SK281101B6 - Spôsob čiastočnej oxidácie uhľovodíkového paliva - Google Patents

Spôsob čiastočnej oxidácie uhľovodíkového paliva Download PDF

Info

Publication number
SK281101B6
SK281101B6 SK446-96A SK44696A SK281101B6 SK 281101 B6 SK281101 B6 SK 281101B6 SK 44696 A SK44696 A SK 44696A SK 281101 B6 SK281101 B6 SK 281101B6
Authority
SK
Slovakia
Prior art keywords
gas
water
fuel
partial oxidation
fuel gas
Prior art date
Application number
SK446-96A
Other languages
English (en)
Other versions
SK44696A3 (en
Inventor
Frederick Charles Jahnke
Paul Steven Wallace
Pradeep Stanley Thacker
Original Assignee
Texaco Development Corporation
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 Texaco Development Corporation filed Critical Texaco Development Corporation
Publication of SK44696A3 publication Critical patent/SK44696A3/sk
Publication of SK281101B6 publication Critical patent/SK281101B6/sk

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

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Battery Electrode And Active Subsutance (AREA)
  • Immobilizing And Processing Of Enzymes And Microorganisms (AREA)
  • Enzymes And Modification Thereof (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
  • Industrial Gases (AREA)
  • Heat Treatment Of Articles (AREA)
  • Control Of Eletrric Generators (AREA)

Abstract

Spôsob pozostáva z reakcie uhľovodíkového paliva s plynom obsahujúcim kyslík v reakčnej zóne čiastočnej oxidácie za vzniku vykurovacieho plynu, ktorý sa následne ochladí vodou, čistenia tohto plynu, zníženia jeho tlaku a ďalšieho ochladenia v niekoľkých stupňoch, sýtenia ochladeného plynu vodnou parou a spaľovania takto upraveného vykurovacieho plynu s prímesou dusíka nasýteného vodnou parou v spaľovacej komore plynovej turbíny poháňajúcej generátor elektrického prúdu za vzniku spalín s nízkym obsahom oxidov dusíka.ŕ

