BRPI0711275B1 - processo para operar uma planta de ciclo combinado com gaseificação integrada (igcc) - Google Patents

processo para operar uma planta de ciclo combinado com gaseificação integrada (igcc) Download PDF

Info

Publication number
BRPI0711275B1
BRPI0711275B1 BRPI0711275A BRPI0711275A BRPI0711275B1 BR PI0711275 B1 BRPI0711275 B1 BR PI0711275B1 BR PI0711275 A BRPI0711275 A BR PI0711275A BR PI0711275 A BRPI0711275 A BR PI0711275A BR PI0711275 B1 BRPI0711275 B1 BR PI0711275B1
Authority
BR
Brazil
Prior art keywords
gas
fuel
liquid
process according
combustion
Prior art date
Application number
BRPI0711275A
Other languages
English (en)
Inventor
Leo D Eskin
Michael J Ramotowski
Michael S Klassen
Richard J Roby
Original Assignee
Lpp Comb Llc
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 Lpp Comb Llc filed Critical Lpp Comb Llc
Publication of BRPI0711275A2 publication Critical patent/BRPI0711275A2/pt
Publication of BRPI0711275B1 publication Critical patent/BRPI0711275B1/pt

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G OR C10K; LIQUIFIED PETROLEUM GAS; USE OF ADDITIVES TO FUELS OR FIRES; FIRE-LIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
    • F02C3/26—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being solid or pulverulent, e.g. in slurry or suspension
    • F02C3/28—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being solid or pulverulent, e.g. in slurry or suspension using a separate gas producer for gasifying the fuel before combustion
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen; Reversible storage of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen; Production of gaseous mixtures containing hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen; Production of gaseous mixtures containing hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide or air
    • C01B3/34—Production of hydrogen; Production of gaseous mixtures containing hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide or air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen; Reversible storage of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen; Production of gaseous mixtures containing hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen; Production of gaseous mixtures containing hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide or air
    • C01B3/34—Production of hydrogen; Production of gaseous mixtures containing hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide or air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/48—Production of hydrogen; Production of gaseous mixtures containing hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide or air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents followed by reaction of water vapour with carbon monoxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon
    • 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
    • C10K3/06—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 mixing with gases
    • 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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0211—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a non-catalytic reforming step
    • C01B2203/0216—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a non-catalytic reforming step containing a non-catalytic steam reforming step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0211—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a non-catalytic reforming step
    • C01B2203/0222—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a non-catalytic reforming step containing a non-catalytic carbon dioxide reforming step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0233—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being a steam reforming step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0238—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being a carbon dioxide reforming step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0244—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being an autothermal reforming step, e.g. secondary reforming processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/025—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a partial oxidation step
    • C01B2203/0255—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a partial oxidation step containing a non-catalytic partial oxidation step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/025—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a partial oxidation step
    • C01B2203/0261—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a partial oxidation step containing a catalytic partial oxidation step [CPO]
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0283—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a CO-shift step, i.e. a water gas shift step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/042—Purification by adsorption on solids
    • C01B2203/043—Regenerative adsorption process in two or more beds, one for adsorption, the other for regeneration
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/06—Integration with other chemical processes
    • C01B2203/062—Hydrocarbon production, e.g. Fischer-Tropsch process
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1205—Composition of the feed
    • C01B2203/1211—Organic compounds or organic mixtures used in the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1235—Hydrocarbons
    • C01B2203/1252—Cyclic or aromatic hydrocarbons
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/80—Aspect of integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas not covered by groups C01B2203/02 - C01B2203/1695
    • C01B2203/84—Energy production
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0913—Carbonaceous raw material
    • C10J2300/093—Coal
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0953—Gasifying agents
    • C10J2300/0956—Air or oxygen enriched air
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/09—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
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/164—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with conversion of synthesis gas
    • C10J2300/1656—Conversion of synthesis gas to chemicals
    • C10J2300/1659—Conversion of synthesis gas to chemicals to liquid hydrocarbons
    • 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
    • C10J2300/18—Details of the gasification process, e.g. loops, autothermal operation
    • C10J2300/1846—Partial oxidation, i.e. injection of air or oxygen only
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • Y02E20/18—Integrated gasification combined cycle [IGCC], e.g. combined with carbon capture and storage [CCS]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E50/00—Technologies for the production of fuel of non-fossil origin
    • Y02E50/30—Fuel from waste, e.g. synthetic alcohol or diesel
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/141—Feedstock

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

sistema integrado e método para produção e vaporização de combustíveis de hidrocarboneto líquido para combustão. um processo é fornecido, que compreende transformando um gás de síntese em um combustível líquido, produzindo um gás de combustível empregando o combustível liquido e um primeiro gás, o primeiro gás tendo um teor de oxigénio menor do que o ar ambiente, e contatando o gás de combustível com um segundo gás, o segundo gás compreendendo pelo menos um agente de oxidação, para formar um gás de combustão. os sistemas para realizar o processo são também fornecidos.

