WO2012124379A1 - 炭化水素原料ガス化炉 - Google Patents

炭化水素原料ガス化炉 Download PDF

Info

Publication number
WO2012124379A1
WO2012124379A1 PCT/JP2012/051467 JP2012051467W WO2012124379A1 WO 2012124379 A1 WO2012124379 A1 WO 2012124379A1 JP 2012051467 W JP2012051467 W JP 2012051467W WO 2012124379 A1 WO2012124379 A1 WO 2012124379A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
heat transfer
gasification furnace
gasifier
raw material
transfer surface
Prior art date
Application number
PCT/JP2012/051467
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
小山　智規
貴雄 橋本
太田　一広
弘実 石井
祥三 金子
Original Assignee
三菱重工業株式会社
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 三菱重工業株式会社 filed Critical 三菱重工業株式会社
Priority to US13/819,850 priority Critical patent/US20130247465A1/en
Publication of WO2012124379A1 publication Critical patent/WO2012124379A1/ja

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J3/00—Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous fuels
    • C10J3/72—Other features
    • C10J3/723—Controlling or regulating the gasification process
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J3/00—Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous fuels
    • C10J3/46—Gasification of granular or pulverulent flues in suspension
    • C10J3/48—Apparatus; Plants
    • C10J3/485—Entrained flow gasifiers
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J3/00—Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous fuels
    • C10J3/72—Other features
    • C10J3/721—Multistage gasification, e.g. plural parallel or serial gasification stages
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0913—Carbonaceous raw material
    • C10J2300/093—Coal
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0953—Gasifying agents
    • C10J2300/0956—Air or oxygen enriched air
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/12—Heating the gasifier
    • C10J2300/1246—Heating the gasifier by external or indirect heating
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/1603—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with gas treatment
    • C10J2300/1618—Modification of synthesis gas composition, e.g. to meet some criteria
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/164—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with conversion of synthesis gas
    • C10J2300/1643—Conversion of synthesis gas to energy
    • C10J2300/165—Conversion of synthesis gas to energy integrated with a gas turbine or gas motor
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/164—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with conversion of synthesis gas
    • C10J2300/1656—Conversion of synthesis gas to chemicals
    • C10J2300/1665—Conversion of synthesis gas to chemicals to alcohols, e.g. methanol or ethanol
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K3/00—Modifying the chemical composition of combustible gases containing carbon monoxide to produce an improved fuel, e.g. one of different calorific value, which may be free from carbon monoxide
    • C10K3/02—Modifying the chemical composition of combustible gases containing carbon monoxide to produce an improved fuel, e.g. one of different calorific value, which may be free from carbon monoxide by catalytic treatment
    • C10K3/04—Modifying the chemical composition of combustible gases containing carbon monoxide to produce an improved fuel, e.g. one of different calorific value, which may be free from carbon monoxide by catalytic treatment reducing the carbon monoxide content, e.g. water-gas shift [WGS]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • Y02E20/18—Integrated gasification combined cycle [IGCC], e.g. combined with carbon capture and storage [CCS]

