciteits-produktie, alsmede voor het reguleren van het koelproces van een synthesegasstroam, zodanig dat pieken in de elektriciteitsvraag kunnen worden opgevangen.Title: Method for cooling a hot gas stream, for increasing the efficiency of electricity production, and for regulating the cooling process of a synthesis gas stream, so that peaks in electricity demand can be accommodated.

De uitvinding hee£t betrekking pp een werkwijze voor het koelen, in het bijzonder voor het koelen door middel van het laten optreden van een endotherme chemische reactie {"chemisch koelen"), van een hete gasstroom en in het bij zonder een synthesegasstroom, op een werkwijze voor het verhogen van het rendement van het elektriciteitsprodukt onder toepassing van een synthesegasstroom, alsmede op een werkwijze voor het reguleren van het koelproces van een synthesegasstroom op zodanige wijze dat pieken in de elektriciteitsvraag kunnen worden opgevangen.The invention relates to a process for cooling, in particular for cooling by causing an endothermic chemical reaction ("chemical cooling"), a hot gas stream and in particular a synthesis gas stream, to a method of increasing the efficiency of the electricity product using a synthesis gas stream, as well as a method of regulating the cooling process of a synthesis gas stream such that peaks in electricity demand can be accommodated.

Het is algemeen bekend, dat elektriciteit met verschillende hulpbronnen kan worden opgewekt. Met name worden de fossiele brandstoffen olie, gas en kolen voor de elektrici-teitsproduktie op grote schaal toegepast. Deze fossiele brandstoffen worden verbrand voor het aandrijven van gasturbines, eventueel in combinatie met stoomturbines. De onderhavige uitvinding heeft betrekking op processen waarbij fossiele brandstoffen, doch ook andere hete brandbare gassen, kunnen worden aangewend.It is well known that electricity can be generated with various resources. In particular, the fossil fuels oil, gas and coal are widely used for electricity production. These fossil fuels are burned to drive gas turbines, possibly in combination with steam turbines. The present invention relates to processes in which fossil fuels, but also other hot flammable gases, can be used.

Van de fossiele brandstoffen heeft de toepassing van aardgas voor het genereren van elektriciteit gewoonlijk de voorkeur. Aardgas brandt efficiënt in die zin dat het overall rendement voor de omzetting van aardgas in elektriciteit (rendement ongeveer 55% pp stookwaardébasis) hoger is dan het overall rendement voor de omzetting van andere fossiele brandstoffen naar elektriciteit (rendement voor kolen ongeveer 43% op stookwaardébasis). - De stookwaarde is de calorische onderwaarde ofwel Lower Heating Value van de gasvoxmige brandstofstroom naar het gas /stoomturbine- systeem. - Bovendien produceert aardgas daarbij de minste hoeveelheid CO2 per opgewekt kWh elektrisch vermogen. Voorts leidt de toepassing van aardgas in tegenstelling tot de toepassing van kolen niet tot de vorming van grote hoeveelheden vliegas. Een nadeel van aardgas is echter zijn onzekere beschikbaarheid tegen relatief lage kosten op lange(re) termijn. Wat deze aspecten betreft -lage kostprijs en beschikbaarheid op lange termijn - vormen kolen een geschikt alternatief. Directe toepassing van (poeder)kolen voor het produceren van elektriciteit leidt echter tot grote hoeveelheden kooldioxide en as.Of the fossil fuels, the use of natural gas for generating electricity is usually preferred. Natural gas burns efficiently in the sense that the overall efficiency for the conversion of natural gas into electricity (efficiency about 55% pp heating value basis) is higher than the overall efficiency for the conversion of other fossil fuels to electricity (efficiency for coal about 43% on the heating value basis). . - The calorific value is the calorific lower value or Lower Heating Value of the gaseous fuel flow to the gas / steam turbine system. - In addition, natural gas produces the least amount of CO2 per generated kWh of electrical power. Furthermore, the use of natural gas, unlike the use of coal, does not lead to the formation of large amounts of fly ash. A disadvantage of natural gas, however, is its uncertain availability at relatively low costs in the long (er) term. In these aspects - low cost and long-term availability - coal is a suitable alternative. However, the direct use of (powder) coal to produce electricity leads to large amounts of carbon dioxide and ash.

De laatste jaren wordt een grote interesse merkbaar voor processen waarbij kolen, andere zware fossiele brandstoffen en andere koolstofhoudende grondstoffen niet zonder meer worden verbrand, doch eerst worden vergast. Het vergassen van de zware c.q. zwaardere al dan niet koolstofhoudende brandstoffen koppelt de voordelen van het toepassen van aardgas aan een groot arsenaal beschikbare en relatief goedkope uitgangsstoffen. Bovendien hebben kolen- of olievergassing, waarbij stookgas wordt geproduceerd, een voordeel bij de gasreiniging ten opzichte van kolen- en olieverbranding waarbij alleen rookgas wordt gevormd. Meer in het bijzonder wordt bij vergassing in de voorgeschakelde vergasser stookgas of brandstofgas gevormd; dit in tegenstelling tot poederkool-centrales waar de vaste poederkool als brandstof dient. Aangezien het stookgas op hoge druk wordt geproduceerd is reiniging hiervan eenvoudiger dan de reiniging van rookgas van lage druk. Door de hogere druk van stookgas ten opzichte van het rookgas kan bij de stookgasreiniging met kleinere apparatuur worden volstaan. Bij de stookgasreiniging kunnen bovendien de zwavelcomponenten in de vorm van waterstofsulfide als elementaire zwavel worden verwijderd met een zwavel-terugwinningspercentage van 97-99%, terwijl bij rookgasreiniging zwavel component en voornamelijk in de vorm van zwaveldioxide als gips moeten worden verwijderd met een terugwinningspercentage van slechts 85-90%. Toepassing van de vergassingstechnologie leidt, in vergelijking met de verbrandingstechnologie, bovendien tot een lagere ΝΟχ- en vliegasemissie.In recent years, great interest has become noticeable in processes in which coal, other heavy fossil fuels and other carbon-containing raw materials are not simply burned, but are first gassed. Gasification of the heavy or heavier fuels, whether or not containing carbon, combines the advantages of using natural gas with a large arsenal of available and relatively cheap starting materials. In addition, coal or oil gasification producing fuel gas has an advantage in gas cleaning over coal and oil combustion where only flue gas is generated. More particularly, when gasifying in the upstream gasifier, fuel gas or fuel gas is formed; this in contrast to pulverized coal-fired power plants where the solid pulverized coal serves as fuel. Since the fuel gas is produced at high pressure, cleaning it is easier than cleaning flue gas at low pressure. Due to the higher pressure of fuel gas relative to the flue gas, smaller equipment will suffice for fuel gas cleaning. In addition, in the fuel gas purification, the sulfur components in the form of hydrogen sulfide as elemental sulfur can be removed with a sulfur recovery percentage of 97-99%, while in the flue gas purification, the sulfur component and mainly in the form of sulfur dioxide must be removed as gypsum with a recovery percentage of only 85-90%. The use of gasification technology also results in lower ΝΟχ and fly ash emissions compared to combustion technology.

Vergassingsinstallaties omvatten in het algemeen een vergassingseenheid, een koelsectie, een gasreinigingssectie en gas- en/of stoomturbines.Gasification plants generally comprise a gasification unit, a cooling section, a gas cleaning section and gas and / or steam turbines.

In een vergassingseenheid wordt de fossiele brandstof met zuurstof dan wel een zuurstofhoudend gas partieel geoxideerd.In a gasification unit, the fossil fuel is partially oxidized with oxygen or an oxygen-containing gas.

Vergassen van kolen, olie, kraakresiduen, residuen die resteren na hydroconversie van atmosferische residuen en vacuümresiduen etc. leidt tot de vorming van zogenaamd synthesegas. Dit synthesegas omvat, afhankelijk van het uitgangsmateriaal, een complex mengsel van waterstof, koolmonoxide, kooldioxide, stoom, stikstof, stikstofoxiden, waterstofsulfide en andere verbindingen gevormd uit de bestanddelen van het uitgangsmateriaal. Een voorbeeld van een vergassingsproces voor zware koolwaterstoffen is beschreven in de Europese octrooiaanvrage 0 497 425 (Shell); voor een voorbeeld van een kolenvergassingsproces wordt verwezen naar de Europese octrooiaanvrage 0 423 401 (The Dow Chemical Company), op welke aanvrage in het onderstaande zal worden teruggekomen.Gasification of coal, oil, cracking residues, residues remaining after hydroconversion of atmospheric residues and vacuum residues etc. leads to the formation of so-called synthesis gas. Depending on the starting material, this synthesis gas comprises a complex mixture of hydrogen, carbon monoxide, carbon dioxide, steam, nitrogen, nitrogen oxides, hydrogen sulfide and other compounds formed from the components of the starting material. An example of a gasification process for heavy hydrocarbons is described in European patent application 0 497 425 (Shell); for an example of a coal gasification process, reference is made to European patent application 0 423 401 (The Dow Chemical Company), which will be reverted to below.

Vergassing geschiedt bij een relatief hoge temperatuur. Olie(residu)-vergassing vindt typisch plaats bij een temperatuur van 800-l500°C. Kolen worden gebruikelijk bij zelfs nog hogere temperaturen van 1300-1650°C vergast tot synthesegas.Gasification takes place at a relatively high temperature. Oil (residue) gasification typically takes place at a temperature of 800-1500 ° C. Coal is usually gasified at even higher temperatures of 1300-1650 ° C into synthesis gas.

Vanuit de vergassingszone wordt het gevormde synthesegas naar een koelsectie geleid. Deze koelsectie omvat bijvoorbeeld een synthesegaskoeler (syngaskoeler). De syngaskoeler is in feite een conventionele convectieve warmtéboiler, een standaardwarmtewisselaar. Het synthesegas wordt aan de top van deze koeler ingevoerd en stroomt van boven naar beneden.From the gasification zone, the synthesis gas formed is led to a cooling section. This cooling section includes, for example, a synthesis gas cooler (syngas cooler). The syngas cooler is in fact a conventional convective heat boiler, a standard heat exchanger. The synthesis gas is introduced at the top of this cooler and flows from top to bottom.

