RU2531290C2 - Способ эксплуатации электростанции igcc с интегрированным устройством для отделения co2 - Google Patents

Способ эксплуатации электростанции igcc с интегрированным устройством для отделения co2 Download PDF

Info

Publication number
RU2531290C2
RU2531290C2 RU2012117799/05A RU2012117799A RU2531290C2 RU 2531290 C2 RU2531290 C2 RU 2531290C2 RU 2012117799/05 A RU2012117799/05 A RU 2012117799/05A RU 2012117799 A RU2012117799 A RU 2012117799A RU 2531290 C2 RU2531290 C2 RU 2531290C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
fraction
content
steam
pressure
Prior art date
Application number
RU2012117799/05A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2012117799A (ru
Inventor
Йоханнес Менцель
Original Assignee
Тиссенкрупп Уде Гмбх
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 Тиссенкрупп Уде Гмбх filed Critical Тиссенкрупп Уде Гмбх
Publication of RU2012117799A publication Critical patent/RU2012117799A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2531290C2 publication Critical patent/RU2531290C2/ru

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
    • F02C3/26—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being solid or pulverulent, e.g. in slurry or suspension
    • F02C3/28—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being solid or pulverulent, e.g. in slurry or suspension using a separate gas producer for gasifying the fuel before combustion
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/50—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification
    • C01B3/56—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification by contacting with solids; Regeneration of used solids
    • 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
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
    • B01D2256/16—Hydrogen
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
    • B01D2256/22—Carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/02—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography
    • B01D53/04—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography with stationary adsorbents
    • B01D53/047—Pressure swing adsorption
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/042—Purification by adsorption on solids
    • C01B2203/043—Regenerative adsorption process in two or more beds, one for adsorption, the other for regeneration
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0465—Composition of the impurity
    • C01B2203/047—Composition of the impurity the impurity being carbon monoxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0465—Composition of the impurity
    • C01B2203/0475—Composition of the impurity the impurity being carbon dioxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/1603—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with gas treatment
    • C10J2300/1612—CO2-separation and sequestration, i.e. long time storage
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/164—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with conversion of synthesis gas
    • C10J2300/1643—Conversion of synthesis gas to energy
    • C10J2300/1653—Conversion of synthesis gas to energy integrated in a gasification combined cycle [IGCC]
    • 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
    • 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
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
    • 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
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • 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
    • Y02P20/129—Energy recovery, e.g. by cogeneration, H2recovery or pressure recovery turbines
    • 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
    • Y02P20/151—Reduction of greenhouse gas [GHG] emissions, e.g. CO2