Description

“PROCESSO PARA OPERAR UMA PLANTA DE CICLO COMBINADO COM GASEIFICAÇÃO INTEGRADA (IGCC)” Dados de Pedido Relacionado [001] Este pedido reivindica prioridade ao Pedido de Patente Provisional dos Estados Unidos Número de série 60/746.136, depositado em 1 de maio de 2006, cujo conteúdo está incorporado aqui por referência, como apresenta detalhadamente.
Antecedentes da Invenção [002] A tecnologia de Ciclo Combinado com Gaseificação Integrada (IGCC) acopla uma planta de processo de gaseificação de carvão complexa com uma usina de ciclo combinado de turbina de combustão a gás de síntese. O processo IGCC tipicamente envolve uma operação de combustão de dois estágios, que tipicamente inclui uma limpeza entre os estágios. O primeiro estágio emprega um gaseificador onde a oxidação parcial do carvão é realizada limitando o fornecimento de oxidante. Outros métodos, tais como a reforma a vapor, podem também ser empregados para produzir o gás de síntese. O gás de síntese desse modo produzido, uma mistura na maior parte de CO e Fh, é então tipicamente lavado para remover impurezas, tais como enxofre, e enviado para um segundo estágio. No segundo estágio, o gás de síntese é queimado em uma turbina de combustão para completar a oxidação e produzir energia.
[003] Para produzir o gás de síntese, fontes de carbono diferentes de carvão podem ser empregadas. Esta tecnologia de ciclo de turbina/combinada de gás (GT/CC) então denominada opera igualmente bem com uma variedade de matérias-primas que contêm carbono, tais como hidrocarbonetos líquidos e sólidos, biomassa, asfalto, pneus, resíduo de coque e similares.
[004] De extrema importância para uma planta de IGCC é a integração de todo o sistema - a unidade de gaseificação e a turbina de combustão. Uma vez que não é prático armazenar quantidades significantes de gás de síntese, a turbina de combustão deve permanecer operacional sempre que a planta de gaseificação está em operação. O desligamento da turbina de combustão tipicamente requer um desligamento imediato da planta de gaseificação. É também difícil operar a planta de gaseificação com somente parte da carga e, consequentemente, é necessário operar a turbina de combustão com pelo menos uma configuração de carga básica. Estas são limitações operacionais significantes.
[005] O gás de síntese derivado de carvão tem um valor de aquecimento muito baixo (115 a 125 BTU/scf LHV) comparado àquele do gás natural (800 a 1000 BTU/scf LHV). Por causa disto, o hardware de combustão em uma turbina de combustão a gás de síntese deve ser modificado substancialmente daquele geralmente empregado em uma turbina de combustão a gás natural. O custo destas modificações pode ser significante, adicionando ao custo da planta e criando problemas de manutenção adicionais para o operador.
[006] Em vez de queimar o gás de síntese por seu valor de energia, o gás de síntese pode ser convertido em hidrocarbonetos. Estes então denominados processos de gás para líquido (GTL) e carvão para líquido (CTL) são bem conhecidos. Vários métodos estão disponíveis para realizar a conversão. O processo de Fischer-Tropsch é um exemplo no qual CO e H2 são catalisados em hidrocarbonetos. Os hidrocarbonetos produzidos pelo processo de Fischer-Tropsch incluem C1-C200 ou mais elevado, com a maioria estando na taxa de cerca de C1-C50.
[007] Nos últimos 15 anos, entretanto, os combustíveis líquidos não têm sido os combustíveis de escolha para turbinas de combustão. Isto se deve aos níveis mais elevados de poluição tipicamente associados com combustíveis líquidos de queima comparados com combustíveis gasosos de queima, tais como gás natural. Os combustíveis líquidos são tradicionalmente queimados em modo não pré-misturado (ou difusão), que conduz a regiões de temperatura relativamente elevada dentro do combustor. Uma vez que a combustão não pré-misturada pode aumentar as quantidades de poluentes, tais como NOx, combustores pré-misturados têm sido desenvolvidos para turbinas de gás. Estes permitem maior controle do campo da temperatura no combustor. Além disso, a prática de introduzir água ou vapor no combustor para reduzir emissões de compostos NOx quando combustíveis líquidos são queimados em modo não pré-misturado também tem um efeito prejudicial na eficiência e tempo de vida do hardware de turbina de combustão.
[008] A Patente U.S. No. 7,089,745, cujo conteúdo está incorporado aqui por referência, descreve um sistema para vaporização de combustíveis líquidos para combustão e método de uso.
Breve Descrição das Figuras [009] Figura 1 mostra um diagrama em bloco de uma usina de IGCC na técnica anterior.
[010] Figura 2 mostra um diagrama em bloco de uma modalidade da invenção.
[011 ]Figura 3 mostra um diagrama em bloco de outra modalidade da invenção.
[012] Figura 4 mostra um diagrama em bloco de outra modalidade da invenção.
[013] Figura 5 mostra um diagrama em bloco de uma modalidade da invenção.
[014] Figura 6 mostra um diagrama em bloco de outra modalidade da invenção.
[015] Figura 7 mostra um diagrama em bloco de outra modalidade da invenção.
[016] Figura 8 mostra um diagrama em bloco de outra modalidade da invenção.
[017] Figura 9 mostra um diagrama em bloco de outra modalidade da invenção.
Descrição das Várias Modalidades [018] Uma modalidade da presente invenção, ilustrada na Figura 2, fornece um processo compreendendo transformar um gás de síntese 6 em um combustível líquido 25, produzindo um gás combustível 45 usando o combustível líquido 25 e um primeiro gás 35, o primeiro gás 35 tendo um teor de oxigênio menor do que o do ar ambiente, e contatando o gás combustível 45 com um segundo gás 55, o segundo gás 55 compreendendo pelo menos um agente oxidante, para formar um gás de combustão 65. Uma fonte de carbono 1 a é enviada a uma unidade de gaseificação 5, na qual O2, ar, H2O, CO2 ou uma combinação destes 2 são introduzidos. As impurezas 7 podem ser removidas, e 0 gás de síntese 6 é formado. O gás de síntese 6 é transformado em combustível líquido 25 na unidade de conversão 20. Um gás combustível 45 é produzido na unidade de vaporização 30 usando 0 combustível líquido 25 e um primeiro gás 35, 0 primeiro gás 35 tendo um teor de oxigênio menor do que 0 do ar ambiente. O gás combustível 45 é contatado com um segundo gás 55 na unidade de pré-mistura 40, 0 segundo gás 55 compreendendo pelo menos um agente oxidante, para formar um gás de combustão 65.
[019] O gás de combustão 65 pode ser formado antes de chegar a uma frente de chama (não ilustrada) em um dispositivo de combustão 50 (modo pré-misturado) ou a uma frente de chama em um dispositivo de combustão 50 (modo não pré-misturado).
[020] A fonte de carbono 1 a não é limitada particularmente. Além do carvão 1, outras fontes de carbono 1a podem ser usadas. Alguns exemplos de fontes de carbono 1 a dos quais o gás de síntese 6 pode ser produzido incluem um ou mais dentre carvão, lignita, carvão marrom, antracita, carvão sub-betuminoso, carbono particulado, combustíveis fósseis, hidrocarbonetos sólidos, hidrocarbonetos líquidos, óleo residual, óleo combustível de gravidade API baixa, óleo de areia de piche, óleo de xisto, resíduo de vácuo, coque de petróleo, resíduos de petróleo (produtos do fundo), asfalto, asfalto API, resíduo de coque, gás natural, cera, resíduos, betume, ORIMULSION™ (emulsão aquosa de betume), biomassa, carboidrato, celulósicos, turfa, milho, palha, madeira, resíduos de madeira, adubo, lama de esgoto, cascas de arroz, palha de arroz, cascas de aveia, casca de árvore de pinheiro, pneu e/ou combustível derivados de pneus, resíduo de furfural, resíduo de aveia, “switchgrass” (gramínea), resíduo de oliveira, sansa, resíduo de árvore inteira, bagaço de cana de açúcar, lama de esgoto seco não-digerido, lama de esgoto seco digerido, ourela de fabricação de tapete, tapete pós-consumidor, detritos de galinha, detritos de peru, pó de pavimento laminado, resíduo verde urbano, sedimento de polpa, caule de milho, grãos destiladores secos de planta de etanol, e similares, e misturas destes.
[021 ]A unidade de gaseificação 5 não é particularmente limitada enquanto houver conversão da fonte de carbono 1a em gás de síntese 6. A unidade de gaseificação 5 pode ser um leito fixo, leito fluidizado, leito fluidizado circulante ou do tipo fluxo arrastado. Na unidade de gaseificação 5, a fonte de carbono 1a é combinada com uma alimentação 2 de O2, ar, H2O, vapor, CO2 ou uma combinação destes. Embora não mostrado, em uma modalidade a alimentação de O2 2 para a unidade de gaseificação 5 pode ser produzida em uma unidade de separação de ar (ASU), como é bem conhecido. A conversão da fonte de carbono 1a pode incluir um ou mais dentre oxi-dação parcial, oxidação parcial catalítica, reforma a vapor, reforma autotérmica, reforma com CO2, deslocamento de gás por água, adsorção por pressão variante ou uma combinação destes.
[022]Como mostrado na Figura 2, impurezas 7, tais como escória, mercúrio, metais alcalinos, sólidos, fuligem, pó, cinza, enxofre, gás ácido, H2S, COS, NH3, HCN, HBr, HCI, HF, CS2 e outros, podem ser removidas ou recuperadas para agregar valor. Outros componentes, tais como CO2, H2O, CH4, N2, parafinas, etano, propano e olefinas, etano, propeno, piches, combinações orgânicas e outros, podem ser removidos e/ou recuperados para agregar valor se desejado. Os métodos de remoção destes são conhecidos na técnica. O gás de síntese 6 pode também incluir o denominado “biogás de síntese”, produzido da gaseificação de biomassa. O gás de síntese 6 desse modo produzido, que é predominantemente uma mistura de H2 e CO, pode ser limpo e seco para fornecimento à unidade de conversão 20. A este respeito, a unidade de gaseificação 5 e a unidade de conversão 20 são fluidamente conectadas.
[023] Como mostrado na Figura 2, 0 gás de síntese 6 pode ser enviado à unidade de conversão 20 e pode ser transformado em combustível líquido 25. Os métodos para transformar 0 gás de síntese 6 em hidrocarboneto são bem conhecidos. E uma modalidade, a unidade de conversão 20 compreende um reator de Fischer-Tropsch. O processo Fischer-Tropsch (“FT”) é um exemplo no qual é CO e H2 são catalisados em hidrocarbonetos. Os produtos de FT e produtos feitos de reações similares entre 0 CO e H2 incluem C1-C200 ou hidrocarboneto mais maiores, com a maioria estando na taxa de cerca de C1-C50, cadeia linear, hidrocarboneto de ponte de ebulição elevado, óleos de ponto de ebulição médio, óleo diesel, diesel verde, gás LP, nafta, querosene, combustível de avião a jato, JP-5, JP-8, JP-4, óleo No. 1, óleo combustível No. 2, compostos oxigenados, líquidos de carvão, gás residual, água residual, e similares, e misturas destes.
[024] O tipo de reator Fischer-Tropsch para a unidade de conversão 20, tal como mostrado na Figura 2, não é particularmente limitado. Alguns exemplos de reatores de FT incluem reatores de leito fixo tubulares, reatores Arge, reatores Sasol Advanced Synthol (SAS), reatores Sasol Slurry Phase Distillate (SSPD), de temperatura elevada de Fischer-Tropsch (empregando um catalisador fluidizado a 300 - 330°C), de temperatura baixa de Fischer-Tropsch (empregando reatores de leito fixo tubulares a 200 - 230°C), reatores de leito arrastado, reatores de leito fixo-fluidizado e reatores de coluna de bolhas e lama.
[025] Em uma modalidade, não mostrada, 0 gás residual, que pode surgir como um subproduto do FT ou processo similar e que pode conter um ou mais de CO, H2, CO2, CH4, C2H6, Ar e outros hidrocarbonetos gasosos, pode ser recuperado para agregar valor ou reciclado a uma ou mais unidades ou etapas aqui descritas. Em outra modalidade, um ou mais dos componentes do gás residual acima pode ser recuperado para agregar valor ou reciclado a uma ou mais unidades ou etapas aqui descritas.
