[go: up one dir, main page]

RU2439432C2 - Способ выработки электроэнергии - Google Patents

Способ выработки электроэнергии Download PDF

Info

Publication number
RU2439432C2
RU2439432C2 RU2009127114/06A RU2009127114A RU2439432C2 RU 2439432 C2 RU2439432 C2 RU 2439432C2 RU 2009127114/06 A RU2009127114/06 A RU 2009127114/06A RU 2009127114 A RU2009127114 A RU 2009127114A RU 2439432 C2 RU2439432 C2 RU 2439432C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
stream
gas stream
oxygen
flue gas
steam
Prior art date
Application number
RU2009127114/06A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2009127114A (ru
Inventor
Миниш Махендра ШАХ (US)
Миниш Махендра ШАХ
Акил ДЖАМАЛ (US)
Акил ДЖАМАЛ
Рэймонд Франсис ДРНЕВИЧ (US)
Рэймонд Франсис ДРНЕВИЧ
ХАССЕЛ Барт А. ВАН (US)
ХАССЕЛ Барт А. ВАН
Джервас Максвелл КРИСТИ (US)
Джервас Максвелл КРИСТИ
Хисаси КОБАЯСИ (US)
Хисаси КОБАЯСИ
Лоренс Е. БУЛ III (US)
Лоренс Е. БУЛ III
Original Assignee
Праксайр Текнолоджи, Инк.
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 Праксайр Текнолоджи, Инк. filed Critical Праксайр Текнолоджи, Инк.
Publication of RU2009127114A publication Critical patent/RU2009127114A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2439432C2 publication Critical patent/RU2439432C2/ru

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K25/00—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for
    • F01K25/08—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for using special vapours
    • 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
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
    • B01D53/75—Multi-step processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B13/00—Oxygen; Ozone; Oxides or hydroxides in general
    • C01B13/02—Preparation of oxygen
    • C01B13/0229—Purification or separation processes
    • C01B13/0248—Physical processing only
    • C01B13/0251—Physical processing only by making use of membranes
    • 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
    • C10J3/02—Fixed-bed gasification of lump fuel
    • C10J3/06—Continuous 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
    • C10J3/46—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
    • C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
    • C10K1/002—Removal of contaminants
    • C10K1/003—Removal of contaminants of acid contaminants, e.g. acid gas removal
    • C10K1/004—Sulfur containing contaminants, e.g. hydrogen sulfide
    • 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
    • C10K1/02—Dust removal
    • C10K1/024—Dust removal by filtration
    • 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
    • C10K3/001—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 thermal treatment
    • C10K3/003—Reducing the tar content
    • C10K3/005—Reducing the tar content by partial oxidation
    • 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
    • F01K19/00—Regenerating or otherwise treating steam exhausted from steam engine plant
    • F01K19/02—Regenerating by compression
    • F01K19/04—Regenerating by compression in combination with cooling or heating
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/067—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle the combustion heat coming from a gasification or pyrolysis process, e.g. coal gasification
    • F01K23/068—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle the combustion heat coming from a gasification or pyrolysis process, e.g. coal gasification in combination with an oxygen producing plant, e.g. an air separation plant
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K27/00—Plants for converting heat or fluid energy into mechanical energy, not otherwise provided for
    • 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
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/302—Sulfur oxides
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/80—Water
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2259/00—Type of treatment
    • B01D2259/40—Further details for adsorption processes and devices
    • 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
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
    • B01D53/77—Liquid phase processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2210/00—Purification or separation of specific gases
    • C01B2210/0043—Impurity removed
    • C01B2210/0046—Nitrogen
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0913—Carbonaceous raw material
    • C10J2300/093—Coal
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0953—Gasifying agents
    • C10J2300/0959—Oxygen
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0953—Gasifying agents
    • C10J2300/0973—Water
    • 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
    • C10J2300/1606—Combustion 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
    • 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
    • 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
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/1678—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with air separation
    • 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
    • C10J2300/1687—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with steam generation
    • 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
    • C10J2300/1838—Autothermal gasification by injection of oxygen or steam
    • 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
    • C10J2300/1861—Heat exchange between at least two process streams
    • C10J2300/1876—Heat exchange between at least two process streams with one stream being combustion gas
    • 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
    • C10J2300/1861—Heat exchange between at least two process streams
    • C10J2300/1892—Heat exchange between at least two process streams with one stream being water/steam
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J2215/00—Preventing emissions
    • F23J2215/20—Sulfur; Compounds thereof
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J2215/00—Preventing emissions
    • F23J2215/50—Carbon dioxide
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23L—SUPPLYING AIR OR NON-COMBUSTIBLE LIQUIDS OR GASES TO COMBUSTION APPARATUS IN GENERAL ; VALVES OR DAMPERS SPECIALLY ADAPTED FOR CONTROLLING AIR SUPPLY OR DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; INDUCING DRAUGHT IN COMBUSTION APPARATUS; TOPS FOR CHIMNEYS OR VENTILATING SHAFTS; TERMINALS FOR FLUES
    • F23L2900/00—Special arrangements for supplying or treating air or oxidant for combustion; Injecting inert gas, water or steam into the combustion chamber
    • F23L2900/07005—Injecting pure oxygen or oxygen enriched air
    • 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]
    • Y02E20/18—Integrated gasification combined cycle [IGCC], e.g. combined with carbon capture and storage [CCS]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/34—Indirect CO2mitigation, i.e. by acting on non CO2directly related matters of the process, e.g. pre-heating or heat recovery