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Separation Of Gases By Adsorption (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Carbon And Carbon Compounds (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу эксплуатации электростанции IGCC с интегрированным устройством для отделения CO2. При этом способе технологический газ с содержанием Н2 и СO2 разделяют посредством адсорбции с переменным давлением (PSA) на технически чистый водород и фракцию с высоким содержанием CO2, причем фракция с высоким содержанием СО2 выделяется в результате снижения давления в виде отходящего газа установки PSA. Образующийся водород сжигается в по меньшей мере одной газовой турбине, предназначенной для генерации тока. Отработавший газ газовой турбины используется в котле-утилизаторе для производства водяного пара, расширяющегося в паровой турбине, также предназначенной для генерации тока. Отходящий газ установки PSA сжигается в отдельном котле с использованием технически чистого кислорода, причем образуется дымовой газ с температурой свыше 1000°С. Дымовой газ используется для перегрева подаваемого в паротурбинный процесс пара и/или для производства пара с большим давлением для паротурбинного процесса. При использовании отходящего тепла газовой турбины и отходящего тепла дымового газа получают перегретый пар с давлением свыше 120 бар и температурой более 520°С для паротурбинного процесса. Изобретение позволяет повысить общий КПД электростанции IGCC с интегрированным устройством отделения СО2. 12 з.п. ф-лы.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к способу эксплуатации станции IGCC с интегрированным устройством для отделения CO2. Сокращение IGCC (Integraded Gasification Combined Cycle) означает «комбинированный цикл с интегрированной газификацией». Электростанции IGCC представляют собой комбинированные газо- и паротурбинные электростанции с предвключенной секцией для газификации ископаемых видов топлива, в частности угля.
Уровень техники
Газификация - это процесс, в ходе которого из ископаемых видов топлива производится синтез-газ с содержанием в нем СО и Н2. Синтез-газ подвергается конверсии, в ходе которой содержащаяся в нем окись углерода преобразуется водяным паром в диоксид углерода и водород. После конверсии синтез-газ состоит преимущественно из диоксида углерода и водорода. Посредством химических и физических скрубберов диоксид углерода может удаляться из синтез-газа. Затем синтез-газ с высоким содержанием в нем водорода сжигается в газовой турбине. При такой концепции удаления диоксида углерода снижается общий кпд на около 10 процентных баллов по сравнению с обычной комбинированной газо- и паротурбинной электростанцией без удаления CO2.
Из ЕР 0262894 В1 известен способ отделения и получения CO2 из топлива, содержащего, наряду с углеводородами, также Н2 и CO2, при котором используемый газ разделяют с помощью адсорбции с переменным давлением (PSA: pressure swing adsorption) на фракцию технически чистого водорода и фракцию с высоким содержанием CO2, причем фракция с высоким содержанием CO2 содержит в себе также горючие газы, в частности H2, причем фракция с высоким содержанием CO2, образовавшаяся в установке PSA, сжигается в отдельном котле с использованием технически чистого кислорода. При этом отходящее тепло может быть утилизировано, например, для выработки пара.
Из US-2007/0178035 А1 известен способ эксплуатации электростанции IGCC с встроенным устройством для отделения CO2. При этом известном способе из ископаемых видов топлива получают синтез-газ с содержанием СО и Н2, причем, по меньшей мере, часть потока синтез-газа преобразуется в секции конверсии СО водяным паром в Н2 и CO2. Образующийся технологический газ с содержанием Н2 и CO2 разделяют посредством адсорбции с переменным давлением (установка PSA) на фракцию технически чистого водорода и фракцию с высоким содержанием CO2, причем фракция с высоким содержанием CO2 содержит в себе также горючие газы, как СО и H2. Образующийся водород сжигают в газовой турбине для генерации тока, при этом отработавший газ газовой турбины используется в котле-утилизаторе для производства водяного пара, расширяющегося в паровой турбине, также используемой для генерации электроэнергии. Фракция с высоким содержанием CO2, выделяющаяся в результате циклического снижения давления в установке для адсорбции с переменным давлением (PSA) и называемая ниже отходящим газом установки PSA, сжигается в отдельном котле с использованием технически чистого кислорода. При этом отходящее тепло состоящего из CO2 и продуктов сгорания дымового газа используется посредством теплообмена. Согласно известному способу отходящее тепло дымового газа применяется для подогрева водородного потока для газотурбинного процесса.