[026] Já que eles são derivados de gás de síntese, muitos combustíveis líquidos 25 são adequados para uso no sistema e processo descrito aqui. O termo "combustível líquido” deve ser entendido para incluir hidrocarbonetos que estão normalmente em um estado líquido em condições ambientes, bem como hidrocarbonetos gasosos que foram liquefeitos por resfriamento e/ou pressurização. Tal combustível líquido 25 pode compreender um ou mais líquidos e/ou hidrocarbonetos gasosos liquefeitos, gás natural liquefeito com teor de hidrocarboneto mais elevado, C2 liquefeito, C3, C4, Cs liquefeito, C6, C7, Cs, C9, e hidrocarbonetos maiores, meio de cadeia linear e hidrocarboneto de ponto de ebulição elevado, "combustível de hidrocarboneto maior” tendo pelo menos 50% em peso das moléculas do hidrocarboneto tem pelo menos dois carbonos, diesel, diesel verde, gás LP, nafta, querosene, combustível de avião a jato, JP-5, JP-8, JP-4, óleo combustível No. 1, óleo combustível No. 2, compostos oxigenados, líquidos de carvão, e similares, e misturas destes. Em uma modalidade, 0 combustível líquido 25 inclui hidrocarbonetos que normalmente estão em um estado líquido em condições ambientes. Em outra modalidade, 0 combustível líquido 25 inclui hidrocarbonetos gasosos que foram liquefeitos por resfriamento e/ou pressurização. Em ainda outra modalidade, o combustível líquido 25 inclui uma mistura de hidrocarbonetos que normalmente estão em um estado líquido em condições ambientes e hidrocarbonetos gasosos que foram liquefeitos por resfriamento e/ou pressurização.
[027] Como mostrado na Figura 2, o combustível líquido 25 é enviado a uma unidade de vaporização 30. U gás combustível 45 é produzido na unidade de vaporiza-ção usando 0 combustível líquido 25 e um primeiro gás 35. Na unidade de vaporização 30, o combustível líquido 25 é contatado e misturado com 0 primeiro gás 35. O combustível líquido 25 é também vaporizado. A ordem na qual o contato e a vaporização ocorrem não é particularmente limitada. Em algumas modalidades, 0 contato e a vaporização ocorrem simultaneamente, tal como quando 0 primeiro gás 35 é pré-aquecido a uma temperatura suficiente para vaporizar 0 combustível líquido 25. Em outras modalidades, o combustível líquido 25 é parcialmente ou completamente vaporizado, por exemplo, aquecendo-se 0 combustível líquido 25 antes de contatá-lo com 0 primeiro gás 35. Em algumas modalidades, 0 primeiro gás 35 é pressurizado e/ou aquecido antes do contato e vaporização. Um exemplo de uma unidade de va-porização adequada 30 é descrita na Patente U.S. No 7,089,745, anteriormente incorporada aqui por referência.
[028] Embora não mostrado na Figura 2, em uma modalidade, o combustível líquido 25 pode ser enviado e armazenado em um recipiente de armazenamento durante um período de tempo antes de ser enviado à unidade de vaporização 30. Em outra modalidade, não mostrada na Figura 2, o combustível líquido 25 pode ser transportado por caminhão, ferrovia, oleoduto ou navio à unidade de vaporização 30. Em outra modalidade, o combustível líquido 25 pode ser enviado à unidade de vaporização 30 através de uma combinação entre recipiente de armazenamento e transporte por caminhão, ferrovia, oleoduto ou navio. Em outra modalidade, o combustível líquido 25 é alimentado diretamente à unidade vaporização 30. A este respeito, a unidade de conversão 20 é fluidamente conectada à unidade de vaporização 30.
[029] O primeiro gás 35 tem um teor de oxigênio menor do que o do ar ambiente. Em uma modalidade, o primeiro gás 35 tem um teor de oxigênio menor do que cerca de 21% de a temperatura e pressão ambientes. Em uma modalidade, o primeiro gás 35 tem um teor de O2 de zero ou substancialmente de zero a menos do que cerca de 21% a temperatura e pressão ambientes. Esta faixa inclui todos os valores e sub-faixas entre eles, incluindo 0, substancialmente zero, 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12,13,14,15,16, 17,18,19, 20 e menos do que cerca de 21 %.
[030] Em uma modalidade, 0 primeiro gás 35 tem um teor de O2 abaixo do índice limitante de oxigênio. O índice de oxigênio limitante (LOI) é a concentração de oxigênio no ambiente local abaixo no qual um material não suportará combustão e varia para tipos diferentes de combustíveis líquidos. O LOI está tipicamente entre cerca de 10% e cerca de 14% e é cerca de 13% para muitos combustíveis de hidrocarbonetos maiores. E uma modalidade, o primeiro gás 35 tem um teor de O2 abaixo de 14%. Isto inclui todos os valores e sub-faixas entre eles, incluído abaixo de 14, 13, 12, 11, 10, 9, 8, 7, 6% e menores.
[031] Limitando-se a quantidade de oxigênio no primeiro gás 35 retardará ou eliminará 0 início de autoignição. Quanto mais reduzido for o teor de oxigênio do primeiro gás 35, mais atrasada ou diminuída é a auto-ignição. Entretanto, mais trabalho (isto é, energia) é requerido para produzir uma corrente de gás com um teor de oxi- gênio inferior, que reduz a eficiência global do sistema. Desse modo, em algumas modalidades, o teor de oxigênio no primeiro gás 35 é suficientemente inferior para eliminar ou retarda autoignição.
[032] Em uma modalidade, o teor de oxigênio no primeiro gás 35 é suficientemente inferior de modo que a combustão do gás combustível 45 não é suportada. Em uma modalidade, o teor de oxigênio no primeiro gás 35 é suficientemente inferior de modo que a autoignição do gás de combustão 65 é reduzida ou atrasada.
[033] Já que contém uma quantidade reduzida de oxigênio, a composição do primeiro gás 35 não é particularmente limitada. Os exemplos não limitantes do primeiro gás 35 incluem um ou mais dentre gás inerte, nitrogênio, argônio, hidrogênio, monóxido de carbono, gás carbônico, NOx, SOx, hidrocarboneto, metano, etano, propano, butano, amônias, gás fornecido por uma unidade de separação de ar, gases de exaustão, gases de exaustão aquecidos 75, gases de exaustão resfriados 125, gás de síntese 6 ou uma combinação destes. Em uma modalidade, o primeiro gás 35 pode ser fornecido de um ou mais dos dispositivos de unidades ou combustão aqui descritos.
[034] Em uma modalidade, o primeiro gás 35 é N2 produzido por uma unidade de separação de ar (não mostrada). Isto fornece um uso benéfico do que seria, de outra forma, um produto residual. A maioria dos processos de gaseificação usa oxigênio quase puro na oxidação parcial de carvão para produzir gás de síntese. Este oxigênio é produzido por uma unidade de separação de ar (ASU) que separa 0 oxigênio e nitrogênio do ar ambiente. O nitrogênio produzido pelo ASU é tipicamente considerado como produto residual, e às vezes é injetado no gás de síntese limpo queimado por uma turbina de combustão a gás de síntese, em uma tentativa para reduzir as emissões de NOx. Entretanto, em uma modalidade é contemplado que toda ou uma porção do gás nitrogênio pode ser utilizada no primeiro gás 35 para criar o gás combustível 45. Empregando-se nitrogênio residual anteriormente disponível do ASU, os requerimentos de energia do presente processo são substancialmente reduzidos. Também é notável que 0 hardware de combustão de baixo NOx presente em uma turbina de combustão a gás natural não requer a adição de nitrogênio suplementar, em contraste com os requerimentos do hardware de uma turbina de combustão a gás de síntese.
[035] Em uma modalidade, uma ou mais dentre quantidade, pressão, temperatura e composição do primeiro gás 35 pode ser medida e controlada. Os métodos de controle e/ou medição de gases controlado são conhecidos.
[036] Uma vez produzido, como mostrado na Figura 2, o gás combustível 45 é alimentado à unidade de pré-mistura 40. Na unidade de pré-mistura 40, o gás combustível 45 é contatado com um segundo gás 55 para formar um gás de combustão 65.
[037] O segundo gás 55 contém pelo menos um agente oxidante. Em uma modalidade, o segundo gás 55 contém pelo menos um agente oxidante em uma quantidade suficiente para suportar a combustão do gás de combustão 65. O agente oxidante não é particularmente limitado. Os exemplos não limitantes de agente oxidante incluem ar ambiente, gás oxigênio, dióxido de nitrogênio, ozônio, e similares, e combinações destes. O segundo gás 55 pode ter oxigênio presente em uma quantidade igual ou maior do que de ar ambiente, ou cerca de 21 %. Esta faixa inclui todos os valores e sub-faixas entre eles, incluindo 21%, maior do que 21%, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29 30, 35, 40, 50, 60, 70, 80, 90, 95, 96, 97, 98, 99, substancialmente 100% e 100% de oxigênio (O2).
[038] Em uma modalidade, 0 segundo gás 55 é fornecido por um ASU. Em outra modalidade, 0 segundo gás 55 pode ser ar ambiente. Em outra modalidade, 0 segundo gás 55 pode ser fornecido por um compressor. O segundo gás 55 pode, alternativamente, ser uma combinação destes.
[039] Embora não mostrado, em uma modalidade, além do fornecimento do segundo gás 55 à unidade de pré-mistura 40 para mistura com 0 gás combustível 45, ou, além do contato do gás combustível 45 e do segundo gás 55 a uma frente de chama no dispositivo de combustão 50, 0 agente oxidante, agente oxidante comprimido, gás contendo oxigênio comprimido ou oxigênio pode ser adicionado a jusante do combustível queimando no dispositivo de combustão 50. Alimentando-se 0 agente oxidante adicional, por exemplo, oxigênio, em uma corrente de emissão pós-combustão pode reduzir os poluentes intensificando a oxidação de combustível não queimado e/ou monóxido de carbono na corrente de exaustão (75 na Figura 3).
[040] Em uma modalidade, 0 dispositivo de combustão 50 é configurado para contatar 0 gás combustível 45 com um segundo gás 55 a uma frente de chama. Deste modo, o gás de combustão 65 pode ser formado na frente de chama. Em outra modalidade, quando uma unidade de pré-mistura 40 é utilizada, o gás de combustão 65 é formado antes de chegar a uma frente de chama (não mostrado), a frente de chama estando no dispositivo de combustão 50. Em uma modalidade, a frente de chama ocorre em uma zona de combustão primária (não mostrada) do dispositivo de combustão 50. O modo pré-misturado, onde o gás de combustão 65 é formado antes de chegar à frente de chama, pode resultar em menores emissões de poluentes devido à mistura intensificada e temperaturas mais baixas. O modo não pré-misturado, no qual o gás combustível 45 e segundo gás 55 são contatados a uma frente de chama do dispositivo de combustão 50, pode resultar em emissões mais elevadas de poluentes.
[041 ]0 dispositivo de combustão 50 pode ser configurado para modo pré-misturado ou modo não pré-misturado. O dispositivo de combustão 50 pode ser uma turbina de gás, por exemplo. O dispositivo de combustão pode ser configurado para combustão de difusão, combustão Rich Quench Lean (RQL), ou uma combustão pré-misturada. Quando em modo não pré-misturado, o dispositivo de combustão 50 pode ser configurado para ocorrer em modo de combustão de difusão. Nestes casos, um combustor de difusão é utilizado. Quando em modo pré-misturado, o dispositivo de combustão 50 pode utilizar um ”Rich Quench Lean” (“RQL”) ou um combustor de pré-misturado. Estes tipos de combustores são conhecidos na técnica.
[042] O gás de combustão 65 na Figura 2 pode ser alimentado como desejado ao dispositivo de combustão 50.
[043] Outra modalidade fornece um sistema, compreendendo uma unidade de conversão 20 configurado para transformar um gás de síntese 6 em um combustível líquido 25, uma unidade de vaporização 30 para produzir um gás combustível 45 empregando o combustível líquido 25 e um primeiro gás 35, o primeiro gás 35 tendo um teor de oxigênio menor do que o do ar ambiente, e uma unidade de pré-mistura 40 configurada para contatar o gás combustível 45 com um segundo gás 55, o segundo gás 55 compreendendo pelo menos um agente oxidante, e forma um gás de combustão 65. Um exemplo desta modalidade é mostrado na Figura 3.
[044] Como mostrado na Figura 3, em uma modalidade, o combustível líquido 25 pode ser enviado e armazenado em um recipiente de armazenamento durante um período de tempo antes de ser enviado à unidade de vaporização 30. Em outra modalidade, o combustível líquido 25 pode ser transportado por caminhão, ferrovia, oleoduto, ou navio à unidade de vaporização 30. Em outra modalidade, o combustível líquido 25 pode ser enviado à unidade de vaporização 30 através de uma combinação entre o recipiente de armazenamento e o transporte por caminhão, ferrovia, oleoduto ou navio. O combustível líquido 25 pode ser facilmente armazenado e transportado, e uma vantagem é obtida pelo fato de que a necessidade para integrar o processo de gás para líquido ou carvão para líquido com o processo de geração de energia é significativamente reduzida. Este também tem a vantagem de eliminar a necessidade para co-localizar o processo de gás para líquido ou carvão para líquido e o processo de geração de energia. Em outra modalidade, tal como mostrado na Figura 4, o combustível líquido 25 é alimentado diretamente à unidade de vaporização 30. A este respeito, a unidade de conversão 20 é fluidamente conectada à unidade de vaporização 30.
