RU2472843C2 - Интеграция по теплу в процессе, включающем газификацию угля и реакцию метанирования - Google Patents

Интеграция по теплу в процессе, включающем газификацию угля и реакцию метанирования Download PDF

Info

Publication number
RU2472843C2
RU2472843C2 RU2009148677/05A RU2009148677A RU2472843C2 RU 2472843 C2 RU2472843 C2 RU 2472843C2 RU 2009148677/05 A RU2009148677/05 A RU 2009148677/05A RU 2009148677 A RU2009148677 A RU 2009148677A RU 2472843 C2 RU2472843 C2 RU 2472843C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
methanation
reactor
outlet
steam turbine
methanation reactor
Prior art date
Application number
RU2009148677/05A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2009148677A (ru
Inventor
Сампат Кумар БОММАРЕДДИ
Картик СУБРАМАНЬЯН
Джеймс Майкл СТОРИ
Джеррольд Сэмьюэл КАССМАН
Курт Ричард ИМАИ
Original Assignee
Дженерал Электрик Компани
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 Дженерал Электрик Компани filed Critical Дженерал Электрик Компани
Publication of RU2009148677A publication Critical patent/RU2009148677A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2472843C2 publication Critical patent/RU2472843C2/ru

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • 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
    • 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
    • C10J3/466—Entrained flow processes
    • 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
    • C10J3/86—Other features combined with waste-heat boilers
    • 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
    • C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
    • C10K1/08—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors
    • C10K1/10—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids
    • C10K1/101—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with aqueous liquids with water only
    • 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]
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/08—Production of synthetic natural gas
    • 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
    • F01K3/00—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein
    • F01K3/18—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein having heaters
    • F01K3/185—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein having heaters using waste heat from outside the plant
    • 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
    • F01K3/00—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein
    • F01K3/18—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein having heaters
    • F01K3/188—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein having heaters using heat from a specified chemical reaction
    • 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
    • F01K7/00—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating
    • F01K7/16—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating the engines being only of turbine type
    • F01K7/18—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating the engines being only of turbine type the turbine being of multiple-inlet-pressure type
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B1/00—Methods of steam generation characterised by form of heating method
    • F22B1/02—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers
    • F22B1/18—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers the heat carrier being a hot gas, e.g. waste gas such as exhaust gas of internal-combustion engines
    • F22B1/1838—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers the heat carrier being a hot gas, e.g. waste gas such as exhaust gas of internal-combustion engines the hot gas being under a high pressure, e.g. in chemical installations
    • 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
    • C10J2300/1662—Conversion of synthesis gas to chemicals to methane (SNG)
    • 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
    • C10J2300/1671—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with the production of electricity
    • C10J2300/1675—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with the production of electricity making use of a steam turbine
    • 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
    • C10J2300/18—Details of the gasification process, e.g. loops, autothermal operation
    • C10J2300/1807—Recycle loops, e.g. gas, solids, heating medium, water
    • 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
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10—Process efficiency

Abstract

Изобретение относится к процессу метанирования, в частности к рекуперации тепла в процессе, включающем реакцию метанирования и объединенном с процессом газификации угля. Объединенная система из блоков газификации, метанирования и зоны энергоустановки, содержащей паровую турбину, включает секцию метанирования 202, включающую первый реактор метанирования 214, имеющий вход, выполненный с возможностью приема синтез-газа, и выход; второй реактор метанирования 216, имеющий вход, соединенный с выходом первого реактора метанирования, и выход; третий реактор метанирования 218, имеющий вход, соединенный с выходом второго реактора метанирования, и выход; и пароперегреватель низкого давления 206, установленный между вторым 216 и третьим 218 реакторами, который нагревает пар низкого давления; секцию паровой турбины 204, включающую паровую турбину низкого давления 234, имеющую вход, соединенный с выходом пароперегревателя низкого давления 206. Секция метанирования 202 дополнительно включает испаритель 220, соединенный, !;с выходом третьего реактора метанирования 218, и первый экономайзер высокого давления 210, установленный между третьим реактором метанирования 218 и испарителем 220; второй экономайзер высокого давления 208, установленный между вторым 216 и третьим 218 реакторами метанирования; пароперегреватель высокого давления 236, расположенный между первым 214 и вторым 216 реакторами метанирования. Секция паровой турбины 204 дополнительно включает паровую турбину высокого давления 230. Объединенная система не требует получения дополнительного пара, который обычно используют для увлажнения сухого газа перед введением его в реактор конверсии, и таким образом в ней снижается количество нерекуперируемой энергии. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 2 ил.

