RU2817103C1 - Газорегулировочная установка котельной - Google Patents
Газорегулировочная установка котельной Download PDFInfo
- Publication number
- RU2817103C1 RU2817103C1 RU2023122521A RU2023122521A RU2817103C1 RU 2817103 C1 RU2817103 C1 RU 2817103C1 RU 2023122521 A RU2023122521 A RU 2023122521A RU 2023122521 A RU2023122521 A RU 2023122521A RU 2817103 C1 RU2817103 C1 RU 2817103C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- boiler
- pipeline
- separation device
- combustion products
- Prior art date
Links
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 113
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims abstract description 38
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims abstract description 25
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 7
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 15
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 6
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 4
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 3
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 28
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 abstract description 12
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 235000011089 carbon dioxide Nutrition 0.000 description 8
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 3
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 239000000779 smoke Substances 0.000 description 3
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000002528 anti-freeze Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000000859 sublimation Methods 0.000 description 1
- 230000008022 sublimation Effects 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к области использования магистрального природного газа для работы котельной и может быть использовано в системах подачи газа в котлы и газоснабжения сжиженным природным газом (СПГ) удаленных районов. Газорегулировочная установка котельной содержит котел, газоредуцирующую арматуру, подогреватели газа, турбодетандер, кинематически связанный с электрическим генератором. Вход турбодетандера соединен напорным трубопроводом с магистральным трубопроводом. Установка снабжена спаренными охладителями газа с переключающей арматурой для работы их по очереди в режиме охлаждения газом, выходящим из турбодетандера через сепарационное устройство, и режиме подогрева газом, поступающим из последовательно включенных в противоточной схеме подогревателей газа, поступающего из сепарационного устройства на выходе из турбодетандера, работающих на уходящих продуктах сгорания котла. К сепарационному устройству с помощью трубопровода с криогенным насосом прикреплена криогенная цистерна сжиженного природного газа. Технический результат заключается в повышении эффективности газорегулировочной установки котельной. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Изобретение относится к области использования магистрального природного газа для работы котельной и может быть использовано в системах подачи газа в котлы и газоснабжения сжиженным природным газом (СПГ) удаленных районов.
Известны газоредуцирующие установки (ГРУ): газораспределительные (газоредуцирующие) станции (ГРС) и газорегулирующие пункты (ГРП) распределительных газопроводов, подающих газ из магистрального газопровода различным потребителям. При этом давление газа, подаваемого потребителям, ступенчато понижается на ГРС, ГРП этих газопроводов. ГРС, ГРП содержат газоредуцирующую арматуру и предвключенный подогреватель газа, в котором в качестве греющей используется технологическая среда (вода, тосол и пр.), которая в свою очередь нагревается в газовом котле. При этом дополнительно сжигается газ, отбираемый из газопровода (напр. Схема ГРС, рис. 12.27, стр. 716 «Справочник по транспорту горючих газов» под ред. К.С. Зарембо, Гостехиздат, Москва, 1962 г.). Недостатками такой установки являются потери потенциальной энергии газа при понижении его давления редуцирующей арматурой, недостаточная экономичность и экологичность вследствие необходимости дополнительно сжигать газ в котле, загрязнение окружающей среды продуктами сгорания газа в котле, в частности парниковыми газами (СО2, СН4). Также такая схема не позволяет получать сжиженный природный газ для обеспечения им удаленных районов.
Частично указанные недостатки устраняются в полезной модели Газоредуцирующая установка (Пат. РФ №60689,опубл.27.01.2007). В данной модели используется детандер (газорасширительная турбина), кинематически связанный с электрогенератором, что улучшает экономические и экологические показатели газоредуцирующей установки газопровода. Недостатком газоредуцирующей установки является также, как и в предыдущей, наличие специального подогревателя газа, работающего на тепле дополнительно сжигаемого топлива и невозможность получения СПГ.
Технический результат, на достижение которого направлено заявляемое техническое решение, заключается в повышении эффективности газорегулировочной установки котельной, а также в возможности получения сжиженного природного газа (СПГ) и «сухого льда».