Definitions

  • the present invention relates to a hydrocarbon raw material gasification furnace that gasifies, for example, coal as a hydrocarbon raw material.
  • the two-stage, two-chamber entrained bed gasifier proposed as a coal gasifier is the coal, gasifier, and char (non-coal gas in the coal gasification gas) that are put into the first (lower) stage in the gasifier main body.
  • Combustor that is operated at high temperature (reacted carbon + ash separated and recovered), and a reductor that gasifies the coal that has been input to the second (upper) stage by the energy of the high-temperature gas from the combustor ( Patent Documents 1 and 2).
  • the reaction in the coal gasifier appropriately sets the operating conditions of the gasifier depending on the amount of coal input to the gasifier and the amount and ratio of the gasifying agent (air, oxygen, water vapor, CO 2, etc.). It was set.
  • coal gasification gas for example, development of a chemical gasification furnace for obtaining chemical raw materials such as liquid fuel of methanol (CH 3 OH) and gas fuel such as methane (CH 4 ) has been demanded.
  • gasifier capable of controlling the composition (H 2 / CO ratio) in the product gas to a desired value is eagerly desired.
  • an object of the present invention is to provide a hydrocarbon raw material gasifier capable of controlling the composition in the product gas from the gasifier to a desired value.
  • a first invention of the present invention for solving the above-mentioned problems is a heat transfer surface provided in a gasification region of a gasification furnace main body that generates a gasification gas by partially oxidizing a hydrocarbon raw material, and the heat transfer surface.
  • a hydrocarbon feedstock gasifier comprising a heat exchanger for exchanging heat of a circulating medium, and a circulation pump for circulating the circulating medium, interposed in a circulation line of a circulating medium circulating in a hot surface is there.
  • the heat transfer surface is a panel heat transfer surface, and a plurality of the heat transfer surfaces are provided along the inner surface of the peripheral wall of the gasification furnace main body. It is in.
  • a third aspect of the present invention is the hydrocarbon raw material according to the first aspect, wherein the heat transfer surface is a panel-type heat transfer surface and a plurality of the heat transfer surfaces are provided at predetermined intervals in the space of the gasification furnace main body. Located in the gasifier.
  • a fourth invention is the carbonization according to the first invention, wherein the heat transfer surface is a panel-type heat transfer surface, and a plurality of the heat transfer surfaces are radially provided in the space of the gasification furnace main body with a predetermined interval. Located in the hydrogen feed gasifier.
  • the fifth invention is a hydrocarbon raw material gasification furnace according to any one of the first to fourth inventions, wherein steam is further added in addition to the normal operation conditions of gasification.
  • the gasification furnace according to any one of the first to fourth aspects, wherein the gasification furnace includes a combustor provided below the gasification furnace main body and a reductor provided on the upper side of the combustor. It is in a hydrocarbon feedstock gasifier characterized by being a bed gasifier.
  • the seventh invention is the hydrocarbon raw material gasifier according to the sixth invention, wherein in addition to normal operation conditions for gasification, steam is introduced into one or both of the reductor and combustor.
  • thermometer for measuring the temperature of the product gas at the outlet of the reductor of the gasifier furnace, and the outlet temperature of the product gas to be a predetermined temperature.
  • a hydrocarbon raw material gasifier having control means for controlling either or both of the temperature and flow rate of the circulating medium supplied to the heat transfer surface.
  • a ninth invention is the gas composition analyzer according to any one of the first to seventh inventions, wherein the gas composition analyzer for measuring the gas composition of the product gas at the outlet of the gasifier furnace and the gas composition of the product gas has a predetermined composition.
  • the hydrocarbon raw material gasification furnace has a control means for controlling either or both of the temperature and the flow rate of the circulating medium supplied to the heat transfer surface.
  • the heat transfer surface is provided in the gasifier main body reductor, and the fluid temperature and flow rate of the circulating medium supplied to the heat transfer surface are made variable, so that the generated gas in the gasifier main body reductor As a result, the generated gas temperature at the outlet of the gasifier main body reductor can be adjusted.
  • the temperature of the product gas By controlling the temperature of the product gas, the composition (H 2 / CO ratio) in the product gas can be controlled, which is required for methanol synthesis and methane (CH 4 ) -rich alternative natural gas (SNG fuel). It becomes possible to supply a gas having a H 2 / CO ratio of 2 or 3, and various chemical raw materials can be provided.
  • FIG. 1 is a schematic view of a hydrocarbon raw material gasifier according to a first embodiment.
  • FIG. 2 is a diagram showing the relationship between the temperature of the product gas and the composition (H 2 / CO ratio) in the product gas.
  • FIG. 3 is a diagram showing an example of equipment using the hydrocarbon raw material gasifier of the present embodiment.
  • FIG. 4A is a schematic diagram of a hydrocarbon raw material gasifier according to the second embodiment.
  • FIG. 4-2 is a schematic plan view of the gasifier.
  • FIG. 4-3 is a schematic plan view of the gasifier.
  • FIG. 5 is a schematic view of a hydrocarbon raw material gasifier according to the third embodiment.
  • FIG. 6 is a schematic view of a hydrocarbon raw material gasifier according to the fourth embodiment.
  • FIG. 1 is a schematic view of a hydrocarbon raw material gasifier according to a first embodiment.
  • FIG. 2 is a diagram showing the relationship between the temperature of the product gas and the composition (H 2 / CO ratio) in the
  • FIG. 7 is a schematic view of a hydrocarbon raw material gasifier according to the fifth embodiment.
  • FIG. 8-1 is a graph showing the relationship between the temperature of the product gas and the composition (H 2 / CO ratio) in the product gas when steam is added (25% addition of steam).
  • FIG. 8-2 is a graph showing the relationship between the temperature of the product gas and the composition (H 2 / CO ratio) in the product gas when steam is added (addition of 70% steam).
  • FIG. 1 is a schematic view of a hydrocarbon raw material gasifier according to a first embodiment.
  • a hydrocarbon raw material gasification furnace (hereinafter referred to as “gasification furnace”) 10 ⁇ / b>
  • A is a pressure vessel that generates a product gas 12 by partially oxidizing coal 11 that is a hydrocarbon raw material.
  • the heat transfer surface 15 provided in the gasification region of the gasification furnace main body 13 and the circulation line 17 of the circulation medium 16 that circulates in the heat transfer surface 15, and heat that exchanges heat with the circulation medium 16.
  • An exchanger 18 and a circulation pump 19 that circulates the circulation medium 16 are provided.
  • the gasification furnace 10A is a two-stage entrained bed gasification furnace including a combustor 21 provided below the gasification furnace main body 13 and a reductor 22 provided on the upper side of the combustor 21.