Description

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Предложенное изобретение относится к процессу метанирования и, в частности, к рекуперации тепла в процессе, включающем реакцию метанирования и объединенном с процессом газификации угля.
Метанирование представляет собой физико-химический процесс для получения метана из смеси различных газов, образующихся при ферментации биомассы или при термохимической газификации. Основными компонентами являются моноксид углерода и водород. Процесс метанирования требует подачи в реактор чистого синтез-газа («сингаза») с соотношением Н2 к СО 3:1. Синтез-газ обычно получают в газификаторе. В том случае если в качестве питания подают синтез-газ, в процессе метанирования можно получить синтетический природный газ (СПГ).
В настоящее время большинство процессов метанирования являются отдельными процессами, которые включают секцию газификации и секцию метанирования. Типичные процессы газификации с частичной рекуперацией тепла дают синтез-газ с соотношением Н2 к СО примерно 0,95-1,0. Для изменения соотношения СО к Н2 далее по ходу технологического процесса добавляют каталитический реактор «конверсии» (сдвига соотношения Н2 и СО в синтез-газе). Осуществление конверсии требует применения увлажненного синтез-газа с соотношением водяной пар:сухой газ примерно 1,1-2,2 (эта величина изменяется в зависимости от типа эффективности катализатора). Традиционно в процесс реакции конверсии добавляют водяной пар, поскольку синтез-газ, выходящий из излучательного охладителя синтез-газа (ИОС), содержит недостаточное количество влаги.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В соответствии с одним из аспектов данного изобретения предложена объединенная система блока метанирования и паровой турбины. Система включает секцию метанирования и секцию паровой турбины. Секция метанирования включает первый реактор метанирования, имеющий вход, выполненный с возможностью приема синтез-газа, и выход; второй реактор метанирования, имеющий вход, соединенный с выходом первого реактора метанирования, и выход; третий реактор метанирования, имеющий вход, соединенный с выходом второго реактора метанирования, и выход; и пароперегреватель низкого давления, установленный между вторым реактором и третьим реактором и нагревающий пар низкого давления. Секция паровой турбины включает паровую турбину низкого давления, имеющую вход, соединенный с выходом пароперегревателя низкого давления.
В соответствии с другим аспектом данного изобретения предложена энергоустановка. Энергоустановка включает секцию метанирования и секцию паровой турбины. Секция метанирования включает первый реактор метанирования, имеющий вход, выполненный с возможностью приема синтез-газа, и выход; второй реактор метанирования, имеющий вход, соединенный с выходом первого реактора метанирования, и выход; третий реактор метанирования, имеющий вход, соединенный с выходом второго реактора метанирования, и выход; и пароперегреватель низкого давления, установленный между вторым реактором и третьим реактором и нагревающий пар низкого давления. Секция паровой турбины включает паровую турбину низкого давления, имеющую вход, соединенный с выходом пароперегревателя низкого давления.
Эти и другие преимущества и признаки станут более понятными из последующего описания, приведенного совместно с чертежами.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Объект, который рассматривают как изобретение, особо выделен и четко заявлен в приведенной формуле изобретения. Приведенные ранее и другие признаки и преимущества данного изобретения очевидны из последующего подробного описания совместно с сопровождающими чертежами, на которых:
Фиг.1 представляет собой схематическое изображение процесса газификации в соответствии с одним из примеров реализации данного изобретения; и
Фиг.2 представляет собой схематическое изображение объединенной системы блока метанирования и паровой турбины в соответствии с одним из примеров реализации данного изобретения.
Подробное описание поясняет воплощения данного изобретения совместно с его преимуществами и признаками посредством примеров со ссылкой на чертежи.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Воплощения данного изобретения включают установку, содержащую излучательный охладитель синтез-газа (ИОС)/охладитель синтез-газа (ОСГ) для рекуперации тепла из газификатора, объединенную с блоком быстрого охлаждения (охлаждение смешиванием с охлаждающей средой), совместно со связанными с этим средствами управления, с целью получения желаемого соотношения водяного пара и сухого газа. Такой пример реализации может позволить устранить потребность в дополнительном количестве водяного пара, который необходимо подавать на катализатор конверсии синтез-газа. Воплощения данного изобретения могут также включать новую схему процесса для объединения рекуперации тепла процессов газификации и метанирования, соединенных с паровой турбиной зоны энергоустановки.
В соответствии с первым аспектом данного изобретения предложено новое, оптимизированное конструктивное решение газификатора, соединенного с излучательным охладителем синтез-газа/охладителем синтез-газа, соединенным далее по ходу технологического процесса с камерой быстрого охлаждения/скруббером), совместно с относящимися к ним средствами управления, с целью обеспечения оптимального соотношения водяного пара и сухого газа порядка 1 - 2,2, чтобы иметь возможность осуществлять конверсию (сдвиг состава) синтез-газа с использованием катализатора, производимого третьей стороной, и таким образом снизить стоимость/потребность в традиционной подаче водяного пара на катализатор конверсии.
В соответствии со вторым аспектом данного изобретения предложена оптимизированная система, включающая процесс газификации, объединенный с метанированием и паровой турбиной. Система включает секцию газификации, секцию метанирования и секцию паровой турбины. Секция метанирования включает первый реактор метанирования, имеющий вход, выполненный с возможностью приема синтез-газа, и выход; при этом выход первого реактора соединен с пароперегревателем высокого давления; второй реактор метанирования, имеющий вход, соединенный с выходом первого реактора метанирования, и выход; при этом второй реактор метанирования соединен с пароперегревателем низкого давления и экономайзером высокого давления №2. Выход экономайзера высокого давления №2 соединен со входом третьего реактора метанирования. Выход третьего реактора метанирования соединен с экономайзером высокого давления №1. Секция паровой турбины включает паровые турбины высокого/среднего и низкого давления, имеющие вход, соединенный с выходом пароперегревателя высокого/низкого давления.