[045] Como mostrado na Figura 3, um dispositivo de combustão 50, que pode ser um dispositivo de combustão a gás natural, é alimentado com gás de combustão 65. A energia elétrica 105 é produzida. Um gás de exaustão aquecido 75 é alimentado a um gerador de vapor de recuperação de calor 60.
[046] Opcionalmente, como uma alternativa, toda ou uma porção do gás de exaustão aquecido 75 pode ser utilizada como o gás diluente no primeiro gás 35. Em uma modalidade, uma porção dos gases de exaustão 75 fornece aquecimento para o gerador de vapor de recuperação de calor 60, e uma porção é utilizada como o gás diluente no primeiro gás 35. Além disso, os gases de exaustão 75 podem ser empregados para aquecer ou vaporizar o gás combustível 45.
[047] O gerador de vapor de recuperação de calor 60 aquece uma alimentação de água 85 para produzir vapor de alta pressão 135 e de exaustão resfriado 125. O vapor de exaustão resfriado 125 pode ser alimentado a uma pilha (não mostrada) e descartado, ou pode ser reciclado a uma ou mais unidades descritas aqui como desejado. Por exemplo, o vapor de exaustão resfriado pode ser utilizado como um diluente no primeiro gás 35.
[048] O vapor de alta pressão 135 é alimentado a uma turbina a vapor 70 para produzir energia elétrica 105 e vapor de baixa pressão 145. O vapor de baixa pres- são pode, se desejado, ser utilizado em uma ou mais unidades descritas aqui. Por exemplo, o vapor de baixa pressão pode ser utilizado na alimentação 2 à unidade de gaseificação 5.
[049] Outra modalidade fornece um processo, compreendendo a separação de um gás de síntese 6 em primeira e segunda porções 6a e 6b, transformando a primeira porção 6a do gás de síntese 6 em um combustível líquido 25, produzindo um gás combustível 45 usando o combustível líquido 25 e um primeiro gás 35, o primeiro gás 35 tendo um teor de oxigênio menor do que o do ar ambiente, contatando o gás combustível 45 com um segundo gás 55, o segundo gás 55 compreendendo pelo menos um agente oxidante, para formar um gás de combustão 65, e queimando a segunda porção 6b de gás de síntese 6 com um dispositivo de combustão modificado 80. Um exemplo de um dispositivo de combustão modificado é uma turbina a gás modificada 80. Uma modalidade de acordo com este processo é descrito na Figura 7.
[050] Outra modalidade fornece um sistema, compreendendo uma unidade sepa-radora 100 configurada para separar um gás de síntese 6 em primeira e segunda porções 6a e 6b, um unidade de conversão 20 configurada para transformar a primeira porção 6a de gás de síntese 6 em um combustível líquido 25, uma unidade de vaporização 30 configurada para produzir um gás combustível 45 usando o combustível líquido 25 e um primeiro gás 35, o primeiro gás 35 tendo um teor de oxigênio menor do que o do ar ambiente, uma unidade de pré-mistura 40 configurada para contatar o gás combustível 45 com um segundo gás 55, o segundo gás 55 compreendendo pelo menos um agente oxidante, e formar um gás de combustão 65, e um dispositivo de combustão modificado 80 configurado para queimar a segunda porção 6b de gás de síntese 6. Um exemplo de um dispositivo de combustão modificado 80, que é modificado para queimar gás de síntese 6, é uma turbina a gás modificada 80a. Uma modalidade de acordo com este sistema é descrita na Figura 7.
[051] Como mostrado na Figura 7, um separador 100 é fornecido, que separa o gás de síntese 6 em primeira e segunda porções 6a e 6b. Uma vantagem é obtida na poligeração de energia elétrica e vapor de ambos um dispositivo de combustão a gás de síntese 80 e um dispositivo de combustão a combustível de combustão 50.
[052] Outra modalidade fornece um sistema, compreendendo uma unidade de tro- ca configurada para enviar toda ou uma porção de uma corrente de gás de síntese 6 a um ou ambos de um primeiro dispositivo de combustão e uma unidade de conversão 20, a unidade de conversão 20 sendo configurada para transformar o gás de síntese 6 em um combustível líquido 25, uma unidade de vaporização 30 configurada para produzir um gás combustível 45 do combustível líquido 25 e um primeiro gás 35, o primeiro gás 35 tendo um teor de oxigênio menor do que o do ar ambiente, e uma unidade de pré-mistura 40 configurada para contatar o gás combustível 45 com um segundo gás 55, o segundo gás 55 compreendendo pelo menos um agente oxi-dante, e formar um gás de combustão 65. Um exemplo de tal sistema é mostrado na Figura 8.
[053] Outra modalidade fornece um processo, compreendendo o envio de uma primeira corrente de uma gás de síntese 6 para um primeiro dispositivo de combustão para combustão e, consequentemente, a troca de toda ou uma porção da primeira corrente longe do primeiro dispositivo de combustão, para produzir uma segunda corrente de gás de síntese 6, transformando a segunda corrente de gás de síntese 6 em um combustível líquido 25, produzindo um gás combustível 45 usando o combustível líquido 25 e um primeiro gás 35, o primeiro gás 35 tendo um teor de oxigênio menor do que o do ar ambiente, e contatando o gás combustível 45 com um segundo gás 55, o segundo gás 55 compreendendo pelo menos um agente oxidante, para formar um gás de combustão 65.
[054] Outra modalidade fornece um processo, compreendendo a separação de um gás de síntese 6 em primeira e segunda porções 6a e 6b, transformando a primeira porção 6a de gás de síntese 6 em um combustível líquido 25, produzindo um gás combustível 45 usando o combustível líquido 25 e um primeiro gás 35, o primeiro gás 35 tendo um teor de oxigênio menor do que o do ar ambiente, contatando o gás combustível 45 com um segundo gás 55, o segundo gás 55 compreendendo pelo menos um agente de oxidação, para formar uma gás de combustão 65, e queimar a segunda porção 6b de gás de síntese 6 com um dispositivo de combustão modificado 80.
[055] O combustível líquido 25 produzido pelo processo de carvão para líquido (CTL) é, em muitas formas, superior em termos de propriedades de combustão e emissões de poluentes, para combustíveis equivalentes refinados de óleo cru (veja Tabela 1).
[056] Tabela 1. Características de Combustível Diesel Fischer-Tropsch [057] Contatando-se o combustível íquido 25 com o primeiro gás 35 e vaporizan-do-se {às vezes referido aqui como o processo LPP), transforma o combustível líquido 25 em um gás combustível 55 {às vezes chamado de gás natural sintético ou ”LPP GAS™”) que pode ser queimado em hardware de combustão de baixas emissões secas a gás natural convencional. O presente processo e sistema tornam possível evitar a necessidade de água ou vapor para obter níveis de emissões de NOx baixos.
[058] Empregando-se o gás de síntese 6 para gerar gãs de combustão 65, a unidade de gaseificação 5 não mais requerería operação contínua ou de carga base da turbina de combustão 80. Se a carga da turbina de combustão 80 é reduzida, o excesso de combustível líquido 25 produzido deve ser armazenado conforme necessário em tanques próximos, ou deve ser distribuído através de oleoduto, caminhão ou trem, etc. Se a turbina de combustão 80 é completamente desligada, as unidades de gaseificação e conversão 5 e 20 devem continuar a operar, armazenando ou distribuindo o combustível líquido 25 produzido como descrito para operação com parte da carga.
[059] Pela presente invenção, é possível utilizar um ou mais turbinas de combustão a gás natural convencional, cada uma combinada com um skidde LPP (ou unidade de vaporização 30) para transformar o combustível líquido 25 em gás LPP™ que será queimado pela turbina de combustão convencional. O hardware de turbina de combustão convencíonal/de skid de LPP™ podería operar em “modo de pico” quando necessário, e permitida toda a planta a responder a alterações de carga elétrica sem a necessidade de alterar a taxa de produção de gás de síntese 6. A turbina a gás deve ser operada em um modo de ciclo combinado, como descrito nas Figuras 7 e 8, ou em configuração de ciclo simples.
[060] É também possível desacoplar completamente a planta de gaseifica-ção/carvão para líquido (CTL) e a usina (veja Figura 9). Os líquidos de carvão devem ser produzidos na planta de gaseificação/CTL e transportados para turbinas de combustão isoladas que são equipadas com a tecnologia de LPP™. Isto deve fornecer o benefício adicional para permitir a planta de gaseificação/CTL a ser localizada em qualquer local, incluindo um local em proximidade à fonte de carvão. Um local dentro das proximidades da fonte de carvão deve reduzir o custo de transporte para o carvão, e deve facilitar disposição da escória de produto residual resultante da planta de gaseificação.
[061] Pela presente invenção, o excesso de líquidos de carvão deve ser facilmente transportado às turbinas de combustão isoladas que incluem a tecnologia LPP™.
[062] A presente invenção possui vantagens adicionais inerentes. É possível reduzir significativamente o custo de capital da planta se um gaseificador de reserva não for necessário para a planta de gaseificação de carvão. A porção de hardware do gaseificador de uma planta de gaseificação de carvão opera à temperatura e pressão muito elevadas. Foi constatado que a confiabilidade do hardware do gaseificador é tal que a planta econômica pode requerer que um gaseificador reserva seja construído como uma “reserva de calor” no caso em que o gaseificador primário falhe ou requeira manutenção. O gaseificador reserva é necessário porque há um longo tempo requerido para reparar o gaseificador, e o gás de síntese 6 produzido não pode ser armazenado para ser usado ao mesmo tempo em que o gaseificador está sendo reparado. O hardware do gaseificador pode custar dezenas ou centenas de milhões de dólares em uma planta de IGCC típica.
[063] Outra vantagem é que a propriedade e operação da planta de CTL e usinas podem ser separadas. Uma das preocupações com plantas de IGCC é que o processo de gaseificação de carvão é um processo químico complexo no qual a indústria de energia não tem experiência extensa. Pela presente invenção, a planta de gaseificação/CTL de carvão pode ser desacoplada da planta de geração de energia. Isto permite uma companhia da planta de processos possuir e operar a planta de gaseificação/CTL, ao mesmo tempo em que uma utilidade ou produtor de energia independente pode operar uma planta de turbina de combustão, junto com o skid de |_ppTM
[064] Os sistemas de Baixas Emissões Secas (DLE) usando combustão pobre e pré-misturada têm sido usados com sucesso com gás natural em turbinas de combustão para atender padrões rígidos de emissões. Entretanto, a queima de combustíveis líquidos em sistemas de DLE é ainda uma tarefa desafiadora devido à complexidade de vaporização de combustível e ar pré-misturado. Em uma modalidade, combustão pobre, pré-misturada e pré-vaporizada (LPP™) obtém baixas emissões de poluente ao mesmo tempo em que queima o combustível líquido, tal como querosene e óleo combustível.
[065] Em outra modalidade, o combustível líquido 25 pode ser produzido por métodos de conversão diretos, que evitam o uso de gás de síntese intermediário e que evitam a necessidade por conversão empregando FT ou outros processos. Adequadamente, em uma modalidade, estes processos de conversão diretos podem ser empregados no lugar de gaseificação 5 e conversão 20. Estes métodos de conversão diretos são conhecidos na técnica.
[066] Os exemplos não limitantes de métodos de conversão diretos incluem a conversão direta de carvão, refino de carvão com solvente, refino de carvão com solvente líquido, conversão direta de biomassa, conversão direta de resíduo de madeira e outros. Na conversão direta de biomassa, resíduo de madeira e outros, óleos de pirólise podem ser produzidos dos a partir da pirólise de biomassa, resíduo de madeira e outros em uma atmosfera inerte. Os exemplos não limitantes dos tipos de combustível líquido 25 que resultam destes métodos de conversão diretos incluem combustível de carvão refinado de solvente, combustível de carvão refinado de solvente líquido, óleo de pirólise, e similares, e combinações destes.
REIVINDICAÇÕES