В WO 2006/112725 А1 также описан способ с приведенными выше признаками. Фракция с высоким содержанием CO2, образованная адсорбцией с переменным давлением, используется в качестве горючего газа при нагреве преобразователя пара, с помощью которого производят синтез-газ. Образующийся при сжигании дымовой газ состоит по существу из CO2 и водяного пара. Водяной пар отделяют, а остаточный поток, состоящий в основном из CO2, направляют на захоронение или утилизацию.
Температура отработавшего газа газовой турбины на электростанции IGCC составляет около 600°С. Более высокие температуры отработавшего газа при использовании традиционных газовых турбин не возможны, в частности, по техническим причинам, обусловленным материалами. Поэтому при использовании отходящего тепла газовой турбины для процесса работы паровой турбины может быть использован пар с максимальной температурой около 550°С. Также высокая температура при газификации во время производства синтез-газа не может применяться для большего перегрева пара, так как синтез-газ постоянно восстанавливает материалы парового котла, что может вызвать длительный выход котла из строя. При обычном режиме работы электростанции IGCC принимается во внимание, что паротурбинный процесс ведется с параметрами пара (его давлением и температурой перегрева), которые не соответствуют уровню современной электростанции на угольном топливе.
Раскрытие изобретения
В изобретении достигается технический результат - повышение общего кпд электростанции IGCC с интегрированным устройством для отделения CO2.
Задачей изобретения является создание способа по пункту 1 формулы изобретения. На основе способа с описанными выше и приведенными в ограничительной части пункта 1 формулы изобретения признаками указанная задача решается в изобретении тем, что при сжигании образующейся при адсорбции с переменным давлением фракции с высоким содержанием СО2 образуется дымовой газ с температурой свыше 1000°С, используемый для перегрева пара, вырабатываемого в расположенном за газовой турбиной котле-утилизаторе, и/или для выработки пара с большим давлением для паротурбинного процесса, и что за счет отходящего тепла газовой турбины и дымового газа, образующегося при сжигании фракции с высоким содержанием CO2, производится перегретый пар с давлением свыше 120 бар и температурой более 520°С, предпочтительно более 550°С, для паротурбинного процесса.
В результате поддерживаемого кислородом сжигания отходящего газа установки PSA в отдельном котле образуется дымовой газ с температурой свыше 1000°С, состоящий по существу из CO2 и водяного пара. Путем использования отходящего тепла этого дымового газа можно увеличить перегрев пара по сравнению с традиционными процессами IGCC, например, до 600-700°С, в результате чего с помощью способа согласно изобретению можно существенно увеличить кпд паротурбинного процесса в установке IGCC. Предпочтительно предусмотреть перегрев до температуры свыше 550°С. Неизбежная потеря кпд при газотурбинном процессе, обусловленная отсутствием отходящего газа установки PSA в синтез-газе, в результате этого компенсируется, по меньшей мере, частично. Таким образом, при использовании технического решения по изобретению общий кпд электростанции IGCC с интегрированным устройством для отделения диоксида углерода снижается по сравнению с традиционной электростанцией IGCC без устройства отделения диоксида углерода лишь незначительно.
