NO319178B1 - Prosess for produksjon av elektrisk energi, damp og karbondioksid fra et hydrokarbonrastoff - Google Patents

Prosess for produksjon av elektrisk energi, damp og karbondioksid fra et hydrokarbonrastoff Download PDF

Info

Publication number
NO319178B1
NO319178B1 NO20006618A NO20006618A NO319178B1 NO 319178 B1 NO319178 B1 NO 319178B1 NO 20006618 A NO20006618 A NO 20006618A NO 20006618 A NO20006618 A NO 20006618A NO 319178 B1 NO319178 B1 NO 319178B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
gas
production
steam
unit
carbon dioxide
Prior art date
Application number
NO20006618A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20006618L (no
NO20006618D0 (no
Inventor
Henrik O Fjellhaug
Werner Soyez
Michel Saigne
Henning Reier Nilsen
Original Assignee
Norsk Hydro As
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 Norsk Hydro As filed Critical Norsk Hydro As
Priority to NO20006618A priority Critical patent/NO319178B1/no
Publication of NO20006618L publication Critical patent/NO20006618L/no
Publication of NO20006618D0 publication Critical patent/NO20006618D0/no
Publication of NO319178B1 publication Critical patent/NO319178B1/no

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/50—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification
    • C01B3/501—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification by diffusion
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/025—Preparation or purification of gas mixtures for ammonia synthesis
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/48—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents followed by reaction of water vapour with carbon monoxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/50—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification
    • C01B3/52—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification by contacting with liquids; Regeneration of used liquids
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/064—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle in combination with an industrial process, e.g. chemical, metallurgical
    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
    • F02C6/04—Gas-turbine plants providing heated or pressurised working fluid for other apparatus, e.g. without mechanical power output
    • F02C6/10—Gas-turbine plants providing heated or pressurised working fluid for other apparatus, e.g. without mechanical power output supplying working fluid to a user, e.g. a chemical process, which returns working fluid to a turbine of the plant
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0606—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants
    • H01M8/0612—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants from carbon-containing material
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0662—Treatment of gaseous reactants or gaseous residues, e.g. cleaning
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0233—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being a steam reforming step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0244—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being an autothermal reforming step, e.g. secondary reforming processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0283—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a CO-shift step, i.e. a water gas shift step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0283—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a CO-shift step, i.e. a water gas shift step
    • C01B2203/0288—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a CO-shift step, i.e. a water gas shift step containing two CO-shift steps
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0405—Purification by membrane separation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0415—Purification by absorption in liquids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0435—Catalytic purification
    • C01B2203/0445—Selective methanation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0465—Composition of the impurity
    • C01B2203/0475—Composition of the impurity the impurity being carbon dioxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0465—Composition of the impurity
    • C01B2203/0495—Composition of the impurity the impurity being water
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/06—Integration with other chemical processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/06—Integration with other chemical processes
    • C01B2203/061—Methanol production
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/06—Integration with other chemical processes
    • C01B2203/066—Integration with other chemical processes with fuel cells
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/06—Integration with other chemical processes
    • C01B2203/068—Ammonia synthesis
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0838—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by heat exchange with exothermic reactions, other than by combustion of fuel
    • C01B2203/0844—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by heat exchange with exothermic reactions, other than by combustion of fuel the non-combustive exothermic reaction being another reforming reaction as defined in groups C01B2203/02 - C01B2203/0294
    • 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
    • C01B2203/0872—Methods of cooling
    • C01B2203/0883—Methods of cooling by indirect heat exchange
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1205—Composition of the feed
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1205—Composition of the feed
    • C01B2203/1211—Organic compounds or organic mixtures used in the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1235—Hydrocarbons
    • C01B2203/1241—Natural gas or methane
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1258—Pre-treatment of the feed
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1288—Evaporation of one or more of the different feed components
    • C01B2203/1294—Evaporation by heat exchange with hot process stream
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/14—Details of the flowsheet
    • C01B2203/141—At least two reforming, decomposition or partial oxidation steps in parallel
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/14—Details of the flowsheet
    • C01B2203/142—At least two reforming, decomposition or partial oxidation steps in series
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/14—Details of the flowsheet
    • C01B2203/142—At least two reforming, decomposition or partial oxidation steps in series
    • C01B2203/143—Three or more reforming, decomposition or partial oxidation steps in series
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/14—Details of the flowsheet
    • C01B2203/146—At least two purification steps in series
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/14—Details of the flowsheet
    • C01B2203/146—At least two purification steps in series
    • C01B2203/147—Three or more purification steps in series
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/14—Details of the flowsheet
    • C01B2203/148—Details of the flowsheet involving a recycle stream to the feed of the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/80—Aspect of integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas not covered by groups C01B2203/02 - C01B2203/1695
    • C01B2203/82—Several process steps of C01B2203/02 - C01B2203/08 integrated into a single apparatus
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/80—Aspect of integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas not covered by groups C01B2203/02 - C01B2203/1695
    • C01B2203/84—Energy production
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • Y02E20/18—Integrated gasification combined cycle [IGCC], e.g. combined with carbon capture and storage [CCS]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/30—Hydrogen technology
    • Y02E60/50—Fuel cells
    • 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
    • Y02P70/00—Climate change mitigation technologies in the production process for final industrial or consumer products
    • Y02P70/50—Manufacturing or production processes characterised by the final manufactured product

