PL195221B1 - Sposób wytwarzania energii elektrycznej, pary wodnej i dwutlenku węgla z surowca węglowodorowego - Google Patents

Sposób wytwarzania energii elektrycznej, pary wodnej i dwutlenku węgla z surowca węglowodorowego

Info

Publication number
PL195221B1
PL195221B1 PL98345658A PL34565898A PL195221B1 PL 195221 B1 PL195221 B1 PL 195221B1 PL 98345658 A PL98345658 A PL 98345658A PL 34565898 A PL34565898 A PL 34565898A PL 195221 B1 PL195221 B1 PL 195221B1
Authority
PL
Poland
Prior art keywords
gas
atr
unit
steam
carbon dioxide
Prior art date
Application number
PL98345658A
Other languages
English (en)
Other versions
PL345658A1 (en
Inventor
Henrik O. Fjellhaug
Henning Reier Nilsen
Werner Soyez
Michel Saigne
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
Publication of PL345658A1 publication Critical patent/PL345658A1/xx
Publication of PL195221B1 publication Critical patent/PL195221B1/pl

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)

Abstract

1. Sposób wytwarzania energii elektrycznej, pa- ry wodnej i ditlenku wegla w stezonej postaci zsurowca weglowodorowego (1), obejmujacy wy- twarzanie gazu syntezowego w zasilanym powie- trzem adiabatycznym reaktorze (6) (ATR), poddawa- nie powstalego gazu syntezowego (8) wymianie ciepla i tym samym wytwarzanie pary wodnej (10), znamienny tym, ze co najmniej czesc gazu synte- zowego poddaje sie obróbce w jednostce (12) kon- wersji tlenku wegla z para wodna oraz absorbe- rze (16) i desorberze (19) ditlenku wegla z wytwo- rzeniem stezonego ditlenku wegla (21) i ubogiego, zawierajacego wodór gazu (17), który co najmniej czesciowo spala sie w turbinie gazowej (24) o kom- binowanym cyklu z wytworzeniem energii elektrycz- nej, powietrze z tej turbiny (24) podaje sie do jed- nostki (6) ATR, a gazy spalinowe (26) z turbiny ga- zowej (24) poddaje sie wymianie ciepla z wytworze- niem pary wodnej, która wraz z para wodna (10) wytworzona przed ta jednostka (12) wykorzystuje sie w generatorze (32) energii elektrycznej do wytwa- rzania energii elektrycznej, zasadniczo bez CO 2. PL PL PL PL

