RU2405944C1 - СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ГАЗО- И ПАРОТУРБИННОЙ (ГиП)-ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ - Google Patents

СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ГАЗО- И ПАРОТУРБИННОЙ (ГиП)-ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ Download PDF

Info

Publication number
RU2405944C1
RU2405944C1 RU2009131024/06A RU2009131024A RU2405944C1 RU 2405944 C1 RU2405944 C1 RU 2405944C1 RU 2009131024/06 A RU2009131024/06 A RU 2009131024/06A RU 2009131024 A RU2009131024 A RU 2009131024A RU 2405944 C1 RU2405944 C1 RU 2405944C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
desulfurization
gasifier
zone
oxygen
Prior art date
Application number
RU2009131024/06A
Other languages
English (en)
Inventor
Леопольд Вернер Кепплингер (AT)
Леопольд Вернер КЕППЛИНГЕР
Original Assignee
Сименс Фаи Металз Текнолоджиз Гмбх Унд Ко
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 Сименс Фаи Металз Текнолоджиз Гмбх Унд Ко filed Critical Сименс Фаи Металз Текнолоджиз Гмбх Унд Ко
Application granted granted Critical
Publication of RU2405944C1 publication Critical patent/RU2405944C1/ru

Links

Images

Classifications

    • 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
    • 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
    • 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
    • F01K27/00—Plants for converting heat or fluid energy into mechanical energy, not otherwise provided for
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
    • F02C6/18—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use using the waste heat of gas-turbine plants outside the plants themselves, e.g. gas-turbine power heat plants
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • Y02E20/18—Integrated gasification combined cycle [IGCC], e.g. combined with carbon capture and storage [CCS]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/32—Direct CO2 mitigation

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Industrial Gases (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Waste-Gas Treatment And Other Accessory Devices For Furnaces (AREA)
  • Manufacture And Refinement Of Metals (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)

Abstract

Изобретение относится к теплоэнергетике. Способ и устройство для производства электрической энергии на газо- и паротурбинной (ГиП)-электростанции состоят в том, что с помощью газификационного газа, произведенного из носителей углерода и кислородсодержащего газа, где носители углерода газифицируются в зоне плавильной газификации с кислородом или богатым кислородсодержащим газом, произведенный таким образом газификационный газ проводится через зону десульфурации, содержащую средство обессеривания, расходное средство обессеривания загружается в зону плавильной газификации и удаляется после образования жидкого шлака, десульфурированный газификационный газ преимущественно после очистки и охлаждения сжигается в камере сгорания вместе с чистым кислородом, и возникающие газообразные продукты сгорания, Н2О и СО2 проводятся в газовую турбину для выработки электроэнергии, в зоне десульфурации дополнительно применяется железная руда, которая вместе с расходным средством обессеривания загружается в зону плавильной газификации, там расплавляется и удаляется. Изобретение позволяет уменьшить выпуск вредных веществ и повысить содержание двуокиси углерода в отработанном газе. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл.

