RU2126489C1 - Способ неполного окисления с получением энергии - Google Patents

Способ неполного окисления с получением энергии Download PDF

Info

Publication number
RU2126489C1
RU2126489C1 RU96108931/06A RU96108931A RU2126489C1 RU 2126489 C1 RU2126489 C1 RU 2126489C1 RU 96108931/06 A RU96108931/06 A RU 96108931/06A RU 96108931 A RU96108931 A RU 96108931A RU 2126489 C1 RU2126489 C1 RU 2126489C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
water
fuel gas
gas
saturated
cooling
Prior art date
Application number
RU96108931/06A
Other languages
English (en)
Other versions
RU96108931A (ru
Inventor
Фредерик Чарльз Джанке (US)
Фредерик Чарльз Джанке
Пол Стивен Уоллес (US)
Пол Стивен Уоллес
Прейдип Стенли Тэкер (US)
Прейдип Стенли Тэкер
Original Assignee
Тексако Дивелопмент Корпорейшн
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 Тексако Дивелопмент Корпорейшн filed Critical Тексако Дивелопмент Корпорейшн
Publication of RU96108931A publication Critical patent/RU96108931A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2126489C1 publication Critical patent/RU2126489C1/ru

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
    • F02C3/30—Adding water, steam or other fluids for influencing combustion, e.g. to obtain cleaner exhaust gases
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02G—HOT GAS OR COMBUSTION-PRODUCT POSITIVE-DISPLACEMENT ENGINE PLANTS; USE OF WASTE HEAT OF COMBUSTION ENGINES; NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F02G3/00—Combustion-product positive-displacement engine plants
    • 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
    • F01K23/067—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 the combustion heat coming from a gasification or pyrolysis process, e.g. coal gasification
    • F01K23/068—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 the combustion heat coming from a gasification or pyrolysis process, e.g. coal gasification in combination with an oxygen producing plant, e.g. an air separation plant
    • 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
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/34—Indirect CO2mitigation, i.e. by acting on non CO2directly related matters of the process, e.g. pre-heating or heat recovery

Abstract

Способ неполного окисления с получением энергии относится к получению топливного газа неполным окислением жидкого углеводородного топлива и сжиганию его в газовой турбине для выработки энергии. Способ неполного окисления включает в себя проведение реакции углеводородного топлива с газом, содеджащим свободный кислород в реакционной зоне неполного окисления с получением потока топливного газа. Топливный газ затем охлаждают водой с получением насыщенного водой топливного газа, который затем охлаждают путем первого бесконтактного теплообмена с водой, питающей котел, и превращением последней в пар. Промывку насыщенного охлаждающей водой углеводородного топлива осуществляют предварительно нагретой промывной водой. Затем понижают давление и температуру охлажденного топливного газа путем второго бесконтактного теплообмена с холодной водой с осуществлением конденсации воды. Затем производят повторную очистку охлажденного топливного газа, насыщение потоков азота и очищенного топливного газа подогретой водой, производят подачу этих потоков в камеру сгорания газовой турбины. Такое осуществление способа повышает его эффективность. 2 с. и 17 з.п.ф-лы, 1 ил.