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Electrochemistry (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Manufacturing & Machinery (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Carbon And Carbon Compounds (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Description

Oppfinnelsen vedrører en prosess omfattende produksjon av elektrisk energi, damp og karbondioksid i konsentrert form utfra et råstoff av hydrokarboner. Oppfinnelsen omfatter også en eventuell produksjon av produkter basert på syntesegass i kombinasjon med den nevnte prosessen.
Den elektriske energien produseres i en kombinert gass-/dampturbin som er integrert med reformeranlegget hvor gassturbinen bruker den hydrogenholdige gassen som brensel (Integrert Reformer og gass-/dampturbin eller Integrated Reforming Combined Cycle (IRCC)). Et hovedproblem ved en slik prosess er å kjøre gassturbinen under driftsbetingelser som gir minimale utslipp av nitrogen-oksid og samtidig oppnå optimal produksjon av elektrisk energi og damp.
En prosess for produksjon av elektrisk kraft, damp og konsentrert karbondioksid er publisert på Internett, http://www.hydro.com/konsern/news/eng/1998/980423e.-html. I denne publikasjonen beskrives en prosess som omfatter å la naturgass reagere med vanndamp slik at det dannes en hydrogenholdig gass som forbrennes i en kombinert gass-/dampturbin slik at det produseres elektrisk kraft.
Fra japanske patentsøknad JP608041 er det videre kjent at man kan bruke en turbin som brenner hydrogen til å produsere elektrisk energi. I henhold til denne søknaden reageres naturgass og oksygen i et molforhold på 1:0,5 til 1:0,7 ved partiell oksidasjon av det nevnte brennstoffet for å danne hydrogen og karbonmonoksid. En oksygenseparator basert på absorpsjon ved anvendelse av trykk-endring (Pressure Swing Absorption eller PSA) tilføres luft, og oksygenet sendes så videre til en autotermisk reaktor (AutoThermal Reactor, ATR) hvor naturgassen oksideres partielt til hydrogen og karbonmonoksid. Den reformerte gassen føres inn i en CO-konverteringsreaktor hvor karbonmonoksidet oksideres til karbondioksid. Gassblandingen føres deretter over en membranseparator hvor hydrogenet separeres fra karbondioksidet. Det utskilte karbondioksidet vaskes ut og desorberes senere. Hydrogenet, som stort sett er fritt for karbonforbindelser, anvendes i en gassturbin til å produsere elektrisk kraft. Denne prosessen krever oksygen, noe som gjør det nødvendig med en kraftkrevende PSA-enhet. I henhold til prosessdiagrammet i søknaden må naturgassen dekomprimeres nesten til atmosfæretrykk for at man skal kunne tilføre oksygenet. Etter PSA-separasjonen må oksygenet komprimeres igjen. Alle disse ekstra kompresjonene reduserer effektiviteten av prosessen.
Hovedmålet for oppfinnelsen var å fremskaffe en forbedret prosess for produksjon av kraft ved dampreforming av et råstoff av hydrokarboner, hvor en vesentlig andel av det produserte karbondioksidet skilles ut som en høykonsentrert C02-gasstrøm og hvor utslippet av nitrogenoksider ligger innenfor aksepterte grenser for konvensjonelle gassturbiner.
Et annet formål ved oppfinnelsen var å bruke minst en del av syntesegassen som dannes i den nevnte kraftproduksjonsprosessen tii å produsere syntesegassprodukter, spesielt ammoniakk, metanol og/eller dimetyleter.
Når det gjelder elektrisk energiproduksjon, vil den foreliggende prosessen konkurrere med konvensjonelle kraftverk som baserer seg på forbrenning av hydrokarboner, som for eksempel naturgass. Men utslippet av karbondioksid er en vesentlig ulempe ved bare å forbrenne hydrokarboner, siden avgassene fra forbrenningen bare inneholder små mengder karbondioksid som i dag ikke kan utvinnes økonomisk. Utslippet av nitrogenoksider (NOX) som varierer med driftsforholdene kan også innebære et utslipproblem.
Et hovedproblem ved å redusere utslippet av karbondioksid og NOX er å oppnå den reduksjonen man ønsker samtidig som prosessens effektivitet for kraftproduksjon ikke blir redusert i uakseptabel grad. Det første trinnet i evalueringen av den grunnleggende prosessen i lys av de ovennevnte kravene var produksjons-trinnet for syntesegassen. Etter å ha vurdert forskjellige metoder fant oppfinnerne ut at ATR ville gi en rekke fordeler, og det ble besluttet å gjøre flere undersøkelser over den beste måten å drive ATR på. I motsetning til det som er fremlagt i den ovennevnte japanske patentsøknaden fant de at ATR-enheten bør være en luftdrevet reaktor, dvs. ikke en oksygendrevet reaktor. Å bruke ATR syntes å innebære flere fordeler i forhold til frihetsgrader. Arbeidstrykket kunne velges med hensyn til den totale økonomien til konseptet. Metanslippet kunne varieres i samsvar med driften av etterfølgende enheter, og endelig ville syntesegass-produktet i ATR være en forholdsvis mager gass som egner seg for den gass-drevne turbinen og kan sammenlignes med blandinger som brukes i velprøvde gass-/dampturbinanlegg (IRCC) i stor skala.
Egnede hydrokarbonråstoffer for en slik prosess vil være naturgass, nafta, forskjellige petroleumsdestillater etc. Ved å sette inn en for-reformer foran ATR-enheten i prosesslinjen vil fleksibiliteten med hensyn til råstoffet kunne bli ganske stor. Det foretrukne råstoffet vil være naturgass.