Description

Przedmiotem wynalazku jest sposób obejmujący wytwarzanie energii elektrycznej, pary wodnej i ditlenku węgla w stężonej postaci z surowca węglowodorowego. Przedmiotem wynalazku jest ponadto ewentualne wytwarzanie produktów opartych na gazie syntezowym połączone z tym sposobem.
Energię elektryczną wytwarza się w siłowni o kombinowanym cyklu zintegrowanej z instalacją reformingu, gdzie turbina gazowa jest zasilana gazem zawierającym wodór (Integrated Reforming Combined Cycle (IRCC)). Głównym problemem w takim procesie jest eksploatowanie turbiny gazowej w warunkach dających minimalną emisję tlenku azotu i jednocześnie pozwalających na optymalne wytwarzanie energii elektrycznej i pary wodnej.
Proces wytwarzania energii elektrycznej, pary wodnej i stężonego ditlenku węgla opublikowano w Internecie, http:/www.hydro.com/konsem/news/eng/1998/980423e.html. W tej publikacji opisano sposób obejmujący reakcję gazu ziemnego z parą wodną z wytworzeniem gazu zawierającego wodór, który to gaz spala się w turbinie gazowej o kombinowanym cyklu, wytwarzającej energię elektryczną.
Z japońskiego zgłoszenia patentowego nr JP 608 041 znane jest ponadto stosowanie turbiny napędzanej wodorem do wytwarzania energii elektrycznej. Zgodnie z tym zgłoszeniem gaz ziemny i tlen w stosunku molowym 1:0,5 do 1:0,7 poddaje się reakcji polegającej na częściowym utlenieniu paliwa z wytworzeniem wodoru i tlenku węgla. Powietrze dostarcza się do zmiennociśnieniowego absorpcyjnego separatora tlenu (PSA) i następnie tlen dostarcza się do adiabatycznego reaktora (ATR), gdzie gaz ziemny przekształca się w wodór i tlenek węgla. Reformowany gaz kieruje się do reaktora konwersji tlenku węgla z parą wodną, w którym tlenek węgla przekształca się w ditlenek węgla. Gazową mieszaninę wprowadza się następnie do separatora membranowego, w którym wodór oddziela się od ditlenku węgla. Oddzielony CO2 wymywa się i później desorbuje. Wodór zasadniczo wolny od związków węgla stosuje się w turbinie gazowej do wytwarzania energii elektrycznej. Ten proces wymaga tlenu, co wymaga jednostki PSA zużywającej energię. Zgodnie ze schematem przepływowym podanym w tym zgłoszeniu gaz ziemny trzeba dekompresować prawie do ciśnienia otoczenia, aby umożliwić dodawanie tlenu. Po oddzieleniu w PSA tlen trzeba sprężać po raz drugi. Wszystkie te dodatkowe operacje sprężania zmniejszają wydajność procesu.
Głównym celem wynalazku było opracowanie ulepszonego sposobu wytwarzania energii z zastosowaniem parowego reformingu surowca węglowodorowego, zgodnie z którym znaczną część wytworzonego CO2 oddziela się jako wysoce stężony strumień gazowego CO2, przy czym poziom emisji tlenków azotu jest w granicach dopuszczalnych dla konwencjonalnych turbin gazowych.
Innym celem wynalazku było wykorzystanie co najmniej części wytworzonego gazu syntezowego, pochodzącego z procesu wytwarzania energii, do wytwarzania produktów z gazu syntezowego, a zwłaszcza amoniaku, metanolu i/lub eteru dimetylowego.
Co do wytwarzania energii elektrycznej, niniejszy sposób będzie konkurował z konwencjonalnymi siłowniami opartymi na spalaniu surowca węglowodorowego, takiego jak gaz ziemny. Jednakże główną wadą zwykłego spalania węglowodorów jest emisja ditlenku węgla, ponieważ gazy spalinowe z procesu spalania zawierają tylko niewielkie ilości ditlenku węgla, których obecnie nie można opłacalnie odzyskiwać. Emisja tlenków azotu (NOX), zmieniająca się w zależności od warunków pracy, może także stanowić problem.
Głównym problemem przy zmniejszaniu emisji ditlenku węgla i NOX jest osiągnięcie żądanego stopnia zmniejszenia emisji bez niedopuszczalnego zmniejszenia wydajności procesu ze względu na wytwarzanie energii. Pierwszym etapem oceny podstawowego procesu w świetle powyższych wymagań był etap wytwarzania gazu syntezowego. Rozważywszy różne sposoby wynalazcy stwierdzili, że ATR da pewne korzyści i zdecydowali się na dalsze zbadanie najlepszego sposobu eksploatacji ATR. W przeciwieństwie do rozwiązania według powyższego japońskiego zgłoszenia patentowego odkryto, że ATR powinien być reaktorem zasilanym powietrzem, to jest nie reaktorem zasilanym tlenem. Zastosowanie ATR wydaje się mieć pewne zalety w kategoriach stopni swobody. Tak więc, ciśnienie operacyjne można dobierać z punku widzenia ogólnej ekonomii rozwiązania. Udział metanu można zmieniać z punktu widzenia pracy następnych jednostek, a końcowy gaz syntezowy wytwarzany w ATR będzie stosunkowo ubogim gazem odpowiednim dla napędzanej gazem turbiny i porównywalnym z mieszaninami paliwowymi stosowanymi w wypróbowanych instalacjach o kombinowanym cyklu (IRCC) w dużej skali.