Description

Изобретение относится к способу производства электрической энергии на газо- и паротурбинной (далее ГиП)-электростанции с помощью газифицированного газа, произведенного из носителей углерода и кислородосодержащего газа, а также к устройству для реализации этого способа.
Примерно в середине 20 века сооружались первые электростанции с газовой турбиной и последующим использованием отработанного тепла в паровой турбине. Они обозначаются в технике как газо- и паротурбинные (ГиП)-электростанции или также (Combined Cycle)-электростанции (комбинированного цикла). Эти электростанции в качестве энергоносителя используют полностью природный газ, который с удовлетворительным коэффициентом полезного действия может преобразовываться в газовых турбинах в механическую энергию. За счет высокой чистоты природного газа является возможной также эксплуатация без больших проблем коррозии, даже при высоких температурах лопастей турбины. Горячий отработанный газ газовой турбины используется в подключенном паровом котле для производства пара высокого давления для использования в подключенных паровых турбинах. С помощью этой комбинации можно достигать наивысших для настоящего времени электрических коэффициентов полезного действия для тепловых электростанций.
Другие, прежде всего твердые горючие материалы, такие как уголь, не были применимы для этой техники. Ниже описанная техника IGCC (Integrated Gasification Combined Cycle [комбинированный цикл, включающий газификацию]) должна решать эту проблему. При этой технике для производства необходимого для газовой турбины газообразного продукта сгорания используется установка газификации угля. Посредством газификации угля может производиться чистый газ, который удовлетворяет требованиям газовых турбин.
Однако при обычных газификаторах подготовка поступающего при газификации неочищенного газа является очень дорогостоящей. Должны вымываться пылевидные загрязнения. Исходя из этого, в зависимости от способа газификации должны удаляться все конденсируемые органические углеводороды. Большое внимание нужно уделять также сере, которая поступает при газификации как Н2S и COS. За счет каскадов газовой очистки можно достигать, тем не менее, приемлемой для газовых турбин чистоты.
Как отходы - сера, угольные шлаки, а также органические и неорганические вредные вещества должны выводиться и подвергаться надежному складированию или обезвреживанию. Из-за этого возникают высокие издержки на удаление отходов. При отделении диоксида углерода для секвестрации, в силу относительно незначительных концентраций диоксида углерода в дымовом газе, необходимы дорогие и не очень эффективные установки. Поэтому через так называемую шифт-реакцию окись углерода превращается в диоксид углерода, что обусловливает дополнительную часть установки.
Описание способа IGCC-процесса программы Siemens
Разделение воздуха: для газификации необходим чистый кислород. Для этого воздух сжимается компрессором газовой турбины или при помощи отдельного компрессора на 10-20 бар и сжижается. Отделение кислорода происходит дистилляцией при температурах около -200°С.
Газификация: при этом возникает неочищенный газ, который состоит преимущественно из окиси углерода (СО) и водорода (H2). С помощью водяного пара СО переводится в CO2 и следующий водород. Для газификации твердых горючих материалов, таких как уголь или нефтяной кокс, имеются три принципиальных способа, из которых при IGCC доминирует газификация летучего потока: угольная пыль с транспортным газом, таким как азот, подводится под давлением к горелке и в газификаторе с кислородом и водяным паром превращается в синтез-газ.
Охлаждение неочищенного газа: синтез-газ перед дальнейшей обработкой должен охлаждаться. При этом возникает пар, который в паровой турбине ГиП-установки способствует производству электроэнергии.
Очистка: после снижения температуры газа фильтры удерживают сначала частицы шлака, затем по требованию может удаляться также двуокись углерода. Другие вредные вещества, такие как сера или тяжелые металлы, связываются также посредством химических и физических методов. Это одновременно приводит к необходимой чистоте горючего материала для эксплуатации газовых турбин.
Сгорание: богатый водородом газ смешивается перед камерой сгорания газовой турбины с азотом из разделения воздуха или с водяным паром. Это понижает температуру горения и таким образом значительно подавляет образование оксидов азота. Возникающий тогда из сгорания с воздухом дымовой газ устремляется на лопасти газовой турбины. Он состоит по существу из азота, СO2 и водяного пара. За счет смешивания с азотом или водой удельное энергосодержание газа сокращается примерно на 5000 килоджоулей/кг. Напротив, природный газ имеет десятикратное энергосодержание. Поэтому при той же самой производительности на IGCC-электростанции массовый поток горючего материала через горелки газовых турбин должен быть примерно в десять раз выше.
Охлаждение отработанного газа: после снятия давления дымового газа в газовой турбине и последующего использования отходящего тепла в парогенераторе отработанный газ отдается в атмосферу. Потоки пара из охлаждения неочищенного и отработанного газа комбинируются и вместе подводятся к паровой турбине. После снятия давления в паровой турбине пар через конденсатор и водяной питающий резервуар попадает назад в круговорот воды и соответственно пара. Газовая и паровая турбина соединены с генератором, в котором происходит преобразование в электрическую энергию.
Из-за высоких температур горения в камере сгорания газовой турбины через реакцию с азотом возникает высокое содержание NOx в отработанном газе, которое должно удаляться вторичными мероприятиями, такими как SCR-способ.
Следующее ограничение для эксплуатируемой с угольным газом ГиП-электростанции получается также из ограниченной в настоящее время производительности газификации наличествующих на рынке способов газификации.
Три варианта способа зарекомендовали себя на рынке:
- способ стационарного слоя для кускового угля,
- способ псевдоожиженного слоя для мелкозернистого угля и
- способ летучей пыли для угольных пылей.
На основе всех этих способов были развиты многочисленные варианты способов, которые работают, например, под давлением или имеют выпуск жидкого шлака и т.д. Некоторые из них описаны в последующем.
Газификация кускового угля: LURGI
Этот тип газификатора имеет традиции уже много десятилетий и используется во всем мире в угольной газификации. Наряду с каменным углем при модифицированных производственных условиях также может использоваться бурый уголь. Недостаток этого способа состоит в выпадении ряда побочных продуктов, таких как смолы, шламы и неорганические соединения, такие как аммиак. Вследствие этого необходимы дорогостоящие очистка и обработка газа.
Также эти побочные продукты должны реализовываться или устраняться. Как преимущество нужно ценить продолжительный опыт применения этого агрегата, который выстраивается уже более 70 лет. Из-за технологического режима стационарного слоя может использоваться, тем не менее, только кусковой уголь. Как средство газификации служит смесь из кислорода и/или воздуха и водяного пара. Водяной пар необходим для умеренного понижения температуры газификации, чтобы не превосходить точку плавления шлака, так как этот процесс работает с выпуском твердого шлака. Это невыгодно влияет на коэффициент полезного действия газификации.
За счет технологического режима противотока температурный профиль угля доходит от температуры окружающей среды при загрузке вплоть до температуры газификации почти над самой шлаковой решеткой. Это обусловливает, что газы пиролиза и смолы с неочищенным газом покидают газификатор и должны удаляться в подключенной газовой очистке. При этом выпадают похожие побочные продукты как в коксовом производстве.