Способом согласно изобретению предусмотрено применение установки для адсорбции с переменным давлением для разделения конвертированного синтез-газа на фракцию с высоким содержанием диоксида углерода и фракцию с высоким содержанием водорода. При этом конвертированный синтез-газ под высоким давлением перетекает в первый адсорбер. Содержащийся в газе диоксид углерода адсорбируется. Водород лишь незначительно взаимодействует с адсорбирующей массой и в основном беспрепятственно проходит через первый адсорбер. Если поглощающая способность адсорбирующего агента исчерпана, то поток синтез-газа направляют во второй адсорбер. В это время первый адсорбер восстанавливают путем снижения давления, причем диоксид углерода выделяется из адсорбирующего агента. Газ, выделяющийся при снижении давления, называется отходящим газом установки PSA. При этом неизбежно часть водорода, содержащегося в подведенном синтез-газе, например 15%, поступит вместе с подведенным в синтез-газ количеством водорода в отходящий газ установки PSA, вследствие чего снизится эффективность производства синтез-газа. Следовательно, хотя большей частью отходящий газ установки PSA и состоит из диоксида углерода, однако в нем содержатся также доли водорода и окиси углерода. Вследствие высокого содержание диоксида углерода отходящий газ установки PSA не пригоден для обычного сжигания с использованием воздуха.
В способе согласно изобретению отходящий газ установки PSA с высоким содержанием CO2 сжигается с применением технически чистого кислорода. Поскольку диоксид углерода обладает более высокой молярной теплоемкостью по сравнению с азотом, то задается температура горения, которая, несмотря на использование чистого кислорода, почти соответствует температуре горения ископаемого топлива с использованием воздуха. Поэтому возможно применение обычных печей, предназначенных для сжигания ископаемых видов топлива с использованием воздуха.
Дымовой газ, образующийся при сжигании отходящего газа установки PSA с использованием кислорода, состоит почти исключительно из диоксида углерода и водяного пара. При этом особо оптимально, чтобы уже в процессе производства синтез-газа исключалось попадание в него азота. Для этого предпочтительно применять при процессах шлюзования и промывки диоксид углерода вместо азота.
После сжигания отходящего газа установки PSA с использованием технически чистого кислорода и утилизации отходящего тепла согласно изобретению для улучшения параметров пара для паротурбинного процесса производят охлаждение содержащегося в дымовом газе водяного пара и его конденсацию с получением фракции чистого диоксида углерода. Эта фракция может быть направлена на захоронение или использована для «увеличения нефтеотдачи» (Enhanced Oil Recovery), для чего диоксид углерода нагнетается в нефтяной пласт, в котором давление возрастает, и остатки нефти поступают на дневную поверхность.
Благодаря утилизации отходящего тепла согласно изобретению можно легко получать пар с высоким давлением, превышающим 200 бар, который может использоваться в паровой турбине с высоким кпд.
Осуществление изобретения
В рамках паротурбинного процесса может применяться паровая турбина с несколькими ступенями, содержащая по меньшей мере одну часть высокого давления и одну часть низкого давления. В этом случае для такой паровой турбины может быть предусмотрен с помощью образующегося при сжигании фракции с высоким содержанием CO2 дымового газа промежуточный перегрев расширяющегося пара в части высокого давления до температуры более 520°С, предпочтительно более 550°С.
При использовании способа согласно изобретению образуется остаточный поток, состоящий по существу из CO2. При этом присутствует возможность для отвода части образующегося CO2 и использования его, например, в производстве синтез-газа из ископаемых видов топлива для доставки топлива и/или для промывки и создания атмосферы инертного газа.
Согласно изобретению дымовой газ, образующийся при сжигании фракции с высоким содержанием CO2, используется для перегрева пара, вырабатываемого в расположенном за газовой турбиной котле-утилизаторе, и/или для производства пара большего давления для паротурбинного процесса. В целях дополнительного повышения кпд остаточное тепло, сохраняющееся во фракции с высоким содержанием CO2, может быть использовано для подогрева фракции с высоким содержанием CO2 перед ее сжиганием и/или подаваемого на сжигание технически чистого кислорода.