  • the coal (pulverized coal) 11 passes through the fuel supply passage 23A, and the gasifying agent (air) 24 passes through the gasifying agent supply passage through a burner (not shown).
  • High-temperature combustion gas is generated mainly by partial combustion of the coal 11.
  • the recovered char 28 contained in the product gas 12 is separated by a cyclone, a filter, and the like, and is supplied into the combustor 21 through the fuel supply passage 23C.
  • the molten slag 25 produced and separated in the high-temperature gas in the combustor adheres to the furnace wall or falls to the furnace bottom, and is discharged downward from the slag tap 26. Further, below the slag tap 26, cooling water 27 for cooling the discharged molten slag 25 is stored at the bottom. Further, coal (pulverized coal) 11 is also introduced into the reductor 22 through a fuel supply passage 23B via a burner (not shown), and mixed with the high-temperature combustion gas generated in the combustor 21 in the reductor 22; A gasification reaction is performed in a high-temperature reducing atmosphere field to obtain a product gas 12.
  • a plurality of heat transfer surfaces 15 are provided along the wall surface of the reductor 22 of the gasifier main body 13.
  • the heat transfer surface 15 is a panel type heat transfer surface along the inner surface of the peripheral wall tube of the gasifier, and a circulation pump 19 that circulates water as the circulation medium 16 on the heat transfer surface 15. And a heat exchanger 18 are interposed in the circulation line 17. Then, the amount of heat absorbed from the product gas 12 in the gasification furnace reductor 22 is controlled by controlling the fluid temperature and the circulation flow rate of the circulation medium 16 supplied to the heat transfer surface 15 with a control device (not shown). .
  • a panel type heat transfer surface is used.
  • the panel type heat transfer surface is not limited to the panel type as long as the product gas 12 and the circulation medium 16 can exchange heat.
  • thermometer (not shown) and the gas composition of the product gas 12 at the outlet of the reductor 22 is measured. Any method of measuring and controlling with a gas composition analyzer may be used.
  • reaction gas temperature of the product gas 12 at the outlet of the reductor 22 of the gasification furnace main body 13 is adjusted by controlling the amount of heat absorbed from the product gas 12 in the reductor 22.
  • the composition (H 2 / CO ratio) in the product gas 12 can be controlled.
  • FIG. 2 is a diagram showing the relationship between the temperature of the product gas and the composition (H 2 / CO ratio) in the product gas.
  • the H 2 / CO ratio increases from the time when the reaction temperature decreases to 1,000 ° C.
  • H 2 required for methanol synthesis becomes (2CO + 3CO 2).
  • the amount of heat absorbed by the product gas 12 in the reductor 22 of the gasification furnace main body 13 is controlled by varying the temperature and flow rate of the fluid supplied to the heat transfer surface 15.
  • the product gas temperature at the outlet of the reductor 12 of the gasifier main body 13 is adjusted, and the gas composition (H 2 / CO ratio) in the product gas 12 is adjusted. It can be controlled to achieve a desired ratio.
  • FIG. 3 shows an example of equipment using the hydrocarbon raw material gasifier of the present embodiment.
  • the purified product gas 12 is supplied to the gas turbine combustor 41, and the gas turbine 42 is driven to generate electricity 44 from the generator 43.
  • the obtained methanol and methane can be used not only as fuel but also as starting materials for chemical raw materials. Further, the liquid fuel 34 may be used as an auxiliary fuel for the gasifier or a fuel at the time of startup.
  • a two-stage entrained bed gasification furnace comprising a combustor and a reductor provided on the upper side is illustrated, but the present invention is not limited to this, and a one-stage entrained bed gasification furnace. Etc.
  • hydrocarbon raw material various carbon raw materials such as coal (bituminous coal, subbituminous coal, brown coal (low-grade coal)), biomass, petroleum coke and the like can be used.
  • FIG. 4A is a schematic diagram of a hydrocarbon raw material gasifier according to the second embodiment.
  • the hydrocarbon raw material gasifier 10B according to the present embodiment is not provided along the peripheral wall as in the first embodiment, and the heat transfer surface 15 is suspended by a suspension member (not shown). I try to lower it.
  • FIGS. 4-2 and 4-3 are schematic plan views of the gasifier.
  • a plurality of suspended heat transfer surfaces 15 are arranged in the gasifier main body 13 with a predetermined interval.
  • a plurality of suspended heat transfer surfaces 15 are arranged radially in the gasifier main body 13.
  • the gasifier cross-sectional temperature can be made more uniform.
  • FIG. 5 is a schematic view of a hydrocarbon raw material gasifier according to the third embodiment.
  • the hydrocarbon raw material gasification furnace 10C according to the present embodiment is similar to the gasification furnace 10A of the first embodiment, in which steam 50 is further fed into the reductor 22 via a steam supply passage (not shown). Supply.
  • the gas composition in the product gas 12 is introduced by introducing steam 50.
  • the H 2 / CO ratio can be increased.
  • Steam 50 may be charged by introducing steam alone into the reductor 22 or mixing it into a coal nozzle. It should be noted that a single charging and a mixed charging may be combined.
  • FIGS. 8A and 8B are diagrams showing the relationship between the temperature of the product gas and the composition (H 2 / CO ratio) in the product gas, depending on the difference in the amount of steam input.
  • H 2 / CO ratio 25% of the generated gas
  • FIG. 8-2 70% of the generated gas is input as steam.
  • FIG. 6 is a schematic view of a hydrocarbon feed gasifier.
  • the hydrocarbon raw material gasifier 10D according to the present embodiment is similar to the gasifier 10A according to the first embodiment, in which steam 50 is further supplied into the combustor 21 via a steam supply passage (not shown). Supply.
  • steam is introduced into the reductor 22, but in this embodiment, by introducing the steam 50 into the combustor 21, it can be introduced into the gasifier 10D as higher temperature (higher activity) steam. .
  • the gas composition H 2 / CO ratio of the product gas 12 can be further increased than in the third embodiment.
  • FIG. 7 is a schematic view of a hydrocarbon feed gasifier.
  • the hydrocarbon raw material gasification furnace 10E according to the present embodiment combines the third and fourth embodiments, and supplies the steam 50 into the steam supply passage (see FIG. (Not shown).
  • the operating range as a gasifier can be widened, and the gas composition H 2 / CO ratio of the product gas 12 can be increased.
  • the heat transfer surface 15 is provided in the reductor 22 of the gasification furnace main body 13, and the fluid temperature and flow rate of the circulating medium 16 supplied to the heat transfer surface 15 are variable.
  • the amount of heat absorbed from the product gas 12 in the reductor 22 of the gasifier main body 13 can be controlled, and as a result, the temperature of the product gas 12 at the outlet of the reductor 22 of the gasifier main body 13 can be adjusted.
  • the composition of the product gas 12 (H 2 / CO ratio) can be controlled by controlling the temperature of the product gas 12, whereby methane (CH 4 ) rich alternative natural gas by methanol synthesis and methanation reaction. It becomes possible to supply gas close to the H 2 / CO ratios 2 and 3 required for (SNG fuel), and various chemical raw materials can be provided.