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
  • Carbon And Carbon Compounds (AREA)
  • Control Of Eletrric Generators (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу выработки электроэнергии, в котором сжигают поток синтез-газа, созданный в газогенераторе, для генерации теплоты, которую используют для выработки пара, который используют в паровой турбине. Способ выработки электроэнергии содержит следующие этапы: вырабатывают поток синтез-газа в газогенераторе, сжигают поток синтез-газа для получения теплоты и дымовой газ, причем поток синтез-газа сжигают при повышенной температуре, дымовой газ содержит диоксид углерода, сжигание потока синтез-газа обеспечивают путем отделения кислорода от потока, содержащего кислород, в мембранной системе, переносящей кислород, которая функционально связана с бойлером, получают пар в бойлере путем косвенной передачи теплоты воде, подаваемой в бойлер, извлекают энергию из пара посредством системы паровой турбины парового цикла, функционально связанной с бойлером, снабженным мембраной, переносящей кислород, и преобразовывают эту энергию в электрическую энергию посредством электрического генератора, связанного с системой паровой турбины, и выполняют очистку потока дымового газа для создания потока, обогащенного диоксидом углерода. Изобретение позволяет получить в результате этого процесса дымовой газ, который может быть очищен для производства продукта, которым является диоксид углерода, а также повысить тепловую эффективность. 13 з.п. ф-лы, 7 табл., 8 ил.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способу выработки электроэнергии, в котором сжигают поток синтез-газа, созданный в газогенераторе, для генерации теплоты, которую используют для выработки пара, и который, в свою очередь, используют в паровой турбине для выработки электроэнергии. В частности, настоящее изобретение относится к такому способу, в котором поток синтез-газа сжигают в бойлере, в котором для подачи кислорода, поддерживающего горение, используют мембрану, переносящую кислород, и в котором обеспечена очистка получаемых в результате этого дымовых газов для создания потока с высоким содержанием диоксида углерода для дальнейшего использования или для секвестрации.
Предпосылки создания изобретения
Во всем мире для выработки электричества используют электростанции, работающие на угле. Как правило, для генерации теплоты внутри бойлера для выработки пара производят сжигание угля либо в виде угольной пыли, либо в виде пульпы. Пар подают в паровую турбину для выработки электроэнергии.
В последнее время был проявлен интерес к улавливанию диоксида углерода от электростанций, использующих уголь и иное углеродосодержащее сырье, такое как, например, битум, тяжелая нефть, нефтяной кокс, биомасса или природный газ. Когда требуется улавливание диоксида углерода, то в качестве предпочтительного способа выработки электроэнергии предложен комбинированный цикл с внутрицикловой газификацией угля (IGCC). В способе IGCC газификация топлива создает синтез-газ, содержащий, в основном, водород, монооксид углерода и диоксид углерода с некоторым количеством метана и примесей, содержащих серу и хлориды. В типичном газогенераторе подаваемое углеродосодержащее сырье вступает в реакцию с паром и кислородом, в результате чего вырабатывается синтез-газ. Как правило, кислород подают в газогенератор из криогенной ректификационной установки, в которой выполняют фракционирование воздуха в дистилляционных колоннах при низких температурах для выработки кислорода.
В комбинированном цикле с внутрицикловой газификацией угля синтез-газ, выработанный в результате газификации, охлаждают до температуры, подходящей для его дальнейшей обработки в реакторе сдвига "вода-газ" для увеличения содержания водорода и диоксида углерода в синтез-газе. Реактор сдвига "вода-газ" также гидролизирует большую часть карбонилсульфида в сульфид водорода. Затем синтез-газ дополнительно охлаждают для разделения диоксида углерода и сульфида водорода в газоочистительной установке на основе растворителя, в которой используют физическую или химическую абсорбцию для отделения диоксида углерода, сульфидов водорода и карбонилсульфида от синтез-газа. Это позволяет производить улавливание и секвестрацию диоксида углерода, который присутствует в синтез-газе. Затем полученный в результате этого обогащенный водородом газ подают в газовую турбину, которая связана с электрическим генератором, для выработки электричества. Тепло регенерируют из охлаждения исходного потока синтез-газа, из охлаждения нагретого выпускного коллектора реактора сдвига "вода-газ" и из охлаждения отработанных газов из газовой турбины для выработки пара и для генерации дополнительной электроэнергии из паровой турбины.
Понятно, что комбинированный цикл с внутрицикловой газификацией угля имеет очень большое преимущество с экологической точки зрения, заключающееся в том, что для приведения в действие газовой турбины используют поток полностью сгорающего синтез-газа, в то время как диоксид углерода, созданный при газификации, одновременно может быть уловлен для использования в других производственных процессах, для повышения нефтеотдачи или для секвестрации. Недостатком такого цикла являются высокие энергозатраты, связанные с воздухоразделительными установками и с газоочистительными установками на основе растворителя. Кроме того, возврат тепловой энергии на нескольких стадиях, по существу, является неэффективным, поскольку такая регенерация тепла всегда влечет за собой потери, и в любом случае тепло регенерируют при низкой температуре. Наконец, использование газоочистительных установок на основе растворителя, реакторов сдвига "вода-газ" и газовых турбин является дорогостоящим предложением с учетом затрат на их приобретение.
Было предложено подавать кислород в процесс газификации с использованием мембран, переносящих кислород, вместо криогенной воздухоразделительной установки. В таких мембранах кислород отделяют от воздуха с использованием газонепроницаемой мембраны, выполненной из керамического материала, которая способна производить перенос ионов кислорода при повышенных температурах. Кислород ионизируется на одной поверхности мембраны путем добавления электронов для образования ионов кислорода. Под действием движущей силы, вызванной разностью парциальных давлений, ионы кислорода проходят через мембрану и либо взаимодействуют с топливом, либо рекомбинируют в атомарный кислород, высвобождая электроны, использованные при ионизации кислорода.
В тех случаях, когда материал мембраны представляет собой смешанный проводник, происходит перенос электронов через мембрану. В мембране, в которой используют ионный проводник, который способен проводить только ионы кислорода, перенос электронов производят с использованием внешней электрической схемы.
Также было рассмотрено использование систем с керамическими мембранами применительно к бойлерам для генерации пара, являющегося продукцией, который имеет ценность в качестве исходного вещества, подаваемого в нефтеперерабатывающий завод или в установку для парового реформинга метана, в отличие от комбинированного цикла, включающего в себя паровую турбину. В таких бойлерах сжигание топлива, такого как, например, природный газ, обеспечивают за счет кислорода, отделенного в системе, в которой используют мембрану. Поскольку такое сгорание создает дымовой газ с высоким содержанием диоксида углерода и воды, то выработка потока с высоким содержанием диоксида углерода может быть осуществлена путем удаления воды из дымового газа способом конденсации и последующего сжатия потока.
Пример исследования такого бойлера с улавливанием диоксида углерода изложен в документе, имеющем название "Cost and Feasibility Study on the Praxair Advanced Boiler for CO2 Capture Project's Refinery Scenario", Switzer et al. 2005, который опубликован издательством "Elsevier". В этом документе раскрыт бойлер, в котором топливо и рециркулирующий дымовой газ проходят через корпус, имеющий парогенератор-рекуператор теплоты, предназначенный для теплообмена между ретентатом (оставшимися веществами, не прошедшими через мембрану), созданным системой, в которой используют мембрану, и подаваемой в бойлер водой, для выработки насыщенного пара. Затем смесь из топлива и дымового газа подают в систему, в которой используют мембрану, для сжигания и выработки дымового газа. С системой, в которой используют мембрану, связан другой парогенератор-рекуператор теплоты, предназначенный для перегрева насыщенного пара и для создания, тем самым, пара, являющегося продукцией. Из дымового газа регенерируют теплоту для предварительного нагрева воздуха и воды, подаваемой в бойлер. Другие конструкции котлов, которые содержат мембраны, переносящие кислород, и способны вырабатывать пар, являющийся продукцией, раскрыты в патентах США № 6394043; № 6382958 и № 6562104.
Как описано ниже, в настоящем изобретении предложен способ выработки электроэнергии, в котором создают поток синтез-газа путем газификации, затем его сжигают в мембране, переносящей кислород, для генерации теплоты и, в свою очередь, для выработки пара для паровой турбины. Станет очевидным, что способ из настоящего изобретения обеспечивает выработку электроэнергии более эффективным образом с точки зрения теплового КПД (коэффициента полезного действия), чем комбинированный цикл с внутрицикловой газификацией угля с улавливанием диоксида углерода, и не требует использования дорогостоящих газовых турбин, реакторов сдвига "вода-газ" и газоочистительных установок на основе растворителя для улавливания диоксида углерода.
Краткое изложение сущности изобретения
В настоящем изобретении предложен способ выработки электроэнергии, в котором в газогенераторе генерируют поток синтез-газа. Поток синтез-газа сжигают, в результате чего происходит выработка теплоты и дымового газа. Поток синтез-газа сжигают при повышенной температуре, и дымовой газ содержит диоксид углерода. Используемый здесь и в формуле изобретения термин "повышенная температура" означает температуру, которая является, по меньшей мере, на 50°F выше температуры конденсации потока синтез-газа. В этом отношении, при более низких температурах потребовалось бы избыточное топливо для его сжигания, и в любом случае необходимо избегать конденсации воды вследствие потенциально возможных механических проблем и проблем, связанных с коррозией, что является понятным для высококвалифицированных специалистов в данной области техники. Сжигание потока синтез-газа обеспечивают путем отделения кислорода из потока, содержащего кислород, в мембранной системе, переносящей кислород, которая является функционально связанной с бойлером. Пар вырабатывают в бойлере путем косвенного теплообмена с передачей теплоты в воду, подаваемую в бойлер. Энергию из пара извлекают посредством системы паровой турбины парового цикла, функционально связанной с бойлером, снабженным мембраной, переносящей кислород. Эту энергию преобразовывают в электрическую энергию посредством электрического генератора, связанного с системой паровой турбины. Затем поток дымового газа может быть подвергнут очистке для создания потока с высоким содержанием диоксида углерода.
Из приведенного выше описания настоящего изобретения очевидно следующее: поскольку поток синтез-газа сжигают при повышенной температуре, то способ из настоящего изобретения не обладает присущей ему тепловой неэффективностью, которая может иметь место в комбинированных циклах с внутрицикловой газификацией угля из известного уровня техники с улавливанием диоксида углерода. Эта тепловая неэффективность является следствием того факта, что диоксид углерода удаляют из синтез-газа в системе на основе растворителя, которая требует охлаждения синтез-газа до температур, близких к температуре окружающей среды, и подвода потребляемой энергии, необходимой для работы системы на основе растворителя. Также, как будет рассмотрено ниже, поток дымового газа может быть непосредственно очищен способом, более подробное описание которого приведено ниже, не включающим в себя использование газоочистительных установок на основе растворителя.
Преимущественно, в наиболее предпочтительном варианте осуществления изобретения перед сжиганием потока синтез-газа поток синтез-газа может быть увеличен в объеме в расширителе, имеющем, по меньшей мере, одну ступень расширения, а перед увеличением объема потока синтез-газа поток синтез-газа может быть подвергнут частичному окислению, по меньшей мере, в одной ступени частичного окисления. Частичное окисление действует таким образом, что окисляет летучее содержимое потока синтез-газа и дополнительно нагревает поток синтез-газа. Расширитель может быть связан с другим электрическим генератором для выработки дополнительной электроэнергии.
В предпочтительном варианте ступень частичного окисления сформирована посредством реактора с мембраной, переносящей кислород, который вырабатывает кислород для обеспечения окисления потока синтез-газа. В альтернативном варианте осуществления настоящего изобретения, по меньшей мере, одна ступень расширения и, по меньшей мере, одна ступень частичного окисления могут образовывать первую ступень частичного окисления, после которой следует первая ступень расширения, после первой ступени расширения следует вторая ступень частичного окисления, а затем после второй ступени частичного окисления следует вторая ступень расширения.
Сжигание потока синтез-газа в бойлере с мембраной, переносящей кислород, может быть неполным, что приводит к наличию частиц топлива в потоке дымового газа. В этом случае частицы топлива могут быть отделены от потока дымового газа и повторно использованы, по меньшей мере, в одной ступени частичного окисления. Другим видоизмененным вариантом является управление процессом таким образом, чтобы сгорание потока синтез-газа, обеспечиваемое путем отделения кислорода от потока, содержащего кислород, в мембранной системе, переносящей кислород, было неполным. В этом случае полное сгорание потока синтез-газа может быть обеспечено путем добавления потока, содержащего кислород. Преимущество таких вариантов осуществления изобретения состоит в сбережении количества использованного вещества из мембран, переносящих кислород, в мембранной системе, переносящей кислород.
Преимущественно, диоксид углерода может быть очищен путем охлаждения потока дымового газа для создания охлажденного потока дымового газа. После удаления диоксида серы поток дымового газа может быть сжат и затем осушен в сушилке для создания потока, содержащего диоксид углерода, который имеет степень чистоты не менее чем приблизительно 90% по объему. Поток, содержащий диоксид углерода, может быть дополнительно сжат для создания потока продукта, которым является диоксид углерода. Поток продукта, которым является диоксид углерода, имеет дополнительные известные области промышленного применения, такие как, например, повышение нефтеотдачи. В любом случае поток продукта, которым является диоксид углерода, может быть далее распределен по трубопроводу.
В тех случаях, когда сжигание потока синтез-газа приводит к наличию частиц топлива в потоке дымовых газов, частицы топлива могут быть отделены от потока дымовых газов после его осушения и перед дополнительным сжатием, а также может быть произведена их рециркуляция, по меньшей мере, в одну ступень частичного окисления.
Несмотря на существование множества различных газогенераторов и различного возможного исходного сырья, газогенератор может создавать поток синтез-газа посредством газификации угля, обеспечиваемой кислородом. В этом отношении, газификация угля может производиться в газогенераторе с подвижным слоем, в котором используют пар, выработанный паровым циклом. В любом варианте осуществления настоящего изобретения паровым циклом может являться ультрасверхкритический паровой цикл.
Газогенератором может являться газогенератор с газификацией в потоке. В этом случае поток синтез-газа охлаждается за счет косвенного теплообмена с нагретым потоком воды, подаваемой в бойлер, для создания потока пара. Затем поток пара может быть объединен с паром, выработанным в бойлере.
Краткое описание чертежей
Несмотря на то, что описание заканчивается формулой изобретения, отчетливо указывающей предмет изобретения, который Заявители расценивают как свое изобретение, полагают, что изобретение будет лучше понято при его рассмотрении совместно с сопроводительными чертежами, на которых изображено следующее:
на Фиг.1 изображена технологическая схема последовательности операций способа выработки электроэнергии согласно настоящему изобретению;
на Фиг.2 изображена схема бойлера, содержащего мембранную систему, переносящую кислород, объединенную с паровым циклом;
на Фиг.3 изображен альтернативный вариант осуществления изобретения, показанного на Фиг.1;
на Фиг.4 изображен местный вид альтернативного варианта осуществления изобретения, показанного на Фиг.3;
на Фиг. 5 изображен альтернативный вариант осуществления изобретения, показанного на Фиг. 3;
на Фиг. 6 изображен альтернативный вариант осуществления изобретения, показанного на Фиг. 3;
на Фиг. 7 изображен вариант осуществления очистительной установки, использованной на Фиг. 6; и
на Фиг. 8 изображен альтернативный вариант осуществления Фиг. 7.
Подробное описание
Со ссылкой на Фиг. 1, на ней проиллюстрировано устройство 1 из настоящего изобретения, предназначенное для выполнения способа согласно настоящему изобретению, в котором производят газификацию угля. Оно приведено просто в качестве примера, поскольку, как указано выше, исходным сырьем, подлежащим газификации, могут являться другие вещества, такие как, например, уголь, битум, тяжелая нефть, нефтяной кокс, биомасса или природный газ.
Согласно Фиг. 1, подготовленный подаваемый поток 10 угля газифицируют в газогенераторе 12 с добавлением газифицирующего реагента, такого как, например, поток 14 кислорода. Поток 14 кислорода создан путем криогенной ректификации воздуха в криогенной ректификационной установке 16. В некоторых газогенераторах, таких как, например, газогенераторы с подвижным слоем, в газогенератор также вводят пар высокого давления в качестве потока 91 пара, подлежащего рассмотрению.
Криогенная ректификационная установка 16 (установка для разделения воздуха, УРВ) состоит из компрессора, предназначенного для сжатия потока 17 воздуха, и очистительной установки, предназначенной для удаления загрязняющих веществ с более высокой температурой кипения, таких как, например, диоксид углерода, вода и углеводороды. Полученный в результате этого очищенный и сжатый поток затем охлаждают в главном теплообменнике относительно обратных потоков, состоящих из разделенных на фракции составных частей воздуха, а именно азота и кислорода. Кислород выпускают в виде потока 14 кислорода, а азот выпускают в виде потока 18 азота. При необходимости поток 14 кислорода может быть сжат до соответствующего давления для нагнетания в газогенератор 12.
В типичной криогенной ректификационной установке 16 воздух охлаждают в главном теплообменнике до температуры, подходящей для его ректификации, как правило, в двойной дистилляционной колонне, имеющей колонну высокого давления, которая функционально связана с колонной низкого давления конденсатором-испарителем. Колонна высокого давления обычно работает при абсолютном давлении приблизительно 5 бар для получения обогащенных азотом фракций, отбираемых с верха колонны, и обогащенных кислородом фракций, отбираемых с нижней части колонны. Обогащенные кислородом фракции, отбираемые с нижней части колонны, дополнительно очищают в колонне низкого давления, которая обычно работает при абсолютном давлении приблизительно 1,2 бара. Фракции, отбираемые с нижней части колонны более низкого давления, обогащены кислородом. Кислород испаряется при конденсации обогащенных азотом фракций, отбираемых с верха колонны, которые получены в колонне более высокого давления. Полученный в результате этого конденсат из колонны более высокого давления выпускают через клапан и используют для орошения колонны более низкого давления.
Возможны и другие альтернативные варианты генерации потока 14 кислорода. Например, реактор с мембраной, переносящей кислород, в котором сжатый воздух может быть частично сожжен в камере сгорания и введен в реактор с мембраной, переносящей кислород, для разделения кислорода способом, который является известным в данной области техники.
Газогенератор 12 содержит любую из многочисленных имеющихся на рынке технологий газификации. Например, в противоточном газогенераторе с "неподвижным" (или с подвижным) слоем текущий вниз слой углеродосодержащего топлива входит в контакт с продуктами газификации, сгенерированными паром и кислородом, поступающими снизу подвижного слоя. В конфигурации с противотоком продукты газификации текут относительно углеродосодержащего слоя. Во всех газогенераторах шлак или золу 13 удаляют. Например, в противоточном газогенераторе с неподвижным слоем номером позиции 13 обозначен шлак, подлежащий удалению. В газогенераторе с псевдоожиженным слоем происходит ожижение частиц топлива в результате введения кислорода и пара в нижней части слоя или вблизи нее. В газогенераторе с газификацией в потоке газификация измельченных в порошок сухих твердых веществ, таких как, например, угольная пыль или топливная суспензия, кислородом происходит в параллельном потоке.
В пределах газогенератора 12, известные реакции, включающие в себя реакцию угля и кислорода, создают поток 20 синтез-газа, который содержит водород, монооксид углерода, метан, диоксид углерода, пар, соединения серы и небольшие количества более высших углеводородов. Температура потока 20 синтез-газа зависит от типа используемого газогенератора. В газогенераторе с газификацией в потоке газогенератора 12 синтез-газ выходит из зоны газификации технологического процесса при температуре от приблизительно 1600°F до приблизительно 3500°F. Однако следует отметить, что в компоновке согласно настоящему изобретению могут использоваться другие типы газогенераторов и, по существу, стоит упомянуть, что в газогенераторах других типов поток синтез-газа вырабатывается в других диапазонах температур. Например, в газогенераторах с неподвижным слоем синтез-газ вырабатывают при температурах от приблизительно 900°F до приблизительно 1000°F.
Удаление твердых частиц из потока 20 синтез-газа может быть выполнено известными способами, которые включают в себя фильтр-циклон или фильтр-свечку 22. Фильтр-свечкой 22 могут являться керамические или металлические фильтр-свечки, используемые для удаления таких твердых частиц из потока 20 синтез-газа. В предпочтительном варианте фильтр-свечка 22 должен в любом случае работать при температуре приблизительно 700°F, а в наиболее предпочтительном варианте - при температуре выше 1000°F. Следует отметить, что фильтрация является необязательной, она обычно присутствует для защиты расширителя от эрозии. В некоторых газогенераторах производят рециркуляцию потока в его начало для улучшения превращения углерода.
Полученный в результате этого отфильтрованный поток 24 синтез-газа содержит синтез-газ, который затем посылают в бойлер 26 с мембраной, переносящей кислород. Несмотря на то, что отсутствует какой-либо конкретный предпочтительный бойлер с мембраной, переносящей кислород, в любом подобном устройстве отфильтрованный поток 24 синтез-газа вводят в мембранную систему 28, переносящую кислород, которая может содержать множество трубок, выполненных из керамического материала, который может представлять собой смешанный проводник или двухфазный проводник, такой как, например, проводник, описанный выше. Понятно, что в мембранной системе 28, переносящей кислород, могут быть использованы мембранные элементы, переносящие кислород, которые имеют иную форму, чем трубки, например плоские элементы, также известные в данной области техники. Газ, содержащий кислород, например воздух, вводят в трубки в качестве потока 30 воздуха с использованием нагнетательного вентилятора 32. Перед введением в трубки мембраны, переносящей кислород, поток 30 воздуха предварительно нагревают посредством теплообменника 34 регенерации отходящего тепла. Ионы кислорода проникают через мембрану и немедленно объединяются с отфильтрованным потоком 24 синтез-газа для обеспечения сжигания отфильтрованного потока 24 синтез-газа. Обедненный кислородом ретентат в виде потока 35 ретентата проходит через теплообменник 34 регенерации отходящего тепла для извлечения теплоты и выпуска.
В проиллюстрированном бойлере 26 с мембраной, переносящей кислород, сжигание отфильтрованного потока 24 синтез-газа обеспечивает движущую силу для отделения кислорода в мембранной системе 28, переносящей кислород. По существу, поток 30 воздуха сжат незначительно. Однако несмотря на то, что согласно настоящему изобретению имеется возможность включить в состав системы такой бойлер с мембраной, переносящей кислород, в котором действительно используют сжатие газа, содержащего кислород, такая интеграция не является предпочтительной вследствие потерь энергии при таком сжатии.
Температуру поверхности трубок мембраны, переносящей кислород (МПК), предпочтительно поддерживают в диапазоне от приблизительно 1600°F до приблизительно 2000°F во всем бойлере 26 с мембраной, переносящей кислород. Поток 36 дымовых газов выпускают из бойлера 26 с мембраной, переносящей кислород, при температуре, предпочтительно, от приблизительно 1600°F до приблизительно 2000°F. Он состоит, преимущественно, из воды и диоксида углерода с небольшими количествами азота, аргона и диоксида серы и, возможно, остаточного кислорода.
Теплоту, сгенерированную за счет сжигания, происходящего в бойлере 26 с мембраной, переносящей кислород, регенерируют посредством теплообменного контура, обозначенного ссылочной позицией 38, в котором вырабатывают и используют пар в паровом цикле (ПЦ), обозначенном как блок 40, который содержит систему паровой турбины для выработки мощности, которая может быть применена для приведения в действие электрического генератора 42. Существует множество паровых циклов, которые возможно использовать применительно к настоящему изобретению, и фактически проектирование парового цикла является обычным делом, которое часто выполняют посредством компьютерных программ, которые специально способны создавать такие проекты. Как описано ниже, предпочтительными являются ультрасверхкритические паровые циклы. Однако также возможны субкритические и сверхкритические паровые циклы. Кроме того, существует множество возможных вариантов конструкции бойлера 26 с мембраной, переносящей кислород. Упомянув это, в качестве примера приведено более подробное описание подходящей конструкции, которая может быть использована применительно к бойлеру 26 с мембраной, переносящей кислород, и соответствующего парового цикла 40, которые проиллюстрированы на Фиг. 2.
Теперь, с конкретной ссылкой на Фиг. 2, бойлер 26 с мембраной, переносящей кислород, основан на обычном серийно выпускаемом устройстве, которое было видоизменено описанным ниже способом. Бойлер 26 с мембраной, переносящей кислород, обычно состоит из излучающего участка 44, в котором преобладает лучистая теплопередача, и конвективного участка 46, в котором теплопередача совершается за счет конвективной теплопередачи. Бойлер 26 с мембраной, переносящей кислород, объединен с паровым циклом 40.
Излучающий участок 44 видоизменен таким образом, что он снабжен трубками 50 мембраны, переносящей кислород, которые формируют мембранную систему 28, переносящую кислород, бойлера 26 с мембраной, переносящей кислород. Трубки 50 мембраны, переносящей кислород, соединены параллельно для приема потока 30 воздуха и чередуются с группой паровых труб 52, 54, 56 и 58, образующих часть теплообменного контура 38 для выработки пара и для парового цикла 40. В проиллюстрированном варианте осуществления изобретения паровые трубы 52, 54, 56 и 58 соединены последовательно. Однако на практике они могут быть расположены в любом месте излучающего участка 44, в котором этот участок имеет одинаковую температуру. Хотя это специально не проиллюстрировано, каждая из паровых труб 52, 54, 56 и 58 может являться частью больших чередующихся наборов, в которых все паровые трубы набора, например паровые трубы 52, соединены параллельно. Кроме того, хотя это также не проиллюстрировано, насыщенный пар, созданный в паровых трубах 52, может быть собран в паровом коллекторе перед введением его в паровые трубы 54.
Что касается парового цикла 40, то предпочтительным и используемым здесь является ультрасверхкритический паровой цикл, и в формуле изобретения этот термин означает цикл, в котором используют пар при температуре, по меньшей мере, приблизительно 1000°F и при абсолютном давлении, по меньшей мере, 4000 фунтов на квадратный дюйм. В приведенном ниже описании парового цикла 40 использованы значения температуры и давления, применимые для рассмотренных ниже примеров 1 и 2.
В соответствии с паровым циклом 40, создают повышенное давление потока 60 воды, подаваемой в бойлер, путем нагнетания его насосом 62 и предварительного нагрева в предварительных нагревателях 64, 66, 68 и 70 и в теплообменниках 72 и 74 в конвективном участке 46 до температуры приблизительно 650°F и до абсолютного давления приблизительно 4366 фунтов на квадратный дюйм, которое было передано через потери трубопровода без повышения давления. Необходимо отметить, что рассматриваемые теплообменники 72, 74 и 109 и паровые трубы 52, 54, 56 и 58 образуют теплообменный контур 38 бойлера 26 с мембраной, переносящей кислород.
После этого поток 60 воды, подаваемой в бойлер, поступает в паровые трубы 52, которые действуют как парогенератор, а затем в паровые трубы 54 для перегрева выработанного пара для создания потока 76 пара при температуре приблизительно 1080°F и абсолютном давлении приблизительно 4050 фунтов на квадратный дюйм. Затем поток 76 пара вводят в паровую турбину 78 высокого давления (ТВД), где он расширяется до абсолютного давления, равного 1226 фунтов на квадратный дюйм. Приблизительно 2725 тысяч фунтов в час (343 килограмма в секунду (кг/с)) расширенного пара, который составляет приблизительно 90% от потока 76, в виде потока 80 проходит через паровые трубы 56, служащие промежуточным пароперегревателем, в которых поток 80 разогревается до температуры приблизительно 1111°F, для создания потока 82, имеющего абсолютное давление приблизительно 1170 фунтов на квадратный дюйм. Остальную часть 84 вводят в предварительный нагреватель 68.
Затем повторно нагретый поток 82 вводят в первичную турбину 86 среднего давления (ПТСД), расширяя его до абсолютного давления приблизительно 505 фунтов на квадратный дюйм и температуры приблизительно 822°F. Приблизительно 2328 тысяч фунтов в час (293 кг/с) этого пара в качестве потока 88, который составляет приблизительно 85% от потока 80, вводят в паровые трубы 58, которые служат в качестве второго промежуточного пароперегревателя, для создания повторно подогретого потока 90, имеющего температуру приблизительно 1111°F. Остальную часть расширенного пара вводят в качестве потока 92 в предварительный нагреватель 64.
Повторно нагретый поток 90 затем вводят в паровую турбину 94 среднего давления (ТСД). Затем поток 96 расширяется в турбине низкого давления 98 (ТНД) до абсолютного давления приблизительно 0,75 фунта на квадратный дюйм (5,2 кПа (килопаскаля)). Полученный в результате этого поток 100 затем подают в конденсационную установку 102, а затем нагнетают насосом 104 в группу нагревателей 106, 108, 109, 110 и 112 воды, подаваемой в бойлер, низкого давления для его нагрева до температуры приблизительно 210°F с использованием извлеченных потоков 114, 116, 118 и 120 пара, взятых из паровой турбины 94 среднего давления и турбины 98 низкого давления. Все извлеченные потоки объединяют, нагнетают до надлежащего давления насосом 105 и объединяют с потоком 100. Полученный в результате этого нагретый поток 122 питательной воды смешивают с потоком 124 питательной воды в деаэраторе 126 вместе с потоком 128 и с потоком 130, извлеченным из паровой турбины 94 среднего давления, и используют для удаления летучих газов из воды. Поток 128 состоит из потока 92, потока 84 и потока 132, извлеченного из первичной паровой турбины 86 среднего давления. Поток 60 из деаэратора 126 нагнетают насосом 62 до абсолютного давления приблизительно 4452 фунта на квадратный дюйм.
И вновь со ссылкой на Фиг. 1, поток 36 дымовых газов затем очищают сначала путем охлаждения в водяном охладителе 134 до температуры от приблизительно 160°F до приблизительно 300°F. Охлажденный поток 136 затем подают в газоочистительную установку 138, предназначенную для удаления серы из дымового газа, которая является хорошо известной в данной области техники и которая способна удалять свыше приблизительно 98% диоксида серы по объему. Газоочистительная установка 138, предназначенная для удаления серы из дымового газа, является известной системой, которая может быть получена от множества производителей, например от фирмы "Babcock & Wilcox Company, 20 S. Van Buren Avenue, г. Барбертон, штат Огайо, 44203-0351 США. Как правило, газоочистительная установка 138, предназначенная для удаления серы из дымового газа, обычно содержит три узла, а именно узел обработки известняка и подготовки реагента, в котором известняк принимают, хранят и измельчают в шаровой мельнице для приготовления водной суспензии. Вторым узлом является газоочиститель, в котором суспензию известняка водят в контакт с дымовым газом, которым в проиллюстрированном варианте осуществления изобретения является охлажденный поток 136 в режиме противотока в колонне газоочистителя с разбрызгивающим устройством. Это сопровождается обезвоживанием побочного продукта, при котором суспензию, стекшую из поглотителя установки для удаления серы из дымового газа, обезвоживают, а гипс отделяют и сохраняют. Полученный в результате этого частично очищенный поток 140 дымовых газов состоит, в основном, из диоксида углерода и приблизительно 10-15 мольных процентов воды с некоторым остаточным аргоном и азотом, кислородом и ничтожно малыми количествами диоксида серы.
Частично очищенный поток 140 дымовых газов затем сжимают в компрессоре 142 базовой нагрузки до абсолютного давления от приблизительно 300 фунтов на квадратный дюйм до приблизительно 500 фунтов на квадратный дюйм и затем производят его сушку в сушилке 148 для удаления влаги. Сушилка представляет собой систему с сушкой гликолем, которая является известной системой, обычно используемой для сушки природного газа. В предпочтительном варианте, хотя это не проиллюстрировано, перед таким сжатием частично очищенный поток 140 дымовых газов сначала охлаждают до температуры приблизительно 110°F и удаляют любой конденсат для сбережения энергии при сжатии. Также понятно, что компрессор 142 базовой нагрузки обычно представляет собой многоступенчатую систему сжатия, имеющую промежуточное охлаждение, с сепараторами для удаления дополнительной воды. Системы с сушкой гликолем могут быть получены из множества источников, в том числе от фирмы "NATCO Group Inc.", находящейся по адресу 2950 North Loop West, Suite 750, г. Хьюстон, штат Техас, 77092 США. В типичной системе с сушкой гликолем частично очищенный поток 140 дымовых газов после сжатия входит в контакт в режиме противотока с раствором гликоля в абсорбционной колонне. Осушенный газ выходит из верхней части абсорбционной колонны. Раствор гликоля, содержащий абсорбированную воду, подают в подсоединенную дистилляционную колонну. Подают тепло для отделения воды и обеспечивают циркуляцию восстановленного раствора гликоля назад в абсорбционную колонну с использованием насоса. Используют теплообменник для теплообмена между растворами гликоля, текущими между этими двумя колоннами. Удаление воды предотвращает образование угольной кислоты в продукте, представляющем собой диоксид углерода, которая может вызывать коррозию трубопроводов. Для этого уровень содержания воды обычно должен быть уменьшен до величины, меньшей чем приблизительно 600 промилле по объему.
Кроме того, уменьшение содержания воды предотвращает замораживание при дальнейшей обработке, например, в процессах низкотемпературной очистки. Хотя это не проиллюстрировано, предназначенная для этой цели сушилка может быть основана на адсорбции с использованием молекулярных сит. В этом случае сушилка может содержать систему сушилки с многослойными молекулярными ситами, в которой половина слоев обрабатывает подаваемый поток, подлежащий осушению, а другая половина подвергается регенерации. Часть продукта, которым является выработанный газ, используют в качестве регенерирующего газа, который нагревают до температуры приблизительно 450°F при помощи нагревателя для удаления влаги из слоев. После того, как слои освобождены от влаги, регенерационный газ при температуре, близкой к температуре окружающей среды, пропускают через слои для их охлаждения. Затем может быть произведена рециркуляция регенерационного газа в компрессор 142 базовой нагрузки, предназначенный для диоксида углерода, в надлежащей точке, расположенной выше по течению потока, чем последняя ступень, используемая для этой цели.
Затем осушенный поток 150 из сушилки 148 подают в дожимной компрессор 152 для создания потока 154 продукта, который может быть подан в трубопровод, или для повышения нефтеотдачи, или для секвестрации. Дожимной компрессор 152 представляет собой многоступенчатый агрегат с промежуточным охлаждением. Поток 154 продукта предпочтительно имеет содержание диоксида углерода, по меньшей мере, приблизительно 90% по объему и, как указано в примерах, содержание диоксида углерода может составлять приблизительно 92% или приблизительно 95% по объему.
Со ссылкой на Фиг. 3, на ней проиллюстрирован другой вариант осуществления изобретения, в котором используют реактор 160 частичного окисления с мембраной, переносящей кислород. Этот признак имеет особую пригодность для тех случаев, когда газификацию угля производят в газогенераторе с подвижным слоем, использующим меньше кислорода, чем газогенераторы других типов. В этом варианте осуществления изобретения поток 20 синтез-газа, созданный газогенератором 12' с подвижным слоем, имеет температуру в интервале от 900°F до 1000°F и содержит летучие вещества, такие как, например, смолы и масла. Пар также используется в таком газогенераторе, и его получают, как указано на Фиг. 2, посредством потока 91, извлеченного из промежуточной ступени паровой турбины 94 среднего давления или, возможно, из других источников, которые не показаны на чертеже. Реактор 160 частичного окисления частично окисляет синтез-газ, повышая его температуру до температуры в интервале от приблизительно 1600°F до приблизительно 1800°F, для удаления таких летучих веществ, как, например, смолы, масла и фенолы, которые окисляются в водород, монооксид углерода, метан и диоксид углерода. В реакторе 160 частичного окисления используют один или большее количество мембранных элементов, переносящих кислород, которые обычно представляют собой смешанные проводники в форме трубок. При температуре приблизительно 1800°F реакции частичного окисления идут при отсутствии катализатора. В этом отношении, поток 20 синтез-газа часто содержит серу, которая является известным каталитическим ядом, и если бы использовался каталитический реактор, то потребовалась бы очистка выше по течению потока или устойчивый к сере катализатор. Типичные примеры реакторов частичного окисления являются хорошо известными и проиллюстрированы в патентах США № 5820654; № 5820655 и № 6139810.
Как проиллюстрировано на Фиг. 3, в таком варианте осуществления изобретения поток 30 воздуха разделяют на первый и второй вспомогательные потоки 162 и 164, содержащие кислород. Первый вспомогательный поток 162, содержащий кислород, подают в бойлер 26 с мембраной, переносящей кислород. Второй вспомогательный поток 164, содержащий кислород, подают внутрь мембранных элементов, переносящих кислород, реактора 160 частичного окисления. Отфильтрованный поток 24 синтез-газа подают во внешнюю часть в оболочку такого реактора, и ионы кислорода взаимодействуют с летучими компонентами, создавая упомянутые выше продукты реакции. В альтернативном варианте для подачи окислителя в компоненты 26 и 160 могут быть использованы раздельные подводы воздуха вместе с нагнетательными вентиляторами и теплообменниками, аналогичными компонентам 32 и 34.
После того, как прошла реакция летучих компонентов в реакторе 160 частичного окисления с мембраной, переносящей кислород, полученный в результате этого поток 166 синтез-газа имеет абсолютное давление от приблизительно 300 фунтов на квадратный дюйм до приблизительно 1200 фунтов на квадратный дюйм. Затем поток синтез-газа расширяется в расширителе 168, связанном с электрическим генератором 170, предназначенным для выработки дополнительной электроэнергии. Мембраны, переносящие кислород, которые содержатся в реакторе 160 частичного окисления с мембраной, переносящей кислород, и в бойлере 26 с мембраной, переносящей кислород, обычно обеспечивают от приблизительно 60% до приблизительно 80% от общих потребностей в кислороде для устройства 1. Остальную часть подает криогенная установка 16 для разделения воздуха, и ее подают в газогенератор 12'. Поток 172 ретентата соединяется с потоком 35 ретентата и объединенный поток подают в теплообменник 34 регенерации тепла.
С краткой ссылкой на Фиг. 4, на ней проиллюстрирован альтернативный вариант осуществления Фиг. 3, в котором используют газогенератор 12", представляющий собой газогенератор с газификацией в потоке или газогенератор с псевдоожиженным слоем. Поскольку температура потока 20' синтез-газа, выработанного таким газогенератором, равна приблизительно 1800°F, то предусмотрено наличие парового бойлера 156 высокого давления для выработки потока 158 пара из горячего потока 155 кипящей питательной воды. Поток 158 пара может быть объединен с паром, поступающим в паровую трубу 54, расположенную в бойлере 26 с мембраной, переносящей кислород, и более подробно показанную на Фиг. 2. Бойлер 156 уменьшает температуру потока 20' для облегчения использования высокотемпературных фильтров, рабочие температуры которых в настоящее время ограничены температурами ниже 1000°F. Как уже было упомянуто выше, эти фильтры используют для минимизации эрозии в расширителях горячего газа.
Со ссылкой на Фиг. 5, на ней проиллюстрированы ступени частичного окисления и расширения, в которых отфильтрованный поток 24 синтез-газа вводят в первую ступень частичного окисления, созданную первым реактором 180 частичного окисления, после чего производят его расширение в ступени расширения, обеспечиваемой расширителем 182, связанным с электрическим генератором 184, предназначенным для выработки дополнительного электричества. После этого обработанный отфильтрованный поток 24 синтез-газа после расширителя 182 затем вводят во вторую ступень частичного окисления, обеспечиваемую вторым реактором 186 частичного окисления, после которого следует вторая ступень расширения, обеспечиваемая вторым расширителем 188, связанным с дополнительным электрическим генератором 190, предназначенным для выработки добавочной дополнительной электроэнергии. В этом варианте осуществления изобретения второй вспомогательный поток 164, содержащий кислород, разделяют на части 164a и 164b, которые подают в первый реактор 180 частичного окисления и во второй реактор 186 частичного окисления. Полученные в результате этого обедненные кислородом потоки 172a и 172b ретентата объединяют для создания объединенного потока 172c, который далее объединяют с потоком 35 ретентата и пропускают через теплообменник 34 регенерации тепла. И вновь, как было рассмотрено выше, также возможно применение независимых систем подачи воздуха.
Со ссылкой на Фиг. 6, на ней проиллюстрирован вариант осуществления изобретения, в котором сгорание в мембранной системе 28, переносящей кислород, бойлера 26 является неполным. Как правило, площадь, требуемая для переноса кислорода, который необходим для полного сгорания, является весьма большой. Во избежание избыточных затрат сжигание может быть завершено тогда, когда сгорело только лишь от приблизительно 80% до приблизительно 90% частиц топлива, содержащихся в потоке 20 синтез-газа. В такой ситуации поток 36 дымовых газов содержит небольшое количество частиц топлива, таких как, например, водород и монооксид углерода. Поток диоксида углерода может быть затем подвергнут дальнейшей очистке в очистительной установке 200, которая включает в себя криогенную дистилляцию. Для создания очистительной установки 200 могут использоваться альтернативные способы очистки, включающие в себя способы дистилляции с внешним охлаждением. Хорошо известные способы очистки проиллюстрированы в патентах США № 5927103; № 6035662 и № 6070471.
Со ссылкой на Фиг. 7, на ней проиллюстрирован конкретный вариант осуществления очистительной установки 200, которая очищает частично очищенный поток 140 дымовых газов. Частично очищенный поток 140 дымовых газов сжимают в компрессоре 202 до абсолютного давления от приблизительно 150 фунтов на квадратный дюйм до приблизительно 1000 фунтов на квадратный дюйм. Количество диоксида углерода, которое может быть уловлено, является функцией давления подачи, которое подают в холодную камеру. Понятно, что улавливание диоксида углерода может быть увеличено путем увеличения этого давления. Однако такое увеличение давления приводит к более высоким издержкам производства. После охлаждения в охладителе 204 с водяным охлаждением частично очищенный поток 140 дымовых газов затем вводят в разделитель 205 фаз для отделения воды, которая уже сконденсировалась в частично очищенном потоке 140 дымовых газов вследствие того, что он был охлажден в охладителе 204 с водяным охлаждением.
Частично очищенный поток 140 дымовых газов затем вводят в сушилку 206. Сушилка 206 предпочтительно представляет собой адсорбционную систему, которая может содержать слои адсорбента в виде молекулярных сит, работающих несинхронно, которые адсорбируют влагу и другие примеси, такие как, например, тяжелые углеводороды, которые имеют более высокую температуру кипения, чем частично очищенный поток 140 дымовых газов. Слои адсорбента в виде молекулярных сит работают несинхронно, поэтому когда один слой адсорбирует такие примеси с более высокой температурой кипения, другой слой подвергается регенерации. Для больших потоков также может использоваться четное число слоев, количество которых превышает два, при этом половина слоев выполняет адсорбцию, в то время как другая половина слоев подвергается регенерации. Слой регенерируют путем понижения давления в нем и/или путем увеличения его температуры для десорбции адсорбированного компонента, а затем продувают слой потоком, который обеднен адсорбированным компонентом. В системе, в которой используют колебания температуры, слой регенерируют путем нагрева потока, обедненного адсорбированным компонентом, и последующего введения его в слой, подлежащий регенерации, для вызова десорбции и удаления десорбированных компонентов. Эти системы являются различными, но имеется множество из известных примеров, которые являются хорошо известными в данной области техники. В этом отношении, возможны системы, не основанные на адсорбенте, например системы с использованием реверсивных теплообменников, которые являются хорошо известными в области техники дистилляции.
Затем полученный в результате этого осушенный питающий поток 208, который состоит из частично очищенного потока 140 дымовых газов после его сжатия компрессором 202 и сушки, вводят в главный теплообменник 210, в котором его частично охлаждают, а затем вводят в кипятильник 212, который служит для создания выкипания или для инициирования восходящей паровой фазы в отгонной колонне 214. Осушенный питающий поток 208 затем снова вводят в главный теплообменник 210, в котором он полностью охлаждается, по меньшей мере, до частичного сжижения осушенного питающего потока 208. Затем осушенный питающий поток 208 вводят через расширительный клапан 216 в отгонную колонну 214 для инициирования нисходящей жидкой фазы в этой колонне.
В данной области техники хорошо известно, что отгонная колонна 214 предпочтительно имеет структурированную набивку для обеспечения контакта восходящей паровой фазы, текущей вверх через набивку, с нисходящей жидкостной пленкой жидкой фазы. Могут быть использованы другие элементы для обеспечения контакта жидкости и пара, которые являются известными в данной области техники, например поддоны сита. В результате контакта нисходящая жидкая фаза становится еще более обогащенной диоксидом углерода, который является менее летучим компонентом, а восходящая паровая фаза становится еще более обогащенной примесями, которые имеют более высокую летучесть, чем диоксид углерода. В отгонной колонне 214 оставшиеся несгоревшие компоненты отфильтрованного потока 24 синтез-газа, а именно водород, монооксид углерода и метан, и любые инертные компоненты, которые могут являться следствием попадания воздуха в зону горения, а именно азот и аргон, все из которых являются более летучими, чем диоксид углерода, удаляют из нисходящей жидкости, в результате чего получают обедненные диоксидом углерода фракции, отбираемые с верха колонны, и обогащенные диоксидом углерода жидкие фракции, отбираемые с нижней части колонны.
Поток 218, отбираемый с верха колонны, состоящий из обедненных диоксидом углерода фракций, отбираемых с верха колонны, может быть извлечен из отгонной колонны 214 и затем введен во вспомогательный теплообменник 220 для, по меньшей мере, частичного ожижения потока 218 с диоксидом углерода, отбираемого с верха колонны. Поток 218 с диоксидом углерода, отбираемый с верха колонны, затем вводят в разделитель 224 фаз для создания потока 226 пара, обедненного диоксидом углерода, и потока 228 жидкости, обогащенной диоксидом углерода. Поток 228 жидкости, обогащенной диоксидом углерода, расширяется в расширительном клапане 230 и затем вместе с потоком 226 пара, обедненного диоксидом углерода, поступает во вспомогательный теплообменник 220. Расширительный клапан 230 обеспечивает охлаждение для частичного ожижения потока 218 с диоксидом углерода, отбираемого с верха колонны.
Поток 226 пара, обедненного диоксидом углерода, может быть подан в главный теплообменник 210, а затем повторно использован и объединен с отфильтрованным потоком 24 синтез-газа для подачи питающего потока 24' синтез-газа в реактор 160 частичного окисления с мембраной, переносящей кислород. Для специалистов в данной области техники понятно, что если бы используемый газогенератор работал при более высоком давлении, чем давление потока 226 пара, обедненного диоксидом углерода, то необходимо предусмотреть наличие компрессора рециркуляции для реализации рециркуляции. Небольшая часть потока 226 может быть выведена из процесса в виде потока топлива во избежание накопления в контуре инертных веществ, таких как, например, азот и аргон. Для сокращения выбросов монооксида углерода, метана или других веществ может потребоваться сжигание или каталитическое окисление, или иная обработка выпускаемого газа.
Поток 228 жидкости, обогащенной диоксидом углерода, после того, как он пропущен через главный теплообменник 210 находится в парообразном состоянии и, по существу, может быть использован для регенерации сушилки 206, например, этот поток может быть нагрет и затем введен в адсорбционный слой для регенерации, а после этого может быть повторно введен в качестве рециркулирующего потока 236 в соответствующую ступень компрессора 202 для повышения степени улавливания диоксида углерода.
Поток 240 продукта, которым является диоксид углерода, в виде жидкости, который состоит из обогащенных диоксидом углерода жидких фракций, отбираемых с нижней части колонны, может быть извлечен из отгонной колонны 214. Поток продукта, которым является диоксид углерода, затем может быть подвергнут расширению в расширительном клапане для генерации охлаждения для процесса. Преимущественно, поток 240 продукта, которым является диоксид углерода, разделяют на вспомогательные потоки 242 и 244 и, по меньшей мере, вспомогательный поток 244 подвергают расширению до более низкого давления с использованием расширительного клапана 246, возможно, но не обязательно оба потока 242 и 244 одновременно подвергают расширению до более низкого и более высокого значений давления с использованием расширительных клапанов, соответственно, 246 и 248. И вспомогательные потоки 242 и 244 затем превращают в пар в главном теплообменнике 210. Полученный в результате этого вспомогательный поток 242, имеющий более низкое давление, вводят во впускное отверстие компрессора 250 для продукта. Вспомогательный поток 244, имеющий более низкое давление, вводят в промежуточную ступень компрессора 250 для продукта. Компрессором 250 для продукта может являться многоступенчатый компрессор с охлаждением между ступенями. Следует отметить следующее: часть продукта, которым является диоксид углерода, может быть взята из потока продукта, которым является диоксид углерода, в виде жидкости, хотя это не проиллюстрировано.
Со ссылкой на Фиг. 8, другое изменение Фиг. 6 состоит во введении дополнительного потока 254, содержащего кислород, в излучающий участок 44 бойлера 26 с мембраной, переносящей кислород, для полного сжигания топлива. Дополнительный поток 254 кислорода представляет собой поток, содержащий кислород, который содержит, по меньшей мере, около 40% кислорода для предотвращения накапливания азота в улавливаемом диоксиде углерода. Недостаток такого процесса состоит в том, что в поток 36 дымовых газов вводятся инертные вещества, и что вследствие этого ухудшается степень чистоты диоксида углерода. В этом варианте осуществления изобретения может быть создан поток 226', содержащий большее количество летучих компонентов частично очищенного потока дымовых газов, который просто будет обработан или выпущен в зависимости от характеристик компонентов. Поток 226' также может содержать кислород. Следовательно, хотя это не проиллюстрировано, в состав устройства может быть включено каталитическое окисление в конце излучающего участка или конвективного участка бойлера 26 с мембраной, переносящей кислород. Это также привело бы к уменьшению количества кислорода, требуемого для достижения полного сгорания. В этом отношении, в любом варианте осуществления настоящего изобретения, когда существует какой-либо избыточный кислород, то такое каталитическое окисление может быть включено в состав устройства вместе с очисткой.
Устройства, показанные на Фиг. 3, Фиг. 4 и Фиг. 5, были смоделированы с использованием компьютерных программ для оценки спрогнозированного функционирования этого проиллюстрированного варианта осуществления изобретения. Были использованы рекомендации, сформулированные в документе Carbon Capture and Sequestration Systems Analysis Guidelines U.S. Department of Energy, Office of Fossil Energy, National Energy Technology Laboratory, April 2005 ("Рекомендации по анализу систем улавливания и секвестрации углерода", Министерство энергетики США, Ведомство по энергии, получаемой из ископаемого топлива, Национальная лаборатория энергетических технологий (США), апрель 2005 г.) вместе с предположениями, содержащимися в отчетах EPRI (Научно-исследовательского института электроэнергетики США): Holt, N., Updated Cost and Performance Estimates for Fossil Fuel Power Plants with CO2 Removal, EPRI Report to DOE-NETL No. 1004483, Dec. (2002), U.S. DOE/NETL, Pittsburgh (Н. Холт, "Обновленные оценки затрат и эффективности для электростанций на ископаемом топливе с удалением CO2", отчет Научно-исследовательского института электроэнергетики США (EPRI) для Министерства энергетики США (DOE) - Национальной лаборатории энергетических технологий США (NETL) №. 1004483, декабрь 2002 г., DOE/NETL, г. Питсбург, штат Пенсильвания, США) и Holt, N., Evaluation of Innovative Fossil Fuel Power Plants with CO2 Removal, EPRI Report to DOE-NETL No. 1000316, Dec. (2000), U.S. DOE/NETL, Pittsburgh, PA (Н. Холт, "Оценка инновационных электростанций на ископаемом топливе с удалением CO2", отчет Научно-исследовательского института электроэнергетики США (EPRI) для Министерства энергетики США (DOE) - Национальной лаборатории энергетических технологий США (NETL) №. 1000316, декабрь 2000 г., DOE/NETL, г. Питсбург, штат Пенсильвания, США). В примерах использованы конкретные допущения, перечисленные в таблице 1, и они могут отличаться от этих рекомендаций.
В таблицах 4, 5 и 6 представлены ключевые потоки для способов, показанных на соответствующих Фиг. 3, Фиг. 5 и Фиг. 4. Сравнение рабочих характеристик для этих трех случаев подытожено в Таблице 7.
Таблица 1
Допущения, связанные со способом
1. Уголь марки "Иллинойс номер 6".
2. Степень чистоты кислорода, получаемая в установке для разделения воздуха (УРВ): 95%
3. Манометрическое давление в газогенераторе типа BGL: 400 фунтов на квадратный дюйм
4. Манометрическое давление в газогенераторе типа E-gas: 800 фунтов на квадратный дюйм
5. Удаление серы с использованием мокрой очистки дымового газа от серы (ОДГС)
6. Сверхкритический паровой цикл с двойным повторным нагревом:
абсолютное давление 4050 фунтов на квадратный дюйм, 1080°F/1111°F/1111°F
7. CO2 сжат до абсолютного давления 2204 фунта на квадратный дюйм
8. Просачивание воздуха в бойлер: 1% дымового газа
Что касается конструкции мембранной системы 28, переносящей кислород, в бойлере 26 с мембраной, переносящей кислород, то для бойлера заданного размера необходимая площадь поверхности и необходимое количество трубок мембраны, переносящей кислород, например 50 трубок мембраны, переносящей кислород, из Фиг. 2, зависит от потока кислорода на единичную площадь трубки и от длины и диаметра одиночной трубки. В качестве примера, для того чтобы спроектировать бойлер 26 с мембраной, переносящей кислород, который вырабатывает полезную электрическую мощность приблизительно 500 мегаватт электроэнергии, может быть подсчитано количество угля. Для 500 мегаватт электроэнергии потребуется 4838 тонн угля марки "Иллинойс номер 6" в день. Затем, используя любую из нескольких известных программ, которые моделируют работу газогенератора, также может быть вычислено количество производимого синтез-газа, а также количество кислорода, которое потребуется. Когда известно количество синтез-газа, произведенного газогенератором, может быть составлен расчет количества кислорода, необходимого для полного сгорания. Предполагая, что через трубку мембраны, переносящей кислород, будет перемещено только 70% кислорода в подаваемом воздухе, и дополнительно предполагая, что в дымовом газе останется приблизительно от 0,2 до приблизительно 0,4 мольного процента кислорода. Исходя из этого, может также быть вычислено фактическое количество кислорода и требуемое количество подаваемого воздуха. Поскольку известно количество кислорода, которое необходимо переместить через трубку мембраны, переносящей кислород, то может быть вычислена необходимая площадь поверхности трубок мембраны, переносящей кислород, при условии, что известна величина потока кислорода, протекающего через трубку мембраны, переносящей кислород. Предполагаемый поток кислорода для задач, приведенных в качестве примера, составляет приблизительно 20 стандартных кубических футов на квадратный фут в час. Само собой разумеется, что точный поток кислорода зависит от рабочих характеристик материала мембраны. Следовательно, для систем с малым потоком кислорода потребуется мембрана большей площади для достижения изложенных ниже результатов, приведенных в качестве примера. Это привело бы к увеличению капитальных затрат, но не к уменьшению КПД. Используя этот поток, могут быть вычислены требования к площади поверхности, и примеры такого расчета показаны в приведенной ниже таблице 2.
Таблица 2
Пример
№		 Необходимое количество О2 (тонн в день) Необходимое количество О2 (×1012 стандартных кубических футов в час) Поток O2 из трубок мембраны, переносящей кислород (МПК), (стандартных кубических футов на квадратный фут в час Площадь поверхности трубок МПК (квадратных футов)
1 7051 6,97 20 348395,8
2 7051 6,97 20 348395,8
3 6335 6,26 20 312979,2
Фактическое количество трубок мембраны, переносящей кислород, зависит от наружного диаметра и длины трубок. На основании двух различных значений длины трубки требуемые количества трубок для этих трех примеров приведены в Таблице 3.
Таблица 3
Пример № Количество трубок МПК
(наружный диаметр=1 дюйм (2,54 см),
длина=5 футов (1,52 м))		 Количество трубок МПК
(наружный диаметр=1 дюйм (2,54 см),
длина=20 футов (6,1 м))
1 266048 66512
2 266048 66512
3 239002 59751
Таблица 4 (см. Фиг. 3)
Парамет
ры		 Единицы измерения Уголь марки "Илли-нойс № 6" O2 в газо-гене-ратор Пар в газо-гене-ратор Подача воздуха в систему мембра-ны, пере- носящей кислород (МПК) Воздух, обеднен- ный O2 Топлив
ный газ в реактор частич-ного окисления с МПК 		Топлив-ный газ в расши-ритель Топлив-ный газ в бойлер с МПК Дымовой газ в уста- новку очистки дымового газа от серы (ОДГС) Неочи-щенный CO2 в сушиль- ную установ-ку и в компрес-сор Подача CO2 для повыше-ния нефте-отдачи или в место секве-страции
Компо-ненты                        
    (Поток 10) (Поток 14) (Поток 91) (Поток 30) (Поток 35) (Поток 24) (Поток 166) (Выход 168) (Поток 136) (Поток 140) (Поток 154)
Темпера-тура градусы Фарен-гейта 77,0 254,0 600,0 77,0 215,0 1000,0 1799,8 705,2 163,3 154,0 110,0
Давление фунты на квад-ратный дюйм, абсолют-ное 414,7 500,0 514,7 14,7 14,7 410,0 410,0 16,0 14,8 14,7 2204,6
Мольный поток ×1012 стандарт- ных кубичес-ких футов в сутки   65,2   1150,0 982,8 345,7 376,5 376,5 314,6 270,2 208,2
Массовый расход тысяч фунтов в час 403,2 230,6 120,9 3656,6 3069,0 763,4 820,0 820,0 1208,6 1105,5 982,7
                         