Warmte wordt uitgewisseld met het water in de boiler, waarbij stoom wordt gegenereerd. De tot dusver toegepaste syngas-koelers werken gebruikelijk bij een temperatuur van maximaal "slechts" circa 900°C. Deze temperatuur wordt in essentie bepaald door de aanwezigheid van vliegas in de hete gasfase.Heat is exchanged with the water in the boiler, generating steam. The syngas coolers hitherto used usually operate at a temperature of maximum "only" approximately 900 ° C. This temperature is essentially determined by the presence of fly ash in the hot gas phase.

Meer specifiek is in het hete synthesegas een aanzienlijke hoeveelheid vliegasdeeltjes aanwezig. Het komt voor dat ongeveer de helft van de totale ashoeveelheid die wordt gevormd bij de vergassing van kolen, in de vorm van vliegas in het hete synthesegas terechtkomt. Bij de bekende vergassingsinstallaties wordt as tot boven haar smeltpunt verhit. De vliegasdeeltjes die zo ontstaan moeten uit het synthesegas worden verwijderd of in de vaste toestand worden gebracht alvorens het synthesegas de syngaskoeler bereikt; dit ter vermijding van het ontstaan van verstoppingen of andere door afzetting van vast vliegas in de koeler veroorzaakte ongemakken, zoals een vertraagde of onvoldoende warmteoverdracht tussen het te koelen gas en het koelmedium. Een geschikte wijze van verwijderen van vliegas is het snel afkoelen van het synthesegas tot onder het smeltpunt van de vliegas, hetgeen in de praktijk inhoudt dat snel moet worden gekoeld tot ± 900°C. Op deze wijze worden de asdeeltjes niet plakkerig, zodat het vervuilingsgedrag van de pijpoppervlakken in de syngaskoeler beheersbaar is. Overigens worden de vaste vliegasdeeltjes pas na de koelsectie uit het synthesegas verwijderd.More specifically, a significant amount of fly ash particles are present in the hot synthesis gas. Occasionally, about half of the total amount of ash generated in coal gasification ends up in the hot synthesis gas in the form of fly ash. In the known gasification plants, ash is heated above its melting point. The fly ash particles thus created must be removed from the synthesis gas or solidified before the synthesis gas reaches the syngas cooler; this to avoid the occurrence of blockages or other inconveniences caused by deposition of solid fly ash in the cooler, such as a delayed or insufficient heat transfer between the gas to be cooled and the cooling medium. A suitable way of removing fly ash is to rapidly cool the synthesis gas below the melting point of the fly ash, which in practice means that it must be cooled quickly to ± 900 ° C. In this way, the ash particles do not become sticky, so that the contamination behavior of the pipe surfaces in the syngas cooler is controllable. Incidentally, the solid fly ash particles are only removed from the synthesis gas after the cooling section.

Een en einder houdt in dat het synthesegas dat uit de vergassingszone afkomstig is in feite te heet is om aan de syngaskoeler te worden toegevoerd. Een voorkoelstap is noodzakelijk.One and the other means that the synthesis gas coming from the gasification zone is in fact too hot to be supplied to the syngas cooler. A precooling step is necessary.

De afkoeling van het hete gas gebeurt vrijwel steeds in twee stappen. De eerste stap, waarbij van bijvoorbeeld 1600°C tot 900°C wordt gekoeld kan worden uitgevoerd door te quenchen met reeds afgékoeld synthesegas of water of door afkoelen met een stralingskoeler. Omdat een stralingskoeler een zeer kostbare inrichting is vanwege de zeer hoge vereisten die aan constructie en materiaal worden gesteld, wordt over het algemeen gekoeld door terugvoeren van reeds afgekoeld synthesegas of water. Wanneer met water wordt gekoeld bevat het resulterende gas zeer veel waterdamp.The hot gas is almost always cooled in two steps. The first step, cooling from, for example, 1600 ° C to 900 ° C, can be carried out by quenching with already cooled synthesis gas or water or by cooling with a radiation cooler. Because a radiation cooler is a very expensive device because of the very high requirements for construction and material, it is generally cooled by recycling already cooled synthesis gas or water. When cooling with water, the resulting gas contains a lot of water vapor.

De tweede koelstap zal worden uitgevoerd met de reeds genoemde syngaskoeler.The second cooling step will be performed with the previously mentioned syngas cooler.

In de 250 MWe kolenvergassingsinstallatie in Buggenum, Nederland - momenteel 's-werelds grootste geïntegreerde kolenvergasser - wordt de voorkoelstap uitgevoerd door het hete synthesegas dat een temperatuur van 1500-1650°C bezit te koelen of te quenchen met synthesegas dat de syngaskoeler reeds is gepasseerd en dat een temperatuur heeft van ongeveer 250°C. Door in dit geval heet en gekoeld synthesegas in een verhouding van ongeveer 1:1 bijeen te brengen wordt een synthesegasstroom, met een temperatuur van ongeveer 900°C verkregen. In dit verband kan worden verwezen naar het artikel van Irwin Stambler, Demkolec 250-MW IGCC sparks gasification projects in Europe, Gas Turbine World: January-February 1993, pages 9-14.At the 250 MWe coal gasification plant in Buggenum, the Netherlands - currently the world's largest integrated coal gasifier - the pre-cooling step is performed by cooling or quenching the hot synthesis gas that has a temperature of 1500-1650 ° C with synthesis gas that has already passed the syngas cooler and that has a temperature of about 250 ° C. In this case, by combining hot and cooled synthesis gas in a ratio of about 1: 1, a synthesis gas stream having a temperature of about 900 ° C is obtained. In this regard, reference can be made to the article by Irwin Stambler, Demkolec 250-MW IGCC sparks gasification projects in Europe, Gas Turbine World: January-February 1993, pages 9-14.

De zojuist besproken koelstap met afgekoeld synthesegas heeft een aantal nadelen, waarvan de belangrijkste thans kort worden besproken.The cooling step with cooled synthesis gas just discussed has a number of drawbacks, the most important of which are now briefly discussed.

In de eerste plaats vereist het recirculeren van afgekoeld synthesegas een aantal mechanische aanpassingen. Zo is een relatief grote recirculatiecompressor benodigd om het afgekoelde synthesegas terug te voeren in de hete gasstroom voordat deze de syngaskoeler bereikt. Een andere, zeer belangrijke mechanische aanpassing hangt samen met het feit dat een ongeveer tweemaal zo groot volume gas de synthesegas-koeler moet passeren dan het geproduceerde volume synthesegas. Immers zowel het hete synthesegas als de daaraan toegevoegde hoeveelheid afgekoeld synthesegas moeten in de syngaskoeler worden gekoeld. Er is derhalve een voor de - door vergassing geproduceerde - synthesegasstroom relatief grote syngaskoeler met een relatief hoge duty vereist.First, recirculating cooled synthesis gas requires some mechanical adjustments. For example, a relatively large recirculation compressor is required to return the cooled synthesis gas to the hot gas stream before it reaches the syngas cooler. Another very important mechanical adjustment is related to the fact that an approximately twice the volume of gas must pass through the synthesis gas cooler than the volume of synthesis gas produced. After all, both the hot synthesis gas and the amount of cooled synthesis gas added thereto must be cooled in the syngas cooler. Therefore, a relatively large syngas cooler with a relatively high duty is required for the synthesis gas flow produced by gasification.

Bij het afkoelen van het hete synthesegas met afgekoeld synthesegas dat wordt gerecirculeerd treedt een aanzienlijk verlies op in het beschikbare arbeidspotentieel van de gezamenlijke gasstromen, hetgeen door de deskundige wordt aangeduid als exergieverlies.When the hot synthesis gas is cooled with cooled synthesis gas that is recycled, there is a considerable loss in the available work potential of the combined gas flows, which the expert refers to as loss of exergy.

Zoals reeds opgemerkt, kan de koelsectie ook worden gevormd door een "radiant heat water tube boiler" in combinatie met een convectieve koeler. Een dergelijke koel-inrichting wordt toegepast in de kolenvergassingsinstallatie van Texaco en wordt beschreven in de brochure "Technology available for licence from Texaco", Texaco Development Corporation, Artwork & Printing: Image Services, Texaco Inc. Harrison, NY (1989). Vanwege de hoge invoertemperatuur worden aan zowel de constructie als de materialen van een radiant heat water tube boiler zeer hoge eisen gesteld. Er bestaat derhalve behoefte aan een aanzienlijk minder gecompliceerde en minder kostbare koelsectie.As already noted, the cooling section can also be formed by a "radiant heat water tube boiler" in combination with a convective cooler. Such a cooling device is used in Texaco's coal gasification plant and is described in the brochure "Technology available for license from Texaco", Texaco Development Corporation, Artwork & Printing: Image Services, Texaco Inc. Harrison, NY (1989). Due to the high inlet temperature, very high demands are placed on both the construction and the materials of a radiant heat water tube boiler. Therefore, there is a need for a considerably less complicated and less expensive cooling section.

De voomoemde problemen worden opgelost, althans sterk verminderd, door toepassing van de werkwijzen volgens de uitvinding.The aforementioned problems are solved, at least greatly reduced, by applying the methods according to the invention.

Volgens de uitvinding wordt een heet gas, in het bijzonder heet synthesegas, gekoeld door gebruik te maken van een endotherme reactie. In de hete (synthese-)gasstroom wordt een relatief kleine hoeveelheid van een gasvormige koolwaterstof en eventueel water (bij voorkeur in de vorm van stoom) en/of kooldioxide geïnjecteerd. De gasvormige koolwaterstof zal bij de omstandigheden die heersen in het hete synthesegas snel met het water (zie reactie l) en/of het kooldioxide (zie reactie 2) reageren tot in hoofdzaak koolmonoxide en waterstofgas. in feite is. de reactie tussen de koolwaterstof en kooldioxide samengesteld uit de zogenaamde "shiftreactie" (zie reactie 3) en de reactie tussen koolwaterstof en water (reactie l) (1) (2) (3)According to the invention, a hot gas, in particular hot synthesis gas, is cooled using an endothermic reaction. A relatively small amount of a gaseous hydrocarbon and optionally water (preferably in the form of steam) and / or carbon dioxide is injected into the hot (synthesis) gas stream. The gaseous hydrocarbon will react rapidly with the water (see reaction 1) and / or the carbon dioxide (see reaction 2) to substantially carbon monoxide and hydrogen gas under the conditions prevailing in the hot synthesis gas. in fact it is. the reaction between the hydrocarbon and carbon dioxide composed of the so-called "shift reaction" (see reaction 3) and the reaction between hydrocarbon and water (reaction 1) (1) (2) (3)

Deze reacties zijn sterk endotherm, waardoor de temperatuur van het synthesegas, afhankelijk van de ingebrachte hoeveelheid koolwaterstof en eventueel stoom en/of kooldioxide, sterk zal dalen. Volledigheidshalve wordt opgemerkt dat tevens een deel (soms zelfs 40%) van de warmte van het hete gas wordt gébruikt om de direct geïnjecteerde reactanten op te warmen tot de reactietemperatuur.These reactions are strongly endothermic, as a result of which the temperature of the synthesis gas will drop sharply, depending on the amount of hydrocarbon and possibly steam and / or carbon dioxide introduced. For the sake of completeness, it is noted that a part (sometimes even 40%) of the heat of the hot gas is also used to heat the directly injected reactants to the reaction temperature.