Description

Oblasť techniky
Vynález sa týka spôsobu čiastočnej oxidácie uhľovodíkového paliva v plynovej turbíne.
Doterajší stav techniky
Výroba vykurovacieho plynu čiastočnou oxidáciou kvapalného uhľovodíkového paliva, riadenie molámcho pomeru (CO/H2) vykurovacieho plynu vratnou konverziou vodného plynu, čistenie, pranie vykurovacieho plynu a spaľovanie zušľachteného vykurovacieho plynu v plynovej turbíne vyrábajúcej energiu, je opísané v patente USA č. 3 868 817. Príprava horúcej vody používanej pri sýtení vykurovacieho plynu bezkontaktnou nepriamou výmenou tepla je opísaná v patente USA č. 5 117 623.
Podstata vynálezu
V žiadnom z uvedených dokumentov nie je použitý vysoko účinný integrovaný splyňovací proces, ktorý je opísaný v tejto prihláške vynálezu a ktorý obsahuje tieto časti:
1. ochladenie nasýteného surového vykurovacieho plynu ochladeného vodou pod rosný bod, ktorým dôjde ku kondenzácii vody používanej ďalej pri ochladzovaní a praní surového vykurovacieho plynu a maximalizácii teploty pracej vody priamym stykom pracej vody s prúdom ochladeného surového vykurovacieho plynu bezprostredne za výmenníkom tepla, v ktorom je generovaná stredotlaková para, ktorá je ďalej prehriata a privádzaná do expanzívnej turbíny v podobe časti pracovnej látky a
2. umiestnenie prostriedku slúžiaceho na zníženie tlaku pred miestom, kde sa ohrieva voda, určená na nasýtenie vykurovacieho plynu a dusíka, a pred úplným ochladením surového prúdu ešte nevyčisteného vykurovacieho plynu tak, aby bolo možné výhodne využiť značný obsah vody, zostávajúci v surovom vykurovacom plyne v tejto časti technologického zariadenia, ktorý umožňuje ohriatie kondenzátu na pranie surového vykurovacieho plynu.
Preferované vykonanie tohto spôsobu čiastočnej oxidácie jc možné použiť vo vysoko účinnom kombinovanom cyklickom procese integrovaného splynovania (integrated gasification combined cycle - IGCC), v ktorom sa ochladzovanie plynu vykonáva v stupňoch a ktorý prebieha pri vysokom tlaku, čo umožňuje, aby na výrobu energie bolo využité maximum tepla z ochladeného vykurovacieho plynu. Parný cyklus výroby energie je optimalizovaný tak, aby bola dosiahnutá maximalizácia technologickej pary, ktorá môže byť v tomto cykle najefektívnejšie využitá. Dusík zo zariadenia na separáciu zložiek vzduchu a vykurovací plyn sú sýtené a využívajú sa na zvýšenie účinnosti a na mínimalizáciu tvorby NOK.
Predmetný spôsob sa v podstate skladá z nasledujúcich častí:
1. čiastočná oxidácia uhľovodíkového paliva za vzniku vykurovacieho plynu, schladenie spomenutého vykurovacieho plynu prechodom vodou za vzniku schladeného nasýteného vykurovacieho plynu s teplotou v rozmedzí 180 °C až 320 °C, napr. 230 °C až 290 °C a s tlakom v rozmedzí 3,5 MPa až 17,2 MPa, napr. 4,8 MPa až 10,3 MPa, ochladenie spomenutého schladeného nasýteného vykurovacieho plynu nepriamou výmenou tepla s napájacou vodou ohrievača, čím klesne teplota spomenutého schladeného vykurovacieho plynu na hodnotu v rozmedzí 210 °C až 290 °C, napr. na 220 °C až 240 °C pri súčasnej premene spomínanej napájacej vody ohrievača na stredotlakovú paru s tlakom v rozmedzí 1,9 MPa až 4,1 MPa, napr. 2,1 MPa až 2,7 MPa, a vyčistenie spomenutého schladeného nasýteného vykurovacieho plynu predhriatou pracou vodou zo stupňa 2;
2. predhriatie pracej vody obsahujúcej technologický kondenzát a prídavnej vody na teplotu v rozmedzí 190 °C až 290 °C, napr. 100 °C až 230 °C, priamou výmenou tepla v zmiešavacích prostriedkoch plyn-voda, priamym zmiešaním s ochladeným schladeným nasýteným vykurovacím plynom opúšťajúcim stupeň 1, čím dochádza k poklesu teploty spomenutého ochladeného schladeného nasýteného vykurovacieho plynu na hodnotu v rozmedzí 150 °C až 280 °C, napr. 200 °C až 230 °C, a k oddeleniu skondenzovanej vody zo spomenutého ochladeného vykurovacieho plynu;
3. redukcia tlaku spomenutého ochladeného vykurovacieho plynu zo stupňa 2 o 0,7 až 15,8 MPa, napr. 0 1,4 až 8,2 MPa, ďalšie ochladenie spomenutého vykurovacieho plynu na teplotu v rozmedzí 5 °C až 60 °C, napr. na 40 °C až 50 °C nepriamou výmenou tepla so studenou vodou, v dôsledku ktorej dochádza ku kondenzácii vody z prúdu spomenutého ochladeného vykurovacieho plynu pri súčasnom zvýšení teploty spomínanej studenej vody na teplotu v rozmedzí 110 °C až 200 °C, napr. 130 °C až 190 °C, a umiestnenie vody skondenzovanej v stupňoch 2 a 3 do spomenutých zmiešavacích prostriedkov plyn-voda stupňa 2, po jej zahriatí na teplotu vhodnú na použitie tejto vody na pranie plynu;
4. čistenie prúdu ochladeného vykurovacieho plynu zo stupňa 3;
5. nasýtenie prúdu plynného dusíka a prúdu vyčisteného vykurovacieho plynu zo stupňa 4. spomínanou zahriatou vodou zo stupňa 3;
6. prehriatie nasýtených prúdov vykurovacieho plynu a plynného dusíka zo stupňa 5 na teplotu v rozmedzí 180 °C až 540 °C, napr. 260 °C až 320 °C a umiestnenie spomenutých prúdov prehriateho vykurovacieho plynu a plynného dusíka do spaľovacej komory plynovej turbíny;
7. spaľovanie spomenutého nasýteného vykurovacieho plynu v spomínanej spaľovacej komore pri teplote v rozmedzí 1200 °C až 1400 °C a tlaku v rozmedzí 0,7 až 6,9 MPa, napr. 1,0 až 3,4 MPa, v plynovej turbíne za vzniku plynných spalín so zníženým obsahom NOX a
8. vedenie spomenutých spalín cez expanzívnu turbínu, ktorým je zvyšovaná účinnosť výroby elektrickej energie.
V jednom z vyhotovení vynálezu je tepelná energia plynu vychádzajúceho z turbíny využívaná na výrobu pary. Para j c potom použitá ako pracovná látka v parnej turbíne, čím dochádza k zvýšeniu tepelnej účinnosti procesu.
V spôsobe, ktoiý je predmetom tohto vynálezu, je prúd surového vykurovacieho plynu v podstate obsahujúci Hz, CO, CO2, H2O, strhnutý materiál tvorený čiastočkami uhlík a popola a aspoň jednu látku zo skupiny tvorenej N2, Ar, COS, CH4, NH3, HCN, HCOOH a troskou, ktorý je vytváraný čiastočnou oxidáciou kvapaliny alebo plynného uhľovodíkového paliva, vrátane mokrého kalu pevného uhoľného paliva, plynom obsahujúcim voľný kyslík, obvykle v prítomnosti moderátora teploty podrobený v reakčnej zóne neplneného, vertikálneho voľne pretekaného generátora nekatalyzovanej čiastočnej oxidácii. Pomer hmotnosti H2O/palivo v reakčnej zóne je v rozmedzí 0,1 až 5, prednostne 0,2 až 0,7. Molámy pomer voľného kyslíka a uhlíka v palive (pomer O/C) je v rozmedzí 0,6 až 1,6 a prednostne 0,8 až 1,4. Reakčný čas je v rozmedzí 0,1 až 50 s, napr. 2 až 6 s.
Generátor surového vykurovacieho plynu sa skladá z vertikálnej oceľovej tlakovej nádoby valcovitého tvaru, vymurovanej žiaruvzdorným materiálom, ktorá je opísaná v patente USA č.2 809 104, tu uvedenom ako odkaz. V spomínanom patente je tiež opísaný typický chladiaci bubon. Na privádzanie napájacích (plynových) prúdov do reakčnej zóny môže byť použitý horák, ktorý je opísaný v patente USA č.2 928 460, ktorý je tu uvedený ako odkaz.
V prítomnosti plynu moderujúceho teplotu môže s plynom obsahujúcim voľný kyslík reagovať v plynovom generátore široký výber horľavých kvapalných a/alebo plynných uhľovodíkových palív alebo mokrých kalov pevného uhlíkatého paliva, za vzniku syntézneho plynu. Slovné spojenie „kvapalné uhľovodíkové palivo“, ktoré je použité v tomto dokumente na opis rôznych vhodných surovín zahrnuje tiež čerpateľné kvapalné uhľovodíkové materiály a čerpateľné kvapalné kaly tuhých uhlíkatých materiálov a ich zmesi. Vhodnými surovinami sú napr. čerpateľné mokré kaly tuhých uhoľných palív. V podstate môže byť každý horľavý kvapalný organický materiál obsahujúci uhlík alebo jeho suspenzie v skutočnosti obsahom definície termínu „kvapalný uhľovodíkový materiál“. Takými materiálmi sú napr.:
1. čerpateľné kaly pevných uhlíkatých palív, ako je uhlie, práškovitý uhlík, petrolejový koks, koncentrovaný odpadový kal a ich zmesi, nachádzajúce sa v odpariteľnom kvapalnom nosiči ako je voda, kvapalný CO2, kvapalné uhľovodíkové palivo a ich zmesi;