Description

Изобретение относится к получению топливного газа неполным окислением углеводородных топлив и сжиганию указанного топливного газа в газовой турбине для выработки энергии.
Обычно при производстве энергии сжиганием углеводородного топлива осуществляют получение топливного газа неполным окислением жидкого углеводородного топлива, при этом регулируют мольное соотношение CO/H2 топливного газа путем проведения реакции, обратной реакции конверсии водяного газа, затем проводят промывку топливного газа и сжигание потока улучшенного таким образом топливного газа в турбине, вырабатывающей энергию.
Например, в патенте США 5251433, F 02 B 43/12, опубл. 12.10.1993, предложен способ неполного окисления, включающий проведение реакции углеводородного топлива с газом, содержащим свободный кислород, в реакционной зоне неполного окисления с получением потока топливного газа, охлаждение топливного газа охлаждающей водой с получением потока насыщенного охлаждающей водой топливного газа, охлаждение этого насыщенного охлаждающей водой топливного газа путем первого бесконтактного теплообмена с водой, питающей котел, с понижением температуры упомянутого охлажденного водой топливного газа, и одновременным превращением упомянутой воды, питающей котел, в пар, промывку этого насыщенного охлаждающей водой углеводородного топлива предварительно нагретой промывной водой, понижение давления и температуры охлажденного топливного газа путем второго бесконтактного теплообмена с холодной водой с осуществлением конденсации воды из указанного потока охлажденного топливного газа при нагревании этой воды, повторную очистку охлажденного топливного газа, насыщение потоков азота и очищенного топливного газа подогретой водой, подачу этих потоков в камеру сгорания газовой турбины, сжигание указанного насыщенного топливного газа с газом, содержащим свободный кислород, в камере сгорания с получением отходящего газа с пониженным содержанием NOx.
Однако известный способ не достигает высокой эффективности использования тепла, достижение которой является задачей данного изобретения.
Указанная задача решается тем, что в способе неполного окисления, включающем проведение реакции углеводородного топлива с газом, содержащим свободный кислород, в реакционной зоне неполного окисления с получением потока топливного газа, охлаждение топливного газа охлаждающей водой с получением потока насыщенного охлаждающей водой топливного газа, охлаждение этого насыщенного охлаждающей водой топливного газа путем первого бесконтактного теплообмена с водой, питающей котел, с понижением температуры упомянутого охлажденного водой топливного газа, и одновременным превращением упомянутой воды, питающей котел, в пар, промывку этого насыщенного охлаждающей водой углеводородного топлива предварительно нагретой промывной водой, понижение давления и температуры охлажденного топливного газа путем второго бесконтактного теплообмена с холодной водой с осуществлением конденсации воды из указанного потока охлажденного топливного газа при нагревании этой воды, повторную очистку охлажденного топливного газа, насыщение потоков азота и очищенного топливного газа подогретой водой, подачу этих потоков в камеру сгорания газовой турбины, сжигание указанного насыщенного топливного газа с газом, содержащим свободный кислород, в камере сгорания с получением отходящего газа с пониженным содержанием NOx, охлаждение топливного газа охлаждающей водой с получением потока насыщенного охлаждающей водой топливного газа производят до достижения его температуры в пределах примерно от 177 до 316oC (350-600oF) при давлении в пределах примерно от 3,45 до 17,24 МПа (500-2500 фунтов на кв.дюйм), охлаждение этого насыщенного охлаждающей водой топливного газа путем первого бесконтактного теплообмена с водой производят до уровня примерно от 210 до 288oC (410-550oF) с одновременным превращением упомянутой воды, питающей котел, в пар с промежуточным давлением в пределах примерно от 1,896 до 4,14 МПа (275-600 фунтов на кв.дюйм), дополнительно после первого бесконтактного охлаждения топливного газа осуществляют предварительное нагревание промывной воды, состоящей из конденсата и подпитывающей воды, до температуры в пределах примерно от 191 до 288oC (375-550oF) путем прямого теплообмена с охлажденным насыщенным водой топливным газом, выходящим после первого бесконтактного охлаждения, в устройстве для осуществления прямого контакта между водой и газом, в результате чего температура охлажденного насыщенного топливного газа понижается до уровня, составляющего примерно от 149 до 282oC (300-540oF), давление охлажденного топливного газа понижается до величины, составляющей примерно от 0,6895 до 15,858 МПа (100-2300 ф/кв. дюйм), и происходит отделение сконденсированной воды от указанного топливного газа, дальнейшее охлаждение топливного газа путем второго бесконтактного теплообмена с водой осуществляют до температуры в пределах примерно от 4,4 до 60oC (40-140oF), при нагревании холодной воды с получением подогретой воды с температурой в пределах примерно от 107 до 204oC (225-400oF), осуществляют подачу ранее сконденсированной воды для использования ее в промывке топливного газа в устройстве для осуществления прямого контакта между водой и газом, производят перегрев насыщенных потоков топливного газа и азота до температуры примерно от 177 до 538oC (350- 1000oF) перед подачей их в камеру сгорания газовой турбины и сжиганием в ней при температуре, в пределах примерно от 1204 до 1427oC (2200 - 2600oF) и давлении примерно от 0,6894 до 6,894 МПа (100-1000 фунтов на кв.дюйм) и дополнительно осуществляют пропускание отходящего газа через турбину расширительного действия для получения энергии с повышенным выходом.
В предложенном способе по меньшей мере часть промывной воды из зоны промывки газа можно подавать в зону охлаждения газа.
На операции понижения давления охлажденного топливного газа давление охлажденного топливного газа можно понижать в средствах понижения давления.
Средства понижения давления могут быть выбраны из группы, состоящей из клапана, диафрагмы и турбины расширительного действия.
При охлаждении топливного газа до 4,4-60oC (40-140oF) путем бесконтактного теплообмена с холодной водой топливный газ можно охлаждать поэтапно в нескольких бесконтактных теплообменниках.
В качестве хладоагента в теплообменниках можно использовать циркулирующую воду и/или воду для питания котла.
Газ, содержащий свободный кислород, перед подачей в указанную реакционную зону неполного окисления можно насыщать водой.
Воздух в обычном воздухоразделителе может быть разделен на поток кислорода и поток азота, при этом поток кислорода можно подать в реакционную зону неполного окисления в качестве газа, содержащего свободный кислород, а поток азота можно подвергнуть насыщению подогретой водой.
Отходящий после расширительной турбины газ можно пропускать через парогенератор-утилизатор тепла при осуществлении его бесконтактного теплообмена с паром промежуточного давления, выходящим после первого бесконтактного теплообмена, с осуществлением его перегрева, а перегретый пар промежуточного давления можно пропускать через турбину расширительного действия по меньшей мере как часть рабочей среды.
Углеводородное топливо может быть выбрано из группы, состоящей из жидких и/или газообразных углеводородных топлив и пригодной для перекачки суспензии твердого углеродсодержащего топлива.
Пригодная для перекачки суспензия может содержать твердое углеродсодержащее топливо, выбранное из группы, состоящей из каменного угля, дисперсного углерода, нефтяного кокса, концентрированного осадка сточных вод и их смесей, и летучий жидкий носитель, выбранный из группы, состоящей из воды, жидкого CO2, жидкого углеводородного топлива и их смесей.
Жидкое углеводородное топливо может быть выбрано из группы, состоящей из сжиженного нефтяного газа, нефтяных дистиллятов и кубовых остатков, бензина, сырой нефти, керосина, лигроина, асфальта, газойля, мазута, каменноугольного масла, сланцевого масла, дистиллята каменноугольной смолы, ароматических углеводородов, таких как бензол, толуол и фракции ксилола, угольной смолы, рециклового газойля, полученного каталитическим крекингом в псевдоожиженном слое, фурфуролового экстракта коксовального газойля и их смесей.
Газообразное углеводородное топливо может быть выбрано из группы, состоящей из сжиженного природного газа, нефтезаводского отходящего газа, C1-C4 углеводородных газов и отработанных углеродсодержащих газов химических производств.
Промывку охлажденного насыщенного топливного газа можно совмещать с предварительным нагревом промывной воды при прямом теплообмене с охлажденным насыщенным водой топливным газом.
Указанная выше задача решается также тем, что в способе неполного окисления для выработки электроэнергии, включающем проведение реакции углеводородного топлива с газом, содержащим свободный кислород, в реакционной зоне неполного окисления с получением потока топливного газа, охлаждение топливного газа охлаждающей водой с получением потока насыщенного охлаждающей водой топливного газа, охлаждение этого насыщенного охлаждающей водой топливного газа путем первого бесконтактного теплообмена с водой, питающей котел, с понижением температуры упомянутого охлажденного водой топливного газа, и одновременным превращением упомянутой воды, питающей котел, в пар, промывку этого насыщенного охлаждающей водой углеводородного топлива предварительно нагретой промывной водой, понижение давления и температуры охлажденного топливного газа путем второго бесконтактного теплообмена с холодной водой с осуществлением конденсации воды из указанного потока охлажденного топливного газа при нагревании этой воды, повторную очистку охлажденного топливного газа, насыщение потоков азота и очищенного топливного газа подогретой водой, подачу этих потоков в камеру сгорания газовой турбины, сжигание указанного насыщенного топливного газа с газом, содержащим свободный кислород, в камере сгорания с получением отходящего газа с пониженным содержанием NOx, охлаждение топливного газа охлаждающей водой с получением потока насыщенного охлаждающей водой топливного газа производят до достижения его температуры в пределах примерно от 177 до 316oC (350-600oF) при давлении в пределах примерно от 3,45 до 17,24 МПа (500-2500 фунтов на кв.дюйм), охлаждение этого насыщенного охлаждающей водой топливного газа путем первого бесконтактного теплообмена с водой производят до уровня примерно от 210 до 288oC (410-550oF) с одновременным превращением упомянутой воды, питающей котел, в пар с промежуточным давлением в пределах примерно от 1,896 до 4,14 МПа (275-600 фунтов на кв. дюйм), дополнительно после первого бесконтактного охлаждения топливного газа осуществляют предварительное нагревание промывной воды, состоящей из конденсата и подпитывающей воды, до температуры в пределах примерно от 191 до 288oC (375-550oF) путем прямого теплообмена с охлажденным насыщенным водой топливным газом, выходящим после первого бесконтактного охлаждения, в устройстве для осуществления прямого контакта между водой и газом, в результате чего температура охлажденного насыщенного топливного газа понижается до уровня в пределах примерно от 149 до 282oC (300-540oF), происходит отделение конденсата от указанного охлажденного топливного газа, дальнейшее понижение температуры топливного газа путем второго бесконтактного теплообмена с водой осуществляют до температуры в пределах 149-260oC (300-500oF) c выработкой пара промежуточного давления в пределах 0,6894-1,896 МПа (100-275 фунтов/кв. дюйм) и отделением конденсата от потока охлажденного топливного газа, подогрев охлажденного после бесконтактного теплообмена с водой потока охлажденного топливного газа до температуры, обеспечивающей после последующего расширения превышение точки росы на величину от 5,6 до 55,6oC (10-100oF), расширение потока топливного газа в турбине расширительного действия с понижением его давления до величины в пределах примерно от 0,6894 до 15,86 МПа (100-2300 фунтов/кв.дюйм) и дальнейшее охлаждение топливного газа путем второго бесконтактного охлаждения до температуры в пределах примерно от 4,4 до 60oC (40-140oF) при нагревании холодной воды с получением нагретой воды с температурой в пределах примерно от 107 до 204oC (225-400oF), осуществляют подачу сконденсированной ранее воды с полученной на данном этапе совместно в устройство для осуществления прямого контакта, где ее нагревают для использования в качестве воды для промывки газа, причем промывку осуществляют до или после первого бесконтактного охлаждения насыщенного водой топливного газа, повторную после второго бесконтактного охлаждения, производят перегрев насыщенных потоков топливного газа и азота до температуры в пределах примерно от 177 до 538oC (350- 1000oF) перед подачей их в камеру сгорания газовой турбины и сжигание в ней при температуре в пределах примерно от 1204 до 1427oC (2200-2600oF) и давлении в пределах примерно от 0,6894 до 6,894 МПа (100-1000 фунтов/кв.дюйм), при этом отходящий после газовой турбины газ пропускают через турбину расширительного действия для выработки энергии с повышенным выходом.
Газ, содержащий свободный кислород, можно насыщать водой перед подачей в указанную зону неполного окисления.
Воздух в обычном воздухоразделителе может быть разделен на поток кислорода и поток азота, при этом поток кислорода можно подать в реакционную зону неполного окисления в качестве газа, содержащего свободный кислород, а поток азота можно насыщать подогретой водой.
Отходящий газ после пропускания его через турбину расширительного действия можно пропускать через парогенератор-утилизатор тепла при осуществлении его бесконтактного теплообмена с паром промежуточного давления с осуществлением его перегрева, а перегретый пар промежуточного давления можно пропускать через турбину расширительного действия по меньшей мере как часть рабочего тела.
Паровой конденсат, поступающий из турбины расширительного действия промежуточного давления, можно повторно нагревать путем бесконтактного теплообмена с потоком топливного газа при втором бесконтактном теплообмене топливного газа с холодной водой, далее можно нагревать, обезвоживать и перегревать повторно нагретый паровой конденсат с образованием пара высокого давления, осуществлять расширение полученного пара высокого давления в турбине для получения механической энергии и пара промежуточного давления, перегревать пар промежуточного давления и подвергать расширению в промежуточной турбине с получением механической энергии, и проводить конденсацию отходящего из нее пара.
Более полное понимание изобретения может дать прилагаемый чертеж, который иллюстрирует предпочтительный вариант осуществления изобретения, не ограничивая, однако, его объем описываемым процессом и используемыми материалами.
В предлагаемом способе сырой топливный газ, содержащий в основном H2, CO, CO2, H2O, с примесями пылевидных частиц угля и золы и по меньшей мере одного вещества из группы N2, Ar, COS, CH4, NH3, HCN, HCOOH и шлака, получают неполным окислением в свободном потоке жидких и/или газообразных углеводородных топлив (включая водную суспензию твердого углеродного топлива) газом, содержащим свободный кислород, обычно в присутствии ограничителя температуры, в реакционной зоне проточного вертикального некаталитического газогенератора. Массовое отношение H2O к топливу в реакционной зоне примерно 0,1-5/1, в частности примерно 0,2-0,7/1. Атомное отношение свободного кислорода к углероду топлива - примерно 0,6-1,6/1, , например около 0,8-1,4/1. Продолжительность реакции примерно 0,1-50 с, например около 2-6 с.
Генератор сырого топливного газа представляет собой стальной футерованный огнеупором вертикальный цилиндрический аппарат, работающий под давлением (см. патент США 2809104).
В этом патенте показан также типичный водоохладительный барабан. Горелка (см. патент США 2928460) может быть использована для введения питающих потоков в реакционную зону. Для получения синтез-газа в газогенераторе в реакцию с газом, содержащим свободный кислород, можно вводить широкий спектр горючих жидких и/или газообразных топлив или водных суспензий твердого углеродного топлива; реакция протекает в присутствии газа-ограничителя температуры.