Meer in het bijzonder betreft de uitvinding een werkwijze voor het chemisch koelen van een hete gasstroom, in het bijzonder een hete synthesegasstroom, met een temperatuur boven 900°C, waarbij een gasvormige koolwaterstof, en eventueel water en/of kooldioxide, direct in de hete gasstroom wordt gevoerd.More particularly, the invention relates to a method for chemically cooling a hot gas stream, in particular a hot synthesis gas stream, at a temperature above 900 ° C, in which a gaseous hydrocarbon, and optionally water and / or carbon dioxide, directly in the hot gas flow is conducted.

In een tweede aspect betreft de uitvinding een werkwijze voor het verhogen van het rendement van de elektriciteits-produktie onder toepassing van een synthesegasstroom uit een vergassingsinrichting, waarbij een gasvormige koolwaterstof, en eventueel water en/of kooldioxide, direct in de synthesegasstroom wordt gevoerd, alvorens de produktstroom wordt toegevoerd aan elektriciteitgenererende inrichtingen.In a second aspect, the invention relates to a method of increasing the efficiency of electricity production using a synthesis gas stream from a gasification plant, wherein a gaseous hydrocarbon, and optionally water and / or carbon dioxide, is introduced directly into the synthesis gas stream before the product stream is supplied to electricity generating devices.

De werkwijze volgens de uitvinding is vooral voordelig voor het chemisch koelen van synthesegas dat is geproduceerd door het vergassen van kolen of olie(residuen). Dit gas heeft een temperatuur van ongeveer 1000-1650°C bij een druk tussen ongeveer 25 en 70 bara.The process according to the invention is especially advantageous for the chemical cooling of synthesis gas produced by gasification of coal or oil (residues). This gas has a temperature of about 1000-1650 ° C at a pressure between about 25 and 70 bara.

Injectie van kleine hoeveelheden stoom of kooldioxide naast de koolwaterstofstroom is alleen nodig voor het uit-voeren van de werkwijze volgens de uitvinding, indien het te koelen gas onvoldoende van (een van) beide verbindingen bevat om in de endotherme reactie voldoende warmte te consumeren.Injection of small amounts of steam or carbon dioxide next to the hydrocarbon stream is only necessary to carry out the process according to the invention if the gas to be cooled contains insufficient of (one of) both compounds to consume sufficient heat in the endothermic reaction.

Wanneer slechts weinig water en/of kooldioxide in het te koelen gas aanwezig is/zijn heeft de injectie van alleen een gasvormige koolwaterstof slechts een beperkt chemisch effect. Hoewel de rendementsstijging in deze opzet beperkt is, ontstaat een voordeel in de gasreinigingssectie door vermindering van de CO2-co-adsorptie.When only little water and / or carbon dioxide is / are present in the gas to be cooled, the injection of only a gaseous hydrocarbon has only a limited chemical effect. Although the increase in efficiency is limited in this design, an advantage arises in the gas cleaning section by reducing the CO2 co-adsorption.

Wanneer relatief veel kooldioxide en stoom in het hete gas aanwezig zijn is slechts injectie van een gasvormige koolwaterstof nodig can de endotherme reacties te laten verlopen. Het resulterende synthesegas bevat in dit geval nog steeds aanzienlijke hoeveelheden CO2 en H2O. Door de geringe hoeveelheid te injecteren gas, wordt in dit geval de achterliggende gasreinigingssectie slechts weinig extra belast.When relatively much carbon dioxide and steam are present in the hot gas, only injection of a gaseous hydrocarbon is necessary to allow the endothermic reactions to proceed. The resulting synthesis gas in this case still contains significant amounts of CO2 and H2O. In this case, due to the small amount of gas to be injected, the underlying gas cleaning section is subjected to little additional load.

Indien het hete gas door de chemisch reactie alleen, afhankelijk van de betreffende procesomstandigheden, niet voldoende wordt gekoeld, kan verder worden gekoeld door een fysische koeling door ofwel recirculatie van in de koelsectie afgekoeld gas ofwel door directe injectie van extra gasvormig koolwaterstof en/of water en/of kooldioxide. Aangezien extra water een negatief effect heeft op het rendement en aangezien extra kooldioxide een verarming van het synthesegasmengsel geeft, wordt bij voorkeur alleen extra koolwaterstof geïnjecteerd. Op de zojuist beschreven wijze ontstaat een koelwerk-wijze in twee gedeelten waarbij voor in eerste instantie een chemische quench en in tweede instantie een fysische quench wordt uitgevoerd.If the hot gas is not sufficiently cooled by the chemical reaction alone, depending on the respective process conditions, it can be further cooled by physical cooling by either recirculation of gas cooled in the cooling section or by direct injection of additional gaseous hydrocarbon and / or water and / or carbon dioxide. Since extra water has a negative effect on the efficiency and since extra carbon dioxide impairs the synthesis gas mixture, only extra hydrocarbon is preferably injected. In the manner just described, a two-part refrigeration process is formed in which a chemical quench is initially performed and a physical quench is used in the second instance.

De samenstelling van het hete gas heeft relatief weinig invloed op het effect van de volgens de werkwijze van de uitvinding uit te voeren endotherme reactie. De temperatuurdaling is een gevolg van de afvoer van voelbare warmte. Bij de temperaturen van het hete gas zijn de warmtecapaciteiten van de verschillende hete (synthese-)gascomponenten ongeveer gelijk. Slechts de aanwezigheid van waterdamp en kooldioxide in de hete gasstroom beïnvloeden de procesvoering in enige mate, omdat deze gassen deelnemen in de endotherme, koelende reactie.The hot gas composition has relatively little influence on the effect of the endothermic reaction to be carried out according to the method of the invention. The temperature drop is due to the dissipation of sensible heat. At the temperatures of the hot gas, the heat capacities of the different hot (synthesis) gas components are approximately equal. Only the presence of water vapor and carbon dioxide in the hot gas flow influence the process to some extent, because these gases participate in the endothermic, cooling reaction.

Elektriciteit wordt in een vergassingsinstallatie opgewekt met de stoom die wordt gegenereerd in de syngaskoeler en - voor het grootste deel - in de gas- en/of stoomturbines.Electricity is generated in a gasification installation with the steam generated in the syngas cooler and - for the most part - in the gas and / or steam turbines.

In de syngaskoeler wordt stoom gegenereerd. Deze stoom kan worden gebruikt om elektriciteit op te wekken met een energetisch rendement van ongeveer 40%.Steam is generated in the syngas cooler. This steam can be used to generate electricity with an energetic efficiency of about 40%.

Het in de syngaskoeler afgekoelde gas wordt, na eventuele gebruikelijke gasbehandelingsstappen, zoals vastestofafscheiding, wassen, ontzwavelen etc., verbrand in een gasturbine, waarbij elektriciteit wordt opgewekt. Een attractieve methode voor het opwekken van elektriciteit maakt gebruik van een combinatie van de zojuist genoemde gasturbine en een stoomturbine: de zogenaamde STEG-eenheid. In een dergelijke STEG-eenheid wordt het gasmengsel verbrand. Hierbij laat men vervolgens de verbrandingsgassen expanderen in de gasturbine, waarbij elektriciteit wordt gegenereerd. Het hete afgas uit de gasturbine wordt daarna aangewend voor de produktie van stoom onder hoge druk. Deze stoom wordt aansluitend in de stoomturbine geëxpandeerd, waarbij eveneens elektriciteit wordt geproduceerd. Het totale energetische rendement van een STEG-eenheid, een inrichting die bekend is uit de stand der techniek, ligt normaliter rond 55% op basis van de stook-waarde.The gas cooled in the syngas cooler, after any usual gas treatment steps, such as solid separation, washing, desulphurisation, etc., is burned in a gas turbine, generating electricity. An attractive method of generating electricity uses a combination of the gas turbine just mentioned and a steam turbine: the so-called STEG unit. The gas mixture is burned in such a CCGT unit. The combustion gases are then allowed to expand in the gas turbine, whereby electricity is generated. The hot exhaust gas from the gas turbine is then used to produce high-pressure steam. This steam is then expanded in the steam turbine, which also produces electricity. The total energy efficiency of a STEG unit, a device known from the prior art, is normally around 55% based on the calorific value.

De werkwijzen volgens de uitvinding hebben qua rendement de volgende voordelen.The methods of the invention have the following advantages in terms of efficiency.

Er vindt een omzetting plaats van een gasvormige koolwaterstof naar synthesegas. Het synthesegas geeft een hoger rendement voor wat betreft de elektriciteitsproduktie in een gasturbine dan het gasvormige koolwaterstofuitgangsprodukt.A conversion of a gaseous hydrocarbon to synthesis gas takes place. The synthesis gas gives a higher efficiency in electricity production in a gas turbine than the gaseous hydrocarbon output.

Een tweede voordeel ligt daarin, dat minder stoom in de koelsectie wordt geproduceerd. De totale gasstroom door de koelsectie wordt onder toepassing van de koelwerkwijze volgens de uitvinding gereduceerd in vergelijking met de bekende fysische koelwerkwijze zoals deze bijvoorbeeld in de vergassingsinstallatie in Buggenum wordt toegepast. Het overall rendement voor eléktriciteitsproduktie uit stoom (40% op enthalpiëbasis) is veel lager dan het overall rendement van eléktriciteitsproduktie uit synthesegas (> 50% op stookwaarde-basis).A second advantage lies in that less steam is produced in the cooling section. The total gas flow through the cooling section is reduced using the cooling method according to the invention compared to the known physical cooling method as it is used, for example, in the gasification installation in Buggenum. The overall efficiency for electricity production from steam (40% on an enthalpy basis) is much lower than the overall efficiency for electricity production from synthesis gas (> 50% on a calorific value basis).