Использование тепла, выделяющегося при сжигании отходящего газа установки PSA с высоким содержанием CO2 с применением чистого кислорода, происходит предпочтительно в паровом котле. Если температура горения при сжигании отходящего газа установки PSA не соответствует требуемой температуре в котле, то это положение может быть выправлено применением некоторых мер, приведенных в пунктах 6-13 формулы изобретения и поясняемых ниже.
Особенно эффективной является мера, при которой температура горения задается за счет части синтез-газа, подводимой для конверсии СО. Если температура в котле слишком низкая, то долю синтез-газа, подаваемую для конверсии, снижают, в результате чего большая доля синтез-газа вследствие частичного обвода не участвует в конверсии СО. Если же температура в котле слишком высокая, то подводимую для конверсии долю синтез-газа повышают и меньшая доля синтез-газа в результате частичного обвода участвует в конверсии СО. При слишком высокой температуре в котле возможно подвергать конверсии также все количество синтез-газа.
Также температура горения может задаваться посредством превращения при конверсии СО при использовании для этого одно-, двух- или трехступенчатой конверсии СО. Кроме того, возможно воздействовать на превращение изменением температуры в конвертере. Чем выше превращение окиси углерода в диоксид углерода, тем ниже температура горения, которая устанавливается при сжигании отходящего газа установки PSA с использованием кислорода.
Другая возможность для воздействия на температуру горения заключается в частичном отводе газообразных продуктов сгорания, образующихся при сжигании отходящего газа установки PSA с использованием кислорода. Чем больше отводимая на сжигание доля газообразных продуктов сгорания, тем больше снижается температура горения.
Другим вариантом способа согласно изобретению предусматривается, чтобы температура дымового газа при сжигании отходящего газа установки PSA повышалась за счет подвода синтез-газа или горючего газа из его других источников. Также посредством подачи доли фракции с высоким содержанием водорода на сжигание возможно поднять температуру превращения фракции с высоким содержанием CO2 с помощью кислорода. Кроме того, в процесс сжигания отходящего газа установки PSA с использованием кислорода могут подаваться низкокалорийные газы, образующиеся при процессе IGCC.
Целесообразно, чтобы уже при очистке синтез-газа проводилось обессеривание. При этом обессеривание может проводиться либо до, либо после конверсии СО. Тогда отходящий газ, образующийся при сжигании отходящего газа установки PSA с использованием кислорода, будет состоять исключительно из диоксида углерода и водяного пара, так как обессеривание уже проведено при очистке синтез-газа.
Для того чтобы в отходящем газе, образующемся при сжигании содержащей CO2 фракции, содержались по существу только диоксид углерода и вода, предпочтительно получать неочищенный синтез-газ без содержания азота. Оказалось оптимальным, чтобы для получения неочищенного синтез-газа применялись реакции расщепления водяного пара без участия в них азота или чтобы для частичного окисления при получении неочищенного синтез-газа применялся чистый кислород. Кроме того, предпочтительно применять при процессах шлюзования и промывки диоксид углерода вместо азота. Особо эффективным оказалось применение диоксида углерода при получении синтез-газа посредством газификации угля для транспортировки угля и для целей промывки.
Также в рамках изобретения предусмотрены отказ от обессеривания на тракте синтез-газа и проведение обессеривания образующегося при сжигании отходящего газа установки PSA дымового газа посредством обычного способа обессеривания дымовых газов.
Поскольку в данном варианте способа обессеривание синтез-газа не проводится, то все сернистые компоненты вместе с другими компонентами отходящего газа установки PSA поступают в отходящий газ установки PSA. При сжигании отходящего газа установки PSA все сернистые компоненты превращаются в SOx. Содержащие SOx компоненты отделяют с помощью обычного способа обессеривания дымовых газов, например известковой промывкой с получением гипса, от отходящего газа с содержанием CO2. В качестве альтернативы возможно также удалять сернистые компоненты, содержащиеся в отходящем газе установки PSA, до сжигания с использованием технически чистого кислорода.