Водород мольных %           25,53 32,62 32,62 0,00 0,00 0,00
CO "           46,96 40,96 40,96 0,00 0,00 0,00
CO2 "           2,93 9,30 9,30 61,37 71,47 92,75
Азот "   1,40   78,17 91,47 2,80 2,70 2,70 3,88 4,52 5,86
Аргон "   3,60   0,93 1,09 0,68 0,63 0,63 0,75 0,87 1,13
Метан "           3,88 1,02 1,02 0,00 0,00 0,00
Этан "           0,12 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Пропан "           0,09 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
n-бутан "           0,07 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Фенолы "           0,06 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Лигроин "           0,07 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
H2O "     100,00     15,60 11,91 11,91 32,83 22,94 0,00
H2S "           0,77 0,76 0,76 0,00 0,00 0,00
COS "           0,06 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
SO2 "           0,00 0,00 0,00 0,91 0,00 0,00
NH3 "           0,25 0,01 0,01 0,00 0,00 0,00
HCN "           0,06 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
HCl "           0,09 0,06 0,08 0,09 0,00 0,00
Кислород "   95,00   20,90 7,44 0,00 0,00 0,00 0,17 0,19 0,25
Таблица 5 (см. Фиг. 5)
Пара-метры Едини-цы измере-ния Уголь марки "Илли-нойс № 6" O2 в газо-гене-ратор Пар в газо-гене-ратор Подача возду-ха в систе-му мембра-ны, пере- нося-щей кисло- род (МПК) Воз-дух, обед- нен-ный O2 Топ-ливный газ в реак-тор час-тич-ного окис-ления с МПК Топлив-ный газ в первый расши-ритель Топ-ливный газ во второй реак-тор частич-ного окис-ления с МПК Топ-лив- ный газ во второй расши-ритель Топ-ливный газ в бойлер с МПК Дымо-вой газ в уста- новку очист-ки дымо-вого газа от серы (ОДГС) Неочи-щенный CO2 в су-шиль-ную уста-новку и в ком-прес-сор Подача CO2 для повыше-ния нефте-отдачи или в место секве-страции
Компо-ненты                            
    (Поток 10) (Поток 14) (Поток 91) (Поток 30) (Поток 35) (Поток 24) (Выход 180) (Выход 182) (Выход 186) (Выход 188) (Поток 136) (Поток 140) (Поток 154)
Темпе
ратура		 граду- сы Фарен-гейта 77,0 254,0 600,0 77,0 215,0 1000,0 1799,8 1199,9 1802,6 1134,6 163,3 154,0 110,0
Давле-ние фунты на квад-ратный дюйм, абсо-лютное 414,7 500,0 514,7 14,7 15,0 410,0 410,0 90,0 90,0 16,0 14,8 14,7 2204,6
Моль
ный поток		 ×1012 стан-дарт-ных куби-ческих футов в сутки   65,2   1150,0 982,7 345,7 376,5 376,5 384,0 384,0 314,7 270,2 208,2
Массо- вый расход тысяч фунтов в час 403,2 230,6 120,9 3656,6 3068,8 763,4 820,0 820,0 856,4 856,4 1208,8 1105,7 982,9
                             