Самые большие из этих газификаторов пропускают примерно 24 т угля (daf=сухой и свободный от шлака) в час и производят примерно 2250 м3 n неочищенного газа на тонну угля (daf). Возникают как побочный продукт 40-60 кг смолы на тонну угля (daf). Потребность в кислороде составляет 0,14 м3 n/м3 n газа. Рабочее давление составляет 3 МПа. Время выдержки угля в газификаторе составляет 1-2 часа. Самые большие газификаторы имеют внутренний диаметр 3,8 м. До сих пор были сданы в эксплуатацию более 160 блоков.
Газовый состав при использовании каменного угля (Южная Африка)
СO2 32,0%
СО 15,8%
Н2 39,8%
СН4 11,8%
СnНm 0,8%
Газификатор псевдоожиженного слоя для угольной мелочи
Теперь имеются в распоряжении различные конструктивные разновидности, причем высокотемпературный газификатор Винклера нужно рассматривать в настоящее время как более всего развитый вариант, так как он производит давление примерно 1,0 МПа и работает при более высоких температурах, чем другие газификаторы псевдоожиженного слоя. В настоящее время находятся в эксплуатации два блока на основе бурого угля. Вынос шлака является сухим. Однако слишком незначительна производительность с 1 т угля в час, чтобы иметь возможность покрывать газовые потребности установки IGCC. Обычный газификатор Винклера производит слишком незначительное давление примерно 0,1 МПа. Производительность этих газификаторов составляет примерно 20 т угля в час.
Газификатор с отходом жидкого шлака для угля и остатков нефти
Для производства активной газовой среды могут использоваться также мелкозернистые носители углерода. Общий признак этих способов - это абсолютно жидкий шлак. Сегодня применяются следующие способы:
Способ Koppers-Totzek
Для загрузки используется угольная мелочь и кислород. Для управления температурой прибавляется водяной пар. Шлак гранулируется в водяной бане. Высокая температура газа используется для производства пара. Давление слишком незначительно для IGCC- электростанций.
Способ Prenflo
Для загрузки используется угольная мелочь и кислород. При этом речь идет о варианте совершенствования Koppers-Totzek-способа, который работает под давлением 2,5 МПа и подошел бы для IGCC-электростанций. До сих пор еще не имеется больших коммерческих установок.
Способ Shell
Для загрузки используется угольная мелочь и кислород. Этот способ также еще не имеется в коммерческом распоряжении в больших блоках. Его рабочее давление 2,5 МПа, что подошло бы для IGCC-электростанций.
Способ Техасо
Этот способ находится в эксплуатации в нескольких блоках уже в течение многих лет. Тем не менее рабочая пропускная способность примерно с 6-8 т угля (daf) в час слишком незначительна для электростанций комбинированного цикла с большей производительностью. Несколько установок должны эксплуатироваться параллельно, что означает высокие стоимости капиталовложений. Это отрицательно влияет на экономичность. Рабочее давление лежит при 8 МПа.
Кислородно-топливное сжигание
При этом способе не стремятся ни к какой газификации, а к сгоранию. При кислородно-топливных способах азот из воздуха для сжигания удаляется за счет разложения воздуха. Так как сжигание с чистым кислородом вело бы к слишком высоким температурам горения, часть отработанного газа подводится обратно и заменяет таким образом атмосферный азот. Отводимый отработанный газ состоит в сущности только лишь из СO2 после того, как конденсировался водяной пар и отделялись загрязнения, такие как SOx, NOx и пыль.
Ожижение воздуха для выработки кислорода, правда, уже используется в промышленных масштабах примерно до 5000 т O2 в день, которые соответствуют потреблению 300 МВт ТЭЦ на угле. Тем не менее большая проблема таких установок состоит в высоких энергетических издержках примерно 250-270 кВч на тонну O2, которые еще поднимаются с возрастающими требованиями чистоты. Также не существует никакого гарантированного пути применения для шлака, который образуется из угольных шлаков.
Способ восстановления расплава
При способе восстановления расплава для производства доменного чугуна из угля и руд, преимущественно железных руд, скапливаются отходные газы с разной чистотой и теплотворной способностью, которые могут подводиться для теплового применения. Прежде всего, при способах COREX® и FINEX® отходной газ обладает идеальным качеством для сгорания в газовых турбинах. Как сера, так и органические и неорганические вредные вещества были удалены из газа в рамках металлургического процесса. Отходной газ этих технологий может использоваться без ограничений для ГиП-электростанции.
Установка комбинированного цикла с фреймом 9Е газовой турбины с производительностью 169 МВт сооружается у новой установки С-3000 COREX® при Baoshan Steel в Китае фирмой Дженерал Электрик.
Идея сцепления между установкой COREX® и энергетически эффективной установкой электростанции согласно системе комбинированного цикла не нова. Уже в 1986 заявлялся и выдавался патент (ЕР 0269609 В1) для этой формы максимально эффективного преобразования энергии. Следующий патент (AT 392079 В) описывает способ похожего вида, причем за счет разделения тонкой и грубой фракции можно избегать размалывания угля.
Поскольку для выгодной эксплуатации IGCC-электростанции нуждаются в чистом кислороде для газификации носителей углерода, то возможно интегрированное производство кислорода с помощью произведенных в установке газификации горючих газов. Это описано в немецком патенте DE 3908505 С2.
В патенте ЕР 9089003 7.6 описан „способ производства горючих газов в плавильном газификаторе".
Невыгодно при всех этих указанных способах, что при сгорании газифицированного газа в газовой турбине вступает в действие воздух. Вследствие этого получаются, с одной стороны, невыгодно большие массы отработанного газа, которые из-за ограниченной конечной температуры в цепи использования до котла-утилизатора обусловливают высокие энтальпические потери тепла через отходящий газ, с другой стороны, вследствие этого уменьшается высокая эффективность электростанций комбинированного цикла. Отработанный газ имеет высокое содержание азота до 70%, что значительно затрудняет секвестрацию СО2 и поэтому требует больших и таким образом дорогих разделительных установок.
При кислородно-топливном способе, правда, СO2 также обратно проводится непосредственно в процесс, однако сначала должна происходить очистка газа от вредных веществ, которая очень трудоемка. Вредные вещества должны выводиться и вызывают таким образом загрязнение окружающей среды. До сих пор не имеется еще никакой готовой к эксплуатации установки. Также не решена проблема использования шлака.
Настоящее изобретение имеет целью предотвращение и преодоление вышеназванных проблем и недостатков, проявляющихся в состоянии техники, и ставит себе задачу предоставить способ производства электрической энергии в газовой и паровой турбинах (ГиП)-электростанции, который делает возможным получение энергии по возможности с меньшим выпуском вредного вещества и повышенным содержанием двуокиси углерода в отработанном газе с целью более экономичной секвестрации. В частности, все неорганические вредные вещества, также как органические соединения из угля должны быть обезврежены во время технологического процесса, и одновременно неразрушаемые вредные вещества, такие как сера или вредные составные части шлаков горючих материалов, должны связываться в перерабатываемые продукты.
Эта задача решается согласно изобретению способом упомянутого в начале вида посредством того, что
- носители углерода газифицируются в зоне плавильной газификации с помощью кислорода или богатого кислородсодержащего газа, который имеет содержание кислорода минимум 95 об.%, предпочтительно минимум 99 об.%,