Для достижения указанного технического результата газорегулировочная установка котельной, содержащая котел, газоредуцирующую арматуру, подогреватели газа, турбодетандер, кинематически связанный с электрическим генератором, причем вход турбодетандера соединен напорным трубопроводом с магистральным газопроводом, дополнительно снабжена спаренными охладителями газа с переключающей арматурой для работы их по очереди в режиме охлаждения газом, выходящим из турбодетандера через сепарационное устройство, и режиме подогрева газом, поступающим из последовательно включенных в противоточной схеме подогревателей газа, поступающего из сепарационного устройства на выходе из турбодетандера, работающих на уходящих продуктах сгорания котла, при этом к сепарационному устройству с помощью трубопровода с криогенным насосом прикреплена криогенная цистерна сжиженного природного газа.
Применение данной установки позволяет получать дополнительную электрическую энергию за счет срабатывания перепада давления магистрального газа в детандере с электрогенератором; получать СПГ для реализации его удаленным от газопровода потребителям; получать из части продуктов сгорания котлов котельной конденсат водяных паров и твердый диоксид углерода - «сухой лед». При этом не требуется дополнительного сжигания топлива для подогрева газ, так как для этой цели используется тепло уходящих продуктов сгорания котлов. Кроме того, использование установки способствует улучшению экономических и экологических показателей.
Предлагаемая газорегулировочная установка котельной поясняется чертежами, представленными на фиг. 1, 2.
На фиг. 1 показан схематично общий вид газорегулировочной установки, на фиг. 2 - графически изображен цикл работы установки в двух режимах.
Технический результат достигается тем, что газорегулировочную установку (ГРУ) совмещают с котельной установкой и в схему ГРУ дополнительно вводят перед турбодетандером 7 два спаренных охладителя 5, 6 (фиг. 1) природного газа, выполняющих функцию осушителей для удаления из природного газа водяных паров, углекислого газа и углеводородных соединений перед подачей газа в турбодетандер 7, причем вход газа в турбодетандер 7 соединен напорным трубопроводом 9 с выходом газа из охладителей 5,6, которые попеременно охлаждается газом, выходящим из турбодетандера 7 через сепарационное устройство 10 и нагреваются газом, подогретым уходящими продуктами сгорания котла 4. Газ из сепарационного устройства 10 направляется по двум трубопроводам 14 и 15 в охладители 5,6, и по трубопроводу 16 через регулирующий орган в подогреватели 19, 20 газа продуктами сгорания. Подогреватели 19, 20 газа продуктами сгорания выполнены по последовательной схеме противотока по движению газа и продуктов сгорания с нисходящим движением продуктов сгорания и восходящим движением газа. Подогреватели 19, 20 газа продуктами сгорания подключены к газоходу котла 4 через регулирующий шибер 24. В первом по ходу продуктов сгорания подогревателе 19, он же второй по ходу газа выполнено сепарационное устройство для отделения из продуктов сгорания конденсата водяных паров и арматура для удаления конденсата в конденсатный бак. За вторым подогревателем 20 по ходу продуктов сгорания, он же первый по ходу газа выполнен циклон для отделения твердого диоксида углерода («сухого льда»). Очищенные продукты сгорания после подогревателей направляются в газоход котла 4 перед дымососом.
Подогретый газ через дроссельное устройство подается в общую магистраль 3 пониженного давления, из которой питается котел 4 котельной и близлежащие потребители. Часть нагретого газа, взятая перед дроссельным устройством, направляется при переключении соответствующей запорной арматуры в один из охладителей 5 или 6 для подогрева последнего с целью плавления и испарения в нем замороженных компонентами природного газа. Газ вместе с испарившимися компонентами сбрасывается в трубопровод 32 подачи газа в котел 4. Переключение охладителей 5 и 6 с работы с одного режима на другой проводят при помощи запорной арматуры. Охлаждение газа, входящего в турбодетандер 7 насыщенным газом из сепарационного устройства 10, позволяет понизить температуру газа за турбодетандером 7 до температуры конденсации метана (-161°С), что позволяет получать сжиженный природный газ (СПГ). Для работы на насыщенном газе турбодетандер 7 должен иметь конструкцию, например такую, которая описана (АС СССР №561853 Турбодетандер для работы на влажном газе, опубл. 15.06.1977). Количество полученного СПГ регулируют изменением расхода насыщенного газа, идущего из сепарационного устройства 10 на турбодетандер 7 и на подогреватели 19,20 при помощи обводного трубопровода с регулирующим вентилем.