Een derde voordeel vloeit voort uit het feit dat het chemische exergieverlies in de quench door middel van een chemische reactie lager is dan bij een fysische quench. De toegevoerde hoeveelheid koud gas is veel lager, zodat het verlies aan fysische exergie sterk wordt beperkt. De endotherme reactie vindt plaats bij de bulktemperatuur van het gas, zodat slechts een beperkt exergieverlies optreedt door het verlopen van de chemische reacties tijdens het chemisch koelen.A third advantage arises from the fact that the chemical exergy loss in the quench by means of a chemical reaction is lower than with a physical quench. The amount of cold gas supplied is much lower, so that the loss of physical exergy is greatly reduced. The endothermic reaction takes place at the bulk temperature of the gas, so that only a limited loss of exergy occurs due to the progress of the chemical reactions during chemical cooling.

Door de endotherme reactie wordt de warmte die vrijkomt bij de afkoeling van het hete synthesegas als het ware opgeslagen in de vorm van chemische energie. De gevormde produkten zijn produkten die reeds in het hete gas aantoonbaar zijn.Due to the endothermic reaction, the heat released during the cooling of the hot synthesis gas is, as it were, stored in the form of chemical energy. The products formed are products which can already be detected in the hot gas.

Door de omzetting van fysische energie in chemische energie kan elektriciteit met een hoger overall rendement worden verkregen. In feite is het elektriciteitsproducerend rendement uit de gecombineerde synthesegas/gasvormige koolwaterstof stroom hoger dan het totale rendement vein de synthesegasstroom en de koolwaterstofstroom wanneer deze gescheiden aan de elektriciteit-leverende gasturbine of STEG-eenheid worden toegevoerd. Met andere woorden: de verliezen zijn bij de chemische koeling lager dan bij het koelen met gerecirculeerd synthesegas. Hierdoor stijgt het rendement voor de elektriciteitsproduktie. Deze rendements-stijging ligt in de orde van 0,5-1,5%, bijvoorbeeld 0,8%, hetgeen op stookwaardebasis een zeer aanzienlijke voortuitgang betekent.Electricity can be obtained with a higher overall efficiency by converting physical energy into chemical energy. In fact, the electricity producing efficiency from the combined synthesis gas / gaseous hydrocarbon stream is higher than the total efficiency of the synthesis gas stream and the hydrocarbon stream when fed separately to the electricity-supplying gas turbine or CCGT unit. In other words, the losses are lower in chemical cooling than in cooling with recycled synthesis gas. This increases the efficiency for electricity production. This increase in efficiency is in the order of 0.5-1.5%, for example 0.8%, which represents a very significant progress on a calorific value basis.

Daarnaast daalt als gesteld de gasstroom door de syngas-koeler. Er hoeft immers in volume veel minder gasvormig koolwaterstof en eventueel water of stoom en/of kooldioxide te worden toegevoerd dan dat afgekoeld synthesegas moet worden bijgemengd om tot een gewenste synthesegastemperatuur te komen. Een en ander leidt tot verlaagde investeringskosten. Enerzijds kan worden volstaan met een kleinere syngaskoeler, anderzijds is er een kleinere of in het ideale geval geen recirculatiecompressor voor het terugvoeren van afgekoeld synthesegas meer nodig. Wanneer aardgas wordt toegepast als de gasvormige koolwaterstof die volgens de uitvinding in synthesegas wordt geïnjecteerd, kan worden volstaan met een syngaskoeler met een capaciteit van 70-80% van die van de conventionele syngaskoeler.In addition, as stated, the gas flow through the syngas cooler decreases. After all, much less gaseous hydrocarbon and optionally water or steam and / or carbon dioxide has to be supplied in volume than that cooled synthesis gas must be mixed in order to achieve a desired synthesis gas temperature. All this leads to reduced investment costs. On the one hand, a smaller syngas cooler suffices, on the other hand, a smaller or ideally no recirculation compressor is required for the return of cooled synthesis gas. When natural gas is used as the gaseous hydrocarbon injected into synthesis gas according to the invention, a syngas cooler having a capacity of 70-80% of that of the conventional syngas cooler will suffice.

Met het dalen van de gasstroom door de syngaskoeler, daalt de stoomproduktie eveneens.As the gas flow through the syngas cooler decreases, steam production also decreases.

Overigens is uit de hierboven reeds genoemde Europese octrooiaanvrage 0 423 401 een werkwijze bekend, waarbij synthesegas wordt gekoeld door het laten plaatsvinden van endotherme reacties in een (tweede) reactor die is gekoppeld aan een kolenvergassingseenheid. in deze octrooiaanvrage waarin het opwekken van elektriciteit niet primair wordt beoogd, zelfs niet wordt genoemd, wordt in de tweede reactor een slurry van een deeltjesvormig koolwaterstofmateriaal in een vloeibare drager in het door vergassing bereide synthese-gasprodukt gebracht. Het deeltjesvormig koolwaterstofmateriaal omvat zware koolwaterstofverbindingen zoals ligniet, bitumineuze kool en subbitumineuze kool. Voorts kunnen kooks van kolen, kolenteer, aardoliekooks, maar ook koolachtig materiaal verkregen uit schalieolie, teerzand, pek, geconcentreerd rioolslib, rubber etc. worden toegevoegd. Als vloeibare fase wordt bij voorkeur water toegepast. Dit zware "koelmateriaal" leidt tot de vorming van relatief veel verschillende reactieprodukten in vergelijking met de produkten die uit de gasvomige koolwaterstoffen en water en/of kooldioxide, de reactanten in de werkwijzen volgens de uitvinding, worden gevormd. Dit houdt in dat extra gasreinigingsstappen of in ieder geval meer uitgebreide gasreinigingsstappen benodigd zijn. Afgezien van de aard van het toegevoerde materiaal en de nadelen die daarmee samenhangen, vereist de werkwijze volgens EP-A-0 423 401 zeer gecompliceerde apparatuur voor het inbrengen van het "koelmateriaal".Incidentally, from the above-mentioned European patent application 0 423 401 a method is known in which synthesis gas is cooled by allowing endothermic reactions to take place in a (second) reactor which is coupled to a coal gasification unit. in this patent application, in which the generation of electricity is not primarily intended, if not even mentioned, in the second reactor a slurry of a particulate hydrocarbon material in a liquid carrier is introduced into the synthesis gas product prepared by gasification. The particulate hydrocarbon material includes heavy hydrocarbon compounds such as lignite, bituminous coal and sub-bituminous coal. Furthermore, coke from coal, coal tar, petroleum coke, as well as coal-like material obtained from shale oil, tar sand, pitch, concentrated sewage sludge, rubber, etc. can be added. Water is preferably used as the liquid phase. This heavy "cooling material" results in the formation of relatively many different reaction products compared to the products formed from the gaseous hydrocarbons and water and / or carbon dioxide, the reactants in the processes of the invention. This means that additional gas cleaning steps or at least more extensive gas cleaning steps are required. Apart from the nature of the material supplied and the drawbacks associated therewith, the method of EP-A-0 423 401 requires very complicated equipment for introducing the "cooling material".

Onder toepassing van de werkwijze volgens de uitvinding komen er in essentie geen vreemde componenten in het synthesegas terecht, zodat het niet noodzakelijk is wezenlijke mechanische aanpassingen aan te brengen in de gasreinigings-sectie.Using the method according to the invention, essentially no foreign components enter the synthesis gas, so that it is not necessary to make substantial mechanical adjustments in the gas cleaning section.

Aan de koolwaterstoffen die, of het mengsel van koolwaterstoffen dat, volgens de onderhavige uitvinding in het hete synthesegas worden (wordt) gébracht, wordt de eis gesteld, dat zij endotherm met watermoleculen en/of kooldioxidemoleculen reageren, terwijl in hoofdzaak geen reacties worden aangegaan met andere in het synthesegas aanwezige componenten. Geschikte koolwaterstoffen die aan deze criteria voldoen zijn Οχ.4 alkanen, alsmede mengsels van dergelijke alkanen. Eventueel kunnen ook hogere koolwaterstoffen worden toegepast. Bij voorkeur worden aardgas, raffinaderijgas, en/of LPG als koolwaterstofcomponent toegepast. Met de term raff inader ij gas wordt gedoeld op de lichte koolwaterstoffracties die als bijprodukt bij het kraken, destilleren, platforming etc. van olie of olieresiduën worden gevormd. Ook kunnen lichte kraakprodukten van ander organisch materiaal zoals biomassa, hout en afval worden toegepast. Aangezien in de proceslijn van een vergassingsinstallatie gaszuiveringsinrichtingen aanwezig zijn, is het geen probleem wanneer enigszins verontreinigde gasvormige koolwaterstoffen, zoals ongezuiverd, ofwel "zuur" aardgas of raff inaderij gas, worden toegepast.The hydrocarbons or mixture of hydrocarbons introduced into the hot synthesis gas according to the present invention are required to react endothermically with water molecules and / or carbon dioxide molecules, with essentially no reactions with other components present in the synthesis gas. Suitable hydrocarbons meeting these criteria are Οχ.4 alkanes, as well as mixtures of such alkanes. Higher hydrocarbons may also be used. Natural gas, refinery gas, and / or LPG are preferably used as the hydrocarbon component. The term refinery gas refers to the light hydrocarbon fractions formed as a by-product of oil or oil residues cracking, distilling, platforming, etc. Light cracking products of other organic material such as biomass, wood and waste can also be used. Since gas purification plants are present in the process line of a gasification plant, it is not a problem when slightly contaminated gaseous hydrocarbons, such as crude, either "acid" natural gas or refinery gas, are used.