В соответствии с другим аспектом данного изобретения предложено объединение зоны энергоустановки с процессом газификации/метанирования. Энергоустановка включает экономайзер среднего давления, деаэратор, конденсатор и паровую турбину с получением пара высокого и низкого давления. Пар только низкого давления, полученный при низкотемпературном охлаждении газа (НТОГ) в зоне газификации, перегревают в процессе метанирования с использованием энергии, получаемой на выходе реактора метанирования №2. Этот перегретый пар низкого давления подают в паровую турбину низкого давления зоны энергоустановки. Пар, получаемый из паровой турбины низкого давления, используют для поддержания работы деаэратора (воздухоотделителя). Пар высокого давления из охладителя синтез-газа процесса газификации перегревают в процессе метанирования и направляют в паровую турбину высокого давления. Пар, отобранный из паровой турбины высокого давления, применяют для того, чтобы сэкономить питающий поток воды в паровой котел среднего давления (4,2-5,6 МПа, или 600-800 избыт, фунтов/кв. дюйм), который необходим в большинстве процессов с блоком извлечения серы (БИС) в зоне газификации.
Как в общих чертах обсуждалось выше, для процесса метанирования требуется, чтобы в секцию метанирования (которая включает один или более реакторов метанирования) подавали чистый синтез-газ с соотношением Н2 к СО 3:1. Типичные процессы газификации с частичной рекуперацией тепла дают синтез-газ с соотношением Н2 и СО примерно от 0,95 до 1. Для того чтобы увеличить отношение Н2 к СО, ниже газификатора по ходу технологического потока добавляют каталитический реактор конверсии для увеличения количества Н2 относительно СО. Реактор конверсии для соответствующей работы требует соотношения пара к сухому газу примерно от 1,1 до 2,2 (это значение может изменяться в зависимости от эффективности катализатора). В известных технических решениях может быть необходимо добавлять пар в реактор конверсии, поскольку поток, выходящий из излучательного охладителя синтез-газа, охлажденный в блоке быстрого охлаждения, не имеет соотношения пара и сухого газа в желаемом диапазоне. То есть традиционно в процесс реакции конверсии следует добавлять пар, поскольку синтез-газ, выходящий из блока быстрого охлаждения, в который подают поток, выходящий из излучательного охладителя синтез-газа, не содержит достаточного количества влаги.
Воплощения данного изобретения могут включать газификатор с оптимизированным конструктивным решением установки излучательный охладитель синтез-газа/охладитель синтез-газа, объединенной с блоком быстрого охлаждения/скруббером, расположенной ниже по ходу технологического потока, и соответствующими средствами управления. В одном из воплощений объединенная установка излучательный охладитель синтез-газа/блок быстрого охлаждения может действовать таким образом, что выходящий из нее поток имеет желаемое соотношение пара и сухого газа. Например, соотношение пара и сухого газа может составлять примерно от 1,1 до 2,2. Это можно выполнить в одном из воплощений увеличением температуры синтез-газа, выходящего из излучательного охладителя синтез-газа/охладителя синтез-газа в камеру быстрого охлаждения, в части объединенной установки излучательный охладитель синтез-газа/блок быстрого охлаждения, относящейся к быстрому охлаждению. Во втором воплощении осуществляют подогрев конденсата, рециклируемого в скруббер, в пределах секции низкотемпературного охлаждения газа (НТОГ) с целью увеличения содержания воды в газе на выходе из скруббера. В одном из воплощений это может быть выполнено путем объединения процессов метанирования и излучательного охлаждения синтез-газа так, чтобы подавать энергию, извлеченную из процесса метанирования (в виде пара или нагретой воды), в излучательный охладитель синтез-газа для повышения содержания пара в выходящем из него потоке. По существу, объединенная система может не требовать получения дополнительного пара, который обычно используют для увлажнения сухого газа перед введением его в реактор конверсии, таким образом в ней снижается количество нерекуперируемой энергии.
Фиг.1 изображает пример объединенной системы по одному из воплощений данного изобретения. В этом воплощении газификатор 104 производит необработанный синтез-газ. В газификаторе 104 происходит газификация. Газификация представляет собой процесс, который превращает углеродистые материалы, такие как уголь, нефть или биомасса, в моноксид углерода и водород путем проведения реакции исходного материала с контролируемым количеством кислорода и/или пара при высоких температурах. Полученную смесь газов называют синтез-газом или «сингазом», и она сама по себе является топливом. Газификация представляет собой очень эффективный способ извлечения энергии из многих различных типов органических материалов, а также находит применение в качестве чистой технологии утилизации отходов.
В одном из воплощений газификатор 104 объединен с секцией 102 извлечения тепла из синтез-газа и отделения мелких частиц. Секция 102 извлечения тепла из синтез-газа и отделения мелких частиц может включать объединенную установку 105 излучательный охладитель синтез-газа/блок быстрого охлаждения. Объединенная установка 105 излучательный охладитель синтез-газа/блок быстрого охлаждения может включать две части - блок 106 излучательного охладителя синтез-газа и блок 108 быстрого охлаждения. Блок 106 излучательного охладителя синтез-газа действует как теплообменник и охлаждает синтез-газ, поступающий из газификатора 104. Блок 106 излучательного охладителя синтез-газа сконструирован и управляется таким образом, чтобы удовлетворять желаемым требованиям по температуре выходящего синтез-газа, подаваемого в блок 108 быстрого охлаждения. В блоке 108 быстрого охлаждения осуществляют дополнительное охлаждение. В одном из воплощений блок 108 быстрого охлаждения можно модифицировать по сравнению с обычным блоком быстрого охлаждения таким образом, чтобы синтез-газ, выходящий из блока быстрого охлаждения, имел достаточное содержание влаги для осуществления конверсии (сдвига состава синтез-газа). Этого желаемого испарения воды в синтез-газ достигают путем регулирования температуры синтез-газа на выходе из излучательного охладителя 106 в блок 108 быстрого охлаждения. Несмотря ни на что, во всех этих воплощениях можно достичь положительного результата, если синтез-газ выходит из охладителя 108 при содержании более высокой доли водяного пара.