Claims (13)

1. Способ эксплуатации электростанции IGCC с интегрированным устройством для отделения CO2, в котором:
- из ископаемых видов топлива производят синтез-газ с содержанием СО и Н2,
- по меньшей мере один частичный поток синтез-газа преобразуют на стадии конверсии СО посредством водяного пара в Н2 и CO2,
- образовавшийся технологический газ с содержанием Н2 и CO2 разделяют адсорбцией с переменным давлением (PSA) на технически чистый водород и фракцию с высоким содержанием CO2, содержащую также горючие газы, как СО и Н2,
- образующийся водород сжигают в по меньшей мере одной газовой турбине, предназначенной для генерации тока,
- отработавший газ газовой турбины используют в котле-утилизаторе для выработки водяного пара, расширяющегося в паровой турбине, также предназначенной для генерации тока,
- фракцию с высоким содержанием CO2, образовавшуюся при адсорбции с переменным давлением, сжигают в отдельном котле с использованием технически чистого кислорода, а отходящее тепло дымового газа, состоящего из CO2 и продуктов сгорания, используют путем теплообмена,
- водяной пар отделяют от дымового газа, образующегося при сжигании фракции с высоким содержанием CO2, а остаточный поток, состоящий по существу из CO2, направляют на захоронение или утилизацию,
отличающийся тем, что при сжигании фракции с высоким содержанием CO2, образующейся при адсорбции с переменным давлением, образуется дымовой газ с температурой свыше 1000°С, используемый для перегрева пара, произведенного в расположенном за газовой турбиной котле-утилизаторе, и/или для производства пара с большим давлением для паротурбинного процесса, и что за счет отходящего тепла газовой турбины и отходящего тепла дымового газа, образующегося при сжигании фракции с высоким содержанием CO2, производится перегретый пар с давлением свыше 120 бар и температурой более 520°С для паротурбинного процесса.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что пар с давлением свыше 200 бар производят для паротурбинного процесса.
3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что для паротурбинного процесса применяют паровую турбину, содержащую по меньшей мере одну часть высокого давления и одну часть низкого давления, и с помощью дымового газа, образующегося при сжигании фракции с высоким содержанием CO2, проводят промежуточный перегрев расширяющегося пара, поступающего из части высокого давления, до температуры свыше 520°С.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что при производстве синтез-газа из ископаемых видов топлива CO2 используют для транспортировки топлива и/или в целях промывки или образования атмосферы инертного газа для получения синтез-газа без содержания азота.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что дымовой газ, образующийся при сжигании фракции с высоким содержанием CO2, используют после перегрева пара, произведенного в расположенном за газовой турбиной котле-утилизаторе, или после выработки пара с большим давлением для паротурбинного процесса для подогрева фракции с высоким содержанием CO2 перед ее сжиганием и/или для подогрева подведенного технически чистого кислорода.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что температуру горения при сжигании фракции с высоким содержанием CO2 регулируют через содержание горючих газов в этой фракции.
7. Способ по п.1, отличающийся тем, что часть потока синтез-газа пропускают по байпасу мимо секции для конверсии СО и управлением подаваемым по байпасу количеством потока регулируют температуру горения при сжигании фракции с высоким содержанием CO2.
8. Способ по п.1, отличающийся тем, что для снижения температуры дымового газа частичный поток отходящего газа отводят обратно из фракции с высоким содержанием CO2 в котел для сжигания фракции с высоким содержанием CO2.
9. Способ по п.1, отличающийся тем, что температуру дымового газа, образующегося при сжигании фракции с высоким содержанием СО2, повышают подачей синтез-газа или горючего газа из других источников.
10. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед конверсией СО проводят обессеривание синтез-газа.
11. Способ по п.1, отличающийся тем, что после конверсии СО проводят обессеривание синтез-газа.
12. Способ по п.1, отличающийся тем, что содержащиеся в синтез-газе сернистые компоненты поступают в результате снижения давления во фракцию с высоким содержанием СО2, образующуюся при адсорбции с переменным давлением, причем фракцию с высоким содержанием CO2 обессеривают перед сжиганием с использованием технически чистого кислорода.
13. Способ по п.1, отличающийся тем, что содержащиеся в синтез-газе сернистые компоненты поступают в результате снижения давления во фракцию с высоким содержанием CO2, образующуюся при адсорбции с переменным давлением, и при сжигании фракции с высоким содержанием СО2 преобразуются в SOx, причем компоненты SOx отделяют от дымового газа с содержанием CO2 путем обессеривания дымового газа.
RU2012117799/05A 2009-09-30 2010-09-17 Способ эксплуатации электростанции igcc с интегрированным устройством для отделения co2 RU2531290C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102009043499A DE102009043499A1 (de) 2009-09-30 2009-09-30 Verfahren zum Betrieb eines IGCC-Kraftwerkprozesses mit integrierter CO2-Abtrennung
DE102009043499.2 2009-09-30
PCT/EP2010/063670 WO2011039059A1 (de) 2009-09-30 2010-09-17 Verfahren zum betrieb eines igcc-kraftwerkprozesses mit integrierter co2-abtrennung