Afhankelijk van de hoeveelheid water en kooldioxide die reeds in het hete synthesegas aanwezig is moet naast de koolwaterstofstroom al dan niet extra water, gebruikelijk in de vorm van stoom, en/of kooldioxide worden geïnjecteerd. In feite vereist de endotherme reactie per koolstofatoom van de koolwaterstofverbinding een watermolecuul of een kooldioxide-molecuul. De verhouding gasvormige koolwaterstof tot water en/of kooldioxide is evenwel niet kritisch. Het toevoeren van een overmaat gasvormig koolwaterstof of een overmaat water en/of kooldioxide zal zorgen voor een fysische koeling. Aangezien de aanwezigheid van water in het synthesegas in latere stappen tot condensatie kan leiden hetgeen energetische nadelen geeft, en aangezien de aanwezigheid van een overmaat CO2 de achterliggende gasreiniging en elektriciteitsopwekking belast, zal bij voorkeur een overmaat koolwaterstof worden geïnjecteerd.Depending on the amount of water and carbon dioxide already present in the hot synthesis gas, additional water may or may not have to be injected in addition to the hydrocarbon stream, usually in the form of steam, and / or carbon dioxide. In fact, the endothermic reaction per carbon atom of the hydrocarbon compound requires a water molecule or a carbon dioxide molecule. However, the ratio of gaseous hydrocarbon to water and / or carbon dioxide is not critical. The addition of an excess of gaseous hydrocarbon or an excess of water and / or carbon dioxide will provide physical cooling. Since the presence of water in the synthesis gas can lead to condensation in later steps, which gives energetic disadvantages, and since the presence of an excess of CO2 burdens the underlying gas cleaning and electricity generation, an excess of hydrocarbon will preferably be injected.

In een voorkeursuitvoeringsvorm van de werkwijze volgens de uitvinding wordt een synthesegas geproduceerd waarin zo min mogelijk CO2 aanwezig is. Deze uitvoeringsvorm kan worden gerealiseerd door zoveel koolwaterstofgas toe te voegen dat in hoofdzaak alle kooldioxide wordt geconsumeerd in de reactie met koolwaterstof.In a preferred embodiment of the method according to the invention, a synthesis gas is produced in which as little CO2 as possible is present. This embodiment can be accomplished by adding so much hydrocarbon gas that substantially all of the carbon dioxide is consumed in the reaction with hydrocarbon.

Globaal bevat kolengas afkomstig uit een droge vergassingsinstallatie ongeveer 2% CO2 en 3% h20. in een natte vergassingswerkwijze zijn deze waarden aanzienlijk hoger, bijvoorbeeld 11% C02 en 13% H20. De deskundige kan op relatief eenvoudige wijze volgens bekende technieken de samenstelling van het te koelen gas bepalen. Aan de hand van die gegevens kan hij, afhankelijk van de te gébruiken gasvormige koolwaterstof en het te injecteren water en/of kooldioxidegas, de toevoer van de te injecteren reactanten bepalen. Gebruikelijk is het voldoende ongeveer 5-10% methaan direct in de hete gasstroom te brengen.Overall, coal gas from a dry gasification plant contains approximately 2% CO2 and 3% h 2 O. in a wet gasification process, these values are considerably higher, for example 11% CO2 and 13% H2O. The person skilled in the art can determine the composition of the gas to be cooled in a relatively simple manner according to known techniques. On the basis of this data, he can determine the supply of the reactants to be injected, depending on the gaseous hydrocarbon to be used and the water and / or carbon dioxide gas to be injected. It is usually sufficient to introduce about 5-10% methane directly into the hot gas stream.

Het reactieprodukt van de endotherme reactie die gebruikt wordt voor het koelen van de synthesegasstroom bestaat voor een belangrijk deel uit koolmonoxide en waterstofgas. Dit produktmengsel zorgt voor een verrijking van de synthesegasstroom die in de STEG-eenheid tot een hoger rendement voert.The reaction product of the endothermic reaction used to cool the synthesis gas stream consists largely of carbon monoxide and hydrogen gas. This product mixture enriches the synthesis gas flow which leads to a higher efficiency in the STEG unit.

Overigens worden de voordelen van de onderhavige uitvinding ook verkregen, zij het in een iets mindere grootte-orde, indien eerst een chemische koelstap door directe injectie van een gasvormige koolwaterstof in het synthesegas wordt uitgevoerd tot bijvoorbeeld 1200°C, welke koelstap kan worden gevolgd door een synthesegasquench, een koelstap waarbij gekoeld synthesegas wordt gerecirculeerd. Voor de tweede koelstap hoeft thans slechts een relatief klein gedeelte van het synthesegas worden gerecirculeerd. In feite zijn de voordelen in het chemische quenchgedeelte gelijk aan de reeds beschreven uitvoeringsvormen. Bovendien kan de stroom door de syngaskoeler zelfs kleiner worden. Ten opzichte van de gescheiden opwekking van energie uit enerzijds de synthesegasstroom en anderzijds de koolwaterstofgasstroom is het overall rendement echter minder.Incidentally, the advantages of the present invention are also obtained, albeit to a slightly lesser extent, if a chemical cooling step is first carried out by direct injection of a gaseous hydrocarbon into the synthesis gas to, for example, 1200 ° C, which cooling step can be followed by a synthesis gas quench, a cooling step in which cooled synthesis gas is recycled. For the second cooling step, only a relatively small part of the synthesis gas now needs to be recycled. In fact, the advantages in the chemical quench portion are similar to the embodiments already described. In addition, the current through the syngas cooler may even decrease. However, the overall efficiency is less compared to the separate generation of energy from the synthesis gas flow on the one hand and the hydrocarbon gas flow on the other.

Een van de redenen om de koeling in twee stappen uit te voeren kan zijn gelegen in het feit dat de toe te passen gasvomige koolwaterstof voor het chemisch koelen slechts tot een bepaalde minimumtemperatuur effectief met water- en/of kooldioxidemoleculen zal reageren. Het kan zijn dat afhankelijk van de omstandigheden in het hete synthesegas de endotherme reactie boven bijvoorbeeld 1200°C met een hoge omzetting van circa 80% verloopt en bij een temperatuur van bijvoorbeeld 900°C slechts een lage evenwichtsomzetting van maar 30% heeft. Meer in het bijzonder zal bij lagere temperatuur de endotherme reactie verschuiven naar de kant van de koolwaterstof. Bovendien daalt met de temperatuur ook de reactiesnelheid. Een en ander houdt in dat er, afhankelijk van de samenstelling van het hete gas en de te injecteren reac-tanten en de overige procescondities, een minimale temperatuur is waaronder de chemische koelreactie verwaarloosbaar is en alleen nog fysische koeling plaatsvindt. In het algemeen geldt dat de relatief lage temperatuur en de relatief hoge druk, thermodynamisch en reactiekinetisch, minder geschikt zijn voor de betreffende chemische reactie.One of the reasons for carrying out the two-step cooling may be that the gaseous hydrocarbon to be used for chemical cooling will react effectively with water and / or carbon dioxide molecules only up to a certain minimum temperature. It may be that, depending on the conditions in the hot synthesis gas, the endothermic reaction proceeds above, for example, 1200 ° C with a high conversion of about 80% and at a temperature of, for example, 900 ° C has only a low equilibrium conversion of only 30%. More specifically, at lower temperature, the endothermic reaction will shift to the hydrocarbon side. Moreover, the reaction rate also decreases with temperature. This means that, depending on the composition of the hot gas and the reactants to be injected and the other process conditions, there is a minimum temperature below which the chemical cooling reaction is negligible and only physical cooling takes place. In general, the relatively low temperature and the relatively high pressure, thermodynamic and reaction kinetics, are less suitable for the chemical reaction in question.

De principes die aan de onderhavige uitvinding ten grondslag liggen kunnen worden uitgewerkt volgens een verder aspect van de uitvinding.The principles underlying the present invention can be elaborated in accordance with a further aspect of the invention.

De uitvinding heeft namelijk verder betrekking op een werkwijze voor het reguleren van het koelproces van een synthesegasstroom op zodanige wijze dat pieken in de elektriciteitsvraag kunnen worden opgevangen, waarbij een verhoogde elektriciteitsproduktie wordt verkregen doordat de koelstap van het synthesegas afhankelijk van de verhoogde energievraag wordt uitgevoerd door injecteren van een gasvormige koolwaterstof- en eventueel water- en/of kooldioxidestroom in combinatie met het recirculeren van reeds afgekoeld synthesegas ofwel met het fysisch koelen met een gasvormige koolwaterstof-, water- of kooldioxidestroom.Namely, the invention further relates to a method for regulating the cooling process of a synthesis gas stream in such a way that peaks in the electricity demand can be absorbed, wherein an increased electricity production is obtained because the cooling step of the synthesis gas is carried out, depending on the increased energy demand, by injecting a gaseous hydrocarbon and optionally water and / or carbon dioxide stream in combination with the recirculation of already cooled synthesis gas or with the physical cooling with a gaseous hydrocarbon, water or carbon dioxide stream.

Meer in detail kan deze reguleringswerkwijze als volgt worden beschreven. Bij een normale basisbelasting van de elektriciteitscentrale die op basis van vergassing werkt, kan worden gekoeld onder toepassing van de chemische koelwerkwijze volgens de uitvinding in combinatie met een tweede koelstap, waarbij gebruik wordt gemaakt van recirculatiegas. Indien de vraag naar elektriciteit op een bepaald moment van de dag groter wordt, kan volgens de uitvinding worden overgestapt van de recirculatiekoeling in de tweede koelstap op een koelwerkwi jze waarbij een koude gasvormig koolwaterstofstroom direct in de synthesegasstroom wordt geïnjecteerd. Aldus wordt in de tweede koelstap gebruik gemaakt van een fysische koeling met een gasvormige koolwaterstofstroom. Door van de ene fysische koelwerkwijze over te schakelen op de andere kan een peak/base-load verhouding van maximaal 1:1,6 ontstaan onder toepassing van methaan als gasvormige koolwaterstof. Een en ander maakt het geschikt deze werkwijze volgens de uitvinding toe te passen voor een flexibele dag/nacht-vermogensregeling van een elektriciteitscentrale.This regulation method can be described in more detail as follows. At a normal base load of the gas fired power plant, cooling can be performed using the chemical cooling method of the invention in combination with a second cooling step using recycle gas. According to the invention, if the demand for electricity increases at a certain time of the day, it is possible to switch from recirculation cooling in the second cooling step to a cooling process in which a cold gaseous hydrocarbon stream is injected directly into the synthesis gas stream. Thus, in the second cooling step, use is made of a physical cooling with a gaseous hydrocarbon stream. Switching from one physical cooling process to another can produce a peak / base load ratio of up to 1: 1.6 using methane as a gaseous hydrocarbon. All this makes it suitable to apply this method according to the invention for a flexible day / night power control of a power plant.