Abstract

　炭化水素原料ガス化炉（ガス化炉）１０Ａは、炭化水素原料である石炭１１を部分酸化して生成ガス１２を生成する圧力容器からなるガス化炉本体１３のガス化領域内に設けられる伝熱面１５と、該伝熱面１５内を循環する循環媒体１６の循環ライン１７に介装され、循環媒体１６を熱交換する熱交換器１８と、前記循環媒体１６を循環する循環ポンプ１９とを有する。

Description

炭化水素原料ガス化炉
　本発明は、例えば炭化水素原料として例えば石炭をガス化する炭化水素原料ガス化炉に関する。
　固体の炭化水素原料である石炭を石炭ガス化炉によって石炭ガス化ガスに変換し、ガスタービン複合発電に用いる石炭ガス化複合発電（Integrated　coal　Gasification　Combined　Cycle：ＩＧＣＣ）が知られている。
　この石炭ガス化複合発電は、埋蔵量が豊富な石炭資源を利用している点、従来の微粉炭火力発電よりも熱効率が高く、二酸化炭素等の大気汚染物質の排出量が少ない点、石炭の灰がガラス質の溶融スラグとして排出され、体積が小さくなる点等の利点を有している。そのため、石炭ガス化複合発電は、今後の石炭火力発電の主力となる技術として開発が進められている。
　石炭ガス化炉として提案される２段２室噴流床ガス化炉は、ガス化炉本体内に１段（下段）目に投入される石炭とガス化剤及びチャー（石炭ガス化ガス中の未反応炭素＋灰分を分離回収、リサイクルしたもの）により高温で操業されるコンバスタと、コンバスタからの高温ガスのエネルギにより２段（上段）目に投入された石炭をガス化するリダクタから構成される（特許文献１、２）。
特開２００１－２６７８７号公報 特開２００９－１７９７９０号公報
　ところで、石炭ガス化炉での反応は、ガス化炉に投入する石炭の量、ガス化剤（空気、酸素、水蒸気、ＣＯ2等）の量・割合により、ガス化炉の運転条件を適正に設定していた。
　この結果、ガス化炉リダクタの温度は、対象ガス化炉においてガス化炉運転条件を設定したら、同条件で決まり、ガス化炉の出口温度の制御は出来なかった。
　近年、石炭ガス化ガスの適用として、例えばメタノール（ＣＨ3ＯＨ）の液体燃料、メタン（ＣＨ4）等のガス燃料等の化学原料を得る化学用ガス化炉の開発が求められており、そのために、生成ガス中の組成（Ｈ2／ＣＯ比）を所望の値に制御することが出来るガス化炉の出現が切望されている。
　本発明は、前記問題に鑑み、ガス化炉からの生成ガス中の組成を所望の値に制御することが出来る炭化水素原料ガス化炉を提供することを課題とする。
　上述した課題を解決するための本発明の第１の発明は、炭化水素原料を部分酸化してガス化ガスを生成するガス化炉本体のガス化領域内に設けられる伝熱面と、該伝熱面内を循環する循環媒体の循環ラインに介装され、循環媒体を熱交換する熱交換器と、前記循環媒体を循環する循環ポンプとを有することを特徴とする炭化水素原料ガス化炉にある。
　第２の発明は、第１の発明において、前記伝熱面がパネル型伝熱面であり、ガス化炉本体の周壁内面に沿って複数設けてなることを特徴とする炭化水素原料ガス化炉にある。
　第３の発明は、第１の発明において、前記伝熱面がパネル型伝熱面であり、ガス化炉本体の空間内に所定間隔を持って複数設けてなることを特徴とする炭化水素原料ガス化炉にある。
　第４の発明は、第１の発明において、前記伝熱面がパネル型伝熱面であり、ガス化炉本体の空間内に所定間隔を持って放射状に複数設けてなることを特徴とする炭化水素原料ガス化炉にある。
　第５の発明は、第１乃至４のいずれか一つの発明において、ガス化の通常運転条件に加え、さらに蒸気を投入することを特徴とする炭化水素原料ガス化炉にある。
　第６の発明は、第１乃至４のいずれか一つの発明において、ガス化炉が、ガス化炉本体内部下方に設けたコンバスタと、該コンバスタの上方側に設けたリダクタとからなる２段噴流床ガス化炉であることを特徴とする炭化水素原料ガス化炉にある。
　第７の発明は、第６の発明において、ガス化の通常運転条件に加え、リダクタ及びコンバスタのいずれか一方又は両方に蒸気を投入することを特徴とする炭化水素原料ガス化炉にある。
　第８の発明は、第１乃至７のいずれか一つの発明において、ガス化炉本体のリダクタ出口の生成ガスの温度を計測する温度計と、生成ガスの出口温度を所定の温度となるように、伝熱面に供給する循環媒体の温度、流量のいずれか一方又は両方を制御する制御手段とを有することを特徴とする炭化水素原料ガス化炉にある。
　第９の発明は、第１乃至７のいずれか一つの発明において、ガス化炉本体のリダクタ出口の生成ガスのガス組成を計測するガス組成分析計と、生成ガスのガス組成を所定組成となるように、伝熱面に供給する循環媒体の温度、流量のいずれか一方又は両方を制御する制御手段とを有することを特徴とする炭化水素原料ガス化炉にある。
　本発明によれば、ガス化炉本体のリダクタに伝熱面を設け、該伝熱面に供給する循環媒体の流体温度・流量を可変とすることにより、ガス化炉本体のリダクタでの生成ガスからの吸熱量を制御し、その結果、ガス化炉本体リダクタ出口での生成ガス温度を調整することが出来る。生成ガスの温度の制御により、生成ガス中の組成（Ｈ2／ＣＯ比）を制御することができ、これによりメタノール合成、メタン（ＣＨ4）リッチな代替天然ガス（ＳＮＧ燃料）に要求されるＨ2／ＣＯ比２又は３に近いガスを供給することが可能となり、各種化学原料を提供することが出来る。
図１は、実施例１に係る炭化水素原料ガス化炉の概略図である。 図２は、生成ガスの温度と、生成ガス中の組成（Ｈ2／ＣＯ比）との関係を示す図である。 図３は、本実施例の炭化水素原料ガス化炉を用いた設備の一例を示す図である。 図４－１は、実施例２に係る炭化水素原料ガス化炉の概略図である。 図４－２はガス化炉の平面概略図である。 図４－３はガス化炉の平面概略図である。 図５は、実施例３に係る炭化水素原料ガス化炉の概略図である。 図６は、実施例４に係る炭化水素原料ガス化炉の概略図である。 図７は、実施例５に係る炭化水素原料ガス化炉の概略図である。 図８－１は蒸気投入（蒸気２５％添加）による、生成ガスの温度と、生成ガス中の組成（Ｈ2／ＣＯ比）との関係を示す図である。 図８－２は蒸気投入（蒸気７０％添加）による、生成ガスの温度と、生成ガス中の組成（Ｈ2／ＣＯ比）との関係を示す図である。