PL 195 221 B1
Przydatnym surowcem węglowodorowym dla takiego procesu będzie gaz ziemny, ropa naftowa, różne destylaty z ropy naftowej itp. Zastosowanie prereformera przed ATR umożliwia wykorzystywanie różnych surowców. Korzystnym surowcem będzie gaz ziemny.
Problem z NOX okazał się silnie związany z warunkami pracy turbiny gazowej. Wytwarzanie NOX zależy od temperatury płomienia w turbinie. Zatem można zapewnić regulację tej temperatury płomienia. Skład mieszaniny gazowej spalanej w turbinie można dobierać projektując proces w celu utrzymania temperatury płomienia na żądanym poziomie i zapewnienia przy tym dopuszczalnego wytwarzania energii. Temperatura płomienia w turbinie jest uzależniona głównie od składu paliwa gazowego. Odkryto, że zasilany powietrzem ATR dostarczy ubogą, opartą na wodorze mieszaninę stanowiącą paliwo gazowe, zgodną z gazami stosowanymi w instalacjach IGCC. Stwierdzono, że korzystnie jest odprowadzać powietrze procesowe dla ATR na wylocie sprężarki powietrza współpracującej z turbiną gazową i sprężać je do żądanego ciśnienie wtryskiwania do ATR. Ponadto przepływ powietrza można zmieniać dla zapewnienia rozsądnego poziomu udziału metanu i składu mieszaniny stanowiącej paliwo gazowe, zgodnie z dopuszczalnym poziomem tworzenia NOX w układzie spalania turbiny gazowej. Azot odprowadzany z powietrzem z turbiny gazowej zawraca się do części turbinowej jako składnik mieszaniny stanowiącej paliwo gazowe, podtrzymując w dużej części przepływ masy w turbinie.
Jeśli jest taka potrzeba, można stosować umiarkowane wtryskiwanie pary wodnej dla zmniejszenia wytwarzania NOX w turbinie. Optymalne zaprojektowanie palnika może również zmniejszyć emisję NOX.
Jedną z alternatyw rozwiązania według wynalazku jest połączenie ATR z wymiennikiem reformera. Stwierdzono, że taka opcja może zwiększyć odzysk CO2 w stężonej postaci.
W celu osiągnięcia maksymalnej elastyczności podstawową zasadę wytwarzania energii można połączyć z wytwarzaniem różnych produktów w oparciu o istniejące strumienie procesowe. Tak więc, w jednostce wytwarzania metanolu można wykorzystywać pewną ilość gazu syntezowego z ATR, a w instalacji amoniaku może wykorzystywać pewną ilość gazowego wodoru/azotu oddzielonego od ditlenku węgla po reakcji konwersji tlenku węgla z parą wodną z użyciem gazu syntezowego. Jedynymi dodatkowymi jednostkami potrzebnymi dla instalacji amoniaku będzie konwencjonalna membranowa jednostka rozdzielania i metanizator przed reaktorem syntezy amoniaku.
Zakres wynalazku obejmuje wytwarzanie gazu syntezowego w zasilanej powietrzem jednostce ATR, wymianę ciepła z powstałym gazem syntezowym i tym samym wytwarzanie pary wodnej. Co najmniej cześć ochłodzonego gazu syntezowego poddaje się następnie obróbce w reaktorze konwersji tlenku węgla z parą wodną, przy czym może to być pojedyncza jednostka lub dwa reaktory konwersji tlenku węgla z parą wodną, jeden niskotemperaturowy i jeden wysokotemperaturowy. Ten strumień gazowy poddaje się następnie obróbce w jednostce ditlenku węgla z wytworzeniem stężonego strumienia ditlenku węgla i strumienia ubogiego, zawierającego wodór gazu, który co najmniej częściowo spala się w turbinie gazowej o kombinowanym cyklu z wytworzeniem energii elektrycznej. Powietrze z tej turbiny dostarcza się do jednostki ATR. Gazy spalinowe z turbiny gazowej poddaje się wymianie ciepła z wytworzeniem pary wodnej, którą wraz z parą wodną wytwarzaną przed turbiną wykorzystuje się w turbinie parowej do wytwarzania energii elektrycznej.
Jednostkę ATR można połączyć z wymiennikiem reformera, a surowiec można podzielić pomiędzy te dwie jednostki, przy czym korzystnie 50-80% surowca podaje się do ATR.
Prereformer można umieścić przed jednostką ATR.
Mniejszą część pary wodnej wytwarzanej w procesie można wprowadzać do turbiny gazowej dla rozcieńczenia gazu zawierającego wodór i tym samym obniżenia temperatury płomienia w turbinie gazowej.
Co najmniej część gazów spalinowych z turbiny gazowej BP można zawracać do ATR jako źródło tlenu lub połączyć ze strumieniem powietrza zasilającym turbinę gazową.