Водо- род моль
ных %		           25,53 32,62 32,62 31,41 31,41 0,00 0,00 0,00
CO "           46,96 40,96 40,96 39,24 39,24 0,00 0,00 0,00
CO2 "           2,93 9,30 9,30 11,01 11,01 61,36 71,46 92,72
Азот "   1,40   78,17 91,47 2,80 2,70 2,70 2,66 2,66 3,88 4,52 5,86
Аргон "   3,60   0,93 1,09 0,68 0,63 0,63 0,61 0,61 0,75 0,87 1,13
Метан "           3,88 1,02 1,02 0,03 0,03 0,00 0,00 0,00
Этан "           0,12 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Про
пан		 "           0,09 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
n-бутан "           0,07 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Фено
лы		 "           0,06 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Лигро- ин "           0,07 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
H2O "     100,00     15,60 11,91 11,91 14,21 14,21 32,83 22,94 0,00
H2S "           0,77 0,76 0,76 0,75 0,75 0,00 0,00 0,00
COS "           0,06 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
SO2 "           0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,91 0,00 0,00
NH3 "           0,25 0,01 0,01 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
HCN "           0,06 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
HCl "           0,09 0,08 0,08 0,08 0,08 0,09 0,00 0,00
Кисло- род "   95,00   20,90 7,43 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,18 0,22 0,28
Таблица 6 (см. Фиг. 4)
Парамет
ры		 Единицы измере-ния Уголь марки "Илли-нойс № 6" O2 в газо-гене-ратор Подача воздуха в систему мембра-ны, пере- носящей кислород (МПК) Воздух, обеднен- ный O2 Неочи-щенный cинтез-газ из 12" Топлив-ный газ в реактор частич-ного окисле-ния с МПК Топлив-ный газ в расши-ритель Топлив-ный газ в бойлер с МПК Дымовой газ в уста- новку очистки дымово
го газа от серы (ОДГС) 		Неочи-щенный CO2 в сушиль- ную установ-ку и в компрес-сор Подача CO2 для повыше-ния нефте-отдачи или в место секве-страции
Компо-ненты                        
    (Поток 10) (Поток 14) (Поток 30) (Поток 35) (Поток 20) (Поток 24) (Поток 166) (Выход 168) (Поток 136) (Поток 140) (Поток 154)
Темпера-тура градусы Фарен-гейта 77,0 274,2 77,0 215,0 1850,0 996,6 1801,5 590,9 163,3 154,0 110,0
Давление фунты на квад-ратный дюйм, абсо-лютное 814,7 978,0 14,7 15,0 810,0 800,0 800,0 16,0 14,8 14,7 2204,6
Мольный поток ×1012 станда-ртных куби-ческих футов в сутки   82,7 1025,0 874,8 367,8 367,8 364,9 364,9 303,6 260,6 200,8
Массо- вый расход тысяч фунтов в час 403,2 292,7 3259,1 2731,2 802,4 802,4 839,3 839,3 1177,5 1077,4 958,9
                         