2. za vhodné kvapalné uhľovodíkové palivo na splyňovanie sú považované rôzne materiály ako skvapalnený petrolejový plyn, ropné destiláty a destilačné zvyšky, benzín, ťažký benzín, petrolej, ropa, asfalt, plynový olej, zvyškový olej, dechtový a bridličný olej, olej z uhlia, aromatické uhľovodíky (ako benzén, toluén a xylénové frakcie), uhoľný decht, odpadový plynový olej z katalytického krakovania, furfuralový extrakt z koksového plynového oleja a ich zmesi;
3. za „kvapalné uhľovodíkové materiál/1 sú tiež považované deriváty uhľovodíkov obsahujúce kyslík vrátane polysacharidov, celulózových materiálov, aldehydov, organických kyselín, alkoholov, ketónov, oxidovaného vykurovacieho oleja, odpadových kvapalín a vedľajších produktov z chemických procesov, ktoré obsahujú oxideriváty uhľovodíkov a ich zmesi.
Plynné uhľovodíkové palivá, ktoré môžu byť spálené v reaktore na čiastočnú oxidáciu samostatne alebo spolu s kvapalným uhľovodíkovým palivom, zahrnujú odparený skvapalnený zemný plyn, rafinérsky odpadový plyn, uhľovodíkové plyny CrC4 a odpadové plyny obsahujúce uhlík z chemických procesov.
Kvapalné uhľovodíkové palivo môže mať izbovú teplotu alebo môže byť ohriate na teplotu 315 až 650 °C, avšak výhodne na teplotu nižšiu, než je jeho krakovacia teplota. Kvapalné uhľovodíkové palivo môže byť privádzané do horáka plynového generátora v kvapalnom skupenstve alebo vo forme odparenej zmesi s moderátorom teploty.
Potreba moderátora teploty pri regulácii teploty v reakčnej zóne plynového generátora závisí všeobecne na pomere uhlík/vodík v surovine a na obsahu kyslíka v oxidačnom prúde. Moderátor teploty sa používa pri kvapalných uhľovodíkových palivách zároveň s v podstate čistým kyslíkom. Preferovaným moderátorom teploty je voda alebo para. Para môže byť privádzaná ako moderátor teploty ako prímes jedného alebo oboch prúdov reaktantov. Moderátor teploty môže byť taktiež privádzaný do reakčnej zóny plynového generátora oddeleným prívodným kanálom v horáku. Inými moderátormi teploty môžu byť plyn obohatený CO2, dusík alebo recyklovaný syntézny plyn.
Slovné spojenie „plyn obsahujúci voľný kyslík“, ako je používané v tomto dokumente, znamená vzduch, kyslíkom obohatený vzduch, t. j. vzduch s obsahom kyslíka vyšším než 21 mol., a v podstate čistý kyslík, t. j. kyslík s obsahom vyšším než 95 mol. kyslíka (zvyšok je zvyčajne tvorený dusíkom a vzácnymi plynmi). Plyn obsahujúci voľný kyslík môže byť privádzaný cez horák na čiastočnú oxidáciu, v teplotnom rozmedzí od izbovej teploty do 480 °C.
Prúd surového vykurovacieho plynu vychádzajúci z reakčnej zóny má teplotu v rozmedzí 930 °C až 1930 °C, výhodne 1100 °C až 1540 °C a tlak v rozmedzí 3,4 až 17,2 MPa, výhodne 4,8 až 10,3 MPa. Horúci prúd vychádzajúceho surového plynu má približne toto zloženie v mol.: H2 10 až 70, CO 15 až 57, CO2 0,1 až 25, H2O 0,1 až 20, CH, 0 až 60, NH3 0 až 5, H2S 0 až 5, COS 0 až 0,1, N2 0 až 60, Ar 0 až 2,0. Obsah HCN a HCOOH je 0 až 100 ppm (hmotn.). Uhlík vo forme čiastočiek je prítomný v rozmedzí 0 až 20 hmotn. (základný obsah uhlíka vo východzej surovine). Popol a/alebo tekutý odpad môže byť zastúpený v množstvách 0 až 5,0 a 0 až 60 váh. východzieho kvapalného uhľovodíkového alebo pevného východzieho uhlíkatého paliva.
V preferovanom vyhotovení tohto priemyslového procesu sú teplota a tlak horúceho surového vykurovacieho plynu, ktorý opúšťa žiaruvzdorné vymurovanú reakčnú zónu generátora čiastočne oxidovaného plynu v podstate rovnaké ako teplota a tlak v reakčnej zóne. Menej často sú tieto hodnoty znižované použitím vodného kúpeľa na dne chladiaceho bubna alebo zásobníka, ktorého konštrukcia je opísaná v patente USA č. 2 896 927 , tu uvedenom ako odkaz . Pre tento proces je charakteristická skutočnosť, že je . použité chladiace splyňovanie pri vysokom tlaku, ktorým sa dosahuje minimalizácia investičných a prevádzkových nákladov a maximalizácia teploty schladeného plynu.
Keby bolo teplo z plynu vychádzajúceho zo splyňovača. odvedené pred jeho prechodom chladiacim kúpeľom, alebokeby splyňovač pracoval pri nízkom tlaku, schladený plyn by mal príliš nízku teplotu na výrobu stredotlakovej pary,. ktorá je potrebná na použitie v parnom cykle.
Chladiaci bubon je umiestnený pod reakčnou zónou , plynového generátora a prúd surového vykurovacieho plyn nú, ktorý je do neho privádzaný, nesie so sebou v podstate všetok popol a/alebo trosku a čiastočky uhlíkových sadzí,, opúšťajúcich reakčnú zónu plynového generátora. Turbulencia v chladiacom bubne, vyvolávaná veľkým množstvom plynov prebublávaných vodu, napomáha čisteniu vychádzajúcich plynov vodou od väčšiny pevných súčastí. Vnútri chladiacej nádoby sa tvorí veľké množstvo pary, ktorá nasycuje prúd plynu. Prúd surového plynu je v chladiacom bubne ochladený a opúšťa ho s teplotou v rozmedzí 180 °C až 310 °C, napr. 230 °C až 290 °C, a s tlakom v rozmedzí 3,4 až 17,2 MPa, napr. 4,8 až 10,3 MPa. V postupe podľa tohto vynálezu je použitá voda výhodne zmesi prídavnej vody a kondenzátu, vytváraného v ďalších častiach procesu. Výraz „a/alebo“ je v tomto dokumente používaný vo svojom bežnom význame. Tak napr. A a/alebo B znamená buď A alebo B, alebo A + B.
Aby sa predišlo upchávaniu katalyzátorových lôžok, nachádzajúcich sa v smere prúdu a/alebo kontaminácii absorbentov kvapalina-rozpúštadlo, ktoré môžu byť použité v nasledujúcich krokoch čistenia plynu, je prúd ochladeného a čiastočne vyčisteného vykurovacieho plynu, ktorý opúšťa chladiaci bubon, ďalej čistený stykom s horúcou pracou vodou v inej zóne čistenia plynu. Táto čistiaca zóna plynu môže obsahovať hrdlo bežného tvaru, aké je opísané v patente USA č. 3 524 630, uvedenom tu ako odkaz, a difúzne práčky a spreje, spolu s plynovou pracou komorou, ktorá je znázornená a opísaná v patente USA č.3 232 727, tu uvedenom ako odkaz. V plynovej pracej komore je prúd surového vykurovacieho plynu čistený pracou vodou, ktorá je tvorená horúcim spätným kondenzátom a prídavnou vodou,
SK 281101 Β6 ako je tu opísané. V jednom vyhotovení vynálezu je napr. prúd plynu, opúšťajúci chladiacu nádrž spojenú so splyňovačom, čistený a privádzaný do dokonalého kontaktu s pracou vodou v difúznej práčke. Použitie difúznej práčky v zóne čistenia plynu nie je však bezpodmienečne nutné. Vykurovací plyn vstupuje do kúpeľa s čistiacou vodou nachádzajúcou sa na dne pracej komory a prechádza týmto kúpeľom smerom hore. Vypraný plyn je potom vedený nahor cez sekciu s náplňou alebo s poschodiami v homej časti pracej komory, kde sa dostáva do styku s kondenzátom, napr., s pracou vodou, prúdiacou smerom dole. Pracia voda na dne pracej komory plynu môže byť recyklovaná do difúznej práčky, ak je táto použitá, a/alebo do chladiacej nádrže spojenej so splyňovačom.
Pri použití spôsobu čistenia plynu podľa tohto vynálezu je množstvo pevných častíc v pranom prúde vykurovacieho plynu znížené na koncentráciu nižšiu než 3 ppm výhodne na koncentráciu nižšiu než 1 ppm. Predmetný technologický postup sa vyznačuje maximalizáciou teploty pracej vody na hodnoty v rozmedzí 190 °C až 290 °C, napr. 205 °C až 230 °C, využitím priameho styku pracej vody so spracovávaným vykurovacím plynom bezprostredne za miestom, na ktorom je vyrábaná stredotíaková para s tlakom v rozmedzí 1,9 až 4,1 MPa, napr. 2,1 až 2,8 MPa, a teplotou v rozmedzí 210 °C až 250 °C, napr. 215 °C až 230 °C. V ohrievači pracej vody je schladený nasýtený vykurovací plyn ochladený na teplotu v rozmedzí 210 °C až 290 °C, napr. 215 °C až 240 °C. Ako ohrievač pracej vody môže byť použitá obvyklá plynno-kvapalinová zmiešavacia komora, vrátane zvyčajných poschodových kolón s náplňou. Priamy kontakt minimalizuje čas výmeny tepla medzi vodou a plynom, a tým maximalizuje ohrievanie. Tepelný výkon privádzaný do pracej vody zvyšuje teplotu plynu vychádzajúceho z práčky, a tak zvyšuje produkciu strednotlakovej pary. Strednotlaková para (intermediate pressure steam - 1PS) je vyrábaná v obvyklom výmenníku tepla nepriamou výmenou tepla medzi napájacou vodou ohrievača (boiler feed water - BFW) a schladeným horúcim nasýteným vykurovacím plynom. Výmenník tepla IPS môže byť umiestnený za vodným kúpeľom a pred zónou prania surového vykurovacieho plynu. Výmenník tepla IPS môže byť taktiež umiestnený za pracou zónou, ako je ukázané na obrázku.