　以下、この発明につき図面を参照しつつ詳細に説明する。なお、この実施例により本発明が限定されるものではなく、また、実施例が複数ある場合には、各実施例を組み合わせて構成するものも含むものである。また、下記実施例における構成要素には、当業者が容易に想定出来るもの、あるいは実質的に同一のものが含まれる。
　本発明による実施例に係る炭化水素原料ガス化炉について、図面を参照して説明する。図１は、実施例１に係る炭化水素原料ガス化炉の概略図である。
　図１に示すように、本実施例に係る炭化水素原料ガス化炉（以下「ガス化炉」という）１０Ａは、炭化水素原料である石炭１１を部分酸化して生成ガス１２を生成する圧力容器からなるガス化炉本体１３のガス化領域内に設けられる伝熱面１５と、該伝熱面１５内を循環する循環媒体１６の循環ライン１７に介装され、循環媒体１６を熱交換する熱交換器１８と、前記循環媒体１６を循環する循環ポンプ１９とを有する。
　ここで、本実施例に係るガス化炉１０Ａは、ガス化炉本体１３内下方に設けたコンバスタ２１と、該コンバスタ２１の上方側に設けたリダクタ２２とからなる２段噴流床ガス化炉としている。
　そして、コンバスタ２１内には、燃料供給流路２３Ａを通って石炭（微粉炭）１１が、ガス化剤供給流路を通ってガス化剤（空気）２４が図示しないバーナを介して投入され、主に石炭１１の部分燃焼により高温燃焼ガスが発生される。なお、生成ガス１２中に含まれる回収されたチャー２８は、サイクロン、フィルタ等により分離され、燃料供給通路２３Ｃによりコンバスタ２１内に供給されている。
　また、コンバスタ内高温ガス中で生成分離される溶融スラグ２５が炉壁へ付着、又は炉底へ落下し、スラグタップ２６から下方へ排出される。
　さらに、スラグタップ２６の下方には排出された溶融スラグ２５を冷却する冷却水２７が底部に溜められている。
　また、リダクタ２２内にも、燃料供給通路２３Ｂを通って石炭（微粉炭）１１が図示しないバーナを介して投入され、このリダクタ２２内において、コンバスタ２１で発生した高温燃焼ガスと混合して、高温の還元雰囲気場においてガス化反応が行われて、生成ガス１２を得ている。
　本実施例では、ガス化炉本体１３のリダクタ２２の壁面に沿って伝熱面１５を複数設けている。
　この伝熱面１５は、本実施例ではガス化炉の周壁管の内面に沿ったパネル型伝熱面を用いており、伝熱面１５には循環媒体１６である水を循環する循環ポンプ１９と、熱交換器１８とを循環ライン１７に介装している。
　そして、伝熱面１５に供給する循環媒体１６の流体温度及び循環流量を図示しない制御装置で制御することにより、ガス化炉リダクタ２２での生成ガス１２からの吸熱量を制御するようにしている。
　本実施例ではパネル型伝熱面を用いているが、生成ガス１２と循環媒体１６とを熱交換することが出来るものであればパネル型に限定されるものではない。
　生成ガス１２のリダクタ２２出口温度を制御するには、リダクタ１２出口の生成ガス１２の温度を図示しない温度計により計測して制御する方法と、リダクタ２２出口の生成ガス１２のガス組成を計測するガス組成分析計により計測して制御する方法のいずれを用いるようにしてもよい。
　そして、リダクタ２２での生成ガス１２からの吸熱量を制御することにより、ガス化炉本体１３のリダクタ２２出口における生成ガス１２の反応ガス温度を調整するようにしている。
　この温度調整の結果、生成ガス１２中の組成（Ｈ2／ＣＯ比）を制御することが出来ることとなる。
　ここで、ガス化ガスにおける主反応は下記に示す反応式（１）のように進行するが、この反応は発熱反応(ΔＨ2　９８＝－９．８ｋｃａｌ／ｍｏｌ）であるので、反応温度を制御して温度を低下することにより、下記式（１）の反応が右側に進行する。
　このとき反応の進行により発熱するため、同反応発熱量を吸熱制御する事により、効率的に、生成ガス１２中の組成（Ｈ2／ＣＯ比）をＨ2リッチとなるように、制御することが出来る。
　ＣＯ＋Ｈ2Ｏ→ＣＯ2＋Ｈ2　・・・（１）
　図２は、生成ガスの温度と、生成ガス中の組成（Ｈ2／ＣＯ比）との関係を示す図である。図２に示すように、反応温度が１，０００℃を低下するあたりから、Ｈ2／ＣＯ比が上昇して、メタノール合成反応（ＣＯ＋２Ｈ2→ＣＨ3ＯＨ）に必要な生成ガス組成（Ｈ2／ＣＯ比＝２．０）に近づいていくことが確認された。
　なお、メタネーション反応（ＣＯ＋３Ｈ2→ＣＨ4＋Ｈ2Ｏ）に必要な生成ガス組成は、Ｈ2／ＣＯ比＝３．０である。
　よって、生成ガスをガス化炉で発生する生成ガスのガス組成をメタノール合成、メタネーションに必要な水素リッチの状態に制御することで、ガス化炉の後流側に別途設置し、ＣＯシフト触媒を有するＣＯシフト反応器のコンパクト化を図ることが出来る。
　このように、ガス化炉内部において、生成ガス１２中の組成（Ｈ2／ＣＯ比）を制御することにより、メタノール合成、メタン（ＣＨ4）リッチな代替天然ガス（ＳＮＧ燃料）に要求されるＨ2／ＣＯ比２、３に近いガスを供給することが可能となる。
　ここで、メタノール合成の化学反応式を下記（２）及び（３）に示す。
　　ＣＯ＋２Ｈ2→ＣＨ3ＯＨ・・・（２）
　　ＣＯ2＋３Ｈ2→ＣＨ3ＯＨ・・・（３）
　これにより、メタノール合成に必要なＨ2は（２ＣＯ＋３ＣＯ2）となる。
　ただし、炭化水素原料として石炭を用いる場合は、ＣがＨ2に対し多いため、式（２）反応での合成を主反応とし、メタノール合成装置の入口前にシフト触媒を有するＣＯシフト反応器及びＣＯシフト反応で発生したＣＯ2を除去する脱ＣＯ2装置を設置して、メタノール合成に適したガス組成（Ｈ2／ＣＯ比＝２．０）となるように調整している。
　本実施例では、伝熱面１５に供給する流体温度・流量を可変することにより、ガス化炉本体１３のリダクタ２２での生成ガス１２の吸熱量を制御するようにしている。