Część gazu syntezowego można wykorzystać do wytwarzania metanolu, przy czym metanol można wytwarzać różnymi sposobami, jak opisano powyżej w związku z fig. 1.
Część gazu z jednostki oddzielania ditlenku węgla można wykorzystać do wytwarzania amoniaku. W tym przypadku jeden strumień kieruje się do membranowej jednostki oddzielania dla oddzielenia wodoru, który miesza się z innym strumieniem gazu zawierającego wodór, przy czym połączony strumień będzie wykazywał stosunek azot:wodór 1:3. Azot z jednostki membranowej zawraca się do głównego strumienia gazu zawierającego wodór, podawanego dalej do turbiny gazowej.
Wynalazek wyjaśniono poniżej w powiązaniu z przykładami i opisem załączonych figur.
PL 195 221 B1
Figura 1 przedstawia uproszczony schemat przepływowy podstawowego rozwiązania wytwarzania energii.
Figura 2 przedstawia uproszczony schemat przepływowy podstawowego rozwiązania połączonego z instalacją metanolu i/lub amoniaku.
Figura 1 przedstawia przykład realizacji wynalazku. Gazowy surowiec węglowodorowy, np. gaz ziemny, wprowadza się jako strumień 1, ogrzewa i spręża przed przepuszczeniem przewodem 2 do saturatora 3, gdzie miesza się go z wodą procesową 4 i demineralizowaną wodą uzupełniającą, dostarczaną przewodem 4b. Surowiec węglowodorowy, który jest co najmniej częściowo nasycony wodą, podaje się następnie do jednostki 6 ATR jako strumień 5. Sprężone powietrze podaje się przewodem 1 do jednostki 6 ATR. Ewentualnie można umieścić prereformer przed ATR. Zapewni to większą możliwość stosowania różnych surowców węglowodorowych. Można wtedy zaakceptować zwiększoną zawartość cięższych węglowodorów. Co najmniej część zasilającego powietrza 29 można dostarczać ze sprężarki powietrza połączonej z turbiną gazową i sprężać do niezbędnego ciśnienia wtryskiwania. Jednostka 6 może także stanowić złożoną jednostką obejmującą ATR i wymiennik reformera. Ilość surowca węglowodorowego, jaką należy wprowadzać do odpowiednich jednostek, może się zmieniać w szerokich granicach. Praktycznie 50-80% surowca będzie wprowadzać się do ATR, a pozostałą część do wymiennika reformera.
Gaz syntezowy 8 z jednostki 6 ATR chłodzi się w kotle 9 (generatorze pary wodnej) przed podaniem do jednostki 12 reaktora konwersji tlenku węgla z parą wodną jako strumień 11. Ta jednostka może stanowić dwa konwencjonalne reaktory konwersji tlenku węgla z parą wodną, reaktor niskotemperaturowy (LT) i reaktor wysokotemperaturowy (HT) albo tylko jeden reaktor konwersji tlenku węgla z parą wodną. Powstałą gazową mieszaninę 13 chłodzi się, skroploną wodę usuwa się w jednostce 14, a powstałą mieszaninę gazową podaje się następnie jako strumień 15 do absorbera 16 CO2, z którego CO2 i absorbent podaje się przewodem 18 do desorbera 19. Absorbent uzupełniający można podawać do jednostki 19 jako strumień 20b.
Zregenerowany absorbent, na przykład roztwór aminy, zawraca się do absorbera 16 przewodem 20. Wodę ze strumienia 21 CO2 usuwa się w jednostce 22. Wodę procesową z jednostek 22 i 14 zawraca się do saturatora 3. Wysoce stężony strumień CO2 można następnie sprężać i podawać przewodem 23 do dalszego zastosowania, na przykład jako gaz wytłaczający w dziedzinie eksploatacji złóż ropy naftowej lub gazu. Gazowy strumień 17 z absorbera 16 CO2 składa się głównie z wodoru i azotu i zawiera niewielkie ilości CO, CO2, CH4. Ten strumień 17 następnie stosuje się jako paliwo dla turbiny gazowej 24 o kombinowanym cyklu, do której podaje się powietrze 25.
Ewentualnie do turbiny 24 można podawać parę wodną 10 dla zmniejszenia ilości NOX. Co najmniej część strumienia 17 można stosować w ogniwie paliwowym dla bezpośredniego wytwarzania energii elektrycznej. Jeśli energia elektryczna ma być stosowana do elektrolizy, nie będzie potrzeby stosowania prostownika przy takim ewentualnym wytwarzaniu energii elektrycznej.
Gazy spalinowe 26 z turbiny 24 poddaje się wymianie ciepła z wodą w generatorze 27 pary wodnej, a parę wodną z tego generatora można przegrzać w wymienniku 30 ciepłą, zanim strumień 31 poda się do generatora 32 energii elektrycznej, do którego można podawać także parę wodną 10. Gazy spalinowe 28 można zawracać do jednostki jo stanowiącej reformer lub łączyć z powietrzem 25 zasilającym turbinę gazową 24.