Claims (14)

1. Processo para operar uma planta de ciclo combinado com gaseificação integrada (IGCC), a planta de IGCC compreendendo um gaseificador para gaseificar carvão para produzir gás de síntese, um sistema de combustão de gás de síntese para queimar o gás de síntese para produzir eletricidade e um sistema de combustão de gás natural pré-misturado para queimar um gás diferente de gás de síntese para produzir eletricidade, o processo CARACTERIZADO por compreender: operar o gaseificador para produzir gás de síntese a uma taxa substancialmente constante; quando uma demanda atual de eletricidade for inferior a uma carga base correspondente à saída do gaseificador a uma taxa substancialmente constante: transformar parte do gás de síntese proveniente do gaseificador em um líquido e armazenar o líquido; e quando uma demanda atual de eletricidade for superior a uma carga base correspondente à saída do gaseificador a uma taxa substancialmente constante: converter parte do líquido armazenado a um gás combustível usando um skid LPP ou uma unidade de vaporização para vaporizar o combustível líquido e combiná-lo com um primeiro gás, o primeiro gás tendo um teor de oxigênio menor do que o do ar ambiente; e utilizar o gás combustível no sistema de combustão de gás natural pré-misturado para produzir eletricidade suficiente para suprir a porção da atual demanda elétrica que é superior a carga base correspondente à saída do gaseificador a uma taxa substancialmente constante.
2. Processo, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO por adicionalmente compreender a produção do gás de síntese a partir de uma fonte de carbono selecionada do grupo consistindo em carvão, lignita, carvão marrom, antracita, carvão sub-betuminoso, carbono particulado, combustíveis fósseis, hidrocarbonetos sólidos, hidrocarbonetos líquidos, óleo residual, óleo combustível de gravidade API baixa, óleo de areia de piche, óleo de xisto, resíduo de vácuo, coque de petróleo, resíduos de petróleo, asfalto, asfalto API, resíduo de coque, gás natural, cera, resíduos, betume, emulsão aquosa de betume (ORIMULSION™), biomassa, carboidratos, celulósicos, turfa, milho, palha, madeira, resíduos de madeira, adubo, lama de esgoto, cascas de arroz, palha de arroz, cascas de aveia, casca de árvore de pinheiro, pneu e/ou combustíveis derivados de pneus, resíduo de furfural, “switchgrass” (gramínea), resíduo de oliveira, sansa, resíduo de árvore inteira, bagaço de cana de açúcar, lama de esgoto seco não digerido, lama de esgoto seco digerido, ourela de fabricação de tapete, tapete pós-consumidor, detritos de galinha, detritos de peru, pó de pavimento laminado, resíduo verde urbano, sedimento de polpa, caule de milho, grãos destiladores secos de planta de etanol e uma mistura destes.
3. Processo, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de que a transformação do gás de síntese em líquido compreende um processo de Fischer-Tropsch.
4. Processo, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de que o líquido armazenado é vaporizado antes de ser colocado em contato com o primeiro gás.
5. Processo, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de que o líquido armazenado é vaporizado colocando-o em contato com o primeiro gás.
6. Processo, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de que o primeiro gás compreende um ou mais dentre gás inerte, nitrogênio, argô-nio, hidrogênio, monóxido de carbono, dióxido de carbono, NOx, SOx, hidrocarbone-to, metano, etano, propano, butano, amônia, gás fornecido por uma unidade separa-dora de ar, gases de exaustão, gases de exaustão aquecidos, gases de exaustão resfriados, gás de síntese ou uma combinação destes.
7. Processo, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de que o teor de oxigênio no primeiro gás é suficientemente baixo, de modo que a combustão do gás combustível não é suportada.
8. Processo, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de que o primeiro gás é substancialmente isento de oxigênio.
9. Processo, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de que o teor de oxigênio no primeiro gás é suficientemente baixo, de modo que a auto-ignição do gás de combustão é atrasada ou diminuída.
10. Processo, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO por adicionalmente compreender, antes de produzir o gás combustível, enviar o combustí- vel líquido a um recipiente de armazenamento, armazenar o combustível líquido no recipiente de armazenamento durante um período de tempo e remover o combustível líquido do recipiente de armazenamento.
11. Processo, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO por adicionalmente compreender, antes de produzir o gás combustível, transportar o combustível líquido por caminhão, ferrovia, oleoduto ou navio, ou uma combinação destes.
12. Processo, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de que um gás de combustão é formado a partir do gás combustível antes de chegar a uma frente de chama.
13. Processo, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de que a planta de IGCC compreende adicionalmente uma unidade de separação de ar, o processo compreendendo adicionalmente: fornecer uma corrente de gás rica em oxigênio da unidade de separação de ar para o gaseificador; e utilizar uma corrente de gás rica em nitrogênio da unidade de separação de ar como o primeiro gás durante a produção do gás combustível.
14. Processo, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADO pelo fato de que a planta de IGCC inclui um único gaseificador.
BRPI0711275A 2006-05-01 2007-05-01 processo para operar uma planta de ciclo combinado com gaseificação integrada (igcc) BRPI0711275B1 (pt)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US74613606P 2006-05-01 2006-05-01
US60/746.136 2006-05-01
US11/742,478 US8529646B2 (en) 2006-05-01 2007-04-30 Integrated system and method for production and vaporization of liquid hydrocarbon fuels for combustion
US11/742.478 2007-04-30
PCT/US2007/067891 WO2007146507A2 (en) 2006-05-01 2007-05-01 Integrated system and method for production and vaporization of liquid hydrocarbon fuels for combustion

Publications (2)

Publication Number Publication Date
BRPI0711275A2 BRPI0711275A2 (pt) 2011-11-08
BRPI0711275B1 true BRPI0711275B1 (pt) 2017-01-24

Family

ID=38649130

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
BRPI0711275A BRPI0711275B1 (pt) 2006-05-01 2007-05-01 processo para operar uma planta de ciclo combinado com gaseificação integrada (igcc)

Country Status (18)

Country Link
US (1) US8529646B2 (pt)
EP (1) EP2019815B1 (pt)
JP (2) JP2009535494A (pt)
KR (1) KR101344126B1 (pt)
AU (1) AU2007258113B2 (pt)
BR (1) BRPI0711275B1 (pt)
CA (1) CA2650758C (pt)
CY (1) CY1125049T1 (pt)
DK (1) DK2019815T3 (pt)
ES (1) ES2906788T3 (pt)
HU (1) HUE058901T2 (pt)
LT (1) LT2019815T (pt)
MY (1) MY157793A (pt)
NO (1) NO347418B1 (pt)
PL (1) PL2019815T3 (pt)
PT (1) PT2019815T (pt)
SI (1) SI2019815T1 (pt)
WO (1) WO2007146507A2 (pt)