　リダクタ２２での生成ガス１２からの吸熱量を制御することにより、ガス化炉本体１３のリダクタ１２出口での生成ガス温度を調整し、生成ガス１２中のガス組成（Ｈ2／ＣＯ比）を所望の比率となるように制御することが出来る。
　図３は、本実施例の炭化水素原料ガス化炉を用いた設備の一例を示す。
　ガス化炉１０Ａからの生成ガス１２は、必要に応じて設けたガス精製手段３０を経た後、ＣＯシフト反応器３１及び脱炭酸装置（図示せず）を経て、メタノール合成に必要なガス組成（Ｈ2／ＣＯ比＝２．０）として、メタノール合成装置３３に供給され、液体燃料（メタノール）３４を得ている。
　また、同様にＣＯシフト反応器３１でメタネーションに必要なガス組成（Ｈ2／ＣＯ比＝３．０）として、メタン合成装置３５に供給され、ガス燃料（合成天然ガス（ＳＮＧ））３６を得ている。
　さらには、精製した生成ガス１２をガスタービン燃焼器４１に供給し、ガスタービン４２を駆動して発電機４３より電気４４を発電するようにしている。
　得られたメタノールやメタンは燃料に利用する他、化学原料の出発原料として利用することが出来る。また液体燃料３４は、ガス化炉の補助燃料や起動時の燃料として用いてもよい。
　本実施例では、コンバスタとその上方側に設けたリダクタとからなる２段噴流床ガス化炉を例示しているが、本発明はこれに限定されるものではなく、１段噴流床ガス化炉等に適用出来る。
　また、炭化水素原料として、例えば石炭（瀝青炭、亜瀝青炭、褐炭（低品位炭））、バイオマス、石油コークス等の様々な炭素原料を用いることが出来る。
　本発明による実施例に係る炭化水素原料ガス化炉について、図面を参照して説明する。図４－１は、実施例２に係る炭化水素原料ガス化炉の概略図である。
　図４－１に示すように、本実施例に係る炭化水素原料ガス化炉１０Ｂは、実施例１のように周壁に沿って設けずに、図示しない吊り下げ部材により、伝熱面１５を吊り下げるようにしている。
　図４－２及び図４－３はガス化炉の平面概略図である。
　図４－２においては、ガス化炉本体１３内に、複数の吊り下げ式の伝熱面１５を所定間隔をもって配置している。
　図４－３においては、ガス化炉本体１３内に、複数の吊り下げ式の伝熱面１５を放射状に配置している。
　実施例１の周壁に沿って設ける場合に比べ、ガス化炉断面温度をより均一化することが可能となる。
　さらに、周壁に沿って設置よりも伝熱面を多くすることが可能となり、その結果、吸熱量を制御しやすく、その結果ガス化炉出口反応ガス温度を制御しやすいものとなる。
　なお、複数の吊り下げ式の伝熱面１５の配置は本実施例に限定されるものではない。
　本発明による実施例に係る炭化水素原料ガス化炉について、図面を参照して説明する。図５は、実施例３に係る炭化水素原料ガス化炉の概略図である。
　図５に示すように、本実施例に係る炭化水素原料ガス化炉１０Ｃは、実施例１のガス化炉１０Ａにおいて、さらにリダクタ２２内に蒸気５０を蒸気供給通路（図示せず）を介して供給している。
　実施例１のガス化炉１０Ａにおける通常運転条件（石炭の量、ガス化剤（空気、酸素、水蒸気、ＣＯ2等））に加え、蒸気５０を投入することで、生成ガス１２中のガス組成Ｈ2／ＣＯ比を大きくすることが出来る。
　蒸気５０の投入はリダクタ２２への蒸気単独投入、もしくは石炭ノズルへ混合投入するようにすればよい。なお、単独投入と混合投入の併用投入とするようにしてもよい。
　図８－１及び図８－２は蒸気投入量の相違による、生成ガスの温度と、生成ガス中の組成（Ｈ2／ＣＯ比）との関係を示す図である。図８－１では、蒸気を生成ガスの２５％を供給しており、図８－２では蒸気を生成ガスの７０％を投入している。
　このように、投入蒸気５０の量を増大することで、Ｈ2／ＣＯ比の上昇度合いが高温側でも、メタノール合成に必要な生成ガス組成（Ｈ2／ＣＯ比＝２．０）、メタネーションに必要な生成ガス組成（Ｈ2／ＣＯ比＝３．０）に近づいていくことが確認された。
　本発明による実施例に係る炭化水素原料ガス化炉について、図面を参照して説明する。図６は、炭化水素原料ガス化炉の概略図である。
　図６に示すように、本実施例に係る炭化水素原料ガス化炉１０Ｄは、実施例１のガス化炉１０Ａにおいて、さらにコンバスタ２１内に蒸気５０を蒸気供給通路（図示せず）を介して供給している。
　実施例３ではリダクタ２２内に蒸気を投入していたが、本実施例ではコンバスタ２１へ蒸気５０を投入することにより、より高温（活性の高い）蒸気としてガス化炉１０Ｄに投入することが出来る。この結果、実施例３よりもさらに生成ガス１２のガス組成Ｈ2／ＣＯ比を大きくする事が出来る。
　本発明による実施例に係る炭化水素原料ガス化炉について、図面を参照して説明する。図７は、炭化水素原料ガス化炉の概略図である。
　図７に示すように、本実施例に係る炭化水素原料ガス化炉１０Ｅは、実施例３及び実施例４を組みあせて、コンバスタ２１内とリダクタ２２内とに蒸気５０を蒸気供給通路（図示せず）を介して供給している。
　本実施例では、ガス化炉としての運用範囲が広く取れ、生成ガス１２のガス組成Ｈ2／ＣＯ比を大きくする事が出来る。
　以上、実施例と共に説明したように、本発明では、ガス化炉本体１３のリダクタ２２に伝熱面１５を設け、該伝熱面１５に供給する循環媒体１６の流体温度・流量を可変とすることにより、ガス化炉本体１３のリダクタ２２での生成ガス１２からの吸熱量を制御し、その結果、ガス化炉本体１３のリダクタ２２出口での生成ガス１２温度を調整することが出来る。
　また、生成ガス１２の温度の制御により、生成ガス１２中の組成（Ｈ2／ＣＯ比）を制御することができ、これによりメタノール合成、メタネーション反応によるメタン（ＣＨ4）リッチな代替天然ガス（ＳＮＧ燃料）に要求されるＨ2／ＣＯ比２、３に近いガスを供給することが可能となり、各種化学原料を提供することが出来る。
　１０Ａ～１０Ｅ　炭化水素原料ガス化炉（ガス化炉）
　１１　石炭
　１２　生成ガス
　１５　伝熱面
　１６　循環媒体
　１７　循環ライン
　１８　熱交換器
　１９　循環ポンプ