В одном из воплощений выход блока 108 быстрого охлаждения соединяют со скруббером 110 для синтез-газа, который работает обычным образом. Секция 102 получения также может включать другие возможные компоненты, такие как, например, первый насос 114 и второй насос 116, которые служат для перемещения воды между объединенной установкой 105 излучательный охладитель синтез-газа/блок быстрого охлаждения и скруббером 110 для синтез-газа. В одном из воплощений нагретый конденсат из установки 112 реактора конверсии/низкотемпературного охлаждения газа направляют обратно в скруббер 110, что приводит к пропусканию увлажненного синтез-газа через верхнюю часть скруббера и созданию желаемого соотношения пар/сухой газ. Подачу воды из парового котла-экономайзера в излучательный охладитель 106 синтез-газа осуществляют в результате интеграции по теплу процесса метанирования и зоны энергоустановки, как показано на Фиг.2.
Поток, выходящий из скруббера 110 для синтез-газа, соединен с реактором 112 конверсии. Технологический поток ниже реактора 112 конверсии может в одном из воплощений также включать низкотемпературное охлаждение газа, при котором получают энергию низкого уровня (главным образом для нагревания конденсата, рециклируемого в скруббер, и получения пара низкого давления). В существующем уровне техники реактор 112 конверсии мог нуждаться в введении пара, поскольку газ, выходящий из верхней части скруббера, не удовлетворял соотношению пара и сухого газа, необходимому для осуществления конверсии. В соответствии с воплощениями данного изобретения, поскольку соотношение пара и сухого газа в синтез-газе, выходящем из секции 102 получения синтез-газа, имеет необходимую величину, то реактор 112 конверсии как таковой не имеет ввода для пара или не принимает пар, даже если такой ввод присутствует. Преимуществом является то, что в работе такого реактора 112 конверсии не участвует пар, энергию которого не рекуперируют и, в конце концов, теряют, как это было раньше.
Выход реактора 112 конверсии соединен с устройством 120 для удаления кислого газа с целью удаления серы или снижения ее содержания в синтез-газе. Затем синтез-газ поступает на процесс 202 метанирования, описанный более подробно ниже со ссылкой на Фиг.2.
На Фиг.2 изображен пример системы 200, объединяющей процесс метанирования и технологический процесс паровой турбины зоны энергоустановки (объединенная система). Объединенная система 200 включает секцию 202 метанирования и секцию 204 зоны энергоустановки, которые взаимосвязаны. Секция 202 метанирования и секция зоны энергоустановки объединены также с секцией 102 газификации и секцией 112 конверсии/низкотемпературного охлаждения газа. В существующем уровне техники секция метанирования не является взаимосвязанной или другим образом соединенной ни с секцией газификации, ни с секцией зоны энергоустановки, включающей паровую турбину. В одном из примеров реализации секция 202 метанирования включает пароперегреватель 206 низкого давления, первый экономайзер 210 высокого давления и второй экономайзер 208 высокого давления, которые не включены в ранее существовавшие системы метанирования. Система 200 может также включать пароперегреватель 236 высокого давления, который не включен в системы метанирования существующего уровня техники.
Секция 202 метанирования принимает в подогреватель 212 синтез-газ, имеющий соотношение Н2 и СО около 3. Подогреватель 212 получает синтез-газ, например, из устройства 120 для удаления кислого газа (Фиг.1). Подогреватель 212 нагревает синтез-газ до стандартной температуры, необходимой для первого реактора 214 метанирования. Как и в обычных процессах метанирования, поток, выходящий из первого реактора 214 метанирования, проходит во второй реактор 216 метанирования, а поток, выходящий из второго реактора 216 метанирования, проходит в третий реактор 218 метанирования. Поток, выходящий из третьего реактора 218 метанирования, проходит в испаритель 220, в котором продукт - природный газ (метан), полученный в процессе метанирования, отделяют от технологического конденсата. Продукт - природный газ выпускают через выход, указанный стрелкой 222. В одном из воплощений технологический конденсат выпускают через выход, указанный стрелкой 224 выпуска конденсата. В одном из воплощений технологический конденсат подают в барабан-сепаратор (БС) секции низкотемпературного охлаждения газа реактора 112 конверсии (Фиг.1).
Воплощения данного изобретения направлены на объединение процесса метанирования с зоной энергоустановки, включающей секцию 204 паровой турбины, с целью создания объединенного процесса 200. Такое объединение может позволить осуществлять, в некоторых воплощениях, повышенную рекуперацию тепла по сравнению со стандартными процессами метанирования.
В одном из воплощений блок 204 паровой турбины включает паровую турбину 230 высокого давления. Пар, выходящий из паровой турбины 230, подают на вход паровой турбины 232 среднего давления. Подобным образом пар, выходящий из паровой турбины 232 среднего давления, подают на вход паровой турбины 234 низкого давления.
В одном из воплощений паровая турбина 230 высокого давления принимает перегретый пар высокого давления от пароперегревателя 236, который соединен с выходом первого реактора 214 метанирования. Тепло продукта реакции из первого реактора 214 метанирования используют для перегрева пара высокого давления из объединенного излучательного охладителя 106 синтез-газа (Фиг.1) в пароперегревателе 236 высокого давления. В одном из воплощений часть продукта реакции из первого реактора 214 метанирования снова подают в первый реактор 214 метанирования после его обработки в установке 223 обработки возвратного потока.
Другую порцию продукта реакции из первого реактора 214 метанирования направляют на вход второго реактора 216 метанирования. Продукт, выходящий из второго реактора 216 метанирования, подают на вход третьего реактора 218 метанирования.