- произведенный таким образом газификационный газ проводится через зону десульфурации, содержащую средства обессеривания, причем расходное средство обессеривания загружается в зону плавильной газификации и удаляется после образования жидкого шлака,
- десульфурированный газификационный газ, преимущественно после очистки и охлаждения, сжигается в камере сгорания вместе с чистым кислородом, и возникающие газообразные продукты сгорания, Н2О и СO2, проводятся для выработки электроэнергии в газовую турбину,
- газообразные продукты сгорания разделяются после газовой турбины в паровом котле на водяной пар и двуокись углерода,
- водяной пар проводится затем в паровую турбину, и
- двуокись углерода, по меньшей мере, частично проводится обратно в камеру сгорания для регулирования температуры.
Согласно предпочтительной форме выполнения в зону десульфурации дополнительно вводится железо и/или железная руда как вспомогательный материал, который загружается вместе с расходным средством обессеривания в зону плавильной газификации, там расплавляется и удаляется.
При этом преимущественно удаленное из зоны плавильной газификации железо проводится обратно в зону десульфурации.
Следующая предпочтительная форма выполнения изобретения отличается тем, что в зону десульфурации дополнительно вводится железная руда, железная руда в зоне десульфурации подогревается и предварительно раскисляется, загружается вместе с расходным средством обессеривания в зону плавильной газификации, там окончательно восстанавливается, расплавляется и выводится как доменный чугун.
При этом с особенным предпочтением десульфурация газа газификатора, а также подогрев и предварительное раскисление железной руды проводится в двух или нескольких последовательно подключенных зонах псевдоожиженного слоя, причем железная руда проводится от зоны к зоне псевдоожиженного слоя, и газ газификатора протекает по зоне псевдоожиженного слоя в обратном направлении к железной руде.
В зоне плавильной газификации преимущественно устанавливается температура >800°С, предпочтительно >850°С.
Выгодным образом для всех продувок в технологическом процессе используется СО2 или смеси из СО, Н2, СО2 и водяного пара.
Преимущественно образованный в зоне плавильной газификации жидкий шлак используется для производства цемента.
Соответствующая изобретению установка для проведения вышеупомянутого способа, которая содержит газификатор для носителя углерода, который имеет подвод для носителя углерода, подвод для кислородосодержащего газа, отвод для жидкого шлака и отвод для произведенного газа газификатора, устройство десульфурации, которое имеет подвод для средства обессеривания, подвод для газа газификатора и отвод для очищенного газа газификатора, и комбинированную установку газо- и паротурбинной электростанции с камерой сгорания газотурбинной установки, в которую впадает отвод для очищенного газа газификатора и подвод для кислородосодержащего газа, и с паровым котлом паротурбинной установки, в который впадает выходящий от газовой турбины трубопровод для газообразных продуктов сгорания и который имеет отвод для дымового газа, отличается тем, что
- газификатор выполнен как плавильный газификатор с угольным и/или плавильным слоем и снабжен выпуском для жидкого шлака,
- подвод для кислородсодержащего газа представляет собой подвод для кислорода или богатого кислородом газа, который имеет содержание кислорода минимум 95 об.%, предпочтительно минимум 99 об.%,
- отвод для произведенного в плавильном газификаторе газа газификатора впадает в устройство десульфурации,
- устройство десульфурации выполнено как, по меньшей мере, один реактор с подвижным или псевдоожиженным слоем, который соответственно проводке связан с плавильным газификатором для подачи расходного средства обессеривания,
- подвод для чистого кислорода является подводом и для кислородсодержащего газа,
- от отвода для дымового газа ответвляется снабженная регулировочным устройством ветвь трубопровода, которая впадает в камеру сгорания.
Согласно предпочтительной форме выполнения, по меньшей мере, один реактор десульфурации имеет подвод для железа и/или железной руды, и в плавильном газификаторе дополнительно предусмотрен выпуск для доменного чугуна.
Преимущественно выпуск для доменного чугуна при этом соответственно проводке связан с подводом для железа и/или железной руды.
Следующая предпочтительная форма выполнения установки отличается тем, что устройство десульфурации выполнено как каскад реакторов псевдоожиженного слоя, причем подвод для рудной мелочи впадает в реактор псевдоожиженного слоя, расположенный в каскаде сначала в направлении транспортировки материала, между реакторами псевдоожиженного слоя предусмотрено как одно соответствующее проводке соединение для газа газификатора, так и одно для рудной мелочи и средства обессеривания, и отвод для произведенного в плавильном газификаторе газа газификатора впадает в расположенный в самом конце реактор псевдоожиженного слоя, который для подачи расходного средства обессеривания, а также подогретой и предварительно раскисленной рудной мелочи соответственно проводке связан с плавильным газификатором, и что в плавильном газификаторе предусмотрен выпуск для доменного чугуна.
Газификация содержащего углерод горючего материала или угля происходит с помощью чистого кислорода или богатого кислородсодержащего газа, чтобы в качестве газифицированного газа возникали только окись углерода, водород и незначительное количество диоксида углерода и водяного пара, и в технологический процесс не попадает никакого или только очень незначительное количество азота. За счет установления температуры от >800°С в газовой камере плавильного газификатора органическое загрязнение газа может эффективно уменьшаться после времени выдержки газа в течение нескольких секунд.
Для загрузки сырья под атмосферным давлением в область высокого давления установки должна попеременно загружаться и разгружаться промежуточная емкость с так называемыми барическими шлюзами (блокировочными), чтобы иметь возможность проводить транспортировку материала. Как защитный газ для этих процессов загрузки используется, как правило, азот. Как защитный газ для всех продувок в технологическом процессе согласно изобретению используется все же главным образом СO2 или смеси из СО, Н2, СО2 и водяного пара, чтобы избегать загрузки азота или других трудно отделяемых газов.
Как газификатор используется модифицированный плавильный газификатор, который работает при помощи стационарного слоя или частично сжиженного угольного/плавильного слоя, причем из угольных отходов поступает только жидкий шлак.
Согласно изобретению для десульфурации газа предусматривается проточная для газа газификатора камера десульфурации или реактор с движущимся слоем, из которого / в который согласно потребности в плавильный газификатор загружается средство обессеривания, например известь, чтобы производить применимый для цементной промышленности шлак. При этом можно избегать отходов. Этот шлак воспринимает также другие вредные вещества из шлаков загрузочных материалов. Они, конечно, связываются в цементе и таким образом больше не представляют никакого риска для окружающей среды.
Согласно одной форме выполнения изобретения в зону десульфурации наряду со средством обессеривания загружаются железные частицы или железная руда, которые также связывают соединения серы из газа газификатора и за счет загрузки в газификатор превращаются в пригодные для цемента шлаки и жидкое железо. Выпущенное железо может снова подводиться в десульфуратор и при этом вестись в кругообороте без существенного потребления железа. Находящееся в поде плавильного газификатора жидкое железо облегчает, сверх того, выгодным образом выпуск шлака, прежде всего после производственных застоев, если шлак затвердел и не может больше расплавляться обычными средствами. Находящееся в поде железо может посредством кислорода через выпуск расплавляться и с затвердевшим шлаком образуется текучая смесь из окисленного железа и шлака. Таким образом "замороженный" плавильный газификатор может снова сдаваться в эксплуатацию.