V jednom vyhotovení vynálezu je vykurovací plyn opúšťajúci ohrievač pracej vody vedený cez výmenník tepla, kde je nepriamou výmenou s napájacou vodou ohrievača vyrobená strednotlaková para s tlakom v rozmedzí 0,7 až 1,9 MPa, napr. 1,0 až 1,7 MPa, s teplotou v rozmedzí 160 °C až 210 °C, napr. 180 °C až 205 °C. Vykurovací plyn má pri výstupe z výmenníka tepla teplotu v rozmedzí 150 °C až 260 °C, napr. 180 °C až 220 °C a vchádza do zrážacej nádoby, v ktorej prebieha separácia kondenzátu z vykurovacieho plynu.
V ďalšej častí procesu je v zóne tlakovej redukcie tlak vykurovacieho plynu znížený o 0,7 až 15,8 MPa, napr. 1,4 až 8,3 MPa. Dôvodom tohto zníženia tlaku je vyrovnávanie s pracovným tlakom spaľovacej turbíny, do ktorej vstupuje plyn. Týmto znížením tlaku je ďalej vyrábaná para s nižším tlakom pred odstránením kyslého plynu. Predmetný technologický postup sa vyznačuje tým, že výkon prostriedku na zníženie tlaku je zvýšený jeho umiestnením v časti zariadenia, v ktorom sa vykonáva úplné ochladenie vykurovacieho plynu. V tomto mieste je vo vykurovacom plyne ešte dosť vody, ktorá zvyšuje množstvo hmoty a energetický výkon expanzného cyklu. Umiestnenie prostriedku na zníženie tlaku je optimalizované aj z hľadiska účinnosti. Pri jednom vyhotovení vynálezu obsahuje prostriedok na zníženie tlaku redukčný ventil, ktorý môže, ale nemusí byť v sérii s hrdlom. V inom vyhotovení je v zóne zníženia tlaku umiestnený nepriamy výmenník tepla (ohrievač vykurovacieho plynu) a expanzná turbína, v ktorej dochádza pri výrobe energie k zníženiu tlaku vykurovacieho plynu. Horúca voda, získavaná v ďalej umiestnenom výrobníku pary z regcnerovaného tepla (heat recovery steam generátor - HRSG) výmenou tepla medzi výfukovým plynom zo spaľovacej turbíny a vodou, je použitá na ohriatie prúdu technologického vykurovacieho plynu, aby teplota tohto plynu po jeho expanzii v expanznej turbíne bola 5 až 50 °C nad rosným bodom.
Teplota prúdu expandovaného technologického vykurovacieho plynu je v rozmedzí 120 °C až 430 °C, napr. 150 °C až 230 °C a pred tým, než je plyn privedený do zóny regenerácie kyslého plynu na odstránenie akéhokoľvek HjS a COS, musí byť táto teplota znížená na 5 °C až 60 °C, napr. na 40 °C až 50 °C. V technologickom postupe, ktorý je predmetom tejto prihlášky, sú na zníženie teploty a na regeneráciu nízkoteplotného tepla na sýtenie paliva a dusíka využité násobné výmenníky tepla prúdu procesného vykurovacieho plynu. Pretože dusík rovnako ako voda je použitý na zníženie výhrevnosti paliva vstupujúceho do spaľovacej turbíny, je hladina nasýtenia paliva, nutná na reguláciu obsahu NOX a na zvýšenie výkonu plynovej turbíny, značne znížená. To umožňuje, aby spodná teplota sýtičov bola tak nízka, že ich ohriatie môže byť vykonávané nízkoteplotným teplom (t. j. pri nízkej teplote). Úsek, v ktorom vykonávaná regenerácia nízkoteplotného tepla, sa skladá z 2 až 7, napr. 5, nepriamych výmenníkov tepla usporiadaných v sérii, ktorými prúdi technologický plyn, ktorý je takto chladený. Za každým, alebo aspoň za posledným výmenníkom tepla, sa nachádza zrážacia nádoba na oddelenie skondenzovanej vody. Skondenzovaná voda, ktorú zbierajú tieto zrážacie nádoby, je čerpaná do opísaného ohrievača pracej vody. Chladiacim médiom aspoň jedného z výmenníkov tepla je obehová voda s teplotou v rozmedzí 30 °C až 150 °C, napr. 40 “C až 90 °C. Obehová voda je ohrievaná nepriamou tepelnou výmenou s vykurovacím plynom vo výmenníku tepla. Takto získaná teplá voda, s teplotou v rozmedzí 110 °C až 200 °C, napr. 130 °C až 190 °C, je potom privádzaná do dusíkového sýtiča a tiež do sýtiča vykurovacieho plynu. V oboch sýtičoch je tlak v rozmedzí 0,7 až 6,9 MPa, napr. 1 až 3,5 MPa. Napájacia voda ohrievača, s teplotou v rozmedzí 25 °C až 120 °C, je chladiacim médiom aspoň jedného z nepriamych výmenníkov tepla. Týmto spôsobom je možné v jednom nepriamom výmenníku tepla vyrobiť nízkotlakovú technologickú paru s tlakom v rozmedzí 0,03 až 1,0 MPa, napr. 0,2 až 0,35 MPa. V jednom z vyhotovení môže byť parný kondenzát z parnej turbíny spomenutej ďalej znovu ohriaty na teplotu v rozmedzí 30 °C až 180 °C, napr. na 40 °C až 120 °C, v jednom z nepriamych výmenníkov tepla, recyklovaný do HRSG na dodatočné ohriatie na teplotu v rozmedzí 370 °C až 980 °C, napr. na 430 °C až 650 °C a tlak v rozmedzí 4,1 až 20,7 MPa, napr. 8,9 až 11,7 MPa, a privedený do viacstupňovej expanznej turbíny ako pracovné médium jedného zo stupňov. Skôr spomenutými násobnými výmenníkmi tepla môže byť teplota prúdu technologického vykurovacieho plynu po expanzii znížená v nasledujúcich krokoch:
1. 93 °C až 205 °C, 2. 93 °C až 160 °C, 3. 38 °C až 149 °C,
4. 38 °C až 93 °C, 5. 26 °C až 49 °C. Takto je v technologickom postupe opísanom v tejto prihláške účinne využité nízkoteplotné teplo získané chladením v množstve výmenníkov tepla, ktoré poskytujú teplo pre:
1. sýtenie vykurovacieho plynu a dusíka,
2. prípravu nízkotlakovej pary potrebnej v takých častiach procesu, akými sú regenerácia kyslého plynu (acid gas re4 covery - ARG) a regenerácia síry (sulphur recovery unit - SRU), a
3. opätovné ohriatie chladného parného kondenzátu.
Prúd technologického vykurovacieho plynu môže byť čistený ľubovoľným vhodným zvyčajným systémom, ako napr. v zóne regenerácie kyslého plynu, ktorá využíva fyzikálnu alebo chemickú absorpciu kvapalným rozpúšťadlom, napr. chladným metanolom, N-metylpyrolidonom, dimetyléterom alebo polyetylénglykolom a inhibovaným alebo neinhibovaným amínom. Kyslé plyny, napr. CÓ2, H2S a COS sú v metanole pri vysokom tlaku a nízkej teplote vysoko rozpustné. Ak je tlak znížený a teplota obohateného rozpúšťadlo zvýšená, môžu byť tieto plyny z rozpúšťadla ľahko uvoľnené. H2S a COS môžu byť koncentrované do frakcie vhodnej na plnenie obvyklej Clausovej jednotky, t. j. jednotky regenerácie síry (SRU), v ktorej sa vyrába elementáma síra. Pozri Kirk-Othmer Encyclopedia of chemical Technology, druhé vydanie, zv. 19, John Wiley, 1969, str.353. V tejto súvislosti ďalej uvádzame patent USA č. 4 052 176. Spomínané dokumenty sú tu uvedené ako odkazy. Na separáciu zložiek vzduchu do oddelených prúdov v podstate čistého plynného kyslíka a dusíka je použité zvyčajné zariadenie na separáciu zložiek vzduchu (ASU - air separation unit). Všetok plynný dusík alebo jeho časť je nasýtený vodou, prehriaty využitím energie napájacej vody ohrievača na teplotu v rozmedzí 180 °C až 540 °C, napr. 260 °C až 316 °C, a privedený do spaľovacej komory plynovej turbíny spolu s prúdom vykurovacieho plynu, ktorý bol nasýtený a potom prehriaty na približne rovnakú teplotu. Nasýtený vykurovací plyn a nasýtený plynný dusík sú pred spálením prehriate, aby sa obmedzila možnosť erózie lopatiek turbíny prenosom kvapaliny. Každý z prúdov plynného dusíka a vykurovacieho plynu, vstupujúcich do spaľovacej komory, obsahuje 1 až 50 obj., napr. 5 až 30 obj. H2O. Nasýtením plynného dusíka a vykurovacieho plynu je jeho množstvo nutné na zníženie NOX znížené a vzhľadom na využitie nízkoteplotného tepla je účinnosť zvýšená. Prúd plynného kyslíka z ASU, s teplotou v rozmedzí od izbovej teploty až do 480 °C, je privedený do reakčného priestoru generátora čiastočne oxidovaného plynu jedným z priechodov prstencového horáka. V jednom vyhotovení vynálezu je prúd plynného kyslíka najskôr nasýtený vodou, a tým je teplota tohto prúdu upravená na hodnoty v rozmedzí 50 °C až 260 °C, napr. 70 °C až 180 °C a obsah vody v ňom je upravený na 1 až 50 obj. H2O, napr. 5 až 35 obj. H2O. Použitie nízkoteplotného tepla na nasýtenie kyslíka pri technologickom postupe podľa tohto vynálezu výhodne zvyšuje množstvo vyrobenej stredotlakovej paty. V prípadoch, kde splyňovanie vyžaduje zníženie teploty pary, nahradzuje sa para zo sýtenia kyslíka parou s vyšším tlakom, čím je účinnosť ďalej zvýšená, pretože týmto spôsobom je možné ušetrenú vysokotlakovú paru použiť na výrobu energie vo vysokotlakovej sekcii parného energetického cyklu.