В одном из воплощений энергия продукта, выходящего из второго реактора 216 метанирования, служит для перегрева пара низкого давления, полученного в секции 112 конверсии/низкотемпературного охлаждения газа (Фиг.1) в пароперегревателе 206 низкого давления, присоединенном к выходу второго реактора 216 метанирования. Пароперегреватель 206 низкого давления перегревает пар низкого давления и обеспечивает перегретый пар низкого давления на входе в паровую турбину 234 низкого давления. Продукт, выходящий из второго реактора 218 метанирования, также является источником тепла для второго экономайзера 208 высокого давления. Второй экономайзер 208 высокого давления нагревает воду для питания парового котла высокого давления излучательного охладителя 106 синтез-газа (Фиг.1). Первый экономайзер 210 высокого давления соединен с третьим реактором 218 метанирования таким образом, что продукт, выходящий из третьего реактора 218 метанирования, нагревает воду, подаваемую в качестве питания в паровой котел высокого давления, которую получают от блока 204 паровой турбины зоны энергоустановки. В частности, воду перекачивают от выходного насоса 250 к первому экономайзеру 210 высокого давления, где ее нагревают посредством продукта, выходящего из третьего реактора 218 метанирования.
Как обсуждалось выше, в одном из воплощений данного изобретения предложено объединение процесса метанирования с блоком паровой турбины зоны энергоустановки, а также объединение с процессом газификации (Фиг.1). В одном из воплощений это можно осуществить, например, путем перегрева пара низкого давления в пароперегревателе 206 низкого давления и подачи полученного пара в паровую турбину 234 низкого давления. Деаэрированную воду из деаэратора 256 подают в первый экономайзер 210 высокого давления, где ее нагревают посредством продукта, выходящего из третьего реактора 218 метанирования. Затем нагретую воду подают во второй экономайзер 208 высокого давления, где ее нагревают посредством продукта, выходящего из второго реактора 216 метанирования. Нагретую воду направляют в качестве питающего потока воды высокого давления для излучательного охладителя 106 синтез-газа (Фиг.1). Питающий поток воды для парового котла низкого давления подают от насоса 262 низкого давления к секции 112 конверсии/низкотемпературного охлаждения газа для получения пара низкого давления. Вышеуказанным образом объединяют друг с другом процесс газификации, процесс метанирования и паровую турбину. Это может преимущественно обеспечить повышенную рекуперацию энергии из объединенного процесса.
Обращаясь снова к Фиг.2, видно, что паровая турбина 204 может включать блок 252 последующей обработки. В блоке 252 последующей обработки воду и пар подвергают обработке с целью подготовки воды для использования в других блоках интегрированной системы. В одном из воплощений блок 252 последующей обработки включает конденсатор 254, деаэратор 256, экономайзер 258 среднего давления и ряд насосов. Конденсатор 254 соединен с выходом пара из паровой турбины 234 низкого давления и с экономайзером 258 среднего давления. Выходящий из конденсатора поток в форме конденсата пара подают в секцию 112 реактора конверсии/низкотемпературного охлаждения газа (Фиг.1), чтобы извлечь энергию низкого уровня. Конденсат пара из этой секции перекачивают первым насосом 260 в деаэратор 256. Деаэратор 256 может также принимать пар из испарительной камеры и пар низкого давления, полученный от паровой турбины 234 низкого давления, а также технологический конденсат от процесса газификации (как показано на Фиг.1). Деаэратор 256 производит выпускаемый пар и деаэрированную воду, которую перекачивают в паровой котел низкого давления для подачи ее в качестве питания процесса газификации посредством второго насоса 262. Поток, выходящий из второго насоса, также перекачивают третьим насосом 264 в подпиточную воду среднего давления на стадию газификации, а также подают в экономайзер 258 среднего давления.
В то время как данное изобретение подробно описано применительно только к ограниченному количеству воплощений, следует понимать, что данное изобретение не ограничено этими описанными воплощениями. Напротив, данное изобретение можно модифицировать с включением любого количества изменений, перемен, замен или эквивалентных расположений или устройств, не только описанных в тексте настоящего описания, но соответствующих объему и сущности данного изобретения. Кроме того, в то время как описаны различные воплощения данного изобретения, следует понимать, что аспекты данного изобретения могут включать только некоторые из описанных воплощений. Соответственно, данное изобретение не следует рассматривать как ограниченное предшествующим описанием, но оно ограничено лишь объемом прилагаемой формулы изобретения.
Обозначения:
ВД - высокое давление
СД - среднее давление
НД - низкое давление
ПТ - паровая турбина
ИОС - излучательный охладитель синтез-газа
НТОГ - низкотемпературное охлаждение газа
ХВ - трубопровод холодного водоснабжения
БИС - блок извлечения серы
102 Система рекуперации тепла синтез-газа и удаления материала в виде частиц
104 Газификатор
105 Интегрированная система ИОС/быстрого охлаждения
106 Секция ИОС
108 Секция быстрого охлаждения
110 Скруббер для синтез-газа
114 Первый насос
116 Второй насос
112 Конверсия/низкотемпературное охлаждение газа (НТОГ)
200 Объединенная технологическая система метанирования и паровой турбины зоны энергоустановки
202 Секция метанирования
204 Зона энергоустановки
206 Пароперегреватель низкого давления
208 Второй экономайзер высокого давления
210 Первый экономайзер высокого давления
236 Пароперегреватель высокого давления
212 Подогреватель
120 Устройство для удаления кислого газа
214 Первый реактор метанирования
216 Второй реактор метанирования
218 Третий реактор метанирования
220 Испаритель
222 Стрелка, указывающая направление
224 Стрелка, указывающая направление выхода конденсата
112 Реактор конверсии
204 Секция паровых турбин
223 Установка обработки возвратного потока
230 Паровая турбина высокого давления
232 Паровая турбина промежуточного давления
234 Паровая турбина низкого давления
236 Пароперегреватель высокого давления
238 Процессор, управляющий рециклом
256 Деаэратор
262 Насос низкого давления
252 Секция последующей обработки
254 Конденсатор
258 Экономайзер среднего давления
260 Первый насос
264 Третий насос