Однако в зону десульфурации могут загружаться железные частицы или железная руда, а также наполнители, такие как, например, известь. Выпущенный доменный чугун может перерабатываться обычным способом, например, в сталь.
Вместо реактора с движущимся слоем для десульфурации может использоваться реактор псевдоожиженного слоя или для сравнительного ограничения времени выдержки материала загрузки также каскад псевдоожиженного слоя. Вместе с тем также может использоваться мелкозернистая шихта с размерами зерен <10 мм.
При этом, также как при доменной печи, однако, также у установок непосредственного восстановления, получается избыточный газ, который обладает еще значительным энергосодержанием (экспортный газ).
Примеры газового состава таких экспортных газов:
  СO,% Н2,% СO2,% СН4,% H2S, ppm N2,% Нu, МДж/Мn 3
COREX® 35-40 15-20 33-36 1-3 10-70 4-6 7,5
Колошниковый газ 17-20 1-2 20-25     Остаток 3,5-4
FINEX® 35-40 15-20 35 1-3 10-70 4-6 7,5
Этот газ может сжигаться как газ газификации в газовой турбине. Для этого, чтобы не вносить никакого или только очень небольшое количество азота, в плавильном газификаторе используется чистый кислород или богатый кислородсодержащий газ с минимум 95 об.% O2, предпочтительно минимум 99 об.% O2.
Чтобы понижать высокие температуры горения до оптимальной для турбины области, как средство понижения согласно изобретению используется проведенный обратно чистый диоксид углерода. В газовой турбине для установки температуры в камере сгорания используется СO2, который имеет существенно более высокую удельную теплоемкость по сравнению с азотом, и за счет этого поступают меньшие газовые объемы. Это ведет к более компактным, вместе с тем более недорогим установкам. Этот СО2 может предоставляться в распоряжение за счет возвращения части дымового газа. Благодаря отсутствию N2 в смеси горючего газа (обусловленному применением чистого кислорода или газа с минимум 99 об.% O2) также не может образовываться никакого вредного NOx.
За счет достигнутого согласно изобретению очень высокого содержания СO2 в отходящем из газовой турбины газе возможно лучшее использование энергии в подключенном паровом котле, благодаря повышенному излучению по сравнению с содержащими азот дымовыми газами. При этом можно достигать более высокой удельной производительности котельной установки.
Дальнейшее преимущество состоит в том, что за счет меньших газовых объемов также подключенные котлы-утилизаторы, газопроводы и устройства обработки газов могут выполняться более компактными и более экономически целесообразно.
Увеличение концентрации СO2 в отработанном газе парового котла не является необходимым (как это необходимо при применяемых теперь способах), так как в дымовом газе не содержится никаких балластных газов, а занесенный водяной пар не представляет никакой проблемы.
Осаждение занесенного в дымовые газы водяного пара может просто и экономически целесообразно выполняться посредством конденсации различными известными способами, такими как впрыскивающее охлаждение или косвенный теплообмен.
Выработанный таким образом СO2 может использоваться для возвращения к газовой турбине, с одной стороны, как средство понижения температуры без существенных издержек и, с другой стороны, известным способом подводиться для секвестрации.
Кроме того, при соответствующем изобретению способе не является необходимым никакое дорогостоящее удаление H2S/COS. Также для этого не нужно устанавливать соответствующего устройства. Также не требуется шифт-реакция и вместе с тем дорогая и энергоемкая установка.
Пример
Чертеж представляет одну форму выполнения настоящего изобретения.
В реактор с движущимся слоем устройства 1 десульфурации загрузочными механизмами загружаются средства обессеривания (2, 3), такие как известь. Образованная таким образом шихта 20 подогревается в противотоке с очищенным от пыли газом из циклона 6, частично кальцинируется и частично раскисляется. Затем эта (частично) восстановленная шихта 21 с помощью разгрузочных устройств транспортируется через свободный объем 13 плавильного газификатора 4 в его плавильный слой 12. Плавильный слой 12 образуется за счет высокотемпературного пиролиза в подводе 7 углерода, который прибывает из угольных бункеров 18, 19 за счет горячих газов газификации форсунок, вдувающих кислород. В этом горячем плавильном слое 12 частично восстановленная шихта 21 окончательно восстанавливается и кальцинируется и затем расплавляется до доменного чугуна 14 и шлака 15. Температурные характеристики в плавильном слое 12 можно в качестве примера брать из представленной на фиг.1 диаграммы.
Доменный чугун 14 и шлак 15 выпускаются с интервалами через отверстие выпуска 16. Согласно следующей форме выполнения шлак 15 выпускается раздельно с доменным чугуном 14 через собственное отверстие выпуска 17 (представлено штрихом). Выпущенный доменный чугун может затем снова проводиться обратно в реактор с движущимся слоем устройства 1 десульфурации с целью обновленной загрузки как средства обессеривания (соединение 16а, представлено штрихом).
Неочищенный газ (газ газификатора) 5 покидает плавильный газификатор 4 в верхнем конце свободного объема 13 и очищается в циклоне 6 от горячей пыли 8, которая с подведенным через регулирующий клапан 41 кислородом подвода 40 проводится обратно в свободный объем 13 плавильного газификатора 4 и там газифицируется и расплавляется. Возникающий при этом расплав принимается плавильным слоем 12 и транспортируется вниз к ванне шлака 15 и доменного чугуна 14. Очищенный от пыли газ из отвода очищенного газа 22 входит с температурой, например, 800°С в реактор с движущимся слоем устройства 1 десульфурации и совершает после этого только что описанные реакции, и при этом становится окисленным и охлажденным до термодинамически обусловленной степени. В верхнем конце реактора с движущимся слоем устройства 1 десульфурации неочищенный экспортный газ покидает его. Так как он еще богат пылью, он очищается в подключенном сепараторе 23 пыли и охлаждается в холодильнике 39. Он может быть выполнен так, что большая часть энтальпии этого газа может регенерироваться.
Очищенный и охлажденный газ доводится в компрессоре 24 до давления, необходимого для сгорания в камере 25 сгорания газовой турбины 30, и вместе с кислородом подвода 40 и сжатым в каскаде компрессора 27 дымовым газом 28 (в сущности, диоксидом углерода) сжигается в камере 25 сгорания. Газообразные продукты сгорания проходят затем через газовую турбину 30, причем произведенная при этом механическая энергия отдается в присоединенный генератор 29.
Теперь еще горячий отработанный газ из газовой турбины 30 подводится к подключенному паровому котлу 31. В нем производится перегретый пар, который используется в подключенной паровой турбине 32 для производства механической энергии, которая переносится на генератор 33. Отработанный пар сгущается в конденсаторе 34 и подводится к промежуточному накопителю 36. Через конденсатный насос 37 конденсат снова подводится к паровому котлу 31.
Выходящий из парового котла 31 дымовой газ 28 состоит из чистого диоксида углерода и небольшого количества водяного пара. Теперь они могут через регулировочное устройство 26 и компрессор 27 проводить водяной пар, подвергаться секвестрации или без обработки проводиться в атмосферу.
В случае использования рудной мелочи вместо реактора с движущимся слоем устройства 1 десульфурации устанавливается реактор псевдоожиженного слоя или каскад из, по меньшей мере, двух реакторов псевдоожиженного слоя.