Термин "жидкое углеводородное топливо" здесь и далее обозначает различные пригодные сырьевые материалы, включая жидкие углеводороды, жидкостные пригодные для перекачки суспензии твердых углеродных веществ и их смеси. Например, подходящим сырьем являются водные суспензии твердых углеродных топлив. Фактически любые горючие углеродсодержащие жидкие органические вещества или их суспензии могут подпадать под термин "жидкое углеводородное". Например:
1) пригодные для перекачки суспензии таких твердых углеродных топлив, как уголь, графитовая пыль, нефтяной кокс, концентрированный осадок сточных вод и их смеси, в летучем жидком носителе, например воде, жидком CO2, жидком углеводородном топливе и их смесях;
2) предполагается, что подходящее жидкое углеводородное топливо для газификации включает такие различные вещества, как сжиженный нефтяной газ, нефтяные дистилляты и кубовые остатки, бензин, сырую нефть, керосин, лигроин, асфальт, газойль, мазут, каменноугольное масло, сланцевое масло, дистиллят каменноугольной смолы, ароматические углеводороды (такие, как бензол, толуол, фракции ксилола), угольную смолу, рецикловый газойль, выделяемый при каталитическом крекинге в псевдоожиженном слое, фурфуроловый экстракт коксовального газойля и смеси перечисленных веществ;
3) к жидким углеводородам могут быть отнесены их кислородсодержащие производные, включая углеводы, целлюлозные материалы, альдегиды, органические кислоты, спирты, кетоны, окисленный мазут, отработанные жидкости и побочные продукты химических процессов, содержащие кислородсодержащие производные углеводородов, и смеси перечисленных веществ.
Газообразные углеводородные топлива, пригодные для неполного окисления в газогенераторе по отдельности или совместно с жидким углеводородным топливом, включают природный газ, отходящие газы очистных установок, C1-C4 углеводородные газы и отработанные углеродсодержащие газы химических производств.
Жидкое углеводородное сырье может иметь комнатную температуру или быть предварительно подогрето до температуры примерно 312-625oC (600-1200oF), но желательно ниже температуры крекинга. Жидкие сырьевые углеводороды можно вводить в горелку газогенератора в жидкой фазе или в пароообразной смеси с ограничителем температуры.
Потребность в ограничителе температуры для регулирования температуры в реакционной зоне зависит, в общем, от отношения углерод/водород в сырье и содержания кислорода в потоке окислителя. Ограничитель температуры используют с жидкими углеводородными топливами и с весьма чистым кислородом. Наилучшими ограничителями температуры являются вода или пар. Пар может быть использован как ограничитель температуры в смеси с одним или обоим потоками реагентов. В другом варианте ограничитель температуры может быть введен в реакционную зону газогенератора по отдельному каналу тарелки. Другие ограничители температуры включают газ, обогащенный CO2, азот и рециркулирующий синтез-газ.
Термином "газ, содержащий свободный кислород", здесь обозначены воздух, воздух, обогащенный кислородом, т.е. содержащий более 21 моль-% CO2, и весьма чистый (более примерно 95 моль-%) кислород с примесями обычно N2 и редких газов. Газ, содержащий свободный кислород, может быть подан через горелку неполного окисления при температуре не ниже примерно 477oC (900oF).
Поток сырого топливного газа покидает реакционную зону при температуре примерно 927-1927oC (1700-3500oF), например около 1093-1538oC (2000- 2800oF), и при давлении примерно 3,447-17,237 МПа (500-2500 фунтов на кв. дюйм), например около 4,826-10,342 МПа (700-1500 фунтов на кв.дюйм). Состав сырого горячего отводящего газа в моль-% примерно таков: H2 10-70, CO 15-37, CO2 0,1-25, H2O 0,1-20, CH4 0-60, NH3 0-5, H2S 0-5, COS 0-0,1, N2 - 0-60, Ar - 0-2,0, HCN + HCOOH 0-100 частей на миллион (по массе). Частицы углерода присутствуют в количестве около 0-20% по массе (основное содержание углерода в исходном сырье). Зола и/или расплав шлака могут присутствовать соответственно в количествах примерно 0-5,0% и 0-60% от массы исходного жидкого углеводородного или твердого углеродного топлива.
В предпочтительном воплощении предлагаемого способа весь поток горячего сырого топливного газа, покидающего футерованную реакционную зону газогенератора неполного окисления, имеет в основном ту же температуру и давление, что и в реакционной зоне, с учетом их обычного падения в трубопроводе. Этот газ вводят непосредственно в воду, находящуюся на днище барабана или сосуда для охлаждения (см. патент США 2896927). Предлагаемый способ обеспечивает минимизацию капитальных и эксплуатационных затрат и максимизацию температуры охлажденного газа, поскольку в нем применена система газификации с охлаждением водой при высоком давлении. Если бы тепло было выведено через выход газогенератора до охлаждения водой или если бы газогенератор работал при низком давлении, охлажденный газ имел бы температуру, недостаточную для получения пара промежуточного давления, необходимого для эффективного включения в паровой цикл.
Барабан для охлаждения водой располагают под реакционной зоной газогенератора, и поток поступающего в барабан сырого топливною газа уносит практически всю золу и/или шлак и дисперсный углерод в виде сажи из реакционной зоны газогенератора. Турбулентность в барабане охлаждения, создаваемая большими объемами газа, барботирующими через воду, способствует очистке отходящего газа от большинства твердых примесей. В охлаждающем сосуде образуется большое количество пара, которое насыщает поток газа. Поток сырого газа охлаждается в охлаждающем барабане и выходит при температуре от 177 до 316oC (от 3500 до 600oF, например при температуре от 232 до 288oC (от 4500 до 550oF) и давлении от 3,45 до 17,24 МПа (от 500 до 25000 фунтов/дюйм.кв.), например от 4,82 до 10,34 МПа (от 3700 до 1500 фунтов/дюйм.кв.). Предпочтительно свежая охлаждающая вода, используемая в изобретении, представляет собой смесь подпиточной воды и конденсата, полученного в ходе проведения процесса. Выражение "и/или" используется в своем обычном значении, т.е. А и/или Б означает либо А или Б либо А + Б.
Для того, чтобы предупредить забивание расположенного ниже по ходу потока слоя катализатора, а также загрязнение жидких абсорбентов-растворителей, которые могут использоваться на последующих операциях очистки, охлажденный и частично очищенный поток топливного газ, выходящего из охлаждающего барабана, далее очищают в контакте с горячими промывными водами в другой зоне очистки газа. В этой зоне очистки газа может быть расположено обычное сужение, например, такое, как описано в патенте США 3524630, и обычные скрубберы Вентури и оросители, а также скруббер (камера промывки газа), такой как показан и описан в патенте США 3232727. В камере промывки газа поток сырого топливного газа промывают промывной водой, содержащей горячий оборотный конденсат и подпиточную воду. Например, в одном примере реализации изобретения поток газа, выходящего из охлаждающего барабана, соединенного с газификатором, промывают и приводят в тесный контакт с промывной водой, например, в скруббере Вентури. Однако использование скруббера Вентури в зоне очистки газа необязательно. Топливный газ проходит через резервуар и с промывной водой, содержащейся в нижней части скруббера. Очищаемый газ пропускают затем сквозь пакет тарелок в верхней части скруббера, где он вступает в контакт с конденсатом, т. е. со стекающей вниз промывной водой. Эта вода из придонной части скруббера может быть рециркулирована в скруббер Вентури, если он имеется, и/или в газоохлаждающий бак, соединенный с газогенератором.
Промывка газа согласно предложенному способу позволяет снизить количество твердых частиц в потоке очищенного топливного газа до весьма низкого уровня, т. е. менее приблизительно 3 ч. на млн., желательно около 1 ч. на млн. Предлагаемый способ обеспечивает повышение температуры промывной воды до уровня примерно 191-288oC (375-550oF), например около 204-232oC (400-450oF) прямым контактом с вырабатываемым топливным газом сразу после парогенератора, вырабатывающего пар с промежуточным давлением примерно 1,896-4,14 МПа (275-600 фунтов на кв.дюйм), например около 2,068-2,76 МПа (300-400 фунтов на кв.дюйм), и температурой примерно 210-252oC (410-486oF), например около 214-229oC (418-445oF). В подогревателе промывной воды температура насыщенного водой топливного газа падает до уровня примерно 210- 288oC (410-550oF), например около 216-243oC (420-470oF). В качестве такого подогревателя можно использовать любой обычный аппарат, обеспечивающий прямой контакт воды и газа, включая обычную колонну с набором тарелок. Прямой контакт обеспечивает максимальный теплообмен между водой и газом, максимизируя этим подогрев воды. Увеличение теплосодержания промывной воды увеличивает теплосодержание проходящего через скруббер газа и тем самым повышает выход пара промежуточного давления (ППД). ППД вырабатывается в теплообменнике обычного типа бесконтактным теплообменом между горячим насыщенным водой топливным газом и питающей водой котла-утилизатора (ПВК). Теплообменник для получения ППД может быть расположен после резервуара охлаждающей воды и перед зоной промывки сырого топливного газа.
В другом варианте этот теплообменник может быть размещен после зоны промывки, как это показано на чертеже.
В одном из воплощений изобретения топливный газ, выходящий из подогревателя промывной воды, проходит через бесконтактный теплообменник для выработки ППД с параметрами примерно 0,6894-1,896 МПа (100-275 фунтов на кв.дюйм), например около 1,034-1,724 МПа (150-250 фунтов на кв. дюйм) и 163-210oC (325-410oF), например около 181-205oC (358-401oF). Топливный газ выходит из теплообменника ППД с температурой примерно 149-260oC (300-500oF), например около 182-221oC (360-430oF), и поступает в сепаратор, где от него отделяют конденсат.
На следующей стадии процесса в зоне редукции давление топливного газа понижают до уровня примерно 0,6894-15,17 МПа (100-2300 фунтов на кв.дюйм), например около 1,38-7,58 МПа (200-1200 фунтов на кв.дюйм). Это делают для согласования с рабочим давлением расположенной далее турбины с камерой сгорания. Таким образом, пар приобретает пониженное давление перед удалением кислых газообразных примесей. Предлагаемый способ более эффективен, поскольку при редуцировании давления топливного газа до его полного охлаждения в нем остается значительное количество воды, что увеличивает массу (рабочего тела) и съем мощности в цикле расширения. В одном из воплощений изобретения средства понижения давления выполнены в виде клапана, который может быть установлен как сам по себе, так и последовательно с диафрагмой. В другом воплощении в зоне понижения давления расположены бесконтактный теплообменник-подогреватель топливного газа и турбина расширительного действия, совмещающая понижение давления топливного газа с выработкой энергии. Далее в технологической линии расположен паровой котел-утилизатор тепла (ПКУ) отработавших в газовой турбине продуктов сгорания. В ПКУ получают горячую воду для нагрева топливного газа после расширения в турбине расширительного действия до температуры, превышающей точку росы на величину от 5,6 до 55,6oC (10-100oF).
Температура топливного газа после расширения составляет примерно 121- 427oC (250-800oF), например около 1479-232oC (300-450oF), и должна быть снижена до уровня примерно 4,4-60oC (40-140oF), например около 38-49oC (100- 120oF), перед вводом в зону удаления кислых газообразных примесей H2S и COS. Для осуществления предложенного способа целесообразно использовать несколько теплообменников для понижения температуры потока топливного газа и утилизации низкотемпературного тепла при подогреве топлива и азота. Поскольку азот и воду вводят в топливо, подаваемое в камеру сгорания расположенной далее газовой турбины, уровень насыщения топлива этими компонентами, необходимый для подавления выхода NOx и для повышения энергоотдачи турбины, будет значительно ниже. Это позволяет поддерживать температуру вблизи дна сатураторов настолько низкой, чтобы использовать для их подогрева низкотемпературное тепло. Участок утилизации низкотемпературного тепла содержит примерно 2-7, например 5, последовательно установленных бесконтактных теплообменников, через которые проходит, охлаждаясь, газовый поток. Сепаратор-отбойник для удаления сконденсированной воды устанавливают за каждым или по меньшей мере за последним теплообменником. Накапливаемый в них конденсат перекачивают в ранее описанный подогреватель промывной воды. В качестве хладоагента по меньшей мере в одном из теплообменников используют циркулирующую воду с температурой примерно 27-149oC (80-300oF), например около 38-93oC (100-200oF). Циркулирующую воду подогревают в теплообменнике бесконтактным теплообменом с топливным газом. Полученная горячая вода с температурой примерно 106-202oC (225-400oF), например около 135-188oC (275-370oF), поступает затем в сатураторы азота и топливного газа. Давление в обоих сатураторах примерно 0,6894-6,8947 МПа (100-1000 фунтов на кв.дюйм), например около 1,034-3,447 МПа (150-500 фунтов на кв. дюйм). По меньшей мере в одном бесконтактном теплообменнике в качестве хладоагента используют воду для питания ПКУ с температурой примерно 24-121oC (75-250oF). Таким образом в одном бесконтактном теплообменнике можно получить пар низкого давления с давлением примерно 34,47 кПа-1,034 МПа (5-150 фунтов на кв.дюйм), например около 207-345 кПа (30-50 фунтов на кв.дюйм). В одном из воплощений изобретения конденсат пара из расположенной далее паровой турбины может быть вновь подогрет до температуры 32-177oC (90-350oF), например около 38-121oC (100-250oF), в одном бесконтактном теплообменнике, затем возвращен в парогенератор ППД для дополнительного подогрева до температуры примерно 371-982oC (700-1800oF), например около 427-649oC (800-1200oF), при давлении примерно 4,14-20,68 МПа (600-3000 фунтов на кв.дюйм), например около 8,96-11,72 МПа (1300-1700 фунтов на кв.дюйм), и, наконец, использован как рабочее тело в одной из ступеней многоступенчатой турбины расширительного действия. В указанном ряде теплообменников температура топливного газа после расширения может быть снижена шаг за шагом: (1) 93-204oC (200-400oF), (2) 93-160oC (200-320oF), (3) 38-149oC (100-300oF), (4) 38-93oC (100-200oF), (5) 27-49oC (80-120oF). Таким образом, в предложенном способе низкотемпературное тепло, получаемое в процессе охлаждения, эффективно используют в ряде теплообменников, получая тепло для операции (1) насыщения топливного газа и азота, операции (2) получения пара низкого давления, требуемого для извлечения кислых газов в узле удаления кислот (УУК) и серы в узле удаления серы (УУС) и для подогрева холодного конденсата.
Топливный газ может быть очищен в произвольной подходящей системе, например в УУК, реализующем физическую или химическую абсорбцию таким жидким растворителем, как холодный метанол, N-метилпирролидон, диметилэфир, полиэтиленгликоль, ингибированный или неингибированный амин. Кислые газы, т.е. CO2, H2S и COS, хорошо растворяются в метаноле при высоком давлении и низкой температуре. После понижения давления и повышения температуры насыщенного раствора они могут быть легко выделены. H2S и COS могут быть объединены во фракцию, пригодную в качестве сырья для УУС в виде обычного аппарата Клауса, дающего конечный продукт в виде элементарной серы (см.: Kirk-Otmer Encyclopedia of Chemical Techinology, Second Edition, Vol 19, John Wiley, 1969, p.353; патент США 4052176).
Для разделения воздуха на потоки по существу чистого кислорода и азота в виде газов используют обычный воздухоразделитель (ВР). По меньшей мере часть азота насыщают водой, перегревают до температуры примерно 177-538oC (350-1000oF), например около 260-316oC (500-600oF), теплом питающей котел-утилизатор воды и подают его в камеру сгорания газовой турбины совместно с потоком насыщенного парами воды и перегретого до подобной температуры топливного газа. Перегрев насыщенных топливного газа и газообразного азота перед подачей в камеру сгорания необходим для уменьшения вероятности эрозии лопаток газовой турбины вследствие контакта с жидкостью. Потоки этих газов перед камерой сгорания содержат воду в количестве примерно 1-50, например около 5-30% по объему. Насыщением азота водой достигают снижения его расхода с целью уменьшения выхода NOx и повышения эффективности использования низкотемпературного тепла.