Claims (12)

1. Объединенная система из блоков газификации, метанирования и
зоны энергоустановки, содержащей паровую турбину, включающая:
секцию метанирования, включающую первый реактор метанирования, имеющий вход, выполненный с возможностью приема синтез-газа, и выход;
второй реактор метанирования, имеющий вход, соединенный с выходом первого реактора метанироваиия, и выход;
третий реактор метанирования, имеющий вход, соединенный с выходом второго реактора метанирования, и выход; и
пароперегреватель низкого давления, установленный между вторым реактором и третьим реактором, который нагревает пар низкого давления;
секцию паровой турбины, включающую паровую турбину низкого давления, имеющую вход, соединенный с выходом пароперегревателя низкого давления.
2. Система по п.1, в которой секция метанирования дополнительно включает испаритель, соединенный с выходом третьего реактора метанирования, и первый экономайзер высокого давления, установленный между третьим реактором метанирования и испарителем.
3. Система по п.2, в которой секция метанирования дополнительно включает второй экономайзер высокого давления, установленный между вторым реактором метанирования и третьим реактором метанирования.
4. Система по п.3, в которой первый экономайзер высокого давления получает питающую воду для парового котла из секции паровой турбины.
5. Система по п.4, в которой второй экономайзер высокого давления получает нагретую воду от первого экономайзера высокого давления и обеспечивает горячую воду для питания парового котла высокого давления излучательного охладителя синтез-газа.
6. Система по п.1, в которой секция паровой турбины дополнительно включает паровую турбину высокого давления, и в которой секция метанирования дополнительно включает пароперегреватель высокого давления, расположенный между первым реактором метанирования и вторым реактором метанирования, причем этот пароперегреватель высокого давления получает пар высокого давления, перегревает этот пар и направляет его к паровой турбине высокого давления.
7. Энергоустановка, включающая секцию метанирования, включающую:
первый реактор метанирования, имеющий вход, организованный таким образом, чтобы принимать синтез-газ, и выход;
второй реактор метанирования, имеющий вход, соединенный с выходом первого реактора метанирования, и выход;
третий реактор метанирования, имеющий вход, соединенный с выходом второго реактора метанирования, и выход; и
пароперегреватель низкого давления, установленный между вторым реактором и третьим реактором, который нагревает пар низкого давления;
секцию паровой турбины, включающую паровую турбину низкого давления, имеющую вход, соединенный с выходом пароперегревателя низкого давления.
8. Энергоустановка по п.7, в которой секция метанирования дополнительно включает испаритель, соединенный с выходом третьего реактора метанирования;
первый экономайзер высокого давления, установленный между третьим реактором метанирования и испарителем.
9. Энергоустановка по п.8, в которой секция метанирования дополнительно включает второй экономайзер высокого давления, установленный между вторым реактором метанирования и третьим реактором метанирования.
10. Энергоустановка по п.9, в которой первый экономайзер высокого давления получает питающую воду для парового котла от секции паровой турбины.
11. Система по п.10, в которой второй экономайзер высокого давления получает нагретую воду от первого экономайзера высокого давления и обеспечивает горячую воду для питания парового котла высокого давления излучательного охладителя синтез-газа.
12. Система по п.7, в которой секция паровой турбины дополнительно включает паровую турбину высокого давления, и в которой секция метанирования дополнительно включает пароперегреватель высокого давления, расположенный между первым реактором метанирования и вторым реактором метанирования, причем этот пароперегреватель высокого давления получает пар высокого давления, перегревает этот пар и направляет его к паровой турбине высокого давления.
RU2009148677/05A 2009-01-06 2009-12-29 Интеграция по теплу в процессе, включающем газификацию угля и реакцию метанирования RU2472843C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/349,127 US8024930B2 (en) 2009-01-06 2009-01-06 Heat integration in coal gasification and methanation reaction process
US12/349,127 2009-01-06