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2012117799A RU2012117799A (ru) 2013-11-10
RU2531290C2 true RU2531290C2 (ru) 2014-10-20

Family

ID=43014251

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012117799/05A RU2531290C2 (ru) 2009-09-30 2010-09-17 Способ эксплуатации электростанции igcc с интегрированным устройством для отделения co2

Country Status (14)

Country Link
US (1) US20130047627A1 (ru)
EP (1) EP2485980B1 (ru)
JP (1) JP2013506781A (ru)
CN (1) CN102712469B (ru)
AU (1) AU2010300123B2 (ru)
BR (1) BR112012007341A2 (ru)
CA (1) CA2775122A1 (ru)
DE (1) DE102009043499A1 (ru)
ES (1) ES2478877T3 (ru)
IN (1) IN2012DN02647A (ru)
PL (1) PL2485980T3 (ru)
RU (1) RU2531290C2 (ru)
WO (1) WO2011039059A1 (ru)
ZA (1) ZA201202377B (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2776076C2 (ru) * 2016-11-01 2022-07-13 Коля КУЗЕ Углеродные волокна, производимые из возобновляемых или частично возобновляемых источников диоксида углерода с применением комбинированных способов производства

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9103285B2 (en) * 2011-01-03 2015-08-11 General Electric Company Purge system, system including a purge system, and purge method
DE102011051250A1 (de) 2011-06-22 2013-04-04 Jan A. Meissner Verfahren und Anlagen zur Treibhausgasreduzierung von Kraft- und Heizstoffen
CN102784544B (zh) * 2012-08-03 2014-09-03 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 一种基于igcc的燃烧前co2捕集***
DE102017005627A1 (de) 2016-10-07 2018-04-12 Lennart Feldmann Verfahren und System zur Verbesserung der Treibhausgas-Emissionsminderungsleistung biogener Kraft-, Heiz- und Brennstoffe und/oder zur Anreicherung landwirtschaftlich genutzter Flächen mit Humus-C
CN108977241B (zh) * 2018-08-07 2023-06-02 中国华能集团有限公司 一种带co2捕集的燃煤发电***及方法
GB2581385B (en) * 2019-02-15 2021-08-04 Amtech As Gas turbine fuel and gas turbine system

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2085754C1 (ru) * 1990-02-01 1997-07-27 Маннесманн Аг Способ непрерывного преобразования энергии в газотурбинной установке и газотурбинная установка для его осуществления
WO2007092081A2 (en) * 2006-02-07 2007-08-16 Cisco Technology, Inc. Method and system for stream processing web services
DE102008011771A1 (de) * 2008-02-28 2009-09-03 Forschungszentrum Jülich GmbH IGCC-Kraftwerk mit Rauchgasrückführung und Spülgas

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
ZA876418B (en) 1986-10-01 1988-03-17 The Boc Group, Inc. Process for the co-production of gaseous carbon dioxide and hydrogen
JP2870929B2 (ja) * 1990-02-09 1999-03-17 三菱重工業株式会社 石炭ガス化複合発電プラント
EP0595009B1 (de) * 1992-09-30 1996-01-10 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zum Betreiben einer Kraftwerksanlage sowie danach arbeitende Anlage
AT406380B (de) * 1996-03-05 2000-04-25 Voest Alpine Ind Anlagen Verfahren zum herstellen von flüssigem roheisen oder flüssigen stahlvorprodukten sowie anlage zur durchführung des verfahrens
NO308401B1 (no) * 1998-12-04 2000-09-11 Norsk Hydro As FremgangsmÕte for gjenvinning av CO2 som genereres i en forbrenningsprosess samt anvendelse derav
KR100840629B1 (ko) * 2000-09-18 2008-06-24 오사까 가스 가부시키가이샤 일산화탄소 제거 촉매의 활성화 방법 및 일산화탄소 제거 방법
FR2836061B1 (fr) * 2002-02-15 2004-11-19 Air Liquide Procede de traitement d'un melange gazeux comprenant de l'hydrogene et du sulfure d'hydrogene
WO2004055322A1 (en) * 2002-12-13 2004-07-01 Statoil Asa A method for oil recovery from an oil field
DE102004062687A1 (de) * 2004-12-21 2006-06-29 Uhde Gmbh Verfahren zum Erzeugen von Wasserstoff und Energie aus Synthesegas
NO20051895D0 (no) * 2005-04-19 2005-04-19 Statoil Asa Fremgangsmate for produksjon av elektrisk energi og CO2 fra et hydrokarbon rastoff
FR2890954B1 (fr) * 2005-09-19 2011-02-18 Air Liquide Procede de production de gaz de synthese a l'aide d'un gaz oxygene produit par au moins une turbine a gaz
WO2007092084A2 (en) * 2005-12-21 2007-08-16 Callahan Richard A Integrated gasification combined cycle synthesis gas membrane process
US7909898B2 (en) 2006-02-01 2011-03-22 Air Products And Chemicals, Inc. Method of treating a gaseous mixture comprising hydrogen and carbon dioxide
US20080155984A1 (en) * 2007-01-03 2008-07-03 Ke Liu Reforming system for combined cycle plant with partial CO2 capture
JP2008291081A (ja) * 2007-05-23 2008-12-04 Central Res Inst Of Electric Power Ind ガス化設備