Водород мольных %         32,74 32,74 28,78 28,78 0,00 0,00 0,00
CO "         40,65 40,65 37,80 37,80 0,00 0,00 0,00
CO2 "         10,20 10,20 13,01 13,01 63,26 73,70 95,65
Азот "   1,40 78,17 91,60 0,76 0,76 0,91 0,91 1,75 2,04 2,65
Аргон "   3,60 0,93 1,09 0,81 0,81 0,81 0,81 0,98 1,14 1,48
Метан "         1,29 1,29 1,82 1,82 0,00 0,00 0,00
Этан "         0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Пропан "         0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
n-бутан "         0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Фенолы "         0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Лигроин "         0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
H2O "         12,41 12,41 16,00 16,00 32,83 22,95 0,00
H2S "         0,74 0,74 0,78 0,78 0,00 0,00 0,00
COS "         0,03 0,03 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
SO2 "         0,00 0,00 0,00 0,00 0,94 0,00 0,00
NH3 "         0,23 0,23 0,01 0,01 0,00 0,00 0,00
HCN "         0,06 0,06 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
HCl "         0,08 0,08 0,08 0,08 0,10 0,00 0,00
Кислород "   95,00 20,90 7,31 0,00 0,00 0,00 0,00 0,14 0,17 0,22
Таблица 7
    Пример 1 Пример 2 Пример 3
Параметры Единицы измерения Газогенератор типа BGL с одним реактором частичного окисления с мембраной, переносящей кислород (МПК), показанный на Фиг. 3 Газогенератор типа BGL с двумя реакторами частичного окисления с мембраной, переносящей кислород (МПК), показанный на Фиг. 5 Газогенератор типа E-gas с одним реактором частичного окисления с мембраной, переносящей кислород (МПК), показанный на Фиг. 4
Подача угля тонны в сутки 4838 4838 4838
Теплопоступление от угля (высшая теплотворная способность (HHV)) ×1012 британских тепловых единиц в час (×2,931×108 кВт) 4703 4703 4703
Теплопоступление от угля (низшая теплотворная способность LHV) ×1012 британских тепловых единиц в час (×2,931×108 кВт) 4486 4486 4486
Cводка о сумарной мощности        
Паровая турбина мегаватт (МВт) 514,3 500,0 506,0
Первый расширитель топливного газа МВт 111,4 62,8 123,5
Второй расширитель топливного газа МВт 0,0 71,2  
Потери в генераторе МВт 6,3 6,3 6,3
Полная мощность электростанции МВт 619,4 627,7 623,2
Потребляемая мощность        
УРВ МВт 35,0 35,0 58,0
Улавливание и сжатие CO2 МВт 51,4 51,4 49,2
Вентиляторы МВт 22,5 22,5 20,0
Прочие вспомогательные агрегаты электростанции МВт 21,0 21,0 29,9
Суммарная мощность на собственные нужды МВт 129,9 129,9 157,1
Полезная мощность МВт 489,5 497,8 466,1
КПД при высшей теплотворной способности (HHV). % 35,5 36,1 33,8
КПД при низшей теплотворной способности (LHV). % 37,2 37,9 35,5
Из таблицы 7 очевидно, что вариант осуществления изобретения, изображенный на Фиг. 5, обеспечил наибольшую полезную мощность и также имел самый высокий КПД.
Несмотря на то, что настоящее изобретение было описано применительно к предпочтительному варианту его осуществления, для специалистов в данной области техники понятно, что могут быть сделаны многочисленные изменения и пропуски признаков, не выходя за пределы сущности и объема настоящего изобретения, изложенных в формуле изобретения, которое в настоящее время находится в процессе рассмотрения.