Claims (11)

1. Способ производства электрической энергии на газо- и паротурбинной (ГиП)-электростанции с помощью газификационного газа, произведенного из носителей углерода и кислородсодержащего газа, причем носители углерода газифицируются в зоне плавильной газификации с кислородом или богатым кислородсодержащим газом, который содержит долю кислорода минимум 95 об.%, предпочтительно минимум 99 об.%, и произведенный таким образом газификационный газ проводится через зону десульфурации, содержащую средство обессеривания, причем расходное средство обессеривания загружается в зону плавильной газификации и удаляется после образования жидкого шлака, причем десульфурированный газификационный газ преимущественно после очистки и охлаждения сжигается в камере сгорания вместе с чистым кислородом, и возникающие газообразные продукты сгорания, H2O и СO2 проводятся в газовую турбину для выработки электроэнергии, причем газообразные продукты сгорания разделяются после газовой турбины в паровом котле на водяной пар и двуокись углерода, причем водяной пар проводится затем в паровую турбину, а двуокись углерода, по меньшей мере, частично проводится обратно в камеру сгорания для установки температуры, отличающийся тем, что в зоне десульфурации дополнительно применяется железная руда, которая вместе с расходным средством обессеривания загружается в зону плавильной газификации, там расплавляется и удаляется.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в зоне десульфурации дополнительно как вспомогательный материал применяется железо, которое вместе с расходным средством обессеривания загружается в зону плавильной газификации, там расплавляется и удаляется.
3. Способ по п.2, отличающийся тем, что удаленное из зоны плавильной газификации железо проводится обратно в зону десульфурации.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно примененная в зоне десульфурации железная руда подогревается и предварительно раскисляется в зоне десульфурации, загружается вместе с расходным средством обессеривания в зону плавильной газификации, там окончательно восстанавливается, расплавляется и как доменный чугун удаляется.
5. Способ по п.4, отличающийся тем, что десульфурация газа газификатора, а также подогрев и предварительное раскисление железной руды проводится в двух или нескольких последовательно подключенных зонах псевдоожиженного слоя, причем железная руда проводится от зоны к зоне псевдоожиженного слоя, и газ газификатора протекает по зоне псевдоожиженного слоя в противоположном направлении к железной руде.
6. Способ по любому из пп.1-5, отличающийся тем, что в зоне плавильной газификации устанавливается температура >800°С, предпочтительно >850°С.
7. Способ по любому из пп.1-5, отличающийся тем, что для всех продувок в технологическом процессе используется СO2 или смеси из СО, H2, СO2 и водяного пара.
8. Способ по любому из пп.1-5, отличающийся тем, что образованный в зоне плавильной газификации жидкий шлак используют для производства цемента.
9. Устройство для проведения способа по п.1, содержащее газификатор (4) для носителя углерода, который имеет подвод (7) для носителя углерода, подвод (40) для кислородсодержащего газа, отвод для жидкого шлака (15) и отвод для произведенного газа (5) газификатора, и устройство (1) десульфурации, которое содержит подвод для средства обессеривания (2, 3) и отвод для очищенного газа (22) газификатора, который ведет к сепаратору (23) пыли для очистки газа газификатора, причем в устройство (1) десульфурации впадает подвод для газа (5) газификатора, а также комбинированную установку газо- и паротурбинной электростанции с камерой (25) сгорания газотурбинной установки, в которую впадает отвод для очищенного газа (22) газификатора и подвод (40) для кислородсодержащего газа или для богатого кислородом газа, имеющего долю кислорода минимум 95 об.%, предпочтительно минимум 99 об.%, и паровым котлом (31) установки паровой турбины, в который впадает исходящий от газовой турбины (30) трубопровод для газообразных продуктов сгорания и который имеет отвод для дымовых газов (28), причем газификатор (4) как плавильный газификатор имеет угольный и/или плавильный слой (12) и снабжен выпуском (16, 17) для жидкого шлака (15), и отвод для произведенного в плавильном газификаторе газа (5) газификатора впадает в устройство десульфурации, причем устройство (1) десульфурации выполнено как, по меньшей мере, один реактор с подвижным или псевдоожиженным слоем, отличающееся тем, что реактор устройства (1) десульфурации соответственно проводке связан с плавильным газификатором (4) для подачи расходного средства обессеривания, и что от отвода для дымовых газов (28) из газовой турбины (30) ответвляется снабженная регулировочным устройством (26) ветвь трубопровода, которая впадает в камеру (25) сгорания, и причем в паровом котле (31) газообразные продукты сгорания разделяются после газовой турбины на водяной пар и двуокись углерода, так что водяной пар может проводиться затем в паровую турбину (32), причем, по меньшей мере, один реактор устройства (1) десульфурации имеет подвод для железа и/или железной руды (2) и в плавильном газификаторе (4) дополнительно предусмотрен выпуск (16) для доменного чугуна (14).
10. Устройство по п.9, отличающееся тем, что выпуск (16) для доменного чугуна (14) соответственно проводке связан с подводом для железа и/или железной руды (2).
11. Устройство по п.9, отличающееся тем, что устройство десульфурации выполнено как каскад реакторов псевдоожиженного слоя, причем подвод для рудной мелочи впадает в реактор псевдоожиженного слоя, расположенный в каскаде в начале в направлении транспортировки материала, между реакторами псевдоожиженного слоя предусмотрено как одно соответствующее проводке соединение для газификационного газа, так и одно для рудной мелочи и средства обессеривания, и отвод для произведенного в плавильном газификаторе газа газификатора впадает в расположенный в конце реактор псевдоожиженного слоя, который для подачи расходного средства обессеривания, а также подогретой и предварительно раскисленной рудной мелочи соответственно проводке связан с плавильным газификатором, и что в плавильном газификаторе предусмотрен выпуск для доменного чугуна.
RU2009131024/06A 2007-01-15 2007-12-18 СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ГАЗО- И ПАРОТУРБИННОЙ (ГиП)-ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ RU2405944C1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
ATA73/2007A AT504863B1 (de) 2007-01-15 2007-01-15 Verfahren und anlage zur erzeugung von elektrischer energie in einem gas- und dampfturbinen (gud) - kraftwerk
ATA73/2007 2007-01-15