Een zeer geschikt koelmiddel, waarmee het chemisch en fysisch koelen kan worden uitgevoerd is een ongezuiverde koolwaterstofgasstroom, bijvoorbeeld een zure aardgasstroom of een ongezuiverde raffinaderijgasstroom.A very suitable coolant with which the chemical and physical cooling can be carried out is an unpurified hydrocarbon gas stream, for example an acidic natural gas stream or an unpurified refinery gas stream.

indien een nog flexibeler regulering voor pieken in de elektriciteitsvraag nodig is, terwijl men de vergassings-eenheid toch continu op volle capaciteit wil laten draaien, kan in eerste instantie conventioneel met gekoeld recircula-tiesynthesegas worden gekoeld. Afhankelijk van de elektriciteitsvraag kan dan op een bepaald moment (een deel van) de recirculatiekoeling worden vervangen door de chemische koelwerkwijze volgens de uitvinding, waarna de werkwijze voor het reguleren van het koelproces volgens de uitvinding verder kan worden uitgevoerd. Wanneer van de conventionele koeling met gerecirculeerd afgekoeld synthesegas wordt overgeschakeld naar een chemische quench en injectie van methaangas voor het aanvullend fysisch quenchen kan een peak/load-verhouding van maximaal 1:1,8 worden bereikt.if an even more flexible regulation for peaks in electricity demand is required, while the gasification unit is nevertheless continuously run at full capacity, cooling can initially be carried out conventionally with cooled recycle synthesis gas. Depending on the electricity demand, at some point (part of) the recirculation cooling can then be replaced by the chemical cooling method according to the invention, after which the method for regulating the cooling process according to the invention can be further carried out. When switching from conventional cooling with recycled cooled synthesis gas to a chemical quench and injection of methane gas for the additional physical quenching, a peak / load ratio of up to 1: 1.8 can be achieved.

Thans zal de onderhavige uitvinding nader worden toegelicht aan de hand van de volgende voorbeelden waarin een vergelijking wordt gemaakt tussen drie koelwerkwijzen.The present invention will now be further elucidated by means of the following examples in which a comparison is made between three cooling methods.

Voorbeeld 1Example 1

In dit voorbeeld wordt aangetoond dat toepassing van het chemisch koelen van gas uit een vergassingsinstallatie door middel van injectie van methaan en stoom in combinatie met fysisch koelen met recirculatiegas volgens de uitvinding leidt tot een hoger rendement bij elektriciteitsopwekking en een kleinere syngaskoeler benodigd is in vergelijking met gescheiden opwekking van elektriciteit volgens de stand der techniek.In this example, it is shown that the use of the chemical cooling of gas from a gasification installation by injection of methane and steam in combination with physical cooling with recirculation gas according to the invention leads to a higher efficiency in electricity generation and a smaller syngas cooler is required compared to prior art separate generation of electricity.

Een gasvormige methaanstroom van 0,047 kmol/s en een temperatuur van 25°C werd te zamen met een hoeveelheid stoom van 0,047 kmol/s en een temperatuur van 250°C geïnjecteerd in een kolengasstroom van l kmol/s en een temperatuur van 1614°C. De kolengasstroom had de volgende samenstelling: 27,8 mol.% waterstof, 63,1 mol.% koolmonoxide, 1,6 mol.% kooldioxide, 5,1 mol.% stikstof, 0,3 mol.% waterstofsulfide en 2,1 mol.% water. De druk op de plaats van injecteren bedroeg ongeveer 27 bara.A gaseous methane flow of 0.047 kmol / s and a temperature of 25 ° C together with an amount of steam of 0.047 kmol / s and a temperature of 250 ° C was injected into a coal gas flow of 1 kmol / s and a temperature of 1614 ° C . The coal gas stream had the following composition: 27.8 mol% hydrogen, 63.1 mol% carbon monoxide, 1.6 mol% carbon dioxide, 5.1 mol% nitrogen, 0.3 mol% hydrogen sulfide and 2.1 mole% water. The pressure at the injection site was about 27 bara.

Na injectie resulteerde een gasstroom van 1,18 kmol/s met een temperatuur van 1200°C, die 34,2 mol.% waterstof, 57,0 mol.% koolmonoxide, 1,4 mol.% kooldioxide, 4,4 mol.% stikstof, 0,3 mol.% waterstofsulfide, 2,2 mol.% water en 0,5 mol.% methaan bevatte.After injection, a gas flow of 1.18 kmol / s with a temperature of 1200 ° C resulted, which was 34.2 mol% hydrogen, 57.0 mol% carbon monoxide, 1.4 mol% carbon dioxide, 4.4 mol. % nitrogen, 0.3 mole% hydrogen sulfide, 2.2 mole% water and 0.5 mole% methane.

Deze gasstroom werd verder gekoeld tot 900°C door bijmenging van in de synthesegaskoeler afgekoeld kolengas van 0,58 kmol/s en een temperatuur van 247°C, dat uiteraard dezelfde samenstelling bezat als het gas dat in de vorige alinea werd beschreven. Er ontstond een gasstroom van 1,76 kmol/s.This gas stream was further cooled to 900 ° C by admixture of 0.58 kmol / s coal gas cooled in the synthesis gas cooler and a temperature of 247 ° C, which of course had the same composition as the gas described in the previous paragraph. A gas flow of 1.76 kmol / s was generated.

Deze gasstroom werd in de syngaskoeler gekoeld tot 235°C onder opwekking van 0,72 kmol/s stoom van 250°C en 27 bar.This gas stream was cooled to 235 ° C in the syngas cooler to generate 0.72 kmol / s steam at 250 ° C and 27 bar.

Deze stoom werd in een stoomturbine met een exergetisch rendement van 90% in elektriciteit omgezet.This steam was converted into electricity in a steam turbine with an exergetic efficiency of 90%.

Een gasstroom van 0,58 kmol/s werd na recompressie naar de bijmengingsplaats voor de fysische quench gerecirculeerd.A gas flow of 0.58 kmol / s was recycled to the physical quench admixture site after recompression.

De produktgasstroam van 1,18 kmol/s werd naar een STEG-eenheid gevoerd. Deze gasstroom werd in de STEG-eenheid omgezet naar elektriciteit met een rendement van 57,51% op stookwaarde-basis.The 1.18 kmol / s product gas stream was fed to a STEG unit. This gas flow was converted into electricity in the STEG unit with an efficiency of 57.51% on a calorific value basis.

De netto elektriciteitsproduktie in de stoomturbine en de STEG-eenheid bedroeg 180,5 MW.The net electricity production in the steam turbine and the STEG unit was 180.5 MW.

Ter vergelijking werden de volgens de uitvinding toegepaste methaan- en kolengasstromen eveneens gescheiden toegepast voor de produktie van elektriciteit volgens de stand der techniek.For comparison, the methane and coal gas streams used in accordance with the invention were also used separately for the production of prior art electricity.

De methaanstroom van 0,047 kmol/s en een temperatuur van 25°C werd daartoe in de STEG-eenheid verbrand, waarbij met een rendement van 55,97% op stookwaardébasis 20,9 MWe elektriciteit werd gegenereerd.To this end, the methane flow of 0.047 kmol / s and a temperature of 25 ° C was burned in the STEG unit, generating 20.9 MWe of electricity with an efficiency of 55.97% on calorific value.

De kolengasstroom (1 kmol/s; 27 bara; 1614°C) werd thans volledig met gerecirculeerd afgekoeld gas (1,20 kmol/s; 247°C) op een temperatuur van 900°C (2,2 kmol/s) gebracht. Deze gasstroom werd in een syngaskoeler gekoeld tot 235°C onder opwekking van 0,91 kmol/s stoom van 250°C en 27 bar. Een gasstroom van 1,2 kmol/s werd gerecirculeerd voor het fysisch quenchen. De produktstroom van 1,0 kmol/s werd naar de STEG-eenheid gevoerd.The coal gas stream (1 kmol / s; 27 bara; 1614 ° C) was now brought to a temperature of 900 ° C (2.2 kmol / s) completely with recycled cooled gas (1.20 kmol / s; 247 ° C) . This gas stream was cooled to 235 ° C in a syngas cooler to generate 0.91 kmol / s steam at 250 ° C and 27 bar. A gas flow of 1.2 kmol / s was recycled for physical quenching. The product flow of 1.0 kmol / s was fed to the STEG unit.

Uit de kolengasstroom werd aldus, met een rendement van 57,47% op stookwaardébasis, netto 157,8 MWe elektriciteit geproduceerd.A net 157.8 MWe of electricity was thus produced from the coal gas flow, with a yield of 57.47% on a calorific value basis.

In totaal werd bij gescheiden opwekking elektriciteit geproduceerd in een netto vermogen van 178,8 MW. Dit betekent dat de rendementsstijging door toepassen van de werkwijze volgens de uitvinding 0,6% op stookwaardébasis bedraagt.In total, with separate generation, electricity was produced in a net capacity of 178.8 MW. This means that the increase in efficiency by applying the method according to the invention is 0.6% on a calorific value basis.

Toepassing van de chemische koelstap resulteert in een verlaging van 20% van de gasstroom door de syngaskoeler alsmede de duty daarvan.Application of the chemical cooling step results in a 20% reduction in the gas flow through the syngas cooler as well as its duty.

Voorbeeld 2Example 2

In dit voorbeeld wordt aangetoond dat toepassing van chemisch koelen door middel van injectie van methaan en stoom in combinatie met fysisch koelen door injectie van een koolwaterstof volgens de uitvinding leidt tot een hoger rendement bij elektriciteitsopwékking en een kleinere syngaskoeler benodigd is in vergelijking met gescheiden opwekking van elektriciteit volgens de stand der techniek.In this example, it is shown that the use of chemical cooling by injection of methane and steam in combination with physical cooling by injection of a hydrocarbon according to the invention results in a higher efficiency in electricity generation and a smaller syngas cooler is required in comparison with separate generation of prior art electricity.