NOX-problemet ble funnet å være sterkt forbundet med driftsforholdene i gassturbinen. NOX-produksjonen er korrelert med flammetemperaturen i denne turbinen. Derfor bør man sørge for å kunne regulere flammetemperaturen. Intervallet for gassblandingen som skal brennes i den nevnte turbinen kan velges i samsvar med design av prosessen for å holde flammetemperaturen på et ønsket nivå og samtidig opprettholde en akseptabel kraftproduksjon. Flammetemperaturen i turbinen bestemmes hovedsakelig av sammensetningen av brenngassen. Det ble funnet at en luftdrevet ATR vil gi en mager hydrogenbasert brenngassblanding som er kompatibel med gasser som brukes i IRCC-anlegg. Det ble funnet at det var fordelaktig å trekke ut prosessluft for ATR ved utgangen av luftkompressoren for gassturbinen, og komprimere den til det nødvendige ATR-injeksjonstrykket. Dessuten kunne luftstrømmen justeres for å oppnå et tilfreds-stillende metanslipp, og sammensetningen av brenngassblandingen kunne justeres slik at den ble kompatibel med en akseptabel NOX-produksjon i forbrenn-ingssystemet til gassturbinen. Nitrogenet som tas ut fra gassturbinen sammen med luften returneres til turbindelen som en komponent av brenngassblandingen, slik at massestrømmen i turbinen stort sett blir den samme.
Hvis nødvendig, kan man injisere en moderat dampmengde for å redusere NOX-produksjonen i turbinen. Optimal utforming av brenneren kan også redusere NOX-utslippet.
Et alternativ innenfor oppfinnelsens konsept er å kombinere ATR med en reformer-varmeveksler. Det ble funnet at denne muligheten kunne øke gjen-vinningen av CO2 i konsentrert form.
For å oppnå en maksimal fleksibilitet kunne det grunnleggende kraftproduksjons-konseptet kombineres med produksjon av forskjellige produkter basert på de eksisterende prosesstrømmene. En metanolenhet kunne utnytte noe av syntesegassen fra ATR, og en ammoniakkenhet kunne utnytte noe av hydrogen- og nitrogengassen som skilles ut fra karbondioksidet etter CO-konverteringen av syntesegassen. De eneste tilleggsenhetene som er nødvendige for ammoniakk-produksjonen vil være en konvensjonell membranseparator og en metanator som settes inn foran ammoniakksyntesereaktoren i prosesslinjen.
Oppfinnelsens beskyttelsesomfang omfatter å produsere syntesegass i en luftdrevet ATR-enhet, varmeveksling av den dannede syntesegass og dermed produsere damp. I det minste en del av den avkjølte syntesegassen behandles deretter i en CO-konverteringsreaktor, som kan være en enkelt enhet eller to CO-konverteringsreaktorer, en lavtemperaturreaktor og en høytemperaturreaktor. Den nevnte gasstrømmen behandles videre i en karbondioksidenhet for å danne en konsentrert strøm av karbondioksid og en strøm av en mager hydrogenholdig gass som i det minste delvis forbrennes i en kombinert gass-/dampturbin for produksjon av elektrisk energi. ATR-enheten forsynes med luft fra den nevnte turbinen. Avgassene fra gassturbinen varmeveksles for produksjon av damp som sammen med dampen som er produsert fra før brukes i en dampturbin for produksjon av elektrisk energi.
ATR-enheten kan kombineres med en reformer-varmeveksler, og råstoffet kan deles mellom disse to enhetene, fortrinnsvis føres 50-80% av råstoffet til ATR.
Det kan settes inn en for-reformer foran ATR-enheten i produksjonslinjen.
En mindre andel av dampen som produseres i prosessen kan føres inn i gassturbinen for å fortynne den hydrogenholdige gassen og dermed senke flammetemperaturen i gassturbinen.
I det minste en del av avgassene fra gassturbinen kan resirkuleres til ATR som oksygenkilde eller kombineres med luftforsyningen til gassturbinen.
En del av syntesegassen kan brukes til metanolproduksjon, og denne produksjonen kan utføres på forskjellige måter som beskrevet ovenfor i forbindelse med
Figur 1.
En del av gassen fra karbondioksidseparatoren kan brukes til ammoniakk-produksjon. I såfall føres en strøm til en membranseparator for å skille ut hydrogen som blandes med en annen hydrogenholdig gasstrøm slik at den blandede strømmen får et nitrogen/hydrogenforhold på 1 til 3. Nitrogenet fra membranenheten føres tilbake til den sentrale hydrogenholdige gasstrømmen som deretter føres inn i gassturbinen.
Oppfinnelsen vil bli forklart og klargjort ytterligere i forbindelse med eksemplene og beskrivelsen av de vedlagte figurene. Figur 1 viser et forenklet prosessdiagram for det grunnleggende kraft-produksjonskonseptet. Figur 2 viser et forenklet prosessdiagram for det grunnleggende konseptet
kombinert med et metanolanlegg og/eller et ammoniakkanlegg.