Na figurze 2 instalacje amoniaku i metanolu są zintegrowane z instalacją według fig. 1 do realizacji podstawowego procesu. Połączony proces można prowadzić w obu instalacjach lub jednej z nich. Gaz syntezowy 34 można pobierać ze strumienia 11 i kierować do urządzenia 35 do syntezy metanolu. Nie przereagowany gaz syntezowy 37 można zawracać do strumienia gazu syntezowego 11, a wytworzony metanol odprowadzać przewodem 36.
Gaz syntezowy 34 można alternatywnie poddać obróbce w membranowej jednostce rozdzielania gazu dla usunięcia wodoru i ditlenku węgla, stosowanych do syntezy metanolu. Ten strumień można podawać z dodatkowym ditlenkiem węgla ze strumienia 23. Drugą frakcję z tej jednostki membranowej zawraca się następnie do strumienia 11.
Strumień do syntezy amoniaku można podawać przewodem 17. Jeden boczny strumień 38 wprowadza się najpierw do membranowej jednostki 40 rozdzielania gazu dla dostarczenia wodoru 42 do przewodu 39 dla doprowadzenia stosunku H2:N2 do 3:1 przed poddaniem gazowej mieszaniny obróbce w jednostce 43 stanowiącej metanizator przed urządzeniem 44 do syntezy amoniaku z wytworzeniem amoniaku 45. Azot z membranowej jednostki 40 zawraca się przewodem 41 do strumienia 17 dla turbiny wodorowej 24.
PL 195 221 B1
Pr zy kł a d 1
Ten przykład ilustruje wpływ niniejszego wynalazku na wytwarzanie energii elektrycznej, wydajność i wielkość odzysku ditlenku węgla jako stężonego strumienia w procesie z fig. 1. Przykład ponadto ilustruje wydajność, wielkość odzysku stężonego ditlenku węgla i łączną produkcję energii elektrycznej w procesie w porównaniu z odpowiednimi danymi dla procesu z zastosowaniem pierwszorzędowego-drugorzędowego reformera do wytwarzania gazu syntezowego. Ten przykład wykazuje wpływ zawracania gazów spalinowych do ATR, a także wpływ połączenia ATR z wymiennikiem reformera. W poniższej tabeli takie połączenie stanowi ATR-RE. Sposób według wynalazku porównano ze sposobem, w którym stosowano połączenie drugorzędowego-pierwszorzędowego reformera do wytwarzania gazu syntezowego, SR/PR w tabeli. Stosunek molowy para wodna:węgiel w strumieniu wprowadzanym do jednostki stanowiącej reformer oznaczono jako para wodna:C w tabeli.
T a b e l a 1
Podstawa ATR. Dwa reaktory konwersji tlenku węgla z parą wodną Podstawa ATR. Jeden reaktor konwersji tlenku węgla z parą wodną ATR. Zawracanie gazów spalinowych bez chłodzenia ATR. Zawracanie gazów spalinowych, chłodzenie 30°C ATR. Zawracanie gazów spalinowych bez chłodzenia. Mniej procesowej pary wodnej ATR-RE SR/PR Dwa reaktory konwersji tlenku węgla z parą wodną
Gaz ziemny LVH(MW) 823,2 823,2 823,2 823,2 823,2 823,2 882,71
Para wodna:C 2,0:1 2,0:1 2,6:1 2,6:1 2,0:1 3,2:1 2,8:1
Skład gazu. Paliwo dla turbiny:
CH4 0,0175 0,0173 0,0095 0,017 0,0109 0,0023 0,0328
CO 0,0052 0,0118 0,0024 0,0028 0,0039 0,0034 0,0038
CO2 0,0006 0,0006 0,0005 0,0005 0,0005 0,0007 0,001
H2 0,5611 0,5476 0,4216 0,4015 0,4282 0,6272 0,7697
N2 0,4106 0,4055 0,5592 0,5713 0,5757 0,3621 0,1846
Ar 0,0049 0,0048 0,0067 0,0069 0,0069 0,0043 0,0021
Przepływ gazu kmol/h 17,176 17,390 23,648 23,148 22,971 17,641 15,520
Moc MW turbina gazowa 287,42 287,87 298,82 295,25 298,39 302,03 287,42
Moc MW para wodna 139,54 137,9 143,64 135,28 154,38 113,10 149,11
Moc MW exp. comp. 4,34 4,34 4,34 4,34 4,34 4,34 4,46
Moc MW sprężanie powietrza 33,82 33,82 80,66 61,12 80,64 30,61 12,55
Łączna moc MW 397,48 396,29 366,14 373,75 376,47 388,86 430,79
Wydajność % 48,3 48,1 44,5 45,4 45,7 46,9 48,8
Odzysk CO2 % 88,8 85,7 91,7 87,3 90,3 95,8 84,5
Biorąc pod uwagę powyższe wyniki można stwierdzić, że sposobem według wynalazku można odzyskać aż tak dużo, jak 95,8% wytworzonego CO2. Wyniki ponadto wykazują, że w ramach rozwiązania według wynalazku wydajność, wytwarzanie energii elektrycznej i CO2 zmieniają się w zależności od warunków pracy i że proces wykazuje dużą elastyczność. Wytwarzanie NOX będzie ogólnie zależało od procentowej zawartości wodoru w gazie wprowadzanym do turbiny gazowej.
PL 195 221 B1
Niniejszy wynalazek dostarcza sposobu wytwarzania czystego ditlenku węgla odpowiedniego jako gaz wytłaczający stosowany w eksploatacji złóż ropy naftowej. Instalacja IRCC będzie więc pracowała z minimalną emisją ditlenku węgla.
Ponadto w tym procesie wytwarza się ubogą mieszaninę opartą na wodorze, stanowiącą paliwo gazowe, odpowiednią do spalania w turbinach gazowych opartych na obecnej technologii. Umiarkowane rozcieńczanie parą wodną gazowej mieszaniny wprowadzanej do turbiny gazowej można stosować jako jedyny środek do obniżania ilości NOX.