De werkwijze als beschreven in voorbeeld 1 werd herhaald met deze wijziging dat nu de fysische koelstap niet met gerecirculeerd afgekoeld kolengas werd uitgevoerd maar met een stroom van 0,24 kmol/s methaan van 25°C. Aldus werd een gasstroom met een temperatuur van 900°C verkregen van de volgende samenstelling: 28,5 mol.% waterstof, 47,6 mol.% koolmonoxide, 1,2 mol.% kooldioxide, 3,6 mol.% stikstof, 0,2 mol.% waterstofsulfide, 1,7 mol.% water en 17,0 mol.% methaan.The procedure as described in Example 1 was repeated with the change that now the physical cooling step was not carried out with recycled cooled coal gas but with a flow of 0.24 kmol / s methane at 25 ° C. Thus, a gas stream at a temperature of 900 ° C was obtained from the following composition: 28.5 mol% hydrogen, 47.6 mol% carbon monoxide, 1.2 mol% carbon dioxide, 3.6 mol% nitrogen, 0 .2 mole% hydrogen sulfide, 1.7 mole% water and 17.0 mole% methane.

Vervolgens werd deze gasstroom in de syngaskoeler gekoeld tot een temperatuur van 235°C, waarbij 0,68 kmol/s stoom van 27 bar en 250°C werd gegenereerd. Het produktgas werd aan een STEG-eenheid toegevoerd, waar het met een rendement van 57,15% op stookwaardebasis werd omgezet in elektriciteit.Subsequently, this gas stream in the syngas cooler was cooled to a temperature of 235 ° C, generating 0.68 kmol / s steam of 27 bar and 250 ° C. The product gas was fed to a STEG unit, where it was converted into electricity with a yield of 57.15% on calorific value.

Netto werd 286,7 MWe elektriciteit opgewekt in de stoomturbine en de STEG-eenheid.Net 286.7 MWe of electricity was generated in the steam turbine and the STEG unit.

Ook thans werd vergeleken met een proces waarbij de kolengasstroom en de methaangasstroom gescheiden werden aangewend voor de elektriciteitsproduktie.Also now it has been compared to a process in which the coal gas stream and the methane gas stream were used separately for the production of electricity.

De gasvormige methaanstroom van 0,28 kmol/s en een temperatuur van 25°C werd toegepast in een STEG-eenheid voor de produktie van elektriciteit. De omzetting naar elektriciteit vond plaats met een rendement van 55,97% op stookwaarde-basis, wat 126,5 MWe elektriciteit leverde.The gaseous methane stream of 0.28 kmol / s and a temperature of 25 ° C was used in an STEG unit for the production of electricity. The conversion to electricity took place with a yield of 55.97% on a calorific value basis, which yielded 126.5 MWe of electricity.

Overeenkomstig voorbeeld l leverde de kolengasstroom 157,8 MWIn accordance with Example 1, the coal gas flow provided 157.8 MW

In totaal werd dus bij gescheiden opwekking een vermogen van 284,3 MWe aan elektriciteit geproduceerd.A total of 284.3 MWe of electricity was therefore produced with separate generation.

De rendements st ij ging bij toepassing van de werkwijze volgens de uitvinding bedraagt derhalve 0,5% op stookwaarde-basis.The yield increase when using the method according to the invention is therefore 0.5% on a calorific value basis.

Voorbeeld 3Example 3

In dit voorbeeld wordt aangetoond dat toepassing van chemisch koelen door middel van injectie van methaan en kooldioxide in combinatie met fysisch koelen met recirculatie-gas volgens de uitvinding leidt tot een hoger rendement bij elektriciteitsopwekking in vergelijking met gescheiden opwekking van elektriciteit volgens de stand der techniek.In this example, it is shown that the use of chemical cooling by injection of methane and carbon dioxide in combination with physical cooling with recirculation gas according to the invention leads to a higher efficiency in electricity generation compared to separate generation of electricity according to the prior art.

Een gasvormige methaanstroom van 0,040 kmol/s en een temperatuur van 25°C werd te zamen met een hoeveelheid kooldioxide van 0,040 kmol/s en een temperatuur van 25°C geïnjecteerd in een kolengasstroom van 1 kmol/s en een temperatuur van 1614°C. De kolengasstroom bevatte 27,8 mol.% waterstof, 63,1 mol.% koolmonoxide, 1,6 mol.% kooldioxide, 5,1 mol.% stikstof, 0,3 mol.% diwaterstofsulfide en 2,1 mol.% water. De druk van het gas op het injectiepunt bedroeg ongeveer 27 bara. Na injectie ontstond een gasstroom van 1,15 kmol/s met een temperatuur van 1200°C, welke 30,2 mol.% waterstof, 61,1 mol.% koolmonoxide, 1,6 mol.% kooldioxide, 4,4 mol.% stikstof, 0,3 mol.% diwaterstofsulfide, 2,0 mol.% water en 0,4 mol.% methaan bevatte.A gaseous methane stream of 0.040 kmol / s and a temperature of 25 ° C together with an amount of carbon dioxide of 0.040 kmol / s and a temperature of 25 ° C was injected into a coal gas stream of 1 kmol / s and a temperature of 1614 ° C . The coal gas stream contained 27.8 mol% hydrogen, 63.1 mol% carbon monoxide, 1.6 mol% carbon dioxide, 5.1 mol% nitrogen, 0.3 mol% dihydrogen sulfide and 2.1 mol% water . The pressure of the gas at the injection point was about 27 bara. After injection, a gas flow of 1.15 kmol / s with a temperature of 1200 ° C was generated, which contained 30.2 mol% hydrogen, 61.1 mol% carbon monoxide, 1.6 mol% carbon dioxide, 4.4 mol. % nitrogen, 0.3 mole% dihydrogen sulfide, 2.0 mole% water and 0.4 mole% methane.

Deze gasstroom werd gekoeld tot 900°C door fysische bijmenging van een recirculatiestroam van reeds gekoeld gas van dezelfde samenstelling van 0,57 kmol/s en een temperatuur van 247°c. Hierbij ontstond een gasstroom van 1,72 kmol/s met ongewijzigde samenstelling. Vervolgens vond verdere koeling tot 235eC plaats in een syngaskoeler onder opwekking van 0,71 kmol/s stoom van 250°C en 27 bar.This gas stream was cooled to 900 ° C by physical admixture of a recirculation stream of already cooled gas of the same composition of 0.57 kmol / s and a temperature of 247 ° C. This resulted in a gas flow of 1.72 kmol / s with an unchanged composition. Subsequently further cooling to 235eC took place in a syngas cooler generating 0.71 kmol / s steam at 250 ° C and 27 bar.

Een gasstroom van 0,57 kmol/s werd na recompressie naar het fysische quenchpunt gerecirculeerd.A gas flow of 0.57 kmol / s was recycled to the physical quenching point after recompression.

De produktgasstroom bedroeg 1,15 kmol/s. Toepassing vein deze gasstroom voor elektriciteitsproduktie in een STEG-eenheid met een rendement van 57,49% op stookwaardébasis, alsmede de omzetting van de geproduceerde stoom naar elektriciteit in een stoomturbine met een exergetisch rendement van 90%, leidde tot een netto elektriciteits-produktie van 178,0 MW.The product gas flow was 1.15 kmol / s. Application of this gas flow for electricity production in a CCGT unit with a yield of 57.49% on heating value, as well as the conversion of the steam produced to electricity in a steam turbine with an exergetic efficiency of 90%, resulted in a net electricity production of 178.0 MW.

Ter vergelijking werd een werkwijze uitgevoerd, waarbij de hierboven toegepaste aardgas- en kolengasstromen gescheiden werden toegepast voor de produktie van elektriciteit volgens de stand der techniek.For comparison, a process was conducted in which the natural gas and coal gas streams used above were used separately for the production of prior art electricity.

Een gasvormige methaanstroom van 0,040 kmol/s en een temperatuur van 25°C werd verbrand in een STEG-eenheid voor de produktie van elektriciteit. De omzetting naar elektriciteit vond plaats met een rendement van 55,97% op stookwaardébasis, zodat de elektriciteitsproduktie van 18,0 MWe ontstond.A gaseous methane stream of 0.040 kmol / s and a temperature of 25 ° C was burned in an STEG unit for the production of electricity. The conversion to electricity took place with an efficiency of 55.97% on a calorific value basis, resulting in an electricity production of 18.0 MWe.

Zoals reeds in voorgaande voorbeelden werd beschreven, leidde toepassing van de kolengasstroom volgens de conventionele werkwijze tot een elektriciteitsproduktie van 157,8 MW.As already described in previous examples, use of the coal gas flow according to the conventional method led to an electricity production of 157.8 MW.

In totaal wordt dus bij gescheiden opwekking een vermogen opgewekt van 175,8 MWe. Dit betekent dat de rendementswinst door toepassing van de chemische quench is gestegen met 0,8% op stookwaardébasis.In total, a power of 175.8 MWe is generated with separate generation. This means that the profitability of the chemical quench has increased by 0.8% on a calorific value basis.

Voorbeeld 4 in dit voorbeeld wordt aangetoond dat toepassing van chemisch koelen door middel van injectie van alleen methaan leidt tot de produktie van synthesegas met nog slechts een zeer kleine hoeveelheid kooldioxide en water.Example 4 in this example is shown that the use of chemical cooling by injection of methane only leads to the production of synthesis gas with only a very small amount of carbon dioxide and water.

Een gasvormige methaanstroom van 0,09 kmol/s en een temperatuur van 25°C werd geïnjecteerd in een kolengasstroom van 1 kmol/s en een temperatuur van 1614°C. De kolengasstroom bevatte 27,8 mol.% waterstof, 63,1 mol.% koolmonoxide, 1,6 mol.% kooldioxide, 5,1 mol.% stikstof, 0,3 mol.% diwaterstofsulfide en 2,1 mol.% water. De druk op het injectiepunt bedroeg ongeveer 27 bara. Na injectie ontstond een gasstroom van 1,15 kmol/s met een temperatuur van 1200°C, welke 31,6 mol.% waterstof, 58,7 mol.% koolmonoxide, 0,1 mol.% kooldioxide, 4,4 mol.% stikstof, 0,3 mol.% diwaterstofsulfide, 0,2 mol.% water en 4,7 mol.% methaan bevatte.A gaseous methane stream of 0.09 kmol / s and a temperature of 25 ° C was injected into a coal gas stream of 1 kmol / s and a temperature of 1614 ° C. The coal gas stream contained 27.8 mol% hydrogen, 63.1 mol% carbon monoxide, 1.6 mol% carbon dioxide, 5.1 mol% nitrogen, 0.3 mol% dihydrogen sulfide and 2.1 mol% water . The pressure at the injection point was about 27 bara. After injection, a gas flow of 1.15 kmol / s with a temperature of 1200 ° C was generated, which contained 31.6 mol% hydrogen, 58.7 mol% carbon monoxide, 0.1 mol% carbon dioxide, 4.4 mol. % nitrogen, 0.3 mole% dihydrogen sulfide, 0.2 mole% water and 4.7 mole% methane.