Figur 1 viser et eksempel på utførelse av oppfinnelsen. Gassformig hydrokarbon-råstoff, for eksempel naturgass, tilføres som strøm 1, oppvarmes og komprimeres før den føres gjennom ledning 2 til en metningsenhet 3 hvor den blandes med prosessvann 4 og demineralisert tilsetningsvann tilført gjennom ledningen 4b. Hydrokarbonene, som i det minste delvis er mettet med vann, blir så ført til ATR-enheten 6 som strøm 5. Komprimert luft tilføres gjennom ledningen 7 til ATR-enheten 6. Eventuelt kan man sette inn en for-reformer foran ATR i prosesslinjen. Dette vil øke fleksibiliteten i forhold til hydrokarbonene. Dermed blir det mulig å akseptere et høyere innhold av tyngre hydrokarboner. I det minste en del av luftforsyningen 29 kan tas fra luftkompressoren til gassturbinen og komprimeres til det nødvendige injeksjonstrykket. Enheten 6 kan også være en kombinert enhet som inneholder en ATR og en reformer-varmeveksler. Hvor mye av hydrokarbonene som skal føres til de forskjellige enhetene kan varieres innen vide grenser. En praktisk oppdeling vil være 50-80% av hydrokarbonene til ATR og resten til reformer-varmeveksleren. Syntesegassen 8 fra ATR-enheten 6 avkjøles i en kjele (dampgenerator) 9 før den føres til en konverteringsenhet 12 som strøm 11. Denne enheten kan omfatte to konvensjonelle CO-konverteringsreaktorer, en lavtemperaturreaktor (LT) og en høytemperaturreaktor (HT), eller bare en enkelt CO-konverteringsreaktor. Den resulterende gassblandingen 13 avkjøles, det kondenserte vannet fjernes i enhet 14 og den resulterende gassblandingen tilføres som strøm 15 til en C02-absorber 16 og C02 og absorpsjonsmidlet føres videre fra denne gjennom ledningen 17 til en desorber 19. Enhet 19 kan forsynes med ekstra absorpsjonsmiddel som strøm 20b. Det regenererte absorpsjonsmidlet, for eksempel en aminløsning, resirkuleres til absorberen 16 gjennom ledningen 20. Vannet fjernes fra C02-strømmen 21 i enhet 22. Prosessvannet fra enhetene 22 og 14 resirkuleres til metningsenheten 3. Den høykonsentrerte C02-strømmen kan så komprimeres og leveres gjennom ledningen 23 for videre bruk, for eksempel som injeksjonsgass i et olje- eller gassfelt. Gasstrømmen 17 fra CCVabsorberen 16 består hovedsakelig av hydrogen og nitrogen, med mindre mengder CO, C02, CH4. Denne strømmen 17 vil deretter bli brukt som brensel for en gass-/dampturbin 24 som forsynes med luft 25. Eventuelt kan damp 10 føres til turbinen 24 for NOX-reduksjon. I det minste en del av strømmen 17 kan brukes i en brenselcelle til å produsere likestrøm. Med denne muligheten for kraftproduksjon er det ikke behov for en likeretter hvis den elektriske kraften skal brukes til elektrolyse. Avgassene 26 fra turbinen 24 varmeveksles med vann i en dampgenerator 27, og dampen fra denne kan overopphetes i varmeveksleren 30 før strømmen 31 føres til en kraftgenerator 32 som også kan få tilførsel av damp 10. Avgassene 28 kan resirkuleres til reformerenheten 6 eller kombineres med lufttilførselen 25 til gassturbinen 24.
På Figur 2 er en ammoniakk- og metanolproduksjon integrert i den grunnleggende prosessen som er vist på Figur 1. Den kombinerte prosessen kan innbefatte begge de nevnte produksjonsenhetene eller én av dem. Syntesegass 34 kan tas fra strøm 11 og føres til et metanolanlegg 35. Ukonvertert syntesegass 37 kan resirkuleres til syntesegasstrømmen 11, og den produserte metanolen kan tas ut gjennom ledningen 36. Syntesegassen 35 kan alternativt behandles i en membranenhet for gasseparasjon for å fjerne hydrogen og karbondioksid som føres til metanolproduksjonen. Dette råstoffet kan suppleres med ekstra karbondioksid fra strøm 23. Den andre fraksjonen fra den nevnte membranenheten vil så bli resirkulert til strøm 11.
Råstoff for ammoniakkfremstilling kan tas fra ledning 17. En sidestrøm 38 føres først til en membranenhet for gasseparasjon 40 for å føre hydrogen 42 til ledning 39 slik at H2/N2-forholdet justeres til 3/1 før denne gassblandingen behandles i en metaneringsenhet 43 før ammoniakksyntesen 44 hvor det produseres ammoniakk 45. Nitrogen fra membranenheten 40 resirkuleres gjennom ledningen 41 til råstoffledningen 17 for hydrogenturbinen 24.
Eksempel 1
Dette eksemplet viser effekten av foreliggende oppfinnelse med hensyn til elektrisk kraftproduksjon, effektivitet og utvinning av karbondioksid som en konsentrert strøm i en prosess i henhold til Figur 1. Eksemplet viser også effektiviteten, utbyttet av konsentrert karbondioksid og total kraftproduksjon i prosessen sammenlignet med tilsvarende for en prosess som utnytter en primær-sekundær reformer for produksjon av syntesegass. Dette illustrerende eksemplet viser virkningene av avgassresirkuleringen til ATR, og det viser også virkningene av å kombinere ATR med en reformer-varmeveksler. I den følgende tabellen er den nevnte kombinasjonen benevnt som ATR-RE. Prosessen i henhold til oppfinnelsen sammenlignes med en utnyttelse av en kombinasjon av en sekundær-primær reformer for produksjon av syntesegass, SR/PR i tabellen. Det molare damp/karbon-forholdet i råstoffet til reformeren er oppgitt som Damp:C i
tabellen.
Utfra resultatene ovenfor er det klart at prosessen i henhold til oppfinnelsen kan utvinne så mye som 95,8% av det produserte karbondioksidet. Resultatene viser også at innenfor oppfinnelsens konsept varierer effektiviteten, kraftproduksjonen og C02 med driftsbetingelsene og at prosessen er meget fleksibel. NOX-produksjonen vil generelt være en funksjon av hydrogeninnholdet av gassen som føres inn i gassturbinen.
Foreliggende oppfinnelse gir en prosess for å produsere rent karbondioksid som egner seg som drivgass for injeksjon i oljereservoarer. IRCC-anlegget vil dermed kunne kjøres med minimalt utslipp av karbondioksid. Dessuten gir prosessen en mager brenngassblanding basert på hydrogen som egner seg for forbrenning i gassturbiner med eksisterende teknologi. Som det eneste nødvendige midlet for reduksjon av NOX-produksjonen kan gassblandingen som føres inn i gassturbinen fortynnes med en moderat mengde vanndamp.