Vzduch je stláčaný turbokompresorom, ktorý je poháňaný koaxiálnou expanznou turbínou tvoriacou spolu so spaľovacou komorou hlavné časti plynovej turbíny. Stlačený vzduch vstupuje do spaľovacej komory s teplotou v rozmedzí 200 °C až 450 °C a v podstate s rovnakým tlakom, aký majú nasýtený vykurovací plyn a nasýtený plynný dusík. Odpadový plyn opúšťa spaľovaciu komoru s teplotou v rozmedzí 760 °C až 1650 °C, zvyčajne 1200 °C až 1300 °C a s tlakom v rozmedzí 0,7 až 7 MPa alebo vyšším, prednostne 1 až 3,5 MPa. Odpadový plyn má nasledujúce typické zloženie v mol.: CO2 4-20, H2O 4-20, N2 75-80 a O2 0-20. V dôsledku použitia nasýteného N2 a nasýteného vykurovacieho plynu je koncentrácia oxidov du síka (NOX) v odpadovom plyne v podstate nulová, pod 50 ppm (objemovo) vzhľadom na suchý 2 % O2. Elektrický prúd je vyrábaný koaxiálnym elektrickým generátorom, poháňaným spomínanou expanznou turbínou.
Horúci vykurovací plyn, opúšťajúci expanznú časť plynovej turbíny, s teplotou v rozmedzí 430 °C až 810 °C a tlakom v rozmedzí 0,07 až 0,14 MPa, je vedený cez zvyčajný výrobník pary z regenerovaného tepla (HRSG) pred tým, než je s teplotou v rozmedzí 70 °C až 230 °C vypustený komínom do ovzdušia. Para na pohon zvyčajnej parnej turbíny, skladajúca sa z vysokotlakovej expanznej turbíny v kombinácii s koaxiálnou strednotlakovou expanznou turbínou, a para na výrobné účely, sú vyrábané v HRSG. Napr. prehriata vysokotlaková para z HRSG s teplotou v rozmedzí 370 °C až 980 °C, napr. 430 °C až 650 °C, a tlaku v rozmedzí 4,1 až 20,7 MPa, napr. 8,4 až 12,2 MPa, je privádzaná do vysokotlakovej expanznej turbíny (high pressure turbíne - HPT). Strednotlaková para vystupujúca z turbíny s teplotou v rozmedzí 200 °C až 650 °C, napr. 260 °C až 480 °C, a s tlakom v rozmedzí 1,4 až 5,6 MPa, napr. 2,1 až 3,4 MPa, opúšťa HPT aje zmiešaná so strednotlakovou parou zo systému chladenia vykurovacieho plynu. Zmes je prehriata v HRSG a privedená do strednotlakovej expanznej turbíny (intermediate pressure steam - IPT) s teplotou v rozmedzí 370 °C až 980 °C, napr. 420 °C až 650 °C, a s tlakom v rozmedzí 1,4 až 4,1 MPa, napr. 2,0 až 2,7 MPa. V chladiacom systéme vykurovacieho plynu vyrábaná strednotlaková para je predhriata na teplotu v rozmedzí 315 °C až 815 °C, napr. 370 °C až 540 °C, a na tlak v rozmedzí 0,7 až 1,9 MPa, napr. 1,0 až 1,4 MPa, a vedená cez jednu časť strednotlakovej expanznej turbíny.
Odpadová para zo strednotlakovej expanznej turbíny je ochladená, skondenzovaná a znovu ohriata na teplotu -v rozmedzí 30 °C až 280 °C, napr. 40 °C až 120 °C, vo výmenníku tepla v chladiacom systéme vykurovacieho plynu, stlačená na tlak v rozmedzí 0,03 až 1,0 MPa, napr. 0,08 až 0,5 MPa, a recyklovaná do HRSG, kde je premietaná na prehriatu vysokotlakovú, strednotlakovú a nízkotlakovú paru nepriamou výmenou tepla s odpadovým plynom plynovej turbíny, ktorý tadiaľ prechádza cez HRSG. Koaxiálne vysokotlakové a stredotlakové expanzné turbíny poháňajú elektrický generátor.
Výhodne je parný cyklus podľa technologického postupu podľa tohto vynálezu optimalizovaný spôsobom, ktorý znižuje vstupný tlak druhej časti turbíny na hodnotu, umožňujúcu použitie maximálneho množstva týmto technologickým postupom vyrobenej pary, t. j. strednotlakovej pary s tlakom v rozmedzí 1,9 až 4,2 MPa priamo v cykle regenerácie tepla. Tento tlak môže byť znížený až na hodnotu dosiahnuteľnú bez výrazného zníženia účinnosti parného cyklu, čím je maximalizované množstvo technologickej pary vyrobenej v cykle regenerácie tepla.
Prehľad obrázkov na výkresoch
Lepšiemu pochopeniu vynálezu napomáha obrázok na výkrese, ktorý znázorňuje výhodné uskutočnenie kontinuálneho spôsobu čiastočnej oxidácie uhľovodíkového paliva.
Príklady uskutočnenia vynálezu
Napriek tomu, že výkres znázorňuje výhodné uskutočnenie spôsobu podľa vynálezu, nie je cieľom obmedziť znázornený kontinuálny spôsob len na opísaný spôsob alebo materiály.
Na obrázku je znázornený uvedený prietokový neplnený generátor vykurovacieho plynu 1, vymurovaný nekatalytickým žiaruvzdorným materiálom, ktorý má hore axiálne umiestnený a vystužený vstupný otvor 2 a dole vystužený výstupný otvor 3. Spomenutý prstencový horák 4, s centrálnym priechodom 5 smeruje rovnobežne s osou plynového generátora 1 a je umiestnený vo vstupnom otvore 2. Nachádza sa tu tiež koncentrický koaxiálny prstencový priechod 6.
Čerpateľný vodný uhoľný kal v potrubí 7 je privádzaný prstencovým priechodom 6 horáka 4. Prúd plynu v potrubí 8, ktorý obsahuje voľný kyslík, je privádzaný centrálnym priechodom 5. Obidva privádzané prúdy sa zrážajú, atomizujú a reagujú čiastočnou oxidáciou v zóne 9 plynového generátora 1. Horúci prúd surového vykurovacieho plynu, ktorý obsahuje H2, CO, CO2, H2O, N2, Ar, H2S a COS prechádza vnorenou trubicou 10 a je prudko ochladený priechodom vodného kúpeľa, nachádzajúceho sa v chladiacej nádrži 15, umiestnenej na dne plynového generátora. Struska a produkty vo forme častíc sa pravidelne odstraňujú cez výstupný otvor 3, potrubie 16, ventil 17, potrubie 18, uzatváraciu výsypku 19, potrubie 20, ventil 21 a potrubie 22. Schladený surový vykurovací plyn je potrubím 23 privádzaný do pracej kolóny plynu 24, kde je vypraný od zachytených sadzí a produktov vo forme častíc horúcou pracou vodou z potrubia 25. Pomocou čerpadla 26 je voda z dna pracej kolóny 24 čerpaná potrubiami 27 a 28 do chladiacej nádrže 15. Čistý surový vykurovací plyn opúšťajúci praciu kolónu plynu 24 potrubím 29 je vo výmenníku tepla 30 ochladený nepriamou, t. j. bezkontaktnou výmenou tepla s napájacou vodou ohrievača (boiler feed water - BFW). BFW vstupuje potrubím 31 a vystupuje potrubím 32 vo forme strednotlakovej pary s tlakom v rozmedzí 1,9 až 4,2 MPa, napr. 2,1 až 2,8 MPa. Prúd horúceho surového vykurovacieho plynu v potrubí 33 vchádza do ohrievača pracej vody 37, kde sa dostáva do priameho styku a priamej výmeny tepla so zmesou kondenzátu a prídavnej vody privádzanej pomocou čerpadla 54 potrubím 39 a potrubím 58 zo zásobnej nádrže obehovej vody 41. Prídavná voda sa privádza do systému cez potrubie 40 a zásobnú nádrž 41. Čistiaca voda, ktorá zabraňuje hromadeniu nečistôt v systéme sa periodicky vymieňa potrubím 36. Kondenzát z dna zrážacích nádob, umiestnených v nízkotlakovej ohrievacej časti technologického zariadenia, prechádza do zásobnej nádrže kondenzátu 41. V ohrievači 37 je tým vyrábaná horúca pracia voda, zatiaľ čo prúd vykurovacieho plynu je súčasne ochladzovaný a podrobovaný konečnému čisteniu. Horúca pracia voda na dne ohrievača 37 je čerpaná pomocou čerpadla 43 potrubiami 44,48 a 25 do pracej kolóny plynu 24.
Pri uzavretom ventile 45 v potrubí 46 a otvorenom ventile 47 v potrubí 50 je čistý surový plyn, opúšťajúci ohrievač pracej vody 37, vedený potrubiami 49, 50 a 51 do zrážacej nádoby 53. Kondenzát z dna zrážacej nádoby 53 je čerpaný pomocou čerpadla 43 potrubiami 55, 48 a 25 do pracej kolóny plynu 24.