Claims (11)

1. Sposób wytwarzania energii elektrycznej, pary wodnej i ditlenku węgla w stężonej postaci z surowca węglowodorowego (1), obejmujący wytwarzanie gazu syntezowego w zasilanym powietrzem adiabatycznym reaktorze (6) (ATR), poddawanie powstałego gazu syntezowego (8) wymianie ciepła i tym samym wytwarzanie pary wodnej (10), znamienny tym, że co najmniej część gazu syntezowego poddaje się obróbce w jednostce (12) konwersji tlenku węgla z parą wodną oraz absorberze (16) i desorberze (19) ditlenku węgla z wytworzeniem stężonego ditlenku węgla (21) i ubogiego, zawierającego wodór gazu (17), który co najmniej częściowo spala się w turbinie gazowej (24) o kombinowanym cyklu z wytworzeniem energii elektrycznej, powietrze z tej turbiny (24) podaje się do jednostki (6) ATR, a gazy spalinowe (26) z turbiny gazowej (24) poddaje się wymianie ciepła z wytworzeniem pary wodnej, którą wraz z parą wodną (10) wytworzoną przed tą jednostką (12) wykorzystuje się w generatorze (32) energii elektrycznej do wytwarzania energii elektrycznej, zasadniczo bez CO2.
2. Sposób według zas^z. 1, znamienny tym, że stosuje się jednosskę ssanowiącą reformer obejmującą ATR (6) połączony z wymiennikiem reformera.
3. Sposób według zas^z. 1, znamienny tym, że 50-80% surowca węglowodoroweeo podajj się do ATR (6), a resztę surowca podaje się do wymiennika reformera.
4. Sposób według zastoz. 1, znamienny tym, ze stosuj sśę pi^r^i^r^ec^i^r^f^ 1^ przed jednosb ką (6) ATR.
5. Sposób według zas^z. 1, znamienny tym, że stosujesię pośedynczą jednosskę ((22 ssanowiącą reaktor konwersji tlenku węgla z parą wodną.
6. Sposób według z^^sr^. 1, znamienny tym, że do tui~biny gazowee (24) wprowadza ssę parę wodną dla rozcieńczenia gazowej mieszaniny (17) zawierającej wodór.
7. Sposóbwedług z^^sr^. t, znamienny tym, że gazy spallnowe z tui~biny gazowee (24) zawraca się do jednostki (6) ATR.
8. Sposóbwedłu g z^^sr^. t, znamiennytym, że co najmniej częśćgazów spallnowych z tui-bk ny gazowej (24) łączy się z powietrzem (25) zasilającym tę turbinę.
9. Sposób według zaas-z. 1, znamienny tym, że część gazu syntezowego (i 11 stosuje ssę do wytwarzania metanolu, a pozostały gaz syntezowy poddaje się dalszej obróbce w następnych jednostkach (12, 16, 19) przed wykorzystaniem do wytwarzania energii elektrycznej.
10. Sposób według ζ33^ζ. 1, tym, że część ubogiego, zawierającego wodór gazu (17) z absorbera (16) ditlenku węgla stosuje się do wytwarzania amoniaku (45), przy czym ten gaz oddziela się w jednostce membranowej (40) dla dostosowania stosunku azot:wodór do warunków wytwarzania amoniaku, a oddzielony azot zawraca się do głównego strumienia gazu (17) zawierającego wodór, przy czym strumień zawierający azot:wodór w stosunku 1:3 poddaje się obróbce w jednostce (43) do metanizacji przed syntezą amoniaku.
11. Sposób według zaas-z. 1, znamienny tym, że ubogiego, zawierającego wodóó gazu (17) z absorbera (16) ditlenku węgla kieruje się do wykorzystania jako paliwo dla ogniwa paliwowego wytwarzającego energię elektryczną.
PL98345658A 1998-07-13 1998-07-13 Sposób wytwarzania energii elektrycznej, pary wodnej i dwutlenku węgla z surowca węglowodorowego PL195221B1 (pl)