Claims (11)

1. En prosess for produksjon av elektrisk energi, damp og karbondioksid i konsentrert form utfra et råstoff av hydrokarboner (1) omfattende fremstilling av syntesegass i en luftdrevet autotermisk reaktorenhet (ATR) (6), varmeveksling av syntesegassen (8) og dermed produksjon av damp, karakterisert ved at i det minste en del av syntesegassen behandles i en CO-konverteringsreaktor (12) og karbondioksidseparatorer (16,19) for dannelse av konsentrert karbondioksid (21) og en mager hydrogenholdig gass (17) som i det minste delvis forbrennes i en gassVdampturbin (24) for produksjon av elektrisk energi, og hvor luft fra den nevnte turbinenheten (24) føres til ATR-enheten (6), at avgassene (26) fra gassturbinen (24) varmeveksles for produksjon av damp som sammen med dampen som er dannet i foranstilte enheter anvendes i en dampturbin (27) for produksjon av stort sett C02-fri elektrisk energi.
2. En prosess i henhold til krav 1, karakterisert ved at det brukes en reformerenhet som omfatter en ATR-enhet (6) kombinert med en reformer-varmeveksler.
3. En prosess i henhold til krav 1, karakterisert ved at 50-80% av hydrokarbonråstoffet (1) føres til ATR-enheten (6) og resten av råstoffet til reformer/varmeutveksleren.
4. En prosess i henhold til krav 1, karakterisert ved at det brukes en for-reformer foran ATR-enheten (6) i prosesslinjen.
5. En prosess i henhold til krav 1, karakterisert ved at det brukes en enkelt CO-konverteringsreaktor (12).
6. En prosess i henhold til krav 1, karakterisert ved at det føres damp til gassturbinen (24) for å fortynne den hydrogenholdige gassblandingen (17).
7. En prosess i henhold til krav 1, karakterisert ved at avgasser (28) resirkuleres fra gassturbinen (24) til ATR-enheten (6).
8. En prosess i henhold til krav 1, karakterisert ved at i det minste en del av avgassene (28) fra gassturbinen (24) kombineres med lufttilførselen (25) til den nevnte turbinen.
9. En prosess i henhold til krav 1, karakterisert ved at en del av syntesegassen (11) brukes til produksjon av metanol og at resten av syntesegassen dessuten behandles i enhetene den føres til etter metanolproduksjonen før den brukes til elektrisk energiproduksjon.
10. En prosess i henhold til krav 1, karakterisert ved at en del av den hydrogenholdige gassen (17) fra karbondioksidseparatoren (16) brukes til produksjon av ammoniakk (45) som innebærer å separere den nevnte gassen i en membranenhet (40) for å justere nitrogen/ hydrogenforholdet til ammoniakkbetingelser og føre det utskilte nitrogenet tilbake til den sentrale hydrogenholdige gasstrømmen (17), og hvor strømmen som inneholder nitrogen/hydrogen i forholdet 1/3 behandles i en metanatorenhet (43) før ammoniakkfremstillingen.
11. En prosess i henhold til krav 1, karakterisert ved at en del av den hydrogenholdige gassen (17) tas ut fra karbondioksidseparatoren (16) for å brukes som brensel i en brenselcelle som produserer elektrisk energi.
NO20006618A 1998-07-13 2000-12-22 Prosess for produksjon av elektrisk energi, damp og karbondioksid fra et hydrokarbonrastoff NO319178B1 (no)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20006618A NO319178B1 (no) 1998-07-13 2000-12-22 Prosess for produksjon av elektrisk energi, damp og karbondioksid fra et hydrokarbonrastoff

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/NO1998/000213 WO2000003126A1 (en) 1998-07-13 1998-07-13 Process for generating electric energy, steam and carbon dioxide from hydrocarbon feedstock
NO20006618A NO319178B1 (no) 1998-07-13 2000-12-22 Prosess for produksjon av elektrisk energi, damp og karbondioksid fra et hydrokarbonrastoff

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO20006618L NO20006618L (no) 2000-12-22
NO20006618D0 NO20006618D0 (no) 2000-12-22
NO319178B1 true NO319178B1 (no) 2005-06-27