V jednom vyhotovení vynálezu je pri uzavretom ventile 47 a otvorenom ventile 45 čistý vykurovací plyn v potrubí 46 vedený potrubím 57 a výmenníkom tepla 60. BFW vstupuje do výmenníka tepla 60 potrubím 61 a opúšťa ho potrubím 62 vo forme strednotlakovej pary s tlakom v rozmedzí 0,7 až 1,9 MPa, napr. 1,0 až 1,4 MPa. Ochladený vykurovací plyn odchádza potrubím 52 a vstupuje do zrážacej nádoby 53.
Pri uzavretom ventile 64 v potrubí 65 a pri otvorenom redukčnom ventile 66 v potrubí 67 je vykurovací plyn z potrubia 68 vedený potrubiami 67, 69, hrdlom 70 alebo potrubiami 71 a 72 a výmenníkom tepla 73. Takto môže byť v smere prúdu tlak vykurovacieho plynu z ventilu 66 a/alebo hrdla 70 znížený na hodnotu vhodnú na nasledujúce spaľovanie vyčisteného nasýteného vykurovacieho plynu v spaľovacej komore 75 plynovej turbíny, umiestnenej v smere prúdu a skladajúcej sa z vlastnej spaľovacej komory 75 a expanznej turbíny 76. Vzduchový kompresor 77 na kompresiu vzduchu z potrubia 78 je umiestnený na rovnakom hriadeli 79 ako expanzná turbína 76. Elektrický generátor 80 je poháňaný hriadeľom 81, ktorý je predĺžením hriadeľa 79.
Tlak plynu v smere toku môže byť taktiež znížený pomocou expanznej turbíny 88. V tomto prípade je pri uzavretom ventile 66 a otvorenom ventile 64 vedený vykurovací plyn z potrubia 65 potrubím 85, cez ohrievač 86, ďalej potrubím 87 a expanznou turbínou 88.
Dodatočné nízkoteplotné teplo je odvedené z prúdu vykurovacieho plynu pomocou potrubia 72, vedením vykurovacieho plynu cez niekoľko, t. j. 2 až 7, napr. 5, nepriamych výmenníkov tepla v sérii. Teplota vykurovacieho plynu je takto znižovaná v stupňoch. Za každým alebo aspoň za posledným výmenníkom tepla nasleduje zrážacia nádoba, slúžiaca na oddelenie kondenzátu, ktorý sa tvorí vo vykurovacom plyne po jeho ochladení pod rosný bod. Pri postupnom prechode cez všetky chladiče plynu môže vykurovací plyn zadržiavať stále menej vody, čím postupne klesá jeho teplota. BFW alebo prúd obehovej vody môžu slúžiť ako chladiace médium. Napr. vykurovací plyn v potrubí prechádza v sérii cez výmenník tepla 73, potrubím 92, zrážacou nádobou 93, potrubím 94, výmenníkom tepla 95, potrubím 96, zrážacou nádobou 97, potrubím 98, výmenníkom tepla 99, potrubím 100, zrážacou nádobou 101, potrubím 102, ohrievačom parného kondenzátu 103, potrubím 104, zrážacou nádobou 105, potrubím 106, výmenníkom tepla 107, potrubím 108, zrážacou nádobou 109 a potrubím 110. Teplota vykurovacieho plynu v potrubí 110 je vhodná na to, aby bol spracovaný konvenčným procesom odstraňovania kyslého plynu (AGR), ku ktorému dochádza vili. Odpadný plyn, t. j. H2S a COS prechádza potrubím 112 do jednotky regenerácie síry 113. Síra je regenerovaná a odvádzaná potrubím 114. Vyčistený vykurovací plyn z potrubia 115 je vedený do sýtiča 116. Kondenzát z dna zrážacích nádob 93, 97, 101, 105 a 109 prechádza (jednotlivo) potrubiami 122, 123, 124, 125 a 126 a taktiež potrubiami 127, 128,129,130 a 131 do zásobnej nádrže kondenzátu 41.
Vykurovací plyn, prechádzajúci cez výmenníky tepla a 99 je ochladený v slučke obehovej vody. Studená voda, vychádzajúca z čerpadla 135, je čerpaná cez potrubia 136, 137, výmenníkom tepla 99, potrubím 138, výmenníkom tepla 73, potrubiami 139, 140, sýtičom 116 a potrubiami 142 a 143. Prúd vykurovacieho plynu, nasýteného vodou, je vedený potrubím 144, výmenníkom tepla 145, kde je prehriaty, a potrubím 146 do spaľovacej komory 75 plynovej turbíny. Zahriata studená voda v potrubí 139 je rozdelená a jedna časť je vedená potrubím 131 a 132 do sýtiča plynného dusíka 133. Pomocou čerpadla 149 je studená voda z dna sýtiča 133 vedená potrubiami 150, 151, 152 a 137 do výmenníka tepla 99. Prídavná voda je privádzaná do systému obehovej vody potrubím 153.
Vzduch v potrubí 155 je rozdelený v zariadení na separáciu zložiek vzduchu (air separation unit - ASU) 156 na ventilačný prúd dusíka v potrubí 154, prúd plynného dusíka v potrubí 157 a na prúd plynného kyslíka v potrubí 160. Prúd plynného dusíka v potrubí 157 je nasýtený vodou v sýtiči 133. Nasýtený prúd dusíka je vedený cez potrubie 158, prehriaty v nepriamom výmenníku tepla 159 a privedený do spaľovacej komory 75 plynovej turbíny potrubím 174. Prúd v podstate čistého kyslíka opúšťa ASU 156 cez
SK 281101 Β6 potrubie 160. Pri uzavretom ventile 161 v potrubí 162 a otvorenom ventile 163 v potrubí 164 prechádza prúd kyslíka potrubiami 165 a 8 do centrálneho priechodu 5 horáka 4. Prúd kyslíka v potrubí 160 môže byť taktiež predtým, ako je privedený do plynového generátora 1, nasýtený vodou. V tomto prípade je ventil 163 uzavretý a ventil 161 otvorený. Prúd plynného kyslíka je vedený potrubiami 162 a 166 do sýtiča plynného kyslíka 167. Prúd plynného kyslíka nasýtený vodou je potom vedený potrubiami 168 a 8 do centrálneho priechodu 5 horáka 4. Napájacia voda ohrievača, privádzaná potrubím 169, je vedená potrubím 170, ohriata obehovou vodou v protismere 139 v nepriamom výmenníku tepla 171 a vedená do sýtiča plynného dusíka 167 potrubím 172. Pomocou čerpadla 171 je BFW recyklovaná do sýtiča 167 potrubiami 174,170 a 172.
Jedno vyhotovenie technologického postupu podľa tohto vynálezu výhodne obsahuje parný cyklus na výrobu energie. Energia sa takto odoberá z horúceho dymového plynu, ktorý opúšťa expanznú turbínu 76 potrubím 180 a prechádza cez výrobník pary z regenerovaného tepla 181 (beat regeneration steam generátor - HRSG). Tak napríklad strednotlaková para opúšťajúca výmenník tepla 30 potrubím 32, s tlakom 1,9 až 4,7 MPa, napr. 2,1 až 4,7 MPa, je zmiešaná s IP odpadovým plynom z vysokotlakovej turbíny 211. IP parná zmes je vedená potrubím 182 do HRSG 181 a prehriata na teplotu v rozmedzí 370 °C až 980 °C, napr. 430 °C až 650 °C, tak, že je podrobená nepriamej výmene tepla s horúcim odpadovým plynom z potrubia 180. Prehriata IP para je vedená potrubím 189 do IP expanznej turbíny ako aspoň časť pracovnej látky. Ochladený odpadový plyn, opúšťajúci HRSG 181 môže odchádzať komínom 183. Vysokotlaková para, ktorá je vyrobená v HRSG z predhriateho parného kondenzátu, je vedená cez potrubie 184 do vysokotlakovej expanznej turbíny 185 ako pracovná látka.
V jednom vyhotovení vynálezu je dodatočná strednotlaková para s tlakom v rozmedzí 0,7 až 1,9 MPa, napr. 1,0 až 1,4 MPa, nachádzajúca sa v potrubí 62 z nepriameho výmenníka tepla 60 vedená potrubím 186 do HRSG 181 a prehriata na teplotu v rozmedzí 320 °C až 820 °C, napr. 370 °C až 540 °C, nepriamou výmenou tepla s horúcim odpadovým plynom z potrubia 180. Strednotlaková para je vedená potrubím 187 do inej časti expanznej turbíny 185 ako pracovná látka.
Koaxiálne expanzné turbíny 211 a 185 poháňajú elektrický generátor 195 pomocou hriadeľa 196. Odpadová para v potrubí 197 je ochladená a skondenzovaná v chladiči 198 výmenou tepla so studenou vodou, ktorá vstupuje potrubím 199 a vystupuje potrubím 200. Skondenzovaná napájacia voda ohrievača v potrubí 201 je predhriata vo výmenníku tepla 103 nepriamou výmenou tepla so surovým vykurovacím plynom z potrubia 102. V jednom vyhotovení vynálezu je predhriata napájacia voda ohrievača v potrubí 202, zahriata následnými prechodmi cez HRSG 181 parou s nižším tlakom, oddelenou v odvodňovacích krokoch, čím vzniká vysokotlaková para s teplotou v rozmedzí 370 °C až 980 °C, napr. 430 °C až 650 °C a s tlakom v rozmedzí 4,2 až 21 MPa, napr. 9,1 až 12 MPa. V tomto prípade je vysokotlaková para predhriata v HRSG 181 a vedená cez potrubie 184 do expanznej turbíny 211 ako pracovná látka. Vysokotlaková expanzná turbína 211 je pripojená na strednotlakovú expanznú turbínu 185 spoločnou osou 213.
I keď môžu byť vykonané modifikácie a obmeny vynálezu, bez toho, že by došlo k odchýleniu od idey a náplne vynálezu, mali by byť dodržiavané len tie obmedzenia, ktoré vyplývajú z nasledujúcich patentových nárokov.