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2405944C1 true RU2405944C1 (ru) 2010-12-10

Family

ID=39636413

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2009131024/06A RU2405944C1 (ru) 2007-01-15 2007-12-18 СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ГАЗО- И ПАРОТУРБИННОЙ (ГиП)-ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Country Status (17)

Country Link
US (1) US20100031668A1 (ru)
EP (1) EP2102453B1 (ru)
JP (1) JP5166443B2 (ru)
KR (1) KR101424155B1 (ru)
CN (1) CN101636559A (ru)
AR (1) AR064859A1 (ru)
AT (1) AT504863B1 (ru)
AU (1) AU2007344439B2 (ru)
BR (1) BRPI0720947A2 (ru)
CA (1) CA2673274C (ru)
CL (1) CL2008000102A1 (ru)
MX (1) MX2009007230A (ru)
RU (1) RU2405944C1 (ru)
TW (1) TW200905061A (ru)
UA (1) UA95997C2 (ru)
WO (1) WO2008086877A2 (ru)
ZA (1) ZA200905128B (ru)

Families Citing this family (38)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AT507525B1 (de) * 2008-10-23 2010-09-15 Siemens Vai Metals Tech Gmbh Verfahren und vorrichtung zum betrieb eines schmelzreduktionsverfahrens
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
EA024852B1 (ru) 2009-02-26 2016-10-31 Палмер Лэбз, Ллк Способ и устройство для сжигания топлива при высокой температуре и высоком давлении и соответствующие система и средства
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
DE102009024480B4 (de) * 2009-06-10 2011-07-14 Conera Process Solutions GmbH, 83376 Verfahren zur Erzeugung mechanischer Leistung
EP2397671B1 (de) * 2010-06-16 2012-12-26 Siemens Aktiengesellschaft Gas- und Dampfturbinenanlage und zugehöriges Verfahren
CN101893252A (zh) * 2010-07-18 2010-11-24 赵军政 高效节能环保的火力发电机组
US8869889B2 (en) 2010-09-21 2014-10-28 Palmer Labs, Llc Method of using carbon dioxide in recovery of formation deposits
US20120067054A1 (en) 2010-09-21 2012-03-22 Palmer Labs, Llc High efficiency power production methods, assemblies, and systems
US9103285B2 (en) * 2011-01-03 2015-08-11 General Electric Company Purge system, system including a purge system, and purge method
DE102011107541B4 (de) * 2011-07-11 2013-05-08 Bruno Rettich Wirkungsgradsteigerung einer stationären oder mobilen Verbrennungsarbeitsmaschine durch einen geschlossenen Verbrennungsprozess
DE102011110213A1 (de) * 2011-08-16 2013-02-21 Thyssenkrupp Uhde Gmbh Verfahren und Vorrichtung zur Rückführung von Abgas aus einer Gasturbine mit nachfolgendem Abhitzekessel
PL2776692T3 (pl) 2011-11-02 2016-11-30 Układ wytwarzania energii i odpowiedni sposób
CN107090317B (zh) 2012-02-11 2019-10-25 八河流资产有限责任公司 具有封闭的循环骤冷的部分氧化反应
IN2014DN08125A (ru) * 2012-05-03 2015-05-01 Siemens Vai Metals Tech Gmbh
TWI630021B (zh) * 2012-06-14 2018-07-21 艾克頌美孚研究工程公司 用於ｃｏ捕捉／利用和ｎ製造之變壓吸附與發電廠的整合
DE102012112182A1 (de) * 2012-12-12 2014-06-12 Thyssenkrupp Uhde Gmbh Verfahren zum Aufheizen eines Hochtemperatur-Winkler-Vergasers
JP2014134369A (ja) * 2013-01-11 2014-07-24 Central Research Institute Of Electric Power Industry ガスタービン燃焼装置の燃焼方法及びガスタービン燃焼装置
CN103084057B (zh) * 2013-01-25 2015-03-11 福建永恒能源管理有限公司 一种煤粉燃烧中提纯粉煤灰生产脱硫剂工艺
CN103265976B (zh) * 2013-04-22 2014-12-17 昊华工程有限公司 常压富氧连续气化-燃气蒸汽联合发电供热方法和设备
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
DE102013113958A1 (de) * 2013-12-12 2015-06-18 Thyssenkrupp Ag Anlagenverbund zur Stahlerzeugung und Verfahren zum Betreiben des Anlagenverbundes
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
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
EP3438049B1 (en) 2014-09-09 2021-11-03 8 Rivers Capital, LLC Method of production of low pressure liquid carbon dioxide from a power production system
US11686258B2 (en) 2014-11-12 2023-06-27 8 Rivers Capital, Llc Control systems and methods suitable for use with power production systems and methods
MA40950A (fr) 2014-11-12 2017-09-19 8 Rivers Capital Llc Systèmes et procédés de commande appropriés pour une utilisation avec des systèmes et des procédés de production d'énergie
US10961920B2 (en) 2018-10-02 2021-03-30 8 Rivers Capital, Llc Control systems and methods suitable for use with power production systems and methods
KR102602774B1 (ko) 2015-06-15 2023-11-15 8 리버스 캐피탈, 엘엘씨 동력 생산 플랜트의 기동을 위한 시스템 및 방법
KR102204443B1 (ko) 2016-02-18 2021-01-18 8 리버스 캐피탈, 엘엘씨 메탄화를 포함하는 동력 생산을 위한 시스템 및 방법
PL3420209T3 (pl) 2016-02-26 2024-02-05 8 Rivers Capital, Llc Systemy i sposoby sterowania elektrownią
AU2017329061B2 (en) 2016-09-13 2023-06-01 8 Rivers Capital, Llc System and method for power production using partial oxidation
MX2020002368A (es) 2017-08-28 2020-09-14 8 Rivers Capital Llc Optimizacion de calor de bajo grado de ciclos de energia de co2 supercriticos recuperativos.
KR102047437B1 (ko) 2017-12-12 2019-11-21 주식회사 포스코건설 가스터빈을 이용한 복합 발전설비
CN108049925B (zh) * 2017-12-22 2020-04-07 安徽三联学院 一种工业废水废气热能动力装置及其做功方法
ES2970038T3 (es) 2018-03-02 2024-05-24 8 Rivers Capital Llc Sistemas y métodos para la producción de energía usando un fluido de trabajo de dióxido de carbono
US10731557B1 (en) * 2019-04-19 2020-08-04 Hamilton Sundstrand Corporation Cyclonic dirt separator for high efficiency brayton cycle based micro turbo alternator
CN114427486A (zh) * 2022-01-10 2022-05-03 上海丝竺投资有限公司 超临界机组一种零污染超临界水气化安全发电技改方法