Na verdere afkoeling van het synthesegas tot 235°C, werd het gas gereinigd in een gasreinigingssectie. Het zeer lage CO2 gehalte gaf als voordeel dat bij de absorptie van H2S met behulp van sulf inol, co-absorptie van C02 niet langer een probleem vormde. Hierdoor is de benodigde capaciteit van de gasreinigingsapparatuur lager, wat resulteert in economisch voordeel.After further cooling the synthesis gas to 235 ° C, the gas was cleaned in a gas cleaning section. The very low CO2 content gave the advantage that co-absorption of CO2 was no longer a problem with the absorption of H 2 S using sulpholol. As a result, the required capacity of the gas cleaning equipment is lower, which results in an economic advantage.

Voorbeeld 5 in dit voorbeeld wordt aangetoond dat toepassing van chemisch koelen door het injecteren van alleen methaan in een kolengasstroom uit een natte vergassingsinrichting in combinatie met fysisch koelen met recirculatiegas volgens de uitvinding leidt tot een hoger rendement bij elektriciteits-opwekking dan bij gescheiden opwekking van elektriciteit volgens de stand der techniek.Example 5 in this example is shown that the use of chemical cooling by injecting only methane into a coal gas stream from a wet gasification plant in combination with physical cooling with recirculation gas according to the invention leads to a higher efficiency in electricity generation than in separate generation of electricity according to the state of the art.

Een gasvormige methaanstroom van 0,032 kmol/s en een temperatuur van 25°C werd geïnjecteerd in een kolengasstroom van 1 kmol/s en een temperatuur van 1474°C. De kolengasstroom bevatte 29,4 mol.% waterstof, 43,5 mol.% koolmonoxide, 11,1 mol.% kooldioxide, 2,0 mol.% stikstof, 0,2 mol.% diwaterstofsulfide en 13,8 mol.% water. De druk op het injectiepunt bedroeg ongeveer 40 bara. Na injectie ontstond een gasstroom van 1,10 kmol/s met een temperatuur van 1200°C, welke 32,4 mol.% waterstof, 45,7 mol.% koolmonoxide, 7,0 mol.% kooldioxide, 1,8 mol.% stikstof, 0,1 mol.% waterstofsulfide, 12.9 mol.% water en 0,1 mol.% methaan bevatte. Deze gasstroom werd gekoeld tot 900°C door fysische bijmenging van reeds afgekoeld gasvoxmige recirculatiestroom met dezelfde samenstelling van 0,54 kmol/s en een temperatuur van 238°C. Hierbij ontstond een gasstroom van 1,64 kmol/s met ongewijzigde samenstelling. Vervolgens vond verdere koeling tot 235°C plaats in een syngaskoeler onder opwekking van 0,71 kmol/s stoom van 250°C bar en 27 bar. Een gasstroom van 0,54 kmol/s werd na recompressie voor fysisch quenchen naar de hete gasstroom gevoerd. De produktgasstroom bedroeg 1,10 kmol/s. Toepassing van deze gasstroom voor elektrici- teitsproduktie in een STEG-eenheid met een rendement van 58,50% op stookwaardëbasis, alsmede de omzetting van de netto geproduceerde stoom naar elektriciteit in een stoomturbine met een exergetisch rendement van 90% leidde tot een netto elektriciteitsproduktie van 147,1 MW.A gaseous methane stream of 0.032 kmol / s and a temperature of 25 ° C was injected into a coal gas stream of 1 kmol / s and a temperature of 1474 ° C. The coal gas stream contained 29.4 mol% hydrogen, 43.5 mol% carbon monoxide, 11.1 mol% carbon dioxide, 2.0 mol% nitrogen, 0.2 mol% dihydrogen sulfide and 13.8 mol% water . The pressure at the injection point was about 40 bara. After injection, a gas flow of 1.10 kmol / s with a temperature of 1200 ° C was generated, which contained 32.4 mol% hydrogen, 45.7 mol% carbon monoxide, 7.0 mol% carbon dioxide, 1.8 mol. % nitrogen, 0.1 mole% hydrogen sulfide, 12.9 mole% water and 0.1 mole% methane. This gas stream was cooled to 900 ° C by physical admixture of already cooled gaseous recirculation stream with the same composition of 0.54 kmol / s and a temperature of 238 ° C. This produced a gas flow of 1.64 kmol / s with an unchanged composition. Subsequently further cooling to 235 ° C took place in a syngas cooler generating 0.71 kmol / s steam at 250 ° C bar and 27 bar. A gas stream of 0.54 kmol / s was fed to the hot gas stream after recompression for physical quenching. The product gas flow was 1.10 kmol / s. Application of this gas flow for electricity production in a CCGT unit with a yield of 58.50% on a heating value basis, as well as the conversion of the net steam produced into electricity in a steam turbine with an exergetic efficiency of 90%, resulted in a net electricity production of 147.1 MW.

Als referentie werd wederom een werkwijze gehanteerd, waarbij de hierboven toegepaste methaan- en kolengasstromen gescheiden werden toegepast voor de produktie van elektriciteit volgens de stand der techniek.As a reference again a method was used in which the above-used methane and coal gas streams were used separately for the production of electricity according to the prior art.

Een gasvormige methaanstroon van 0,032 kmol/s en een tenqperatuur van 25°C werd verbrand in een STEG-eenheid voor de produktie van elektriciteit. De omzetting naar elektriciteit vond plaats met een rendement van 55,97% op stookwaardëbasis, zodat een elektriciteitsproduktie van 14,5 MWe ontstaat.A gaseous methane stream of 0.032 kmol / s and a temperature of 25 ° C was burned in an STEG unit for the production of electricity. The conversion to electricity took place with an efficiency of 55.97% on a heating value basis, resulting in an electricity production of 14.5 MWe.

Een kolengasstroom van 1 kmol/s, een druk van 40 bar en een temperatuur van 1614°C, welke 29,4 mol.% waterstof, 43,5 mol.% koolmonoxide, 11,1 mol.% kooldioxide, 2,0 mol.% stikstof, 0,2 mol.% waterstofsulfide en 13,8 mol.% water bevatte, werd gekoeld door middel van menging met een gasstroom met dezelfde samenstelling van 0,94 kmol/s en een temperatuur van 243°C. Na de quench had de gasstroom van 1,94 kmol/s en een temperatuur van 900°C. Vervolgens vond verdere koeling tot 235°C plaats in een syngaskoeler onder opwekking van 0,86 kmol/s stoom van 250°C en 27 bar. Een gasstroom van 0,94 kmol/s werd na recompressie voor de fysische koelstap gerecirculeerd.A coal gas flow of 1 kmol / s, a pressure of 40 bar and a temperature of 1614 ° C, which contains 29.4 mol% hydrogen, 43.5 mol% carbon monoxide, 11.1 mol% carbon dioxide, 2.0 mol % nitrogen, 0.2 mole% hydrogen sulfide and 13.8 mole% water, was cooled by mixing with a gas stream having the same composition of 0.94 kmol / s and a temperature of 243 ° C. After the quench, the gas flow had 1.94 kmol / s and a temperature of 900 ° C. Subsequently, further cooling to 235 ° C took place in a syngas cooler generating 0.86 kmol / s steam at 250 ° C and 27 bar. A gas flow of 0.94 kmol / s was recycled after recompression for the physical cooling step.

De produktgasstroom bedroeg 1,0 kmol/s. Toepassing van deze gasstroom voor elektriciteitsproduktie in een STEG-eenheid met een overall rendement van 58,77% op stookwaarde-basis, alsmede de netto geproduceerde stoom in een stoomturbine met een exergetisch rendement van 90% leidde tot een netto elektriciteitsproduktie van 131,1 MWe. In totaal wordt dus bij gescheiden opwekking een vermogen opgewekt van 145,6 MWe. Dit betekent dat de rendementswinst door toepassing van de chemische quench is gestegen met 0,7% op stookwaarde-basis.The product gas flow was 1.0 kmol / s. The use of this gas flow for electricity production in a STEG unit with an overall efficiency of 58.77% on a calorific value basis, as well as the net steam produced in a steam turbine with an exergetic efficiency of 90%, resulted in a net electricity production of 131.1 MWe . In total, therefore, a power of 145.6 MWe is generated with separate generation. This means that the profitability of the chemical quench has increased by 0.7% on a calorific value basis.

Claims

Method for the chemical cooling of a hot gas stream, in particular a hot synthesis gas stream, with a temperature above 900 ° C, characterized in that at least one gaseous hydrocarbon, and optionally water and / or carbon dioxide, directly in the hot gas stream is being fed.

2. A method for increasing the efficiency of the electricity production using a synthesis gas stream from a gasification device, characterized in that at least one gaseous hydrocarbon, and optionally water and / or carbon dioxide, is (are) fed directly into the synthesis gas stream, before the gas flow is supplied to electricity generating devices.

3. A method of producing electric current using a synthesis gas stream, characterized in that peaks in the electricity demand can be absorbed and an increased efficiency of the electricity production is obtained by regulating the synthesis gas, depending on the increased energy demand is cooled by injecting at least one gaseous hydrocarbon and optionally water and / or carbon dioxide stream in combination with the recirculation of already cooled synthesis gas or by physical cooling with a gaseous hydrocarbon, water or carbon dioxide stream.

Process according to any one of the preceding claims, characterized in that an alkane with 1-4 carbon atoms or a mixture of such alkanes is used as the gaseous hydrocarbon.

A method according to any one of the preceding claims, characterized in that natural gas or refinery gas is used as the gaseous hydrocarbon.

A method according to any one of the preceding claims, characterized in that the chemical and physical cooling is carried out with a crude hydrocarbon gas stream.

Process according to any one of the preceding claims, characterized in that a synthesis gas is obtained with a very low content of carbon dioxide gas.

Use of per se known calculation models for generating a flowchart for setting and determining the process parameters for the methods of any one of claims 1-6.