Поток газообразного кислорода из ВР с температурой не ниже примерно 482oC (900oF) подают в реакционную зону неполного окисления газогенератора через один канал кольцевой горелки. В одном из воплощений изобретения этот поток вначале насыщают водой, чтобы получить газообразный кислород с температурой примерно 49-260oC (120-500oF), например около 66-177oC (150- 350oF), и концентрацией H2O примерно 1-50, например около 5-35% по объему. Преимущество предложенного способа заключается в использовании низкотемпературного тепла при насыщении кислорода водой, что повышает эффективность процесса благодаря увеличению выхода пара промежуточного давления. В случаях, когда для генерирования топливного газа необходимо ограничение температуры, пар, содержащийся в кислороде, замещает потребный для такого ограничения пар более высокого давления, использование которого в работающей при повышенном давлении части парового энергетического цикла еще более повышает эффективность процесса.
Воздух сжимают в турбокомпрессоре, приводимом от соосного вала турбины расширительного действия, которая наряду с камерой сгорания является главной частью газовой турбины. Сжатый воздух поступает в камеру сгорания с температурой около 204-454oC (400-850oF) примерно под таким же давлением, что и насыщенные топливный газ и газообразный азот. Выходящий из камеры сгорания газ имеет температуру приблизительно 760-1649oC (1400-3000oF), а обычно примерно 1260-1316oC (2300-2400oF) и давление примерно 0,6894-6,8945 МПа (100-1000 фунтов на кв.дюйм) или выше, а желательно 1,034-3,447 МПа (150-500 фунтов на кв.дюйм) или выше. Типичный выходящий газ имеет следующий состав в мольных-%: CO2 4-10, H2O 4-20, N2 75-80, O2 0-20. Благодаря вводу насыщенных водой N2 и топливного газа концентрация оксидов азота NOx в отходящем газе близка к нулю, а именно ниже 50 об.частей на миллион - в расчете на сухой 2% O2. Электроэнергию вырабатывает генератор, соосно кинематически связанный с указанной турбиной расширительного действия.
Отходящие газы, отработавшие в турбине расширительного действия в составе газовой турбины и имеющие температуру приблизительно 427-816oC (800-1500oF) и давление примерно 68,95-137,89 кПа (10-20 фунтов на кв.дюйм), пропускают через обычный паровой котел-утилизатор (ПКУ) и через дымовую трубу выбрасывают в атмосферу при температуре примерно 66-232oC (150- 450oF). B ПКУ вырабатывается пар для обычной двухступенчатой паровой турбины, состоящей из турбины расширительного действия высокого давления и соосной турбины расширительного действия промежуточного давления, и пар для собственных нужд процесса. Так, перегретый пар высокого давления из ПКУ с температурой примерно 371-982oC (700- 1800oF), например около 427-649oC (800-1200oF), и давлением примерно 4,37-20,68 МПа (600-3000 фунтов на кв. дюйм), например около 8,23-11,72 МПа (1300-1700 фунтов на кв.дюйм), вводят в турбину расширительного действия высокого давления (ТВД). Отходящий из ТВД пар промежуточного давления с температурой примерно 204-649oC (400- 1200oF), например около 260-482oC (500-900oF), и давлением примерно 1,379- 5,516 МПа (200-800 фунтов на кв.дюйм), например около 2,068-3,447 МПа (300-500 фунтов на кв.дюйм), смешивают с паром промежуточного давления из системы охлаждения топливного газа. Смесь перегревают в ПКУ и подают в турбину расширительного действия промежуточного давления (ТПД) при температуре примерно 371-982oC (700-1800oF), например около 427-649oC (800-1200oF), и давлении примерно 1,38-4,14 МПа (200-600 фунтов на кв.дюйм), например около 1,999-2,689 Мпа (290-390 фунтов на кв.дюйм). Пар промежуточного давления из системы охлаждения топливного газа (если он имеется) также может быть перегрет в ПКУ до температуры примерно 316-816oC (600-1500oF), например около 371-538oC (700-1000oF), и давления примерно 0,6894-1,896 МПа (100-275 фунтов на кв. дюйм), например 0,965-1,38 МПа (140-200 фунтов на кв.дюйм), и пропущен через одну ступень промежуточной турбины расширительного действия.
Отработанный пар из промежуточной турбины расширительного действия охлаждают, конденсируют, вновь подогревают до температуры примерно 32-177oC (90-350oF), например около 38-121oC (100-250oF), в теплообменнике системы охлаждения топливного газа и сжимают до давления примерно 34,47 кПа - 1,034 МПа (5-150 фунтов на кв. дюйм), например около 82,745-517,11 кПа (12-75 фунтов на кв.дюйм), после чего вновь подают в ПКУ для получения перегретого пара высокого давления, пара промежуточного давления и пара низкого давления путем бесконтактного теплообмена с отработанным газом газовой турбины. Имеющие общий вал турбины расширительного действия высокого и промежуточного давления служат приводом электрогенератора.
Преимущество предложенного способа заключается в такой оптимизации парового цикла, при которой входное давление второй ступени турбины доведено до низкого уровня. Это позволяет использовать максимальное количество полученного пара с промежуточным давлением примерно 1,896- 4,137 МПа (275-600 фунтов на кв.дюйм) непосредственно в цикле повторного нагрева. Фактически это давление понижено до возможного предела без заметного понижения эффективности парового цикла так, что количество пара, используемого в цикле повторного нагрева, максимально.
Уже упомянутый схематический чертеж может дать более полное представление об изобретении. И хотя на нем показано предпочтительное аппаратурное воплощение способа согласно изобретению, он не ограничивает этот способ конкретными аппаратами или материалами, упоминаемыми в описании.
Как показано на чертеже, описанный ранее некаталитический футерованный огнеупором свободно-проточный генератор 1 топливного газа имеет коаксиально закрепленные во фланцах входную (по потоку) 2 и выходную 3 амбразуры. В амбразуре 2 установлена ранее описанная горелка 4 кольцевого типа с коаксиальными газогенератору 1 центральным 5 и концентричным кольцевым 6 каналами.
Пригодную к перекачке водноугольную суспензию по линии 7 подают насосом в кольцевой канал 6, а поток газа, содержащего свободный кислород, по линии 8 вводят в центральный канал 5 горелки 4. Два питающих потока сливаются и, диспергируясь, вступают в реакцию неполного окисления в реакционной зоне 9 газогенератора 1. Поток горячего сырого топливного газа, содержащего H2, CO, CO2, H2O, N2, Ar, H2S и COS, проходит вниз по погруженной в охлаждающую воду трубе 10 в холодильник 15 в донной части газогенератора 1. Шлак и другие твердые частицы подлежат периодическому удалению через выходную амбразуру 3, линию 16, клапан 17, линию 18, бункер 19, линию 20, клапан 21 и линию 22.
Охлажденный водой сырой топливный газ проходит по линии 23 в скруббер 24 для отделения от него унесенной золы и других твердых частиц горячей промывной водой, поступающей по линии 25. Насос 26 перекачивает воду с дна скруббера 24 в холодильник 15 по линиям 27, 28. Очищенный сырой топливный газ выходит из скруббера 24 по линии 29 и охлаждается в теплообменнике 30 путем бесконтактного теплообмена с питающей водой котла-утилизатора (ПВКУ), которая поступает по линии 31 и выходит в линию 32 в виде пара с промежуточным давлением примерно 1,896-4,137 МПа (275-600 фунтов/кв.дюйм), например около 2,068-2,758 МПа (300-400 фунтов/кв.дюйм). Поток горячего сырого топливного газа по линии 33 поступает в подогреватель 37 промывной воды где вступает в прямой контактный теплообмен со смесью конденсата и подпитывающей воды, подаваемой насосом 54 по линиям 39, 58 из бака-накопителя 41 циркулирующей воды. Подпитывающая вода поступает в этот бак 41 по линии 40. Во избежание накопления в системе вредных примесей отработанную промывную воду периодически удаляют по линии 36. Конденсат из конденсационных горшков расположенных в подогревательной секции низкого давления, подают в бак-накопитель 41. Таким образом, в подогревателе 37 получают очищенную воду, одновременно добиваясь охлаждения и окончательной промывки топливного газа. Насос 43 прокачивает горячую промывную воду, скапливающуюся на дне подогревателя 37, по линиям 44, 48 в скруббер 24.
Когда клапан 45 в линии 46 закрыт, а клапан 47 в линии 50 открыт, очищенный сырой топливный газ из подогревателя 37 промывной воды поступает по линиям 49, 50, 51 в конденсационный горшок 53, из которого конденсат откачивают насосом 43 по линиям 55, 48 в скруббер 24.
В одном из воплощений способа при закрытом клапане 47 и открытом клапане 45 очищенный топливный газ в линии 46 пропускают по линии 57 к теплообменнику 60. Тогда вода, питающая котел-утилизатор, поступает в теплообменник 60 по линии 61 и выходит по линии 62 в виде пара с промежуточным давлением примерно 0,6894-1,896 МПа (100-275 фунтов/кв.дюйм), например около 1,034-1,379 Мпа (150-200 ф/кв. дюйм). Охлажденный топливный газ выходит по линии 52 и поступает в конденсационный горшок 53.
Когда клапан 64 в линии 65 закрыт, а клапан-редуктор 66 давления в линии 67 открыт, топливный газ из линии 68 подают в линии 67, 69 (и диафрагму 70 в случае необходимости), линии 71, 72 и теплообменник 73. Таким путем давление топливного газа после клапана-редуктора 66 и/или диафрагмы 70 может быть снижено до уровня, допускающего подачу очищенного и насыщенного топливного газа в камеру 75 сгорания газовой турбины, расположенной далее по потоку и состоящей из указанной камеры 75 и турбины 76 расширительного действия. Воздушный компрессор 77 для сжатия воздуха из линии 78 установлен на одном валу 79 с турбиной 76. Электрогенератор 80 имеет привод от вала 81, являющегося продолжением вала 79.
В другом варианте осуществления изобретения редуктором давления топливного газа может служить турбина 88 расширительного действия. В этом случае при закрытом клапане 66 и открытом клапане 64 топливный газ в линию 65 поступает через линию 85, подогреватель 86, линию 87 и указанную турбину 88.
Низкотемпературное тепло потока топливного газа в линии 72 дополнительно утилизируют, последовательно пропуская его через несколько, а именно от 2 до 7, например 5 бесконтактных теплообменников, и ступенчато снижая его температуру. За каждым, но по меньшей мере за последним из таких теплообменников установлен сепаратор-отбойник для отделения конденсата, выпадающего из топливного газа при падении его температуры ниже точки росы. По мере последовательного прохождения через каждый теплообменник концентрация воды в топливном газе и его температура постепенно и одновременно уменьшаются. В качестве хладоагента может быть использована питающая вода котла-утилизатора или поток циркулирующей воды. Например, топливный газ в линии 72 пропускают последовательно через теплообменник 73, линию 92, сепаратор-отбойник 93, линию 94, теплообменник 95, линию 96, сепаратор-отбойник 97, линию 98, теплообменник 99, подогреватель 103 конденсата, линию 104, сепаратор-отбойник 105, линию 106, теплообменник 107, линию 108, сепаратор-отбойник 109 и линию 110. Температура топливного газа в линии 110 такова, что его можно подвергнуть в УУК 111 обычной очистке от кислых примесей, т.е. от H2S и COS, которые после выделения направляют по линии 112 в узел 113 извлечения серы. Извлеченную серу выводят по линии 114. Очищенный топливный газ по линии 115 поступает в сатуратор 116. Конденсат с дна конденсационных горшков 93, 97, 101, 105, 109 направляют через соответственные линии 122, 123, 124, 125, 126 и линии 127, 128, 129, 130, 131 в бак-накопитель 41.
Топливный газ, проходя через теплообменники 73 и 99, охлаждается циркулирующей водой. Насос 135 прокачивает холодную воду через линии 136, 137, теплообменник 99, линию 138, теплообменник 73, линии 139, 140, сатуратор 116 и линии 142, 143. Поток топливного газа, насыщенный водой, пропускают через линию 144, теплообменник 145, где его перегревают, и направляют по линии 146 в камеру 75 сгорания газовой турбины. Подогретую воду из линии 139 разделяют и часть ее направляют через линию 131 в линию 132 в сатуратор газообразного азота 133. Насос 149 прокачивает холодную воду с дна сатуратора 133 через линии 150, 151, 152, 137 в теплообменник 99. Подпитывающую воду вводят в циркулирующий поток по линии 153.
В обычном воздухоразделителе 156 воздух из линии 155 разделяют на поток вентиляционного азота в линию 154, поток азота в линию 157 и поток газообразного кислорода в линию 160. Поток газообразного азота в линии 157 насыщают водой в сатураторе 133. Насыщенный поток азота пропускают по линии 158, перегревают в бесконтактном теплообменнике 159 и вводят в камеру 75 сгорания газовой турбины по линии 174. Поток по существу чистого газообразного кислорода по линии 160 подают в сатуратор 156. Когда клапан 161 в линии 162 закрыт, а клапан 163 в линии 164 открыт, поток кислорода по линии 165 поступает в центральный канал 5 горелки 4. В другом варианте поток кислорода из линии 160 может быть насыщен водой перед подачей в газогенератор 1. В этом случае клапан 163 закрыт, а клапан 161 открыт. Газообразный кислород проходит по линиям 162, 166 в сатуратор газообразного кислорода. Поток насыщенного водой газообразного кислорода поступает затем по линии 168 в центральный канал 5 горелки 4. Подпитывающую воду в котел-утилизатор из линии 169 пропускают по линии 170, подогревают циркулирующей водой 139 в бесконтактном теплообменнике 171 и подают в сатуратор 167 газообразного кислорода по линии 172. Насосом 173 питающую воду из котла-утилизатора вновь подают в сатуратор 167 по линиям 174, 170, 172.
Предпочтительно предложенный способ для выработки энергии включает паровой цикл. При этом энергию получают, пропуская горячий отработавший в турбине 76 расширительного действия газ через парогенератор-утилизатор 181 по линии 180. Например, пар из теплообменника 30 с промежуточным давлением в пределах примерно 1,896-4,137 МПа (275-600 фунтов/кв.дюйм), например около 2,068-2,758 МПа (300-400 фунтов/кв.дюйм), по линии 32 смешивают с отработанным паром промежуточного давления из турбины 211 высокого давления. Смесь паров промежуточного давления пропускают по линии 182 в парогенератор 181 и перегревают до температуры примерно от 371-982oC (700-1800oF), например около 427-649oC (800-1200oF), бесконтактным теплообменом с горячим отработанным газом из линии 180. Перегретый пар промежуточного давления подают по линии 189 в турбину расширительного действия как часть рабочего тела. Охлажденный отработанный газ из парогенератора 181 может уходить через дымовую трубу 183. Пар высокого давления, полученный в парогенераторе 181 из перегретого конденсата, поступает по линии 184 в турбину 185 расширительного действия высокого давления в качестве рабочего тела.
В одном из воплощений способа добавочный пар среднего давления в линии 62 из бесконтактного теплообменника 60 под давлением примерно 0,6894-1,896 МПа (100-275 фунтов/кв.дюйм), например около 1,034-1,379 МПа (150-200 фунтов/кв. дюйм), подают по линии 186 в парогенератор 181 и перегревают до температуры примерно от 316-816oC (600- 1500oF), например около 371-538oC (700- 1000oF), путем бесконтактного теплообмена с горячим отработанным газом из линии 180. Пар среднего давления как рабочее тело поступает по линии 187 в другую ступень турбины 185 расширительного действия.
Коаксиальные турбины 211 и 185 приводят электрогенератор 195 через вал 196. Отработанный пар в линии 197 охлаждают и конденсируют в холодильнике 198 теплообменом с холодной водой, поступающей по линии 199 и выходящей в линию 200. Конденсат питающей воды котла-утилизатора в линии 201 перегревают в теплообменнике 103 путем бесконтактного теплообмена с сырым топливным газом из линии 102. В одном из воплощений способа предварительно подогретую в котле-утилизаторе воду, пропуская по линии 202 через парогенератор 181, подогревают паром пониженного давления, выделенным в ступенях обезвоживания, чтобы получить пар высокого давления с температурой примерно 371-982oC (700- 1800oF), например около 427-649oC (800-1200oF), и давлением примерно 8,963-11,721 МПа (1300-1700 фунтов/кв. дюйм). В этом случае пар высокого давления перегревают в парогенераторе 181 и в качестве рабочего тела подают по линии 184 в высоконапорную турбину 211 расширительного действия, которая соединена с турбиной 185 расширительного действия промежуточного давления общим валом 213.
Хотя возможны различные модификации и вариации настоящего способа, не изменяющие его сущности и области применения, следует учитывать только те ограничения, которые указаны в прилагаемой Формуле изобретения.