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2009148677A RU2009148677A (ru) 2011-07-10
RU2472843C2 true RU2472843C2 (ru) 2013-01-20

Family

ID=42310815

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2009148677/05A RU2472843C2 (ru) 2009-01-06 2009-12-29 Интеграция по теплу в процессе, включающем газификацию угля и реакцию метанирования

Country Status (6)

Country Link
US (1) US8024930B2 (ru)
EP (1) EP2390474B1 (ru)
CN (2) CN104910985A (ru)
AU (1) AU2010200040B2 (ru)
CA (1) CA2689188C (ru)
RU (1) RU2472843C2 (ru)

Families Citing this family (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2010132439A1 (en) 2009-05-12 2010-11-18 Icr Turbine Engine Corporation Gas turbine energy storage and conversion system
US8821598B2 (en) * 2009-07-27 2014-09-02 General Electric Company Control system and method to operate a quench scrubber system under high entrainment
WO2011109514A1 (en) 2010-03-02 2011-09-09 Icr Turbine Engine Corporatin Dispatchable power from a renewable energy facility
CN102191956A (zh) * 2010-03-04 2011-09-21 天华化工机械及自动化研究设计院 一种增设蒸汽管式干燥降低燃煤电厂煤耗的方法
US20110247333A1 (en) * 2010-04-13 2011-10-13 General Electric Company Double flow low-pressure steam turbine
US8984895B2 (en) 2010-07-09 2015-03-24 Icr Turbine Engine Corporation Metallic ceramic spool for a gas turbine engine
US9459005B2 (en) * 2010-09-01 2016-10-04 The Babcock & Wilcox Company Steam cycle efficiency improvement with pre-economizer
EP2612009B1 (en) 2010-09-03 2020-04-22 ICR Turbine Engine Corporatin Gas turbine engine
US8420031B2 (en) * 2010-10-19 2013-04-16 General Electric Company System and method of substitute natural gas production
US9051873B2 (en) 2011-05-20 2015-06-09 Icr Turbine Engine Corporation Ceramic-to-metal turbine shaft attachment
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***
US10094288B2 (en) 2012-07-24 2018-10-09 Icr Turbine Engine Corporation Ceramic-to-metal turbine volute attachment for a gas turbine engine
US9874142B2 (en) 2013-03-07 2018-01-23 General Electric Company Integrated pyrolysis and entrained flow gasification systems and methods for low rank fuels
US9453171B2 (en) 2013-03-07 2016-09-27 General Electric Company Integrated steam gasification and entrained flow gasification systems and methods for low rank fuels
CN103351894B (zh) * 2013-07-07 2015-06-17 开封天宸能源化工机械有限公司 焦炉煤气联合煤气化炉煤气合成天然气工艺
CN107250327A (zh) * 2015-03-18 2017-10-13 托普索公司 用于生产甲烷和电力的方法
CN108275653A (zh) * 2018-03-22 2018-07-13 上海华林工业气体有限公司 一种蒸汽转化炉烟道气热量回收利用***及方法
EP4177446A1 (de) * 2018-10-23 2023-05-10 Wolff Balthasar Verfahren zum betreiben einer chemischen anlage
CN111853907B (zh) * 2020-06-12 2021-09-21 国网浙江省电力有限公司电力科学研究院 一种餐厨垃圾处理厂冷热电联供***及其运行控制方法