Claims (14)

1. Способ выработки электроэнергии, содержащий следующие этапы:
вырабатывают поток синтез-газа в газогенераторе;
сжигают поток синтез-газа для получения теплоты и дымовой газ, причем поток синтез-газа сжигают при повышенной температуре;
дымовой газ содержит диоксид углерода;
сжигание потока синтез-газа обеспечивают путем отделения кислорода от потока, содержащего кислород, в мембранной системе, переносящей кислород, которая функционально связана с бойлером;
получают пар в бойлере путем косвенной передачи теплоты воде, подаваемой в бойлер;
извлекают энергию из пара посредством системы паровой турбины парового цикла, функционально связанной с бойлером, снабженным мембраной, переносящей кислород, и преобразовывают эту энергию в электрическую энергию посредством электрического генератора, связанного с системой паровой турбины; и
выполняют очистку потока дымового газа для создания потока, обогащенного диоксидом углерода.
2. Способ по п.1, дополнительно содержащий этапы, на которых: перед сжиганием потока синтез-газа производят расширение потока синтез-газа в расширителе, по меньшей мере, одной ступени расширения и перед расширением потока синтез-газа производят частичное окисление потока синтез-газа в, по меньшей мере, одной ступени частичного окисления для окисления летучего содержимого потока синтез-газа и для нагрева потока синтез-газа, при этом расширитель связан с другим электрическим генератором, предназначенным для выработки дополнительной электроэнергии, а ступень частичного окисления сформирована реактором с мембраной, переносящей кислород, которая вырабатывает кислород для обеспечения частичного окисления потока синтез-газа.
3. Способ по п.2, в котором, по меньшей мере, одной ступенью расширения и, по меньшей мере, одной ступенью частичного окисления является первая ступень частичного окисления, после которой следует первая ступень расширения, после первой ступени расширения следует вторая ступень частичного окисления, а после второй ступени частичного окисления следует вторая ступень расширения.
4. Способ по п.2, в котором:
сжигание потока синтез-газа является неполным, что приводит к наличию частиц топлива в потоке дымового газа; и
частицы топлива отделяют от потока дымовых газов и повторно используют в, по меньшей мере, одной ступени частичного окисления.
5. Способ по пп.1, или 2, или 3, или 4, в котором диоксид углерода очищают путем выполнения следующих этапов:
охлаждают поток дымового газа для создания охлажденного потока дымового газа;
удаляют диоксид серы из охлажденного потока дымового газа;
после удаления диоксида серы из потока дымового газа, поток дымового газа сжимают и затем выполняют сушку потока дымового газа в сушилке для создания потока, содержащего диоксид углерода, который имеет степень чистоты не менее чем приблизительно 90% по объему; и
дополнительно сжимают поток, содержащий диоксид углерода, для получения потока продукта, которым является диоксид углерода.
6. Способ по п.4, в котором:
сжигание потока синтез-газа является неполным, что приводит к наличию частиц топлива в потоке дымового газа;
диоксид углерода очищают путем выполнения следующих этапов:
охлаждают поток дымового газа для получения охлажденного потока дымового газа;
удаляют диоксид серы из охлажденного потока дымового газа;
после удаления диоксида серы из потока дымового газа поток дымового газа сжимают и затем выполняют сушку потока дымового газа в сушилке для создания потока, содержащего диоксид углерода, который имеет степень чистоты не менее чем приблизительно 90% по объему;
дополнительно сжимают поток, содержащий диоксид углерода, для создания потока продукта, которым является диоксид углерода; и
отделяют частицы топлива от потока дымовых газов после его сушки и перед его дополнительным сжатием, и производят их рециркуляцию, по меньшей мере, в одну ступень частичного окисления.
7. Способ по п.5, в котором газогенератор вырабатывает поток синтез-газа путем газификации угля, обеспечиваемой кислородом.
8. Способ по п.7, в котором газификацию угля проводят в газогенераторе с подвижным слоем с использованием пара, выработанного паровым циклом.
9. Способ по п.5, в котором паровым циклом является ультрасверхкритический паровой цикл.
10. Способ по п.1, в котором газогенератор вырабатывает поток синтез-газа путем газификации угля, обеспечиваемой кислородом.
11. Способ по п.10, в котором газификацию угля проводят в газогенераторе с подвижным слоем с использованием пара, выработанного паровым циклом.
12. Способ по п.11, в котором паровым циклом является ультрасверхкритический паровой цикл.
13. Способ по п.2, в котором:
газогенератором является газогенератор с газификацией в потоке;
поток синтез-газа охлаждают путем косвенного теплообмена с потоком нагретой воды, подаваемой в бойлер, для получения потока пара; и
поток пара объединяют с паром, полученным в бойлере.
14. Способ по п.2, в котором:
сжигание потока синтез-газа, обеспечиваемое путем отделения кислорода от потока, содержащего кислород, в мембранной системе, переносящей кислород, является неполным; и
производят полное сжигание потока синтез-газа путем добавления потока, содержащего кислород.
RU2009127114/06A 2006-12-15 2007-12-17 Способ выработки электроэнергии RU2439432C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/639,459 2006-12-15
US11/639,459 US7856829B2 (en) 2006-12-15 2006-12-15 Electrical power generation method

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2009127114A RU2009127114A (ru) 2011-01-20
RU2439432C2 true RU2439432C2 (ru) 2012-01-10

Family

ID=39525489

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2009127114/06A RU2439432C2 (ru) 2006-12-15 2007-12-17 Способ выработки электроэнергии

Country Status (10)

Country Link
US (2) US7856829B2 (ru)
EP (1) EP2219762B1 (ru)
JP (1) JP5302895B2 (ru)
KR (1) KR101379110B1 (ru)
CN (1) CN102015072B (ru)
AU (1) AU2007333808B2 (ru)
CA (1) CA2672801C (ru)
RU (1) RU2439432C2 (ru)
WO (1) WO2008076963A2 (ru)
ZA (1) ZA200904110B (ru)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2604624C2 (ru) * 2012-08-09 2016-12-10 Ухань Кайди Инджиниринг Текнолоджи Рисерч Инститьют Ко., Лтд. Способ и устройство для газификации биомассы путем рециркуляции диоксида углерода без кислорода
RU2757044C1 (ru) * 2021-02-17 2021-10-11 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Юго-Западный государственный университет» (ЮЗГУ) (RU) Тепловодородный генератор
RU2810854C1 (ru) * 2023-07-06 2023-12-28 Федеральное Государственное Бюджетное Образовательное Учреждение Высшего Образования "Новосибирский Государственный Технический Университет" Способ производства электроэнергии на основе закритического СО2-цикла