Family

ID=19907882

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20006618A NO319178B1 (no) 1998-07-13 2000-12-22 Prosess for produksjon av elektrisk energi, damp og karbondioksid fra et hydrokarbonrastoff

Country Status (23)

Country Link
US (1) US6505467B1 (no)
EP (1) EP1105625B1 (no)
JP (1) JP4190151B2 (no)
CN (1) CN1116501C (no)
AT (1) ATE249572T1 (no)
AU (1) AU744197B2 (no)
BR (1) BR9815946A (no)
CA (1) CA2337394C (no)
CZ (1) CZ294769B6 (no)
DE (1) DE69818111T2 (no)
DK (1) DK1105625T3 (no)
EE (1) EE04622B1 (no)
ES (1) ES2206972T3 (no)
HU (1) HU222969B1 (no)
ID (1) ID28247A (no)
IL (1) IL140627A (no)
NO (1) NO319178B1 (no)
NZ (1) NZ509572A (no)
PL (1) PL195221B1 (no)
RU (1) RU2213051C2 (no)
SK (1) SK286791B6 (no)
TR (1) TR200100067T2 (no)
WO (1) WO2000003126A1 (no)

Families Citing this family (67)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6669744B2 (en) 1998-04-14 2003-12-30 Air Products And Chemicals, Inc. Process and apparatus for the production of synthesis gas
GB0025150D0 (en) 2000-10-13 2000-11-29 Air Prod & Chem A process and apparatus for the production of synthesis gas
BR9914560A (pt) * 1998-10-14 2001-06-26 Ida Tech Llc Reformador de vapor, e, processo para produzir hidrogênio que contenha concentrações de monóxido de carbono e de dióxido de carbono abaixo de um nìvel mìnimo definido
CA2352626A1 (fr) 2001-07-12 2003-01-12 Co2 Solution Inc. Couplage d'une pile a hydrogene a un bioreacteur enzymatique de transformation et sequestration du co2
MY128179A (en) * 2001-10-05 2007-01-31 Shell Int Research System for power generation in a process producing hydrocarbons
US20030162846A1 (en) 2002-02-25 2003-08-28 Wang Shoou-L Process and apparatus for the production of synthesis gas
NO20023050L (no) 2002-06-21 2003-12-22 Fleischer & Co Fremgangsmåte samt anlegg for utf degree relse av fremgangsmåten
GB0314813D0 (en) * 2003-06-25 2003-07-30 Johnson Matthey Plc Reforming process
US20040265651A1 (en) * 2003-06-27 2004-12-30 Meyer Steinberg Combined-Cycle Energy, Carbon and Hydrogen Production Process
US7163758B2 (en) * 2003-06-27 2007-01-16 Hce, Llc Integrated plasma fuel cell process
DE10355494B4 (de) * 2003-11-27 2009-12-03 Enerday Gmbh System und Verfahren zum Umsetzen von Brennstoff und Oxidationsmittel zu Reformat
US7024800B2 (en) * 2004-07-19 2006-04-11 Earthrenew, Inc. Process and system for drying and heat treating materials
US7685737B2 (en) 2004-07-19 2010-03-30 Earthrenew, Inc. Process and system for drying and heat treating materials
US7694523B2 (en) * 2004-07-19 2010-04-13 Earthrenew, Inc. Control system for gas turbine in material treatment unit
US20070084077A1 (en) * 2004-07-19 2007-04-19 Gorbell Brian N Control system for gas turbine in material treatment unit
US7024796B2 (en) * 2004-07-19 2006-04-11 Earthrenew, Inc. Process and apparatus for manufacture of fertilizer products from manure and sewage
US20060149423A1 (en) * 2004-11-10 2006-07-06 Barnicki Scott D Method for satisfying variable power demand
FR2877939B1 (fr) * 2004-11-16 2007-02-02 Air Liquide Procede et installation pour la production combinee d'hydrogene et de dioxyde de carbone
FR2881417B1 (fr) * 2005-02-01 2007-04-27 Air Liquide Procede de production de gaz de synthese a faible emission de dioxyde de carbone
DE102005012902A1 (de) * 2005-03-21 2006-09-28 Steag Saar Energie Ag Kraftwerksanlage
DE102005021981B3 (de) * 2005-05-12 2006-10-26 Mtu Cfc Solutions Gmbh Verfahren zum Betrieb einer Brennstoffzellenanordnung und Brennstoffzellenanordnung
CN100389251C (zh) * 2005-05-27 2008-05-21 北京化工大学 一种燃气动力循环系统及循环方法
JP4855730B2 (ja) * 2005-07-29 2012-01-18 株式会社東芝 水素製造システム
US20070130831A1 (en) * 2005-12-08 2007-06-14 General Electric Company System and method for co-production of hydrogen and electrical energy
US7610692B2 (en) * 2006-01-18 2009-11-03 Earthrenew, Inc. Systems for prevention of HAP emissions and for efficient drying/dehydration processes
US20070163316A1 (en) * 2006-01-18 2007-07-19 Earthrenew Organics Ltd. High organic matter products and related systems for restoring organic matter and nutrients in soil
US7632476B2 (en) * 2006-03-09 2009-12-15 Praxair Technology, Inc. Method of recovering carbon dioxide from a synthesis gas stream
NZ571184A (en) 2006-03-24 2011-06-30 Wisconsin Alumni Res Found Method for producing bio-fuel that integrates heat from carbon-carbon bond-forming reactions to drive biomass gasification reactions
US9605522B2 (en) * 2006-03-29 2017-03-28 Pioneer Energy, Inc. Apparatus and method for extracting petroleum from underground sites using reformed gases
US7506685B2 (en) * 2006-03-29 2009-03-24 Pioneer Energy, Inc. Apparatus and method for extracting petroleum from underground sites using reformed gases
EP2126355A2 (en) * 2006-12-16 2009-12-02 Christopher J. Papile Methods and/or systems for removing carbon dioxide and/or generating power