Claims (19)

1. Способ неполного окисления, включающий проведение реакции углеводородного топлива с газом, содержащим свободный кислород, в реакционной зоне неполного окисления, с получением потока топливного газа, охлаждение топливного газа охлаждающей водой с получением потока насыщенного охлаждающей водой топливного газа, охлаждение этого насыщенного охлаждающей водой топливного газа путем первого бесконтактного теплообмена с водой, питающей котел, с понижением температуры упомянутого охлажденного водой топливного газа и одновременным превращением упомянутой воды, питающей котел, в пар, промывку этого насыщенного охлаждающей водой углеводородного топлива предварительно нагретой промывной водой, понижение давления и температуры охлажденного топливного газа путем второго бесконтактного теплообмена с холодной водой с осуществлением конденсации воды из указанного потока охлажденного топливного газа при нагревании этой воды,
повторную очистку охлажденного топливного газа, насыщение потоков азота и очищенного топливного газа подогретой водой, подачу этих потоков в камеру сгорания газовой турбины, сжигание указанного насыщенного топливного газа с газом, содержащим свободный кислород, в камере сгорания с получением отходящего газа с пониженным содержанием NOx, отличающийся тем, что охлаждение топливного газа охлаждающей водой с получением потока насыщенного охлаждающей водой топливного газа производят до достижения его температуры в пределах примерно 177 - 316oC (350 - 600oF) при давлении в пределах примерно 3,45 - 17,24 МПа (500 - 2500 фунтов на кв.дюйм), охлаждение этого насыщенного охлаждающей водой топливного газа путем первого бесконтактного теплообмена с водой производят до уровня примерно 210 - 288oC (410 - 550oF) с одновременным превращением упомянутой воды, питающей котел, в пар с промежуточным давлением в пределах примерно 1,896 - 4,14 МПа (275 - 600 фунтов на кв. дюйм), дополнительно после первого бесконтактного охлаждения топливного газа осуществляют предварительное нагревание промывной воды, состоящей из конденсата и подпитывающей воды,
до температуры в пределах примерно 191 - 288oC (375 - 550oF) путем прямого теплообмена с охлажденным насыщенным водой топливным газом, выходящим после первого бесконтактного охлаждения, в устройстве для осуществления прямого контакта между водой и газом, в результате чего температура охлажденного насыщенного топливного газа понижается до уровня, составляющего примерно 149 - 282oC (300 - 540oF), давление охлажденного топливного газа понижается до величины, составляющей примерно 0,6895 - 15,858 МПа (100 - 2300 ф/кв. дюйм), и происходит отделение сконденсированной воды от указанного топливного газа, дальнейшее охлаждение топливного газа путем второго бесконтактного теплообмена с водой осуществляют до температуры в пределах примерно 4,4 - 60oC (40 - 140oF), при нагревании холодной воды с получением подогретой воды с температурой в пределах примерно от 107 до 204oC (225 - 400oF), осуществляют подачу ранее сконденсированной воды для использования ее в промывке топливного газа в устройстве для осуществления прямого контакта между водой и газом, производят перегрев насыщенных потоков топливного газа и азота до температуры примерно 177 - 538oC (350 - 1000oF) перед подачей их в камеру сгорания газовой турбины и сжиганием в ней при температуре в пределах примерно 1204 - 1427oC (2200 - 2600oF) и давлении примерно 0,6894 - 6,894 МПа (100 - 10000 фунтов на кв.дюйм) и дополнительно осуществляют пропускание отходящего газа через турбину расширительного действия для получения энергии с повышенным выходом.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что по меньшей мере часть промывной воды из указанной зоны промывки газа подают в указанную зону охлаждения газа.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что на операции понижения давления охлажденного топливного газа давление указанного охлажденного топливного газа понижают в средствах понижения давления.
4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что указанные средства понижения давления выбирают из группы, состоящей из клапана, диафрагмы и турбины расширительного действия.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что при дальнейшем охлаждении топливного газа до 4,4 - 60oC (40 - 140oF) путем бесконтактного теплообмена с холодной водой указанный топливный газ охлаждают поэтапно в нескольких бесконтактных теплообменниках.
6. Способ по п.5, отличающийся тем, что в качестве хладоагента в указанных теплообменниках используют циркулирующую воду и/или воду для питания котла.
7. Способ по п.1, отличающийся тем, что газ, содержащий свободный кислород, перед подачей в указанную реакционную зону неполного окисления насыщают водой.
8. Способ по п.1, отличающийся тем, что воздух в обычном воздухоразделителе разделяют на поток кислорода и поток азота, при этом поток кислорода подают в указанную реакционную зону неполного окисления в качестве газа, содержащего свободный кислород, а поток азота подвергают указанному насыщению подогретой водой.
9. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанный отходящий после расширительной турбины газ пропускают через парогенератор-утилизатор тепла при осуществлении его бесконтактного теплообмена с указанным паром промежуточного давления, выходящим после первого бесконтактного теплообмена, с осуществлением его перегрева, а перегретый пар промежуточного давления пропускают через турбину расширительного действия по меньшей мере как часть рабочей среды.
10. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанное углеводородное топливо выбирают из группы, состоящей из жидких и/или газообразных углеводородных топлив и пригодной для перекачки суспензии твердого углеродсодержащего топлива.
11. Способ по п.10, отличающийся тем, что указанная пригодная для перекачки суспензия содержит твердое углеродсодержащее топливо, выбранное из группы, состоящей из каменного угля, дисперсного углерода, нефтяного кокса, концентрированного осадка сточных вод и их смесей, и летучий жидкий носитель, выбранный из группы, состоящей из воды, жидкого CO2, жидкого углеводородного топлива и их смесей.
12. Способ по п.10, отличающийся тем, что жидкое углеводородное топливо выбрано из группы, состоящей из сжиженного нефтяного газа, нефтяных дистилляторов и кубовых остатков, бензина, сырой нефти, керосина, лигроина, асфальта, газойля, мазута, каменноугольного масла, сланцевого масла, дистиллята каменноугольной смолы, ароматических углеводородов, таких, как бензол, толуол и фракции ксилола, угольной смолы, рециклового газойла, полученного каталитическим крекингом в псевдоожиженном слое, фурфуролового экстракта коксовального газойла и их смесей.
13. Способ по п.10, отличающийся тем, что газообразное углеводородное топливо выбирают из группы, состоящей из сжиженного природного газа, нефтезаводского отходящего газа, C1-C4-углеводородных газов и отработанных углеродсодержащих газов химических производств.
14. Способ по п.1, отличающийся тем, что промывку охлажденного насыщенного топливного газа совмещают с предварительным нагревом промывной воды при прямом теплообмене с охлажденным насыщенным водой топливным газом.
15. Способ неполного окисления для выработки электроэнергии, включающий проведение реакции углеводородного топлива с газом, содержащим свободный кислород, в реакционной зоне неполного окисления с получением потока топливного газа, охлаждение топливного газа охлаждающей водой с получением потока насыщенного охлаждающей водой топливного газа, охлаждение этого насыщенного охлаждающей водой топливного газа путем первого бесконтактного теплообмена с водой, питающей котел, с понижением температуры упомянутого охлажденного водой топливного газа и одновременным превращением упомянутой воды, питающей котел, в пар, промывку этого насыщенного охлаждающей водой углеводородного топлива предварительно нагретой промывной водой, понижение давления и температуры охлажденного топливного газа путем второго бесконтактного теплообмена с холодной водой с осуществлением конденсации воды из указанного потока охлажденного топливного газа при нагревании этой воды, повторную очистку охлажденного топливного газа, насыщение потоков азота и очищенного топливного газа подогретой водой, подачу этих потоков в камеру сгорания газовой турбины, сжигание указанного насыщенного топливного газа с газом, содержащим свободный кислород,
в камере сгорания с получением отходящего газа с пониженным содержанием NOx, отличающийся тем, что охлаждение топливного газа охлаждающей водой с получением потока насыщенного охлаждающей водой топливного газа производят до достижения его температуры в пределах примерно 177 - 316oC (350 - 600oF) при давлении в пределах примерно 3,45 - 17,24 МПа (500 - 2500 фунтов на кв. дюйм), охлаждение этого насыщенного охлаждающей водой топливного газа путем первого бесконтактного теплообмена с водой производят до уровня примерно 210 - 288oC (410 - 550oF) с одновременным превращением упомянутой воды, питающей котел, в пар с промежуточным давлением в пределах примерно 1,896 - 4,14 МПа (275 - 600 фунтов на кв.дюйм), дополнительно после первого бесконтактного охлаждения топливного газа осуществляют предварительное нагревание промывной воды, состоящей из конденсата и подпитывающей воды, до температуры в пределах примерно 191 - 288oC (375 - 550oF) путем прямого теплообмена с охлажденным насыщенным водой топливным газом, выходящим после первого бесконтактного охлаждения, в устройстве для осуществления прямого контакта между водой и газом,
в результате чего температура охлажденного насыщенного топливного газа понижается до уровня в пределах примерно 149 - 282oC (300 - 540oF), происходит отделение конденсата от указанного охлажденного топливного газа, дальнейшее понижение температуры топливного газа путем второго бесконтактного теплообмена с водой осуществляют до температуры в пределах 149 - 260oC (300 - 500oF) с выработкой пара промежуточного давления в пределах 0,6894 - 1,896 МПа (100 - 275 фунтов/кв.дюйм) и отделением конденсата от упомянутого потока охлажденного топливного газа, подогрев охлажденного после бесконтактного теплообмена с водой потока охлажденного топливного газа до температуры, обеспечивающей после последующего расширения превышение точки росы на величину 5,6 - 55,6oC (10 - 100oF), расширение потока топливного газа в турбине расширительного действия с понижением его давления до величины в пределах примерно 0,6894 - 15,86 МПа (100 - 2300 фунтов/кв.дюйм) и дальнейшее охлаждение топливного газа путем второго бесконтактного охлаждения до температуры в пределах примерно 4,4 - 60oC (40 - 140oF) при нагревании холодной воды с получением нагретой воды с температурой в пределах примерно 107 - 204oC (225 - 400oF),
осуществляют подачу сконденсированной ранее воды с полученной на данном этапе совместно в устройство для осуществления прямого контакта, где ее нагревают до использования в качестве воды для промывки газа, причем промывку осуществляют до или после первого бесконтактного охлаждения насыщенного водой топливного газа, повторную после второго бесконтактного охлаждения, производят перегрев насыщенных потоков топливного газа и азота до температуры в пределах примерно 177 - 538oC (350 - 1000oF) перед подачей их в камеру сгорания газовой турбины и сжигание в ней при температуре в пределах примерно 1204 - 1427oC (2200 - 2600oF) и давлении в пределах примерно 0,6894 - 6,894 МПа (100 - 1000 фунтов/кв.дюйм), при этом отходящий после газовой турбины газ пропускают через турбину расширительного действия для выработки энергии с повышенным выходом.
16. Способ по п. 15, отличающийся тем, что указанный газ, содержащий свободный кислород, насыщают водой перед подачей в указанную зону неполного окисления.
17. Способ по п.15, отличающийся тем, что воздух в обычном воздухоразделителе разделяют на поток кислорода и поток азота, при этом поток кислорода подают в указанную реакционную зону неполного окисления в качестве газа, содержащего свободный кислород, а поток азота насыщают подогретой водой.
18. Способ по п.15, отличающийся тем, что указанный отходящий газ после пропускания его через турбину расширительного действия пропускают через парогенератор-утилизатор тепла при осуществлении его бесконтактного теплообмена с указанным паром промежуточного давления с осуществлением его перегрева, а перегретый пар промежуточного давления пропускают через турбину расширительного действия по меньшей мере как часть рабочего тела.
19. Способ по п.15, отличающийся тем, что паровой конденсат, поступающий из турбины расширительного действия промежуточного давления, повторно нагревают путем бесконтактного теплообмена с потоком топливного газа при втором бесконтактном теплообмене топливного газа с холодной водой, нагревают, обезвоживают и перегревают повторно нагретый паровой конденсат с образованием пара высокого давления, осуществляют расширение полученного пара высокого давления в турбине для получения механической энергии и пара промежуточного давления, перегревают пар промежуточного давления и подвергают расширению в промежуточной турбине с получением механической энергии, проводят конденсацию отходящего из нее пара.
RU96108931/06A 1993-10-20 1994-10-18 Способ неполного окисления с получением энергии RU2126489C1 (ru)