Claims (9)

  1. 　炭化水素原料を部分酸化してガス化ガスを生成するガス化炉本体のガス化領域内に設けられる伝熱面と、
    　該伝熱面内を循環する循環媒体の循環ラインに介装され、循環媒体を熱交換する熱交換器と、
    　前記循環媒体を循環する循環ポンプとを有することを特徴とする炭化水素原料ガス化炉。
  2. 　請求項１において、
    　前記伝熱面がパネル型伝熱面であり、ガス化炉本体の周壁内面に沿って複数設けてなることを特徴とする炭化水素原料ガス化炉。
  3. 　請求項１において、
    　前記伝熱面がパネル型伝熱面であり、ガス化炉本体の空間内に所定間隔を持って複数設けてなることを特徴とする炭化水素原料ガス化炉。
  4. 　請求項１において、
    　前記伝熱面がパネル型伝熱面であり、ガス化炉本体の空間内に所定間隔を持って放射状に複数設けてなることを特徴とする炭化水素原料ガス化炉。
  5. 　請求項１乃至４のいずれか一つにおいて、
    　ガス化の通常運転条件に加え、さらに蒸気を投入することを特徴とする炭化水素原料ガス化炉。
  6. 　請求項１乃至４のいずれか一つにおいて、
    　ガス化炉が、
    　ガス化炉本体内部下方に設けたコンバスタと、
    　該コンバスタの上方側に設けたリダクタとからなる２段噴流床ガス化炉であることを特徴とする炭化水素原料ガス化炉。
  7. 　請求項６において、
    　ガス化の通常運転条件に加え、リダクタ及びコンバスタのいずれか一方又は両方に蒸気を投入することを特徴とする炭化水素原料ガス化炉。
  8. 　請求項１乃至７のいずれか一つにおいて、
    　ガス化炉本体のリダクタ出口の生成ガスの温度を計測する温度計と、
    　生成ガスの出口温度を所定の温度となるように、伝熱面に供給する循環媒体の温度、流量のいずれか一方又は両方を制御する制御手段とを有することを特徴とする炭化水素原料ガス化炉。
  9. 　請求項１乃至７のいずれか一つにおいて、
    　ガス化炉本体のリダクタ出口の生成ガスのガス組成を計測するガス組成分析計と、
    　生成ガスのガス組成を所定組成となるように、伝熱面に供給する循環媒体の温度、流量のいずれか一方又は両方を制御する制御手段とを有することを特徴とする炭化水素原料ガス化炉。
PCT/JP2012/051467 2011-03-17 2012-01-24 炭化水素原料ガス化炉 WO2012124379A1 (ja)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/819,850 US20130247465A1 (en) 2011-03-17 2012-01-24 Hydrocarbon feedstock gasifier