Families Citing this family (34)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AU2003284124C1 (en) 2002-10-10 2009-11-26 Lpp Combustion, Llc. System for vaporization of liquid fuels for combustion and method of use
MX376774B (es) 2004-12-08 2025-03-07 Lpp Comb Llc Metodo y aparato para el acondicionamiento de combustibles de hidrocarburo liquidos.
US8529646B2 (en) * 2006-05-01 2013-09-10 Lpp Combustion Llc Integrated system and method for production and vaporization of liquid hydrocarbon fuels for combustion
WO2007133511A2 (en) 2006-05-08 2007-11-22 Ceramatec, Inc. Plasma-catalyzed, thermally-integrated, reformer for fuel cell systems
US8618436B2 (en) 2006-07-14 2013-12-31 Ceramatec, Inc. Apparatus and method of oxidation utilizing a gliding electric arc
US8350190B2 (en) 2007-02-23 2013-01-08 Ceramatec, Inc. Ceramic electrode for gliding electric arc
US9404418B2 (en) * 2007-09-28 2016-08-02 General Electric Company Low emission turbine system and method
US8084508B2 (en) 2008-01-09 2011-12-27 Rentech, Inc. Ethanol as a feedstock for a BCTL facility
CA2716387A1 (en) 2008-02-28 2009-09-03 Krones Ag Method and device for converting carbonaceous raw materials
US8558047B2 (en) * 2008-04-16 2013-10-15 University Of Cape Town Process for the production of hydrocarbons including olefins from synthesis gas
US8624069B2 (en) * 2008-08-08 2014-01-07 Afognak Native Corporation Conversion of biomass feedstocks into hydrocarbon liquid transportation fuels
WO2010017513A2 (en) * 2008-08-08 2010-02-11 Ceramatec, Inc. Plasma-catalyzed fuel reformer
US8186177B2 (en) * 2009-01-06 2012-05-29 General Electric Company Systems for reducing cooling water and power consumption in gasification systems and methods of assembling such systems
US8701383B2 (en) * 2009-01-07 2014-04-22 General Electric Company Late lean injection system configuration
US8701418B2 (en) * 2009-01-07 2014-04-22 General Electric Company Late lean injection for fuel flexibility
US8707707B2 (en) * 2009-01-07 2014-04-29 General Electric Company Late lean injection fuel staging configurations
US8701382B2 (en) * 2009-01-07 2014-04-22 General Electric Company Late lean injection with expanded fuel flexibility
US8683808B2 (en) * 2009-01-07 2014-04-01 General Electric Company Late lean injection control strategy
WO2012006478A2 (en) * 2010-07-07 2012-01-12 Arizona Board Of Regents, Acting For And On Behalf Of, Northern Arizona University Self-contained, mobile methanol synthesis plant
US8863518B2 (en) * 2010-09-27 2014-10-21 Saudi Arabian Oil Company Process for the gasification of waste tires with residual oil
US8841495B2 (en) 2011-04-18 2014-09-23 Gas Technology Institute Bubbling bed catalytic hydropyrolysis process utilizing larger catalyst particles and smaller biomass particles featuring an anti-slugging reactor
US9017437B2 (en) 2012-12-11 2015-04-28 Ceramatec, Inc. Method for forming synthesis gas using a plasma-catalyzed fuel reformer
KR101420634B1 (ko) * 2013-02-08 2014-07-21 주식회사 포스코건설 발열량이 증가된 합성천연가스의 제조 방법 및 이를 위한 장치
US9005536B1 (en) 2014-05-01 2015-04-14 ARK Power Dynamics, LLC Apparatus and method for conversion of solid waste into synthetic oil, gas, and fertilizer
US9388351B2 (en) 2014-06-18 2016-07-12 Phillips 66 Company Furfural to fuel
CN104597830A (zh) * 2014-12-23 2015-05-06 广西贵糖（集团）股份有限公司 沸腾式除髓机入料自动控制系统
US10577973B2 (en) 2016-02-18 2020-03-03 General Electric Company Service tube for a turbine engine
CN106367138B (zh) * 2016-10-29 2018-04-17 重庆众商众信科技有限公司 一种抗氧化耐腐蚀型清洁燃料的制备方法
US10774292B2 (en) 2017-05-11 2020-09-15 Ecolab Usa Inc. Compositions and method for floor cleaning or restoration
CN109812832A (zh) * 2017-11-21 2019-05-28 吴鲜家 高效能燃烧控制系统及其方法
KR102147421B1 (ko) * 2018-08-01 2020-08-25 한국에너지기술연구원 2이상의 ft 모드로 작동하는 슬러리 기포탑 반응기 구비한 합성연료 제조 장치
WO2020092368A1 (en) * 2018-10-29 2020-05-07 Arb Pyrolysis, Llc Systems and methods for processing carbonaceous feedstock
KR102402473B1 (ko) * 2021-09-07 2022-05-27 고등기술연구원연구조합 통합형 바이오매스 반탄화 가스화 장치 및 가스화 방법
US12359139B2 (en) 2023-05-19 2025-07-15 Integrated Energy, LLC System and methods of processing waste to generate energy and green hydrogen