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3898057A (en) * 1973-08-16 1975-08-05 Metallgesellschaft Ag Process for converting methanol to a high-methane gas
US4710483A (en) * 1977-07-21 1987-12-01 Trw Inc. Novel carbonaceous material and process for producing a high BTU gas from this material
US4999993A (en) * 1987-11-25 1991-03-19 Fluor Corporation Reactor expander topping cycle
SU1638320A1 (ru) * 1989-04-26 1991-03-30 Саратовский политехнический институт Комбинированна парогазова установка с газификацией угл
US5255504A (en) * 1991-03-06 1993-10-26 British Gas Plc Electrical power generation

Family Cites Families (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3975169A (en) * 1972-01-26 1976-08-17 Imperial Chemical Industries Limited Process for producing a natural gas substitute
US3922148A (en) * 1974-05-16 1975-11-25 Texaco Development Corp Production of methane-rich gas
US4124628A (en) * 1977-07-28 1978-11-07 Union Carbide Corporation Serial adiabatic methanation and steam reforming
US4235044A (en) * 1978-12-21 1980-11-25 Union Carbide Corporation Split stream methanation process
DE3032123A1 (de) * 1979-10-22 1981-04-30 Conoco Inc., 74601 Ponca City, Okla. Verfahren zur herstellung eines methan enthaltenden ersatz-erdgases
US4524581A (en) * 1984-04-10 1985-06-25 The Halcon Sd Group, Inc. Method for the production of variable amounts of power from syngas
CN100556997C (zh) * 2006-09-13 2009-11-04 西南化工研究设计院 一种利用焦炉气制备合成天然气的方法
CN101293812B (zh) * 2008-06-16 2011-03-30 中国石油和化工勘察设计协会煤化工设计技术中心 含甲烷合成气联产甲醇和天然气技术

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3898057A (en) * 1973-08-16 1975-08-05 Metallgesellschaft Ag Process for converting methanol to a high-methane gas
US4710483A (en) * 1977-07-21 1987-12-01 Trw Inc. Novel carbonaceous material and process for producing a high BTU gas from this material
US4999993A (en) * 1987-11-25 1991-03-19 Fluor Corporation Reactor expander topping cycle
SU1638320A1 (ru) * 1989-04-26 1991-03-30 Саратовский политехнический институт Комбинированна парогазова установка с газификацией угл
US5255504A (en) * 1991-03-06 1993-10-26 British Gas Plc Electrical power generation

Also Published As

Publication number Publication date
CN101885994A (zh) 2010-11-17
AU2010200040A1 (en) 2010-07-22
CA2689188A1 (en) 2010-07-06
RU2009148677A (ru) 2011-07-10
EP2390474B1 (en) 2016-11-09
US20100170247A1 (en) 2010-07-08
CN104910985A (zh) 2015-09-16
AU2010200040B2 (en) 2012-08-23
CA2689188C (en) 2013-03-12
EP2390474A1 (en) 2011-11-30
US8024930B2 (en) 2011-09-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2472843C2 (ru) Интеграция по теплу в процессе, включающем газификацию угля и реакцию метанирования
RU2461516C1 (ru) Низкоэнергетический способ для получения аммиака или метанола
KR101767287B1 (ko) 메탄 생성 시스템을 갖춘 열 통합을 위한 시스템
RU2085754C1 (ru) Способ непрерывного преобразования энергии в газотурбинной установке и газотурбинная установка для его осуществления
US20090117024A1 (en) Process for the Production of Hydrogen with Co-Production and Capture of Carbon Dioxide
CN102518489B (zh) 发电方法、用于气化生产能源产品和热发电的装置
HU213648B (en) Partial oxidation process with production of power
EP3730473A1 (en) Use of renewable energy in methanol synthesis
US8186177B2 (en) Systems for reducing cooling water and power consumption in gasification systems and methods of assembling such systems
CN106397121A (zh) 一种沼气与焦炉煤气联合生产甲醇装置
RU2768935C2 (ru) Способ получения мочевины и производственная установка, использующие co2, полученный кислородно-топливным горением
US20200276537A1 (en) Waste gas emission control system
EP4230854A2 (en) Reforming process integrated with gas turbine generator
RU2244133C1 (ru) Способ генерирования пара при производстве аммиака
US8158029B2 (en) Method for the production of synthesis gas and of operating a fixed bed dry bottom gasifier
RU2404116C1 (ru) Способ подготовки природного газа с получением метанола
RU2244134C1 (ru) Способ генерирования пара при производстве аммиака
JP5407376B2 (ja) ガス化ガス精製方法及び装置
KR20240012459A (ko) 합성 가스의 생성 및 공정 응축수의 발생을 위한 방법 및 플랜트
JP2024513438A (ja) 水素と酸素からの電気エネルギーの発生
CN102906394A (zh) 气化发电设备
KR20210023835A (ko) 케미컬 루핑 배열에 결합된 초임계 co₂ 사이클
CN112004588A (zh) 一种低温甲醇洗单元与多套克劳斯单元的尾气循环联用的方法与设备
JP2010168481A (ja) ガス化ガス精製方法及び装置
CS212642B1 (cs) Způsob zpracování tlakového odpadního plynu z výroby syntetického metanolu

Legal Events

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

Effective date: 20171230