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2011-059518 2011-03-17
JP2011059518A JP5583062B2 (ja) 2011-03-17 2011-03-17 炭化水素原料ガス化炉

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2012124379A1 true WO2012124379A1 (ja) 2012-09-20

Family

ID=46830460

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2012/051467 WO2012124379A1 (ja) 2011-03-17 2012-01-24 炭化水素原料ガス化炉

Country Status (3)

Country Link
US (1) US20130247465A1 (ja)
JP (1) JP5583062B2 (ja)
WO (1) WO2012124379A1 (ja)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103712201A (zh) * 2013-12-11 2014-04-09 王强 一种煤气发生炉

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102660339B (zh) * 2012-04-27 2014-04-30 阳光凯迪新能源集团有限公司 基于生物质气化与甲烷化的燃气-蒸汽高效联产工艺及系统
CN112831352B (zh) 2021-01-09 2021-09-07 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 一种高效气化炉及其工作方法

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH0894265A (ja) * 1994-09-27 1996-04-12 Mitsubishi Heavy Ind Ltd ガス化炉のスラグ除去装置
JPH1036862A (ja) * 1996-07-24 1998-02-10 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd 粗ガスクーラ
JPH10279961A (ja) * 1997-04-01 1998-10-20 Nippon Steel Corp タールを含むガスの熱回収方法及び装置
WO2010047159A1 (ja) * 2008-10-22 2010-04-29 三菱重工業株式会社 石炭ガス化炉

Family Cites Families (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4188915A (en) * 1975-12-05 1980-02-19 Dr. C. Otto & Comp. G.M.B.H. Water-cooled, high-temperature gasifier
WO2007131239A2 (en) * 2006-05-05 2007-11-15 Plasco Energy Group Inc. A control system for the conversion of a carbonaceous feedstock into gas
US8211191B2 (en) * 2007-08-07 2012-07-03 Phillips 66 Company Upright gasifier
US20090130001A1 (en) * 2007-11-16 2009-05-21 General Electric Company Methods for fabricating syngas cooler platens and syngas cooler platens

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH0894265A (ja) * 1994-09-27 1996-04-12 Mitsubishi Heavy Ind Ltd ガス化炉のスラグ除去装置
JPH1036862A (ja) * 1996-07-24 1998-02-10 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd 粗ガスクーラ
JPH10279961A (ja) * 1997-04-01 1998-10-20 Nippon Steel Corp タールを含むガスの熱回収方法及び装置
WO2010047159A1 (ja) * 2008-10-22 2010-04-29 三菱重工業株式会社 石炭ガス化炉

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103712201A (zh) * 2013-12-11 2014-04-09 王强 一种煤气发生炉

Also Published As

Publication number Publication date
JP5583062B2 (ja) 2014-09-03
JP2012193306A (ja) 2012-10-11
US20130247465A1 (en) 2013-09-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Karl et al. Steam gasification of biomass in dual fluidized bed gasifiers: A review
De Sales et al. Experimental study on biomass (eucalyptus spp.) gasification in a two-stage downdraft reactor by using mixtures of air, saturated steam and oxygen as gasifying agents
AU2008347043B2 (en) Method and apparatus to facilitate substitute natural gas production
US7176246B2 (en) Process for converting heavy crude oils and petroleum coke to syngas using external source of radiation
US20070183966A1 (en) Waste heat recovery apparatus, waste heat recovery system, and method of recovering waste heat
JP4835581B2 (ja) 循環流動層改質装置
JPWO2008029689A1 (ja) 固体燃料の分離型流動層ガス化方法およびガス化装置
CN102277200A (zh) 粉煤分级气化制取煤气的方法
PL165321B1 (pl) Sposób i uklad do wytwarzania energii mechanicznej PL PL PL
CA2711249A1 (en) Method and apparatus to facilitate substitute natural gas production
CA2730323A1 (en) Coal gasifier
Liu et al. Steady state modelling of steam-gasification of biomass for H2-rich syngas production
US20150005399A1 (en) Method and device for producing synthetic gas and method and device for synthesizing liquid fuel
Sarafraz et al. The thermo-chemical potential liquid chemical looping gasification with bismuth oxide
JP5583062B2 (ja) 炭化水素原料ガス化炉
JP2014074144A (ja) 三塔式循環流動層による石炭／バイオマス共ガス化方法及びその装置
Kiso et al. A simulation study on the enhancement of the shift reaction by water injection into a gasifier
Adnan et al. Transformation of low-rank coal to clean syngas and power via thermochemical route
Chen et al. Energy and exergy analysis of gas production from biomass intermittent gasification
JP5827511B2 (ja) 石炭ガスの製造方法およびメタンの製造方法
JP5427579B2 (ja) 石炭ガス化複合発電設備
KASAEİAN Evaluating integration of biomass gasification process with solid oxide fuel cell and torrefaction process
JP3904161B2 (ja) 水素・一酸化炭素混合ガスの製造方法および製造装置
JP2008222480A (ja) アンモニア合成方法
JPH05523B2 (ja)

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 12757656

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 13819850

Country of ref document: US

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 12757656

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1