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US08/139.367 1993-10-20
US08/139,367 1993-10-20
US08/139,367 US5345756A (en) 1993-10-20 1993-10-20 Partial oxidation process with production of power
PCT/US1994/011875 WO1995011379A2 (en) 1993-10-20 1994-10-18 Partial oxidation process with production of power

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU96108931A RU96108931A (ru) 1998-08-20
RU2126489C1 true RU2126489C1 (ru) 1999-02-20

Family

ID=22486281

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU96108931/06A RU2126489C1 (ru) 1993-10-20 1994-10-18 Способ неполного окисления с получением энергии

Country Status (26)

Country Link
US (1) US5345756A (ru)
EP (1) EP0724687B1 (ru)
JP (1) JP3136540B2 (ru)
KR (1) KR100197758B1 (ru)
CN (1) CN1067142C (ru)
AU (1) AU679655B2 (ru)
BG (1) BG100522A (ru)
BR (1) BR9408178A (ru)
CA (1) CA2174245C (ru)
CO (1) CO4410232A1 (ru)
CZ (1) CZ285404B6 (ru)
DE (1) DE69422190T2 (ru)
DK (1) DK0724687T3 (ru)
FI (1) FI107284B (ru)
GE (1) GEP20002154B (ru)
HU (1) HU213648B (ru)
NO (1) NO311190B1 (ru)
NZ (1) NZ300008A (ru)
PL (1) PL174137B1 (ru)
PT (1) PT724687E (ru)
RO (1) RO115552B1 (ru)
RU (1) RU2126489C1 (ru)
SK (1) SK281101B6 (ru)
UA (1) UA26415C2 (ru)
WO (1) WO1995011379A2 (ru)
ZA (1) ZA948237B (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2523087C1 (ru) * 2013-03-22 2014-07-20 Владимир Леонидович Письменный Парогазотурбинная установка
RU2526459C2 (ru) * 2009-12-10 2014-08-20 Мицубиси Хеви Индастрис, Лтд. Устройство для получения водорода и энергоблок