EP1944268A1 (en) 2006-12-18 2008-07-16 BP Alternative Energy Holdings Limited Process
US7650939B2 (en) * 2007-05-20 2010-01-26 Pioneer Energy, Inc. Portable and modular system for extracting petroleum and generating power
US8616294B2 (en) 2007-05-20 2013-12-31 Pioneer Energy, Inc. Systems and methods for generating in-situ carbon dioxide driver gas for use in enhanced oil recovery
US20090173080A1 (en) * 2008-01-07 2009-07-09 Paul Steven Wallace Method and apparatus to facilitate substitute natural gas production
US8528343B2 (en) 2008-01-07 2013-09-10 General Electric Company Method and apparatus to facilitate substitute natural gas production
US20090173081A1 (en) * 2008-01-07 2009-07-09 Paul Steven Wallace Method and apparatus to facilitate substitute natural gas production
US8272216B2 (en) * 2008-02-22 2012-09-25 Toyota Jidosha Kabushiki Kaisha Method for converting solar thermal energy
US8375725B2 (en) * 2008-03-14 2013-02-19 Phillips 66 Company Integrated pressurized steam hydrocarbon reformer and combined cycle process
JP5365037B2 (ja) * 2008-03-18 2013-12-11 トヨタ自動車株式会社 水素生成装置、アンモニア燃焼内燃機関、及び燃料電池
US8450536B2 (en) 2008-07-17 2013-05-28 Pioneer Energy, Inc. Methods of higher alcohol synthesis
DE102008048062B3 (de) * 2008-09-19 2010-04-08 Forschungszentrum Jülich GmbH IGCC-Kraftwerk mit Rauchgasrückführung und Spülgas
FR2941937B1 (fr) * 2009-02-09 2011-08-19 Inst Francais Du Petrole Procede de production d'hydrogene avec captation totale du co2, et reduction du methane non converti
EP2226881B1 (en) * 2009-02-12 2011-10-19 Electro Power Systems S.p.A. A method for detecting the flooding of a fuel cell in a back-up electric fuel cell generator and for accordingly recovering the flooded fuel cell
EP2233430A1 (en) 2009-03-24 2010-09-29 Hydrogen Energy International Limited Process for generating hydrogen and carbon dioxide
EP2233433A1 (en) 2009-03-24 2010-09-29 Hydrogen Energy International Limited Process for generating electricity and for sequestering carbon dioxide
EP2233432A1 (en) 2009-03-24 2010-09-29 Hydrogen Energy International Limited Plant for generating electricity and for sequestrating carbon dioxide
CN101880046A (zh) * 2009-05-05 2010-11-10 中村德彦 复合设备
EA201171469A1 (ru) 2009-05-26 2012-05-30 Университи Оф Дзе Витватерсранд, Йоханнесбург Система, поглощающая углерод, используемая при производстве синтез-газа
US7937948B2 (en) * 2009-09-23 2011-05-10 Pioneer Energy, Inc. Systems and methods for generating electricity from carbonaceous material with substantially no carbon dioxide emissions
JP5495749B2 (ja) * 2009-12-10 2014-05-21 三菱重工業株式会社 水素製造設備および発電プラント
US8590490B2 (en) * 2010-02-18 2013-11-26 King Fahd Univ. Of Petroleum & Minerals Carbon-free fire tube boiler
WO2011118031A1 (ja) * 2010-03-26 2011-09-29 トヨタ自動車株式会社 内燃機関の燃焼制御装置
IT1399300B1 (it) * 2010-04-19 2013-04-16 Luminari Impianto integrato a scarico zero per la produzione di elettricita' e idrogeno, con cattura della co2, recupero di calore e con disponibilita' di acqua da destinare al riscaldamento di edifici.
US8268023B2 (en) * 2010-04-26 2012-09-18 General Electric Company Water gas shift reactor system for integrated gasification combined cycle power generation systems
US9062525B2 (en) * 2011-07-07 2015-06-23 Single Buoy Moorings, Inc. Offshore heavy oil production
US20130127163A1 (en) 2011-11-17 2013-05-23 Air Products And Chemicals, Inc. Decarbonized Fuel Generation
ES2439620B1 (es) * 2012-01-23 2015-01-05 Fundación Centro De Innovación Y Desarrollo Tecnológico Proceso para la obtención de energía eléctrica a partir de combustión de carbón, horno de reducción de co2, dos turbinas y un motor de gas
US9377202B2 (en) 2013-03-15 2016-06-28 General Electric Company System and method for fuel blending and control in gas turbines
US9382850B2 (en) 2013-03-21 2016-07-05 General Electric Company System and method for controlled fuel blending in gas turbines
RU2524317C1 (ru) * 2013-03-27 2014-07-27 Геннадий Павлович Барчан Способ преобразования энергии с регенерацией энергоносителей в циклическом процессе теплового двигателя
US10113448B2 (en) * 2015-08-24 2018-10-30 Saudi Arabian Oil Company Organic Rankine cycle based conversion of gas processing plant waste heat into power
RU2725983C2 (ru) * 2017-01-17 2020-07-08 Андрей Владиславович Курочкин Автотермический реактор
CN108331625B (zh) * 2017-12-29 2019-10-25 华中科技大学 一种利用天然气电厂排烟汽化潜热的发电系统
IT202100010631A1 (it) 2021-04-27 2022-10-27 Energean Italy S P A Processo per produrre idrogeno da una materia prima idrocarburica.
AU2023237524A1 (en) * 2022-03-21 2024-08-08 Topsoe A/S Process for co-producing ammonia and methanol with reduced carbon
WO2023217804A1 (en) * 2022-05-12 2023-11-16 Topsoe A/S Process and plant for producing synthesis gas