Families Citing this family (170)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE10323774A1 (de) * 2003-05-26 2004-12-16 Khd Humboldt Wedag Ag Verfahren und Anlage zur thermischen Trocknung eines nass vermahlenen Zementrohmehls
RU2335642C1 (ru) * 2007-02-19 2008-10-10 Олег Николаевич Фаворский Электрогенерирующее устройство с высокотемпературной паровой турбиной
CN201031677Y (zh) * 2007-03-30 2008-03-05 辽河石油勘探局 锅炉烟道气加压吸收二氧化碳液化注井采油装置
US7874140B2 (en) * 2007-06-08 2011-01-25 Foster Wheeler North America Corp. Method of and power plant for generating power by oxyfuel combustion
WO2009009891A1 (en) * 2007-07-17 2009-01-22 Plasco Energy Group Inc. A gasifier comprising one or more fluid conduits
US8424515B1 (en) * 2008-02-07 2013-04-23 Paragon Space Development Corporation Gas reconditioning systems
CN101981162B (zh) 2008-03-28 2014-07-02 埃克森美孚上游研究公司 低排放发电和烃采收系统及方法
WO2011059567A1 (en) 2009-11-12 2011-05-19 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
CA2934541C (en) 2008-03-28 2018-11-06 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
FR2929686A1 (fr) * 2008-04-07 2009-10-09 Air Liquide Appareil et procede d'oxycombustion avec capture co2.
US20090288447A1 (en) * 2008-05-22 2009-11-26 Alstom Technology Ltd Operation of a frosting vessel of an anti-sublimation system
US20090301108A1 (en) * 2008-06-05 2009-12-10 Alstom Technology Ltd Multi-refrigerant cooling system with provisions for adjustment of refrigerant composition
CN102149446A (zh) * 2008-07-16 2011-08-10 由宁工程股份有限公司 使用液态二氧化碳纯化二氧化碳的方法
US8163070B2 (en) * 2008-08-01 2012-04-24 Wolfgang Georg Hees Method and system for extracting carbon dioxide by anti-sublimation at raised pressure
CN101324331B (zh) * 2008-08-01 2012-07-18 黄钟成 以煤代油的燃烧方法
US20100050687A1 (en) * 2008-09-04 2010-03-04 Alstom Technology Ltd Liquefaction of gaseous carbon-dioxide remainders during anti-sublimation process
SG195533A1 (en) 2008-10-14 2013-12-30 Exxonmobil Upstream Res Co Methods and systems for controlling the products of combustion
US20100107592A1 (en) * 2008-11-04 2010-05-06 General Electric Company System and method for reducing corrosion in a gas turbine system
US20100199558A1 (en) * 2009-02-10 2010-08-12 Steele Raymond Douglas System and method for operating power generation systems
DE102009014447A1 (de) * 2009-03-23 2010-09-30 Man Turbo Ag Kraftwerk für IGSC-Prozess
WO2010112500A1 (en) * 2009-03-30 2010-10-07 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for producing a purified synthesis gas stream
KR20120007020A (ko) * 2009-03-30 2012-01-19 쉘 인터내셔날 리써취 마트샤피지 비.브이. 정제된 합성 가스의 제조 공정
WO2010118022A2 (en) * 2009-04-06 2010-10-14 Rentech, Inc. System and method for conditioning biomass-derived synthesis gas
CA2753410C (en) * 2009-05-01 2016-02-23 Schlumberger Canada Limited Methods and systems for optimizing carbon dioxide sequestration operations
US20100242354A1 (en) 2009-06-09 2010-09-30 Sundrop Fuels, Inc. Systems and methods for reactor chemistry and control
US9663363B2 (en) 2009-06-09 2017-05-30 Sundrop Fuels, Inc. Various methods and apparatuses for multi-stage synthesis gas generation
US8814961B2 (en) 2009-06-09 2014-08-26 Sundrop Fuels, Inc. Various methods and apparatuses for a radiant-heat driven chemical reactor
US8495882B2 (en) * 2009-08-10 2013-07-30 General Electric Company Syngas cleanup section with carbon capture and hydrogen-selective membrane
DE102009036973A1 (de) * 2009-08-12 2011-02-17 Uhde Gmbh Verfahren zur Versorgung eines Flugstromvergasungsreaktors mit kohlenstoffhaltigen Brennstoffen
US20110097260A1 (en) * 2009-10-28 2011-04-28 Air Liquide Process & Construction, Inc. Hydrogen Recovery And Methane Production From Residual Fuels and Biomass
EP2335804B1 (en) 2009-12-04 2014-09-10 Alstom Technology Ltd A method and a device for cleaning a carbon dioxide rich flue gas
US20110162380A1 (en) * 2010-01-04 2011-07-07 General Electric Company Method to increase net plant output of a derated igcc plant
US9644160B2 (en) * 2010-06-03 2017-05-09 Cornerstone Environmental Group, Llc Integrated fuel production and electricity generation
CA2799827A1 (en) 2010-06-08 2011-12-15 Sundrop Fuels, Inc. Various methods and apparatuses for an ultra-high heat flux chemical reactor
AU2011271633B2 (en) 2010-07-02 2015-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission triple-cycle power generation systems and methods
MX2012014460A (es) 2010-07-02 2013-02-11 Exxonmobil Upstream Res Co Sistemas y metodos de generacion de potencia de baja emision.
MX354587B (es) 2010-07-02 2018-03-12 Exxonmobil Upstream Res Company Star Combustión estequiométrica de aire enriquecido con recirculación de gas de escape.
MY160832A (en) 2010-07-02 2017-03-31 Exxonmobil Upstream Res Co Stoichiometric combustion with exhaust gas recirculation and direct contact cooler
US20120137700A1 (en) * 2010-12-07 2012-06-07 Dennis John Werner System for Producing Power Using Low Pressure Gasification of a Stock Fuel
US9561476B2 (en) 2010-12-15 2017-02-07 Praxair Technology, Inc. Catalyst containing oxygen transport membrane
US20120222426A1 (en) * 2011-03-04 2012-09-06 Conocophillips Company Integrated gas turbine, sagd boiler and carbon capture
TWI563165B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Power generation system and method for generating power
TWI564474B (zh) 2011-03-22 2017-01-01 艾克頌美孚上游研究公司 於渦輪系統中控制化學計量燃燒的整合系統和使用彼之產生動力的方法
TWI563166B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Integrated generation systems and methods for generating power
TWI593872B (zh) 2011-03-22 2017-08-01 艾克頌美孚上游研究公司 整合系統及產生動力之方法
JP5738045B2 (ja) * 2011-04-06 2015-06-17 三菱重工業株式会社 二酸化炭素の回収システム及び方法
DE102011002320B3 (de) * 2011-04-28 2012-06-21 Knauf Gips Kg Verfahren und Vorrichtung zur Erzeugung von Strom aus schwefelwasserstoffhaltigen Abgasen
FI126249B (fi) * 2011-05-10 2016-08-31 Aalto-Korkeakoulusäätiö Polttomenetelmä ja poltin
US8623241B2 (en) * 2011-07-08 2014-01-07 Praxair Technology, Inc. Oxygen transport membrane system and method for transferring heat to catalytic/process reactors
US8349214B1 (en) * 2011-07-08 2013-01-08 Praxair Technology, Inc. Synthesis gas method and apparatus
ES2411780B1 (es) * 2011-11-09 2014-05-07 Fundación Centro De Innovación Y Demostración Tecnológica Procedimiento para la combustión acuosa de gas de síntesis para generar electricidad.
US20130126172A1 (en) * 2011-11-22 2013-05-23 Enerjetic Llc Method of making carbon dioxide
US9486735B2 (en) 2011-12-15 2016-11-08 Praxair Technology, Inc. Composite oxygen transport membrane
WO2013089895A1 (en) 2011-12-15 2013-06-20 Praxair Technology, Inc. Composite oxygen transport membrane
US9810050B2 (en) 2011-12-20 2017-11-07 Exxonmobil Upstream Research Company Enhanced coal-bed methane production
NO20111770A1 (no) 2011-12-21 2011-12-21 Modi Vivendi As System og metode for offshore industrielle aktiviteter med CO2 reinjisering
CN102518489B (zh) * 2012-01-06 2016-08-03 新奥科技发展有限公司 发电方法、用于气化生产能源产品和热发电的装置
KR101614280B1 (ko) * 2012-02-10 2016-04-21 제네럴 일렉트릭 테크놀러지 게엠베하 물/증기 사이클 및 물/증기 사이클을 작동시키는 방법
PL2812417T3 (pl) * 2012-02-11 2018-01-31 8 Rivers Capital Llc Reakcja częściowego utleniania z szybkim oziębianiem w obiegu zamkniętym
US9295961B2 (en) 2012-03-26 2016-03-29 Sundrop Fuels, Inc. Various methods and apparatuses for internally heated radiant tubes in a chemical reactor
US9353682B2 (en) 2012-04-12 2016-05-31 General Electric Company Methods, systems and apparatus relating to combustion turbine power plants with exhaust gas recirculation
US10273880B2 (en) 2012-04-26 2019-04-30 General Electric Company System and method of recirculating exhaust gas for use in a plurality of flow paths in a gas turbine engine
US9784185B2 (en) 2012-04-26 2017-10-10 General Electric Company System and method for cooling a gas turbine with an exhaust gas provided by the gas turbine
KR101467035B1 (ko) * 2012-07-19 2014-12-01 한국기계연구원 이온 전도성 멤브레인과 터보차저를 이용한 고효율 순산소 연소 시스템
US20140020557A1 (en) * 2012-07-20 2014-01-23 Uop Llc Methods and apparatuses for generating nitrogen
US9416077B2 (en) 2012-09-14 2016-08-16 Sundrop Fuels, Inc. Renewable carbon content in methanol and other products from gasification of biomass
FR2997312B1 (fr) 2012-10-25 2015-12-11 Air Liquide Procede et installation pour eliminer le monoxyde de carbone d'un flux gazeux comprenant du co2 et recuperer l'energie d'un flux sortant de ladite installation
AU2013248180B2 (en) * 2012-10-31 2015-11-05 Alstom Technology Ltd An oxy-fuel boiler system and its operation
US9611756B2 (en) 2012-11-02 2017-04-04 General Electric Company System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US9599070B2 (en) 2012-11-02 2017-03-21 General Electric Company System and method for oxidant compression in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US9803865B2 (en) 2012-12-28 2017-10-31 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9574496B2 (en) 2012-12-28 2017-02-21 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9708977B2 (en) 2012-12-28 2017-07-18 General Electric Company System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation
US10161312B2 (en) 2012-11-02 2018-12-25 General Electric Company System and method for diffusion combustion with fuel-diluent mixing in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US9631815B2 (en) 2012-12-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9869279B2 (en) 2012-11-02 2018-01-16 General Electric Company System and method for a multi-wall turbine combustor
US10107495B2 (en) 2012-11-02 2018-10-23 General Electric Company Gas turbine combustor control system for stoichiometric combustion in the presence of a diluent
US10215412B2 (en) 2012-11-02 2019-02-26 General Electric Company System and method for load control with diffusion combustion in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
JP2016505501A (ja) 2012-12-19 2016-02-25 プラクスエア・テクノロジー・インコーポレイテッド 酸素輸送膜集合体をシールするための方法
US20140174329A1 (en) * 2012-12-26 2014-06-26 King Fahd University Of Petroleum And Minerals Controlled temperature ion transport membrane reactor
US9453644B2 (en) 2012-12-28 2016-09-27 Praxair Technology, Inc. Oxygen transport membrane based advanced power cycle with low pressure synthesis gas slip stream
EP2938853B1 (en) 2012-12-28 2017-12-13 Phoenix Biopower AB Method and plant for transferring energy from biomass raw material to at least one energy user
US10208677B2 (en) 2012-12-31 2019-02-19 General Electric Company Gas turbine load control system
US10160663B2 (en) 2013-01-04 2018-12-25 Gas Technology Institute Method for purifying water and water treatment system therefor
WO2014107707A2 (en) 2013-01-07 2014-07-10 Praxair Technology, Inc. High emissivity and high temperature diffusion barrier coatings for an oxygen transport membrane assembly
US9581081B2 (en) 2013-01-13 2017-02-28 General Electric Company System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US9512759B2 (en) 2013-02-06 2016-12-06 General Electric Company System and method for catalyst heat utilization for gas turbine with exhaust gas recirculation
TW201502356A (zh) 2013-02-21 2015-01-16 Exxonmobil Upstream Res Co 氣渦輪機排氣中氧之減少
US9938861B2 (en) 2013-02-21 2018-04-10 Exxonmobil Upstream Research Company Fuel combusting method
US10221762B2 (en) 2013-02-28 2019-03-05 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9618261B2 (en) 2013-03-08 2017-04-11 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and LNG production
US20140250945A1 (en) 2013-03-08 2014-09-11 Richard A. Huntington Carbon Dioxide Recovery
TW201500635A (zh) 2013-03-08 2015-01-01 Exxonmobil Upstream Res Co 處理廢氣以供用於提高油回收
CA2902479C (en) 2013-03-08 2017-11-07 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and methane recovery from methane hydrates
FR3005143A1 (fr) * 2013-04-25 2014-10-31 Pyraine Installation thermique de production d'electricite par combustion
US9296671B2 (en) 2013-04-26 2016-03-29 Praxair Technology, Inc. Method and system for producing methanol using an integrated oxygen transport membrane based reforming system
US9115045B2 (en) 2013-04-26 2015-08-25 Praxair Technology, Inc. Method and system for producing methanol using an oxygen transport membrane based reforming system
US9212113B2 (en) 2013-04-26 2015-12-15 Praxair Technology, Inc. Method and system for producing a synthesis gas using an oxygen transport membrane based reforming system with secondary reforming and auxiliary heat source
US9938145B2 (en) 2013-04-26 2018-04-10 Praxair Technology, Inc. Method and system for adjusting synthesis gas module in an oxygen transport membrane based reforming system
US9365422B2 (en) 2013-04-26 2016-06-14 Praxair Technology, Inc. Method and system for producing a synthesis gas in an oxygen transport membrane based reforming system with recycling of the produced synthesis gas
US9023245B2 (en) 2013-04-26 2015-05-05 Praxair Technology, Inc. Method and system for producing a synthesis gas using an oxygen transport membrane based reforming system with secondary reforming
US9611144B2 (en) 2013-04-26 2017-04-04 Praxair Technology, Inc. Method and system for producing a synthesis gas in an oxygen transport membrane based reforming system that is free of metal dusting corrosion
US20140374109A1 (en) * 2013-06-21 2014-12-25 Robert D. Denton Enhanced Carbon Dioxide Capture in a Combined Cycle Plant
TWI654368B (zh) 2013-06-28 2019-03-21 美商艾克頌美孚上游研究公司 用於控制在廢氣再循環氣渦輪機系統中的廢氣流之系統、方法與媒體
US9631542B2 (en) 2013-06-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for exhausting combustion gases from gas turbine engines
US9835089B2 (en) 2013-06-28 2017-12-05 General Electric Company System and method for a fuel nozzle
US9617914B2 (en) 2013-06-28 2017-04-11 General Electric Company Systems and methods for monitoring gas turbine systems having exhaust gas recirculation
US9446343B2 (en) 2013-07-08 2016-09-20 Exxonmobil Research And Engineering Company Simulated moving bed system for CO2 separation, and method of same
US9587510B2 (en) 2013-07-30 2017-03-07 General Electric Company System and method for a gas turbine engine sensor
US9903588B2 (en) 2013-07-30 2018-02-27 General Electric Company System and method for barrier in passage of combustor of gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US9951658B2 (en) 2013-07-31 2018-04-24 General Electric Company System and method for an oxidant heating system
CA2923215A1 (en) 2013-09-05 2015-03-12 Ag Energy Solutions, Inc. Apparatuses, systems, mobile gasification systems, and methods for gasifying residual biomass
CN106413873B (zh) 2013-10-07 2019-10-18 普莱克斯技术有限公司 陶瓷氧输送膜片阵列重整反应器
MX2016004567A (es) 2013-10-08 2016-07-21 Praxair Technology Inc Sistema y metodo para el control de temperatura en un reactor a base de membrana de transporte de oxigeno.
US9556027B2 (en) 2013-12-02 2017-01-31 Praxair Technology, Inc. Method and system for producing hydrogen using an oxygen transport membrane based reforming system with secondary reforming
US9752458B2 (en) 2013-12-04 2017-09-05 General Electric Company System and method for a gas turbine engine
US10030588B2 (en) 2013-12-04 2018-07-24 General Electric Company Gas turbine combustor diagnostic system and method
CN203960145U (zh) * 2014-01-10 2014-11-26 通用电气公司 以气化炉产生的合成气来发电的发电系统
US10227920B2 (en) 2014-01-15 2019-03-12 General Electric Company Gas turbine oxidant separation system
US9863267B2 (en) 2014-01-21 2018-01-09 General Electric Company System and method of control for a gas turbine engine
US9915200B2 (en) 2014-01-21 2018-03-13 General Electric Company System and method for controlling the combustion process in a gas turbine operating with exhaust gas recirculation
US10079564B2 (en) 2014-01-27 2018-09-18 General Electric Company System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
US9696086B2 (en) * 2014-01-28 2017-07-04 Dresser-Rand Company System and method for the production of liquefied natural gas
WO2015123246A2 (en) * 2014-02-12 2015-08-20 Praxair Technology, Inc. Oxygen transport membrane reactor based method and system for generating electric power
RU2560500C1 (ru) * 2014-03-11 2015-08-20 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский государственный энергетический университет" (ФГБОУ ВПО "КГЭУ") Способ работы тепловой электрической станции
RU2560507C1 (ru) * 2014-03-11 2015-08-20 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский государственный энергетический университет" (ФГБОУ ВПО "КГЭУ") Способ работы тепловой электрической станции
US10822234B2 (en) 2014-04-16 2020-11-03 Praxair Technology, Inc. Method and system for oxygen transport membrane enhanced integrated gasifier combined cycle (IGCC)
RU2570133C2 (ru) * 2014-04-18 2015-12-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский государственный энергетический университет" (ФГБОУ ВПО "КГЭУ") Способ утилизации тепловой энергии, вырабатываемой тепловой электрической станцией
RU2570132C2 (ru) * 2014-04-18 2015-12-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский государственный энергетический университет" (ФГБОУ ВПО "КГЭУ") Способ утилизации тепловой энергии, вырабатываемой тепловой электрической станцией
RU2562735C1 (ru) * 2014-05-06 2015-09-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский государственный энергетический университет" (ФГБОУ ВПО "КГЭУ") Способ утилизации тепловой энергии, вырабатываемой тепловой электрической станцией
RU2562733C1 (ru) * 2014-05-06 2015-09-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский государственный энергетический университет" (ФГБОУ ВПО "КГЭУ") Способ утилизации тепловой энергии, вырабатываемой тепловой электрической станцией
RU2569292C1 (ru) * 2014-05-13 2015-11-20 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский государственный энергетический университет" (ФГБОУ ВПО "КГЭУ") Способ утилизации тепловой энергии, вырабатываемой тепловой электрической станцией
US10047633B2 (en) 2014-05-16 2018-08-14 General Electric Company Bearing housing
US10060359B2 (en) 2014-06-30 2018-08-28 General Electric Company Method and system for combustion control for gas turbine system with exhaust gas recirculation
US9885290B2 (en) 2014-06-30 2018-02-06 General Electric Company Erosion suppression system and method in an exhaust gas recirculation gas turbine system
US10655542B2 (en) 2014-06-30 2020-05-19 General Electric Company Method and system for startup of gas turbine system drive trains with exhaust gas recirculation
RU2592008C2 (ru) * 2014-07-24 2016-07-20 Закрытое акционерное общество "Уральский турбинный завод" Способ двухступенчатого подогрева сетевой воды
RU2580768C2 (ru) * 2014-08-22 2016-04-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Ульяновский государственный технический университет" Способ выработки электроэнергии тепловой электрической станцией
RU2580769C2 (ru) * 2014-08-22 2016-04-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Ульяновский государственный технический университет" Способ подогрева добавочной питательной воды в тепловой электрической станции
WO2016037070A1 (en) 2014-09-04 2016-03-10 Ag Energy Solutions, Inc. Apparatuses, systems, tar crackers, and methods for gasifying having at least two modes of operation
WO2016057164A1 (en) 2014-10-07 2016-04-14 Praxair Technology, Inc Composite oxygen ion transport membrane
RU2579415C1 (ru) * 2014-10-28 2016-04-10 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Ульяновский государственный технический университет" Тепловая электрическая станция
WO2016086141A1 (en) 2014-11-26 2016-06-02 Sundrop Fuels, Inc. Biomass to transportation fuels using a fischer-tropsch process
JP6223955B2 (ja) * 2014-12-11 2017-11-01 三菱日立パワーシステムズ株式会社 太陽熱発電システム
US9819292B2 (en) 2014-12-31 2017-11-14 General Electric Company Systems and methods to respond to grid overfrequency events for a stoichiometric exhaust recirculation gas turbine
US9869247B2 (en) 2014-12-31 2018-01-16 General Electric Company Systems and methods of estimating a combustion equivalence ratio in a gas turbine with exhaust gas recirculation
US10788212B2 (en) 2015-01-12 2020-09-29 General Electric Company System and method for an oxidant passageway in a gas turbine system with exhaust gas recirculation
US10253690B2 (en) 2015-02-04 2019-04-09 General Electric Company Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction
US10094566B2 (en) 2015-02-04 2018-10-09 General Electric Company Systems and methods for high volumetric oxidant flow in gas turbine engine with exhaust gas recirculation
US10316746B2 (en) 2015-02-04 2019-06-11 General Electric Company Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction
US10267270B2 (en) 2015-02-06 2019-04-23 General Electric Company Systems and methods for carbon black production with a gas turbine engine having exhaust gas recirculation
US10145269B2 (en) 2015-03-04 2018-12-04 General Electric Company System and method for cooling discharge flow
US10480792B2 (en) 2015-03-06 2019-11-19 General Electric Company Fuel staging in a gas turbine engine
US10441922B2 (en) 2015-06-29 2019-10-15 Praxair Technology, Inc. Dual function composite oxygen transport membrane
US10118823B2 (en) 2015-12-15 2018-11-06 Praxair Technology, Inc. Method of thermally-stabilizing an oxygen transport membrane-based reforming system
US9938146B2 (en) 2015-12-28 2018-04-10 Praxair Technology, Inc. High aspect ratio catalytic reactor and catalyst inserts therefor
US10279312B2 (en) * 2016-03-06 2019-05-07 Angelo Karavolos Electronic component and material for sustainable removal of waste products and generation of consumables
CN109070014A (zh) 2016-04-01 2018-12-21 普莱克斯技术有限公司 含催化剂的氧气传送膜
US10260416B2 (en) * 2016-08-31 2019-04-16 8 Rivers Capital, Llc Systems and methods for power production including ion transport components
AT519137A1 (de) * 2016-09-27 2018-04-15 Gs Gruber Schmidt Verfahren zur Zurückhaltung von Kohlendioxid und Wasser aus erneuerbarem Synthesegas unter
US10465562B2 (en) * 2016-11-01 2019-11-05 General Electric Technology Gmbh System and method for providing supercritical steam
CN106594787A (zh) * 2017-01-24 2017-04-26 北京华泰焦化工程技术有限公司 利用低压饱和蒸汽进行发电的方法、设备及焦化系统
CN107177381B (zh) * 2017-07-14 2019-08-27 南京林业大学 生物质固定床气化发电联产炭、热的装置及方法
US11136238B2 (en) 2018-05-21 2021-10-05 Praxair Technology, Inc. OTM syngas panel with gas heated reformer
WO2021163257A1 (en) * 2020-02-11 2021-08-19 Oxy Low Carbon Ventures, Llc Refrigeration-integrated hydrocarbon collection system and method of operation
CN111659229B (zh) * 2020-06-30 2020-12-08 浙江勤策空分设备有限公司 一种变压吸附氧气设备
JP7725284B2 (ja) * 2021-08-05 2025-08-19 三菱重工業株式会社 バイオマスガス化装置並びにバイオマスガス化プラント並びにバイオマスガスの製造方法
CN216617683U (zh) * 2022-02-16 2022-05-27 烟台杰瑞石油装备技术有限公司 涡轮发动机进气冷却系统以及涡轮发动机设备
US11827859B1 (en) 2022-05-03 2023-11-28 NuPhY, Inc. Biomass gasifier system with rotating distribution manifold
US11834618B1 (en) * 2023-06-21 2023-12-05 King Faisal University Flexible biomass gasification based multi-objective energy system