Claims (15)

  1. PATENTOVÉ NÁROKY
    1. Spôsob čiastočnej oxidácie uhľovodíkového paliva, vyznaéujúci sa tým, že sa skladá z:
    1. reakcie uhľovodíkového paliva s plynom obsahujúcim voľný kyslík v reakčnej zóne čiastočnej oxidácie, ktorou vzniká vykurovací plyn, schladenia zmiešaného vykurovacieho plynu vo vode pri vzniku schladeného nasýteného vykurovacieho plynu s teplotou v rozmedzí 180 °C až 320 °C a s tlakom v rozmedzí 3,4 až 17,2 MPa, ochladenie spomenutého schladeného nasýteného plynu nepriamou výmenou tepla s napájacou vodou ohrievača, pri ktorom je teplota spomenutého schladeného vykurovacieho plynu znížená na 210 °C až 290 0 C, pri súčasnej premene spomínanej napájacej vody ohrievača na strednotlakovú paru s tlakom v rozmedzí 1,9 až 4,1 MPa a čistenie spomenutého schladeného nasýteného vykurovacieho plynu predhriatou pracou vodou zo stupňa 2;
  2. 2. predhriatia pracej vody, zloženej z technologického kondenzátu a z prídavnej vody, na teplotu v rozmedzí 190 °C až 290 °C priamou výmenou tepla v zmiešavacom zariadení plyn-voda s ochladeným schladeným nasýteným vykurovacím plynom, ktorý opúšťa stupeň 1, čím dochádza k poklesu teploty spomenutého ochladeného schladeného nasýteného vykurovacieho plynu na teplotu v rozmedzí 150 °C až 290 °C a oddelenia skondenzovanej vody od spomenutého ochladeného vykurovacieho plynu;
  3. 3. zníženia tlaku spomenutého ochladeného vykurovacieho plynu zo stupňa 2 o 0,7 až 15,8 MPa, ďalšieho ochladenia spomenutého vykurovacieho plynu na teplotu v rozmedzí 5 °C až 60 °C nepriamou výmenou tepla so studenou vodou, spojeného s vyzrážaním vody z prúdu spomenutého ochladeného vykurovacieho plynu a súčasného zahriatia spomínanej studenej vody, ktorým je získaná teplá voda,s teplotou v rozmedzí 110 °C až 200 °C, a privedenia vody vyzrážanej v stupňoch 2 a 3 do spomenutého zmiešavacieho zariadenia plyn-voda v stupni 2, kde je táto voda zahriata na použitie ako pracia voda plynu; ,
  4. 4. čistenia ochladeného vykurovacieho plynu zo stupňa 3; ..
  5. 5. nasýtenia plynného dusíka a vyčisteného vykurovacieho plynu zo stupňa 4 spomínanou zahriatou vodou zo stupňa 3;
  6. 6. prehriatia nasýteného vykurovacieho plynu a nasýteného plynného dusíka zo stupňa 5 na teplotu v rozmedzí 180 °C až 540 °C a privedenia spomenutých prehriatych prúdov vykurovacieho plynu a plynného dusíka do spaľovacej komory plynovej turbíny;
  7. 7. spálenia spomenutého nasýteného vykurovacieho plynu plynom obsahujúcim voľný kyslík v spomínanej spaľovacej komore pri teplote v rozmedzí 1200 °C až 1400 °C a tlaku v rozmedzí 0,7 až 6,9 MPa v plynovej turbíne pri vzniku odpadového plynu so zníženým množstvom NOX a
  8. 8. priechodu spomenutého odpadového plynu expanznou turbínou, ktorým je zvyšovaná účinnosť výroby elektrickej energie.
    2. Spôsob čiastočnej oxidácie uhľovodíkového paliva podľa nároku 1, v y z n a č u j ú c i sa t ý m , že aspoň časť pracej vody zo spomínanej pracej zóny plynu je privádzaná do spomínanej zóny schladenia plynu.
    3. Spôsob čiastočnej oxidácie uhľovodíkového paliva podľa nároku 1, vyznačujúci sa tým, že v stupni 3 je tlak spomenutého ochladeného vykurovacieho plynu znížený prostriedkom na zníženie tlaku.
    4. Spôsob čiastočnej oxidácie uhľovodíkového paliva podľa nároku 3, vyznaéujúci sa tým, že spomenutý prostriedok na zníženie tlaku je vybraný zo skupiny zloženej z ventilu, hrdla a expanznej turbíny.
    5. Spôsob čiastočnej oxidácie uhľovodíkového paliva podľa nároku 1, vyznačujúci sa tým, že v stupni 3 je spomenutý vykurovací plyn postupne ochladzovaný v nepriamych výmenníkoch tepla.
    6. Spôsob čiastočnej oxidácie uhľovodíkového paliva podľa nároku 5, vyznačujúci sa tým, že chladiacou látkou v spomenutých výmenníkoch tepla je cirkulujúca voda a/alebo napájacia voda ohrievača.
    7. Spôsob čiastočnej oxidácie uhľovodíkového paliva podľa nároku 1,vyznačujúci sa tým,že jeho súčasťou je krok, v ktorom sa vykonáva sýtenie spomenutého plynu, obsahujúceho voľný kyslík, vodou, po ktorom nasleduje privádzanie tohto plynu do zóny čiastočnej oxidácie.
    8. Spôsob čiastočnej oxidácie uhľovodíkového paliva podľa nároku 1,vyznačujúci sa tým, že jeho súčasťou je separácia zložiek vzduchu vo zvyčajnom zariadení určenom na tento účel, ktorou vznikajú prúd plynného kyslíka a prúd plynného dusíka, privádzanie spomenutého prúdu plynného kyslíka ako spomenutého plynu obsahujúceho voľný kyslík do spomenutej reakčnej zóny čiastočnej oxidácie a nasýtenie spomenutého prúdu plynného dusíka na použitie v stupni 5.
  9. 9. Spôsob čiastočnej oxidácie uhľovodíkového paliva podľa nároku 1, vyznačujúci sa tým, že jeho súčasťou je krok, v ktorom spomenutý odpadový plyn zo stupňa 8 prechádza cez výrobník pary z regenerovaného tepla, v ktorom prebieha nepriama výmena tepla so spomenutou strednotlakovou parou zo stupňa 1, spomenutá strednotlaková para je tým predhrievaná a potom prechádza cez expanznú turbínu ako aspoň časť pracovnej látky.
  10. 10. Spôsob čiastočnej oxidácie uhľovodíkového paliva podľa nároku 1, vyznačujúci sa tým, že spomenuté uhľovodíkové palivo je zvolené zo skupiny, skladajúcej sa z kvapalných a/alebo plynných uhľovodíkových palív a z čerpateľného kalu tuhého uhlíkatého paliva.
  11. 11. Spôsob čiastočnej oxidácie uhľovodíkového paliva podľa nároku 10, vyznačujúci sa tým, že spomenutý čerpateľný kal tuhého uhlíkatého paliva je vybraný zo skupiny pozostávajúcej z uhlia, uhlíka vo forme častíc, petrolejového koksu, koncentrovaného kanalizačného kalu a ich zmesí, obsiahnutých v odpariteľnom kvapalnom nosiči vybranom zo skupiny zloženej z vody, kvapalného CO2, kvapalného uhľovodíkového paliva a ich zmesí.
  12. 12. Spôsob čiastočnej oxidácie uhľovodíkového paliva podľa nároku 10, vyznačujúci sa tým, že spomenuté kvapalné uhľovodíkové palivo je vybrané zo skupiny pozostávajúcej zo skvapalneného ropného plynu, ropných destilátov a zvyškov, benzínu, ťažkého benzínu, petroleja, ropy, asfaltu, plynového oleja, zvyškového oleja, dechtového pieskového oleja a bridličného oleja, olejov vyrobených z uhlia, aromatických uhľovodíkov (ako je benzén, toluén a xylénové frakcie), uhoľného dechtu, plynového oleja z katalytického krakovania, fúrfúralového extraktu koksového plynového oleja a ich zmesí.
  13. 13. Spôsob čiastočnej oxidácie uhľovodíkového paliva podľa nároku 10, vyznačujúci sa tým, že plynné uhľovodíkové palivo je vybrané zo skupiny pozostávajúcej z odpareného kvapalného zemného plynu, rafinérskeho odpadového plynu, uhľovodíkových plynov s počtom atómov uhlíka ČrC4 a odpadových plynov z chemických procesov obsahujúcich uhlikaté látky.
  14. 14. Spôsob čiastočnej oxidácie uhľovodíkového paliva podľa nároku 1, v y z n a č u j ú c i sa t ý m , že obsahuje krok, v ktorom sa čistí prúd schladeného nasýteného vykurovacieho plynu spolu s predhriatím pracej vody v stupni 2.
  15. 15. Spôsob čiastočnej oxidácie uhľovodíkového paliva podľa nároku 1, vyznačujúci sa tým, že obsahuje krok, v ktorom sa uskutočňuje sýtenie plynu obsahujúceho voľný kyslík vodou, pred privádzaním tohto plynu do reakčnej zóny čiastočnej oxidácie.
SK446-96A 1993-10-20 1994-10-18 Spôsob čiastočnej oxidácie uhľovodíkového paliva SK281101B6 (sk)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
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
SK44696A3 SK44696A3 (en) 1997-03-05
SK281101B6 true SK281101B6 (sk) 2000-12-11