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4193259A (en) * 1979-05-24 1980-03-18 Texaco Inc. Process for the generation of power from carbonaceous fuels with minimal atmospheric pollution
AU638543B2 (en) * 1990-02-09 1993-07-01 Mitsubishi Jukogyo Kabushiki Kaisha Process for purifying high-temperature reducing gases and integrated coal gasification combined cycle power generation plant
GB9105095D0 (en) * 1991-03-11 1991-04-24 H & G Process Contracting Improved clean power generation
PE17599A1 (es) * 1996-07-09 1999-02-22 Syntroleum Corp Procedimiento para convertir gases a liquidos
US6106110A (en) 1996-10-09 2000-08-22 Nocopi Technologies, Inc. Secure thermal ink jet printing composition and substrate and method and apparatus utilizing same
JP2002536276A (ja) * 1999-02-03 2002-10-29 テキサコ デベロプメント コーポレーション アンモニア合成からのパージガスの利用
US6314715B1 (en) * 1999-06-03 2001-11-13 General Electric Co. Modified fuel gas turbo-expander for oxygen blown gasifiers and related method

Also Published As

Publication number Publication date
JP4190151B2 (ja) 2008-12-03
NZ509572A (en) 2003-10-31
US6505467B1 (en) 2003-01-14
PL195221B1 (pl) 2007-08-31
CA2337394C (en) 2006-07-04
EP1105625A1 (en) 2001-06-13
HU222969B1 (hu) 2004-01-28
SK286791B6 (sk) 2009-05-07
NO20006618L (no) 2000-12-22
NO20006618D0 (no) 2000-12-22
AU8753898A (en) 2000-02-01
CA2337394A1 (en) 2000-01-20
AU744197B2 (en) 2002-02-21
ID28247A (id) 2001-05-10
BR9815946A (pt) 2001-02-28
PL345658A1 (en) 2002-01-02
DE69818111D1 (de) 2003-10-16
EP1105625B1 (en) 2003-09-10
DE69818111T2 (de) 2004-06-03
JP2002520533A (ja) 2002-07-09
DK1105625T3 (da) 2004-01-26
RU2213051C2 (ru) 2003-09-27
WO2000003126A1 (en) 2000-01-20
SK392001A3 (en) 2001-08-06
CN1301327A (zh) 2001-06-27
IL140627A0 (en) 2002-02-10
IL140627A (en) 2004-06-01
HUP0102620A2 (hu) 2001-11-28
HUP0102620A3 (en) 2002-04-29
CZ294769B6 (cs) 2005-03-16
ES2206972T3 (es) 2004-05-16
TR200100067T2 (tr) 2001-05-21
CN1116501C (zh) 2003-07-30
EE200100019A (et) 2002-06-17
EE04622B1 (et) 2006-04-17
CZ20004883A3 (en) 2001-06-13
ATE249572T1 (de) 2003-09-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO319178B1 (no) Prosess for produksjon av elektrisk energi, damp og karbondioksid fra et hydrokarbonrastoff
US11891950B2 (en) Systems and methods for power production with integrated production of hydrogen
AU2010334599B2 (en) Conversion of hydrocarbons to carbon dioxide and electrical power
CA2718803C (en) Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
US8247462B2 (en) Co-production of power and hydrocarbons
US20070130957A1 (en) Systems and methods for power generation and hydrogen production with carbon dioxide isolation
US20150307351A1 (en) Tail gas processing for liquid hydrocarbons synthesis
CA3217663A1 (en) Method for production of blue ammonia
US8268896B2 (en) Co-production of fuels, chemicals and electric power using gas turbines
AU778771B2 (en) Cogeneration of methanol and electrical power
EP4375235A2 (en) Integration of hydrogen fueled gas turbine with a hydrocarbon reforming process
MXPA01000346A (en) Process for generating electric energy, steam and carbon dioxide from hydrocarbon feedstock
Kvamsdal et al. Natural gas fired power plants with CO2-capture-process integration for high fuel-to-electricity conversion efficiency
GB2619949A (en) Process
EA041393B1 (ru) Способ получения синтез-газа
RO114590B1 (ro) Procedeu de obținere a amoniacului

Legal Events

Date Code Title Description
CREP Change of representative

Representative=s name: NORSK HYDRO ASA V/VENCHE HOINES JOHNSON OSLO, 0240

CREP Change of representative

Representative=s name: ZACCO NORWAY AS, POSTBOKS 2003 VIKA, 0125 OSLO, NO

MM1K Lapsed by not paying the annual fees