Family Cites Families (156)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
USRE24682E (en) 1959-08-18 johnson
US163323A (en) 1875-05-18 Improvement in the manufacture of gas
US696909A (en) 1901-01-24 1902-04-01 Samuel J Miller Carbureting device for explosive-engines.
US964031A (en) 1904-05-31 1910-07-12 Louis K Leahy Liquid-hydrocarbon-burning apparatus.
US1544607A (en) 1923-10-29 1925-07-07 Simmons Henry Emette Oil burner and vaporizer construction
US1755846A (en) 1926-07-19 1930-04-22 Noel A Steed Gas feeder
US2256785A (en) 1932-02-13 1941-09-23 Gasaccumulator Svenska Ab Fuel combustion
US2216178A (en) 1936-11-10 1940-10-01 Gasaccumulator Svenska Ab Fuel combustion
US2268603A (en) 1939-04-14 1942-01-06 Koppers Co Inc Regenerative gas heater
CH221394A (fr) 1941-03-24 1942-05-31 W Blanc Procédé d'alimentation d'un moteur à combustion interne et installation pour la mise en oeuvre de ce procédé.
US2377342A (en) 1943-09-02 1945-06-05 John R Holicer Method and apparatus for treating and generating liquefied petroleum gas
US2701608A (en) 1951-02-03 1955-02-08 Thermal Res And Engineering Co Burner
DE1196603B (de) 1960-11-29 1965-07-15 Willi Broedlin Infrarotbrenner fuer fluessige Brennstoffe
US3229464A (en) 1962-01-15 1966-01-18 Bendix Corp Combustor comprising a flame tube and insulating means
US3545902A (en) 1968-09-23 1970-12-08 Frank W Bailey Blue-flame gun burner process and apparatus for liquid hydrocarbon fuel
US3564847A (en) 1968-10-11 1971-02-23 Curtiss Wright Corp Combustion device for gas turbine engines
JPS4928282B1 (pt) 1968-11-30 1974-07-25
US3597134A (en) 1969-01-23 1971-08-03 Frank W Bailey Liquid fuel burning apparatus
US3568934A (en) 1969-02-10 1971-03-09 Peabody Engineering Corp Gas ring for fuel burner
US3576382A (en) 1969-02-25 1971-04-27 Harald Finnstrand Fuel burner
US3603711A (en) 1969-09-17 1971-09-07 Edgar S Downs Combination pressure atomizer and surface-type burner for liquid fuel
US3866585A (en) 1970-10-19 1975-02-18 Richard D Kopa High energy fuel atomization and a dual carburetion embodying same
US3788065A (en) 1970-10-26 1974-01-29 United Aircraft Corp Annular combustion chamber for dissimilar fluids in swirling flow relationship
US3832985A (en) 1971-06-11 1974-09-03 R Edde Non-pollution carburetion system for engines
FR2157328A5 (pt) 1971-10-18 1973-06-01 Mitsubishi Electric Corp
US4033725A (en) 1972-02-24 1977-07-05 John Zink Company Apparatus for NOx control using steam-hydrocarbon injection
US3800533A (en) 1972-06-13 1974-04-02 Azapco Inc Apparatus and method for reducing harmful products of combustion
US3840321A (en) 1972-09-29 1974-10-08 F Moench Fuel vaporizer burner assembly and method
US4040403A (en) 1974-02-21 1977-08-09 William Lester Rose Air-fuel mixture control system
US3986815A (en) 1974-04-24 1976-10-19 Dowa Co., Ltd. Burner for burning liquid fuel in gasified form
US4047880A (en) 1974-05-15 1977-09-13 Antonio Caldarelli Fluids distributor for energized-fluid systems
GB1481617A (en) 1974-10-07 1977-08-03 Rolls Royce Gas turbine fuel burners
US4058977A (en) 1974-12-18 1977-11-22 United Technologies Corporation Low emission combustion chamber
US3937008A (en) 1974-12-18 1976-02-10 United Technologies Corporation Low emission combustion chamber
US3973395A (en) 1974-12-18 1976-08-10 United Technologies Corporation Low emission combustion chamber
US4045956A (en) 1974-12-18 1977-09-06 United Technologies Corporation Low emission combustion chamber
US4004875A (en) 1975-01-23 1977-01-25 John Zink Company Low nox burner
DE2503193A1 (de) 1975-01-27 1976-07-29 Linde Ag Verfahren zur herstellung eines heizgases durch druckvergasung kohlenstoffhaltiger brennstoffe
US4025282A (en) 1975-05-21 1977-05-24 John Zink Company Apparatus to burn liquid fuels in a gaseous fuel burner
US4013396A (en) 1975-08-25 1977-03-22 Tenney William L Fuel aerosolization apparatus and method
US3990831A (en) 1975-09-04 1976-11-09 Consolidated Natural Gas Service Co., Inc. Recirculating burner
US3986349A (en) * 1975-09-15 1976-10-19 Chevron Research Company Method of power generation via coal gasification and liquid hydrocarbon synthesis
DE2542719A1 (de) 1975-09-25 1977-04-07 Daimler Benz Ag Brennkammer
US4008041A (en) 1975-10-02 1977-02-15 Gerald Alton Roffe Apparatus for the gas phase combustion of liquid fuels
US4023538A (en) 1975-10-24 1977-05-17 Econo Fuel Systems, Inc. Hot fuel gas generator
US4094291A (en) 1976-02-23 1978-06-13 Ford Motor Company Apparatus for mixing a vaporized liquid fuel with air
US4044875A (en) * 1976-06-14 1977-08-30 Walter Kidde & Company, Inc. Removable funnel for a coin operated apparatus
US4173254A (en) 1976-06-21 1979-11-06 Texaco Inc. Partial oxidation process
US4099382A (en) 1976-06-21 1978-07-11 Texaco Inc. By-product superheated steam from the partial oxidation process
US4145998A (en) 1976-07-30 1979-03-27 Econo Fuel Systems, Inc. Hot fuel gas generator
US4289475A (en) 1977-01-05 1981-09-15 Selas Corporation Of America Steam vaporization of oil
US4140473A (en) 1977-01-13 1979-02-20 Allied Chemical Corporation Apparatus and method to control process to replace natural gas with fuel oil in a natural gas burner
US4212163A (en) 1978-06-16 1980-07-15 Mikina Stanley J Heat engine
FR2429967A1 (fr) 1978-06-26 1980-01-25 Le Mer Joseph Procede de combustion d'un combustible liquide et bruleur pour sa mise en oeuvre
DE2835852C2 (de) 1978-08-16 1982-11-25 Kraftwerk Union AG, 4330 Mülheim Kombinierte Gas-Dampfkraftanlage mit einer Vergasungseinrichtung für den Brennstoff
DE2836534C2 (de) 1978-08-21 1982-09-02 Oertli AG Dübendorf, Dübendorf Verfahren zum Verbrennen flüssigen Brennstoffes und Brenner zur Durchführung des Verfahrens
DE2912519C2 (de) 1979-03-29 1984-03-15 Kernforschungsanlage Jülich GmbH, 5170 Jülich Brenner für flüssigen Brennstoff und Verbrennungsluft
US4399079A (en) 1979-04-04 1983-08-16 Jacob H. Grayson Method and apparatus for generating vapor of a volatile liquid fuel and operating an internal combustion engine therewith
US4270506A (en) 1979-05-01 1981-06-02 Jacob H. Grayson Generating vapor of a volatile normally liquid fuel and operating an internal combustion engine therewith
US4375799A (en) 1980-04-16 1983-03-08 Swanson Clifford S Fuel vaporization system
US4416613A (en) 1980-08-05 1983-11-22 Barisoff Leonard M Blowpipe type of burner
US4333735A (en) 1981-03-16 1982-06-08 Exxon Research & Engineering Co. Process and apparatus for measuring gaseous fixed nitrogen species
US4443180A (en) 1981-05-11 1984-04-17 Honeywell Inc. Variable firing rate oil burner using aeration throttling
CA1177464A (en) * 1981-10-09 1984-11-06 V. Udaya S. Rao Process and catalyst for converting synthesis gas to liquid hydrocarbon mixture
US4659743A (en) 1981-10-09 1987-04-21 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Process and catalyst for converting synthesis gas to liquid hydrocarbon mixture
US4483832A (en) 1982-03-30 1984-11-20 Phillips Petroleum Company Recovery of heat values from vitiated gaseous mixtures
US4784599A (en) 1982-05-14 1988-11-15 Garbo Paul W Liquid fuel combustion with porous fiber burner
SE8204941L (sv) 1982-08-30 1984-03-01 Sandstroem Christer Oljebrennare
US4480986A (en) 1983-09-14 1984-11-06 Sea-Labs, Inc. Liquid fuel vaporizing burner
DE3408937A1 (de) 1984-01-31 1985-08-08 BBC Aktiengesellschaft Brown, Boveri & Cie., Baden, Aargau Kombinierte gas-/dampf-kraftwerkanlage
KR890000327B1 (ko) 1984-04-19 1989-03-14 도오도오 기기 가부시기가이샤 액체연료 기화식 버어너의 연소 방법및 그 장치
US4606720A (en) 1984-09-17 1986-08-19 Foster-Miller, Inc. Pre-vaporizing liquid fuel burner
DE3660191D1 (en) 1985-08-05 1988-06-16 Siemens Ag Combined cycle power station
DE3609611C2 (de) 1985-08-29 1994-01-27 Bosch Gmbh Robert Abgasrückführregelvorrichtung für eine Brennkraftmaschine
JP2523500B2 (ja) * 1986-06-02 1996-08-07 東京電力株式会社 ガスタ−ビン燃焼器
US4838029A (en) 1986-09-10 1989-06-13 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Air Force Externally vaporizing system for turbine combustor
US4909728A (en) 1986-09-26 1990-03-20 Matsushita Electric Industrial Co., Ltd. Combustion apparatus
US4928015A (en) 1987-08-19 1990-05-22 Ford Motor Company Measuring multicomponent constituency of gas emission flow
DE3734346A1 (de) 1987-10-10 1989-04-27 Kernforschungsanlage Juelich Verfahren und zylinderkopf zur zufuehrung von kraftstoff in einen kolbenmotor
US5015173A (en) 1988-06-09 1991-05-14 Vth Ag Verfahrenstechnik Fur Heizung Burner for the combustion of liquids in the gaseous state
US4907565A (en) 1989-02-22 1990-03-13 Caterpillar Inc. High pressure gasifier and diesel cycle internal combustion engine system
US5035227A (en) 1990-02-02 1991-07-30 Hansen Herbert N W Vaporizer for internal combustion steam engine
US5156002A (en) 1990-03-05 1992-10-20 Rolf J. Mowill Low emissions gas turbine combustor
FR2667134B1 (fr) 1990-09-24 1995-07-21 Pavese Guy Procede d'amelioration de la combustion pour bruleur a air souffle et moyens destines a le mettre en óoeuvre.
US5207053A (en) 1991-05-15 1993-05-04 United Technologies Corporation Method and system for staged rich/lean combustion
US5165224A (en) 1991-05-15 1992-11-24 United Technologies Corporation Method and system for lean premixed/prevaporized combustion
JPH05106806A (ja) * 1991-06-17 1993-04-27 Hitachi Ltd 燃焼方法及び燃焼器
US5138163A (en) 1991-09-09 1992-08-11 Ford Motor Company Direct sampling of engine emissions for instantaneous analysis
DE59303606D1 (de) 1992-02-28 1996-10-10 Fuellemann Patent Ag Brenner, insbesondere Oelbrenner oder kombinierter Oel/Gas-Brenner
US5238396A (en) 1992-06-18 1993-08-24 The Boc Group, Inc. Fuel-burner method and apparatus
US5295350A (en) 1992-06-26 1994-03-22 Texaco Inc. Combined power cycle with liquefied natural gas (LNG) and synthesis or fuel gas
DE4301100C2 (de) 1993-01-18 2002-06-20 Alstom Schweiz Ag Baden Verfahren zum Betrieb eines Kombikraftwerkes mit Kohle- oder Oelvergasung
JPH0826780B2 (ja) 1993-02-26 1996-03-21 石川島播磨重工業株式会社 部分再生式二流体ガスタービン
US5388395A (en) 1993-04-27 1995-02-14 Air Products And Chemicals, Inc. Use of nitrogen from an air separation unit as gas turbine air compressor feed refrigerant to improve power output
US5459994A (en) 1993-05-28 1995-10-24 Praxair Technology, Inc. Gas turbine-air separation plant combination
US5359847B1 (en) 1993-06-01 1996-04-09 Westinghouse Electric Corp Dual fuel ultra-flow nox combustor
DE4318405C2 (de) 1993-06-03 1995-11-02 Mtu Muenchen Gmbh Brennkammeranordnung für eine Gasturbine
US5377483A (en) 1993-07-07 1995-01-03 Mowill; R. Jan Process for single stage premixed constant fuel/air ratio combustion
US6220034B1 (en) 1993-07-07 2001-04-24 R. Jan Mowill Convectively cooled, single stage, fully premixed controllable fuel/air combustor
GB9314112D0 (en) 1993-07-08 1993-08-18 Northern Eng Ind Low nox air and fuel/air nozzle assembly
US5794431A (en) 1993-07-14 1998-08-18 Hitachi, Ltd. Exhaust recirculation type combined plant
DE4326802A1 (de) 1993-08-10 1995-02-16 Abb Management Ag Brennstofflanze für flüssige und/oder gasförmige Brennstoffe sowie Verfahren zu deren Betrieb
US5345756A (en) 1993-10-20 1994-09-13 Texaco Inc. Partial oxidation process with production of power
WO1995015462A1 (en) 1993-12-03 1995-06-08 Nippon Furnace Kogyo Kabushiki Kaisha Regenerative type burner and storage type heat exchanging system available therefor
US5713195A (en) 1994-09-19 1998-02-03 Ormat Industries Ltd. Multi-fuel, combined cycle power plant method and apparatus
US5572861A (en) 1995-04-12 1996-11-12 Shao; Yulin S cycle electric power system
US6170264B1 (en) 1997-09-22 2001-01-09 Clean Energy Systems, Inc. Hydrocarbon combustion power generation system with CO2 sequestration
US5756360A (en) 1995-09-29 1998-05-26 Horiba Instruments Inc. Method and apparatus for providing diluted gas to exhaust emission analyzer
US5740673A (en) 1995-11-07 1998-04-21 Air Products And Chemicals, Inc. Operation of integrated gasification combined cycle power generation systems at part load
JP3168505B2 (ja) 1995-11-21 2001-05-21 ニッタ株式会社 捩じれ搬送面を有するベルトコンベア
US5901547A (en) 1996-06-03 1999-05-11 Air Products And Chemicals, Inc. Operation method for integrated gasification combined cycle power generation system
JPH10130662A (ja) * 1996-09-04 1998-05-19 Ebara Corp 廃棄物の資源化方法
DE19637025A1 (de) 1996-09-12 1998-03-19 Stephan Herrmann Vorverdampfender und vorvermischender Brenner für flüssige Brennstoffe
US5806298A (en) 1996-09-20 1998-09-15 Air Products And Chemicals, Inc. Gas turbine operation with liquid fuel vaporization
US5775091A (en) 1996-10-21 1998-07-07 Westinghouse Electric Corporation Hydrogen fueled power plant
US6167691B1 (en) 1997-02-25 2001-01-02 Kabushiki Kaisha Toshiba Gasification power generation system using preheated gasifying-agent to gasify fuel
EP0970327B1 (de) 1997-03-24 2001-12-05 VTH Verfahrentechnik für Heizung AG Mit einem brenner ausgerüsteter heizkessel
JPH10288049A (ja) * 1997-04-15 1998-10-27 Hitachi Ltd 複合発電プラントおよびその運用方法
DE19719197A1 (de) 1997-05-09 1998-11-12 Abb Research Ltd Verfahren und Vorrichtung zum Betreiben der Brennkammer einer Gasturbinenanlage mit Flüssigbrennstoff
US6200128B1 (en) 1997-06-09 2001-03-13 Praxair Technology, Inc. Method and apparatus for recovering sensible heat from a hot exhaust gas
DE19728151C2 (de) 1997-07-03 2000-06-08 Linde Ag Verfahren und Vorrichtung zum Erzeugen von Energie
JPH11257094A (ja) * 1998-03-16 1999-09-21 Electric Power Dev Co Ltd 石炭ガス化発電システム
US6145294A (en) 1998-04-09 2000-11-14 General Electric Co. Liquid fuel and water injection purge system for a gas turbine
US5979183A (en) 1998-05-22 1999-11-09 Air Products And Chemicals, Inc. High availability gas turbine drive for an air separation unit
DE19832293A1 (de) 1998-07-17 1999-10-21 Siemens Ag Gas- und Dampfturbinenanlage
DE19832294C1 (de) 1998-07-17 1999-12-30 Siemens Ag Gas- und Dampfturbinenanlage
DE19846225C2 (de) 1998-10-07 2002-05-29 Siemens Ag Gas- und Dampfturbinenanlage
US6343462B1 (en) 1998-11-13 2002-02-05 Praxair Technology, Inc. Gas turbine power augmentation by the addition of nitrogen and moisture to the fuel gas
JP4221858B2 (ja) 1999-03-03 2009-02-12 株式会社デンソー 液体燃料気化装置
US6174160B1 (en) 1999-03-25 2001-01-16 University Of Washington Staged prevaporizer-premixer
US6508053B1 (en) 1999-04-09 2003-01-21 L'air Liquide-Societe Anonyme A'directoire Et Conseil De Surveillance Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Integrated power generation system
EP1126216A4 (en) 1999-08-19 2009-10-28 Panasonic Corp CATALYTIC COMBUSTION DEVICE AND FUEL VAPORIZATION DEVICE
FR2806755B1 (fr) 2000-03-21 2002-09-27 Air Liquide Procede et installation de generation d'energie utilisant un appareil de separation d'air
CA2409700C (en) 2000-05-12 2010-02-09 Clean Energy Systems, Inc. Semi-closed brayton cycle gas turbine power systems
US6282901B1 (en) 2000-07-19 2001-09-04 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Integrated air separation process
US6430915B1 (en) 2000-08-31 2002-08-13 Siemens Westinghouse Power Corporation Flow balanced gas turbine power plant
CA2449205C (en) 2001-06-02 2010-05-18 Gvp Gesellschaft Zur Vermarktung Der Porenbrennertechnik Mbh Method and device for low-emission non-catalytic combustion of a liquid fuel
US6588212B1 (en) 2001-09-05 2003-07-08 Texaco Inc. Combustion turbine fuel inlet temperature management for maximum power outlet
DE10155936A1 (de) 2001-09-25 2003-05-08 Alstom Switzerland Ltd Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage
US6976362B2 (en) 2001-09-25 2005-12-20 Rentech, Inc. Integrated Fischer-Tropsch and power production plant with low CO2 emissions
US6596780B2 (en) 2001-10-23 2003-07-22 Texaco Inc. Making fischer-tropsch liquids and power
AU2002360505A1 (en) 2001-12-03 2003-06-17 Clean Energy Systems, Inc. Coal and syngas fueled power generation systems featuring zero atmospheric emissions
JP4224240B2 (ja) 2002-02-07 2009-02-12 株式会社荏原製作所 液体燃料合成システム
US6779333B2 (en) 2002-05-21 2004-08-24 Conocophillips Company Dual fuel power generation system
DE60228085D1 (de) 2002-09-20 2008-09-18 Siemens Ag Vormischbrenner mit profilierter Luftmassenströmung
CN101187477B (zh) 2002-10-10 2011-03-30 Lpp燃烧有限责任公司 汽化燃烧用液体燃料的系统及其使用方法
AU2003284124C1 (en) 2002-10-10 2009-11-26 Lpp Combustion, Llc. System for vaporization of liquid fuels for combustion and method of use
US6923642B2 (en) 2003-10-08 2005-08-02 General Motors Corporation Premixed prevaporized combustor
EP1706628B1 (en) * 2003-12-01 2012-04-25 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for operating a compression ignition internal combustion engine in combination with a catalytic reformer
JP2005171148A (ja) * 2003-12-12 2005-06-30 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 石炭ガス化炉及びその運転方法
JP4626251B2 (ja) 2004-10-06 2011-02-02 株式会社日立製作所 燃焼器及び燃焼器の燃焼方法
US20060149423A1 (en) * 2004-11-10 2006-07-06 Barnicki Scott D Method for satisfying variable power demand
MX376774B (es) 2004-12-08 2025-03-07 Lpp Comb Llc Metodo y aparato para el acondicionamiento de combustibles de hidrocarburo liquidos.
US8529646B2 (en) * 2006-05-01 2013-09-10 Lpp Combustion Llc Integrated system and method for production and vaporization of liquid hydrocarbon fuels for combustion
US8387398B2 (en) 2007-09-14 2013-03-05 Siemens Energy, Inc. Apparatus and method for controlling the secondary injection of fuel
WO2010099452A2 (en) 2009-02-26 2010-09-02 Palmer Labs, Llc Apparatus and method for combusting a fuel at high pressure and high temperature, and associated system and device