Applications Claiming Priority (1)

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

Publications (2)

Publication Number Publication Date
PL345658A1 PL345658A1 (en) 2002-01-02
PL195221B1 true PL195221B1 (pl) 2007-08-31

Family

ID=19907882

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PL98345658A PL195221B1 (pl) 1998-07-13 1998-07-13 Sposób wytwarzania energii elektrycznej, pary wodnej i dwutlenku węgla z surowca węglowodorowego

Country Status (23)

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

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
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
NO319178B1 (no) 2005-06-27
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
PL195221B1 (pl) Sposób wytwarzania energii elektrycznej, pary wodnej i dwutlenku węgla z surowca węglowodorowego
AU2010334599B2 (en) Conversion of hydrocarbons to carbon dioxide and electrical power
US8247462B2 (en) Co-production of power and hydrocarbons
CA3042969A1 (en) Systems and methods for power production with integrated production of hydrogen
Andersen et al. Gas turbine combined cycle with CO2-capture using auto-thermal reforming of natural gas
US8268896B2 (en) Co-production of fuels, chemicals and electric power using gas turbines
WO1999041188A1 (en) Process for producing electrical power and steam
CN116761774A (zh) 用于制备合成气的方法
KR20230022859A (ko) 수소의 생산 방법
AU595405B2 (en) Process and apparatus for producing hydrogen
EP4375235A2 (en) Integration of hydrogen fueled gas turbine with a hydrocarbon reforming process
US20230249968A1 (en) Conversion of a hydrocarbon feed gas to synthesis gas for producing hydrocarbons
WO2024110379A1 (en) Conversion of h2 and off-gas containing co2 to synfuels
WO2023217804A1 (en) Process and plant for producing synthesis gas
WO2024094818A1 (en) Conversion of unsaturated hydrocarbon containing off-gases for more efficient hydrocarbon production plant
MXPA01000346A (en) Process for generating electric energy, steam and carbon dioxide from hydrocarbon feedstock
WO2024056871A1 (en) Autothermal reforming process for production of hydrogen
GB2619949A (en) Process
RO114590B1 (ro) Procedeu de obținere a amoniacului

Legal Events

Date Code Title Description
RECP Rectifications of patent specification
LAPS Decisions on the lapse of the protection rights

Effective date: 20140713