Family Cites Families (25)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1298434A (en) * 1971-05-21 1972-12-06 John Joseph Kelmar Non-polluting constant output electric power plant
JPS52135946A (en) * 1976-05-10 1977-11-14 Mitsubishi Heavy Ind Ltd Coupled iron manufacturing and power generating installation
DE2735829A1 (de) * 1977-08-09 1979-02-22 Metallgesellschaft Ag Verfahren zur erzeugung von kohlenwasserstoffen aus kohle
CA1208258A (en) * 1982-06-23 1986-07-22 Bernardus H. Mink Process for conveying a particulate solid fuel
DE3612888A1 (de) * 1986-04-17 1987-10-29 Metallgesellschaft Ag Kombinierter gas-/dampfturbinen-prozess
AT387038B (de) 1986-11-25 1988-11-25 Voest Alpine Ag Verfahren und anlage zur gewinnung von elektrischer energie neben der herstellung von fluessigem roheisen
DE3642619A1 (de) * 1986-12-13 1988-06-23 Bbc Brown Boveri & Cie Kombiniertes gas/dampfturbinenkraftwerk mit wirbelschichtkohlevergasung
AT392079B (de) 1988-03-11 1991-01-25 Voest Alpine Ind Anlagen Verfahren zum druckvergasen von kohle fuer den betrieb eines kraftwerkes
AT389526B (de) 1988-03-15 1989-12-27 Voest Alpine Ind Anlagen Verfahren zur gewinnung von fluessig-roheisen in einem einschmelzvergaser
EP0386596B1 (en) * 1989-03-02 1994-05-11 Kawasaki Jukogyo Kabushiki Kaisha Dry type simultanenous desulfurization and dedusting apparatus and method of operation therefor
JP2954972B2 (ja) * 1990-04-18 1999-09-27 三菱重工業株式会社 ガス化ガス燃焼ガスタービン発電プラント
US5069685A (en) * 1990-08-03 1991-12-03 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Two-stage coal gasification and desulfurization apparatus
CA2081189C (en) * 1992-10-22 1998-12-01 Tony E. Harras Co2 recycle for a gas-fired turbogenerator
US5765365A (en) * 1993-03-15 1998-06-16 Mitsubishi Jukogyo Kabushiki Kaisha Coal gasification power generator
AT402938B (de) * 1994-06-23 1997-09-25 Voest Alpine Ind Anlagen Verfahren und anlage zur direktreduktion von verfahren und anlage zur direktreduktion von eisenoxidhältigem material eisenoxidhältigem material
US5643354A (en) * 1995-04-06 1997-07-01 Air Products And Chemicals, Inc. High temperature oxygen production for ironmaking processes
JPH09241663A (ja) * 1996-03-14 1997-09-16 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd 高硫黄ガス用の乾式脱硫装置
AT403926B (de) * 1996-07-10 1998-06-25 Voest Alpine Ind Anlagen Verfahren zum erzeugen eines für eine reduktion von metallerz dienenden reduktionsgases und anlage zur durchführung des verfahrens
UA42888C2 (ru) * 1997-06-30 2001-11-15 Сіменс Акціенгезелльшафт Парогенератор, работающий на выходящем тепле
IL129101A (en) * 1999-03-22 2002-09-12 Solmecs Israel Ltd Closed cycle power plant
DE10031501B4 (de) * 2000-06-28 2004-08-05 Sekundärrohstoff-Verwertungszentrum Schwarze Pumpe Gmbh Verfahren zur qualitätsgerechten Bereitstellung von Brenn-, Synthese- und Mischgasen aus Abfällen in einem aus einer Gaserzeugungsseite und einer Gasverwertungsseite bestehenden Verbund
US6911058B2 (en) * 2001-07-09 2005-06-28 Calderon Syngas Company Method for producing clean energy from coal
SE0301071D0 (sv) * 2003-04-11 2003-04-11 Hoeganaes Ab Gas purification
US7328805B2 (en) * 2003-09-08 2008-02-12 Charah Enviromental, Inc. Method and system for beneficiating gasification slag
JP2007211705A (ja) * 2006-02-10 2007-08-23 Mitsubishi Heavy Ind Ltd ガス化複合発電システムにおける空気圧力制御装置

Also Published As

Publication number Publication date
JP5166443B2 (ja) 2013-03-21
CN101636559A (zh) 2010-01-27
EP2102453A2 (de) 2009-09-23
US20100031668A1 (en) 2010-02-11
MX2009007230A (es) 2009-07-15
AR064859A1 (es) 2009-04-29
CA2673274C (en) 2015-02-03
UA95997C2 (ru) 2011-09-26
WO2008086877A2 (de) 2008-07-24
ZA200905128B (en) 2010-09-29
WO2008086877A3 (de) 2009-01-29
KR20090101382A (ko) 2009-09-25
EP2102453B1 (de) 2016-08-31
AT504863B1 (de) 2012-07-15
AT504863A1 (de) 2008-08-15
AU2007344439B2 (en) 2013-08-22
AU2007344439A1 (en) 2008-07-24
KR101424155B1 (ko) 2014-08-06
JP2010515852A (ja) 2010-05-13
BRPI0720947A2 (pt) 2014-03-11
TW200905061A (en) 2009-02-01
CA2673274A1 (en) 2008-07-24
CL2008000102A1 (es) 2008-07-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2405944C1 (ru) СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ГАЗО- И ПАРОТУРБИННОЙ (ГиП)-ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
RU2532202C2 (ru) Способ восстановления на основе риформинг-газа с рециркуляцией восстановительных газов и декарбонизацией части отходящего газа, использованного в качестве горючего газа для риформинг-установки
CN203002174U (zh) 用于从生铁制造设备的废气中去除co2的装置
US20070256361A1 (en) Method for the gasification of hydrocarbon feedstocks
CN111234880A (zh) 一种固废危废清洁资源化处置方法
RU2011125340A (ru) Способ и устройство для получения сырьевого синтез-газа
CN1795257A (zh) 能移走co2并产生h2的热固体气化器
JP2005530672A (ja) 水素含有ガス混合物の製造方法
WO2007134075A2 (en) Method for the gasification of hydrocarbon feedstocks
RU2532757C2 (ru) Способ восстановления на основе риформинг-газа с пониженными выбросами nox
CN102124082A (zh) 整体气化联合循环全套设备的最小含硫气体排放
JP2010506047A (ja) 溶融物質を生産する方法及び装置
UA77668C2 (en) Method for production of hydrogen-containing gas (variants) flow and method for the production of ammonia
CN1068631C (zh) 生产生铁水或钢水预产品的工艺和实施该工艺的设备
US8440160B1 (en) Integrated sulfur recovery methods in power plants and low BTU gas fields
RU2127319C1 (ru) Способ получения губчатого железа и установка для осуществления этого способа
EP3986596B1 (en) Method and a direct reduction plant for producing direct reduced iron
SU1711677A3 (ru) Способ получени расплавленного чугуна или промежуточного продукта дл производства стали и устройство дл его осуществлени
CN111218535A (zh) 熔铁浴煤制气加热循环还原气生产直接还原铁的方法
CN110016366B (zh) 生活垃圾气化甲烷化发电***
JPH01275694A (ja) 動力装置作動目的の圧力下での石炭ガス化方法
CN103361127A (zh) 整体煤气化联合循环发电燃气中cos和hcn的净化方法
JPH01199622A (ja) 石炭ガスの乾式脱硫方法
CN116390892A (zh) 将固体废物转化为合成气和氢气
CN118406818A (zh) 一种基于钙基化学链气化制氢的富氢碳循环氧气高炉冶炼***及方法

Legal Events

Date Code Title Description
PC43 Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions

Effective date: 20101214

PC43 Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions

Effective date: 20160803

MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20171219