Газорегулировочная установка котельной содержит, как дублирующий элемент газоредуцирующую арматуру 1, подключенную к магистральному трубопроводу 2 с одной стороны и к трубопроводу 3 низкого давления с другой стороны, к которой подключен котел 4 котельной и остальные потребители. Также к магистральному трубопроводу 2 через запорную арматуру подключены два спаренных охладителя 5,6 природного газа. Охладителя 5,6 природного газа через запорную арматуру подключены к турбодетандеру 7, который вращает кинематически с ним связанный электрический генератор 8. Турбодетандер 7 на выходе при помощи трубопровода 9 соединен с сепарационным устройством 10, к которому трубопроводом 11 с криогенным насосом 12 крепится криогенная цистерна СПГ 13. Сверху к сепарационному устройству 10 крепится трубопровод 14, который разделяется на две ветки 15 и 16. Трубопровод 15 через запорную арматуру подключен к охлаждающим змеевикам 17 или 18 охладителей 5 и 6, которые работают попеременно: один охлаждает и конденсирует низкокипящие газы, а другой в это время нагревает и испаряет низкокипящие газы. Выход из змеевиков 17 или 18 через соответствующую запорную арматуру подключен к трубопроводу 16. К трубопроводу 16 последовательно подключены два вертикальных подогревателя газа 19 и 20 (подогрев происходит частью продуктов сгорания котла 4). Выход газа из подогревателя 19 соединен с входом в подогреватель 20 трубопроводом 21. Котельный газоход 22 от котла 4 посредством короба 23 прикреплен к корпусу подогревателя 28 через регулирующий шибер 24. В нижней части подогревателя 20 к его корпусу крепится поворотный короб 25, в котором смонтирован инерционный отделитель конденсата из продуктов сгорания с арматурой для удаления конденсата в конденсатный бак (на фиг. 1 не показаны). Поворотный короб 25 крепится при помощи поворотного короба 26 к верхней части подогревателя 19. В нижней части подогревателя 19 к его корпусу прикреплен поворотный короб 27, в котором смонтирован циклон для отделения твердого диоксида углерода («сухого льда») из продуктов сгорания (на фиг. 1 не показан) с арматурой для удаления его в емкость для хранения (на рисунке не показана). Поворотный короб 27 прикреплен к подогревателю 28 продуктов сгорания на газоходе 22 после регулирующего шибера 24 перед дымососом котла (на рисунке не показан). Выход из подогревателя 28 соединен с газоходом 22 после шибера 24 перед дымососом. Выход подогретого газа из подогревателя 20 посредством трубопровода 29 через запорную арматуру подключен к корпусам спаренных охладителей 5 или 6 природного газа. На трубопроводе 29 перед его входом к спаренным охладителям 5,6 природного газа установлено редуцирующее устройство 30, поддерживающее необходимый перепад давления для обеспечения нормального прохождения горячего природного газа через охладители 5 или 6. К низу корпусов спаренных охладителей 5,6 природного газа через запорную арматуру подключен трубопровод 31, который соединяется с трубопроводом 32 подачи газа к котлу 4 и к трубопроводу 3 низкого давления. Редуцирующее устройство 30 соединено с трубопроводом 3 низкого давления. Сепарационное устройство 10, отделяющее жидкий газ (СПГ) от газа, идущего в охладители 5,6, подключено посредством криогенного насоса с криогенной цистерной 13 хранилища СПГ и распределения СПГ.
Установка работает следующим образом.
Возможны два варианта работы установки:
Режим 1 - без производства СПГ, когда весь газ после турбодетандера 7 направляется через запорную арматуру через- подогреватели 19 и 20 в трубопровод 3 низкого давления через редуцирующее устройство 30;
Режим 2-е максимальным производством СПГ, когда весь газ после турбодетандера 7 через запорную арматуру направляется через один из охладителей 5 или 6, затем через подогреватели 19 и 20 в трубопровод 3 низкого давления через редуцирующее устройство 30.
Также установка может работать в промежуточных режимах, определяемых степенью открытия соответствующей запорной арматуры.
Режим-1 на диаграмме (фиг. 2) представлен кривой 1-2-4, где «1-2» адиабатический процесс расширения газа в турбодетандере 7; «2-4» подогрев газа в подогревателях 19 и 20 за счет охлаждения продуктов сгорания котла.
Режим-2 на диаграмме (фиг. 2) представлен кривой 1-3-5-4, где «1-3» процесс охлаждения газа в одном из охладителей 5 или 6; «3-5» адиабатический процесс расширения газа в турбодетандере 7; «5-2-4» подогрев части газа без отделившегося СПГ в подогревателях 19 и 20 за счет охлаждения продуктов сгорания котла 4 с образованием из них «сухого льда» и конденсата водяных паров. При давлении в магистральном трубопроводе 2 40 бар и давлении в трубопроводе 3 низкого давления 3 бар в СПГ перейдет 20% газа (0,2 кг из 1 кг газа).