Families Citing this family (149)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5690482A (en) * 1994-11-04 1997-11-25 Integrated Energy Development Corp. Process for the combustion of sulphur containing fuels
WO1997039235A1 (en) * 1996-04-18 1997-10-23 Fluor Corporation Synergistic integration of physical solvent agr with plants using gasification
US6004379A (en) * 1997-06-06 1999-12-21 Texaco Inc. System for quenching and scrubbing hot partial oxidation gas
KR100501481B1 (ko) * 1997-06-09 2005-09-26 에어 워터 가부시키가이샤 가스발생장치및그를사용한가스발생방법
US6090356A (en) * 1997-09-12 2000-07-18 Texaco Inc. Removal of acidic gases in a gasification power system with production of hydrogen
US6061936A (en) 1997-09-12 2000-05-16 Texaco Inc. Synthesis gas expander located immediately upstream of combustion turbine
US6149859A (en) 1997-11-03 2000-11-21 Texaco Inc. Gasification plant for direct reduction reactors
JP3973772B2 (ja) * 1998-08-28 2007-09-12 株式会社東芝 石炭ガス化コンバインドサイクル発電プラント
AU2003204577B2 (en) * 1998-09-10 2005-11-24 Ormat Industries Ltd. Retrofit Equipment for Reducing the Consumption of Fossil Fuel by a Power Plant Using Solar Insolation
DE19846225C2 (de) 1998-10-07 2002-05-29 Siemens Ag Gas- und Dampfturbinenanlage
US6343462B1 (en) * 1998-11-13 2002-02-05 Praxair Technology, Inc. Gas turbine power augmentation by the addition of nitrogen and moisture to the fuel gas
US6322763B1 (en) * 1998-12-15 2001-11-27 Teco, Inc. Method and apparatus for removing carbonyl sulfide from a gas stream via wet scrubbing
KR20010100008A (ko) 1999-02-03 2001-11-09 추후제출 암모니아 합성으로부터 퍼지 가스를 사용하는 방법
US6196000B1 (en) 2000-01-14 2001-03-06 Thermo Energy Power Systems, Llc Power system with enhanced thermodynamic efficiency and pollution control
US6502402B1 (en) * 2000-11-09 2003-01-07 General Electric Company Fuel moisturization control
SE0004931D0 (sv) * 2000-12-29 2000-12-29 Addpower Ab Sätt att konvertera värme i varma rökgaser
ES2370277T3 (es) * 2001-01-10 2011-12-14 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Proceso para la producción de productos ligeros convertidos de forma térmica y de electricidad.
US20020121093A1 (en) 2001-02-21 2002-09-05 Wallace Paul S. Utilization of COS hydrolysis in high pressure gasification
EP1277920A1 (de) * 2001-07-19 2003-01-22 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zum Betrieb eines Brenners einer Gasturbine sowie Kraftwerksanlage
US20030181314A1 (en) * 2001-08-31 2003-09-25 Texaco Inc. Using shifted syngas to regenerate SCR type catalyst
US6588212B1 (en) * 2001-09-05 2003-07-08 Texaco Inc. Combustion turbine fuel inlet temperature management for maximum power outlet
US20030131582A1 (en) * 2001-12-03 2003-07-17 Anderson Roger E. Coal and syngas fueled power generation systems featuring zero atmospheric emissions
US6666027B1 (en) * 2002-07-15 2003-12-23 General Electric Company Turbine power generation systems and methods using off-gas fuels
JP4490912B2 (ja) 2002-10-10 2010-06-30 エル・ピィ・ピィ・コンバスチョン・リミテッド・ライアビリティ・カンパニー 燃焼のための液体燃料を気化するためのシステムおよび使用方法
US6915661B2 (en) * 2002-11-13 2005-07-12 L'air Liquide - Societe Anonyme A'directoire Et Conseil De Surveillance Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes George Claude Integrated air separation process and apparatus
US20040118126A1 (en) * 2002-12-19 2004-06-24 Ong James O.Y. Use of a chemical solvent to separate CO2 from a H2S-rich stream
US20050144961A1 (en) * 2003-12-24 2005-07-07 General Electric Company System and method for cogeneration of hydrogen and electricity
US7685737B2 (en) 2004-07-19 2010-03-30 Earthrenew, Inc. Process and system for drying and heat treating materials
US7024800B2 (en) 2004-07-19 2006-04-11 Earthrenew, Inc. Process and system for drying and heat treating materials
US7024796B2 (en) 2004-07-19 2006-04-11 Earthrenew, Inc. Process and apparatus for manufacture of fertilizer products from manure and sewage
US7694523B2 (en) 2004-07-19 2010-04-13 Earthrenew, Inc. Control system for gas turbine in material treatment unit
PL1825194T3 (pl) 2004-12-08 2021-09-20 Lpp Combustion, Llc Sposób i urządzenie do kondycjonowania ciekłych paliw węglowodorowych
US7621973B2 (en) 2005-12-15 2009-11-24 General Electric Company Methods and systems for partial moderator bypass
US7610692B2 (en) * 2006-01-18 2009-11-03 Earthrenew, Inc. Systems for prevention of HAP emissions and for efficient drying/dehydration processes
US7744663B2 (en) * 2006-02-16 2010-06-29 General Electric Company Methods and systems for advanced gasifier solids removal
US8529646B2 (en) 2006-05-01 2013-09-10 Lpp Combustion Llc Integrated system and method for production and vaporization of liquid hydrocarbon fuels for combustion
US7827776B2 (en) * 2006-11-16 2010-11-09 Siemens Energy, Inc. System and method for separation and control of entrained gas mixture
US7628609B2 (en) * 2006-12-29 2009-12-08 Electrolux Home Products, Inc. Hub and spoke burner with flame stability
US7861509B2 (en) * 2007-01-23 2011-01-04 General Electric Company Methods and systems for gas turbine syngas warm-up with low emissions
WO2008110548A2 (de) * 2007-03-14 2008-09-18 Siemens Aktiengesellschaft Rohgaskühlsystem für eine brennstoffversorgungsanlage
US20080234124A1 (en) * 2007-03-20 2008-09-25 Exxonmobil Research Apparatus and method for steaming treatment of molecular sieves
DE102008012965A1 (de) * 2008-03-06 2009-09-17 Uhde Gmbh Verfahren und Vorrichtung zur Behandlung von bei der Vergasung anfallenden Fluidströmen
US20100018216A1 (en) * 2008-03-17 2010-01-28 Fassbender Alexander G Carbon capture compliant polygeneration
CN101981162B (zh) 2008-03-28 2014-07-02 埃克森美孚上游研究公司 低排放发电和烃采收系统及方法
WO2009120779A2 (en) 2008-03-28 2009-10-01 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
CN101353130B (zh) * 2008-09-16 2010-10-06 洛阳源创电气有限公司 交流矿井提升机转子调频调压装置
PL2344738T3 (pl) 2008-10-14 2019-09-30 Exxonmobil Upstream Research Company Sposób i układ do sterowania produktami spalania
JP5180805B2 (ja) * 2008-12-22 2013-04-10 三菱重工業株式会社 ガスタービンシステム
US8186177B2 (en) * 2009-01-06 2012-05-29 General Electric Company Systems for reducing cooling water and power consumption in gasification systems and methods of assembling such systems
US8596075B2 (en) 2009-02-26 2013-12-03 Palmer Labs, Llc System and method for high efficiency power generation using a carbon dioxide circulating working fluid
US10018115B2 (en) 2009-02-26 2018-07-10 8 Rivers Capital, Llc System and method for high efficiency power generation using a carbon dioxide circulating working fluid
SG10201402156TA (en) 2009-06-05 2014-10-30 Exxonmobil Upstream Res Co Combustor systems and methods for using same
US8241404B2 (en) 2009-06-17 2012-08-14 General Electric Company Methods of recycling carbon dioxide to the gasification system
US20100319254A1 (en) * 2009-06-17 2010-12-23 Thacker Pradeep S Methods and system for separating carbon dioxide from syngas
US9085738B2 (en) * 2009-09-14 2015-07-21 General Electronic Company Method and apparatus for drying solid feedstock using steam
MX341477B (es) 2009-11-12 2016-08-22 Exxonmobil Upstream Res Company * Sistemas y métodos de generación de potencia de baja emisión y recuperación de hidrocarburos.
US8419843B2 (en) 2010-05-18 2013-04-16 General Electric Company System for integrating acid gas removal and carbon capture
ES2399677T3 (es) * 2010-06-16 2013-04-02 Siemens Aktiengesellschaft Instalación con turbina de gas y turbina de vapor, y el método correspondiente
AU2011271634B2 (en) 2010-07-02 2016-01-28 Exxonmobil Upstream Research Company Stoichiometric combustion with exhaust gas recirculation and direct contact cooler
BR112012031505A2 (pt) * 2010-07-02 2016-11-01 Exxonmobil Upstream Res Co combustão estequiométrica de ar enriquecido com recirculação de gás de exaustão
TWI593878B (zh) 2010-07-02 2017-08-01 艾克頌美孚上游研究公司 用於控制燃料燃燒之系統及方法
SG186084A1 (en) 2010-07-02 2013-01-30 Exxonmobil Upstream Res Co Low emission triple-cycle power generation systems and methods
EA029523B1 (ru) 2010-07-02 2018-04-30 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Интегрированная система производства энергии и снижения выбросов co
WO2012018458A1 (en) 2010-08-06 2012-02-09 Exxonmobil Upstream Research Company System and method for exhaust gas extraction
WO2012018457A1 (en) 2010-08-06 2012-02-09 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for optimizing stoichiometric combustion
US9028568B2 (en) 2010-09-02 2015-05-12 General Electric Company System for treating carbon dioxide
US8992640B2 (en) * 2011-02-07 2015-03-31 General Electric Company Energy recovery in syngas applications
CN102653689B (zh) * 2011-03-03 2015-11-25 李宁 加压移动床煤气化未分解蒸汽循环利用工艺
TWI564474B (zh) 2011-03-22 2017-01-01 艾克頌美孚上游研究公司 於渦輪系統中控制化學計量燃燒的整合系統和使用彼之產生動力的方法
TWI563165B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Power generation system and method for generating power
TWI563166B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Integrated generation systems and methods for generating power
TWI593872B (zh) 2011-03-22 2017-08-01 艾克頌美孚上游研究公司 整合系統及產生動力之方法
US8813471B2 (en) * 2011-06-29 2014-08-26 General Electric Company System for fuel gas moisturization and heating
JP6139522B2 (ja) 2011-07-27 2017-05-31 サウジ アラビアン オイル カンパニー ディレードコークス化ユニットからの粒子状コークスを用いた重質残油のガス化プロセス
WO2013095829A2 (en) 2011-12-20 2013-06-27 Exxonmobil Upstream Research Company Enhanced coal-bed methane production
CA2864105C (en) 2012-02-11 2020-07-07 Palmer Labs, Llc Partial oxidation reaction with closed cycle quench
US9353682B2 (en) 2012-04-12 2016-05-31 General Electric Company Methods, systems and apparatus relating to combustion turbine power plants with exhaust gas recirculation
US9784185B2 (en) 2012-04-26 2017-10-10 General Electric Company System and method for cooling a gas turbine with an exhaust gas provided by the gas turbine
US10273880B2 (en) 2012-04-26 2019-04-30 General Electric Company System and method of recirculating exhaust gas for use in a plurality of flow paths in a gas turbine engine
US8828122B2 (en) 2012-07-09 2014-09-09 General Electric Company System and method for gas treatment
US9631815B2 (en) 2012-12-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9611756B2 (en) 2012-11-02 2017-04-04 General Electric Company System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US9574496B2 (en) 2012-12-28 2017-02-21 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9869279B2 (en) 2012-11-02 2018-01-16 General Electric Company System and method for a multi-wall turbine combustor
US9803865B2 (en) 2012-12-28 2017-10-31 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9599070B2 (en) 2012-11-02 2017-03-21 General Electric Company System and method for oxidant compression in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US10215412B2 (en) 2012-11-02 2019-02-26 General Electric Company System and method for load control with diffusion combustion in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US10107495B2 (en) 2012-11-02 2018-10-23 General Electric Company Gas turbine combustor control system for stoichiometric combustion in the presence of a diluent
US10161312B2 (en) 2012-11-02 2018-12-25 General Electric Company System and method for diffusion combustion with fuel-diluent mixing in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US9708977B2 (en) 2012-12-28 2017-07-18 General Electric Company System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation
US10208677B2 (en) 2012-12-31 2019-02-19 General Electric Company Gas turbine load control system
US9581081B2 (en) 2013-01-13 2017-02-28 General Electric Company System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation
JP6000148B2 (ja) * 2013-01-31 2016-09-28 三菱重工業株式会社 ガス化複合発電システムおよびガス化複合発電システムの運用方法
US9512759B2 (en) 2013-02-06 2016-12-06 General Electric Company System and method for catalyst heat utilization for gas turbine with exhaust gas recirculation
US9938861B2 (en) 2013-02-21 2018-04-10 Exxonmobil Upstream Research Company Fuel combusting method
TW201502356A (zh) 2013-02-21 2015-01-16 Exxonmobil Upstream Res Co 氣渦輪機排氣中氧之減少
US10221762B2 (en) 2013-02-28 2019-03-05 General Electric Company System and method for a turbine combustor
TW201500635A (zh) 2013-03-08 2015-01-01 Exxonmobil Upstream Res Co 處理廢氣以供用於提高油回收
US20140250945A1 (en) 2013-03-08 2014-09-11 Richard A. Huntington Carbon Dioxide Recovery
CN105008499A (zh) 2013-03-08 2015-10-28 埃克森美孚上游研究公司 发电和从甲烷水合物中回收甲烷
US9618261B2 (en) 2013-03-08 2017-04-11 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and LNG production
US9835089B2 (en) 2013-06-28 2017-12-05 General Electric Company System and method for a fuel nozzle
TWI654368B (zh) 2013-06-28 2019-03-21 美商艾克頌美孚上游研究公司 用於控制在廢氣再循環氣渦輪機系統中的廢氣流之系統、方法與媒體
US9617914B2 (en) 2013-06-28 2017-04-11 General Electric Company Systems and methods for monitoring gas turbine systems having exhaust gas recirculation
US9631542B2 (en) 2013-06-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for exhausting combustion gases from gas turbine engines
US9587510B2 (en) 2013-07-30 2017-03-07 General Electric Company System and method for a gas turbine engine sensor
US9903588B2 (en) 2013-07-30 2018-02-27 General Electric Company System and method for barrier in passage of combustor of gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US9951658B2 (en) 2013-07-31 2018-04-24 General Electric Company System and method for an oxidant heating system
JP6250332B2 (ja) 2013-08-27 2017-12-20 ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー ガスタービン設備
US10030588B2 (en) 2013-12-04 2018-07-24 General Electric Company Gas turbine combustor diagnostic system and method
US9752458B2 (en) 2013-12-04 2017-09-05 General Electric Company System and method for a gas turbine engine
US10227920B2 (en) 2014-01-15 2019-03-12 General Electric Company Gas turbine oxidant separation system
US9915200B2 (en) 2014-01-21 2018-03-13 General Electric Company System and method for controlling the combustion process in a gas turbine operating with exhaust gas recirculation
US9863267B2 (en) 2014-01-21 2018-01-09 General Electric Company System and method of control for a gas turbine engine
US10079564B2 (en) 2014-01-27 2018-09-18 General Electric Company System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
EP2942497B1 (en) 2014-05-08 2018-10-31 General Electric Technology GmbH Oxy boiler power plant oxygen feed system heat integration
EP2942496B1 (en) * 2014-05-08 2018-10-10 General Electric Technology GmbH Oxy boiler power plant with a heat integrated air separation unit
PL2942494T3 (pl) 2014-05-08 2020-03-31 General Electric Technology Gmbh Instalacja opalana mieszanką tlenowo-węglową z integracją ciepła
EP2942495B1 (en) 2014-05-08 2018-10-10 General Electric Technology GmbH Coal fired oxy plant with heat integration
US10047633B2 (en) 2014-05-16 2018-08-14 General Electric Company Bearing housing
US9388351B2 (en) 2014-06-18 2016-07-12 Phillips 66 Company Furfural to fuel
US9885290B2 (en) 2014-06-30 2018-02-06 General Electric Company Erosion suppression system and method in an exhaust gas recirculation gas turbine system
US10655542B2 (en) 2014-06-30 2020-05-19 General Electric Company Method and system for startup of gas turbine system drive trains with exhaust gas recirculation
US10060359B2 (en) 2014-06-30 2018-08-28 General Electric Company Method and system for combustion control for gas turbine system with exhaust gas recirculation
TWI657195B (zh) 2014-07-08 2019-04-21 美商八河資本有限公司 加熱再循環氣體流的方法、生成功率的方法及功率產出系統
US11231224B2 (en) 2014-09-09 2022-01-25 8 Rivers Capital, Llc Production of low pressure liquid carbon dioxide from a power production system and method
WO2016040108A1 (en) 2014-09-09 2016-03-17 8 Rivers Capital, Llc Production of low pressure liquid carbon dioxide from a power production system and method
US11686258B2 (en) 2014-11-12 2023-06-27 8 Rivers Capital, Llc Control systems and methods suitable for use with power production systems and methods
MA40950A (fr) 2014-11-12 2017-09-19 8 Rivers Capital Llc Systèmes et procédés de commande appropriés pour une utilisation avec des systèmes et des procédés de production d'énergie
US10961920B2 (en) 2018-10-02 2021-03-30 8 Rivers Capital, Llc Control systems and methods suitable for use with power production systems and methods
US9819292B2 (en) 2014-12-31 2017-11-14 General Electric Company Systems and methods to respond to grid overfrequency events for a stoichiometric exhaust recirculation gas turbine
US9869247B2 (en) 2014-12-31 2018-01-16 General Electric Company Systems and methods of estimating a combustion equivalence ratio in a gas turbine with exhaust gas recirculation
US10788212B2 (en) 2015-01-12 2020-09-29 General Electric Company System and method for an oxidant passageway in a gas turbine system with exhaust gas recirculation
US10316746B2 (en) 2015-02-04 2019-06-11 General Electric Company Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction
US10253690B2 (en) 2015-02-04 2019-04-09 General Electric Company Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction
US10094566B2 (en) 2015-02-04 2018-10-09 General Electric Company Systems and methods for high volumetric oxidant flow in gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US10267270B2 (en) 2015-02-06 2019-04-23 General Electric Company Systems and methods for carbon black production with a gas turbine engine having exhaust gas recirculation
US10145269B2 (en) 2015-03-04 2018-12-04 General Electric Company System and method for cooling discharge flow
US10480792B2 (en) 2015-03-06 2019-11-19 General Electric Company Fuel staging in a gas turbine engine
AU2016277834B2 (en) 2015-06-15 2020-04-09 8 Rivers Capital, Llc System and method for startup of a power production plant
WO2017040635A1 (en) 2015-09-01 2017-03-09 8 Rivers Capital, Llc Systems and methods for power production using nested co2 cycles
JP6960930B2 (ja) 2016-02-18 2021-11-05 ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー メタン生成を含む電力生産のためのシステムおよび方法
MX2018010310A (es) 2016-02-26 2019-05-02 8 Rivers Capital Llc Sistemas y metodos para controlar una planta de energia.
WO2017182980A1 (en) 2016-04-21 2017-10-26 8 Rivers Capital, Llc Systems and methods for oxidation of hydrocarbon gases
US9745867B1 (en) * 2016-07-25 2017-08-29 Loren R. Eastland Compound energy co-generation system
BR112019004762A2 (pt) * 2016-09-13 2019-05-28 8 Rivers Capital Llc sistema e método para a produção de energia mediante o uso de oxidação parcial
EP3333124B1 (de) * 2016-12-09 2019-06-26 L'air Liquide, Société Anonyme Pour L'Étude Et L'exploitation Des Procédés Georges Claude Anlage und verfahren zur erzeugung von synthesegas
US11125159B2 (en) 2017-08-28 2021-09-21 8 Rivers Capital, Llc Low-grade heat optimization of recuperative supercritical CO2 power cycles
JP7291157B2 (ja) 2018-03-02 2023-06-14 ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー 二酸化炭素作動流体を用いた電力生成のためのシステムおよび方法