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1752163A3 (ru) * 1990-05-08 1994-01-15 Институт высоких температур научного объединения "Ивтан" Способ комбинированного преобразования энергии
RU2055091C1 (ru) * 1991-12-10 1996-02-27 Фирма "Авизо" Способ получения водорода и электроэнергии из низкосортного твердого топлива в плазменной энерготехнологической установке и установка для его осуществления
RU2105040C1 (ru) * 1995-03-29 1998-02-20 Акционерное общество открытого типа "НовосибирскНИИХиммаш" Комбинированная парогазовая установка с плазмотермической газификацией угля
RU2144494C1 (ru) * 1997-06-06 2000-01-20 Эр Продактс Энд Кемикалз, Инк. Получение синтез-газа с помощью ионопроводящих мембран
RU2178529C2 (ru) * 1997-04-29 2002-01-20 Праксайр Текнолоджи, Инк. Способ получения продукта окисления и выработки электроэнергии с использованием твердой электролитической мембраны, обьединенной с газовой турбиной (варианты)
US6394043B1 (en) * 2000-12-19 2002-05-28 Praxair Technology, Inc. Oxygen separation and combustion apparatus and method

Family Cites Families (24)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CH297551A (de) 1950-11-16 1954-03-31 Maschf Augsburg Nuernberg Ag Gasturbinenanlage.
US3868817A (en) * 1973-12-27 1975-03-04 Texaco Inc Gas turbine process utilizing purified fuel gas
US4322389A (en) * 1978-05-12 1982-03-30 Gulf Oil Corporation Integrated coal liquefaction-gasification plant
IN150812B (ru) * 1978-05-12 1982-12-18 Gulf Oil Corp
US4261167A (en) * 1979-04-27 1981-04-14 Texaco Inc. Process for the generation of power from solid carbonaceous fuels
FR2698659B1 (fr) * 1992-12-02 1995-01-13 Stein Industrie Procédé de récupération de chaleur en particulier pour cycles combinés appareillage pour la mise en Óoeuvre du procédé et installation de récupération de chaleur pour cycle combiné.
JP3584477B2 (ja) * 1993-05-21 2004-11-04 石川島播磨重工業株式会社 ボイラ発電設備
US5467722A (en) * 1994-08-22 1995-11-21 Meratla; Zoher M. Method and apparatus for removing pollutants from flue gas
US5820655A (en) * 1997-04-29 1998-10-13 Praxair Technology, Inc. Solid Electrolyte ionic conductor reactor design
US5820654A (en) * 1997-04-29 1998-10-13 Praxair Technology, Inc. Integrated solid electrolyte ionic conductor separator-cooler
US5900555A (en) * 1997-06-12 1999-05-04 General Electric Co. Method and apparatus for determining turbine stress
US5964922A (en) * 1997-11-18 1999-10-12 Praxair Technology, Inc. Solid electrolyte ionic conductor with adjustable steam-to-oxygen production
US6139810A (en) * 1998-06-03 2000-10-31 Praxair Technology, Inc. Tube and shell reactor with oxygen selective ion transport ceramic reaction tubes
US5927103A (en) * 1998-06-17 1999-07-27 Praxair Technology, Inc. Carbon dioxide production system with integral vent gas condenser
US6035662A (en) * 1998-10-13 2000-03-14 Praxair Technology, Inc. Method and apparatus for enhancing carbon dioxide recovery
US6382958B1 (en) * 2000-07-12 2002-05-07 Praxair Technology, Inc. Air separation method and system for producing oxygen to support combustion in a heat consuming device
US6562104B2 (en) * 2000-12-19 2003-05-13 Praxair Technology, Inc. Method and system for combusting a fuel
WO2002097243A1 (en) * 2001-05-29 2002-12-05 Andritz Oy Method and arrangement for producing electrical energy at a pulp mill
US6702570B2 (en) * 2002-06-28 2004-03-09 Praxair Technology Inc. Firing method for a heat consuming device utilizing oxy-fuel combustion
DE10330859A1 (de) 2002-07-30 2004-02-12 Alstom (Switzerland) Ltd. Verfahren zum Betrieb von emissionsfreien Gasturbinenkraftwerken
US7008967B2 (en) * 2002-10-28 2006-03-07 Sasol Technology (Proprietary) Limited Production of synthesis gas and synthesis gas derived products
WO2004072443A1 (en) * 2003-02-11 2004-08-26 Statoil Asa Efficient combined cycle power plant with co2 capture and a combustor arrangement with separate flows
DE102004038435A1 (de) 2004-08-07 2006-02-23 Mayer, Günter, Dipl.-Ing. Stromerzeugungs-Zyklus mit einer Brennstoffzelle und einem GuD-Kraftwerk
EP1717420B1 (de) 2005-04-29 2014-10-22 Siemens Aktiengesellschaft Kraftwerksanlage mit Luftzerlegungsanlage

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1752163A3 (ru) * 1990-05-08 1994-01-15 Институт высоких температур научного объединения "Ивтан" Способ комбинированного преобразования энергии
RU2055091C1 (ru) * 1991-12-10 1996-02-27 Фирма "Авизо" Способ получения водорода и электроэнергии из низкосортного твердого топлива в плазменной энерготехнологической установке и установка для его осуществления
RU2105040C1 (ru) * 1995-03-29 1998-02-20 Акционерное общество открытого типа "НовосибирскНИИХиммаш" Комбинированная парогазовая установка с плазмотермической газификацией угля
RU2178529C2 (ru) * 1997-04-29 2002-01-20 Праксайр Текнолоджи, Инк. Способ получения продукта окисления и выработки электроэнергии с использованием твердой электролитической мембраны, обьединенной с газовой турбиной (варианты)
RU2144494C1 (ru) * 1997-06-06 2000-01-20 Эр Продактс Энд Кемикалз, Инк. Получение синтез-газа с помощью ионопроводящих мембран
US6394043B1 (en) * 2000-12-19 2002-05-28 Praxair Technology, Inc. Oxygen separation and combustion apparatus and method

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2604624C2 (ru) * 2012-08-09 2016-12-10 Ухань Кайди Инджиниринг Текнолоджи Рисерч Инститьют Ко., Лтд. Способ и устройство для газификации биомассы путем рециркуляции диоксида углерода без кислорода
RU2757044C1 (ru) * 2021-02-17 2021-10-11 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Юго-Западный государственный университет» (ЮЗГУ) (RU) Тепловодородный генератор
RU2810854C1 (ru) * 2023-07-06 2023-12-28 Федеральное Государственное Бюджетное Образовательное Учреждение Высшего Образования "Новосибирский Государственный Технический Университет" Способ производства электроэнергии на основе закритического СО2-цикла

Also Published As

Publication number Publication date
KR101379110B1 (ko) 2014-03-31
US7856829B2 (en) 2010-12-28
WO2008076963A4 (en) 2010-11-04
RU2009127114A (ru) 2011-01-20
WO2008076963A3 (en) 2010-08-26
EP2219762B1 (en) 2015-10-28
JP2010521944A (ja) 2010-06-24
KR20090099559A (ko) 2009-09-22
CN102015072A (zh) 2011-04-13
JP5302895B2 (ja) 2013-10-02
AU2007333808A1 (en) 2008-06-26
EP2219762A2 (en) 2010-08-25
WO2008076963A2 (en) 2008-06-26
CA2672801A1 (en) 2008-06-26
AU2007333808B2 (en) 2012-05-17
CN102015072B (zh) 2014-03-12
ZA200904110B (en) 2010-11-24
US20110061361A1 (en) 2011-03-17
US8196387B2 (en) 2012-06-12
US20080141672A1 (en) 2008-06-19
CA2672801C (en) 2012-10-02

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2439432C2 (ru) Способ выработки электроэнергии
JP7297775B2 (ja) 水素および二酸化炭素の生成および分離のためのシステムおよび方法
CN101016490B (zh) 一种处理包含氢及二氧化碳的气体混合物的方法
EP2812417B1 (en) Partial oxidation reaction with closed cycle quench
Cau et al. Comparative performance assessment of USC and IGCC power plants integrated with CO2 capture systems
US8038773B2 (en) Integrated capture of fossil fuel gas pollutants including CO2 with energy recovery
US8408005B2 (en) ASU nitrogen sweep gas in hydrogen separation membrane for production of HRSG duct burner fuel
CA2852655C (en) Chemical looping integration with a carbon dioxide gas purification unit
WO2015123246A2 (en) Oxygen transport membrane reactor based method and system for generating electric power
AU3091501A (en) Power system with enhanced thermodynamic efficiency and pollution control
CN105209732A (zh) 使用二氧化碳循环工作流体高效发电的系统和方法
HK1204000B (en) Partial oxidation reaction with closed cycle quench

Legal Events

Date Code Title Description
QB4A Licence on use of patent

Free format text: CONCESSION

Effective date: 20150902

Free format text: CONCESSION

Effective date: 20150903

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

Effective date: 20171218