При расходе газа через установку Gг=1 кг/c мощность электрического генератора составит
где ΔН=160кДж/кг разница энтальпий в точках 3 и 5;
ηд=0,7 - теоретический КПД детандера;
ηэ=0,9 - механический и электрический КПД генератора.
Для полного охлаждения продуктов сгорания с получением «сухого льда» необходимо их охладить до температуры -79°С. Для этого температура газа за подогревателем 19 должна быть не выше -85°С. Количество тепла, которое при этом должен получить газ составит
где Н-85=830 кДж/кг и Н-145=680 кДж/кг - энтальпия газа соответственно при температурах -85°С и -145°С;
0,8 доля газа, идущего в подогреватель 19.
Газ необходимо нагреть в подогревателях 19 и 20 до температуры +10°С. Для этого потребуется следующее количество тепла
где - теплоемкость метана при давлении 3 бар и температуре 0°С;
Общее количество тепла, необходимое для нагрева газа составит
Долю ΔВ расхода топлива котла необходимую для нагрева газа мощностью определим из теплового баланса:
где - энтальпия продуктов сгорания при 120°С при коэффициенте избытка воздуха 1,2;
- объем водяных паров в продуктах сгорания;
- плотность водяных паров в продуктах сгорания;
- теплота конденсации водяных паров в продуктах сгорания;
- объем водяных паров в продуктах сгорания;
- плотность углекислого газа в продуктах сгорания;
- теплота сублимации углекислого газа при атмосферном давлении в продуктах сгорания;
где - объем азота в продуктах сгорания;
- теплоемкость азота в продуктах сгорания при температуре 70°С;
- плотность природного газа.
Это свидетельствует о том, что только 4% продуктов сгорания достаточно при конденсации из них водяных паров и полной сублимации СО2 и подогрева газа до +10°С при использовании котельной из всего газа (0,8 кг/с). При этом 0,2 кг/с будет получаться СПГ.
Предпочтительно при работе установки кроме котельной подавать трубопроводный газ еще для близлежащих потребителей. При этом количество продуктов сгорания, из которых выделяется конденсат водяных паров и сухой лед будет пропорционально увеличиваться:
При общем расходе через ГРУ 5 кг/с и на котельную 1 кг/с можно будет очистить 4*5=20% продуктов сгорания (57 кг/ч - «сухого льда» и 162 кг/ч конденсата водяных паров) и получить 1 кг/с (3,6 т/ч) СПГ. При этом будет получено 540кВт электрической энергии.
Claims (4)
1. Газорегулировочная установка котельной, содержащая котел, газоредуцирующую арматуру, подогреватели газа, турбодетандер, кинематически связанный с электрическим генератором, причем вход турбодетандера соединен напорным трубопроводом с магистральным трубопроводом, отличающаяся тем, что дополнительно снабжена спаренными охладителями газа с переключающей арматурой для работы их по очереди в режиме охлаждения газом, выходящим из турбодетандера через сепарационное устройство, и режиме подогрева газом, поступающим из последовательно включенных в противоточной схеме подогревателей газа, поступающего из сепарационного устройства на выходе из турбодетандера, работающих на уходящих продуктах сгорания котла, при этом к сепарационному устройству с помощью трубопровода с криогенным насосом прикреплена криогенная цистерна сжиженного природного газа.
2. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что в нижней части расположенного первым на входе газа из сепарационного устройства подогревателя к его корпусу прикреплен поворотный короб, в котором смонтирован циклон ля отделения твердого диоксида углерода из продуктов сгорания с арматурой для удаления его в емкость для хранения.
3. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что подогреватель газа, расположенный вторым по ходу газа, связан с первым по ходу подогревателем коробом, который прикреплен к верху первого подогревателя и к низу второго подогревателя, в нижней части короба выполнен отделитель конденсата с арматурой для удаления конденсата.
4. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что трубопровод подогретого газа в последовательно расположенных подогревателях продуктами сгорания связан с трубопроводом низкого давления.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2817103C1 true RU2817103C1 (ru) | 2024-04-10 |
Family
ID=
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1126928C (zh) * | 1997-06-20 | 2003-11-05 | 埃克森美孚上游研究公司 | 液化天然气的改进方法 |
| RU60689U1 (ru) * | 2006-09-27 | 2007-01-27 | ОАО "Калужский турбинный завод" | Газоредуцирующая установка |
| RU2691869C2 (ru) * | 2016-08-09 | 2019-06-18 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Крыловский государственный научный центр" (ФГУП "Крыловский государственный научный центр") | Способ комбинированной выработки механической, тепловой энергии и получения твердого диоксида углерода |
| RU2772676C1 (ru) * | 2021-06-15 | 2022-05-24 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Мурманский государственный технический университет" (ФГАОУ ВО "МГТУ") | Система регазификации сжиженного природного газа (СПГ) котельной |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1126928C (zh) * | 1997-06-20 | 2003-11-05 | 埃克森美孚上游研究公司 | 液化天然气的改进方法 |
| RU60689U1 (ru) * | 2006-09-27 | 2007-01-27 | ОАО "Калужский турбинный завод" | Газоредуцирующая установка |
| RU2691869C2 (ru) * | 2016-08-09 | 2019-06-18 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Крыловский государственный научный центр" (ФГУП "Крыловский государственный научный центр") | Способ комбинированной выработки механической, тепловой энергии и получения твердого диоксида углерода |
| RU2772676C1 (ru) * | 2021-06-15 | 2022-05-24 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Мурманский государственный технический университет" (ФГАОУ ВО "МГТУ") | Система регазификации сжиженного природного газа (СПГ) котельной |
| RU2774553C1 (ru) * | 2021-10-11 | 2022-06-21 | Юрий Васильевич Белоусов | Система производства экологически чистого топлива на тэц с паровым котлом |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Yang et al. | Parametric assessment, multi-objective optimization and advanced exergy analysis of a combined thermal-compressed air energy storage with an ejector-assisted Kalina cycle | |
| Najjar et al. | Novel inlet air cooling with gas turbine engines using cascaded waste-heat recovery for green sustainable energy | |
| Choi et al. | Analysis and optimization of cascade Rankine cycle for liquefied natural gas cold energy recovery | |
| Gómez et al. | Thermodynamic analysis of a novel power plant with LNG (liquefied natural gas) cold exergy exploitation and CO2 capture | |
| Tayyeban et al. | Investigation of a new heat recovery system for simultaneously producing power, cooling and distillate water | |
| US20030005698A1 (en) | LNG regassification process and system | |
| Pan et al. | CO2 capture by antisublimation process and its technical economic analysis | |
| US20110042968A1 (en) | Method and plant for combined production of electric energy and water | |
| CN110392770B (zh) | 利用二氧化碳进行能量转换的方法和设备系统 | |
| Wang et al. | Performance analysis of liquid air energy storage with enhanced cold storage density for combined heating and power generation | |
| UA61957C2 (en) | Method for obtaining energy from the exhaust gas of gas turbine, method and system of regeneration of energy of the exhaust gas heat | |
| PT1613841E (pt) | Processo e dispositivo de realização de um ciclo termodinâmico | |
| Kanbur et al. | Thermoeconomic assessment of a micro cogeneration system with LNG cold utilization | |
| BR112019017533A2 (pt) | Sistema liquidificante de gás natural, e, método. | |
| Xie et al. | Techno-economic and environmental assessment of a novel co-generation system integrating heat pump with Allam cycle | |
| RU2680285C2 (ru) | Станция для снижения давления и сжижения газа | |
| RU133204U1 (ru) | Комбинированная газотурбинная установка системы газораспределения | |
| Sabzpoushan et al. | A combined cooling and power transcritical CO2 cycle for waste heat recovery from gas turbines | |
| Chacartegui et al. | A humid air turbine–organic Rankine cycle combined cycle for distributed microgeneration | |
| Staicovici | Further research zero CO2 emission power production: the ‘COOLENERG’process | |
| CN113864060A (zh) | 一种lng电站联合循环机组进气温度调节系统及方法 | |
| RU2817103C1 (ru) | Газорегулировочная установка котельной | |
| Wu et al. | Analysis on full CO2 capture schemes in NG/O2 combustion gas and steam mixture cycle (GSMC) | |
| PL233789B1 (pl) | Instalacja do magazynowania energii w skroplonym powietrzu z modulem separacji tlenu | |
| He et al. | Exergy efficiency improvement by compression heat recovery for an integrated natural gas liquefaction-CO2 capture-NGL recovery process |