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2085754C1 (ru) * 1990-02-01 1997-07-27 Маннесманн Аг Способ непрерывного преобразования энергии в газотурбинной установке и газотурбинная установка для его осуществления
WO2007092081A2 (en) * 2006-02-07 2007-08-16 Cisco Technology, Inc. Method and system for stream processing web services
DE102008011771A1 (de) * 2008-02-28 2009-09-03 Forschungszentrum Jülich GmbH IGCC-Kraftwerk mit Rauchgasrückführung und Spülgas

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2776076C2 (ru) * 2016-11-01 2022-07-13 Коля КУЗЕ Углеродные волокна, производимые из возобновляемых или частично возобновляемых источников диоксида углерода с применением комбинированных способов производства

Also Published As

Publication number Publication date
AU2010300123A1 (en) 2012-05-03
EP2485980A1 (de) 2012-08-15
ES2478877T3 (es) 2014-07-23
AU2010300123B2 (en) 2014-03-20
WO2011039059A1 (de) 2011-04-07
IN2012DN02647A (ru) 2015-09-11
EP2485980B1 (de) 2014-04-09
PL2485980T3 (pl) 2015-02-27
US20130047627A1 (en) 2013-02-28
RU2012117799A (ru) 2013-11-10
DE102009043499A1 (de) 2011-03-31
JP2013506781A (ja) 2013-02-28
CN102712469A (zh) 2012-10-03
CN102712469B (zh) 2014-08-13
CA2775122A1 (en) 2011-04-07
BR112012007341A2 (pt) 2016-10-04
ZA201202377B (en) 2013-06-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA2575655C (en) A method of treating a gaseous mixture comprising hydrogen and carbon dioxide
TWI261616B (en) Hot solids gasifier with CO2 removal and hydrogen production
RU2531290C2 (ru) Способ эксплуатации электростанции igcc с интегрированным устройством для отделения co2
US20100077767A1 (en) Emission free integrated gasification combined cycle
JP2008163944A (ja) 部分的ｃｏ２回収式サイクルプラント用の改質システム
KR20160030559A (ko) 발전 플랜트 연도 가스의 co₂ 메탄화를 포함하는 메탄화 방법 및 발전 플랜트
US20110120012A1 (en) Minimal sour gas emission for an integrated gasification combined cycle complex
CA2745359A1 (en) A method and apparatus for producing power and hydrogen
JP2012522090A (ja) 精製合成ガスを製造する方法
AU638543B2 (en) Process for purifying high-temperature reducing gases and integrated coal gasification combined cycle power generation plant
US11554954B2 (en) Process for producing a synthesis gas
Budzianowski Mass-recirculating systems in CO2 capture technologies: A review
ES2897549T3 (es) Un procedimiento de fabricación de urea y una planta de fabricación que usa CO2 producido por oxicombustión
Zhu et al. Integrated gasification combined cycle (IGCC) systems
Chiesa et al. Use of membranes in systems for electric energy and hydrogen production from fossil fuels
EP2387448A1 (fr) Nouveau procede de recuperation du co2 issu des fumees de regeneration d'une unite de craquage catalytique
JPH11293261A (ja) 電力消費状況に応じた少なくともごみを原料とする発電方法および発電装置
CN115924845A (zh) 完全捕集二氧化碳并回收烟气水的循环igcc及其多联产方法
JPH03245822A (ja) 高温還元性ガスの精製方法
WO2009071800A2 (fr) Cycle combine a reacteur ceramique membranaire d'oxycombustion refroidi a l'eau
Vortmeyer et al. Challenges of efficient and clean use of fossil fuels for power production

Legal Events

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

Effective date: 20150918