Also Published As

Publication number Publication date
PT2019815T (pt) 2022-03-18
HUE058901T2 (hu) 2022-09-28
NO20085003L (no) 2008-12-01
US20070254966A1 (en) 2007-11-01
EP2019815A2 (en) 2009-02-04
CA2650758A1 (en) 2007-12-21
NO347418B1 (no) 2023-10-23
KR20090007774A (ko) 2009-01-20
ES2906788T3 (es) 2022-04-20
US8529646B2 (en) 2013-09-10
AU2007258113A1 (en) 2007-12-21
BRPI0711275A2 (pt) 2011-11-08
JP2009535494A (ja) 2009-10-01
CA2650758C (en) 2016-07-19
EP2019815B1 (en) 2021-12-08
MY157793A (en) 2016-07-29
LT2019815T (lt) 2022-03-25
DK2019815T3 (da) 2022-02-28
EP2019815A4 (en) 2011-04-27
JP5920849B2 (ja) 2016-05-18
JP2014177652A (ja) 2014-09-25
PL2019815T3 (pl) 2022-04-04
CY1125049T1 (el) 2023-03-24
WO2007146507A2 (en) 2007-12-21
AU2007258113B2 (en) 2013-02-21
KR101344126B1 (ko) 2013-12-20
WO2007146507A3 (en) 2008-05-22
SI2019815T1 (sl) 2022-05-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US8529646B2 (en) Integrated system and method for production and vaporization of liquid hydrocarbon fuels for combustion
Boerrigter et al. Green diesel from biomass via Fischer-Tropsch synthesis: new insights in gas cleaning and process design
US6306917B1 (en) Processes for the production of hydrocarbons, power and carbon dioxide from carbon-containing materials
Dahmen et al. The bioliq process for producing synthetic transportation fuels
Chmielniak et al. Co-gasification of biomass and coal for methanol synthesis
Balat et al. Main routes for the thermo-conversion of biomass into fuels and chemicals. Part 2: Gasification systems
Van der Meijden et al. The production of synthetic natural gas (SNG): A comparison of three wood gasification systems for energy balance and overall efficiency
US9562201B2 (en) Energy efficient apparatus employing energy efficient process schemes providing enhanced integration of gasification-based multi-generation and hydrocarbon refining facilities and related methods
US20080190024A1 (en) System and method for producing substittue natural gas from coal
JP2023530059A (ja) プロセス及び装置
JPH0657267A (ja) 乾燥した、硫黄を含有しないｃｈ４ 濃度の高い合成ガスまたは燃料ガスを生成する方法
US9453171B2 (en) Integrated steam gasification and entrained flow gasification systems and methods for low rank fuels
CN103415597A (zh) 用于气化原料的系统和方法
Rashid et al. Energy and Chemicals Production from Coal‐based Technologies: A Review
US20130069009A1 (en) Systems And Methods For Controlling The Gasification Of Hydrocarbon Feedstocks
CN101437780B (zh) 产生和汽化用于燃烧的液态烃燃料的集成系统和方法
Beychok Process and environmental technology for producing SNG and liquid fuels
Boerrigter et al. 'Green'Diesel Production with Fischer-Tropsch Synthesis
KR100495729B1 (ko) 습식 분류상 중질잔사유 가스화장치
Shahrivar et al. Chemical-looping gasification for the production of aviation fuel with negative emissions: Full chain process modeling and techno-economic analysis
Zwart et al. Bio‐based Fischer–Tropsch Diesel Production Technologies
Vreugdenhil et al. Indirect gasification: A new technology for a better use of Victorian Brown Coal
van der Meijden et al. Production of Bio-CNG by gasification
Zwart et al. Testing an integrated bio synthetic natural gas (BIO-SNG) system
Rehnlund et al. Synthetic gasoline and diesel oil produced by Fischer-Tropsch Technology. A possibility for the future? IEA/AMF annex XXXI

Legal Events

Date Code Title Description
B07A Application suspended after technical examination (opinion) [chapter 7.1 patent gazette]
B09A Decision: intention to grant [chapter 9.1 patent gazette]
B16A Patent or certificate of addition of invention granted [chapter 16.1 patent gazette]

Free format text: PRAZO DE VALIDADE: 20 (VINTE) ANOS CONTADOS A PARTIR DE 01/05/2007, OBSERVADAS AS CONDICOES LEGAIS.