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4121914A (en) * 1976-02-25 1978-10-24 Kubota, Ltd. Piping systems for drainage and piping members therefor
US4184322A (en) * 1976-06-21 1980-01-22 Texaco Inc. Partial oxidation process
US4132065A (en) * 1977-03-28 1979-01-02 Texaco Inc. Production of H2 and co-containing gas stream and power
US4121912A (en) * 1977-05-02 1978-10-24 Texaco Inc. Partial oxidation process with production of power
EP0184137A1 (en) * 1984-12-03 1986-06-11 General Electric Company Integrated coal gasification plant and combined cycle system with air bleed and steam injection
DE3446715A1 (de) * 1984-12-21 1986-06-26 Krupp Koppers GmbH, 4300 Essen Verfahren zur kuehlung von staubfoermige verunreinigungen enthaltendem partialoxidationsgas, das zur verwendung in einem kombinierten gas-dampfturbinenkraftwerk bestimmt ist
DE3600432A1 (de) * 1985-05-21 1987-02-05 Gutehoffnungshuette Man Verfahren zum vergasen eines kohlenstoffhaltigen brennstoffs, insbesondere kohle

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2526459C2 (ru) * 2009-12-10 2014-08-20 Мицубиси Хеви Индастрис, Лтд. Устройство для получения водорода и энергоблок
RU2523087C1 (ru) * 2013-03-22 2014-07-20 Владимир Леонидович Письменный Парогазотурбинная установка

Also Published As

Publication number Publication date
SK281101B6 (sk) 2000-12-11
AU679655B2 (en) 1997-07-03
PL174137B1 (pl) 1998-06-30
DK0724687T3 (da) 2000-05-01
DE69422190D1 (de) 2000-01-20
ZA948237B (en) 1995-06-13
JP2000511253A (ja) 2000-08-29
HU9601018D0 (en) 1996-06-28
PL315204A1 (en) 1996-10-14
PT724687E (pt) 2000-05-31
FI961365A0 (fi) 1996-03-25
GEP20002154B (en) 2000-06-25
CN1067142C (zh) 2001-06-13
HU213648B (en) 1997-09-29
AU4992296A (en) 1996-06-06
FI961365A (fi) 1996-05-24
CZ110396A3 (en) 1996-11-13
BR9408178A (pt) 1997-05-27
UA26415C2 (uk) 1999-08-30
FI107284B (fi) 2001-06-29
JP3136540B2 (ja) 2001-02-19
DE69422190T2 (de) 2000-04-13
CO4410232A1 (es) 1997-01-09
KR960706020A (ko) 1996-11-08
WO1995011379A2 (en) 1995-04-27
US5345756A (en) 1994-09-13
CA2174245C (en) 1999-12-07
NO961568D0 (no) 1996-04-19
EP0724687A1 (en) 1996-08-07
CA2174245A1 (en) 1995-04-27
NZ300008A (en) 1997-11-24
BG100522A (en) 1997-03-31
CZ285404B6 (cs) 1999-08-11
NO311190B1 (no) 2001-10-22
SK44696A3 (en) 1997-03-05
HUT75972A (en) 1997-05-28
EP0724687A4 (en) 1996-12-04
EP0724687B1 (en) 1999-12-15
CN1141663A (zh) 1997-01-29
KR100197758B1 (ko) 1999-06-15
WO1995011379A3 (en) 1995-05-11
RO115552B1 (ro) 2000-03-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2126489C1 (ru) Способ неполного окисления с получением энергии
US4007786A (en) Secondary recovery of oil by steam stimulation plus the production of electrical energy and mechanical power
EP0648828B1 (en) Energy efficient filtration of syngas cooling and scrubbing water
US4075831A (en) Process for production of purified and humidified fuel gas
KR100387276B1 (ko) 수송 부분산화 장치 및 방법
HUT75978A (en) Production of h2-rich gas
KR20140131332A (ko) 폐쇄 사이클 퀀치를 갖는 부분 산화 반응
JP3459117B2 (ja) 動力を発生させるための方法
AU2007245732B2 (en) Gasification reactor and its use
US5114682A (en) Apparatus for recovering heat energy from catalyst regenerator flue gases
US4241722A (en) Pollutant-free low temperature combustion process having carbonaceous fuel suspended in alkaline aqueous solution
US4095959A (en) Coal gasification apparatus
US4904372A (en) Process and apparatus for recovering heat energy from catalyst regenerator flue gases
JPS6039115B2 (ja) 合成ガスの製造におけるエネルギ−利用と未転化炭素の回収方法
US3953180A (en) Production of low BTU sulfur-free gas from residual oil
JPS608077B2 (ja) 動力と共にｈ↓２及びｃｏよりなる合成ガスを製造する方法
CN108485709B (zh) 一种部分激冷气化的造气工艺
CN110467943B (zh) 一种煤制天然气、烯烃及煤焦油方法
SU1296557A1 (ru) Способ получени стирола
EA004781B1 (ru) Способ получения термически конвертируемых легких продуктов и электричества

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20031019