Family

ID=22486281

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SK446-96A SK281101B6 (sk) 1993-10-20 1994-10-18 Spôsob čiastočnej oxidácie uhľovodíkového paliva

Country Status (26)

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

Families Citing this family (151)

* 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
AU2444097A (en) * 1996-04-18 1997-11-07 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
TW399123B (en) * 1997-06-09 2000-07-21 Daido Hoxan Inc A gas generator and its method for generating gas
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
CN1339014A (zh) 1999-02-03 2002-03-06 德士古发展公司 对来自氨合成方法的吹扫气的利用
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
CA2433965C (en) * 2001-01-10 2012-01-03 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for the production of thermally converted light products and electricity
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
WO2003049122A2 (en) * 2001-12-03 2003-06-12 Clean Energy Systems, Inc. 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
ES2581077T3 (es) * 2002-10-10 2016-08-31 Lpp Combustion, Llc Sistema para la vaporización de combustibles líquidos para combustión y método de utilización
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
US7694523B2 (en) 2004-07-19 2010-04-13 Earthrenew, Inc. Control system for gas turbine in material treatment unit
US7024800B2 (en) * 2004-07-19 2006-04-11 Earthrenew, Inc. Process and system for drying and heat treating materials
US7685737B2 (en) 2004-07-19 2010-03-30 Earthrenew, Inc. Process and system for drying and heat treating materials
US7024796B2 (en) 2004-07-19 2006-04-11 Earthrenew, Inc. Process and apparatus for manufacture of fertilizer products from manure and sewage
JP4920597B2 (ja) 2004-12-08 2012-04-18 エル・ピー・ピー コンバスション エル・エル・シー 液体炭化水素燃料を調整する方法および装置
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
CA2934542C (en) 2008-03-28 2018-11-06 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
AU2009228062B2 (en) 2008-03-28 2014-01-16 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
SG195533A1 (en) 2008-10-14 2013-12-30 Exxonmobil Upstream Res Co Methods and systems for controlling the products of combustion
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
US9353940B2 (en) 2009-06-05 2016-05-31 Exxonmobil Upstream Research Company Combustor systems and combustion burners for combusting a fuel
US20100319254A1 (en) * 2009-06-17 2010-12-23 Thacker Pradeep S Methods and system for separating carbon dioxide from syngas
US8241404B2 (en) * 2009-06-17 2012-08-14 General Electric Company Methods of recycling carbon dioxide to the gasification system
US9085738B2 (en) * 2009-09-14 2015-07-21 General Electronic Company Method and apparatus for drying solid feedstock using steam
AU2010318595C1 (en) 2009-11-12 2016-10-06 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
JP5495749B2 (ja) * 2009-12-10 2014-05-21 三菱重工業株式会社 水素製造設備および発電プラント
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
MX354587B (es) * 2010-07-02 2018-03-12 Exxonmobil Upstream Res Company Star Combustión estequiométrica de aire enriquecido con recirculación de gas de escape.
EP2588729B1 (en) 2010-07-02 2020-07-15 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission triple-cycle power generation systems and methods
CN102959202B (zh) 2010-07-02 2016-08-03 埃克森美孚上游研究公司 集成系统、发电的方法和联合循环发电系统
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
EP2588730A4 (en) 2010-07-02 2017-11-08 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation systems and methods
WO2012018458A1 (en) 2010-08-06 2012-02-09 Exxonmobil Upstream Research Company System and method for exhaust gas extraction
CA2805089C (en) 2010-08-06 2018-04-03 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
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
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
TWI563166B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Integrated generation systems and methods for generating power
TWI563165B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Power generation system and method for generating power
US8813471B2 (en) * 2011-06-29 2014-08-26 General Electric Company System for fuel gas moisturization and heating
CN103814118A (zh) 2011-07-27 2014-05-21 沙特阿拉伯石油公司 用于气化来自延迟焦化装置的具有微粒焦炭的重质残油的方法
US9810050B2 (en) 2011-12-20 2017-11-07 Exxonmobil Upstream Research Company Enhanced coal-bed methane production
EP2812417B1 (en) * 2012-02-11 2017-06-14 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
US9803865B2 (en) 2012-12-28 2017-10-31 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US10100741B2 (en) 2012-11-02 2018-10-16 General Electric Company System and method for diffusion combustion with oxidant-diluent mixing 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
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
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
US9631815B2 (en) 2012-12-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9574496B2 (en) 2012-12-28 2017-02-21 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9708977B2 (en) 2012-12-28 2017-07-18 General Electric Company System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation
US9869279B2 (en) 2012-11-02 2018-01-16 General Electric Company System and method for a multi-wall 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
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
US20140250945A1 (en) 2013-03-08 2014-09-11 Richard A. Huntington Carbon Dioxide Recovery
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
CA2902479C (en) 2013-03-08 2017-11-07 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and methane recovery from methane hydrates
US9618261B2 (en) 2013-03-08 2017-04-11 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and LNG production
RU2523087C1 (ru) * 2013-03-22 2014-07-20 Владимир Леонидович Письменный Парогазотурбинная установка
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
US9631542B2 (en) 2013-06-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for exhausting combustion gases from gas turbine engines
US9617914B2 (en) 2013-06-28 2017-04-11 General Electric Company Systems and methods for monitoring gas turbine systems having exhaust gas recirculation
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
US9587510B2 (en) 2013-07-30 2017-03-07 General Electric Company System and method for a gas turbine engine sensor
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
US9752458B2 (en) 2013-12-04 2017-09-05 General Electric Company System and method for a gas turbine engine
US10030588B2 (en) 2013-12-04 2018-07-24 General Electric Company Gas turbine combustor diagnostic system and method
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
EP2942495B1 (en) 2014-05-08 2018-10-10 General Electric Technology GmbH Coal fired oxy plant with 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
EP2942494B1 (en) 2014-05-08 2019-08-21 General Electric Technology GmbH Coal fired oxy plant with heat integration
EP2942497B1 (en) 2014-05-08 2018-10-31 General Electric Technology GmbH Oxy boiler power plant oxygen feed system 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
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
US9885290B2 (en) 2014-06-30 2018-02-06 General Electric Company Erosion suppression system and method in an exhaust gas recirculation gas turbine system
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
TWI691644B (zh) 2014-07-08 2020-04-21 美商八河資本有限公司 具改良效率之功率生產方法及系統
MY176626A (en) 2014-09-09 2020-08-19 8 Rivers Capital Llc Production of low pressure liquid carbon dioxide from a power production system and method
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
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
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
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
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
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
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
US10316746B2 (en) 2015-02-04 2019-06-11 General Electric Company Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction
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
EA036619B1 (ru) 2015-06-15 2020-11-30 8 Риверз Кэпитл, Ллк Система и способ запуска установки генерации мощности
JP6746689B2 (ja) 2015-09-01 2020-08-26 ８ リバーズ キャピタル，エルエルシー 入れ子式のｃｏ２サイクルを用いる電力生産のためのシステムおよび方法
MX2018010022A (es) 2016-02-18 2018-12-10 8 Rivers Capital Llc Sistema y metodo para la produccion de energia incluyendo metanacion.
BR112018069543A2 (pt) 2016-02-26 2019-01-29 8 Rivers Capital Llc sistemas e métodos para controlar uma usina de energia
EA036575B1 (ru) 2016-04-21 2020-11-25 8 Риверз Кэпитл, Ллк Способ выработки энергии
US9745867B1 (en) * 2016-07-25 2017-08-29 Loren R. Eastland Compound energy co-generation system
AU2017329061B2 (en) * 2016-09-13 2023-06-01 8 Rivers Capital, Llc System and method for power production using partial oxidation
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
KR102669709B1 (ko) 2017-08-28 2024-05-27 8 리버스 캐피탈, 엘엘씨 회수식 초임계 co2 동력 사이클들의 저등급의 열 최적화
US10914232B2 (en) 2018-03-02 2021-02-09 8 Rivers Capital, Llc Systems and methods for power production using a carbon dioxide working fluid

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE2707681C3 (de) * 1976-02-25 1980-11-20 Kubota Ltd., Osaka (Japan) Umlenkrohr
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

Also Published As

Publication number Publication date
PL174137B1 (pl) 1998-06-30
BR9408178A (pt) 1997-05-27
CA2174245C (en) 1999-12-07
US5345756A (en) 1994-09-13
DE69422190D1 (de) 2000-01-20
CZ285404B6 (cs) 1999-08-11
CZ110396A3 (en) 1996-11-13
CA2174245A1 (en) 1995-04-27
AU4992296A (en) 1996-06-06
CO4410232A1 (es) 1997-01-09
EP0724687A1 (en) 1996-08-07
CN1067142C (zh) 2001-06-13
UA26415C2 (uk) 1999-08-30
GEP20002154B (en) 2000-06-25
RU2126489C1 (ru) 1999-02-20
CN1141663A (zh) 1997-01-29
KR960706020A (ko) 1996-11-08
JP2000511253A (ja) 2000-08-29
HUT75972A (en) 1997-05-28
RO115552B1 (ro) 2000-03-30
HU213648B (en) 1997-09-29
FI107284B (fi) 2001-06-29
DK0724687T3 (da) 2000-05-01
KR100197758B1 (ko) 1999-06-15
EP0724687B1 (en) 1999-12-15
JP3136540B2 (ja) 2001-02-19
SK44696A3 (en) 1997-03-05
BG100522A (en) 1997-03-31
NO311190B1 (no) 2001-10-22
PL315204A1 (en) 1996-10-14
AU679655B2 (en) 1997-07-03
WO1995011379A3 (en) 1995-05-11
NO961568D0 (no) 1996-04-19
EP0724687A4 (en) 1996-12-04
FI961365A0 (fi) 1996-03-25
HU9601018D0 (en) 1996-06-28
NZ300008A (en) 1997-11-24
FI961365A (fi) 1996-05-24
DE69422190T2 (de) 2000-04-13
PT724687E (pt) 2000-05-31
ZA948237B (en) 1995-06-13
WO1995011379A2 (en) 1995-04-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
SK281101B6 (sk) Spôsob čiastočnej oxidácie uhľovodíkového paliva
JP3459117B2 (ja) 動力を発生させるための方法
US5358696A (en) Production of H2 -rich gas
JP3432868B2 (ja) 動力発生法
US20100077767A1 (en) Emission free integrated gasification combined cycle
US7374742B2 (en) Direct sulfur recovery system
JPS606022A (ja) 石炭ガス化設備を備えた火力発電所
JP2019512062A (ja) 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
JPH05523B2 (sk)
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
JPS6128725A (ja) 部分酸化ガスの後処理方法
SE418282B (sv) Framstellning av en gasstrom innehallande vete och kolmonoxid for anvendning i en kraftproducerande gasturbin
PL128336B1 (en) Integrated method of partial oxidation of hydrocarbon fuel and generation of energy